APOSTILA - ARRANJOS SUBMARINOS

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Arranjo Submarino 
 
 
 
Curso: Arranjo Submarino 
 
Instrutor: Hélvio Ferreira da Silva (E&P-SERV/US-SUB/IPSUB) 
 
 
 
 
Este material contém informações classificadas como Empresariais (NP 1) pelo 
RH/UP/ECTEP. 
 
 
 
Recursos Humanos/Universidade Petrobras
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
Índice 
 
1. OBJETIVO DO CURSO ....................................................................................................................................... 9 
2. INTRODUÇÃO .................................................................................................................................................. 9 
3. O SISTEMA DE PRODUÇÃO OFFSHORE ........................................................................................................... 9 
3.1 ELEMENTOS COMPONENTES DO SISTEMA DE PRODUÇÃO .................................................................................... 9 
a) Área para Exploração (Exploração e Produção): ........................................................................................ 9 
b) Unidades Marítimas ................................................................................................................................... 9 
c) Sistema Submarino de Produção .............................................................................................................. 10 
c.1) Sistema de Exportação .......................................................................................................................... 10 
c.2) Sistema de Coleta .................................................................................................................................. 10 
4. O ARRANJO SUBMARINO .............................................................................................................................. 11 
4.1 IMPORTÂNCIA DO ARRANJO SUBMARINO ....................................................................................................... 11 
4.2 DEFINIÇÃO DE ARRANJO SUBMARINO ............................................................................................................ 12 
4.2.1 Arranjo Submarino de Concepção ................................................................................................... 13 
4.2.2 Arranjo Submarino Básico ............................................................................................................... 13 
4.2.3 Arranjo Submarino de Instalação .................................................................................................... 13 
4.3 DISCIPLINAS ENVOLVIDAS NO ARRANJO SUBMARINO ........................................................................................ 14 
4.4 GERAÇÃO DE ALTERNATIVAS DE ARRANJOS SUBMARINOS PARA O PROJETO CONCEITUAL......................................... 18 
4.4.1 Projetos na Fase 1: .......................................................................................................................... 18 
4.4.2 Projetos na Fase 2A: ....................................................................................................................... 19 
5. UTILIZAR MATERIAIS E EQUIPAMENTOS DE PRATELEIRA DOS DIVERSOS FORNECEDORES. .......................... 21 
5. DESCRIÇÃO DO PROCESSO SIMPLIFICADO PARA ELABORAÇÃO DE UM ARRANJO SUBMARINO .............. 26 
5.1 ARRANJO SUBMARINO CONCEITUAL .............................................................................................................. 26 
5.1.1 Serviços de Concepção de Arranjo Submarino (Pré-Arranjo) ........................................................... 26 
5.1.2 Detalhamento do Arranjo Submarino .............................................................................................. 29 
5.1.3 Documentos Complementares ao Arranjo Submarino Detalhado: .................................................. 30 
5.2 ARRANJOS SUBMARINOS BÁSICO E DE INSTALAÇÃO ............................................................................. 34 
6. CONCEITOS DE UEP ....................................................................................................................................... 36 
6.1 COMPLETAÇÃO SECA .................................................................................................................................. 36 
6.1.1 Em Águas Rasas: ............................................................................................................................. 36 
6.1.2 Em Águas Profundas: ...................................................................................................................... 37 
6.1.3 Definições das Plataformas: ............................................................................................................ 37 
6.1.4 Outras Considerações sobre UCS: .................................................................................................. 39 
6.2 COMPLETAÇÃO MOLHADA .......................................................................................................................... 42 
6.2.1 Opções de Plataformas .................................................................................................................... 43 
6.2.2 Definições das plataformas ............................................................................................................. 43 
6.3 PROJETO DAS UEPS ............................................................................................................................... 49 
6.3.1 Tipos de Suportes de Risers das Plataformas ................................................................................... 52 
6.3.2 Tipos de ancoragem de plataformas flutuantes .............................................................................. 74 
6.3.3 Área de Off-loading de FPSOs .......................................................................................................... 82 
6.3.4 Áreas de Exclusão das UEPs ............................................................................................................. 86 
6.3.5 Projeto de outros conceitos de UEPs e Sistemas flutuantes ............................................................ 88 
6.3.6 PLATAFORMAS DE INTERVENÇÃO NOS POÇOS ............................................................................... 96 
7. INSUMOS PARA ELABORAÇÃO DO ARRANJO SUBMARINO....................................................................... 101 
7.1 INSUMOS FORNECIDOS PELO ATIVO: ........................................................................................................... 101 
7.1.1 Malha de Drenagem do Reservatório ............................................................................................ 101 
7.1.2 Ring Fence do Campo ................................................................................................................... 103 
7.1.3 Documentos de Projeto Elaborados pelo Planejamento e Desenv. da Produção .......................... 105 
7.2 INSUMOS SOLICITADOS A OUTRAS GERÊNCIAS DA US-SUB: ............................................................................. 107 
 
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7.3 CONSULTAS CORPORATIVAS: ..................................................................................................................... 111 
8. PREMISSAS PARA ELABORAÇÃO DO ARRANJO SUBMARINO .................................................................... 111 
8.1 PREMISSAS DE PROJETO DOS POÇOS ........................................................................................................... 111 
8.1.1 Por Tipo de Escoamento ................................................................................................................111 
8.1.2 Por Tipo de Perfuração .................................................................................................................. 111 
8.1.3 Por Tipo de Completação ............................................................................................................... 112 
8.2 PREMISSAS PARA POSICIONAMENTO DAS CABEÇAS DOS POÇOS ........................................................................ 112 
8.2.1 Afastamento Mínimo e Máximo dos Objetivos ............................................................................. 113 
8.2.2 Deflexão Lateral da Perfuração ..................................................................................................... 113 
8.2.3 Uso de Poços sem DSSS (critério de poços isolados) ...................................................................... 113 
8.2.4 Uso de Poços em Clusters ............................................................................................................. 115 
8.2.5 Poços em Template ........................................................................................................................ 115 
8.2.6 Análise de Interferências de UEP’s com Sondas de Intervenção nos Poços ................................... 115 
8.3 PREMISSAS PARA POSICIONAMENTO DA UEP E DOS SISTEMAS SUBMARINOS NO ARRANJO SUBMARINO .................. 119 
8.3.1 Características Geográficas .......................................................................................................... 119 
8.3.2 Localização dos Objetivos ou Cabeças dos Poços ........................................................................ 121 
8.3.3 Projeto da UEP ............................................................................................................................... 123 
8.3.4 Filosofia do Sistema de Exportação de Óleo e Gás ........................................................................ 125 
8.4 PREMISSAS PARA PROJETO DOS SISTEMAS SUBMARINOS DE PRODUÇÃO ............................................................. 129 
8.4.1 Características dos Fluídos ............................................................................................................. 129 
8.4.2 Tipo de Escoamento que será Adotado ......................................................................................... 130 
8.4.3 Tipo de Duto a Ser Utilizado ......................................................................................................... 135 
8.4.4 Uso de Equipamentos Submarinos ................................................................................................ 150 
8.4.5 Uso de Sistemas Especiais ou de Novas Tecnologias .................................................................... 156 
8.4.6 Premissas de Arranjos com uso de Sistemas Desacoplados .......................................................... 163 
9. CONFIGURAÇÕES DE RISERS FLEXÍVEIS ...................................................................................... 174 
9.1 EM PLATAFORMAS FIXAS ........................................................................................................................... 174 
9.2 EM PLATAFORMAS SUBMERSÍVEIS ............................................................................................................... 174 
9.3 EM PLATAFORMAS TIPO FPSO .................................................................................................................. 174 
9.4 DETALHAMENTO DAS CONFIGURAÇÕES DOS RISERS FLEXÍVEIS ......................................................... 175 
9.4.1 Risers em Catenária Livre ............................................................................................................. 175 
9.4.2 Risers em Configuração complacente ........................................................................................... 181 
9.4.3 CONFIGURAÇÕES DE RISERS RÍGIDOS ............................................................................................ 186 
9.4.4 PREMISSAS PARA INTERFERÊNCIA DE RISERS ................................................................................ 188 
10. ANCORAGEM DOS RISERS ...................................................................................................................... 194 
10.1 RISERS FLEXÍVEIS ............................................................................................................................... 194 
10.2 RISERS RÍGIDOS ....................................................................................................................................... 195 
11. DIRETRIZES PARA O DESENVOLVIMENTO DO PROJETO CONCEITUAL DE UM SISTEMA SUBMARINO DE 
PRODUÇÃO 195 
12. DESENVOLVIMENTO DO ARRANJO SUBMARINO .................................................................................. 198 
12.1 REFERÊNCIAS GEOGRÁFICAS .............................................................................................................. 198 
12.2 FORMATO E ESCALA DO DESENHO ..................................................................................................... 199 
12.3 OUTRAS CONSIDERAÇÕES .................................................................................................................. 199 
12.3.1 Especificação de Dutos e Umbilicais nos Arranjos Submarinos e Unifilares ............................. 199 
12.3.2 Conteúdo do Desenho ............................................................................................................... 200 
13. APLICAÇÕES PRÁTICAS ........................................................................................................................... 201 
13.1 EXEMPLOS DE ARRANJOS SUBMARINOS EM ÁGUAS RASAS ................................................................................ 201 
13.2 EXEMPLOS DE ARRANJOS SUBMARINOS EM ÁGUAS PROFUNDAS ........................................................................ 201 
13.3 APRESENTAÇÃO DE PROJETOS EM ANDAMENTO ............................................................................................. 201 
 
 
 
 
 
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ARRANJO SUBMARINO 
 
1. OBJETIVO DO CURSO 
 
Este curso CENSUB pretende capacitar profissionais a trabalhar em projetos que envolvam 
Arranjos Submarinos de Sistemas Submarinos de Produção, objetivando a adoção de 
melhores práticas na condução de projetos, tanto na parte de acompanhamento, 
coordenação e desenvolvimento de projetos que visem a instalação de sistemas 
submarinos de produção na empresa, assim como a leitura, interpretação e 
desenvolvimento de arranjos submarinos dentro da Empresa. 
 
 
2. INTRODUÇÃO 
O desenvolvimento de arranjos submarinos para atendimento aos diversos tipos de 
projetos de sistemas submarinos de produção tem sido cada vez mais destacado dentre a 
cadeia produtiva da área de explotação do Petróleo, tendo em vista as complexidades 
envolvidas nas diversas fases que o projeto passa e os impactos decorrentes desde a 
concepção até a definição e instalação dos equipamentos e dutos submarinos para então 
conseguir uma solução que atenda as exigências e premissas dos reservatórios, 
plataformas e de garantia de escoamento. Em conseqüência disto a disciplina de Arranjo 
Submarino tem sido cada vez mais disseminada nas empresas de Petróleo e Gás dada a 
relevância do tema para a boa formação de um profissional que vai desenvolver atividades 
ligadas a área submarina e, portanto necessita de conhecimentos de como foi estudado, 
planejado ou executado determinado sistema submarino, bem como entender e participar 
de discussões que envolvam os diversos aspectos e complexidades de um arranjo 
submarino. 
 
3. O SISTEMA DE PRODUÇÃO OFFSHORE 
3.1 Elementos Componentes do Sistema de Produção 
 
a) Área para Exploração (Exploração e Produção): 
 
Compreendeos diversos elementos geográficos da região a ser explorada: limite 
geográfico do campo de produção, profundidade do reservatório, localização dos poços, 
Lamina D’água do local, características geológicas do solo e obstáculos no leito marinho. 
 
 
 
 
b) Unidades Marítimas 
 
 
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Compreendem todas as unidades marítimas, flutuantes ou fixas, de produção, perfuração 
ou de apoio que devem operar na área a ser explorada durante a implantação do projeto. 
 
c) Sistema Submarino de Produção 
 
Compreendem todos os dutos e equipamentos submarinos que interligam os poços ás 
plataformas ou entre plataformas, e que são necessários para o desenvolvimento da 
produção de um determinado campo produtor de óleo e ou gás. 
 
Ele se subdivide em: 
 
c.1) Sistema de Exportação 
 
Compreende todos os sistemas que podem compreender dutos, equipamentos 
submarinos, monobóias e navios de off-loading, necessários para transferir a produção de 
óleo ou gás de uma ou várias plataformas. 
 
c.2) Sistema de Coleta 
 
Compreende todos os sistemas necessários para a coleta da produção dos poços pelas 
plataformas, podendo-se ter: 
 
 Poços em completação seca - poços com ANS conectados a plataforma por risers rígidos 
verticais; 
 Poços em completação molhada: 
 Satélites - poços com ANM conectados diretamente a plataforma por meio de dutos 
submarinos (risers e flowlines); 
 Via Manifolds - poços com ANM interligados a manifolds submarinos por meio de 
dutos submarinos (flowlines), sendo os manifolds interligados a plataforma, por meio 
de dutos submarinos (risers e flowlines); 
 
d) Sistemas Auxiliares 
 
São sistemas que não fazem parte diretamente do sistema de coleta e exportação da 
produção (não participam como elemento fixo ou integrante da cadeia produtiva), mas 
que são importante para a instalação, operação e manutenção dos sistemas submarinos, 
tais como: 
 
 Instalação de dutos e equipamentos (embarcações de apoio, equipamentos de 
posicionamento geodésicos, etc.) 
 Monitoramento, levantamento e/ou inspeção dos diversos componentes do sistema 
submarino de produção (ROV, PIG, Sensores de corrosão, Mergulhadores, etc) 
 Levantamento de dados do leito marinho e de superfície do mar (AUV, bóias 
meteoceanográficas); 
 
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A figura a seguir apresenta alguns componentes típicos de um sistema submarino: 
 
 
 
 
4. O ARRANJO SUBMARINO 
4.1 Importância do Arranjo Submarino 
 
O arranjo submarino reveste-se de importância dado que o mesmo ilustra como será o 
cenário de desenvolvimento de um determinado campo de produção e deve espelhar a 
melhor solução técnica e econômica para a produção do campo e a manutenção de todos 
os sistemas ao longo do tempo de vida útil do projeto. 
 
O arranjo submarino tem um grande impacto para as disciplinas envolvidas num projeto 
de explotação de petróleo (desenvolvimento do reservatório, perfuração e exploração dos 
poços, projeto da plataforma, programação de sondas, lançamento de dutos, instalação de 
equipamentos submarinos, gerenciamento da elevação e escoamento da produção) visto 
que qualquer alteração do mesmo ou uso de nova opção de escoamento ou de outra 
plataforma de produção pode influenciar significativamente nas demais disciplinas e 
repercutir nos valores econômicos do projeto a ser considerado no EVTE (Estudo de 
Viabilidade Técnica e Econômica) podendo em certos casos possuir um grau de 
complexidade (técnica ou econômica) tamanha e vir a inviabilizar o empreendimento. 
 
 
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A confecção de um arranjo submarino sem observar o atendimento das necessidades das 
disciplinas envolvidas pode acarretar em prejuízos financeiros, seja durante a fase de 
implantação como durante a operação dos sistemas de superfície e submarinos, podendo 
em certos casos inviabilizar a produção do campo submarino, caso não se consiga garantir 
plenamente o escoamento como previsto devido a inobservância das premissas de 
projeto, mudanças ocorridas ao longo do processo ou escolha de uma opção que mostre 
ser inadequada ao campo em questão. 
 
A elaboração de um bom layout ou arranjo submarino dependerá do bom conhecimento 
das características do campo submarino e do emprego de tecnologias que sejam capazes 
de atender as expectativas do reservatório e do planejamento de desenvolvimento da 
produção. 
 
Durante as diversas fases do projeto de um Sistema Submarino de Produção, o arranjo 
submarino geralmente passa por evoluções em cada fase (fases de concepção, de 
definição e de detalhamento), podendo sofrer diversos desdobramentos (outras opções de 
arranjos), revisões ou alterações, em função de mudanças de premissas de projeto ou de 
exigências solicitadas ao longo do projeto até finalmente ser consolidado em um arranjo 
submarino final que servirá de base para o detalhamento dos diversos sistemas (poço, 
coleta, escoamento, topside) 
 
4.2 Definição de Arranjo Submarino 
 
É o desenho que ilustra a arquitetura submarina concebida ou a ser instalada em um 
determinado campo de produção de óleo e/ou gás, onde se abrange toda a área 
geográfica do campo de produção em questão, representando todas as restrições e 
obstáculos encontrados no leito marinho e na superfície do mar; a localização e 
posicionamento das unidades marítimas a serem consideradas no projeto; a posição dos 
equipamentos e encaminhamento dos diversos dutos utilizados nos sistemas submarinos 
de coleta (interligação dos poços ás plataformas) e de exportação da produção da 
plataforma. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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O Arranjo submarino se subdivide em: 
4.2.1 Arranjo Submarino de Concepção 
 
São os arranjos submarinos gerados na fase de EVTE, quais sejam: 
 
a) Arranjo Submarino Pré-Conceitual 
 
Geralmente elaborado no Pré-EVTE (normalmente feito na fase 1 do PRODEP), a fim de 
iniciar as discussões entre as disciplinas envolvidas, gerar as curvas preliminares de 
produção e avaliar previamente o custo do projeto a fim de submetê-lo a diretoria. Nesta 
fase geralmente existe poucas informações do reservatório e são elaborados diversos 
estudos de escoamento a fim de se delinear os melhores tipos de concepção do sistema 
de produção para análise no EVTE. 
 
b) Arranjo Submarino Conceitual 
 
Após aprovação da diretoria o projeto entra na fase de EVTE (normalmente na fase 2 do 
PRODEP), onde é feito um refinamento das opções pré-selecionadas, tentando-se diminuir 
as incertezas de implantação do projeto e focalizar as melhores alternativas de arranjo 
submarino, podendo chegar ao final do EVTE com até 3 opções de arranjo. 
 
4.2.2 Arranjo Submarino Básico 
 
É o arranjo submarino que após a fase de EVTE (Fase 3 do PRODEP) foi escolhido como 
aquele que traz o melhor ganho para o projeto, após ser analisado pelas diversas 
disciplinas, comparando-se as vantagens e desvantagens de cada sistema envolvido. Este 
arranjo submarino poderá ser levado ao mercado a fim de receber outras propostas que 
tragam ganho ao projeto, sendo que na sua emissão final deverá ser capaz de informar 
todos os dados necessários para as aquisições de dutos e equipamentos submarinos e 
servir de base para o projeto de superfície da UEP assim como todas as atividades a serem 
desenvolvidaspara a instalação do projeto (geohazards complementares, recursos de 
sondas, ancoragem e pull-in na UEP, o uso de barcos especiais, cravação de estacas 
torpedo). 
 
4.2.3 Arranjo Submarino de Instalação 
 
a) Arranjo Submarino Definitivo 
 
É aquele elaborado após definido o tipo de UEP e o sistema submarino de produção a 
serem utilizados no projeto (Fase 4 do PRODEP), sendo capaz de informar todos os dados 
obtidos a partir do resultado das aquisições dos dutos e equipamentos submarinos e das 
demais informações recebidas das demais disciplinas envolvidas para a instalação do 
 
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projeto (geohazards complementares, recurso de sondas, ancoragem e pull-in na UEP e 
cravação de estacas torpedo). 
 
b) Arranjo Submarino Parcial 
 
É aquele elaborado a fim de instalar-se um determinado poço ou determinado 
equipamento em uma UEP já existente e cujo arranjo submarino já está consolidado. 
 
c) Arranjo Submarino As-laid 
 
É aquele que mostra a situação final de como foi instalado o sistema de produção. 
 
4.3 Disciplinas envolvidas no Arranjo Submarino 
 
O arranjo submarino geralmente faz parte de um processo evolutivo na empresa dado que 
determinadas informações estratégicas ou de caráter técnico e/ou econômico só podem 
ser totalmente definidas a partir do cumprimento de uma ação anterior, sendo que cada 
ação pode variar em função das alterações das premissas assumidas no início do projeto 
ou em função dos grupos de revisão (reunião de grupos especialistas das diversas áreas) 
que muitas das vezes sugerem modificações ou melhorias no projeto. 
Normalmente ao iniciar-se um projeto utilizam-se premissas de projetos similares, 
podendo-se iniciar com dados sísmicos e a partir de coleta de informações de campo 
(poços exploratórios), realiza-se estudos de elevação e escoamento que por sua vez irão 
ser estudados os diversos tipos de sistemas de produção em função do tipo de plataforma 
que se deseja utilizar. 
 
Para a elaboração de um arranjo submarino faz-se necessário o envolvimento das 
seguintes disciplinas: 
 
a) Principais: 
 
São aquelas disciplinas que estão ligadas diretamente a produção do campo submarino e 
que são importantes na definição do tipo de arranjo submarino, devendo as mesmas 
fornecer todos os subsídios para a elaboração do mesmo. 
 
As disciplinas principais são: 
 Reservatório 
 Poço 
 Escoamento 
 Instalações submarinas 
 Planejamento e Desenvolvimento da Produção 
 Instalações de superfície. 
 
 
 
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A figura a seguir ilustra as disciplinas que influenciam o arranjo submarino: 
 
 
 
 
 
b) Auxiliares: 
 São aquelas que não estão ligadas diretamente a produção, mas que fazem parte do 
contexto do arranjo submarino e que dão suporte e subsídios para a elaboração do 
mesmo. 
As disciplinas auxiliares são; Geodésia, Geologia marinha, Meteo-oceanografia, Sonda, 
Ancoragem, Tele-comunicações, Equipamentos especiais, Off-loading, Pull-in, etc.
 
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A figura a seguir informa as principais variáveis de cada disciplina que servem de insumos 
para a elaboração de um determinado arranjo submarino: 
 
 
 
 
A partir dos insumos acima, na fase conceitual, caberá ao projetista elaborar um ou vários 
arranjos submarinos, conforme a necessidade do projeto, tendo-se em vista os seguintes 
pontos que podem ser alterados em cada disciplina, a depender das restrições ou 
premissas definidas por cada disciplina: 
 
 
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4.4 Geração de Alternativas de Arranjos Submarinos para o Projeto Conceitual 
 
A Geração de Alternativas deve seguir o PG-1EP-00040-0- DIRETRIZES PARA GERAÇÃO E 
SELEÇÃO DE ALTERNATIVAS DE PROJETOS DE INSTALAÇÕES SUBMARINAS DE 
PRODUÇÃO, observando-se as seguintes recomendações a seguir para a elaboração do 
projeto conceitual: 
 
4.4.1 Projetos na Fase 1: 
 
Quando o projeto é aprovado na fase 1 do PRODEP ou já contém informações maduras o 
suficiente para o desenvolvimento da produção, verifica-se então com as equipes de 
reservatório, poço, elevação e escoamento se será necessário o desenvolvimento de um 
projeto conceitual, em função das alternativas de explotação do campo de produção ou se 
será encaminhado diretamente para o projeto básico, que ocorre excepcionalmente em 
projetos que já possuem estruturas (plataformas e equipamentos submarinos), onde os 
novos poços possam ser interligados e que não demandam o estudo de sistemas 
submarinos diferentes do já utilizados na empresa. 
 
Existem casos excepcionais, em função da importância do projeto e dos prazos reduzidos 
para implantação do mesmo, onde o projeto, embora esteja na Fase 1 do PRODEP, já são 
 
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geradas alternativas de arranjos submarinos afim de selecionar o tipo de plataforma a ser 
utilizada e acelerar o processo de ida ao mercado para aquisição da mesma. 
 
4.4.2 Projetos na Fase 2A: 
 
Na Fase 2 do PRODEP, dependendo da complexidade do projeto e afim de definir o melhor 
cenário de plataforma e de escoamento dos poços, o mesmo é encaminhado inicialmente 
para a Fase 2A, onde no final pretende-se obter-se a informação de qual tipo de 
plataforma será utilizada no projeto e já iniciar consulta ao mercado e estudar a estratégia 
de aquisição da mesma, assim como no caso de projeto que vislumbre-se a necessidade de 
uso de dutos rígidos será necessário o adiantamento da coleta de informações do solo afim 
de subsidiar o projeto básico a ser realizado posteriormente. 
 
A Fase 2A - é a fase onde são estudadas as diversas opções de projetos, que serão 
subdivididos nos seguintes cenários: 
 
 Cenários de completação (seca ou molhada); 
 Cenários de malha de drenagem do reservatório (pessimista, otimista e realista); 
 Cenários de plataformas a considerar; 
 Cenários de elevação e escoamento da produção (método de elevação por Gás Lift ou 
com Bombeio Submarino); 
 Cenários de Dutos submarinos (trecho estático); 
 Cenários de Sistemas de Risers (acoplados e desacoplados); 
 Cenário de Equipamentos submarinos (manifolds de produção, de Gás Lift, de Injeção de 
Água). 
 
A fim de filtrar-se a quantidade de opções de arranjos submarinos a serem gerados pelos 
diversos cenários citados acima, faz-se necessário uma análise de sensibilidade do Ativo, 
em função dos custos, prazos e requisitos técnicos da produção do campo, de quais 
soluções serão estudadas no EVTE do projeto e para tal, geralmente faz-se uma reunião 
prévia com os especialistas de cada área (reservatório, poço, elevação e escoamento, 
plataforma, instalação submarina, equipamentos submarinos e planejamento da 
produção), onde são levantadas as vantagens e desvantagens de cada cenário e os 
impactos nos prazos e custos do projeto. 
Para cada alternativa de arranjo submarino a ser gerada, deverá ser orçada e simulada a 
curvade produção a fim de se obter os resultados econômicos, além de avaliar o 
cronograma de implantação de cada alternativa. 
 
Também como resultado do agrupamento das diversas variáveis de cada disciplina e a fim 
de reduzir o número de alternativas a serem estudadas, estabelece-se direcionadores 
estratégicos pelos gerentes da E&P, que servirão de base para a elaboração das opções de 
arranjos submarinos conceituais. 
 
 
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Os direcionadores estratégicos são orientações feitas pelos gerentes da E&P referentes ao 
empreendimento quando na aprovação do Portão 1 do PRODEP , onde prescreve-se 
requisitos a serem seguidos para a condução do projeto conceitual das diversas disciplinas 
envolvidas e que irão afetar a geração de alternativas de projeto. 
 
As Tabelas a seguir ilustram um exemplo de direcionadores estratégicos estabelecidos 
pelos Gerentes para o projeto de Cachalote (na UN-ES) que devem servir de base para 
cada disciplina para elaboração do EVTE do projeto em questão: 
 
A partir dos direcionadores estratégicos, se define os diversos cenários de arranjos 
submarinos conforme tabela a seguir: 
 
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DISCIPLINA 
CONSOLIDAÇÃO FINAL 
Mercado Tecnologia Padronização 
Processamento 
de Fluidos 
 1. A UEP deverá ter capacidade de 
processamento de óleo de 100 mil bpd e de 
líquido de YYY (depender de orientação do 
CENPES). Considerar separação submarina e 
RWI. 
1. Repetir conceitos de 
plantas. 
Instalações 
Submarinas 
1. Estudar concepções de arranjos 
submarinos com dutos Flexíveis e Rígidos, 
definindo a utilização de um ou outro tipo 
no portão 2A. 
1. Privilegiar arranjos submarinos que 
independam da chegada da UEP (torres 
rígida, boião, ...). 
 
2. Privilegiar configurações que minimizem o 
número de risers na UEP seja através da 
utilização de manifolds ou poços em piggy-
back. Qualquer que seja a alternativa, o 
acesso aos poços tem que estar garantido. 
 
3. Considerar a não existência de oleoduto 
para terra e o escoamento de gás através do 
gasoduto de Jubarte. 
1. Adotar as 
padronizações vigentes na 
Petrobras (linhas e 
umbilicais). 
 
2. Projetar o diâmetro do 
gasoduto da forma a 
obedecer ao padrão 
utilizando-se dos 
diâmetros nominais 10 ou 
12 pol. 
Instalação de 
Superfície 
1. Considerar sempre a infra-estrutura 
disponível no mercado (Brasil), na 
concepção da nova UEP (Diretriz a ser 
emitida pela ENGENHARIA). 
 
2. Utilizar unidade própria. Não analisar 
alternativa de afretamento. 
 
3. Se for um FPSO, o casco a ser 
considerado é o da P-57, na opção “spread 
mooring” (necessidade de conteúdo 
nacional num mercado superaquicido). 
 
4. Buscar a simplificação do projeto básico 
em termos de materiais críticos em vista 
do mercado superaquecido. 
 
5. Utilizar materiais e equipamentos de 
prateleira dos diversos fornecedores. 
1. Seguir a diretriz atual de capacidade de 
reinjeção e definir uma contingência para 
tratamento e descarte de água produzida no 
mar (Diretriz a ser emitida pela ENGP até 
31/01). 
 
2. Avaliar o impacto da posição de suporte 
dos risers (uso de mergulho, dificuldades de 
acesso, etc). 
 
3. Alternativas a serem estudadas: 
 Completação seca: 
 Unidade de Completação seca + (Sonda 
dedicada/workover ou perfuração) a 
ser defino, pela UN, até 03/03/06. 
 Completação molhada: 
 FPSO novo (idem P-57) 
 MONOBR com armazenamento 
 
Alternativas descartadas: 
 FPSO convertido 
 FPSO afretado 
 SS + FSO 
 SS + FSO + sonda dedicada 
 MONOBR com armazenamento + sonda 
 
 
 
 
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Caso Sub-caso Descrição
Tipo de 
Acoplam
ento
Sistema de 
subida
Sistema de 
fundo
Equipamento submarino 
coletor e/ ou distribuidor
1 Poços Sátelites e Inj. Piggy-back
2 MSP / MSI
3 MSGL + inj. Piggy-back
4 Poço Sat. + Header de Injeção
5 MSP + Header de Injeção
6 Poços Sátelites e Inj. Piggy-back
7 MSP / MSI
8 MSGL + inj. Piggy-back
9 MSP + Header de Injeção
10 MSP / MSI
11 MSGL + inj. Piggy-back
12 MSP + Header de Injeção
13 MSP / MSI
14 MSGL + inj. Piggy-back
15 MSP + Header de injeção
16 MSP / MSI
17 MSGL + inj. Piggy-back
18 MSP + Header de injeção
1 Poços Sátelites e Inj. Piggy-back
2 MSP / MSI
3 MSGL + inj. Piggy-back
4 Poço Sat. + Header de Injeção
5 MSP + Header de Injeção
6 Poços Sátelites e Inj. Piggy-back
7 MSP / MSI
8 MSGL + inj. Piggy-back
9 MSP + Header de Injeção
10 MSP / MSI
11 MSGL + inj. Piggy-back
12 MSP + Header de Injeção
13 MSP / MSI
14 MSGL + inj. Piggy-back
15 MSP + Header de injeção
16 MSP / MSI
17 MSGL + inj. Piggy-back
18 MSP + Header de injeção
1 Risers flexíveis dutos flexíveis 2 Poços Sátelites e Inj. Piggy-back
2 Risers flexíveis dutos rígidos 2 Poços Sátelites e Inj. Piggy-back
RHAS Jumper flex dutos rígidos
C
O
M
P
L
. 
S
E
C
A
C
TLWP + 
FPSO 
(Spread 
Mooring)
Direto
dutos rígidos
SCR dutos rígidos
Boião Jumper flex.+SCR dutos rígidos
RHAS Jumper flex dutos rígidos
C
O
M
P
L
E
T
A
Ç
Ã
O
 M
O
L
H
A
D
A
B
MONOBR 
C/ 
ARMAZEN
AMENTO
Direto
risers flexíveis dutos flexíveis
risers flexíveis
dutos rígidos
Boião Jumper flex.+SCR dutos rígidos
 ALTERNATIVAS DE ARRANJOS CONCEITUAIS DE CACHALOTE
C
O
M
P
L
E
T
A
Ç
Ã
O
 M
O
L
H
A
D
A
A
FPSO 
SPREAD 
MOORED
Direto
risers flexíveis dutos flexíveis
risers flexíveis dutos rígidos
SCR
 
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Para desenvolvimento de um projeto Conceitual na Fase 2A normalmente é necessário a 
elaboração de diversos arranjos submarinos em função dos diversos conceitos a serem 
estudados e das variáveis envolvidas em cada disciplina do Arranjo Submarino 
(Reservatório, Poço, Elevação e Escoamento, Instalação de Superfície e Instalações 
Submarinas), que muitas das vezes, a alteração de uma variável de uma determinada 
disciplina, pode vir afetar uma ou mais disciplina e para efeito de organização dos diversos 
arranjos a serem elaborados, recomenda-se adotar os seguintes contextos para os 
Arranjos Submarinos: 
 
4.4.2.1 Cenários de Arranjo 
É o contexto macro do projeto conceitual onde normalmente são referentes a disciplina de 
Reservatórios e Poços e que pode ser desdobrado em diversos arranjos em função das 
suas diferentes variáveis. Assim num projeto conceitual podemos ter os seguintes tipos de 
cenários: 
a) diferentes modelos de reservatórios. 
Ex: Cenário 1- 12 poços produtores + 6 poços injetores (cenário pessimista); 
 Cenário 2- 10 poços produtores + 5 poços injetores (cenário realista); 
 Cenário 3- 8 poços produtores + 4 poços injetores (cenário otimista). 
 
b) Tipos de completação (seca ou molhada). 
Ex: Cenário 1- Poços com Completação Seca; 
 Cenário 2- Poços com Completação Molhada. 
 
c) Tipos de poços 
Ex: Cenários 1- com Poços Verticais; 
Cenário 2- com Poços direcionais. 
 
Também podemos criar variantes a estes contextos acima, como por exemplo: 
Ex: Cenário 1a- Apenas Poços prod. com Completação Seca; 
 Cenário 2a- Poços da Fase 2 com Completação Molhada; 
 
4.4.2.2 Alternativas de Arranjo 
É o contexto do projeto conceitual onde normalmente são referentes a disciplina de 
Instalações de Superfície (Plataformas) e seurespectivo Sist. de exportação, que pode ser 
desdobrado em diversos arranjos em função das suas diferentes variáveis, assim um 
projeto conceitual pode estudar: 
 Diferentes Plataformas. 
Ex: Alternativa 1- FPSO Spread Moored; 
 Alternativa 2- FPSO Turret. 
 
 
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 Diferentes Agrupamentos de Plataformas (projetos com uso de mais de uma 
plataforma). 
Ex: Alternativa 1- P-34 (Fase 1) com P-57(Sist. Definitivo); 
 Alternativa 2- FPSO Turret (poços ao Sul) com FPSO Spread Moored (poços ao norte). 
 
 Diferentes posições de plataforma: 
Ex: Alternativa 1- FPSO Turret ao Sul; 
 Alternativa 2- FPSO Turret ao Norte. 
 
 Diferentes sistemas de exportação de uma plataforma: 
Ex: Alternativa 1- SS com oleoduto para TECAB. 
 Alternativa 2- SS com oleoduto para PRA-1. 
 
Também podemos criar variantes a estes contextos acima, como por exemplo: 
Alternativa 1 A- FPSO Turret ao Sul sem obra no turret; 
Alternativa 1 B- FPSO Turret ao Sul com obra no turret. 
 
4.4.2.3 Opções de Arranjo 
 
É o contexto onde se aplica a diferentes variáveis envolvidas nas disciplinas de 
Interligações Submarinas, de Garantia de Escoamento, Tipo de Subida na Plataforma e 
assim um projeto conceitual pode estudar: 
 Diferentes tipos de interligações submarinas. 
Ex: Opção 1- Poços satélites; 
 Opção 2- Poços com Manifold de produção; 
 
 Diferentes tipos de Escoamento. 
Ex: Opção 1- Poços com BCSS; 
 Opção 2- Poços com BCS com skid; 
 
 Diferentes tipos de subida na plataforma. 
Ex: Opção 1- Sistema Acoplado (risers conectados diretamente na UEP); 
 Opção 2- Sistema Desacoplado (risers conectados de forma indireta a UEP); 
 
Também podemos criar variantes a estes contextos acima, como por exemplo: 
Opção 1A- Poços satélites com riser flexíveis e flowlines rígidos; 
Opção 1B- Poços satélites com dutos flexíveis. 
 
Podemos então para um determinado projeto conceitual a seguinte organização de 
arranjo submarino abrangendo todos os contextos citados acima: 
 
CENÁRIO ALTERNATIVA OPÇÃO 
Reservatório Poços Plataforma 
Sistema de 
Exportação 
Interligação 
Submarina 
Garantia de 
Escoamento 
Sistema de 
Subida 
 
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Ao detalharmos um tipo de Arranjo submarino podemos então descrevê-lo assim: 
Arranjo Submarino 1- Cenário1A (completação seca com poços injetores em compl. 
molhada) - Alternativa 1 A (TLP com oleoduto para PRA-1) – Opção 1 A- poços satélites 
com dutos flexíveis. 
4.4.2.4 Projetos na Fase 2: 
 
A Fase 2 é similar ao citado na Fase 2A, exceto que nesta fase são selecionadas 1 ou 2 
opções de plataformas para o projeto que foram estudadas na Fase 2A e busca-se 
aperfeiçoar os seus projetos conceituais na parte de interligação submarina, em função 
das informações novas recebidas das diversas disciplinas envolvidas no projeto. 
 
4.4.2.5 Principais Contextos de Arranjos Submarinos utilizados em Projetos Conceituais 
 
 CENÁRIOS 
 
COMPLETAÇÃO 
 
POÇOS 
 
VARIANTES 
1 COMPL. SECA 
 
A POÇOS VERTICAIS 
 
A APENAS P/ POÇOS PROD. 
2 COMPL. MOLHADA 
 
B 
USO DE POÇOS HORIZONTAIS E 
DIRECIONAIS 
 
B APENAS P/POÇOS DA FASE 2 
3 COMPL. MISTA 
 
 
ALTERNATIVAS 
 UEP 
 
EXPORTAÇÃO 
 
VARIANTES 
1 TLWP 
 
1 
OLEODUTO E GASODUTO P/ 
TERRA 
 
A UEP REAPROVEITADA(SEM OBRA) 
2 TLP 
 
2 
OLEODUTO E GASODUTO PARA 
OUTRA UEP 
 
B UEP REAPROVEITADA(COM OBRA) 
3 SPAR 
 
3 OFF-LOADING E GASODUTO 
 
C UEP A OESTE 
4 FPSO 
 
4 FSO E GASODUTO 
 
D UEP A LESTE 
5 SS 
 
 
 
E 
PATTERNING ANCORAGEM 
MODIFICADO 
6 MONOBR 
 
 
 
F CONVIVENCIA COM UEP PILOTO(FASE 1) 
 
OPÇÕES 
 INTERLIG. SUBMARINA 
 
GARANTIA DE ESCOAMENTO 
 
SISTEMA DE SUBIDA 
1 
TODOS OS POÇOS 
SATÉLITES 
 
1 GAS LIFT (TODOS POÇOS PROD.) 
 
1 ACOPLADO (RISER FLEXÍVEL) 
2 
POÇOS PROD. 
SATÉLITES E INJ. EM 
PIGGY-BACK 
 
2 BCS C/ SKID(TODOS POÇOS PROD.) 
 
2 ACOPLADO (RISER RÍGIDO) 
3 
TODOS OS POÇOS 
EM MSP/MSI 
 
3 MOBO(TODOS POÇOS PROD.) 
 
3 DESACOPLADO (BSR) 
4 
POÇOS PROD. EM 
MSP E INJ. EM 
PIGGY-BACK 
 
4 BCSS(TODOS POÇOS PROD.) 
 
4 DESACOPLADO (MHR/RHAS) 
5 
POÇOS PROD. 
SATÉLITES E INJ. EM 
ANEL DE INJEÇÃO 
 
 
 
5 MISTO (RISER RÍGIDO APENAS P/ PO) 
6 
POÇOS PROD. EM 
MSGL E INJ. EM 
PIGGY-BACK 
 
 
 
 
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 SISTEMA DE FUNDO 
 
VARIANTES 
 
A FLOWLINE FLEXÍVEL 
 
A 
RÍGIDO APENAS EM DUTOS DE 
PRODUÇÃO 
 B FLOWLINE RÍGIDO 
 
B MISTO 
 
5. Descrição do processo simplificado para elaboração de um Arranjo Submarino 
 
A seguir são descritas as principais etapas necessárias para a elaboração de um Arranjo 
Submarino, conforme a necessidade do projeto solicitado: 
5.1 Arranjo Submarino Conceitual 
O Arranjo Submarino Conceitual, dependendo da complexidade e das fases do projeto, 
compreende as seguintes etapas: 
5.1.1 Serviços de Concepção de Arranjo Submarino (Pré-Arranjo) 
 
Denomina-se como Pré-arranjo o esboço do arranjo submarino que normalmente é 
utilizado para realizar discussões com o Ativo a respeito do posicionamento da plataforma, 
apresentação das dificuldades encontradas no projeto em questão (obstáculos 
encontrados no leito marinho, riscos geológicos, áreas de exclusão, interferências com 
sistemas submarinos existentes, etc.) ou então ilustrar como ficarão posicionado os poços, 
equipamentos e dutos submarinos, a fim de definir-se com o Ativo quais serão os Cenários, 
Alternativas ou opções de Sistemas Submarinos que serão elaborados para o projeto. 
5.1.1.1 Elaboração do Pré-Arranjo Fase 1 
 
Denomina-se como Pré-arranjo Fase 1 (obs.1), a fase do arranjo em que o projetista 
elabora o esboço do arranjo, apenas ilustrando o posicionamento proposto para a 
plataforma (no caso de nova UEP), o traçado dos direcionais dos poços (caso necessário) e 
a interligação dos bundles dos poços e/ou equipamentos submarinos na UEP (sem se 
preocupar muito com detalhes de interligação), a fim de ser avaliado pelo cliente, que 
poderá optar por uma das seguintes opções: 
-simplesmente validar para dar continuidade ao serviço; 
-propor mudanças no mesmo; 
-solicitar um desdobramento do serviço em outros pré-arranjos a fim de permitir uma 
comparação entre os mesmos e, se necessário, apresentar ao Ativo, para então optar pelo 
que tiver maiores ganhos; 
-solicitar uma paralisação do trabalho a fim de submeter a aprovação do Pré-Arranjo pelo 
Ativo. 
 
Obs.1- A descrição das Fases 1 e 2 a seguir não tem nada a ver com as fases do PRODEP. 
 
Para elaboração Pré-Arranjo Fase 1 temos as seguintes etapas: 
 
 
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Etapa 1 – Entendimento ou definição do escopo do projeto 
-Análise dos Insumos Recebidos- Normalmente são recebidos os seguintes insumos para 
elaboração do Arranjo Submarino: Base de Projeto, Folha de Dados dos Poços, Declaração 
de Escopo e em alguns casos ET de fluídos deslocados e Desenhos da UEP. 
 
-Reunião com cliente para esclarecimento de dúvidas, solicitação de informações 
pendentes e discussões sobre as alternativas a serem estudadas. 
 
 
Etapa 2- Coleta de Informações da Área (SGO, Batimetria e Geohazard da Geologia 
Marinha) 
-Recorte do SGO (Sistema Geral de Obstáculos) abrangendo toda área de interesse de 
trabalho (abrangendo todas as interferênciasvizinhas, interligação com plataformas 
próximas e se possível com toda ou parte da Ring Fence do campo). 
-A Batimetria preferencial a ser utilizada deve ser a fornecida pela GM, que deverá ser 
devidamente recortada do arquivo de origem, tratada para os níveis e cores utilizados no 
arranjo e representada as respectivas cotas das batimetrias primárias de 100 em 100m ou 
de 50 em 50m. 
-As informações de Geohazard, podem ficar num arquivo de referência ou inseridas no 
próprio arranjo (no seu respectivo nível de desenho), desde que devidamente tratadas 
para que se possa ser compreendida (não impactar a visualização do arranjo) e que se 
tenha uma legenda indicando as informações do Geohazard. 
 
Etapa 3- Seleção dos Sistemas Submarinos em função das premissas de Arranjo 
-Escolha do modelo de plataforma a ser utilizada (com seu patterning de ancoragem, 
azimutes preferenciais, restrições para os suportes de risers e sua áreas de exclusão para 
off-loading e ancoragem); 
-Seleção dos tipos de equipamentos submarinos a serem utilizados e suas respectivas 
configurações de interligação (número de poços, quantidade, diâmetro e tipos de linhas 
que chegam e saem e suas respectivas posições no equipamento); 
 -Premissas para os poços (poço isolado, poços em cluster, intervenção com sondas 
ancoradas ou DP, afastamentos máximos e mínimos para poços horizontais ou limites 
máximos para direcionais dos poços, distâncias máximas dos poços à plataforma); 
 -Avaliação dos tipos de dutos (flexíveis ou rígidos) a serem utilizados no projeto e suas 
restrições de projeto (raio de curvatura, distâncias mínimas retas), necessidade de PLET na 
extremidade e sua forma de conexão com a ANM ou outro equipamento na extremidade); 
-Avaliação dos sistemas de subidas a serem considerados na plataforma (acoplado ou 
desacoplado), tanto para sistema de coleta como para exportação; 
-Definição dos tipos de configurações de risers a serem utilizados para cada sistema e em 
função do diâmetro das linhas a serem utilizados (na fase de pré-arranjo pode-se estimar 
uma configuração preliminar e na fase de detalhamento definir melhor a configuração do 
riser). 
-Cálculos preliminares necessários para o arranjo, tais como: Raio de ancoragem da 
plataforma, Zona de Tensão dos risers, Raio do “Trenzinho” de off-loading (para o caso de 
FPSOs), Catenária dos risers. 
 
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Etapa 4- Posicionamento da UEP 
-Plotagem das locações dos poços no desenho- no caso de poços direcionais devem-se 
informar os comprimentos dos mesmos no desenho por meio de cotas ou numa tabela; 
- Estudo de posicionamento da plataforma de modo a ficar mais próximo dos poços e 
simplificar a entrada do sistema de coleta e de exportação na plataforma, observando-se 
as diversas premissas assumidas (obstáculos existentes, área de exclusão da plataforma, 
maior aproximação com os poços produtores, limitação de entrada das linhas na UEP, 
distribuição dos risers em cada face da UEP, mudança de afastamento dos objetivos dos 
poços, bolha assassina, distância máxima dos poços a UEP, fluxo ascendente de 
escoamento, etc.) e caso não se consiga atender a todas as premissas, busca-se alterar a 
premissa de menor impacto de custo ao projeto ou então submete-se a apreciação do 
Líder do projeto para que ele tome a devida decisão de qual premissa poderá ser 
descumprida ou revisada. 
 
Etapa 5- Traçado preliminar das Interligações submarinas 
-Traçado preliminar das interligações submarinas entre poços e/ou equipamentos 
submarinos até a plataforma preferencialmente em bundle (caso não possua informações 
do balcony, pode-se inicialmente considerar apenas o centro da plataforma),considerando-
se as restrições e limite de núm. de risers por face da plataforma (sem muita preocupação 
com os espaçamentos e detalhes das rotas dos dutos) a partir do tipo de sistema 
submarino selecionado. 
 
5.1.1.2 Elaboração do Pré-Arranjo Fase 2 
 
A partir da validação do Pré-Arranjo Fase 1 são executadas as seguintes etapas: 
 
Etapa 1- Montagem dos Sistemas Desacoplados de Risers 
No caso de Sistemas Desacoplados de Risers (BSR ou MHR), estuda-se qual tipo de sistema 
será adotado, com as quantidades e funções dos risers em cada sistema e então se define 
a quantidade de sistemas desacoplados por face de plataforma, para então definir a 
montagem final das interligações submarinas. 
 
Etapa 2- Traçado das Interligações submarinas 
-Traçado das interligações submarinas entre poços e plataforma a partir do tipo de sistema 
submarino selecionado e das restrições de chegadas dos risers por face da plataforma, 
buscando-se ter a menor rota possível para os dutos (principalmente de produção). 
 
Obs. Importante: O Líder do projeto deverá informar se no arranjo o traçado será em 
bundle ou será necessário, para o melhor entendimento do arranjo, o uso de linhas 
individuais. 
 
Etapa 3- Comprimento dos dutos 
-Geração de tabela com os respectivos comprimentos dos bundles de interligação de poços 
e/ou equipamentos submarinos. 
 
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5.1.2 Detalhamento do Arranjo Submarino 
 
Após a aprovação do Pré-Arranjo tem-se as seguintes etapas de execução do 
Detalhamento do Arranjo Submarino, conforme a necessidade do projeto solicitado: 
 
Etapa 1-Detalhamento do posicionamento da UEP e poços 
Nesta fase caberá ao projetista fazer os devidos ajustes de posicionamento dos poços, dos 
equipamentos e da plataforma, a fim de buscar o melhor posicionamento dos mesmos, 
respeitando-se as premissas e restrições estabelecidas neste MA. 
 
Etapa 2-Detalhamento das diversas configurações de risers 
 O Líder do projeto deverá definir os tipos de configurações de risers a serem considerados 
para os diversos dutos utilizados no projeto, que poderá ser em catenária livre ou em 
configuração complacente (lazy wave, lazy-s, etc.) tanto para o sistema acoplado como 
para o sistema desacoplado (caso exista). 
 
Obs. importante- No caso de ter-se mais de uma opção de configuração de riser, serão 
geradas novas opções de arranjo (uma opção para cada tipo de configuração) ou se 
possível no mesmo arranjo detalhar tais opções. 
 
Etapa 3-Detalhamento das diversas interligações submarinas 
O projetista deverá procurar a otimização dos traçados das rotas dos dutos de modo a 
buscar os menores comprimentos e priorizando-se a interligação dos poços produtores e 
dos dutos de exportação, considerando-se as premissas de lançamento dos dutos (raios 
mínimos, distâncias mínimas entre dutos e outros obstáculos de fundo, aproamento de 
saída dos dutos das plataformas e dos equipamentos submarinos). 
Obs: O projetista, em determinadas situações, poderá propor alterações de rotas ou 
mudança na sequência de entradas no balcony (caso seja possível) em relação ao Pré-
arranjo, a fim de buscar uma otimização nos comprimentos dos dutos. 
 
Etapa 4- Elaboração de tabelas 
O projetista deverá inserir no arranjo as seguintes tabelas: 
-Tabela de informações dos dutos (risers e flowlines) para cada poço e/ou equipamento 
submarino contendo: funções, comprimentos, valores de TEC (isolamento Térmico) e 
necessidade de estaca em cada linha; 
 -Tabela de coordenadas dos poços, plataformas e dos equipamentos submarinos que 
fazem parte do projeto (incluir poços, equipamentos e plataformas existentes que serão 
interligados ao projeto); 
 
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 Etapa 5- Elaboração de detalhesEm determinados arranjos, onde há necessidade de melhor compreensão de interligação 
de alguns tipos de equipamentos (tipo PLEM, ILT ou manifolds), dos sistemas de risers ou 
dos suportes dos risers na plataforma (quando não for emitido o desenho de arranjo de 
suportes da plataforma), o projetista poderá gerar estes detalhes com suas respectivas 
informações e indicações necessárias. 
 
Etapa 6- Finalização do Arranjo 
-Preenchimento dos documentos de referência utilizados no arranjo submarino em campo 
específico do desenho; notas gerais e específicas aplicáveis ao arranjo submarino; 
 -Preenchimento do rótulo do desenho conforme norma padrão PETROBRAS e cadastro do 
desenho no sistema SINDOTEC, considerando a numeração da N-1710. 
Obs: O título do desenho deve informar a fase do projeto e espelhar a opção de arranjo 
submarino considerada no projeto. 
 
5.1.3 Documentos Complementares ao Arranjo Submarino Detalhado: 
 
Conforme a necessidade também deverão ser emitidos os seguintes documentos 
complementares: 
 
5.1.3.1 Diagrama Unifilar 
Este documento deverá ser elaborado para cada alternativa correspondente de arranjo 
submarino detalhado, conforme procedimento cadastrado no SINPEP de número PE-5ED-
00273-0- ELABORAÇÃO DE DIAGRAMA UNIFILAR CONCEITUAL DE SISTEMAS 
SUBMARINOS DE PRODUÇÃO 
 
A figura a seguir ilustra um Diagrama Unifilar Conceitual de um determinado projeto: 
 
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5.1.3.2 Arranjo de Suportes de Plataformas 
Este documento geralmente é elaborado no projeto básico, mas pode ocorrer casos em 
que ainda na fase Conceitual, o projeto requisitar a definição do balcony para contratação 
ou construção de uma nova UEP, ou nos casos onde for necessário uma 
reforma/adaptação de uma plataforma existente, e devem conter as seguintes 
informações mínimas: 
-Detalhe simplificado em planta dos balconies da plataforma, contendo a sequência dos 
suportes, com suas funções devidamente identificadas (por cores e/ou textos), com as 
suas respectivas numerações e indicações de espaçamentos entre risers); 
-Indicação do posicionamento dos balconies em relação à plataforma; 
-Informação da posição da plataforma no arranjo (azimute e coordenadas); 
-Tabela contendo todas as informações necessárias para definição dos suportes no balcony 
da plataforma na fase conceitual (número do suporte, função do duto, diâmetro do duto, 
tipo de suporte, diâmetro do suporte inferior e/ou superior, tipo de riser, azimute do riser 
e/ou suporte, ângulo de topo do riser). 
 
 
 
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A figura a seguir ilustra um recorte de um desenho de balcony: 
 
 
 
5.1.3.3 Visualização 3D 
Conforme a necessidade poderão ser elaborados os seguintes tipos de visualização 3D: 
 
a)Equipamentos e peças em 3D – trata-se de, quando houver necessidade de apresentar-
se um determinado conceito de sistema submarino, elaborar-se peças e equipamentos em 
3D, podendo-se utilizar o Microstation ou o Solidworks (ideal por permitir 
parametrização); 
 
b)Perspectiva Isométrica do Sistema Submarino- trata-se de elaborar um arranjo 
simplificado em perspectiva isométrica, podendo-se utilizar programas com recursos 
artísticos menos sofisticados, para ilustrar todo o sistema de produção e onde não é 
exigida a escala dos elementos, mas que se possa destacar os principais pontos, quais 
sejam: 
-Traçado simplificado dos dutos, observando-se sua coerência do seu posicionamento em 
relação à plataforma e aos equipamentos submarinos. Deve-se de preferência colocar 
cores diferentes por função do duto e indicar juntos aos mesmos, o diâmetro, a função e o 
comprimento (quando necessário); 
-Desenhos esquemáticos das plataformas e suas ancoragens (caso tenha), buscando 
posicioná-la de maneira semelhante ao que está indicada no arranjo submarino. Deve-se 
 
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indicar ao lado do desenho da plataforma, suas informações principais (nome da 
plataforma, tipo de UEP, tipo de sistema de produção (piloto, definitivo, módulo 1, etc.) e 
LDA); 
-Desenhos esquemáticos dos equipamentos submarinos com identificação dos seus nomes 
ao lado do desenho; 
A figura a seguir ilustra um tipo de perspectiva 3D, sendo que fica a critério do projetista 
colocar ou não cores de fundo e fazer a representação do leito marinho, sendo que este 
tipo de perspectiva não exige a representação do relevo do solo marinho, a não ser em 
casos excepcionais em que a PETROBRAS solicite enfatizar a diferença de níveis entre os 
equipamentos submarinos e a plataforma. 
 
 
Figura 1- Perspectiva isométrica ilustrando um determinado Sistema Submarino 
 
c) Visualização Gráfica em 3D– trata-se de elaboração de uma maquete eletrônica do 
arranjo submarino em 3 dimensões, utilizando-se um programa similar ao 3DMax que 
possua recursos de visualização 3D com qualidade tal que permita visualizar em 
perspectiva, em qualquer ângulo de visualização e de uma forma simplificada, os diversos 
elementos componentes de um projeto de sistema submarino, tais como: 
-o relevo do solo marinho com suas declividades e sinuosidades; 
-os obstáculos existentes no leito marinho; 
-a rota dos dutos (conforme a declividade do solo marinho), 
-as interligações nos equipamentos submarinos; 
-a plataforma com suas linhas de ancoragem; 
-a subida dos risers na plataforma. 
 
A figura a seguir mostra um exemplo de uma foto de visualização 3D. 
 
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Figura 2- Exemplo de visualização 3D de um arranjo submarino 
 
5.2 Arranjos Submarinos Básico e de Instalação 
 
Os arranjos Submarinos Básicos e de Instalação devem respeitar as mesmas considerações 
para os diversos documentos informados no item 5.1, sendo que o enfoque para cada um 
deles será o seguinte: 
 
Para o Arranjo submarino Básico deve-se utilizar como referência o Arranjo submarino 
Conceitual que foi selecionado pelo Ativo como a melhor opção para o projeto, dentre os 
vários estudos feitos na fase conceitual, sendo o mesmo alterado a partir de novas 
informações recebidas do Ativo e se necessário, fazendo-se os devidos ajustes e o 
detalhamento das informações que foram assumidas para o arranjo conceitual, a fim de 
permitir a ida ao mercado para a aquisição dos elementos integrantes do sistema 
submarino de produção. 
No arranjo submarino básico destacam-se os seguintes pontos que precisam de melhor 
definição: 
-Posicionamento final das cabeças dos poços (na fase básica não há necessidade de indicar 
os direcionais e objetivos dos poços); 
-Desenhos de projeto das Plataformas e seus respectivos suportes; 
-Configuração do Patterning de ancoragem da plataforma validada pelo CENPES ou pelo 
afretador da plataforma; 
-Inclusão de informações de Geohazard obtidos posteriormente a fase conceitual; 
-Ajuste da Posição ou azimute da plataforma, caso necessário; 
-Detalhes das Configurações dos risers a serem consideradas para a elaboração da RM; 
-Detalhe dos equipamentos, adquiridos ou em fase de aquisição, com suas respectivas 
interligações; 
 
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-Detalhamento da Zona de Tensão,com a indicação do posicionamento dos pontos de 
fixação (estacas torpedo, poita ou peso morto); 
-Detalhamento das rotas dos dutos flexíveis e rígidos, observando-se as premissas e 
restrições para instalação dos mesmos (espaçamentos necessários, raios de curvatura, 
distâncias retas mínimas para instalação dos dutos, definição dos comprimentos dos 
tramos de flowlines, desvios de obstáculos no leito marinho, etc.); 
-Alteração de especificações de dutos e umbilicais, caso solicitada pela Base de projeto 
emitida pelo Ativo. 
 
 Para o Arranjo Submarino de Instalação, a partir das informações finais recebidas pelos 
fornecedores dos dutos e equipamentos submarinos e das informações finais recebidas do 
construtor da plataforma, faz-se os devidos ajustes no arranjo submarino básico a fim de 
atender à necessidade do cronograma de instalação e a possíveis modificações que 
queiram ser incorporadas no projeto. Este arranjo irá servir de insumo tanto para as 
instaladoras de dutos e dos equipamentos submarinos, quanto para a instalação da 
plataforma de produção em sua locação. 
 
Junto com o arranjo submarino básico e de instalação, também serão emitidos os 
seguintes documentos complementares: 
 
-Diagrama unifilar- este documento diferencia-se do que foi emitido pela fase conceitual, 
por detalhar os tramos de cada duto e umbilical utilizado no projeto, com os devidos 
ajustes de comprimentos, especificação dos dutos e umbilicais e também inserido a 
informação de LDA final dos poços e dos equipamentos do projeto. 
 
-Arranjo de Suportes- este documento diferencia-se do que foi emitido pela fase 
conceitual, por detalhar melhor o balcony que foi definido pelo projetista da plataforma, e 
revisar as sequências, funções, diâmetros dos suportes, ângulos de catenária e de 
azimutes, conforme definido no projeto básico da plataforma e detalhado no arranjo 
submarino básico; 
 
-Trabalhos de Visualização 3D- podem ser executados caso solicitado pela coordenação do 
projeto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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6. Conceitos de UEP 
A seguir são exemplificados os diversos tipos de UEP’s por filosofia de completação, com 
suas respectivas características de instalação e operação que impactam a elaboração do 
arranjo submarino: 
6.1 Completação Seca 
 
O projeto pode permitir, em função de suas peculiaridades (possibilidade de uso de poços 
direcionais), trabalhar com poços agrupados em completação seca e utilizar-se as 
seguintes opções de plataformas UCS (Unidade de Completação Seca): 
 
6.1.1 Em Águas Rasas: 
 
 Plataforma Fixa; 
As plataformas fixas são muito utilizadas para projeto em completação seca (também 
podem ser para uso de completação molhada) normalmente utilizadas para LDAs 
rasas e podem ser dos seguintes tipos: 
 Plataformas de aço estaqueadas - normalmente feita em módulos de jaquetas 
afixadas ao leito marinho por meio de estacas; 
 
 
 
 
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 Plataformas de Gravidade - plataformas com estrutura e base em concreto. Algumas 
utilizam silos para armazenamento do petróleo. 
 Torres complacentes - podem ser plataformas com estruturas de aço estaiadas 
(Guyed Towers), rotuladas (Articulated Towers) ou híbridas (fixas conjugadas com 
torres articuladas) chamadas de Delta Towers. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6.1.2 Em Águas Profundas: 
 TLP + FSO; 
 TLWP + FPSO; 
 TLP + Oleoduto; 
 SPAR + FSO; 
 SPARW + FPSO; 
 SPAR + Oleoduto. 
 
6.1.3 Definições das Plataformas: 
 
TLP - Tension Leg Platform, plataforma que permite o agrupamento máximo de 21 poços 
em completação seca e que possui uma planta para processamento da produção e exporta 
a produção em regime monofásico. Possui tendões verticalizados que tem a função de 
diminuir os movimentos verticais da TLP; 
 
TLWP - Tension Leg Well Platform, plataforma similar a TLP, porém de menor porte, mas 
que não possui uma planta para processamento da produção e exporta a produção em 
regime multifásico (a ser processada em outra unidade). Em alguns casos coloca-se uma 
pequena planta na mesma para separação primária. 
 
SPAR - Plataforma submersível suportada por uma torre cilíndrica ou treliçada que possui 
um sistema de ancoragem e uma planta para processamento da produção e exporta a 
produção em regime monofásico. O conceito de SPAR pode ser de 3 tipos: 
 Sem armazenamento - Neste caso a sua torre cilíndrica, possui apenas os tanques de 
lastro necessário para sua estabilidade; 
 Com armazenamento - Neste caso a sua torre cilíndrica, além de ter os tanques de 
lastro necessário para sua estabilidade, também possui diversos tanques de 
armazenamento devidamente compartimentados e posicionados de formar a garantir a 
estabilidade da mesma; 
 
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SPARW - É similar a SPAR, porém não possui planta de processo e exporta a produção em 
regime multifásico (a ser processada em outra unidade). Em alguns casos coloca-se uma 
pequena planta na mesma para separação primária. Este tipo de plataforma é pouco 
utilizado na indústria petrolífera pela pouca atratividade financeira. 
As figuras a seguir ilustram alguns exemplos de TLP’s e SPAR’s: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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6.1.4 Outras Considerações sobre UCS: 
 
No caso de poços injetores, deve-se avaliar se é vantajoso o uso de completação seca para 
inclusão dos mesmos na UCS, pois o uso de completação molhada pode se tornar mais 
atraente, devido ao menor número de intervenções nestes poços, uso de equipamentos e 
dutos submarinos mais baratos que de poços produtores e no caso da existência de um 
FPSO ou FSO, o mesmo teria maior facilidade de ter uma planta de injeção em seu convés 
e ao invés de enviar uma linha de transferência de água para a UCS, se poderia ter os 
poços injetores satélites diretamente no FPSO/FSO. 
 
As UCS podem também ter poços em completação molhada, conectados diretamente a ela 
por meio de risers flexíveis, sendo que esta opção é mais atraente no caso da TLP ou SPAR 
que possuem planta de processo, já no caso das TLWP’s isto não é tão vantajoso, pois não 
só aumentaria peso na mesma (considerado fator crítico) como aumentaria a perda de 
carga na transferência da produção para o FPSO. No caso de uma TLP receber poços em 
completação molhada, deve se prever um sistema de ancoragem do bordo oposto ao lado 
do balcony onde receberão os risers flexíveis, em função das cargas horizontais impostas 
pelos risers flexíveis. 
 
As UCS’s normalmente são projetadas também com sondas de intervenção nos poços em 
seu convés de modo a permitir que a mesma realize todas as operações de intervenções 
nos poços sem demandar o recurso de outra sonda junto à mesma. Normalmente 
considera-se como premissa que todos os poços sejam previamente perfurados por uma 
sonda e posteriormente a UCS após ser instalada efetue a completação dos poços. 
 
Também existe a possibilidade de utilizar-se uma plataforma tipo TAD (Tender Assisted 
Drilling) Rig, atualmente prevista para utilização no projeto do Campo de Papa-Terra na 
UN-BC, que trata-se de uma plataforma de apoio para as operações de perfuração, 
completação e intervenção dos poços e que pode ser ancorada ao lado da UCS e assim 
permitir a redução de cargasno convés da UCS e consequentemente a redução do seu 
peso estrutural e cargas na sua ancoragem, que no caso das TLP’s ou TLWP’s é um fator 
relevante, tendo-se em vista o custo dos tendões. Em resumo a TAD traz ganhos 
financeiros e de prazo de execução da UCS a fim de viabilizar-se o início das operações na 
locação. 
 
As figuras a seguir ilustram o exemplo de uma TLWP interligada a um FPSO e com uma TAD 
Rig conectada a mesma, observando-se que as linhas de ancoragem da TAD cruzam com 
algumas linhas de ancoragem do FPSO e que é necessário um estudo de interferência 
entre as mesmas durante as fases de instalação e em operação das plataformas. Observa-
se também que entre a TLWP e a TAD existem 2 linhas de ancoragem interligando-as e na 
face norte da TLWP são necessárias 2 linhas de ancoragem para equilíbrio do sistema. 
 
 
 
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Configuração das linhas de ancoragem de um FPSO + TLWP + TAD 
 
 
Conjunto TAD + TLWP 
 
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A tabela a seguir descreve as principais características das UCS’s em águas profundas que 
utilizam o conceito de completação seca e suas respectivas vantagens e desvantagens: 
 
PLATAFORMAS CARACTERÍSTICAS VANTAGENS DESVANTAGENS 
TLP 
 Uso de tendões verticais 
 Possue planta de processo 
 Exporta o óleo em regime 
monofásico 
 Permite poços satélites (compl. 
Molhada) 
 Maior aproximação a um FSO 
(limite atual de 350m) 
 Regime de escoamento 
monofásico 
 Utilização em LDA ultra-
profundas 
 Baixo movimento de “heave” 
(movimento vertical) 
 Necessidade de um 
oleoduto ou um FSO 
para exportação do óleo 
 Baixa capacidade de 
carga no convés 
 
 Prazo de construção 
maior que uma TLWP 
TLWP 
 Uso de tendões verticais 
 Não possue planta de processo 
 Exporta o óleo em regime 
multifásico 
 Permite poços satélites (compl. 
Molhada) 
 Maior aproximação a um 
FPSO(limite atual de 350m) 
 Menor custo de fabricação 
em relação a TLP 
 Prazo menor de construção 
 Baixo movimento de “heave” 
(movimento vertical) 
 Necessidade de um FPSO 
para processamento e 
exportação do óleo 
 Baixa capacidade de 
carga no convés 
 Regime de escoamento 
multifásico(maior perda 
de carga) 
SPAR 
 Uso de ancoragem tipo taut-leg 
 Possue planta de processo 
 Exporta o óleo em regime 
monofásico 
 Permite poços satélites (compl. 
Molhada) 
 Risers tensionados por câmeras 
de flutuação independentes 
 Risers protegidos na região de 
ondas e correntezas mais 
acentuada 
 Baixo movimento de “heave” 
(movimento vertical) 
 Baixo movimento relativo 
risers x casco 
 Instalação semelhante a 
jaqueta 
 Flexibilidade para alta 
capacidade de carga no 
convés 
 Utilização em LDA ultra-
profundas 
 Ancoragem convencional 
 Prazo maior de 
instalação em relação a 
uma TLP/ TLWP 
 Necessidade de 
integração das 2 partes 
(casco e torre) na 
locação e que pode 
atrasar o início da 
produção 
 Necessidade de um 
oleoduto ou um FSO 
para exportação do óleo 
 Afastamento maior do 
FSO em relação a TLP 
devido ao seu patterning 
de ancoragem 
 Riscos de esforços VIV 
 
Cabe observar as seguintes vantagens e desvantagens do uso de completação seca: 
 
Desvantagens: 
 
 Perfuração complexa devido a uso de poços com longa extensão (Extended Reach) ou 
de trajetória curva (Design Well) o que faz aumentar os riscos e custos da perfuração; 
 Necessidade de Sonda dedicada para perfuração de todos os poços, antes da chegada 
da UCS, o que penaliza o EVTE do projeto em termos de custos e programação de 
Sonda. Normalmente para reduzir os custos de Sonda, a completação e intervenção nos 
poços são feitas pela própria torre da UCS; 
 
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 Dependendo da extensão geográfica e posição do reservatório fica difícil agrupar os 
poços em face das grandes distâncias a serem percorridas na perfuração (admite-se até 
no máximo 4 km de trecho horizontal); 
 Custo elevado da UCS e prazo de instalação maior que plataformas de completação 
molhada. 
 
Vantagens: 
 
 Uso de ANS (Árvore de Natal Seca) muito mais barata que ANM e de fácil acesso e 
manutenção; 
 Melhor performance de Escoamento da produção, principalmente em campos de óleo 
pesado; 
 Acesso direto a coluna dos poços; 
 Redução de custos com instalações e Equipamentos Submarinos. 
 
6.2 Completação Molhada 
 
A solução de completação molhada tem sido geralmente escolhida pela Petrobrás devido 
às seguintes vantagens em relação à completação seca: 
 Perfuração dos poços com menor custo e menor complexidade; 
 Flexibilidade para Programação de Sondas, 
 Uso de equipamentos, dutos e tecnologias já amplamente dominadas pela PETROBRÁS; 
 Flexibilização do projeto em relação ao conhecimento do reservatório. Normalmente 
perfuram-se alguns poços para produção em sistemas piloto ou antecipado e em função 
dos dados obtidos define-se como será a malha de drenagem do reservatório do projeto 
definitivo ou de futuros módulos; 
 Possibilidade de desmembrar o projeto em fases distintas de produção (normalmente 
denominam-se como módulos de produção do campo). 
 Possibilidade de utilizar UEP’s afretadas de prazo curto de produção. 
 
Desvantagens da completação molhada: 
 Custos altos dos equipamentos e dutos submarinos (atualmente com mercado 
fortemente aquecido e poucos fornecedores); 
 Custo de inspeção e manutenção mais elevadas; 
 Dificuldades de Garantia de escoamento, devido ao maior contato do duto de produção 
com a temperatura da água do mar (necessidade de dutos com isolamento térmico, 
implicando maior custo para o projeto); 
 Em poços que demandam o uso de BCS há necessidade de intervenções de sondas a 
cada 1 ano e meio para manutenção das bombas; 
 Não poder atender a premissa de fluxo ascendente em alguns poços (problemas de 
Golfada Severa); 
 Maior congestionamento de dutos no leito marinho; 
 
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6.2.1 Opções de Plataformas 
 
Para completação molhada podemos ter as seguintes opções de plataformas: 
 Plataforma Fixa tipo Jaqueta (apenas em LDA rasas); 
 SS + oleoduto; 
 SS + FSO; 
 FPSO; 
 MONOBR 
 
Também se considera uso de SS em LDA’s rasas, porém evita-se o uso de navios FSO ou 
FPSO em águas rasas devido a dificuldade de ancoragem dos mesmos nesta profundidade 
e devido aos movimentos elevados dos mesmos podem dificultar a instalação de risers nos 
mesmos e caso seja necessário deve-se trabalhar com risers em configurações 
complacentes. 
 
6.2.2 Definições das plataformas 
 
 SS - Plataforma semi-submersível com planta de processamento da produção, sistema 
de ancoragem compatível com a LDA e que exporta a produção de óleo para um 
oleoduto integrante de uma malha de exportação para terra ou para outra UEP 
existente, caso isto não seja possível, utiliza-se um navio para estocagem da produção, 
denominado FSO. Existem 2 tipos de plataformas SS: 
 SS convertidas de Sondas de perfuração que geralmente possuem limitações de cargas 
e de maior dinâmica de movimentos (que devem ser avaliados na elaboração do seu 
projeto em conjunto com os risers). Normalmente estas plataformas foram projetadas 
inicialmente para navegar e trabalham geralmentecom pontoons que permitam tal 
condição e também permitam operar a plataforma em calado mínimo tal que toda a sua 
estrutura fique elevada nas situações de navegação ou em operações de pull-in de risers 
nos pontoons (denominado pull-in molhado). Geralmente nos projetos de conversão de 
sondas algumas facilidades (Torres de perfuração, sistemas de navegação, etc.) são 
retiradas para aliviar o peso e melhorar a estabilidade da SS. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 P-07 
 P-07 P-18 
 
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 SS novas que são concebidas para grandes carregamentos e pequenos movimentos 
compatíveis com o projeto. Estas SS são denominadas como MonoHull e são projetadas 
para serem transportadas por meio de reboque ou em grande balsas e possuem 
geramente pontoons em forma de anel retangular fechado e 4 colunas de tal forma que 
possuam uma melhor resposta aos carregamentos dinâmicos e assim minimizar os 
esforços nos risers. 
 
 
 P-56 
 
 
 FPSO - Plataforma tipo Navio com capacidade de estocagem, processamento e off-
loading da produção de óleo. Os primeiros FPSO’s foram construídos a partir da 
conversão de navios petroleiros (casco simples) devido à disponibilidade dos mesmos 
no mercado, atualmente não há disponibilidade de petroleiros, o que faz com seja 
necessário a construção de navios novos para uso como FPSO. 
 
 
 
FPSO BRASIL 
 
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P-48 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
P-31 
 
 MONOBR - a tecnologia MONOBR está homologada atualmente para completação 
molhada e consiste em um sistema de produção flutuante, em forma de mono-coluna, 
com capacidade para armazenar óleo. A forma do casco MonoBR garante o mínimo 
movimento possível da plataforma, quando ela é excitada por ondas e correntes do 
mar. Além disso, o novo formato viabiliza risers de produção em 2.500 metros de lâmina 
d'água(inclusive risers rígidos). Pretende-se estender este conceito para completação 
seca, mas ainda está em fase de estudo para homologação e não deve ser considerada 
esta tecnologia para tal aplicação. 
 
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Atualmente a Petrobrás está aplicando este conceito no campo de Piranema onde está 
instalada a SSP-300 que é uma plataforma fabricada pela SEVAN Marine com capacidade 
de estocagem de 300.000 barris. o campo de Piranema terá uma produção de 20 mil barris 
diários de petróleo de altíssima qualidade, em torno de 45º API. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A tabela a seguir descreve as principais características das UEP’s em águas profundas que 
utilizam o conceito de Completação Molhada e suas respectivas vantagens e desvantagens: 
 
PLATAFORMAS CARACTERÍSTICAS VANTAGENS DESVANTAGENS 
SS 
 Uso de Sistemas de ancoragem 
convencional ou do tipo “taut-
leg”. 
 Possue planta de processo. 
 Exporta o óleo em regime 
monofásico. 
 Apenas p/ compl. Molhada 
 Em alguns casos pode ser 
utilizada para intervenção nos 
poços. 
 Baixa amplitude de 
movimentos (maior que uma 
TLP e menor que um FPSO). 
 Alta flexibilidade para 
explotação do campo 
 Utilização em LDA profundas 
e ultra-profundas. 
 Necessidade de um 
oleoduto ou um FSO 
para exportação do óleo. 
 Menor estabilidade e 
flutuabilidade. 
 Baixa capacidade de 
carga no convés. 
 Prazo de construção 
maior que um FPSO. 
FPSO 
 Uso de Sistemas de ancoragem 
do tipo “taut-leg”. 
 Possue planta de processo 
 Capacidade de armazenamento 
do óleo. 
 Uso de navio aliviadores p/ off-
loading. 
 Apenas p/ compl. Molhada. 
 Menor custo de fabricação 
em relação a SS 
 Alta capacidade de carga no 
convés 
 Prazo menor de construção 
em relação a uma SS nova 
 Disponibilidade no mercado 
de navios afretados. 
 Alta amplitude de 
movimentos. 
 Para navios de grande 
porte, pode-se ter um 
Projeto de ancoragem 
mais complexo em LDA 
rasa(menor que 100m). 
 Riscos nas operações de 
off-loading. 
 
MONOBR 
 Uso de ancoragem tipo taut-leg 
 Possue planta de processo 
 Capacidade de armazenamento 
do óleo. 
 Uso de navio aliviadores p/ off-
loading. 
 Apenas p/ compl. Molhada. 
 
 Baixa amplitude de 
movimentos (maior que uma 
TLP e menor que um FPSO). 
 Maior estabilidade e 
flutuabilidade que um SS. 
 Alta flexibilidade para 
explotação do campo. 
 Utilização em LDA profundas 
e ultra-profundas 
 Tecnologia ainda em 
desenvolvimento e não 
se tem um domínio 
maior do seu 
comportamento em 
operação. 
 
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Das opções acima, as que costumam concorrer nos projetos devido a economicidade das 
mesmas são a opções com SS + FSO e a opção com FPSO, onde esta última costuma 
oferecer maior vantagem por ter geralmente menores custos de aquisição e menor prazo 
de construção, além de permitir o uso de navios afretados, que uma estratégia usada 
geralmente para antecipação dos projetos com tempo de vida curta (de 5 a 10 anos). 
 
A opção FPSO pode ser desmembrada em FPSO Turret ou FPSO Spread Moored, conforme 
a melhor solução optada para o projeto, observando-se que: 
 
O FPSO Turret possue ancoragem do tipo Single Point, pois a mesma é afixada no Turret 
(estrutura cilíndrica geralmente instalada na proa, com rolamento que permite o giro do 
navio e swiveis que permitem a conexão das tubulações da planta com os risers). Deste 
modo o FPSO fica livre para girar conforme à direção das ondas (“weathervaining”) e os 
risers ficam distribuídos ao redor do perímetro do Turret). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
O FPSO Spread Moored é um Navio projetado com um patterning de ancoragem tal que o 
mesmo fique num aproamento pré-definido (na maioria dos campos do Brasil fica entre 
180 a 215 graus) de modo a receber o off-loading pela proa (condição normal) ou pela 
popa (condição contingencial) e receber os risers pelo lado bombordo. 
 
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P-50 
 
Comparando-se as 2 opções de FPSO observa-se as seguintes vantagens e desvantagens: 
 
PLATAFORMAS VANTAGENS DESVANTAGENS 
FPSO Turret 
 Distribuição Radial dos risers 
geralmente favorece a arranjos 
com poços “espalhados” pela área 
do campo de produção 
 Favorece a opção de arranjos com 
manifolds 
 Melhores condições para operação 
de off-loading 
 Prazo maior de construção 
 Maior custo de aquisição 
 Limitação de entrada de risers 
 Limitação de empresas fabricantes 
de Turret 
 
FPSO Spread Moored 
 Prazo menor de construção 
 Menor custo de aquisição 
 Maior espaço para suportação de 
risers 
 
 Entrada dos risers restritas as faces 
de bombordo e boreste o que pode 
acarretar em ter maiores 
comprimentos de linhas que o 
arranjo com Turret. 
 Restrições de uso de navios para 
off-loading 
 
 
 
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6.3 PROJETO DAS UEPs 
 
Nos projetos Conceituais, ao se elaborar o projeto conceitualdas UEPs que irão compor as 
opções de arranjos submarinos, deve-se seguir as seguintes premissas em termos de 
dimensões, limites de LDA, azimutes e configuração dos suportes indicadas nas tabelas a 
seguir: 
 
Tipo de Suporte Distancia entre Suportes Altura do Suporte Angulos de Catenária
Suporte fixo(queixo-duro) 1,0 a 1,5m 18m(acima LDA) 11 a 13°
I-tube 1,0 a 1,5m 18m(acima LDA) Riser interno ao I-tube
Riser Rígido(vertical) 1,0 a 1,5m Não aplicável Não aplicável-considerar compr. Riser Ríg.=LDA+10m
Tipo de Suporte Distancia entre Suportes Altura do Suporte Angulos de Catenária
Suporte fixo(queixo-duro) p/ 
LDA Rasa 1,0 a 1,5m 10m(acima LDA) normalmente 7°
Suporte cônico p/ LDA Rasa 1,0 a 1,5m 10m(acima LDA) normalmente 7°
Suporte c/ I-tube e suporte 
cônico (p/ LDA profunda)
1,0 a 2,0m Suporte tipo castelo a 
10m(acima da LDA) e Boca de 
sino a -10m (abaixo da LDA)
normalmente 7°
Suporte c/ I-tube e boca-de-
sino (p/ LDA profunda)
1,0 a 2,0m Suporte tipo castelo a 
10m(acima da LDA) e Boca de 
sino a -10m (abaixo da LDA)
normalmente 7°
Suporte Receptáculo(p/ Riser 
rígido)
3,0m 10m(acima LDA) 18 a 20°
Posição dos suportes na UEP
Tipo de Plataforma
Dimensões Típicas
Tipo de Plataforma
Dimensões Típicas
Limite de LDA
Azimute da UEP
SS CONVERTIDA -Deck superior p/ suportes fixos(Proa e Popa) ou Riser Deck no 
moon pool p/ suportes c/ i-tubes , SS NOVA(MonoHull)-Riser Deck no moon pool p/ 
suportes c/ i-tubes
SS (Semi-Submersível)
80x80m
acima de 70m
0 a 45°
Limite de LDA
Azimute da UEP
Posição dos suportes na UEP
Fixa-tipo Jaqueta
80x80m
máx. 170m
0 a 30°
Todos os lados-Deck Superior (verificar restrições de superfície)
 
 
 
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Tipo de Suporte Distancia entre Suportes Altura do Suporte Angulos de Catenária
Tipo de Suporte Distancia entre Suportes Altura do Suporte Angulos de Catenária
I-tube (integral ou separado) 
c/ uso de suporte tipo castelo 
no deck superior e Boca de 
Sino no deck inferior
1,0 a 2,0m entre I-tubes e 1,2m 
entre camadas de risers, no caso 
de FPSO Replic. adotar 2,62m 
entre suportes
Suporte tipo castelo a 
15m(acima da LDA) e Boca de 
sino a -10m (abaixo da LDA)
5 a 9° (normalmente adota-se ângulo de 7°)
FPSO SPREAD MOORED
26x231m(peq. porte)/ 43x266m(médio porte)/ 55x320m(grande porte)
acima de 90m (avaliar off-set em função da LDA)
180 a 215° (recomenda-se adotar de 190 a 195°)
Dimensões Típicas
Limite de LDA
Azimute da UEP
Posição dos suportes na UEP Balcony no Lado Bombordo - uso de 1 camada (mais usual) ou 2 camadas(caso 
necessitar reduzir comprim. Balcony)
I-tube(integral ou separado) c/ 
uso de suporte tipo castelo no 
deck superior e Boca de Sino 
no deck inferior
1,0 a 2,0m entre I-tubes e 1,2m 
entre camadas de risers
Suporte tipo castelo a 
15m(acima da LDA) e Boca de 
sino a -10m (abaixo da LDA)
5 a 9° (normalmente adota-se ângulo de 7°e no caso 
de adotar-se 2 camadas pode-se trabalhar com 
angulos diferentes c/ defasagem até 2°, sendo a 
camada externa com ângulo maior)
Tipo de Plataforma
Tipo de Plataforma FPSO TURRET
I-tubes no perimetro do Turret(uso de até 2 camadas) e Centro do Turret=13 a 62m a 
partir da proa
TURRET Diam.=13 a 25m (depende do número de risers, podendo-se utilizar 2 
camadas de risers afim de reduzir o diam.)
acima de 90m
Não aplicável
Posição dos suportes na UEP
Dimensões Típicas
Limite de LDA
Azimute da UEP
 
 
Observações gerais: 
 
1- Em caso de plataformas existentes, deve-se observar a posição dos suportes atuais 
e futuros, para então definir-se o posicionamento dos risers novos ou a serem 
remanejados. 
As informações de coordenadas e LDA das plataformas existentes constam no SGO e os 
desenhos contendo os detalhes e as funções dos suportes dos risers estão informados no 
Cadastro Submarino, que servirão de referência para definição das entradas dos risers. 
Caso no cadastro submarino não haja detalhe dos suportes (espaçamentos, elevações, 
etc.), faz-se necessária a solicitação ao Ativo de tal detalhamento, de modo a servir de 
referência ao projeto de arranjo dos risers na plataforma e definição dos comprimentos 
dos risers. 
Também cabe ao projetista consultar ao Ativo sobre as possibilidades de entrada dos risers 
novos na plataforma, em função de possíveis interferências com as instalações de 
superfície (acomodações, baleeiras, heliponto, áreas de manobras de cargas, 
disponibilidade ou acesso para equipamentos de pull-in, necessidade de reforço estrutural 
do riser deck, operacionalidade dos suportes reservas e dos I-tubes guias caso sejam 
utilizados, etc.). 
 
 
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2- No caso de plataformas novas que já possuam projeto básico elaborado, é 
importante que consulte o CENPES/EB-E&P sobre a existência de desenhos da plataforma, 
contendo a posição dos suportes e dos fair-leaders para uso nos arranjos submarinos. E da 
mesma forma para as plataformas afretadas, deve-se consultar o Ativo ou ENGP/EN sobre 
tais desenhos. 
 
3- É usual, quando não se dispõe de desenhos das plataformas, utilizar como 
referência o desenho de outra plataforma de características similares à plataforma que 
pretende-se adotar, e neste caso, deverá ser avaliado se serão utilizados os mesmos tipos 
e quantidade de suportes, ou se os mesmos serão alterados em função das características 
do arranjo submarino em que a plataforma será utilizada. 
 
4- No caso de plataforma nova tipo FPSO TURRET, recomenda-se avaliar se o número 
total de risers necessários ao projeto atendem a confecção de um Turret (diâmetro 
máximo e peso total), sendo que o maior Turret atual (P-53) possui 25m de diâmetro e 75 
risers, dispostos em 2 camadas, e cabe observar que quanto maior for o Turret, maiores 
serão os custos de construção do mesmo e maiores serão os riscos de instalação e 
operação dos risers, além de restringir a escolha do navio, em função da necessidade do 
mesmo ter largura de boca suficiente para montagem do turret no mesmo. 
 
5- Na confecção do arranjo submarino com FPSO TURRET, faz-se necessário uma 
avaliação da distribuição dos risers no perímetro do Turret, de modo que haja uma melhor 
distribuição dos mesmos no Turret e consiga uma redução no diâmetro do Turret, 
podendo-se para tal utilizar-se risers em 2 camadas (camada externa e interna) no Turret, 
observando-se que a boa prática recomenda-se que adote-se ângulos de topo diferentes 
para cada camada (ex.: camada externa com 7 ou 9 graus e camada interna com 5 ou 7 
graus), a fim de minimizar as colisões dos risers vizinhos. O uso de 2 camadas no projeto do 
Turret deve ser avaliado pelo Ativo, pois pressupõe que, para retirada do riser interno por 
motivos de manutenção ou troca, os risers adjacentes da camada externa devem ser 
retirados de modo a permitir tal operação. 
 
6- Ao gerar-se o arranjo de entradas dos suportes na plataforma o projetista deve 
observar os seguinte pontos: 
-Se haverá necessidade de se deixar suportes reservas para futuras interligações (Consultar 
o Ativo); 
-Espaçamento entre suportes compatíveis com as dimensões das terminações dos risers 
(hang-off ou flanges de suportação no trecho superior e enrijecedores de curvaturas no 
trecho inferior) e também permitir acesso aos mergulhadores na região submersa. É de 
boa prática consultar projetos similares, a fim de avaliar os espaçamentos utilizados; 
-Espaçamentos entre as camadas entre 1,20 a 1,50m de modo atender os espaçamentos 
entre as bocas de sino citado acima. 
 
7- Os dimensionais dos suportes serão detalhados durante a Fase de execução do 
projeto básico, sendo que no caso de adoção de bocas de sino,podem ocorrer situações 
que tenham projetos com prazos reduzidos de instalação e que ainda na fase conceitual há 
 
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necessidade de preparar a documentação para ida ao mercado para contratação da 
plataforma, então faz-se necessário uma avaliação pela PETROBRAS de quais diâmetros 
serão utilizados, assim como os diâmetros dos seus respectivos I-tubes superiores e 
inferiores. Nos casos onde não se obtenha tais informações, pode-se adotar informações 
de outros projetos que possuam características similares (LDA e diâmetro de risers) e 
colocar uma nota no arranjo sobre a referência adotada. 
 
6.3.1 Tipos de Suportes de Risers das Plataformas 
 
Para os os suportes dos risers nas plataformas podemos ter as seguintes opções de 
projeto: 
 
6.3.1.1 Suportes fixos (tipo “Queixo-Duro”) 
 
Estes suportes ficam normalmente localizados entre 15 e 20m do nível do mar. Para o 
arranjo conceitual pode-se considerar a altura dos suportes de 18m e costuma-se adotar 
um ângulo de inclinação do suporte entre 11 a 13º de modo a evitar que os risers 
encostem na estrutura da plataforma. 
No arranjo dos suportes pode-se considerar riser espaçados de 0,60m a 1,50m 
(dependendo das dimensões dos hang-offs a serem definidos no projeto básico da UEP) e 
em caso de exiguidade de espaço, pode-se projetar suportes triplos (3 risers montados em 
apenas um suporte). 
A figura a seguir ilustra uma montagem de riser em suporte fixo e uma vista superior da 
estrutura de suporte de uma plataforma: 
 
 
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6.3.1.2 Suportes tipo I-tube em Jaquetas (tubo camisa com boca de sino na extremidade 
inferior) 
Estes suportes facilitam a entrada do riser na plataforma, de modo que o mesmo não fique 
exposto as condições dinâmicas de correntes e ondas e nem fique exposto a abrasão ou 
choque com a estrutura da jaqueta ou embarcações. Nesta opção de suporte, o duto que 
passa pelo I-tube pode ser a própria flowline e, para efeito de comprimento da flowline na 
vertical, considerar-se a LDA da plataforma mais10m. A boca de sino normalmente é 
soldada ao I-tube. 
A Figura a seguir ilustra uma seção vertical do I-tube: 
 
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6.3.1.3 Suportes tipo Riser Rígido em Jaquetas (riser em duto de aço na vertical) 
 
Neste caso o riser já é projetado para ser afixado junto a estrutura da jaqueta, podendo já 
vir montado na instalação da jaqueta ou montado posteriormente a execução da mesma, e 
o mesmo possui em sua extremidade uma válvula com flange, de modo a permitir a 
conexão da flowline próximo ao leito marinho. Nesta opção considera-se apenas a flowline 
indo até o “pé” da plataforma. 
No caso de projetos em que o trecho flow também seja em duto rígido deve-se prever a 
montagem de spools rígidos no leito marinho, interligando a extremidade do duto rígido a 
ser lançado por um PLSV, no riser rígido montado na jaqueta (operação de “tie-in”). O 
comprimento do spool rígido será definido na engenharia básica em função de como será 
lançado a extremidade do duto rígido flow. 
A figura a seguir a montagem de um riser rígido afixado a uma jaqueta: 
 
 
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6.3.1.4 Suportes Cônicos 
 
 Possuem as mesmas premissas dadas no item 6.3.1.1, sendo o projeto para suporte 
cônico ilustrado a seguir: 
 
 
 
Este tipo de suporte pode ser aplicado tanto em estruturas afixadas no deck superior da 
plataforma ou em uma estrutura afixada ao pontoon e tem a vantagem de simplificar a 
operação de pull-in (não necessitar de montagem com parafusos na estrutura a ser 
apoiada). 
 
 
 
 
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6.3.1.5 Suportes com I-tubes e Bocas de sino em Unidades Flutuantes 
6.3.1.5.1 UEP tipo Semi-submersível: 
Este tipo de suporte contempla 2 partes: 
- o deck superior com estrutura para suportes tipo “castelo” na parte superior 
- I-tubes afixados ao pontoon em conjunto com bell-mouth na parte inferior (tubo camisa 
com boca de sino na extremidade inferior). 
 
A figura a seguir ilustra este tipo de suportação: 
 
 
Detalhe do I-tube superior Detalhe do Suporte tipo Castelo 
 
Detalhe do I-tube Inferior e Bell-mouth 
 
 
6.3.1.5.2 UEP tipo FPSO Turret Interno: 
No caso de FPSO Turret utiliza-se o mesmo conceito de I-tube com boca de sino em UEP 
semi-submersível, sendo que podemos ter as seguintes possibilidades de montagem dos I-
tubes: 
 
 
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-I-tube inteiriço (desde a boca de sino até o riser deck) na vertical e com deflexão na região 
próxima a boca de sino, conforme exemplo a seguir: 
 
I-TUBE DA P-34 
 
-I-tube inteiriço (desde a boca de sino até o riser deck) com a mesma inclinação do ângulo 
de catenária dos risers, conforme exemplo a seguir; 
 
 
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SEÇÃO EM CORTE DO TURRET DA P-37 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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-I-tube inteiriço com inclinação maior que o ângulo de catenária dos risers e uso de quebra 
de ângulo na conexão com a boca de sino, conforme exemplo a seguir; 
 
 
I-TUBE DO FPSO ANCHIETA 
 
-I-tube inteiriço com redução de diâmetro do I-tube no trecho superior e com inclinação 
menor que o ângulo de catenária dos risers- esta opção permite reduzir o corpo do turret 
na sua parte superior e também reduzir o I-tube no trecho superior, consequentemente 
reduzindo os espaçamentos entre os flanges de topo e as dimensões das terminações de 
topo do riser (suporte tipo castelo); 
 
 
 
 
 
 
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-I-tubes separados com uso de 2 decks, sendo o deck inferior com I-tube e boca de sino e o 
deck superior com I-tubes; 
 
 
SEÇÃO DO FPSO CAPIXABA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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6.3.1.5.3 Arranjo dos I-tubes nos FPSOs: 
- FPSO com Turret Interno: 
 
Para o arranjo dos I-tubes no Turret normalmente desenha-se apenas o arranjo relativo à 
elevação mais inferior do mesmo, onde são montadas as bocas de sino, ficando a cargo de 
o construtordetalhar a configuração e a chegada dos I-tubes no deck superior, devendo-se 
levar em consideração as seguintes premissas e restrições: 
- Buscar uma distribuição com maior uniformidade do número de risers nos setores 
definidos pelas amarras de ancoragem, a fim de permitir uma melhor distribuição do 
carregamento dos risers nos rolamentos do turret; 
-Inicialmente tentar utilizar um diâmetro de 13m de turret a fim de permitir o uso de 
apenas uma camada de riser. Caso não seja possível atender a todos os risers, pode-se 
avaliar o uso da segunda camada interna com apenas suportes para umbilicais e mesmo 
assim, caso não seja suficiente, então deve-se buscar um diâmetro de turret tal que atenda 
a quantidade de risers previstas no projeto e que também procure colocar na 2º camada o 
menor número de risers possível, dando preferência aos risers de menor diâmetro; 
Os espaçamentos das camadas devem considerar o seguinte: 
- Respeitar uma distância entre 1,0 a 1,50m entre a face externa do turret e o eixo da 1º 
camada externa de risers;. 
- Espaçamentos entre bocas de sino que permita o acesso de mergulhador para 
destravamento dos dogs da mesma (normalmente pede que se tenha no mínimo 20cm 
entre cada face externa da boca de sino) e na falta de informações utilizar uma distância 
mínima de 1,50m entre eixo de risers; 
- Espaçamentos entre as camadas entre 1,20 a 1,50m de modo atender os espaçamentos 
entre as bocas de sino citado acima 
 As figuras a seguir ilustram alguns arranjos de I-tubes de alguns FPSOs: 
 
 
 
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ARRANJO DOS I-TUBES NA P-34 (DIAM. TURRET=13m) 
 
 
 
 ARRANJO DOS I-TUBES NA P-35 (DIAM. TURRET=15,5m) 
 
 
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ARRANJO DOS I-TUBES NA P-53 (DIAM. 25m) 
 
Posição do Turret no FPSO: 
- A posição do Turret em relação ao centro do FPSO será definido no projeto básico e pode 
variar de 13 a 63m em relação à proa do FPSO, conforme exemplo a seguir: 
 
 
 
 
 
POSIÇÃO DO TURRET NA P-35 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
POSIÇÃO DO TURRET NO FPSO MLS 
 
 
-FPSO com Turret Externo: 
 
Existem casos onde opta-se pelo uso de Turret externo e normalmente tem-se poucos 
risers (no máximo 12 risers) e então podemos ter uma distribuição com I-tubes e bocas de 
sino conforme ilustrado a seguir: 
 
ARRANJO DOS I-TUBES NO FPSO CID. DE MACAÉ 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
SEÇÃO DO TURRET EXTERNO DO FPSO CID. DE MACAÉ 
 
Neste caso acima o suporte com boca de sino fica posicionado a cerca de 10m acima da 
LDA. 
 
 
 
 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
-UEP Tipo FPSO Spread Moored: 
 
No caso de FPSO tipo Spread Moored normalmente utiliza-se 2 decks contendo Balcony 
superior com I-tubes (na vertical) para suportes tipo castelo e Balcony inferior com I-tubes 
e bocas de sino, conforme exemplos a seguir: 
 
 
SECÇÃO DO BALCONY DA P-50 
 
 
 
POSIÇÃO DO BALCONY DA P-50 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
ARRANJO PARCIAL DO BALCONY DA P-50 
 
 
 
SEÇÃO BALCONY P/ RISERS - FPSO CID. SÃO PAULO 
 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
SEÇÃO BALCONY RISERS FLEX. - FPSO CID. ANGRA DOS REIS 
 
Para a elaboração do arranjo do Balcony de Risers no FPSO Spread Moored deve-se 
considerar as seguintes premissas e restrições: 
 
-Considerar a princípio, o uso de apenas uma camada de risers, a não ser que o 
comprimento do balcony fique muito extenso e seja necessário acomodar os risers em 2 
camadas, conforme exemplo a seguir: 
 
ARRANJO DO BALCONY DA P-58 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
- No caso de optar-se por 2 camadas, deve-se posicionar preferencialmente os suportes 
dos risers de boreste na camada interna (mais próxima ao costado) e os risers de 
bombordo na camada externa, a fim de evitar-se interferência entre os risers na catenária. 
- Utilizar espaçamentos entre bocas de sino que permita o acesso de mergulhador para 
destravamento dos dogs da mesma (normalmente pede que se tenha no mínimo 20cm 
entre cada face externa da boca de sino) e na falta de informações utilizar uma distância 
mínima de 1,50m entre eixo de risers; 
- Utilizar espaçamentos entre as camadas entre 1,20 a 1,75m de modo atender os 
espaçamentos entre as bocas de sino citado acima; 
 
Para definição do arranjo de entrada dos risers no FPSO Spread Moored, deve-se: 
-Respeitar as configurações dos patterning de ancoragem assumidas para o FPSO, 
conforme mencionado no item 6.3.2, considerando-se um mínimo de 10m de distancia 
entre a projeção do riser na sua chegada e a linha de ancoragem. 
-Desenhar o balcony na face de bombordo do FPSO com os respectivos slots de risers; 
-Distribuir angularmente os risers nos setores de bombordo e boreste, onde deve-se 
respeitar as seguintes premissas e restrições: 
-Considerar um espaçamento mínimo entre o ponto de ancoragem da amarra da 
plataforma e o riser de 80m; 
 -Considerar um espaçamento entre TDPs dos risers de no mínimo 1% da LDA (o ideal 
seria de 2% a fim de facilitar a instalação dos risers); 
 -No caso de risers em Lazy-wave deve-se considerar um espaçamento angular entre 
risers flexíveis e entre risers flexíveis e amarra de 2 graus e entre risers flexíveis e rígidos 
de 3 graus; 
6.3.1.6 Suportes para Risers Rígidos em catenária 
 
Para o projeto de suportação para risers rígidos tipo SCR (steel catenária riser) ou 
SLWR(Steel Lazy-wave Riser) pode-se considerar o uso de Receptáculos em suportes 
especiais geralmente afixados ao pontoon da SS ou no costado do FPSO, com uso de 
flexjoint em ângulo de catenária entre 18º e 20º, conforme ilustrado na figura a seguir: 
 
Receptáculo para SCR na P-18 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
6.3.1.7 Suportes Especiais 
 
Para projetos que não se sabe qual o tipo de riser será utilizado (flexível ou rígido) pode-se 
adotar suportes do tipo receptáculo que atendam tanto a riser rígido como riser flexível, 
onde basicamente para o pull-in do riser flexível considera-se o uso de adaptadores na sua 
extremidade, de modo a permitir o apoio de seu conector de extremidade e de mudar o 
seu ângulo de topo, conforme ilustrado a seguir: 
 
 
 
 
Suporte Híbrido na P-52- uso de um suporte adaptador na extremidade do riser flexível 
apoiado num receptáculo p/ riser rígido. 
 
 
 
 
 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
 
Suporte Especial na P-51 e P-56- foi utilizado um sistema de I-tube + BSN com hang-off 
cônico (o padrão era castelo). 
 
Para uso de SCRs em FPSOs também pode-se utilizar I-tubes especiais com o uso de um 
adaptador prolongador, onde a flexjoint será conectada na parte inferior, conforme figura 
a seguir: 
 
 
Desenho do I-tube especial 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
Desenho do conjunto I-tube Especial + Prolongador + Flex-Joint do Riser Rígido 
 
A PETROBRÁS recentemente está adotando em projetos de FPSOs denominados 
replicantes, um suporte denominado Boca de Sino Multi-funcional (BSMF) que tem a 
funcionalidade de atender risers de vários diâmetros, e também permitir a troca do 
mesmo com o FPSO na locação, cujo detalhe está ilustrado a seguir: 
 
 
ESQUEMÁTICO DE UMA BOCA DE SINO MULTI-FUNCIONAL 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
Para a confecção da BSMF é necessário que inicialmente tenha-se a informação do ângulo 
de topo e do azimute do riser, a fim de projetar e montar o flange de ângulos (ver figura 
acima). 
 
No desenho de arranjo de suportes da plataforma, na qual é utilizado o conceito de bocas 
de sino, devem ser informados para cada suporte, os diâmetros das bocas de sino e os 
seus respectivos I-tubes (podendo o inferior e o superior, terem diâmetros diferentes), 
além das informações dos seus ângulos de catenária e de azimute da boca de sino. 
Deve-se buscar informações sobre os diâmetros de bocas de sino dos risers das UEPs 
existentes, sendo que para um projeto novo, para a definição da boca de sino de cada riser 
a ser utilizado, a US-SUB deverá emitir o RSBS (Relatório de Seleção de Bocas de Sino), 
informando os diâmetros de bocas de sino a serem utilizados. 
 
 
6.3.2 Tipos de ancoragem de plataformas flutuantes 
 
Para os projetos de plataformas flutuantes podemos ter os seguintes tipos de ancoragem 
conforme a LDA e respectivo cálculo do seu raio de ancoragem indicados na tabela a 
seguir: 
 
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76/142 
 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
A configuração final do “patterning” de ancoragem a ser adotado deverá ser definido pelo 
CENPES/EB-E&P/EN, sendo que para efeito de projeto conceitual deve-se optar por 
sistemas de ancoragens similares em relação ao porte do navio e a LDA do projeto. 
 
No caso de FPSO Turret a adoção de 6 ou 8 amarras irá depender da quantidade de risers a 
serem utilizados e a LDA do projeto, sendo que no caso de projetos com maior número de 
risers preferencialmente utiliza-se a configuração do tipo “pé-de galinha” a fim de facilitar 
o traçado das linhas no arranjo submarino. 
A configuração de ancoragem do FPSO SPREAD MOORED, quando não for informada pelo 
Ativo, pode-se optar por uma ancoragem diferenciada (ângulos entre linhas diferentes da 
proa em relação a popa) ou uma ancoragem rígida (ângulos entre linhas iguais tanto da 
proa como da popa. Nos projetos em LDA profunda geralmente opta-se por utilizar um 
sistema de ancoragem do tipo rígido. 
 
Algumas configurações de ancoragem são ilustradas nas figuras a seguir: 
 
 
 
Configuração de um “patterning” de ancoragem de uma SS 
 
 
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77/142INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
Configuração FPSO Turret com 9 amarras (Pé de galinha) 
 
 
 
 
 
Configuração FPSO Spread Moored c/ sist. de ancoragem rígida 
 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
Configuração FPSO Spread Moored c/ sist. de ancoragem diferenciada 
 
Caso queira estudar o uso de FPSOs Spread Moored em LDA próxima de 100m, 
recomenda-se uma avaliação da viabilidade de ancoragem do mesmo na locação, 
considerando os seguintes aspectos de projeto: 
 Porte do navio- quanto maior o porte do navio pior é a viabilidade de ancoragem do 
mesmo; 
 Offset a ser considerado- deve-se buscar trabalhar com offsets acima de 15% da LDA, a 
fim de não penalizar o projeto do sistema de ancoragem, sendo necessária uma avaliação 
em conjunto com o sistema de risers acoplados, a fim de avaliar os impactos causados na 
operação e na instalação dos mesmos; 
 Utilização de risers complacentes- normalmente recomenda-se a adoção de configuração 
Lazy-wave, Steep-wave ou Pliant-wave para os risers. No projeto de Siri foi adotado uma 
solução denominada EFSR (Estrutura Fixa de Sustentação de Risers) conforme ilustrado a 
seguir: 
 
 
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79/142 
 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
 
6.3.2.1 Considerações sobre o projeto do “Patterning” de Ancoragem das UEPs 
 
Normalmente, ao iniciar-se um arranjo utiliza-se como referência um projeto de 
patterning de ancoragem de uma plataforma já instalada, similar a que pretende-se utilizar 
no arranjo, ou então, utiliza-se um projeto de patterning de ancoragem já validado pela 
equipe da Engenharia Naval do CENPES, sendo que o projetista deve-se observar os 
seguintes aspectos neste projeto de ancoragem a ser considerado para o projeto em 
questão: 
a)Variação da LDA- É importante que o projeto utilizado como referência, tenha 
LDA próxima da que será considerada no projeto em questão e seu raio de ancoragem seja 
redimensionado para a nova LDA, conforme a tabela acima do item 6.3.2. 
b)Definição dos pontos fixos- O projetista deverá avaliar se a região onde foram 
posicionados os pontos fixos das amarras tem algum risco geológico, identificado a partir 
do mapa de geohazard da região, caso isto ocorra deve-se avaliar o seguinte: 
-Possibilidade de deslocar a plataforma a fim de fugir destas áreas de risco, 
observando-se todos os impactos relativos ao reposicionamento da plataforma (conflitos 
com áreas de exclusão dos poços, restrições com obstáculos existentes, impacto nos 
comprimentos dos dutos e na garantia de escoamento); 
-Mudança do azimute da plataforma de modo a permitir que os clusters dos pontos 
fixos fiquem numa posição favorável em relação ao solo; 
-Desvio lateral angular apenas das amarras impactadas; 
-Encurtamento ou aumento dos raios de ancoragem das amarras impactadas; 
-Solução mista das opções descritas acima, de modo a obter-se um posicionamento 
seguro para os pontos fixos e que também atenda a distribuição dos risers previstos no 
projeto. 
 
A figura a seguir ilustra o reposicionamento de pontos fixos causado pela região de 
risco geológico, implicando e desvio lateral angular das amarras: 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
 
d) Quantidade de risers por setor da plataforma- dependendo do tipo de 
plataforma a ser considerado, o projetista deverá avaliar as possibilidades de 
rotas de entrada dos risers em cada face, de modo a permitir menores 
comprimentos de dutos e também que atenda a garantia de escoamento para 
cada poço, privilegiando os poços produtores e o sistema de exportação de óleo e 
gás. 
 
O projetista deverá avaliar o contexto geral de entrada dos risers na plataforma e 
dependendo das restrições do projeto (fluxo ascendente, pull-in, interferências existentes 
no leito marinho, espaçamentos mínimos entre risers vizinhos e entre risers e linhas de 
ancoragem), ou caso observe-se um ganho na redução nos comprimentos de linhas, o 
mesmo poderá propor modificações na configuração do patterning de ancoragem, 
gerando aberturas maiores nos setores formados entre os clusters de ancoragem, de modo 
a obter-se, por exemplo, um maior número de risers em determinada face. Assim sendo 
pode-se gerar um estudo de ancoragem da plataforma considerando as modificações 
propostas e solicitar ao CENPES uma avaliação da viabilidade técnica do mesmo. 
O projetista deve também observar as possíveis interferências entre os risers 
extremos e as linhas de ancoragem e para tal obedecer aos valores de espaçamentos 
angulares aceitáveis entre os mesmos, caso esta informação não esteja disponível deve-se 
estimar determinado valor e realizar uma análise de interferência entre os mesmos, a fim 
de garantir tanto o choque do riser com a amarra, como o risco do riser passear por baixo 
da amarra em determinada condição de correnteza e onda a ser aplicada no mesmo. 
 
 
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A figura a seguir ilustra uma distribuição de risers que favorece a entrada de poços 
produtores por boreste. 
 
 
Recomenda-se consultar a equipe da ESSUB/ECSS sobre quais espaçamentos 
angulares devem ser adotados para os espaçamentos entre risers do projeto a ser 
estudado, que irá depender do tipo de riser(flexível ou rígido),dos diâmetros dos risers 
utilizados, da LDA da UEP, sua configuração de ancoragem e da configuração de riser a ser 
adotada. 
 
e) Redução do raio de ancoragem 
 
Em alguns casos pode-se propor redução nos raios de ancoragem da plataforma 
em relação aos valores estabelecidos na tabela do item 6.3.2 a fim de permitir-se: 
-aproximação da plataforma em relação aos poços; 
-Redução de comprimento das linhas que entram no setor oposto a posição dos 
poços; 
-Posicionamento da plataforma em regiões com bastante obstáculos ou com 
riscos geológicos. 
 
A figura a seguir ilustra uma redução no raio de ancoragem a fim de permitir a 
aproximação da plataforma em relação aos poços: 
 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
 
6.3.3 Área de Off-loading de FPSOs 
 
6.3.3.1 FPSO Turret 
 
A área de exclusão do FPSO TURRET que é denominada como raio de Off-loading ou 
também de raio do “trenzinho” é composto pelo FPSO+Navio Aliviador+Rebocador, cuja 
figura a seguir ilustra como deve ser calculada tal Área: 
 
 
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A FIGURA acima mostra a área mínima de exclusão em torno de um FPSO ancorado com 
Turret, dentro da qual nenhuma UEP poderá ser instalada para não interferir com o raio de 
giro normal do FPSO e do Aliviador com seu Rebocador. 
Esta área é um círculo de raio R dado por: 
R = LFPSO + LHawser + LAliviador + L[Rebocador + Cabo] + 10% LDA +D seg 
sendo: 
LFPSO = comprimento do FPSO = 305m (do centro do Turret à popa do FPSO) 
LHawser = comprimento do Hawser = 150m 
LAliviador = comprimento do Aliviador = 275m 
L[Rebocador + Cabo] = comprimento do rebocador mais comprimento do seu Cabo de reboque = 
500m 
D seg= Distância para escape e de segurança do navio aliviador = 500m 
Considerando uma lâminad’água de 1000m, o raio R fica: 
R = 305 + 150 + 275 + 500 + 100 + 500 = 1830m 
Este raio R é também denominado Raio do “trenzinho” devido o alinhamento dos navios e 
rebocador. 
Cabe ao projetista indicar no desenho o círculo do raio do “trenzinho” explicitando o valor 
adotado para o mesmo. 
 
 
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6.3.3.2 FPSO Spread Moored 
 
Para o FPSO SPREAD MOORED utiliza-se os mesmos parâmetros adotados para o projeto 
do Turret, exceto que não se considera o comprimento do FPSO (pois o mesmo não gira) e 
tais raios são medidos a partir da popa e proa do FPSO (normalmente o FPSO é projetado 
para permitir off-loading pelos 2 lados), conforme ilustrado na figura a seguir: 
 
 
Esta área contempla um setor de 155 graus com circunferência de raio R dado por: 
R = LHawser + LAliviador + L[Rebocador + Cabo] + 10% LDA+D seg 
sendo: LHawser = comprimento do Hawser = 150m 
LAliviador = comprimento do Aliviador = 275m 
L[Rebocador + Cabo] = comprimento do rebocador mais comprimento do seu Cabo de reboque = 
500m 
D seg= Distância para escape e de segurança do navio aliviador = 500m 
Considerando uma lâmina d’água de 1000m, o raio R fica: 
R = 150 + 275 + 500 + 100 + 500 = 1525m 
 
 
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A operação de conexão em tandem do FPSO com o Navio Aliviador, embora seja freqüente 
nas operações de alívio, é considerada complexa e difícil de ser executada, devido a 
própria operação de off-loading (riscos de vazamento, rompimento do cabo Hawser, etc.), 
assim como existem riscos na posição relativa entre o FPSO e o navio aliviador durante 
toda a operação, principalmente no caso do FPSO Spread Moored em que o mesmo pode 
estar posicionado num aproamento tal que possa prejudicar as manobras do navio 
aliviador. Deste modo, foram estabelecidos 03 setores operacionais, em que o navio 
aliviador pode atingir: verde (permanece conectado), amarelo (providenciar desconexão) e 
vermelho (desconectar e realizar manobra de escape). A figura a seguir ilustra estes 
setores: 
 
 
 
A figura a seguir ilustra um exemplo de Raio de “Trenzinho” utilizado na P-58 e a 
interferência com 2 poços do projeto: 
 
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6.3.4 Áreas de Exclusão das UEPs 
 
Ao posicionar-se uma determinada UEP se deve observar as seguintes áreas de exclusão de 
modo a não interferir com o posicionamento das cabeças de poços ou de equipamentos 
submarinos no arranjo submarino: 
 Área restrita para movimentação de cargas (normalmente considerar um raio de 
500m em volta da UEP); 
 Raio de Off-loading ou raio do “trenzinho”- no caso de uso de plataformas que 
realizam tal operação conforme item 6.3.3; 
 Áreas de fixação dos pontos de ancoragem no leito marinho – deve-se considerar 
normalmente um afastamento de 200m no sentido longitudinal da amarra e de 80m no 
sentido transversal da amarra (ver figura a seguir). 
 
 
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 Zona de tensão dos Risers - No caso de adoção de risers em catenária, costuma-se 
definir um raio onde as flowlines são ancoradas, a fim de assegurar a configuração de 
projeto da catenária do riser, pois caso não se tenha tal ponto de ancoragem, durante as 
movimentações dos risers no leito marinho, pode-se haver um “desfazimento” da 
configuração da catenária e eventuais cruzamentos no leito marinho. A região entre a 
plataforma e o raio da zona de tensão deve ser evitada para o posicionamento de cabeça 
de poços, tendo-se em vista que as linhas entre o poço e a plataforma deverão ter um 
traçado de tal forma que passe na zona de tensão, além de apertar o corredor disponível 
para as linhas dos poços vizinhos, conforme ilustrado na figura a seguir: 
 
 
 
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Para o cálculo do raio da Zona de Tensão dos risers ver o item 10.1. 
 
6.3.5 Projeto de outros conceitos de UEPs e Sistemas flutuantes 
 
6.3.5.1 Plataformas tipo TLP ou TLWP 
 
A filosofia da plataforma tipo TLP ou TLWP é operar com os poços com completação seca e 
para tal deve-se consultar ao Ativo onde a mesma ficará localizada e como será a trajetória 
das perfurações destes poços. Não havendo informações precisas pode-se escolher uma 
posição tal que a TLP fique o mais centralizada possivel em relação aos objetivos dos poços 
e que se tenham afastamentos menores que 4000m (até o final do objetivo). 
 
A TLP ou TLWP por possuir tendões na vertical, não possui representação de ancoragem no 
arranjo submarino, exceto em projetos que a mesma possua jumpers com cargas elevadas 
interligados ao FPSO, que necessitem de uma ancoragem no sentido contrário, a fim de 
neutralizar os esforços horizontais. Caso isto ocorra, deve-se consultar ao pessoal da 
ancoragem para a definição da mesma. 
 
Pode-se avaliar também a possibilidade de uso de poços em completação molhada neste 
tipo de plataforma, por motivo de ficarem muito distantes e não poderem ser perfurados 
em direção a TLP, ou então por motivos econômicos ou de planejamento do projeto 
(normalmente os poços injetores ou poços já perfurados em Teste de Longo Duração), 
devendo-se neste caso, interligar tais poços por meio de risers em catenária na TLP e então 
prever que os esforços horizontais destes risers sejam suportados pela ancoragem da TLP. 
Existe ainda a possibilidade de quando optar-se por um arranjo com TLP com FSO, de 
interligar-se os poços injetores no FSO, no qual deve-se instalar uma planta de injeção e o 
mesmo passaria a ser denominado FSOI. 
 
Normalmente considera-se o limite de 17 poços numa TLWP e evita-se colocar poços 
injetores em completação seca, a fim de diminuir os custos de perfuração, passando-se os 
mesmos para o FPSO como poços satélites. 
 
O projeto da TLP ou TLWP está atrelado a definição de como será exportada a sua 
produção para o navio FSO (opção TLP) ou FPSO (opção TLWP) e as condições de off-
loading do FPSO. Atualmente a distância que se recomenda utilizar entre as 2 UEPs é de 
350m, com interligação dos dutos em “varal” (jumpers a meia-água) também 
denominados de MWR (Middle Water Riser). ficando a TLP ou TLWP posicionada pelo lado 
bombordo do FPSO Spread Moored, conforme foi concebido para o projeto de Papa-Terra 
e ilustrado na figura a seguir: 
 
 
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Faz-se necessário uma análise de interferência entre os dutos em “varal” de modo a evitar 
possíveis danos devido ao “clashing” dos mesmos e para minimizar-se tais interferências, 
deve-se procurar aumentar o máximo o espaçamento entre suportes e utilizar alturas 
diferentes(“F” na figura acima) para os dutos, conforme ilustrado a seguir: 
 
 
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Geralmente não se adota a opção de FPSO Turret para operar em conjunto com a TLP 
tendo em vista a necessidadeda área delimitada pelo raio do “trenzinho” que faz com que 
a distância entre as UEPs fique excessiva, o que penaliza o projeto em termos de custos e 
de garantia de escoamento. Caso queira-se estudar a opção Turret uma das opções 
recomendadas é estudar o varal em “W” (risers a meia agua com uso de flutuadores) 
interligando a TLWP ao FPSO, conforme ilustrado a seguir 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Configuração dos Riser de Transferência a meia-água com flutuadores 
denominada “varal em W” entre TLWP e FPSO 
 
Para efeito de desenho no arranjo submarino considera-se a TLP com um desenho similar 
a uma SS com pontoon fechado. 
No caso de poços com completação seca recomenda-se que os objetivos dos mesmos 
sejam identificados com cores diferentes, a fim de diferenciá-los dos demais e deve-se 
solicitar ao Ativo como seria o traçado dos direcionais para os poços mais complexos (tipo 
Design Well). 
 
6.3.5.2 PLATAFORMAS TIPO SPAR 
 
Este conceito de plataforma se aplica a poços em completação seca e o projeto é similar a 
TLP (ver premissas no item acima) exceto que a mesma necessita de uma ancoragem que 
normalmente utiliza-se a configuração de ancoragem do tipo “pé de galinha”. 
Esta solução tem sido contra-indicada nos diversos projetos pela pouca atratividade ao 
projeto e demandar distâncias maiores entre a SPAR e o FPSO o que implica em utilizar 
 
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configurações de risers de exportação entre SPAR e o FPSO do tipo “varal em W” ou uso de 
GAP conforme ilustrado acima. 
 
Desenho de uma SPAR 
 
Para efeito de desenho no arranjo submarino considera-se a SPAR com um desenho 
similar a um FPSO Turret só que do tipo redonda (diâmetro em torno de 100m). 
 
Normalmente tem-se optado por SPAR sem armazenamento e caso seja viabilizado o 
projeto de uma SPAR com armazenamento, deve-se desenhar a região de off-lading e seu 
respectivo Raio de “trenzinho”, similar ao que está mostrado para a MONOBR. 
 
 
6.3.5.3 Plataforma tipo MONOBR 
 
A Plataforma do tipo MONOBR está homologada atualmente para completação molhada e 
consiste em um sistema de produção flutuante, em forma de mono-coluna, com 
capacidade para armazenar óleo. A forma do casco MonoBR garante o mínimo movimento 
possível da plataforma, quando ela é excitada por ondas e correntes do mar. Além disso, o 
novo formato viabiliza risers de produção em 2.500 metros de lâmina d'água (inclusive 
risers rígidos). Pretende-se estender este conceito para completação seca, mas ainda está 
em fase de estudo para homologação e não deve ser considerada esta tecnologia para tal 
aplicação. 
Para efeito de arranjo ela deve possuir as seguintes características: 
-Diâmetros da plataforma entre 100 a 80m; 
-Prever um setor para 
Utilizar os mesmos valores de “trenzinho” do FPSO Spread Moored acrescido do raio da 
MONOBR (o raio do trenzinho é até o centro da mesma; 
-Considerar que na superfície teremos 3 áreas de operação divididas em 3 setores 
exclusivos: área de off-loading, área do heliponto e área de suportação dos risers; 
-A ancoragem da MONOBR será do tipo “pé-de-galinha” com valores de raio de ancoragem 
similares aos adotados nos FPSOs tipo Turret; 
-Os suportes dos risers devem ficar posicionados em um determinado setor, utilizando-se 
suportes do tipo cônico, ou então considerar o uso de um moon-pool no centro da 
plataforma, onde os risers poderiam ficar distribuídos no perímetro do mesmo, utilizando-
se os mesmos conceitos de I-tubes e bocas de sino de um FPSO tipo Turret. 
 
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Para a MONOBR utiliza-se os mesmos parâmetros adotados para o projeto do FPSO Spread 
Moored, e tais raios são medidos a partir da posição projetada para operação de off-
loading na mesma, conforme ilustrado a seguir. 
 
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6.3.5.4 Monobóias 
 
As monobóias são utilizadas normalmente como sistema de contingência para operações 
de transferência de óleo de uma plataforma, onde não é possível a aproximação de navios 
cisternas para fazer operações de “off-loading”. As monobóias são sistemas flutuantes 
cilindrícos interligados a uma UEP através de um ou mais risers e que servem básicamente 
para estocar uma pequena quantidade de óleo para posterior alívio por navios aliviadores. 
A monobóia dispõe de mecanismos para atracação de mangotes para alívio de produção 
pelo navio cisterna e também são ancoradas ao leito marinho por meio de amarras, 
podendo ter entre 6 a 8 linhas de amarração ou utilizar de um sistema tipo “pé de galinha” 
(3 setores de 3 amarras) no caso de grandes monobóias. 
Para efeito de posicionamento de uma monobóia em relação a uma plataforma sugere-se 
uma distância mínima de 3000m e numa direção entre NW ou SW em relação a 
plataforma, a fim de não restringir a conexão do navio aliviador com o navio cisterna. 
 
 
 
 
 
 
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A figura a seguir ilustra um riser de 10” na configuração Pliant-wave interligado a 
Monobóia SBM-3 e que servia de exportação das plataformas de Marlim: 
 
 
 
A figura a seguir ilustra o detalhe da chegada do riser na Monobóia SBM-3: 
 
 
 
Em alguns projetos de terminais oceânicos é possível ter-se uma ou 2 monobóias 
interligadas a um FPSO ou FSO de modo a permitir a diferentes operações de 
carregamentos e desacarregamentos entre navios, conforme a necessidade e capacidade 
 
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de produção esperada para ser recebida neste terminal, conforme ilustrado nas figuras a 
seguir para o projeto UOTE (Unidade Offshore de Transferência e Exportação): 
 
 
ESQUEMA DE INTERLIGAÇÃO DA UOTE 
 
 
ARRANJO SUBMARINO DA UOTE 
 
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Observar que os risers utilizados nas Monobóias possuem configuração complacente, 
podendo ser do tipo lazy-wave, pliant-wave ou steep-wave, conforme as características do 
projeto (LDA, diâmetro do riser, passeio da monobóia) e os risers normalmente são 
projetados para baixas pressão(em torno de 20Lb) e em alguns casos, onde a LDA é abaixo 
de 70m, admite-se a utilização de mangotes flexíveis em substituição aos risers. 
Para efeito de desenho no arranjo submarino considera-se um cilindro (raio da ordem de 
10m) e ancoragem pode ser simétrica com 6 ou 8 amarras ou num formato pé de galinha 
com 3x2 ou 3x3 amarras. 
 
6.3.6 PLATAFORMAS DE INTERVENÇÃO NOS POÇOS 
 
 
6.3.6.1 Sondas Ancoradas 
 
São unidades flutuantes móveis tipo SS que ficam posicionadas e ancoradas por um 
determinado período sobre um poço para perfuração ou intervenção do mesmo. 
 
Em arranjos submarinos onde pretende-se estudar a interferência de sondas ancoradas 
nos poços com os obstáculos de fundo e a ancoragem de uma UEP, caso exista, faz-se 
necessário que o projetista crie células de uma plataforma tipo SS com uma ancoragem 
convencional ou “Taut-leg”, dependendo da LDA, e procure avaliar junto com o pessoal da 
ancoragem como a mesma ficará posicionada no arranjosubmarino sem interferir com os 
outros poços e/ou equipamentos submarinos, nem com a ancoragem da UEP. Recomenda-
se utilizar um desenho de SS com 2 pernas de ancoragem (espaçadas angularmente de 30 
a 45 graus) em cada corner da plataforma. 
 
6.3.6.2 Sondas DP 
 
São unidades flutuantes móveis tipo SS ou Navios Sonda que possuem posicionamento 
dinâmico (Dynamic Positioning, DP) para operar por um determinado período sobre um 
poço para perfuração ou intervenção do mesmo. 
Nos projetos cuja premissa é de intervenção nos poços utilizando-se Sondas DP, deve-se 
levar em conta os chamados “Diagramas de restrição de obstáculos” (ou simplesmente 
“bolhas assassinas”) que determinam os setores ao redor da locação, no fundo e na 
superfície do mar, vetados à instalação de qualquer tipo de equipamento temporário ou 
permanente. Estes diagramas possuem fundamento estatístico e levam em conta a 
distribuição direcional de correntes marítimas e o tempo médio para que uma Sonda DP 
recupere o controle sobre o sistema de posicionamento dinâmico após a ocorrência de um 
blackout (colapso generalizado do fornecimento de energia, com parada total dos 
propulsores). 
 
 
 
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Equação para dedução dos limites do Diagrama de Restrição (DR): 
 
 
 
 – Probabilidade de colisão, valores aceitos de 1 vez a cada 50 anos para 
superfície e 1 vez a cada 10 anos para subsuperfície. 
 – Probabilidade de ocorrer um blackout (MTBF), baseado no histórico 
de blackouts da frota Petrobras. 
 – Probabilidade do blackout durar determinando tempo. Baseado no 
histórico de blackouts da frota Petrobras (BDIP, 71 ocorrências até 2010; 90 
ocorrências até 2014) e então criada Distribuição matemática de Probabilidade com 
referencia nos valores de média e desvio padrão baseados no histórico Petrobras. 
 – Probabilidade da deriva-livre ocorrer em determinada direção. A 
probabilidade da deriva ocorrer em determinada direção é calculada com base nas 
direções de deriva das simulações. 
 
DriveOff – Distancia mínima (300 metros) do diagrama, valor independente da estatística. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A diferença entre a bolha de superfície e a bolha de fundo é definida apenas pela 
probabilidade de ocorrência. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Superfície 
Subsuperfície 
DIAGRAM
A DE 
EVTE 
Distância 
TDP 
Trecho 
Superior da 
Catenária 
DriveOff 
 
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Para determinação dos Diagramas de Restrições de um determinado campo, são 
necessárias as seguintes informações; 
- Tipo de Sonda a ser utilizada- em função das características do campo e da sua LDA,em 
caso de não saber qual sonda está sendo prevista, para efeito de “Bolha de EVTE” pode-se 
considerar a adoção de famílias de Sonda já utilizadas em função do seu deslocamento, 
conforme tabela a seguir: 
Faixa de 
deslocamento (t)
Nome da 
Família SS
Unidades da familia
QUANT. 
UNIDADE
S
0~22000 SS-A SS-47 SS-56 SS-57 SS-60 SS-61 5
22000~30000 SS-B P-23 SS-37 SS-43 SS-49 SS-51 SS-53 SS-82 7
30000~38000 SS-C SS-76 SS-79 SS-80 SS-81 SS-84 SS-85 SS-87 6
38000~50000 SS-D SS-55 SS-58 SS-68 SS-71 SS-73 SS-75 SS-77 SS-78 SS-83 9
50000~60000 SS-E SS-69 SS-70 2
Monocoluna MC SS-74 SS-86 2
Unidades em uma mesma linha pertencem a mesma família TOTAL 31
Faixa de 
deslocamento (t)
Nome da 
Família NS
Unidades da família
QUANT. 
UNIDADE
S
0~30000 NS-A NS-07 NS-09 NS-11 NS-15 NS-16 NS-17 NS-18 NS-21 NS-23 9
50000~85000 NS-B NS-35 1
85000~98000 NS-C NS-28 NS-30 NS-31 NS-34 NS-36 NS-37 NS-38 NS-39 NS-40 NS-43 NS-44 11
98000~104000 NS-D NS-27 NS-29 NS-32 NS-33 NS-41 NS-42 6
Unidades em uma mesma linha pertencem a mesma família TOTAL 27
FAMÍLIAS DE SONDAS SS
FAMÍLIAS DE SONDAS NS
 
 
Região de localização do Campo de produção : para tal foi considerado a divisão da 
costa brasileira em Regiões para cada Bacia, conforme figuras a seguir: 
 
 
 
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As classificações das Regiões baseou-se na similaridade dos dados de veloc. médias 
das correntes que ocorrem em cada Bacia 
 
Para definição da “Bolha máxima” de EVTE definiu-se que seria considerado a 
junção dos Máximos Diagramas conforme ilustrado a seguir: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Para o posicionamento das cabeças dos poços nos arranjos submarinos deve-se considerar 
a interferência das sondas de posicionamento dinâmico na área durante a perfuração e 
intervenções dos poços. 
 
 
 
 
 
Máximo dos diagramas de 
SS 
Máximo dos diagramas de 
NS 
Máximo entre os dois 
máximos 
 Diag. De Restrição de EVTE 
 
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A bolha de fundo restringe a presença de equipamentos no seu interior em uma região 
com cota de 10m acima da locação do poço (10m são relacionados a cota da desconexão 
do equipamento de fundo ao poço), conforme ilustrado na figura a seguir: 
 
 
 
7. INSUMOS PARA ELABORAÇÃO DO ARRANJO SUBMARINO 
Para início do desenvolvimento de um arranjo submarino são necessários os seguintes 
insumos: 
7.1 Insumos Fornecidos pelo Ativo: 
7.1.1 Malha de Drenagem do Reservatório 
 
O reservatório pode estudar vários cenários de números de poços em função das 
características de drenagem e do tipo de UEP a ser utilizada. Em grandes projetos 
geralmente faz-se 3 cenários de desenvolvimento para as opções pessimistas (P10), 
realistas (P50) e otimistas(P90) variando o número de poços em cada opção conforme 
ilustrado a seguir e a partir das simulações das curvas de produção e das análises 
econômicas efetuadas, define-se do número e tipos de poços produtores e injetores a 
considerar(inclusive poços reservas); 
 
 
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Cenário Pessimista (P10) 
 
Cenário Realista (P50) 
 
Cenário Otimista (P90) 
 
O reservatório deve informar as coordenadas das cabeças dos poços (caso já definida)ou 
dos objetivos (no caso de poços horizontais), sentido de entrada e possibilidade de 
inversão ou giro do objetivo. 
 
 
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As informações de perfuração de poços horizontais (afastamentos mínimos e máximos das 
cabeças dos poços ao início dos objetivos, possíveis deflexões laterais ou inversões das 
entradas) devem ser obtidas ou discutidas com o Ativo a fim de avaliar possibilidades de 
mudanças das locações das cabeças dos poços, caso isto seja necessário no 
desenvolvimento do arranjo submarino. 
 
A figura abaixo ilustra a representação dos poços horizontais: 
 
 
7.1.2 Ring Fence do Campo 
 
Com a criação da ANP foram estabelecidos limites (Ring Fence) para cada campo 
submarino da Bacia de Campos originando os blocos de cada campo submarino e a figura a 
seguir mostra comoficaram estes blocos (os blocos em branco já estão produzindo ou em 
fase de implantação do projeto e em vermelho ainda serão estudados sua viabilidade de 
produção): 
 
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 Ring Fence dos Blocos da Bacia de Campos 
 
 
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A questão da Ring Fence é complexa, pois apenas consegue delimitar a extensão 
geográfica da superfície do leito marinho, mas não o contorno do reservatório de 
determinado campo submarino, devido a complexidade de seu posicionamento na sub-
superfície e suas particularidades geológicas, assim como impor restrições ao arranjo 
submarino e que por vezes pode criar situações atípicas na elaboração submarino, tais 
como: 
 Mudança na locação da cabeça de poço para mantê-la no limite da Ring Fence; 
 Objetivo posicionado em outro bloco e cabeça do poço dentro do bloco; 
 Desvio no track dos dutos submarinos (flexíveis ou rígidos) a fim de respeitar o limite do 
bloco do campo; 
 Nos casos em que existam interferência de dutos, amarras da UEP e equipamentos 
submarinos com outro bloco vizinho e que seja necessário a sua instalação em tal área 
devido às necessidades impostas pelo arranjo submarino, torna-se necessário informar 
tal interferência com a devida justificativa ao operador do outro campo para que o 
mesmo aprove ou não tal instalação, situação esta que pode complicar quando tal 
operador for concorrente com a Petrobrás, podendo o mesmo criar sanções ou exigir 
indenizações pelo uso da área. 
 
7.1.3 Documentos de Projeto Elaborados pelo Planejamento e Desenv. da Produção 
 
a) Base de Projeto - Trata-se de um documento que deve ser elaborado pelo Ativo 
conforme padrão PG-1EP-00042 – Diretrizes para Elaboração das Bases de Projeto de 
Instalações Submarinas de Produção e que possui as informações básicas para 
compreensão e elaboração do projeto. 
Na fase 1 do projeto este documento costuma ter pouca consistência a nível de 
informações e a princípio este projeto pode ser substituído pela Declaração de Escopo 
ou Plano de Desenvolvimento do Campo. 
Na fase 2 do projeto este documento pode ter vários pontos ainda sem definição e/ou 
a serem estudados ou reavaliados ao longo do projeto e que dependendo das 
características do Reservatório pode apresentar diferentes cenários de poços em 
função de suas probabilidades (P10-pessimista, P-50-realista e P-90-otimista), 
diferentes cenários de plataformas, de métodos de elevação, de equipamentos 
submarinos, de dutos submarinos e de sistemas de risers. Também se deve informar 
quais os direcionados estratégicos para o projeto, caso exista. 
 
Normalmente anexado a Base de Projeto, o cliente emite uma Folha de Dados dos 
poços a serem considerados para o projeto, onde temos as seguintes informações: 
-nome da locação dos poços; 
- Função dos poços(produtor de óleo ou gás, injetor de água ou gás e descarte de gás) 
e se será considerado como firme ou reserva para o projeto. 
-Fases ao longo da vida do poço- em alguns projetos pode ocorrer que o poço será 
convertido futuramente, podendo ter casos de poços que iniciam como produtores e 
depois tornam-se injetores de água ou gás, ou poços que iniciam como injetores de gás 
e depois são convertidos para injetores. É importante descrever qual seria o período 
 
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que o mesmo será convertido a fim de avaliar o agrupamento do mesmo em um 
manifold futuro com outros poços vizinhos, caso necessário; 
-Forma de perfuração dos poços(vertical, horizontal e direcional) indicando as 
restrições de alcance para a perfuração(no caso de poços direcionais); 
-coordenadas dos objetivos das locações ou das cabeças dos poços(caso já perfurado); 
-forma de construção dos poços(1, 2 ou 3 fases) afim de avaliar o grau de risco para 
execução de direcionais; 
-tipo de completação(convencional ou inteligente); 
-sequencia dos poços; 
-Restrições para interligação de determinados poços em manifolds; 
-Sugestões de agrupamentos de poços em manifolds; 
 
b) Termo de Referência do Projeto - O TRP é o documento normalmente utilizado na Fase 
1 e que cria formalmente o projeto, determina seu início, designa o coordenador 
provendo a ele a autoridade necessária para a realização do projeto. Estabelece as 
metas, objetivos, restrições e premissas do projeto. 
 
c) Plano de Desenvolvimento do Campo - documento que Corporativo da empresa 
(normalmente elaborado pela ENGP) normalmente utilizado na Fase 1 e onde consta 
os diversos capítulos referentes a explotação de um novo campo de produção, onde a 
Petrobrás informa as principais características do campo e como pretende-se 
desenvolver a explotação da produção do mesmo ao longo dos anos afim de obter-se a 
Declaração de Comercialidade junto a ANP. 
 
d) Declaração de Escopo - documento preenchido pelo Ativo onde consta o escopo do 
serviço a ser realizado pela Gerência de Interligação submarina, informando as 
justificativas, objetivos do projeto, as premissas e restrições a serem consideradas no 
projeto. 
 
e) Ata de Reunião (Kick-off-Meeting) - Ata elaborada na Kick-off-meeting (reunião de 
partida de projeto) onde a coordenação apresenta o escopo do projeto e solicita a 
elaboração do projeto e a estimativa de custos para a Gerência de Interligação 
Submarina. Nesta reunião são dirimidas as dúvidas relativas ao detalhamento do 
projeto. 
 
Cabe enfatizar que os documentos acima costumam sofrer revisões em cada passagem de 
Fase do PRODEP (1, 2A e 2), sem considerar é claro as revisões normais devido a alterações 
no projeto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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7.2 Insumos solicitados a outras Gerências da US-SUB: 
 
a) Mapa do SGO (Sistema de Gerenciamento de Obstáculos) - Mapa Geográfico elaborado 
pela Gerência de Geodésia e que é georeferenciado a partir do Datum da Região ou a 
partir do SIRGAS 2000 que é hoje um sistema mais moderno capaz de compatibilizar os 
Sistemas geodésicos utilizados pelos países da América do Sul, promovendo a definição e 
estabelecimento de um referencial único com precisão compatível com a tecnologia atual 
de posicionamento. Este mapa mostra as plataformas, dutos e equipamentos submarinos 
já instalados e a serem instalados e permite a consulta de algumas informações básicas 
dos dutos em operação ou abandonados, assim como também informa as posições de 
plataformas móveis (tipo sonda) e áreas restritivas ou proibitivas para uso de plataformas 
ou de instalação de equipamentos submarinos. 
 
A Batimetria do retirada do SGO a qual possui isobatimétricas de 10 em 10m, 
normalmente não é utilizada nos arranjos submarinos, pois a mesma é elaborada a partir 
de levantamentos batimétricos extraídos do PROCAP e de informação extraídas de campo 
(perfuração dos poços, instalações de equipamentos, etc.). 
Recomenda-se que a Batimetria do Arranjo submarino seja obtida a partir de 
levantamentos realizados pela US-SUB/GM(mais refinada que a do SGO) e que 
normalmente são extraídos a partir de levantamentos sísmicos e/ou de AUV, obtidos para 
a caracterização do relevo do solo e mapeamento Geohazard e então, deve-se consultar se 
há mapas batímetricos da região interessada em outros projetos já executados ou então 
solicitar à US-SUB/GM, para que a mesma gere um novo mapa batimétrico a partirdos seu 
banco de dados. A solicitação de mapas batimétricos a US-SUB/GM é feita pelo site da 
E&P-SERV. 
Caso a US-SUB/GM não disponha de levantamentos da região interessada, o coordenador 
do projeto pela US-SUB deverá programar a aquisição do levantamento da área junto à 
ENGENHARIA, de modo que esta informação esteja disponível o mais breve possível, 
principalmente durante a fase de definição do projeto e a princípio, para a fase conceitual 
poderá ser utilizado o mapa batimétrico extraído do SGO a qual possue isobatimétricas de 
10 em 10m, a partir de levantamentos batimétricos extraidos do PROCAP e de informação 
extraidas de campo (perfuração dos poços, instalações de equipamentos, etc.). 
Recomenda-se neste caso que seja colocado uma nota no desenho informando que: 
-Neste arranjo foram utilizadas as isóbatas batimétricas extraidas do SGO, que possuem 
pouca precisão e poucas informações sobre o relevo do solo e que deverá ser atualizado 
posteriormente a partir do recebimento de novos levantamentos batimétricos 
necessários para a definição do relevo do solo. 
 
Recomenda-se que, ao extrair o arranjo submarino do SGO, se verifique se o mesmo se 
encontra atualizado de modo que o arranjo submarino espelhe o mais real possível os 
obstáculos existentes no leito marinho. 
Também na extração do arquivo no SGO deve-se extrair as Ring Fence dos campos 
submarinos(costuma estar desabilitado no programa). 
 
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Também recomenda-se converter o arquivo extraído do SGO, que é elaborado em 3D, para 
visualização em 2D de modo a evitar-se leitura errôneas de medidas do desenho. 
O Projetista deve procurar limpar conteúdos extraidos do SGO que contém informações 
que são momentâneas e que não irão espelhar a verdade na época da instalação do 
projeto (ex. Ancoragem de Sondas, Sondas DP e suas “bolhas assassinas”, abandono 
temporário de linhas ou amarras, rotas de projeto, etc.) e que podem gerar confusão ao 
arranjo submarino. 
O projetista deve preferencialmente colocar os obstáculos existentes do leito marinho, e 
demais instalações existentes (plataformas, dutos já lançados, equipamentos existentes, 
etc.) em um mesmo nível de desenho e numa cor cinza, com exceção da batimetria e a 
Ring Fence que devem ficar em seus respectivos níveis de desenho e atributos de cor e 
peso. 
Para a batimetria do SGO recomenda-se que se gere 2 tipos de isóbatas batimétricas: 
primárias (de 100 em 100m) e secundárias (demais isóbatas) e que estas fiquem em níveis 
diferentes de modo a permitir gerar arranjos submarinos apenas com as isobátas 
primárias. 
 
b) Mapa Geohazard preliminar da região - mapa elaborado pela Gerência de Geologia 
Marinha contendo os levantamentos de riscos geológicos e feições do solo 
(Geohazard) e dos possíveis obstáculos encontrados no leito marinho para efeito de 
instalação de dutos (principalmente nos casos de dutos rígidos que são sensíveis a 
instalação em regiões acidentadas), equipamentos submarinos e ancoragem de 
plataformas. 
 
Podem ocorrer casos em que o projeto esteja localizado em uma área que não tenha sido 
abrangida pelos levantamentos existentes na Gerência de Geologia Marinha (normalmente 
extraídos de mapeamentos sísmicos) e que são necessários a contratação de novos 
levantamentos e para tal a coordenação do projeto deve-se solicitar este pedido junto a 
Engenharia com suporte da GM. 
 
O relevo do solo Marinho pode impactar o sistema de produção de um campo, dado as 
suas características de formação que podem afetar tanto a instalação de equipamentos 
submarinos, como sistemas de ancoragem de UEP’s e também o comportamento de 
elevação dos fluídos dos poços até as UEP’s ou entre UEP’s, podendo até inviabilizar suas 
locações e terem que ser relocados a fim de atender as interferências existentes. Para tal 
são necessários estudos geotécnicos e geológicos (denominado Geohazard) da região de 
interesse a fim de avaliar os seguintes fatores que podem comprometer o projeto: 
 Formação de canyons ou ravinas- deve-se avaliar a instabilidade desta região que pode 
em certos casos impedir a passagem ou instalação de dutos ou equipamentos nestes 
locais; 
 Presença de depressões ou morros- pode afetar a instalação de dutos submarinos; 
 Presença de formação de corais ou de regiões de rochas carbonáticas- representa um 
obstáculo para passagem de dutos e cravações de estacas; 
 Presença de lama – pode comprometer a fundação de equipamentos submarinos; 
 
 
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As figuras a seguir ilustram o relevo do fundo marinho do campo de Piranema (UN-SEAL) 
 
SES-142 SES-143A
SES-92
SES-149
SES-129 SES-147
SES-150
SES-151
SES-154
Cânion
Cânions
Plataforma Continental
Talude
N
SES-142 SES-143A
SES-92
SES-149
SES-129 SES-147
SES-150
SES-151
SES-154
Cânion
Cânions
Plataforma Continental
Talude
N
 
 
 
 
 
A figura a seguir ilustra um exemplo de mapa de Feições geológicas contendo os riscos 
associados: 
 
 
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Figura de um Mapa de Feições Geológicas de Risco para instalação de equipamentos 
submarinos, utilizando como fundo o mapa de Edge no Campo de Roncador. 
 
Antes de iniciar a elaboração do arranjo submarino, faz-se necessário que o projetista 
insira no arranjo submarino as principais delimitações identificadas como riscos no mapa 
de GeoHazard e que classifique os mesmos de acordo com o risco associado a cada 
elemento ou delimitação do Geohazard, de modo que permita-se observar se existem 
riscos de posicionamento dos elementos que compõem o arranjo submarino (plataformas 
e suas ancoragens, dutos submarinos e equipamentos submarinos). 
A legenda abaixo mostra algumas delimitações utilizadas em mapas GeoHazard: 
 
 
 
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7.3 Consultas Corporativas: 
 
No caso de projetos que se pretende adotar novas tecnologias de sistemas submarinos de 
produção ou de novos conceitos de plataformas, faz-se necessário uma consulta prévia ao 
órgão responsável para condução de Desenvolvimento de Novas Tecnologias na empresa 
(ENGP ou CENPES) no intuito de informar a viabilidade destas novas tecnologias ou 
conceitos e os riscos associados de modo e já iniciar discussões relativas a qualificação, 
meios de instalação e estratégias de aquisição ou contratação. 
 
8. PREMISSAS PARA ELABORAÇÃO DO ARRANJO SUBMARINO 
8.1 Premissas de Projeto dos Poços 
 
São os seguintes os tipos de poços considerados nos projetos: 
8.1.1 Por Tipo de Escoamento 
• Produtor de Óleo 
• Injetor de Agua 
• Injetor de Gás 
8.1.2 Por Tipo de Perfuração 
• Vertical 
• Direcional 
• Horizontal 
 - Pequeno afastamento (até 800m) 
 
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 - Médio afastamento (até 1500m) 
• ERW-Extend Reach Well-Longo afastamento (acima de 1500m) 
• Design Well- Perfuração com trajetória curva 
• Bi-lateral 
• Multi-lateral 
8.1.3 Por Tipo de Completação 
• Alta vazão (Ex. MLS-42) 
• Inteligente 
• Com BCSS na coluna do poço 
A figura a seguir mostra 2 esquemáticos de perfuração de poços horizontais: 
 
 
 
 Poço de Pequeno Afastamento Poçode Médio e Grande Afastamento 
 
8.2 Premissas para Posicionamento das Cabeças dos Poços 
 
A partir de informações obtidas da Declaração de Escopo do Projeto, ou da Folha de Dados 
ou de outro documento proveniente do Ativo, plota-se as coordenadas das cabeças dos 
poços verticais ou de ínicio e fim dos objetivos dos poços horizontais e desenha-se as 
cabeças ou os objetivos dos poços. Recomenda-se que se indique sempre que possível no 
 GENPO/GPEC
RIG: P-41 WELL: E1P1
ROTARY TABLE= 24
W.D.= 770 UTM RIG : Nr= 7.504.728,00 Sr= 367.682,00
RT/MUD LINE= 794
UTM TARGET : Nt= 7.505.394,00 St= 368.790,00
PARCIALS COORD.: N/S= 666,00 E/W= 1.108,00
AZtarg= 58,99 DIRtarg= 58,99 NE
DISPLACEMENT TARGET = 1293
30" 830
20" 1144
KOP 1 1235
 
BUR1=1/ 15
R1= 859,44
EBU 1 1754 1792
174
OCT-30/1997
Slant Inc.= 37,13 Renato Amaro
13 3/8" CSG 2370 641 2565
9 5/8" CSG Inc.
KOP 2 2628 836 2888 82,43
9 5/8" CSG 2850 1217 3341 BUR2=1/ 10
R2 = 572,96
SAND TOP 2850 1217 3341 DLS = 3,05
TARGET 2855 1293 3417 TD
600 4017
Pilot Inc.: 82,43 Horizontal interval
Distance pilot-horizontal hole : 37,91 Dist. VDtarg-Vdcs : 4,99
 GENPO/GPEC
RIG: P-42 WELL: E1I3
ROTARY TABLE= 24
W.D.= 870 UTM RIG : Nr= 7.503.555,00 Er= 372.808,00
RT/MUD LINE= 894
UTM TARGET : Nt= 7.503.699,00 Et= 372.673,00
PARCIALS COORD.: N/S= 144,00 E/W= -135,00
AZtarg= 316,85 DIRtarg= 43,15 NW
DISPLACEMENT TARGET = 197
30" 930
20" 1244
1270
BUR1=1/ 15
 RAIO1= 859,44
OBS.:
1- Run 13 3/8" casing bellow of Oligoceno reservoir depth.
#VALOR! #VALOR!
#VALOR!
INCLslant= #VALOR!
13 3/8" CSG 2600 0 2600
KOP 2657 0 2657
OCT-30/1997
Renato Amaro
9 5/8" CSG Inc.
SAND TOP 2850 153 2923 90,00 BUR =1/ 3,45
R2 = 197,67
9 5/8" CSG DLS = 8,83
TARGET 2855 197 2968 TD
600 3568
Pilot Inc.: 0 Horizontal interval
Distance pilot-horizontal hole: 197,00 #VALOR!
 
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arranjo submarino as letras I (de início) ou F (de fim) no objetivo de modo que, havendo 
possíveis inversões de entrada dos objetivos, isto fique explicitado no arranjo submarino. 
Quando o projeto priorizar o uso de poços verticais e for necessária a utilização de poços 
direcionais por motivo de interferência com a locação da plataforma, com a “bolha 
assassina” da sonda de workover ou de melhoria das rotas dos dutos no leito marinho, 
deve-se buscar respeitar os limites máximos permissíveis de direcional informado pelo 
Ativo. E quando for o caso de usar poços direcionais apenas para a redução de 
comprimento de linhas (normalmente visando a melhoria no escoamento dos poços), 
deve-se trabalhar com os valores de direcionais ótimos (aumento do custo de perfuração 
não fique maior que a redução de custo das linhas) e para tal, deve-se consultar ao Ativo 
quais seriam estes valores para cada tipo de poço. 
O projetista deve indicar no arranjo submarino ou colocar numa tabela, os valores de 
direcionais utilizados nos poços. 
No caso em que o Ativo forneça o contorno dos reservatórios, os mesmos devem ficar 
armazenados em um nível separado, de modo a permitir ocultar a sua visualização quando 
necessário (sugere-se que no arranjo final a ser emitido que o mesmo fique omitido, a não 
ser em casos que o Ativo solicite sua inclusão). 
Para definição da posição das cabeças de poço faz-se necessário que o pessoal de poço 
informe o seguinte: 
 
8.2.1 Afastamento Mínimo e Máximo dos Objetivos 
 
O pessoal de poço deve informar quais afastamentos (distância da cabeça do poço até o 
início do objetivo) serão utilizados no projeto na falta de dados considera-se uma distância 
entre 500 a 600m; 
 
8.2.2 Deflexão Lateral da Perfuração 
 
O pessoal de poços deve informar a possibilidade de deflexão lateral máxima da 
perfuração para entrada no reservatório, a fim de permitir possível remanejamento da 
cabeça do poço, caso seja necessário; 
8.2.3 Uso de Poços sem DSSS (critério de poços isolados) 
 
Entende-se como poço Isolado, o poço submarino onde é insignificante, durante a fase de 
produção, a frequência de eventos devidos a agentes externos capazes de arrancar ou 
provocar um dano severo na ANM, conforme Norma PETROBRÁS N-2765 Rev. A. Para este 
poço dispensa-se o uso de DSSS (Dispositivo de Segurança de Subsuperfície) que é um 
dispositivo utilizado para impedir o fluxo de hidrocarbonetos para o mar, pela coluna de 
produção, em caso de perda de integridade da ANM o que acarreta uma economia de 
cerca de US1MM ao projeto além de reduzir custos de intervenção de sondas no poço 
devido a eventuais falhas nesta válvula de segurança. 
 
 
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Segundo a Norma PETROBRÁS N-2765 Rev. A, para que um poço submarino seja 
considerado isolado deverá obedecer aos seguintes critérios: 
 
a) estar localizado em lâmina d’água maior que 80 m. 
b) não ter nenhum dispositivo submarino cuja instalação ou manutenção represente um 
risco significativo ao poço, incluindo amarras de âncoras, capaz de arrancar ou provocar 
um dano catastrófico à ANM, a ponto de permitir a comunicação do poço com o fundo do 
mar, localizado a uma distância, medida na horizontal, menor ou igual aquela determinada 
conforme a Tabela 1. Deve ser dada atenção especial a dispositivos submarinos com 
previsão de instalação posterior. 
 
Tabela 1 - Relação Entre Lâmina D’água e Distância para Definição de Poço Isolado 
Lâmina d’água - LDA (M) Distância horizontal (M) 
80 < LDA ≤ 170 LDA + 30 
170 < LDA ≤ 900 200 
900 < LDA ≤ 1000 200 + (LDA - 900) x 0,1 
LDA > 1000 210 + (LDA - 1000) x 0,04444 
NOTA A distância medida entre os dispositivos submarinos possui uma margem de 
erro, a qual depende do método de medição utilizado. Esta margem de erro deve ser 
considerada na fase de locação dos dispositivos submarinos e somada à distância 
definida nesta Tabela. 
 
c) estar localizado a uma distância, medida na horizontal, superior a 600 m de qualquer 
UEP localizada em LDA menor ou igual a 1000 m. Para UEP localizada em LDA maior 
que 1000 m, esta distância deve ser calculada pela fórmula abaixo: 
Distância (m) = 600 + (LDA -1000) / 2 
d) ter pressão na cabeça do poço menor que 10000 psi e temperatura na cabeça do poço 
menor que 121 ºC; 
e) não estar localizado em áreas de taludes instáveis (“mud sliding”) ou em áreas sujeitas a 
deslizamento do solo marinho, que possa causar danos ao revestimento do poço; 
f) não ser poço com características excepcionais que possam aumentar significativamente 
o risco, por exemplo, dificuldade e tempo elevado de perfuração de poço de alívio; 
g) não ter as válvulas M1 e W1 acionadas por uma única linha hidráulica. 
 
Em resumo, cabe ao projetista, em projetos com LDA>80m, procurar manter as cabeças 
dos poços afastadas conforme as distâncias informadas nos itens b e c acima. 
 
Em função do recente acidente de blowout ocorrido no Golfo do México, a PETROBRÁS 
atualmente não permite a utilização do critério de poço isolado para poços novos, ficando 
o mesmo restrito para os poços que já foram adotados tal critério. 
 
 
 
 
 
 
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8.2.4 Uso de Poços em Clusters 
 
Este tipo de projeto é normalmente utilizado em projetos de águas rasas para facilitar o 
agrupamento de cabeças de poços de tal modo que permita a intervenção da sonda 
ancorada em tais poços sem que haja necessidade de DMA (desmobilização e mobilização 
da ancoragem). Neste caso recomenda-se uma distancia mínima entre ANM’s de 30m e no 
máximo de 100m. 
 
8.2.5 Poços em TemplateEste tipo de projeto é normalmente utilizado em projetos de águas rasas onde utiliza-se tal 
equipamento como gabarito para facilitar o agrupamento de cabeças de poços em 
completação seca em plataformas fixas tipo jaqueta ou plataformas flutuantes do tipo 
SPAR ou TLP/TLWP, ou também em poços com completação molhada onde o template 
serve como interligaçao dos poços a um manifold (ex. do Manifold-template de Bonito). 
Neste caso a distância entre as cabeças de poços será em função do projeto de perfuração 
a ser informado pela equipe de poços. 
 
8.2.6 Análise de Interferências de UEP’s com Sondas de Intervenção nos Poços 
 
Para definir-se a posição da UEP deve-se avaliar se a mesma, em conjunto com seu 
patterning de ancoragem, irá atender as locações das cabeças de poços previstas pelo 
reservatório considerando-se as sondas previstas para intervação nos poços ou, do 
contrário, uma vez definida a UEP, necessita-se estudar a melhor posição da cabeça dos 
poços de tal forma que não interfira com a UEP. Para tal é preciso observar as seguintes 
premissas em função dos tipos de Sondas a serem utilizadas: 
 
8.2.6.1 Uso de Plataformas Auto-elevatórias 
 
Nos projetos em aguas rasas onde for utilizar este tipo de sonda (chamada de Sonda PA) 
deve-se observar as condições de assentamento das suas sapatas de modo a não interferir 
com os dutos na conexão com a ANM e a posição da sonda deve ficar fora da área de 
exclusão da UEP a ser considerada para o projeto. 
 
8.2.6.2 Uso de Sondas Ancoradas 
 
Conforme descrito no Item 6.3.6 a figura a seguir exemplifica o posicionamento 
de uma sonda ancorada num arranjo submarino existente.. 
 
 
 
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Arranjo de uma sonda ancorada (SS-62) intervindo num poço no campo de Marlim Sul (P-
51) 
 
8.2.6.3 Uso de Sondas DP 
 
 
Nos projetos cuja premissa é de intervenção nos poços utilizando-se Sondas DP que são 
Sondas de posicionamento dinâmico (Dynamic Positioning, DP) deve-se levar em conta os 
chamados “Diagramas de restrição de obstáculos” (ou simplesmente “bolhas assassinas”), 
conforme descrito no item 6.3.6.2, que determinam os setores ao redor da locação, no 
fundo e na superfície do mar, vetados à instalação de qualquer tipo de equipamento 
temporário ou permanente. 
 
Para o posicionamento das cabeças dos poços nos arranjos submarinos deve-se considerar 
a interferência das sondas de posicionamento dinâmico na área durante a perfuração e 
intervenções dos poços. 
 
A figura a seguir ilustra um Diagrama de Restrição Polar para Unidades de posicionamento 
dinâmico definido para o Campo de Roncador: 
 
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 Diagrama Polar de Restrições 
 
Restrições de Superfície(área externa) Tempo de confiabilidade: 50 anos 
Restrições de Fundo(área interna) Tempo de confiabilidade: 10 anos 
Tempo de “black-out”: 18 minutos 
Tempo médio entre falhas: 1190 dias 
 
A análise de interferência das “bolhas assassinas” consiste no seguinte passo a passo: 
1º - O projetista deve obter o desenho de “bolha assassina” de EVTE adequada ao campo 
de produção; 
2º - Caso queira-se definir a locação da UEP, colocar a “bolha” nas cabeças dos poços 
previamente escolhidas com o pessoal de poço e avaliar se a ancoragem da UEP não 
toca em nenhuma das bolhas de fundo e caso toque, mover ou girar o necessário até 
conseguir fugir dos obstáculos do fundo. 
3º - Observar se há alguma cabeça de poço dentro da área de exclusão da UEP, caso a 
mesma possua (no caso dos FPSO’s avaliar o raio do trenzinho) e se necessário mover 
a UEP ou senão reposicionar a cabeça do poço que esteja interferindo no arranjo, 
desde que atenda as premissas de perfuração informadas pelo Ativo. 
4º - A bolha de fundo também deve ser utilizada para avaliar a interferêrencia entre 
cabeças de poços ou entre cabeça de poço e outro equipamento submarino, 
considerando-se que isto ocorrerá quando a ANM ou equip. submarino que estiver 
dentro da “bolha de fundo” e esteja em uma LDA menor que 10m em relação a ANM 
em que está posicionada a “bolha”. 
5º - A “bolha” de superfície é importante para avaliar se há alguma outra UEP interferindo 
com esta “bolha” ou se está sendo programada uma outra sonda que interfira com 
esta “bolha” durante a intervenção no poço em que está posicionado a “bolha”. 
 Existem casos excepcionais de projetos em que não é possível a mudança da cabeça 
do poço de modo a atender a premissa de “bolha assassina”, devido a vários motivos 
de projeto, sendo necessário neste caso, considerar a premissa de uso de âncora de 
 
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segurança na sonda quando a mesma for instalada para intervenção no poço e tal 
premissa deve ser relatada em nota no arranjo submarino. 
 Cabe ressaltar que mesmo em casos específicos onde se deseja utilizar o artifício de 
ancora de segurança na Sonda, é necessário considerar também a premissa de 
“drive-off” (perca da controle de navegação da Sonda devido a problemas nos seus 
propulsores) que compreende uma área de exclusão com raio de 300m em torno da 
Sonda. 
 
 
Arranjo submarino da P-56- Interferência com sonda DP 
 
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8.3 Premissas para Posicionamento da UEP e dos Sistemas Submarinos no 
Arranjo Submarino 
 
A definição do posicionamento (localização geográfica e aproamento) da UEP no arranjo 
submarino é um dos pontos mais relevantes para a definição do projeto do Sistema de 
Produção, tanto do aspecto técnico (aproximação dos poços, garantia de escoamento, 
restrições operacionais, etc.) quanto do ponto de vista econômico (redução nos custos de 
dutos submarinos) e que deve ser estudada minuciosamente quando da elaboração do 
arranjo submarino. 
A partir do posicionamento da UEP são definidas as rotas dos dutos e posicionamento dos 
equipamentos submarinos que compõem o sistema submarino, observando-se os 
seguintes fatores que influenciam o posicionamento da UEP e dos sistemas submarinos no 
arranjo submarino: 
 
8.3.1 Características Geográficas 
 
a) Influência da LDA (Lamina d’agua) 
 
Existem projetos que podem ser impactados de certa forma pela variação da LDA onde 
podemos ter as seguintes situações que podemos ter restrições ao projeto: 
 
 No caso de águas rasas (LDA<300m): 
Se for utilizar jaquetas a mesma ficar limitada a 170m de LDA a fim de reduzir os custos 
de fabricação e instalação da mesma. 
Ex. Projeto de Mexilhão. 
Se for utilizar FPSO’s do tipo Spread Moored deve-se avaliar se o casco do mesmo 
atende para ancoragem na locação, pois em caso de navio de grande porte a sua 
ancoragem pode se tornar muito complexa e ser obrigado a adotar-se valores de offset 
maiores que 15% e isto pode sobrecarregar o passeio dos risers e causar fadiga dos 
mesmos. Também para a ancoragem do FPSO poderá ser necessário um número maior 
de linhas de ancoragem (normalmente entre 18 a 24 linhas) e um raio maior para a 
ancoragem, o que certamente irá penalizar o posicionamento da UEP na ancoragem. 
Ex. Projeto de Siri. 
 
 No caso de águas profundas (LDA entre 300m a 1500m): 
Podem ocorrer casos em que a plataforma tenha alguma limitação de LDA, 
considerando o carregamento dos risers ou ter que atender a uma premissa de não 
qualificação dos risers (função da LDA) e assim evitar atrasosno cronograma do projeto 
e maiores custos para o projeto. 
Ex: P-36 e P-54 em Roncador 
 
 No caso de água ultra-profundas (LDA acima de 1500m): 
 
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Existem projetos em águas ultra-profundas que poderão requerer novos desafios 
tecnológicos tanto para ancoragem da UEP, como para qualificação de risers, ou então a 
adoção de outros tipos de risers: Risers rígidos em Lazy-wave (SLWR), Sistemas de Risers 
Desacoplados (uso de BSR ou MHR e RHAS), a fim de reduzir os movimentos e 
carregamentos dos risers nesta faixa de LDA. 
Ex. Sapinhoá, Sapinhoá-Norte e Lula Nordeste. 
 
No caso de LDA acima de 2200m, se deve avaliar os riscos e impactos desta LDA no projeto 
da UEP e estudo de soluções não convencionais para os sistemas de ancoragem e dos 
sistemas submarinos (dutos e equipamentos) com auxílio do CENPES, ENGP ou a 
contratação de empresas de consultoria da área submarina. 
Ex. projeto de Barra. 
 
b) Influência do Leito Marinho 
 
Podem ocorrer situações em que o projeto esteja localizado em regiões com riscos 
geológicos caracterizados nos Relatórios de Geohazard existentes e que podem demandar 
o afastamento da plataforma em relação a posição geográfica preferencial relativa a 
distribuição dos poços no leito marinho ou então tenha que alterar a posição dos pontos 
de fixação das linhas de ancoragem, podendo impactar em reduzir os raios de ancoragem 
ou modificar os ângulos de abertura entre amarras normalmente adotados nos projetos. 
Ex. Espadarte Mód. 2, Piranema e Franco 1. 
 
c) Obstáculos Existentes 
 
Faz-se necessário que o posicionamento da plataforma não interfira nas locações das 
Unidades Marítimas em operação e nos sistemas submarinos existentes, observando que 
se deve respeitar: 
 As áreas de exclusão das plataformas existentes (área de off-loading, patterning de 
ancoragem); 
 As “bolhas assassinas” das Sondas previstas para intervir nos poços existentes; 
 No caso de utilização de sonda ancorada, avaliar o posicionamento de suas ancoras no 
fundo considerando os dutos e equipamentos a serem instalados. 
 
 
d) Ring Fence do Campo 
 
Deve-se buscar respeitar a Ring Fence delimitada para o campo em questão, para definição 
do posicionamento da UEP, sua respectiva ancoragem e os dutos a serem interligados nos 
poços. No caso da necessidade de ter que invadir a região fora da Ring Fence, por algum 
motivo técnico que impeça o atendimento a Ring Fence, deve-se consultar o operador da 
Ring Fence vizinha de modo que o arranjo em questão não interfira com algum projeto 
previsto ou em andamento do operador da Ring Fence vizinha e normalmente pode ser 
necessária uma indenização ao operador (pagamento de royalties) ou negociar o uso de 
uma boca de um gasoduto ou oleoduto para uso do operador vizinho. 
 
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8.3.2 Localização dos Objetivos ou Cabeças dos Poços 
 
As premissas de posicionamento dos poços estão descritas no item 8.2. 
 
Ao estudar-se o posicionamento da UEP deve-se levar em consideração a forma como 
estão distribuídos os poços, a fim de buscar uma posição da UEP que otimize o arranjo 
submarino e traga ganhos de produção e financeiros para o projeto, assim podem ocorrer 
as seguintes situações de projeto: 
 
a) “Nuvem” de poços concentrados numa determinada área com a plataforma ao lado 
 
A Figura a seguir ilustra uma hipotética distribuição da malha de poços concentradas numa 
área onde, a fim de se manter os poços como verticais, se faz necessário a locação da 
plataforma para um dos lados da “nuvem” dos poços onde a plataforma fique numa LDA 
menor de modo a permitir o escoamento em regime ascendente no leito marinho (na 
maioria das projetos a UEP tende ficar a esquerda). 
A Figura a seguir também ilustra a comparação de 2 FPSO’s e neste tipo de arranjo é 
favorecido a opção com FPSO Spread Moored com menor comprimento total de linhas. 
 
 
 
b) “Nuvem” de Poços Concentrados numa Determinada Área com a Plataforma ao 
Centro 
 
A Figura a seguir ilustra uma hipotética distribuição da malha de poços concentradas numa 
área onde, permite-se o uso de poços com direcionais, neste caso a locação das cabeças 
dos poços são alteradas a partir de um valor máximo de direcional a ser considerado no 
projeto e também que sejam posicionadas numa área fora da área de exclusão da 
plataforma e da zona de “tensão” dos risers. Neste caso teremos o escoamento de alguns 
poços em regime descendente e devem ser estudados os perfis batimétricos das linhas de 
produção a fim de analisar-se o efeito de golfada severa nas linhas. 
 
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A Figura a seguir também ilustra a comparação de 2 FPSO’s e neste tipo de arranjo as 
opções de arranjo são bem parecidas com pequena diferença no comprimento total de 
linhas. 
 
Cabe ressaltar que este arranjo pode dar um resultado melhor do que o arranjo citado 
acima, porém requer avaliar o acréscimo de custo para a execução de poços direcionais, 
assim como em projetos em que ainda existe uma incerteza na posição dos objetivos dos 
poços, existe um risco dos poços terem seus objetivos alterados e obrigar-se a fazer 
direcionais maiores nos poços e que podem até serem inviáveis de serem executados, o 
que reduz em muito a flexibilidade do projeto. 
 
c) Nuvem de Poços Dispersos na Área 
 
Neste tipo arranjo deve-se buscar uma solução em que a plataforma fique numa posição 
central e se for necessário, as cabeças dos poços sejam alteradas com o uso de poços 
direcionais. Neste tipo de arranjo normalmente a opção com FPSO Tipo Turret tende a ter 
menores comprimentos de linhas, conforme ilustrado na Figura a seguir: 
 
 
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8.3.3 Projeto da UEP 
 
É importante para o correto posicionamento da UEP que sejam atendidos alguns requisitos 
de projeto, no que se refere aos seguintes pontos destacados a seguir: 
 
a) Sistema de Ancoragem da UEP 
 
O item 6.3.2 descreve os diferentes tipos de ancoragem em função do tipo de UEP a ser 
considerada 
 
b) Aproamento da UEP 
 
O item 6.3 descreve os diferentes tipos de aproamentos utilizados nos diferentes tipos de 
UEP’s Cabe buscar informações a respeito do melhor aproamento desejado para 
determinado tipo de UEP, que normalmente é definido pelas condições ambientais de 
onda e vento, a fim de trazer menores danos ao casco, aos sistemas de risers conectados a 
plataforma e obter-se as melhores condições operacionais da plataforma (flare, heliponto, 
manobra de cargas). 
Como nem sempre é possível ter-se o melhor aproamento para todas as condições citadas 
acima, é comum que se privilegie a operação da plataforma e os risers tenham que sofrer 
maior fadiga durante a vida útil dos mesmos; 
 
c) Balcony da UEP 
 
Faz-se necessário uma análise prévia do arranjo submarino, em função da distribuição dos 
risers ao redor da UEP a fim de buscar-se uma melhor solução para a disposição dos risers 
no balcony da UEP, considerando-se os seguintes aspectos: 
 Quantidade de risers previstos na UEP; 
 Previsão de poços reservas ou de interligações futuras com outras UEP; 
 Limite de cargas dos risers na UEP; 
 Setores proibitivos ou restritivos para risers; 
 Limite de entrada dos risers nos bordos da UEP; 
 Posição preferencial dos Risers de exportação; 
 Configuraçãodos Risers (angulos de topo e azimutes); 
 Interferência entre Risers vizinhos; 
 Tipo de suportes a serem utilizados e suas respectivas posições em relação ao costado 
da UEP. 
 
d) Área de Exclusão da UEP 
 
Ao posicionar-se uma determinada UEP se deve observar as características dos diversos 
tipos de UEPs descritas no item 6.3. 
 
 
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e) Necessidade de Outra UEP p/ Convivência Conjunta na Locação 
 
No caso de operações conjuntas de UEP’s, cabe uma análise criteriosa dos afastamentos 
necessários entre as mesmas, de modo a atender aos seguintes pontos: 
 Permitir a ancoragem das 2 UEP’s, sem que haja cruzamentos das suas amarras, a não 
ser que realmente seja preciso e neste caso deve ser feita uma criteriosa análise de risco 
de convivência das amarras; 
 Permitir a interligação dos dutos entre as mesmas, devendo-se avaliar qual a 
configuração do riser a ser utilizada e que esteja adequada, tanto a garantia de 
escoamento, como a sua instalação (espaço disponível para uso de barcos LSV’s para 
operação de pull-in) e sem riscos de colisão que possam causar danos aos risers; 
 Atender aos afastamentos exigidos pelos órgãos da Marinha; 
 Atender as operações de off-loading ou de movimentação de embarcações de apoio 
para as plataformas; 
 
f) Definição da Filosofia do Sistema de Exportação de Óleo e/ou Gás 
 
O projeto da UEP deverá avaliar qual filosofia de Exportação será adotada no projeto em 
questão, conforme descrito no item 6.3, sendo necessário estudar o melhor 
posicionamento do oleoduto e/ou gasoduto na plataforma de modo a permitir um menor 
traçado para o duto no leito marinho e no caso de optar-se por risers do tipo RHAS, é 
importante garantir um corredor suficiente para a instalação do mesmo, devendo-se 
considerar o pior caso em que outros risers possam estar já instalados, assim como as 
possíveis interferências do RHAS com os risers vizinhos ao longo da vida útil do projeto. 
 
g) Posicionamento das Cabeças dos Poços e Traçado dos Dutos de Coleta 
Após a definição do projeto da UEP (sistema de ancoragem e sua área de exclusão) cabe o 
projetista posicionar a UEP no arranjo submarino, buscando aproximar ao máximo a UEP 
das cabeças dos poços, buscando minimizar ao máximo o uso de poços direcionais de 
grandes comprimentos (caso o projeto permita o uso de poços direcionais) e evitar 
interferências com as sondas de intervenção nos poços conforme descrito no item 6.3.6; 
Deve-se buscar que o posicionamento da UEP atenda as Restrições de escoamento dos 
poços (privilegiar o fluxo ascendente dos poços produtores) e que busque uma locação de 
tal modo que haja uma minimização dos comprimentos dos dutos no arranjo submarino 
(privilegiar os bundle de poços produtores e dos dutos de exportação); 
 
h) Uso de Sistemas Desacoplados 
 
No caso de optar-se pelo uso de sistemas desacoplados (BSR, MHR e RHAS) nos sistemas 
de coleta e ou de exportação, deve-se avaliar o seguinte: 
 Em função da posição dos poços, qual seria a melhor distribuição dos sistemas 
desacoplados em relação aos bordos da plataforma, tendo sem vista a quantidade de 
risers previstas para cada sistema e as funções previstas para uso nestes sistemas 
desacoplados, conforme premissas consideradas nos projetos destes sistemas 
desacoplados e que estão descritas no item 8.4.6. 
 
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 Cabe ressaltar que em determinados projetos poderá optar-se por uma solução mista 
de sistemas desacoplados distintos ou de sistemas desacoplados com risers acoplados 
(risers em catenária livre ou lazy-wave, tanto flexíveis como rígidos) e nestes casos é 
necessário uma análise de instalação e de convivência destes sistemas de modo a 
garantir as operações de pull-in e pull-out e os riscos de interferência durante a 
operação dos risers. 
 
8.3.4 Filosofia do Sistema de Exportação de Óleo e Gás 
 
Deve-se avaliar qual será a melhor estratégia para a exportação de óleo e de gás, 
avaliando-se as condições de operação da malha de exportação existente e se esta irá 
atender as condições de vazão e pressão ao longo da vida útil do projeto e se haverá 
necessidade de obras de ampliação da malha ou de adaptação das plataformas existentes. 
No caso de optar-se por uso de off-loading por meio de navios aliviadores deve-se avaliar a 
freqüência de alívio a ser considerada para que se possa dimensionar a estocagem 
necessária do navio FSO ou FPSO. 
 
É importante analisar o tipo de óleo a ser exportado, tanto em função do seu 
enquadramento nos percentuais permissíveis que o ABAST solicita para recebimento do 
mesmo pelas refinarias, quanto da qualidade do óleo, pois no caso de exportação de óleos 
pesados, existe a necessidade de sua mistura com outros óleos de outros campos 
produtores, a fim de permitir seu in-loading nos terminais, ou a adoção de navios 
aliviadores devidamente preparados com caldeiras, a fim de evitar-se a solidificação do 
óleo durante o seu transporte e manuseio nos terminais. 
 
A Petrobrás está hoje utilizando um terminal oceânico denominado PRA-1, capaz de 
receber até 1 MM de bpd das plataformas da Bacia de Campos e adjacências e está em 
andamento a instalação de um novo terminal denominado UOTE afim de permitir a 
transferência de produção do óleo do pré-sal para os navios aliviadores dos parceiros e 
também dos navios da própria Petrobrás. 
 
Normalmente para atender a carteira dos projetos futuros em conjunto com os campos 
existentes das Unidades de Negócio da Petrobrás, são elaborados Planos Diretores de 
Exportação de óleo e Gás onde são denominados de PDEG- Plano Diretor de Exportação de 
Gás e PDET- Plano Diretor de Exportação do Óleo Tratado. Para a elaboração dos Planos 
Diretores, são considerados os arranjos submarinos das plataformas existentes e de 
plataformas futuras, são estabelecidas rotas dos troncos principais de escoamento de óleo 
e/ou gás e dos ramais de interligação para cada UEP, onde podemos ter os seguintes tipos 
de interligação: 
 
 Troncos Principais- são os dutos que se destinam a receber toda ou parte da produção 
das plataformas previstas no Plano Diretor de desenvolvimento de produção, podendo 
iniciar a partir de uma plataforma existente (normalmente é a pigadora do duto) ou de 
um PLEM, onde se interliga diversos troncos, tendo como ponto de chegada uma 
 
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estação de tratamento terrestre ou um terminal oceânico, ou até mesmo outro ponto 
de uma malha existente que seja capaz de exportar toda a produção prevista do tronco 
principal ao seu destino. 
 
 Troncos Secundários- são os dutos que derivam do tronco principal, por meio de um 
PLEM, a fim de atender algumas plataformas mais distantes da rota do tronco principal 
ou caso haja necessidade de expansão da malha a fim de atender novas descobertas 
vizinhas; 
 
 Troncos Auxiliares- são os dutos que interligam os troncos principais entre si, podendo 
ter duplo sentido, a fim de aumentar a capacidade de vazão da malha dutoviária, 
durante um determinado tempo que haja pico na produção, ou então permitir 
manobras de “by-pass” do escoamento da produção, por algum motivo que um dos 
troncos principais esteja fora de operação; 
 
 Ramais- são os dutos que se ramificam dos troncos, a partir de um “ILT” (In line tee) ou 
de um PLEM, ou a partir de outra plataforma existentes, a fim de interligar-se uma outra 
plataforma específica, podendo esta ser uma plataforma pigadora do troncoprincipal 
ou não, Caso a plataforma seja pigadora o ramal deverá ter diâmetro compatível para a 
pigagem instrumentada do tronco e no caso do PLEM, o mesmo deverá permitir a 
passagem do pig e usualmente são equipados de sensores de pig. 
 
Normalmente os Troncos e os ramais das UEP’s pigadoras são dutos rígidos por serem de 
grande diâmetros, devendo-se observar que, em função da variação da LDA (ao longo da 
extensão do duto, pode ser necessário uma variação de diâmetro do duto, devido a 
restrições de lançamento e variação na espessura do duto ao longo de sua rota. No caso de 
ramais de plataformas não pigadoras, costuma-se adotar dutos flexíveis, a não ser que 
estes ramais sejam muito longos e então deve-se avaliar a possibilidade de duto rígido e 
neste caso prever-se a pigagem instrumentada do mesmo. 
 
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A figura a seguir ilustra estas interligações: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Esquema de uma Malha de Exportação Hipotética 
 
Ressalta-se as seguintes análises a serem feitas na elaboração das rotas dos troncos: 
 
 Avaliar se as rotas em estudo estão passando dentro da ring fence de blocos de outras 
operadoras e neste caso faz-se necessário uma prévia negociação a fim de avaliar 
possíveis os impactos causados pelo duto na área a ser cruzada pelo mesmo (existência 
de instalações submarinas e projetos futuros) e caso haja divergência de interesses 
entre as operdoras, poderá ser necessário uma alteração da rota, a fim de desviar-se da 
ring fence em questão. 
 Avaliar se serão necessários pontos de conexão intermediários (tipo ILT) a fim de 
permitir de conexões futuras, mesmo que não haja ainda certeza de desenvolvimento 
de um novo campo produtor ou de uma nova área complementar do campo existente; 
 Posicionar a rota o mais próximo possível das plataformas a serem interligadas ao 
mesmo a fim de minimizar as perdas de carga e reduzir os custos de instalação dos 
dutos, sem que haja interferências com as locações dos poços a serem perfurados; 
Estação de Tratamento
Terrestre
UEP-1
PLEM-1
PLEM-2
UEP
CENTRAL
TRONCO
PRINCIPAL 1
TRONCO
PRINCIPAL 2
TRONCO
AUXILIAR
UEP-2
UEP-3
ILT-1
TRONCO
PRINCIPAL 2
UEP-4
UEP-6 UEP-7
TRONCO
SECUNDÁRIO
UEP-5
PLEM-3
ILT-2
Estação de Tratamento
Terrestre
UEP-1
PLEM-1
PLEM-2
UEP
CENTRAL
TRONCO
PRINCIPAL 1
TRONCO
PRINCIPAL 2
TRONCO
AUXILIAR
UEP-2
UEP-3
ILT-1
TRONCO
PRINCIPAL 2
UEP-4
UEP-6 UEP-7
TRONCO
SECUNDÁRIO
UEP-5
PLEM-3
ILT-2
 
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 No caso de grandes extensões dos dutos, se deve avaliar as condições de fluxo, tanto 
nas condições de pico de exportação das plataformas, como na condição de baixa vazão 
de exportação das plataformas, a fim de verificar se um único duto é suficiente para 
atender a estas condições, podendo ser necessário um duto de grande diâmetro 
(atualmente temos como limite dutos de 24” em LDA de 2200m) além do fato de ser 
preciso isolar termicamente o duto e que dependendo do grau de isolamento ser 
inviável a sua instalação e que poderá exigir estudo de enterramento do duto ou o uso 
de PIP (Pipe in pipe). Também se pode avaliar a previsão de instalação de mais um duto 
em paralelo durante a implantação dos projetos, e talvez permitir a redução do 
diâmetro do primeiro duto a ser instalado, ou então, buscar outras alternativas de 
exportação da produção, afim de não impactar muito o custo do empreendimento. 
 Avaliar a necessidade de mudança de sentido de fluxo de exportação (normalmente 
ocorre em gasodutos) em determinadas condições de operação da malha; 
 Avaliar as facilidades de comissionamento do duto para início da exportação e a 
garantia de integridade do mesmo durante a vida útil do duto, onde uma das premissas 
é que a Unidade Pigadora tenha que realizar a pigagem instrumentada após 6 anos de 
uso do duto. Esta premissa é importante para a definição de qual será a unidade 
pigadora em função do cronograma de entrada das UEP’s. 
 Realizar os levantamentos necessários para a elaboração do Geohazard da rota prevista 
para os dutos e caracterização do solo marinho, a fim de definir se a rota dos dutos é 
viável ou se será necessário alteração do seu traçado, podendo em certos casos alterar 
drasticamente a rota dos dutos rígidos ou utilizar calços ou equipamentos que 
permitam a passagem do duto; 
 Calcular os raios de curvatura necessários para elaboração das rotas dos dutos, 
observando-se que para efeito de posicionamento dos equipamentos submarinos 
(PLEM ou ILT) será necessário uma distância mínima a partir do inicio da curva, cujo 
valor seja superior ao comprimento da catenária de lançamento do duto (a princípio 
pode-se considerar o ângulo de 10º), conforme ilustrado a seguir: 
 
 
 
Posicionamento de um equipamento submarino em relação a curvatura do duto rígido 
 
 
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8.4 Premissas para Projeto dos Sistemas Submarinos de Produção 
 
Os Sistemas Submarinos de Produção representados nos arranjos submarinos são 
compostos de Sistemas de Coleta (Interligação dos poços a plataforma) e do Sistema de 
Exportação (oleodutos e gasodutos), que por sua vez variam em função dos tipos de UEP’s 
selecionadas para o projeto, conforme descrito no item 6.3 e também das seguintes 
informações: 
 Características dos Fluidos; 
 Tipo de escoamento que será adotado; 
 Tipo de duto a ser utilizado; 
 Uso de Equipamentos Submarinos; 
 Uso de Sistemas Especiais ou de Novas Tecnologias. 
 
8.4.1 Características dos Fluídos 
 
 De acordo com a formação do reservatório e dos tipos de poços a serem explotados, 
podemos ter diferentes características dos fluidos a serem transportados pelos sistemas de 
coleta e de exportação, que podem alterar significativamente o método de elevação a ser 
utilizado e os requisitos de projeto dos dutos e equipamentos submarinos a serem 
utilizados, tais como podemos citar: 
 
a) Em dutos de produção de óleo: 
 
 Deposição de parafina em função da TIAC (tempo de início de aparecimento de cristais) 
do óleo (necessidade de pigagem freqüente ou uso de duto com isolamento térmico); 
 Formação de Hidratos devido a presença conjunta de gás, água, baixa temperatura e 
alta pressão (necessidade de intervenção com sonda ou uso de produtos químicos para 
quebra do hidrato); 
 Presença de CO2 e de H2S que afetam o aço da estrutura do duto (uso de aços com ligas 
especiais); 
 Altas temperaturas que podem afetar a camada de nylon (uso de PVDF); 
 Em óleos pesados, em casos de parada de produção, pode-se ter o resfriamento do óleo 
e a necessidade de injeção de diesel no duto durante a parada ou projetar-se o duto 
com aquecimento elétrico; 
 
b) Em dutos de produção e injeção de gás: 
 
 Formação de condensado ao longo do sistema (necessidade de pigagem freqüente ou 
uso de duto com isolamento térmico); 
 Formação de Hidratos devido a presença conjunta de gás, água, baixa temperatura e 
alta pressão (necessidade de intervenção com sonda ou uso de produtos químicos para 
quebra do hidrato); 
 
 
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 Altas temperaturas que podem afetar a camada de nylon (uso de PVDF); 
 Altas pressões que podem exigir o projeto de dutos e equipamentos com requisitos 
especiais de pressão;c) Em Dutos de Injeção de Água: 
 
 Altas vazões de injeção no reservatório que podem implicar em dutos de grandes 
diâmetros e de sistemas mais potentes na UEP; 
 Águas aeradas ou com H2S podem contaminar o reservatório e também comprometer 
os dutos e sistemas de injeção. 
 
8.4.2 Tipo de Escoamento que será Adotado 
 
8.4.2.1 Para Poços Produtores de Óleo: 
 
a) Poços Surgentes 
 
Para este tipo de poço considera-se simplesmente o uso da linha de produção e de 
controle eletro-hidráulico entre o poço e a plataforma, sem a necessidade de linha de 
serviço. Normalmente temos poços que são surgentes por certo tempo, mas que com o 
declínio da produção e do aumento do RGO ( razão gás/óleo) ou do BSW(razão água/óleo) 
faz-se necessário o uso a injeção de gás lift nos poços pela linha de serviço. 
 
b) Método gás lift 
 
A maioria dos poços da PETROBRÁS opera deste modo devido a facilidade de se utilizar o 
próprio gás produzido pela plataforma para injeção na coluna do poço, o que faz melhorar 
sua produtividade. Neste caso utiliza-se 3 linhas (produção, serviço e controle eletro-
hidráulico). Também se utiliza a linha de gás lift para serviço (passagem de pig, lavagem da 
linha de produção nos poços, passagem de produtos químicos, etc.) quando necessário. 
 
 
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c) Sistema de Bombeio 
 
Em projetos em que o método de gás lift é pouco eficiente, em função das características 
do óleo (geralmente para óleos pesados) pode-se utilizar os seguintes equipamentos 
submarinos de bombeio: 
 
c.1) BCSS 
 
Trata-se de uma bomba centrífuga submersa submarina-bomba dentro da coluna do poço 
 
Neste caso podemos ter 2 tipos de interligação submarina: 
 Acrescenta-se ao bundle de produção do poço o lançamento de um cabo elétrico 
isolado de potência a ser interligado na ANM para atuação da bomba dentro do poço 
(uso de 4 linhas entre plataforma e poço); 
 Adota-se um umbilical integrado de controle e de potência (ex. projeto de Jubarte) e 
assim manter o uso de 3 linhas entre plataforma e poço. 
Neste tipo de projeto a linha de serviço é utilizada como gás lift apenas em caso de falha 
da bomba ou retirada da mesma para manutenção. 
Para este tipo de sistema geralmente opta-se pelo uso de ANMH em função deste permitir 
a retirada da bomba da coluna do poço sem a necessidade de retirada da ANM. 
 
 
 
c.2) BCS no leito marinho (uso de skid ou de ALBM - alojamento de módulo de 
bombeio) 
 
A interligação da BCS no leito marinho normalmente é recomendada próximo à ANM, o 
que implica em avaliar-se como serão os jumpers instalados entre a BCS e a ANM. 
Em águas rasas (até 300m) sugere-se uma distância de 50m entre a ANM e a BCS e em 
águas profundas (maior que 300m) uma distância em torno de 200m. 
 
A interligação com cabo elétrico de potência em separado é feita da plataforma até a BCS 
e deve-se prever o uso de um umbilical hidráulico (ou jumper de mangueira) entre a BCS e 
a ANM para retirada de no mínimo uma função da mesma a fim de atender a BCS. 
 
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A interligação com umbilical integrado pode ser feita de 2 maneiras: 
 O umbilical integrado indo direto a ANM e a partir desta saem os jumpers de cabo 
elétrico de potência e de controle hidráulico até a BCS; 
 O umblical integrado possui uma UTA (umbilical termination assembly) em sua 
extremidade que permite alimentar a BCS com o uso de jumper de cabo elétrico e de 
controle via Fly-lead (conexão voadora com uso de hot stab) e a partir da UTA sae um 
umbilical eletro-hidráulico a ser conectado diretamente a ANM. 
Neste tipo de projeto a linha de serviço é utilizada como gás lift apenas em caso de falha 
da bomba ou retirada da mesma para manutenção. 
Os detalhes de interligação submarina dos tipos de sistemas de bombeio citados acima 
devem ser preferencialmente inseridos no arranjo submarino de modo a facilitar a 
visualização dos mesmos, conforme ilustrado a seguir. 
 
 
 
8.4.2.2 Para Poços Produtores de Gás: 
 
a) Prod. de Gás sem Duto de Serviço 
 
Para este tipo de poço considera-se simplesmente o uso da linha de produção e de 
controle eletro-hidráulico entre o poço e a plataforma, sem a necessidade de linha de 
serviço. Neste caso faz-se necessário a adaptação da ANM a fim de permitir o acesso ao 
anular do poço por meio do umbilical e permitir a despressurização do poço quando 
necessário. 
 
b) Prod. de Gás com Duto de Serviço 
 
 Para este tipo de poço considera-se o uso da linha de produção, da linha de serviço e de 
controle eletro-hidráulico entre o poço e a plataforma. 
Deve-se observar se o Ativo irá utilizar Choke na ANM ou fora da ANM e caso ocorra esta 
última opção, deve-se considerar uma Choke instalada num skid e interligada a ANM 
através de um jumper de produção. A distância entre a Choke e a ANM pode ser de 30m 
(em águas rasas) a 200m (em águas profundas). Também se deve prever um jumper de 
umbilical ou mangueiras, proveniente da ANM ou de uma caixa de junção do UEH do poço, 
para alimentação da Choke (que precisa normalmente de 1 função hidráulica). 
 
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Geralmente recomenda-se o uso de SSIV (ou ESDV submarina) nos dutos de produção de 
gás (para dutos de 6” em diante) o mais próximo possível da plataforma. 
Para definição da posição da SSIV é necessário uma Análise de Risco a ser efetuada pelo 
Ativo sobre o inventário de Gás de modo a evitar-se o efeito “pluma” em caso de queda do 
riser. Normalmente nos projetos não existe tal informação e costuma-se adotar, 
dependendo do projeto, colocar a válvula na conexão riser/flow, ou na primeira conexão 
flow/flow, ou então no PLET em caso de uso do trecho flow rígido e de riser flexível 
interligando a plataforma. 
Para acionamento do SSIV requer o uso de um Umbilical (necessidade de 1 função 
hidráulica) dedicado a esta função (normalmente de 5 funções) ou extrair uma função de 
outro UEH do projeto de modo a diminuir o número de risers na plataforma. Cabe ao 
projetista estudar a melhor configuração de interligações de UEH’s em caso de se ter várias 
SSIV’s próximas a UEP. 
Para a interligação do UEH a SSIV normalmente considera-se que o mesmo terá uma caixa 
terminal (chamada de “cestinha”) que será posicionada à cerca de 15m a 20m da válvula. 
Na caixa terminal serão descidas 2 mangueiras de 3/8” de 20m a 30m em figura “8” que 
serão interligadas a válvula e a caixa terminal por meio de ROV com uso de hot stab nas 
extremidades (conexão tipo “fly-lead”). 
No caso de optar-se por extrair funções de uma caixa de emenda de outro umbilical 
próximo, ou em caso da caixa terminal ficar muito afastada da SSIV, deve-se considerar o 
lançamento de um UEH (5f) entre a caixa e a SSIV, tendo-se caixas terminais em suas 
extremidades e as interligações entre as caixas e entre a caixa com a SSIV, efetuadas com 
jumpers de mangueiras como citado no parágrafo acima. 
Os detalhes de interligação submarina dos equipamentos submarinos (SSIV e Choke) 
citados acima devem ser preferencialmente inseridos no arranjo submarino de modo a 
facilitar a visualização dos mesmos. 
 
8.4.2.3 Para Poços Injetores de Água e de Gás 
 
Para poços injetores de água ou de gás, considera-se o uso de um duto de injeção e um 
Umbilical eletro-hidráulico, sendo que para poços injetores de água utiliza-se UEH de 5 
funções + CE e poços injetores de gás UEH (9+3F+CE). 
 
 
 
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8.4.2.4 Para poços Injetores WAG(Water Alternate Gas) 
 
Atualmente nos projetos do pré-sal, tem-se adotado a filosofia de injeção alternada 
agua/gás, denominada WAG, onde definiu-se que adotaria a mesma ANM de poço 
produção utilizada no pré-sal, sendo que a linha de água seria conectada no hub de 
produção e a linha de gás no hub da linha de serviço, sendo que, a fim de evitar-se a 
formação de hidratos, o poço funcionará determinado período com uma determinada 
função(agua ou gás) e posteriormente ao ser convertido, deverá ser submetido a um 
procedimento operacional de modo a garantir que não ocorra a formação de hidrato em 
todo o circuito (ANM/Manifold/poço). Cabe observar que em alguns projetos pode ocorrer 
o seguinte: 
 -o poço pode iniciar satélite como produtor de óleo e depois ser convertido em injetor 
WAG e neste caso, definiu-se que a linha de serviço(comumente de 4”) seja adquirida 
como linha de injeção de gás(comumente de 6”) e a linha de produção deve ser retirada e 
trocada por uma linha de agua(normalmente de 6”); 
-O poço pode iniciar satélite como injetor WAG e depois ser agrupado com outro poço 
WAG em um manifold de injeção de agua/gás(MSIAG)- Neste caso observa-se que 
necessariamente os poços deverão injetar o mesmo fluido, pois o manifold não permite 
uso de fluidos diferentes ao mesmo tempo. Também neste caso, inicialmente o poço 
satélite é interligado com um duto de injeção de agua de 8”, afim de permitir que este 
duto seja reaproveitado na interligação com o MSI, devendo-se prever um tramo de 6” 
afim de conectar a linha de 8” a ANM padrão. 
A figura a seguir ilustra um poço WAG onde suas linhas são remanejadas para um MSIAG: 
 
 
 
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8.4.3 Tipo de Duto a Ser Utilizado 
 
A PETROBRAS ao longo dos anos tem utilizado o conceito de dutos flexíveis para os 
sistemas de coleta e utilizado dutos rígidos apenas para os sistemas de Exportação de suas 
Unidades, mas devido ao aquecimento do mercado de dutos flexíveis, a opção de se 
utilizar dutos rígidos nos sistemas de coleta tem se mostrado um cenário vantajoso em 
função dos prazos e da maior disponibilidade de oferta para fabricação do mesmo, aliado a 
contratação de um barco de lançamento de dutos rígidos para operar numa campanha 
capaz de atender aos compromissos da carteira da empresa. 
A tabela a seguir faz um comparativo entre o uso de dutos flexíveis com o de dutos rígidos: 
 
 DUTOS FLEXÍVEIS DUTOS RÍGIDOS 
Disseminação do conceito na 
empresa 
Uso em larga escala para as 
diferentes aplicações. 
Usado na empresa praticamente 
apenas em dutos de exportação de 
óleo e gás (trechos estáticos) 
Funcionalidade Permite reparos, remanejamento 
ou reaproveitamento em outros 
projetos de características 
similares. Se adequa facilmente ao 
perfil do solo marinho 
É restrito o uso a aplicação para 
qual foi projetado, não sendo 
viável seu reconhecimento. 
Depende do estudo do relevo e 
caracterização do solo 
Operacionalidade Atende bem as necessidades 
operacionais dos projetos da 
empresa e aceita bem as 
modificações incorporadas ao 
projeto 
Exige um projeto bem consolidado 
e um trabalho maior na sua 
engenharia de instalação 
Fabricação Possui um custo alto de fabricação 
devido a complexidade de 
montagem da sua estrutura (uso 
de camadas metálicas e 
poliméricas), forte demanda de 
projetos e o pouco número de 
fornecedores qualificados 
Possui um custo baixo de 
fabricação e uma capacidade fabril 
maior para atendimento à 
demanda 
Qualificação Possui limitações de diâmetros até 
12” e 17” em função da LDA 
(atualmente está se qualificando 
risers de 12” em LDA de 1800m e 
de 16” para LDA de 300m). Há 
casos especiais (uso de altas 
pressões, altas temperaturas, uso 
da CO2 e H2S) onde há 
necessidade de qualificação da 
estrutura do duto 
Atende a dutos de grandes 
diâmetos (até 40”) para uso 
estático. Atualmente está se 
desenvolvendo SCR’s (stell 
catenary risers) para dutos de 
produção 8,625 e de injeção de 
10,75” em P-55 (SS). O uso de duto 
rígido como riser é fortimente 
penaliado em UEP com fortes 
movimento (FPSO) 
Instalação A PETROBRAS possui uma frota de 
barcos instaladores (LSV) afretados 
capaz de atender razoavelmente a 
demanda de projetos. Tendo-se um 
custo menor de instalação que o 
duto rígido 
Exige a contratação de barcos 
especiais para instalação através 
de campanha (carteira de projetos 
feitos numa mesma época). Possui 
um custo maior de instalação 
 
 
 
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8.4.3.1 Uso de Dutos Flexíveis 
 
a) Traçado dos dutos: 
 
Normalmente adota-se 2 tipos de traçados de dutos: 
-Pontilhado para a projeção do riser do lado da UEP; 
-Tracejado para o traçado da flowline entre a ANM e o riser ou entre ANM e outro 
equipamento submarino. 
 
O projetista, visando facilitar a execução do arranjo e também as posteriores modificações 
do traçado das linhas, pode adotar um único tipo de traçado para os dutos e neste caso 
adotada-se apenas o tracejado, sendo que deve-se tomar o cuidado durante a medição das 
linhas, levar em consideração as separações das linhas tipo risers do tipo flowlines 
(descontar da medida da linha a distância da CRF). 
Na elaboração dos “drafts” (ver etapa 5 do item 5.1.1) é comum adotar-se o traçado em 
bundle, a fim de ganhar-se tempo na execução dos mesmos, para posteriormente detalhar 
o arranjo utilizando-se o traçado com linhas separadas. 
 
O traçado da flowline deve ser feita observando o menor percurso, respeitando-se os 
possíveis obstáculos, considerando-se as seguintes distâncias: 
 
-Entre linhas lançadas em conjunto- adotar distâncias entre 5 a 10m; 
-Entre linhas lançadas em separado- considerar uma distância mínima de 20m ou 2% da 
LDA, podendo-se restringir a 13m (ou 1% da LDA) na região do TDP do riser em projetos 
que utilizem balizas sinalizadoras para referência durante o lançamento dos 
dutos(exemplo do arranjo da P-54); 
-Próximo a ancora da UEP- 200m no sentido perpendicular a linha de ancoragem e 80m 
lateralmente a linha de ancoragem conforme item 6.3.4; 
-Próximo a uma ANM de outro poço - o afastamento ideal seria considerar uma distância 
de 150m (considera-se o risco de queda de um riser de perfuração quando houver 
intervenção neste poço), porém em arranjos submarinos congestionados ou em poços que 
ficam muito próximo a chegada das linhas na UEP fica muito difícil considerar tal premissa 
e considera-se apenas uma distância de 50m a fim de evitar possíveis erros de lançamento 
das linhas ou de reposicionamento das cabeças de poços devido a problemas de 
perfuração. Para os dutos de maior diâmetro de exportação de óleo e/ou gás, considerar 
uma distância de 170m. 
-Próximo a um equipamento submarino- considerar uma distância mínima de 50m, exceto 
aqueles equipamentos que podem sofrer uma intervenção com sonda e neste caso 
considerar uma distância segura de 150m. 
 
O ideal que o traçado da linha seja retilíneo e nas mudanças de direções considere um raio 
que pode variar conforme o tipo de duto: 
Para UEHs e CEs- mínimo de 30m; 
Para dutos de 4” a 6”- mínimo de 50m; 
Para dutos de 8” em diante- mínimo de 100m; 
 
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Para representação de bundle de poço- mínimo de 50m; 
Para representação de bundle de manifold- mínimo de 100m; 
 
Nas saídas das ANMsconsiderar o seguinte: 
O Azimute da ANM é definido a partir do aproamento do bundle quando a ANM é com 
MCV Triplo (lançamento em bundle) e quando a ANM é com MCVs singelos o azimute é 
medido considerando o aproamento do UEH do poço e também deve-se analisar os 
posicionamentos dos demais HUBs (existem projetos de BAPs onde os HUBs ficam no 
mesmo lado mas com ângulos de saídas diferentes ou em lados diferentes e ângulos de 
saída diferentes) a fim de definir-se o aproamento das linhas. 
 
Nos projetos conceituais geralmente não se considera as diferenças de aproamento dos 
dutos em função do tipo da BAP que pode leva a ter-se dutos com comprimentos 
diferentes, pois representa-se apenas uma linha no caso do bundle com o mesmo 
comprimento ou, no caso em que o projeto mostra as 3 linhas do poço, considera-se 
apenas que as linhas de produção e anular saiam num angulo de 30º em relação ao UEH, 
que é a que vai ser utilizada para definir-se o azimute da ANM. 
 
Nos projetos básicos deve-se informar os comprimentos de cada duto em função da 
orientação de cada linha vai ter em relação a BAP a ser utilizada no projeto, assim como 
observar as tolerâncias de assentamento dos MCVs nos seus respectivos HUBs na ANM. 
Os dutos ou bundle devem sair da ANM com MCVs e fazer um traçado reto de 100m de 
modo a permitir a conexão em 2ª extremidade, ou utilizar uma distância de 50m no caso 
de considerar apenas a conexão de 1ª extremidade. 
Nos caso de ANM ou outro equipamento submarino tipo DA (usado em águas rasas) o 
trecho reto das linhas pode ser encurtado para 10m (trecho suficiente para manuseio do 
mergulhador). 
Os comprimentos dos dutos (risers e flowlines) devem ser informados numa tabela 
apropriada a ser anexada ao arranjo submarino respeitando-se os valores de valores de 
“overlength” conforme tabela a seguir: 
 
 
Cabe ressaltar que em trechos críticos (zona de tensão e jumpers curtos) deve-se evitar o 
uso de “overlenghts” nestes trechos e na definição do posicionamento do “overlenght” 
(track de lançamento efetuado geralmente pela instaladora), procura-se colocá-lo 
geralmente do lado ANM ou no meio do trecho flow onde não há congestionamento de 
dutos no leito marinho, nem a possibilidade de passagem futura de dutos na região 
escolhida. 
Comprimento da linha Overlength 
L < 200m 5%L 
200m < L < 500m +30m 
500m < L < 1000m +50m 
1000m < L < 5000m 1%L+50m 
L 5000m +2%L 
 
 
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Comprimento do último trecho flowline de um poço: 
Para interligações de poços com MCV faz-se necessário avaliar se o comprimento do 
último trecho seja tal que durante a conexão do MCV na ANM o barco não esteja ao 
mesmo tempo realizando uma emenda a bordo, para tal deve-se seguir a seguinte 
premissa: 
Lúltimo flow <LDA-50m 
Lúltimo flow > LDA+200m 
 
 
A figura abaixo ilustra um arranjo submarino de interligação de um poço produtor e um 
poço injetor a uma plataforma: 
 
 
 
A figura abaixo ilustra um Sketch de Duto de produção interligando um poço a plataforma: 
 
 
 
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ITEM DESCRIÇÃO 
1 Riser Superior de 6” Estrutura para Classe de pressão 3000 psi, LDA = 1500m 
2 Riser Inferior de 6” Estrutura para Classe de pressão 3000 psi, LDA = 1500m 
3a 
Flowline de 6” Estrutura para Classe de pressão 3000 psi, LDA = 1500m 3b 
3c 
4a 
Conector de Extremidde Superior para Riser de topo com Flange 7 1/16” API 17SS 5000 psi BX-156 
com dreno de gás e teste no anel com N2 e desenhado para tensionador hidráulico da série 
Hydratight HL 
4b 
Conector de Extremidde Inperior para Riser de topo com Flange 7 1/16” API 17SS 5000 psi BX-156 
com dreno de gás e teste no anel com N2 e desenhado para tensionador hidráulico da série 
Hydratight HL 
5 Enrijecedor de Curvatura com cap para bell mouth 32” 
6 Proteção para o cap do Enrijecedor de Curvatura 
7 Colar de Pull-out 
8 Kit de Pull-in 
9 Hang-off para conector de riser e suporte cônico 
10 Anel API BX-156 para teste e transporte 
11 Anel API BX-156 para transporte 
12 
Conjunto de Estojos e parafusos para flange 7 1/16” API 17 SV 5000 psi BX-156 para tensionador 
hidráulico da série Hydratight HL (para teste e transporte) 
13 
Conjunto de Estojos e parafusos para flange 7 1/16” API 17 SV 5000 psi BX-156 para tensionador 
hidráulico da série Hydratight HL (para instalação) 
14 
Conjunto de Estojos e parafusos para flange 7 1/16” API 17 SV 5000 psi BX-156 para tensionador 
hidráulico da série Hydratight HL (para instalação) 
15 Cabeça de tração especial para Pull-in 
16 Flange cego de manuseio (7 1/16” API 17 SS 5000 psi BX-156) com furo para teste (SWL= 20 tf) 
17 
Flange cego especial de manuseio (7 1/16” API 17 SS 5000 psi BX-156) com furo para teste (SWL= 185 
tf) 
18 
Conector para Flowline com flange (7 1/16” API 17 SS 5000 psi BX-156) com dreno de gas d furo para 
teste N2 e projetado tensionador hidráulico da série Hydratight HL 
19 Colar de Ancoragem 
20 Restritor de Curvatura 
21 Enrijecedor de Curvatura intermediário 
22 Proteção para conexão intermediária de riser 
23 Colar de Anodos para conector 
24 Kit de raparo (materiais e consumíveis) para riser 
25 Kit de raparo (materiais e consumíveis) para flowline 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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b) Cruzamentos de dutos: 
Todo o arranjo submarino deve ser elaborado evitando-se o cruzamento entre dutos, 
porém há situações em que faz-se necessário o cruzamento de dutos no leito marinho (por 
motivos particulares ao projeto e/ou solicitados pelo Ativo e que devem ser informado em 
nota no arranjo submarino ou no relatório do projeto), então deve-se adotar as seguintes 
premissas: 
 
-Dutos de um mesmo poço: 
a) No caso de poços com lançamento em bundle com uso de MLF triplo (triple-
lay) é inevitável o cruzamento das linhas devido ao giro do LSV próximo a UEP. Neste caso 
recomenda-se que: 
-Observar se os suportes da UEP estão na ordem correta (espelhados em relação a ANM); 
-Considerar que a linha de produção fique por cima das demais; 
-O ponto de cruzamento dos dutos, sempre que possível, deve ficar suficientemente 
afastado da ANM e da UEP de modo a permitir respectivamente o livre içamento do MLF e 
da conexão riser-flow à superfície, para eventuais reparos, ou seja, o ponto de cruzamento 
deve ficar a uma distância mínima da ANM ou da CRF equivalente ao comprimento de uma 
catenária de ângulo de 3 graus. 
 
Obs: A adoção de lançamento em bundle não está sendo mais adotada na PETROBRAS, e 
esta condição só se aplica nas situações de remanejamentos de linhas de projetos 
anteriores que adotavam o MLF na ANM. 
 
b) No caso de poços com lançamento singelo com uso de MCVs individuais 
(single-lay). Nos projetos novos de UEPs deve-se adotar este tipo de lançamento, o que 
faz com que os suportes fiquem invertidos em relação a premissa com lançamento em 
bundle, de modo a evitar-se o cruzamento entre dutos, porém em casos em que a UEP 
tenha sido projetada para suportes considerando lançamento em bundle e for adotada 
como premissa o lançamento singelo dos dutos, faz-se necessário o cruzamento dos dutos 
e neste caso considerar que: 
-as linhas deverão ser lançadas individualmente na seguinte ordem: linha anular, linha de 
produção e umbilical. Deste modo, a ordem das linhas na posição do cruzamento será tal 
que o umbilical fique imediatamente sobre a linha de produção, com a linha anular sob as 
demais. 
-O ponto de cruzamento dos dutos, sempre que possível,deve ficar suficientemente 
afastado da ANM e da UEP de modo a permitir respectivamente o livre içamento do MCV e 
da conexão riser-flow à superfície, para eventuais reparos, ou seja, o ponto de cruzamento 
deve ficar a uma distância mínima da ANM ou da CRF equivalente ao comprimento de uma 
catenária de ângulo de 3 graus. 
 
-Cruzamentos entre dutos de poços diferentes: 
Quando for necessário tal cruzamento no projeto, sempre que possível deve-se privilegiar 
(ficar por cima) as seguintes funções: dutos de exportação e poços produtores. 
No caso de dutos rígidos, deve-se considerar de preferência que os flexíveis fiquem sobre o 
mesmo, a não ser que os dutos rígidos sejam lançados posteriormente ao duto flexível. 
 
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No caso de ter-se cruzamento entre dutos rígidos deve-se procurar adotar que o duto de 
menor diâmetro fique sobre o de maior diâmetro. 
O ponto de cruzamento dos dutos flexíveis, sempre que possível, deve ficar 
suficientemente afastado da ANM e da UEP (em relação ao poço que ficará com os dutos 
por baixo) de modo a permitir respectivamente o livre içamento do MLF ou MCV e da 
conexão riser-flow à superfície, para eventuais reparos. 
 
8.4.3.2 Uso de dutos rígidos 
 
A Petrobrás ao longo dos anos tem utilizado o conceito de dutos rígidos apenas para os 
sistemas de Exportação de suas Unidades, mas devido ao aquecimento do mercado de 
dutos flexíveis, a opção de se utilizar dutos rígidos nos sistemas de coleta tem se mostrado 
um cenário vantajoso em função dos prazos e da maior disponibilidade de oferta para 
fabricação do mesmo aliado a contratação de um barco de lançamento de dutos rígidos 
para operar numa campanha capaz de atender aos compromissos da carteira da empresa. 
 
Para definição das extremidades dos dutos flow, deve-se adotar as seguintes premissas: 
 
 Lado ANM/Equip. Submarino: 
 
 No caso de conexão flangeada em LDA rasa pode-se adotar um spool rígido (ou 
jumper flexível) distante 30m da ANM ou do equipamento submarino em questão; 
 No caso de LDA profunda a premissa é de adotar-se PLET nas extremidades do duto, 
onde podemos ter os seguintes casos: 
-Uso de ANM padrão que utiliza o conceito de MCV: deve-se considerar um jumper 
flexível de no mínimo 200m entre o PLET e a ANM e considerar um trecho retilíneo 
de duto rígido em torno de 500m afim de dar suficiente atrito do duto no solo; 
-Uso de ANM projetada para conexão de duto rígido- deve-se considerar um jumper 
rígido de 30m entre o PLET e a ANM e esta deve ter um projeto especial para receber 
tal interligação. 
 
Observações: 
 
Em alguns projetos novos tem-se optado pelo uso de spools de no máximo 30m (jumper 
rígido) nas conexões com as ANM’s, pois este conceito é amplamente utilizado por outras 
operadoras de Petróleo, mas que começou a ser utilizado na empresa recentemente a 
partir do projeto de Mexilhão (conexão dos dutos de exportação ao manifold) e que 
precisa ser melhor discutido para os demais projetos, de modo que o mesmo possa 
atender tanto técnico como economicamente. Este sistema substitui o uso de jumpers 
flexíveis entre os PLET’S e as ANM’s, mas em contrapartida requer uma modificação na 
BAP da ANM afim de adequá-la ao uso de spool. Para efeito de projeto conceitual tem-se 
trabalhado com opções de spools até 30m de comprimento (valor utilizado como 
referência a partir de projetos de outras operadoras). 
 
 
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Diante do cenário de uso de dutos rígidos e seus respectivos equipamentos utilizados para 
conexão, faz-se necessário a avaliação de uso de Conexão do tipo Horizontal em ANM’s s 
e Manifold’s, pois este conceito também é muito utilizado por outras operadoras de 
Petróleo e possui a grande vantagem de permitir o acoplamento do duto rígido 
diretamente ao equipamento sem a necessidade de PLET e do spool, mas que precisa de 
uma avaliação técnica e econômica na empresa a fim de avaliar os custos e riscos 
envolvidos e a necessidade de recursos de barcos e ferramentas necessárias a esta 
operação 
 
 Lado UEP: 
 
 No caso de plataformas fixas em aguas rasas a extremidade do duto rígido a ser 
abandonada no fundo será o mais próximo possível observando-se as condições de 
lançamento 
No caso em projetos com SCR não há PLET na conexão com a flowline rígida, apenas 
soldagem entre tubos e neste ponto deve ocorrer a ancoragem do SCR. 
O traçado da flowline deve ser feita observando o menor percurso, respeitando-se os 
possíveis premissas: 
 
 Para o projeto conceitual, a partir das micro-batimetrias obtidas e dos levantamentos 
sísmicos preliminares (geohazard) estuda-se as possíveis rotas dos dutos, 
procurando-se sempre fugir das regiões acidentadas com fortes declividades 
(depressões, morros, ravinas ou canions) ou com presença de formações 
carbonáticas e corais, e caso os locais com forte declividade tenha um solo 
constituído de material estável, deve-se procurar numa rota perpendicular ao sentido 
da declividade do talude. 
 
O ideal que o traçado da linha seja retilíneo e nas mudanças de direções considere um raio 
que deve ser calculado em função de: 
 
 a partir das informações de LDA onde o duto será lançado, 
 diâmetro externo do duto; 
 tipo de solo; 
 ângulo de lançamento a ser considerado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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8.4.3.2.1 Tipos de Interligações com Dutos Rígidos 
 
a) Em LDA Rasa (até 300m): 
 
Normalmente considera-se que os dutos rígidos sejam lançados com válvulas e flanges nas 
extremidades e posteriormente são feitas as conexões tipo tie-in, onde os dutos são 
conectados diretamente nos equipamentos/dutos submarinos ou por meio de spool com 
suas medidas tiradas no local e conectados com auxílio de mergulhadores (diver assisted). 
 
 
 
Detalhe do arranjo de chegada dos dutos rígidos em uma plataforma tipo Jaqueta 
 
Detalhe de uma Conexão DA 
 
b) Em LDA Profunda (acima de 300m): 
 
Em lâminas d’água mais profundas as conexões são “diverless” (não contam com auxílio de 
mergulhador). Nestes casos, os dutos rígidos são instalados com PLETs (Pipeline End 
Termination) em suas extremidades, que apresentam Hub para conexão vertical remota. O 
Hub para conexão vertical remota permite a conexão remota entre o PLET e poço a partir 
de um conector hidráulico “diverless”. 
 
 
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Para interligação entre o PLET e o poço utiliza-se jumper flexível ou spool rígido (tubulação 
de aço). Cabe ressaltar que a BAP (base de adaptadora de produção), que é situada na 
cabeça de poço, possui também um Hub para conexão vertical. Desta forma, as opções de 
jumper flexível e spool rígido possuem em suas extremidades conexões diverless para 
possibilitar a conexão com Hub. 
 
Normalmente nos projetos da PETROBRÁS onde se adota ANM’s padronizadas (com Hub 
p/ conexão vertical) considera-se o uso de jumper flexível no lado ANM, sendo o duto 
rígido lançado com PLET’s em suas extremidades e no lado plataforma utiliza-se risers e 
flowlines flexíveis com MCV’s para conexão no duto rígido, conforme ilustra a figura 
abaixo: 
 
 
 
A figura abaixo mostra um esquema de ligação típica para pipelines de coleta e sua 
interligação. 
 
 
 
 
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PLET com MCV já instalado (Manual CAMERON) 
 
Para interligação entre o PLET e o poço utiliza-se jumper flexível ou spool rígido (tubulação 
de aço). Cabe ressaltar que a BAP (base de adaptadora de produção), que é situada na 
cabeça de poço, possui também um Hub para conexão vertical. Desta forma, as opções de 
jumper flexível e spool rígido possuem em suas extremidades conexões diverless para 
possibilitar a conexão com Hub. 
 
 
Detalhe das interligações com Spools Rígidos em Mexilhão 
 
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8.4.3.2.2 Tipos de Risers Rígidos 
 
a) Risers Estáticos 
Risers estáticos são tubulações fixadas nas estruturas das plataformas fixas (jaquetas). Esta 
solução é muito utilizada em águas rasas, inclusive pela PETROBRAS em suas plataformas 
fixas. 
 
b) Risers Dinâmicos 
b.1) SCR 
A sigla SCR significa “steel catenary riser”. Convencionalmente esta sigla significa um 
riser dinâmico de aço em catenária livre. 
O primeiro SCR foi construído em 1994 pela instaladora J.Ray Mcdermott para Shell na TLP 
de Auger. Desde então existem mais de 100 SCRs instalados mundo afora. 
 
Dentre os risers dinâmicos, o SCR tem a tendência de ser o de menor CAPEX, inclusive 
comparando aos flexíveis. Ainda, dutos rígidos não apresentam a limitação de diâmetro 
interno máximo dos flexíveis. Tal fato dita a tendência mundial em utilizar manifolds e 
árvores multiplexadas para redução de slots ocupados na plataforma. Em outras palavras, 
ao invés de utilizar vários risers flexíveis ligados em configuração satélite à plataforma, 
utiliza-se um número menor de risers rígidos de grande diâmetro (10“a 18”) em conjunto 
com manifolds. 
 
As desvantagens do SCR residem no fato de que as regiões de topo e TDP são sujeitas à 
grande fadiga. Esta limitação faz com que tais regiões necessitem de requisitos de 
fabricação mais restritivos e/ou materiais de metalurgia especial para aumentar sua 
resistência à fadiga. Em conjunto com tal fato, as condições meteoceanográficas da costa 
brasileira são bem restritivas, de maneira que a possibilidade de instalação de SCRs em 
FPSOs (e outras unidades de produção menos estáveis) no Brasil é baixa. 
 
A PETROBRAS já instalou três SCRs entre 1999 e 2001. O único ainda em atividade é o 
instalado na P-18. Os dois outros SCRs estavam instalados na P-36. Ambas as plataformas 
são semi-submersíveis, portanto mais estáveis. Atualmente está em andamento o projeto 
básico da P-55 onde estão previstos a instalação de 11 SCR's 8,625" de produção, 2 SCR's 
10,75" de Injeção, 1 SCR para o Gasoduto e 1 SCR para Oleoduto. 
 
b.2) SLWR 
O SLWR (Steel Lazy Wave Riser) é uma concepção que utiliza flutuadores para formação 
de uma corcova intermediária. Tal formato permite, em princípio, a redução de 
carregamentos cíclicos no TDP e possibilita a utilização de risers rígidos acoplados em 
unidades menos estáveis como FPSOs. 
 
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O único projeto no mundo a ter utilizado o SLWR é o BC-10 (parceria PETROBRAS-SHELL), 
instalado na costa brasileira em 2008. 
 
8.4.3.2.3 Projeto dos Dutos Rígidos 
 
Por questões gerenciais, o projeto de dutos rígidos é dividido em três fases distintas: 
Projeto conceitual, Projeto Básico e Projeto de Detalhamento: 
 
a) Projeto Conceitual 
 
O Projeto conceitual procura determinar a viabilidade técnica e econômica de um duto 
rígido proposto. De maneira geral, os seguintes aspectos são estudados: 
a) Verificar preliminarmente se a rota proposta pode ser feita por dutos rígidos, já que os 
dutos rígidos são mais sensíveis à batimetria do solo que os dutos flexíveis. 
b) Verificar o tipo de fluido e material a ser adotado nos fluidos. 
c) Estimar a espessura de parede e tipo de revestimento necessário. 
d) Levantar preliminarmente a quantidade de cruzamentos e mitigadores de flambagem e 
estabilidade termodinâmica. 
e) Identificar barcos e métodos de lançamentos capazes de construir o duto com análises 
quase-estáticas. 
f) Estabelecer o custo estimado do projeto para comparação conceitual. 
 
b) Projeto Básico 
 
O Projeto básico (ou FEED) visa começar propriamente o projeto de dutos rígidos. Para tal, 
o projeto básico procura: 
a) Definir a espessura de parede dos dutos e espessura do revestimento. 
b) Verificar se o duto pode ser instalado com análises dinâmicas. 
c) Verificar a necessidade de dispositivos de mitigação de instabilidade hidrodinâmica. 
 
c) Projeto Detalhado 
 
O Projeto de detalhamento busca finalizar o projeto dos dutos rígidos, verificando 
questões como: 
a) Rota do duto rígido; 
b) Tipo, dimensão e número de vãos livres a serem calçados e tipos de calçamento; 
c) Tipo, número, dimensão e local de instalação de dispositivos de mitigação de efeitos 
termomecânicos; 
d) Número e espaçamento de anodos de sacrifício; 
e) Número, dimensão e posição de instalação de estacas de mitigação de flambagem; 
f) Definição do critério de aceitação de soldagem; 
 
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A divisão entre projeto conceitual, básico e detalhamento de dutos rígidos é bem tênue e 
deve ser modificada de acordo com as peculiaridades de cada duto. Por exemplo, dutos 
com alta pressão e temperatura com óbvia probabilidade de flambagem ou walking podem 
necessitar de estudos termomecânicos mais aprofundados na análise conceitual para 
assegurar sua viabilidade. Ainda, dependendo da evolução do projeto, complexidade do 
duto e estratégia gerencial, o projeto básico pode ser uma espécie de projeto de 
detalhamento preliminar, com o intuito de detectar questões futuras com antecedência e 
precisar mais os custos do projeto. 
 
8.4.3.2.4 PREMISSAS PARA TRAÇADO DE DUTOS RÍGIDOS NOS ARRANJOS 
SUBMARINOS: 
 
Normalmente adota-se 2 tipos de traçados de dutos: 
-Pontilhado para a projeção do riser (SCR ou SLWR) do lado da UEP; 
-Traço e ponto para o traçado do duto rígido flow entre a ANM e o riser ou entre ANM ou 
outro equipamento submarino. Deve-se indicar os PLETs nas extremidades dos dutos. 
 
O traçado da rota dos dutos rígidos deve considerar algumas premissas e restrições que 
podem impactar seu comprimento final: 
-Avaliação do Geohazard da região -fugir de regiões muito acidentadas, com altas 
declividades (definir com a equipe de projeto básico de dutos rígidos qual será o limite de 
declividade a ser utilizado em função do diâmetro do duto e das características do solo), 
regiões com formações carbonáticas(corais) e falhas geológicas (pockermarks, falhas 
aflorantes,etc.). Quando não informações mais detalhadas do relevo do solo, solicita-se 
uma campanha com AUV na região, podendo-se em alguns casos, restringir-se apenas 
numa região em torno da rota preliminar do duto rígido, considerando uma faixa de 500m 
para cada lado do duto e caso constate-se muitos riscos durante o levantamento, faz-se 
necessário uma complementação do levantamento a fim de identificar-se locais de melhor 
traçado para a rota do duto; 
-Raio de curvatura do duto- deve ser definido com a equipe de projeto básico de dutos 
rígidos qual será o limite de raio de curvatura do duto ser utilizado em função do diâmetro 
do duto, do método de lançamento e das características do solo; 
-Distâncias retas mínimas em relação as extremidades 
 
Para definição das extremidades dos dutos flow, deve-se adotar as seguintes premissas: 
-Lado ANM/Equip. Submarino:-No caso de conexão flangeada em LDA rasa pode-se adotar um spool rígido (ou jumper 
flexível) distante 30m da ANM ou do equipamento submarino; 
-No caso de LDA profunda, a premissa é de adotar-se PLET nas extremidades em contato 
com o solo, deve-se considerar um jumper flexível de no mínimo 200m (lado ANM) e 
considerar um trecho retilíneo de duto em torno de 500m a fim de dar suficiente atrito do 
duto no solo; 
 
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-No caso de LDA profunda em que exista a premissa de adotar PLET com jumper rígido 
para conexão com a ANM. Deve-se considerar um jumper rígido de 30m entre o PLET e a 
ANM e esta deve ser projetada a fim de que seus Hubs sejam capazes de receber tal 
interligação. 
 
-Lado UEP: 
-No caso de plataformas fixas em águas rasas, a extremidade do duto rígido a ser 
abandonada no fundo deverá ficar o mais próximo possível da plataforma, respeitando-se 
as condições de lançamento do duto rígido, mas a príncipio, no projeto conceitual, pode-se 
considerar que a extremidade do duto irá ficar a cerca de 50m fora do alinhamento da 
plataforma. 
-Deve-se observar se os dutos rígidos (trecho flow) serão lançados antes da UEP, o que 
permitiria lançá-los até a conexão com o riser flexível (sem a possibilidade de içamento do 
duto rígido até a superfície) ou caso se queira prever o içamento da extremidade do duto 
rígido, deve-se considerar o afastamento necessário entre a extremidade do duto rígido e 
a UEP de modo a permitir o içamento com cabo (ângulo de 14º) dado por: 0,7x LDA+400m. 
No caso em projetos com SCR não há PLET na conexão com a flowline rígida, apenas 
soldagem entre tubos e neste ponto deve-se prever a ancoragem do SCR com colar afixado 
no duto, mas pode ocorrer casos em que o trecho estático seja lançado numa campanha 
diferente do riser, ou então não ser possível ou indesejável fazer a curvatura do duto perto 
da plataforma e nestes casos será preciso que hajam PLETs em ambas extremidades dos 
dutos. 
O traçado da flowline deve ser feita observando o menor percurso, respeitando-se os 
possíveis premissas: 
-Para o projeto conceitual, a partir das micro-batimetrias obtidas e dos levantamentos 
sísmicos preliminares (geohazard) estuda-se as possíveis rotas dos dutos, procurando-se 
sempre fugir das regiões acidentadas com fortes declividades (depressões, morros, ravinas 
ou canions) ou com presença de formações carbonáticas e corais, e caso os locais com 
forte declividade tenha um solo constituído de material estável, deve-se procurar numa 
rota perpendicular ao sentido da declividade do talude. 
Pode-se considerar as seguintes distâncias para efeito de projeto: 
-Entre Rígido e flexível- considerar uma distância mínima de 25m; 
-Entre Dutos Rígidos- - considerar uma distância mínima de 50m; 
-Próximo a ancora da UEP- 200m no sentido perpendicular a linha de ancoragem e 100m 
lateralmente a linha de ancoragem; 
-Próximo a uma ANM de outro poço - o afastamento ideal seria considerar uma distância 
de 150m (considera-se o risco de queda de um riser de perfuração quando houver 
intervenção neste poço). Se for duto de exportação de óleo ou gás deve-se adotarm uma 
distãncia de 170m. 
-Próximo a um equipamento submarino- considerar uma distância mínima de 150m. Se for 
duto de exportação de óleo ou gás deve-se adotarm uma distãncia de 170m. 
 
O ideal que o traçado da linha seja retilíneo (sem o uso de curvas splines) e nas mudanças 
de direções considere um raio que deve ser calculado em função de: 
-a partir das informações de LDA onde o duto será lançado, 
 
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-diâmetro externo do duto; 
-tipo de solo; 
-ângulo de lançamento a ser considerado. 
 
8.4.4 Uso de Equipamentos Submarinos 
 
Para efeito didático, considera-se que a terminologia de Equipamentos Submarinos a ser 
empregada nos projetos de Sistemas Submarinos de Produção, compreende apenas 
aqueles que fazem parte integrante dos diferentes tipos de conceitos de interligação 
submarina e que normalmente são instalados no leito marinho, de modo a receber a 
conexão de dutos ou umbilicais e exercer determinada função no fluxograma de processo 
da produção do campo, como por exemplo: controle, derivação, distribuição e coleta da 
produção ou injeção de um ou mais poços ou de sistemas de exportação/importação de 
fluidos. 
 
Para efeito de nomenclatura dos equipamentos submarinos na PETROBRAS, normalmente 
convenciona-se o seguinte: 
 
Abreviação do Equipamento Submarino – Abreviação do campo de produção – Numeração 
sequencial do equipamento. 
Ex. MSP-AB-06 – Manifold Submarino de Produção de Albacora número 6. 
Obs: Esta nomenclatura não é utilizada para as ANMs. 
 
Nos arranjos submarinos, dependendo dos métodos de escoamentos estudados pelo Ativo 
e da necessidade de simplificação do arranjo submarino, cujo intuito é de reduzir o 
número de risers no projeto, podemos ter a adoção dos seguintes equipamentos 
submarinos: 
 
8.4.4.1 Para controle dos poços: 
 
-ANM (Árvore de Natal molhada)- é utilizada em poços de completação molhada, que 
pode variar de tipo conforme a profundidade de instalação (DA ou DL), do método de 
instalação da mesma (GL ou GLL), do método de conexão das linhas (Lay-away, com MLF 
ou com MCV), do tipo de escoamento (produção ou injeção) e do tipo de controle 
(hidráulico direto ou multiplexado) a ser utilizado na mesma. 
-Para os poços de completação seca o controle dos poços é feito na plataforma, não 
havendo necessidade de equipamentos submarinos no leito marinho, a não ser o uso da 
própria cabeça do poço, onde será conectado o riser rígido, ou então se houver 
necessidade de um equipamento do tipo Template para agrupamento das cabeças dos 
poços. 
Obs: Existem alguns equipamentos submarinos que por dificuldade de instalação, podem 
ser instalados fora da ANM e que precisam ser devidamente projetadas para apoio no leito 
marinho, como por exemplo: Choke, UTA (umbilical terminator assembly). 
 
 
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8.4.4.2 Para derivação de fluxo: 
 
Normalmente em alguns sistemas há necessidade de permitir derivar o fluxo de um 
determinado de duto, onde então podemos ter as seguintes possibilidades de 
equipamentos submarinos: 
-ILT (In line Tee)- que trata-se basicamente de um tê instalado em conjunto ao duto e que 
fica posicionado em um ponto intermediário do duto, onde pretende-se receber a conexão 
de um outro duto conforme a necessidade do escoamento. Neste equipamento submarino 
deve-se avaliar o seguinte: 
-a necessidade de instalação de válvula em alguma extremidade, conforme a necessidade 
de bloqueio requerido pelo sistema e da necessidade futura de uma intervenção na 
mesma; 
-no caso de águas rasas, pode-se adotar conexões flangeadas, desde que permita 
futuramente a desconexão das extremidades por mergulho ou por recolhimento do duto; 
-no caso de dutos rígidos, deve-se observar que o duto que chega transversalmente não 
poderá receber o pig instrumentado, o que pode implicar a não adoção de uso rígido neste 
ramal de duto. 
-a posição do ILT deve ser tal forma que permita o lançamento do duto, de modo que 
evite-se a rotação e tombamento do mesmo no leito marinho, para isto deve-se buscar 
uma distância reta segura de 1 a 1,5 x LDA a partir do qual o duto possa fazer a curvatura. 
-ILY (In line Y)- é um conceito similar ao ILT mas que possui uma derivação em “Y” onde 
permite-se a passagem do pig instrumentado. 
-PLEM-Y- é um PLEM (ver significado abaixo) simplificadoonde tem-se normalmente 2 
dutos chegando e um duto saindo (ou vice-versa) e que normalmente é projetado de 
modo a permitir a pigagem instrumentada dos ramais, com os devidos bloqueios. Em 
alguns projetos, pode-se inserir neste equipamento alguma derivação (outra boca) em um 
dos ramais, para interligação de outro ramal ou de outros projetos de exportação de gás, 
que poderá também instalar uma ESDV no ramal de onde será interligado a plataforma 
(deve-se avaliar se a distância da plataforma atende a análise de risco quanto ao inventário 
de gás). 
 
8.4.4.3 Para distribuição de dutos: 
 
PLEM (Pipe Line End Manifold)- é um equipamento também conhecido como MIS e que 
trata de um manifold de interligação submarina normalmente utilizado em sistemas de 
exportação/importação, onde o mesmo é lançado em separado e tem-se a chegada de 
vários dutos de diversos pontos ou de plataformas distintas e podendo ter-se um ou mais 
dutos saindo para outro destino ou plataforma. 
-Este equipamento submarino poderá ter diversas funcionalidades de bloqueio (válvulas), 
controles (uso de UEH ou atuação por ROV) e sensores, conforme as necessidades 
específicas de cada projeto. 
-Dependendo da LDA o PLEM pode ser com conexão tipo DA ou DL. 
-Deve-se avaliar a quantidade de bocas, dimensões dos dutos e quantidade de válvulas que 
serão instaladas no PLEM a fim de avaliar a viabilidade técnica de construção e instalação 
 
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do mesmo, observando que os dutos devem atender aos raios mínimos para passagem de 
pig, caso necessário. 
 
Obs: Para os equipamentos descritos acima, deve-se avaliar a necessidade de uso de 
umbilicais para atuação de válvulas (normalmente requerido por questões de segurança 
ou por necessidade de rapidez das operações, caso contrário utiliza-se atuação por 
override com ROV) e de sensores elétricos (de pigagem ou de corrosão). 
 
8.4.4.4 Para Coleta dos poços: 
 
a) Manifold Submarino de Produção de Óleo (MSP) 
Este equipamento permite coletar a produção de vários poços e enviá-la para a 
plataforma, e que costuma-se diferenciar o seu projeto em função dos requisitos de 
escoamento e dos conceitos de interligações submarinas a serem utilizadas, conforme 
exemplos abaixo: 
a.1) Manifold DA- Manifolds utilizados em projetos de águas rasas para serem assistidos 
por mergulhador, este equipamentos possuem controle direto para acionamentos das 
válvulas hidráulicas, com uso de umbilicais do tipo sessentão (60 funções) ou de 25 
funções. Este manifold é normalmente utilizado para no máximo 10 poços, com conexões 
flangeadas, e uso de das seguintes linhas (headers) a serem interligadas à plataforma: 
-Duto de produção; 
-Duto de Gás Lift; 
-Duto de Teste de Gás Lift; 
-Duto de Tespe de produção; 
-2 Umbilicais Hidráulicos 60 x 3/8” (em alguns projetos utiliza-se antes do MSP uma caixa 
de junção onde faz-se uma derivação das funções dos sessentões para vários umbilicais do 
tipo 10 funções de 3/8”); 
 
a.2) Mac manifold- Manifold também utilizado em águas rasas e que utiliza o conceito, já 
desenvolvido, do SAC (Sistema de Atuação Compartilhada), onde os atuadores hidráulicos 
das válvulas são substituidos por este sistema que se movimenta sobre o manifold, 
possibilitando a abertura/fechamento das válvulas através de uma ferramenta de torque. 
O sistema de controle do SAC, assim como para ANMs ligadas ao manifold, é do tipo 
eletro-hidráulico multiplexado, ou seja, no SAC será instalado um módulo de controle 
específico e no manifold outros dois responsáveis cada um pelo controle de 4 ANMs. 
Ele possui os mesmos headers do manifold DA exceto o umbilical que neste projeto é de 
apenas 5 funções de ½” + CE de 2 pares de 6,0mm2, por possuir um sistema multiplexado. 
 
a.3) Manifold DL- Manifolds utilizados em projetos de águas profundas com conexão 
vertical por MCV e que ao longo do tempo sofreram várias alterações de projetos (com 
alguns módulos recuperáveis) e inclusão de novas tecnologias, e que hoje são chamados 
de manifolds de 5ª geração. Estes equipamentos possuem controle multiplexado para 
acionamentos das válvulas hidráulicas, com uso de umbilicais de controles multiplexados e 
de injeção química. Este manifold é normalmente utilizado para no máximo 08 poços, com 
 
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conexões verticais tipo MCV, e uso de das seguintes linhas (headers) a serem interligadas à 
plataforma: 
-Duto de produção; 
-Duto de Gás Lift; 
-Duto de Teste de Gás Lift; 
-Duto de Teste de produção; 
-Umbilical Hidráulico de Controle Multiplexado(4x3/8”+ 6x1/2”+ 4 pares de 4mm2) 
-Umbilica de Injeção Química (10x1/2”). 
 
Para definição do projeto do Manifold, faz-se necessário que o cliente informe as seguintes 
premissas a serem adotadas no mesmo: 
-definição do número de poços por manifold em função das restrições do diâmetro do 
duto (necessidade de qualificação do duto flexível) necessário para atender ao escoamento 
(deve-se avaliar a possibilidade de uso de dutos rígidos que pode permitir a adoção de 
dutos com diâmetros maiores e talvez a redução nos custos de dutos). A definição do 
número de poços deve buscar seguir aos já instalados ou quando não seja possível, buscar 
atender ao manifold já existente e padronizado para sua LDA; 
-definição das funções funções de controle hidráulicas e de injeção química que serão 
necessárias para atuação dos poços pela plataforma; 
-deve informar se existe alguma restrição de agrupar algum poço num MSP (poço 
preferencialmente satélite) por alguma questão técnica (reservatório diferente). 
 
Obs: Os manifolds de produção devem ficar posicionados de modo tal que atendam as 
seguintes premissas abaixo: 
-Buscar ficar o mais centralizado possível em relação aos poços; 
-Buscar otimizar o traçado do bundle do manifold em relação a UEP de modo a ter o 
menor comprimento possível. Observando-se, no caso de flowlines com dutos rígidos, as 
premissas de instalação dos mesmos; 
-Evitar que os poços fiquem com suas flowlines muito grandes, a fim de evitar-se a 
parafinação da mesma, por não ser possível a sua pigagem via manifold e deve ser 
consultado o pessoal de Garantia de escoamento, a fim de definir-se um valor máximo de 
comprimento de linha (quando não há informações adota-se 1500m como referência); 
-Buscar uma locação tal que as linhas dos poços fiquem ascendentes, a fim de evitar 
golfadas nos dutos; 
-A distribuição dos poços em suas faces permita uma padronização de entrada das linhas e 
com azimutes próximos de 90º+/-30º com a face do manifold. 
 
As figuras a seguir ilustram um arranjo típico com um MSP para 4 poços: 
 
 
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Arranjo de um MSP com linhas em bundle 
 
 
 
Arranjo de um MSP com linhas em separado 
 
 
 
 
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b) Manifold Submarino de Produção de Gás (MSPG) 
Este manifold é projetado para receber a produção de poços de gás e interligá-los a uma 
plataforma, que normalmente na Petrobras são de alta pressão (até 10.000 psi) e por isso 
os mesmos devem dispor de sistema tipo HIPPS (High Integrity Pressure Protection 
System), de sistema multiplexado e outras facilidades, tais como: injeção de MEG, anti-
incrustante e alívio de pressão. 
Este manifold é normalmente utilizado para no máximo 08 poços, podendo ser DA (emáguas rasas) ou DL (em águas profundas), e com o uso das seguintes linhas (headers) a 
serem interligadas à plataforma: 
-2 Dutos de Produção; 
-Duto de MEG; 
- 2 Umbilicais Hidráulicos de Controle Multiplexado e de Injeção de produtos químicos(5 x 
½” + 3 x 1”+2 pares de 10mm2). 
 
c) Manifold Submarino de Injeção de Água (MSI) 
Este manifold é utilizado para agrupar vários poços injetores de água e interligá-los a uma 
plataforma, sendo que normalmente nos projetos tem-se adotado o uso de apenas 4 
poços por Manifold devido as vazões dos poços serem muito altas. 
Este manifold pode ser DA (em águas rasas) ou DL (em águas profundas), e com o uso das 
seguintes linhas (headers) a serem interligadas à plataforma: 
-Duto de Injeção; 
-Umbilicais Hidráulico de Controle Multiplexado. 
 
 
d) Manifold Submarino de Injeção e produção de Gás (MSIG) 
Este manifold é utilizado para agrupar vários poços injetores de Gás, a fim de acumular 
certo volume de gás produzido na UEP, durante um certo tempo e depois retornar a 
produção de gás destes mesmos poços. A Petrobras construiu um manifold deste tipo para 
3 poços, onde era do tipo DA e dispunha de um sistema de controle multiplexado. 
Este manifold tem as seguintes linhas (headers) a serem interligadas à plataforma: 
-Duto de Injeção/produção de Gás; 
-Duto de serviço; 
-Umbilicais Hidráulico de Controle Multiplexado. 
 
e) Manifold Submarino de Gás Lift (MSGL) 
Este manifold submarino permite que os poços fiquem com suas linhas de produção 
interligadas diretamente a plataforma, ficando interligados a plataforma as linhas gás lift 
dos poços e seus umbilicais de controle. 
Este manifold pode ser DA (em águas rasas) ou DL (em águas profundas), e com o uso das 
seguintes linhas (headers) a serem interligadas à plataforma: 
-Duto de Injeção de Gás Lift; 
-Duto de Serviço; 
-Umbilicais Hidráulico de Controle Multiplexado. 
-Umbilical de Injeção Química. 
 
 
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A figura a seguir ilustra um arranjo com o uso de MSGL: 
 
 
f) Manifold Submarino de Controle Hidráulico (MSC) 
Este manifold tem por objetivo agrupar vários umbilicais (de poços produtores ou de 
injetores) e interligá-los a plataforma por meio de apenas um umbilical multiplexado. Este 
manifold pode ser com conexões flangeadas (em águas rasas), com MCV ou conexão do 
tipo Fly-lead (em águas profundas). 
 
8.4.5 Uso de Sistemas Especiais ou de Novas Tecnologias 
 
a) Header de Injeção de Agua 
Este sistema visa substituir o manifold de injeção de água, onde adota-se uma tubulação 
única com vários ramais a serem interligados em ILT (In Line Tee), podendo-se ter trechos 
com diâmetros diferentes e as ANMs dos poços devem ser providas de chokes e medidores 
monofásicos. 
Para definição da rota do header (que pode ser em duto rígido ou flexível), procura-se 
fazer com que ele passe próximo a ANM (em torno de 100m), a fim de ter-se pequenos 
jumpers entre o ILT e a ANM. 
Para o controle dos poços de injeção, pode-se adotar umbilicais satélites dos poços à 
plataforma, ou um umbilical único, e este possuir caixas de junção ao longo do percurso do 
header, para alimentação dos poços. 
 
b) Header de Injeção de Gás Lift 
Este sistema visa substituir o manifold de injeção de gás lift, onde adota-se uma tubulação 
única com vários ramais a serem interligados em ILT (In Line Tee), podendo-se ter trechos 
com diâmetros diferentes e as ANMs dos poços devem ser providas de chokes e medidores 
monofásicos. Pode-se adotar, como redundância, que o header faça um anel fechado na 
plataforma (desce um riser para alimentar os poços e no final do header sobe outro riser 
para a plataforma). 
 
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Para definição da rota do header (que pode ser em duto rígido ou flexível) procura-se fazer 
com que ele passe próximo a ANM, podendo ser em torno de 100m no caso de jumper 
flexível e 30m no caso de uso de spool rígido (avaliar se ANM permite o uso de spool 
rígido). 
Para o controle dos poços, pode-se adotar umbilicais satélites dos poços à plataforma, ou 
utilizar um manifold hidráulico com um umbilical único, saindo da plataforma. 
 
c) Poços em Piggy-back 
Este sistema permite que 2 poços injetores sejam interligados em série, sendo o primeiro 
poço denominado poço Máster, que deverá ser provido de uma ANM ou BAP especial, 
capaz de receber uma tomada para outro poço, provida de uma choke e um medidor 
multifásico para o mesmo. 
Normalmente considera-se que a linha de injeção do poço em piggy-back fique a 180º em 
relação a linha do poço Master. Para efeito de controle dos poços, adota-se que o controle 
do poço Master possua um umbilical eletro-hidráulico (9x3/8”+CE) e o mesmo deve ter 
uma multiplexação elétrica, para alimentar o outro poço, que terá um UEH (5x3/8”+CE). 
Existe ainda, em estudo, a possibilidade de uso de poços produtores em piggy-back, mas 
que possui como gargalo tecnológico, a adoção de medidores multifásicos, devido a sua 
precisão na medição dos poços não atender aos critérios da ANP e também ao porte da 
ANM, que precisa ser bem estudado (4 Hubs de conexão de linhas e uso de UTA com 
conexões fly-lead para os UEHs), de modo a viabilizar-se a instalação da mesma com as 
sondas disponíveis na empresa. 
 
A Figura a seguir ilustra um arranjo de 2 poços injetores em Piggy-back: 
 
 
 
 
 
d) Sistema RWI (Raw Water Injection) 
Este sistema está sendo implantado no campo de Albacora, onde considera-se a captação 
de água no fundo do mar para injeção de água em alguns poços, sem a necessidade de 
uma planta de injeção na UEP. Este sistema possui a seguinte configuração: 
-Um captador com filtro a 100m do leito marinho, com uma linha de amarra para sua 
ancoragem e suspenso por meio de um tanque de flutuação; 
 
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-Um riser flexível entre o captador e a bomba RWI; 
-Uma bomba elétrica capaz de injetar água nas ANMs com pressão abaixo da pressão de 
fratura do reservatório. 
A bomba é interligada à UEP por meio de: 
-um umbilical de controle eletro-hidráulico e de injeção de produtos químicos; 
-um cabo de potência. 
A bomba utilizada em Albacora foi projetada para injetar água em até 3 poços, com suas 
ANMs interligadas em Piggy-back, com medição e controle de vazão individual para cada 
poço. 
A figura a seguir ilustra tal sistema: 
 
 
 
e) Uso de PIP (Pipe-In-Pipe) 
Esta tecnologia foi utilizada no projeto de Canapú e consiste na instalação de 2 dutos de 
aço concêntricos, de modo a permitir um maior isolamento térmico para o escoamento 
dos fluídos. Atualmente este projeto se aplica a apenas trechos estáticos e existem estudos 
de se utilizar este tipo de conceito em risers tipo SCR (steel catenary riser). 
Esta tecnologia segue as mesmas premissas para dutos rígidos com PLET em ambas as 
extremidades, sendo que deve-se procurar trabalhar com trechos retilíneos ou em casos 
extremos adotar raios longos acima de 2000m. 
A Petrobras desenvolveu um estudo para PIP aquecido para uso em Roncador 
(denominado EHPIP), que é uma tecnologia onde se instala um cabo elétrico para 
aquecimento do duto internamente. Esta tecnologia exige a necessidade de um canteiro 
próximo a uma praia, a fim de permitir o lançamento do duto, utilizando-se o método por 
arraste, o que faz onerar bastante o seu custo de instalação. 
 
 
 
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f) Uso de Risers de Transferência a meia-água 
 
A configuração dos Risers de Transferência a meia-água (“Varal”) entre UEPs deve ser 
definida em função de: 
-Distância mínima admissível entre as UEPs (entre TLWP e FPSO com off-loading é de 
600m); 
-Ângulos de saída dos risers nas UEPs; 
-Cargas horizontais dos risers nas extremidades, em função do diâmetro dos mesmos; 
 
As figuras a seguir ilustram algumas configurações possíveis de “Varal”: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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g) Uso de MHR ou RHAS (Riser Híbrido auto-sustentável) 
Esta tecnologia já está sendo utilizada nos projetos da Petrobras no campo de Roncador e 
sendo implementado em outros projetos do pré-sal (Sapinhoá Norte, Cernambi Sul, Lula 
Norte e Lula Extremo Sul) e que podem apresentar as seguintes configurações: 
-FSHR- Free Standing Híbrid Riser ou SLOR (Single Line Offset Riser) que consiste em um 
duto de aço (com isolamento térmico ou não) na vertical, fixado ao solo por meio de uma 
fundação e tensionado no seu topo, por meio de um ou mais flutuadores posicionados a 
uma profundidade de cerca de 150m abaixo da superfície do mar, de onde sai um jumper 
flexível a ser interligado à UEP, e na fundação do duto, tem-se uma base para conexão de 
jumper rígido ou flexível com a flowline. 
-COR (Concentric Offset Riser)- Trata-se de um conceito similar ao SLOR porém composto 
por um riser pipe-in-pipe (dutos concêntricos) que permite um melhor isolamento térmico 
ao riser. 
-Riser Tower- Trata-se de um SLOR composto de um riser do tipo Bundle Rígido, que pode 
ou não possuir isolamento térmico ao longo do seu comprimento, e no topo saem vários 
jumpers para interligação à UEP. 
 
As figuras a seguir ilustram o RHAS do oleoduto de 18” utilizado na P-52 e a MHR estudada 
para o projeto de Guará: 
 
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Esquemátíco do FSHR em projeto para Roncador 
 
 
 
 
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Esquemático do MHR (Multibore Hibrid Riser) e estudado pela Acergy para o Projeto de 
Sapinhoá 
 
 
h) SISTEMA BÓIA DE SEMI-SUPERFÍCIE 
Tecnologia em estudo pela Petrobras e a ser desenvolvido na forma de protótipo que 
trata-se de um sistema de acoplamento indireto de risers na UEP de modo a permitir 
menores movimentos no topo dos risers e assim favorecer tanto o projeto da UEP quanto 
da estrutura dos risers. Este sistema consiste de uma estrutura composta de tanques 
cilindrícos flutuantes ancorada no leito marinho, com empuxo e lastro suficiente para ficar 
posicionada a cerca de 100m de profundidade abaixo da superfície do mar e capaz de 
suportar risers rígidos ou flexíveis em LDAs profundas (até 1800m). Este sistema é 
conhecido como “Boião” e para efeito de projetos em arranjos submarinos sugere-se o 
número máximo de 21 risers e entre a UEP e o “Boião” uma distância em torno de 300m. 
A ancoragem do “Boião” fica posicionada em relação ao leito marinho num ângulo de 85º 
(lado dos risers) conforme mostra a figura a seguir. 
 
 
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8.4.6 Premissas de Arranjos com uso de Sistemas Desacoplados 
 
Atualmente a Petrobras, nos projetos do pré-sal em águas profundas, tem estudado 
soluções que possam substituir o uso de risers acoplados, em função dos riscos de 
qualificação dos flexíveis, assim como concorrer com a opção de uso de SLWR. 
 
De modo a atender as necessidades de interligação de poços dos projetos previstos no pré-
sal e para os demais cenários de FPSOs replicantes do pré-sal, está sendo considerado o 
número máximo de 10 poços produtores Firmes+ 1 reserva, 1 MSP para 04 poços reservas 
e 06 Manifolds WAG (02 poços WAG por Manifold), sendo que as bocas WAG também 
podem ser utilizadas para poços de descarte de gás. 
Assim sendo, está sendo proposta a utilização dos seguintes conceito de sistemas 
desacoplados: 
 
8.4.6.1 Alternativa BSR 
 
Contempla basicamente o uso de uma Bóia de Sustentação de Risers para 24 risers de 
modo a atender 05 poços produtores e 03 manifolds de Injeção WAG (para 02 poços). 
 
A configuração da mesma seria: 
 
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Figura 1 
Esta configuração considera o uso de no máximo 16 SCRs (5 x 6” PROD. + 5 x 6” GL + 3x 8” 
IA + 3x6” IG). 
 
 
Então, no geral, teríamos 02 BSRs por projeto e a disposição das mesmas irá depender da 
disposição dos poços e do gasoduto no arranjo submarino, sendo que preferencialmente 
busca-se considerar a locação das BSRs no lado bombordo, afim de evitar-se riscos do lado 
boreste, onde ocorre movimentações de cargas na superfície, conforme ilustrado na figura 
a seguir: 
 
 
Exemplo de um FPSO com 2 BSR’s 
 
 
 
 
 
 
I-WAG + PROD. + PROD. + I-WAG + PROD. + PROD. + PROD. + I-WAG
8” 6” 6”6” 6”6” 6”6” 6”6” 8”8” 6”6” 6”6”
 
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Figura 3 
 
 
A figura a seguir ilustra a configuração dos risers(Jumpers, UEHs e SCRs) numa BSR em LDA 
de 1950m, onde ela foi projetada para ficar a 240m abaixo da LDA: 
 
 
As figuras a seguir ilustram o arranjo submarino considerando o uso de 2 BSRs por 
bombordo: 
 
 
 
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8.4.6.2 Alternativa RHAS e MHR 
 
A configuração RHAS costuma-se ser utilizada para os sistemas de exportação de óleo 
(oleoduto) ou de gás (gasoduto) e as figuras a seguir ilustram sua interligação: 
 
 
 
 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
A configuração da MHR é similar a do RHAS, excetuando a quantidade de jumpers a serem 
interligados à plataforma e dos dutos a serem interligados em sua base, bem como a 
possibilidade de instalação de UEHs usando calhas em suas laterais, conforme ilustram as 
figuras a seguir: 
 
 
 
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ESQUEMA VERTICAL DE UMA MHR 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
ESQUEMA EM PLANTA DAS INTERLIGAÇÕES DE UMA MHR 
 
Para a configuração da seção da MHR, deve-se definir a quantidade de dutos a serem 
utilizados na mesma,que pode variar em função dos diâmetros e funções que serão 
agrupadas na mesma, e consequentemente, o peso da mesma e que irão definir a 
viabilidade de sua execução, instalação e operação. Nos projetos da PETROBRAS, pensando 
em otimizar o número de risers numa MHR, para o sistema de coleta, pode-se avaliar 
basicamente 2 tipos de configurações de torres: 
 
a) Uso de MHR-1 com 10 risers 
 
Para esta alternativa, considerou-se a seguinte configuração de risers: 
O3 Poços produtores- 3 Risers de Produção de 6”+ 3 Risers de GL de 6”; 
01 MSI-WAG (para 2 poços I-WAG) - 1 Riser de Injeção de Água de 7” + 1 Riser IG de 6”; 
01 MSI-WAG (para 2 poços I-WAG)/ Poço Produtor- 1 Riser de Injeção de Água/Prod. de 7” 
+ 1 Riser de IG/GL de 6”; 
Os 5 umbilicais dos poços e manifolds deverão ser instalados em 2 calhas afixadas nas 
laterais da MHR, numa determinada altura do solo, a ser definida pela proponente. 
A figura a seguir ilustra a configuração da MHR-1: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 6 
MHR 10 R + 5 UEH(calha)
UEH
AGUA 7”
OLEO 7”
GAS 6”
GL 6”
OLEO/AGUA 7”
GL-IG 6”
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
Para elaboração dos arranjos submarinos considerou-se as seguintes opções de posição 
das MHR-1 em relação ao FPSO: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 7 
As configurações acima atendem basicamente aos projetos que consideram a interligação 
de: 
 No máximo 10 poços produtores e 10 injetores (uso de MSI-WAG para 2 poços) e 
considerando que uma das MHRs terá 4 poços produtores e 1 MSI; 
 No máximo 9 poços produtores e 12 injetores (uso de MSI-WAG para 2 poços); 
 Uso de gasoduto no RHAS. 
 
Existe uma 5ª opção, que é a instalação das 3 MHRs e o RHAS por bombordo, e que não foi 
considerado nos projetos atuais, devido ao risco de convivência destes sistemas num 
mesmo bordo (risco de colisão e interferência durante instalação além de ter-se espaço 
reduzido para lançamento das linhas flexíveis e umbilicais), mas que pode ser avaliado pela 
proponente, a fim de reduzir o custo das interligações dos poços, e principalmente, do 
gasoduto a ser interligado no RHAS, nos projetos em que isto seja possível (ponto de 
interligação do gasoduto pelo lado de bombordo). 
 
a) Uso de MHR-2 com 12 risers 
 
Em alguns projetos com MHR, onde faz-se necessário considerar o uso maior de poços na 
mesma, propõe-se que seja estudada a alternativa de uma MHR com 12 risers. 
 
Para esta alternativa considerou-se a seguinte configuração de risers: 
 
O3 Poços produtores- 3 Risers de Produção de 6”+ 3 Risers de GL de 6”; 
02 MSI-WAG (para 2 poços I-WAG)- 2 Risers de Injeção de Água de 7” + 1 Risers de IG de 
6”; 
01 MSI-WAG (para 2 poços I-WAG)/ Poço Produtor- 1 Riser de Injeção de Água/Prod. de 7” 
+ 1 Riser de IG/GL de 6”; 
F
P
S
O
F
P
S
O
RHAS
M
H
R
-1
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
M
H
R
-1
F
P
S
O
F
P
S
O
RHAS
M
H
R
-1
F
P
S
O
F
P
S
O
RHAS
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
OPÇÃO 1 OPÇÃO 2 OPÇÃO 3
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
F
P
S
O
F
P
S
O
RHAS
M
H
R
-1
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
OPÇÃO 4
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
M
H
R
-1
3
P
+
1
 W
A
G
 +
1
W
A
G
/P
R
O
D
.
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
Os 6 umbilicais dos poços deverão ser instalados em calhas afixadas nas laterais da MHR, 
numa determinada altura do solo, a ser definida pela proponente. 
 
A figura a seguir ilustra a configuração da MHR-2: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 8 
 
Para elaboração dos arranjos submarinos pode-se considerar as mesmas opções de 
posição em relação ao FPSO utilizadas para a MHR-1 e que estão ilustradas na figura 7. 
 
Premissas para o Projeto das MHRs: 
 
 As MHRs e RHAS (gasoduto) devem ser projetadas para operar nas condições de 
bombordo e boreste. 
 Para a opção de MHR e RHAS por boreste, deve-se avaliar se sua distância em 
relação ao Balcony do FPSO será igual ao adotado para a opção de Bombordo, ou se pode 
reduzir a mesma, a fim de permitir o uso de jumpers flexíveis de mesmo comprimento. 
 A ordem dos suportes, na estrutura superior das MHRs, deverá seguir a distribuição 
do balcony do FPSO, sendo que para a estrutura inferior, cada MHR deverá possuir uma 
configuração tal que permita a melhor distribuição para a conexão das flowlines no arranjo 
submarino de cada projeto. 
 
A princípio, para efeito de arranjo submarino, considerou-se a seguinte configuração de 
entradas das flowlines ou pipelines na base das MHRs: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UEH
AGUA 7”
OLEO 7”
GAS 6”
GL 6”
MHR 12 R + 6 UEH(calha)
OLEO/AGUA 7”
GL-IG 6”
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Obs: A configuração acima poderá ser modificada pela proponente conforme a melhor 
conveniência para o projeto, mediante a aprovação pela PETROBRAS. 
 
 Nos projetos em que o gasoduto seja de 9,13”, não serão adotados sistemas tipo 
RHAS, e sim o uso de risers flexíveis em lazy-wave e, dependendo da posição que o mesmo 
seja instalado (bombordo ou boreste), deve-se avaliar a sua possível interferência com as 
MHRs. 
 
 
 
 
 
 
 
 
ENTRADA DOS PIPELINES OU 
FLOWLINES
ENTRADA DOS PIPELINES OU 
FLOWLINES
ENTRADA DOS 
UMBILICAIS
BASE DA MHR
CALHA AFIXADA
NA LATERAL DA 
MHR
SEÇÃO DA MHR
 
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9. CONFIGURAÇÕES DE RISERS FLEXÍVEIS 
 
Os risers flexíveis normalmente utilizados nos projetos da empresa são projetados na 
configuração em catenária livre devido a sua facilidade de instalação, podendo ser alterada 
em função do tipo de plataforma a ser selecionada observando-se as seguintes premissas 
gerais: 
 
Em função dos tipos de plataformas temos as seguintes premissas e considerações: 
 
9.1 Em plataformas fixas 
 
Normalmente adota-se o suporte tipo “Queixo-duro”, considerando-se catenária livre com 
angulo de saída de 11⁰ a 13⁰ e altura de suporte entre 15m a 20m. 
 
Para efeito de aproamento dos risers em relação a face da UEP pode-se admitir um ângulo 
de deflexão lateral da ordem de 30º (para suportes fixos); 
 
9.2 Em plataformas submersíveis 
 
Em projetos de águas rasas normalmente adota-se o suporte tipo fixo e em LDA’s maiores 
pode-se adotar tando suporte tipo fixo ou i-tubes com bocas de sino, considerando-se 
catenária livre com angulo de saída de 7º e altura de suporte entre 15 a 20m acima do 
NA(suportes em deck superior) ou 10m abaixo do NA (suportes em i-tubes). Para efeito de 
aproamento dos risers em relação a face da UEP pode-se admitir um ângulo de deflexão 
lateral conforme premissas a seguir: 
 
 Da ordem de 30º (para suportes fixos); 
 De 16,5º (para suportes com bocas de sino com angulo de catenária de 7º) em relação 
ao alinhamento da boca de sino; 
 De 12,8º (para suportes com bocas de sino com angulo de catenária de 9º) em relação 
ao alinhamento da boca de sino. 
9.3 Em Plataformas Tipo FPSO 
 
Em projetos c/ LDA inferior a 100m não se recomendao uso de FPSOs devido a sua 
dinâmica dificultar tanto a sua ancoragem como o projeto dos risers nesta LDA. 
 
Em projeto de águas rasas entre 100 e 300m aconselha-se adotar risers em configurações 
do tipo “Lasy-Wave” (mais adequado para risers isolados e de pequenos diametros) ou 
“Lasy-S” (mais adequado para risers agrupados no mesmo setor ou de maior diâmetro) ou 
também do tipo “Pliant-Wave” que é patente da Technip. 
 
 
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Para a definição preliminar do desenho das configurações complacentes dos risers 
recomenda-se utilizar referências de geometrias similares de outros projetos que já as 
tenha utilizado e ajustar os valores de distâncias e comprimentos, em função da variação 
de LDA entre os projetos e de mudança de angulos de saída das UEP’s. 
 
 Normalmente adota-se suporte em I-tubes com uso de bocas de sino, considerando-se 
catenária livre com angulo de saída de 7º e altura de suporte de 10m abaixo do NA 
(suportes em i-tubes) e para deflexão lateral dos risers em relação as bocas de sino pode-
se considerar o citado no item 9.4.1. 
 
9.4 Detalhamento das Configurações dos Risers Flexíveis 
 
As configurações dos risers flexíveis para um determinado projeto serão definidas em 
função do tipo de plataforma, da função e diâmetro do riser, da LDA e das condições 
meteoceanográficas onde o mesmo será instalado, sendo que, ao longo do processo de 
especificação e aquisição do risers, faz-se necessário a utilização de softwares 
específicos(Anflex ou Orcaflex) para avaliação do comportamento do riser(tração de topo, 
fadiga do riser, compressão no TDP,etc.) afim de validar ou modificar a configuração a ser 
adotada, sendo que inicialmente, para efeito de projeto conceitual,observa-se as seguintes 
premissas gerais: 
9.4.1 Risers em Catenária Livre 
 
A Configuração em Catenária Livre, possue os seguintes valores ilustrados na 
figura a seguir a serem definidos durante a elaboração do arranjo submarino: 
 
 
 
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a) Altura do Suporte: é medida entre o nível da superfície do mar e o ponto de início 
da catenária,o qual é função do tipo de plataforma a ser utilizada e dos tipos de suportes a 
serem utilizados, conforme descrito no item 6.3 (tabela) e item 6.3.1, onde deve-se 
observar que no caso de I-tubes, o comprimento do riser que fica suspenso entre o suporte 
fixo(castelo) e a boca de sino (início da catenária) deve ser acrescido ao comprimento do 
riser. 
 
b) Definição de angulo de topo: é definido em função da melhor configuração da 
catenária, de modo a evitar-se possíveis interferências entre o riser e a estrutura da 
plataforma, ou então para atender a uma melhor condição para análise dos esforços dos 
risers ou de interferência com risers vizinhos. A tabela no item 6.3 informa os valores 
normalmente utilizados nos projetos. 
 
c) Cálculo do comprimento suspenso do riser e seu respectivo TDP: Para o cálculo do 
comprimento suspenso da catenária livre e do TDP deve-se utilizar uma planilha excel 
apropriada, sendo que pode-se utilizar os valores da tabela abaixo para cálculo do mesmo: 
 
 
GRAUS K Z 
3 1,05378 0,20116 
4 1,07237 0,25156 
5 1,09131 0,29897 
6 1,11061 0,3442 
7 1,13029 0,38779 
8 1,15037 0,4301 
9 1,17085 0,47142 
10 1,19175 0,51195 
11 1,2131 0,55187 
 
Onde temos que o comprim. Suspenso da catenária será Lsusp= Hv x K 
e o TDP (Touch down point-ponto de toque no fundo) = Hv (altura vertical) x Z 
onde Hv é a altura vertical entre o solo e o ponto de saída do riser da UEP. 
 
No caso da fig. acima temos Hv= LDA – Hsusp. 
 
d) Cálculo do Comprimento final do Riser e a respectiva CRF: o comprimento total do 
riser será definido em função das análises dinâmicas de modo que o ponto de conexão do 
riser com a flowline(CRF) não seja suspenso do solo, considerando as piores condições 
meteoceanográficas aplicadas ao riser e considerando a plataforma mais 
afastada(condição FAR), sendo que para efeito de estimativa, costuma-se adotar os 
seguintes cálculos: 
 
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1 – Calcular a catenária do riser considerando a plataforma numa condição mais afastada, 
onde-se deve-se utilizar o Offset máximo na condição intacta da UEP e caso não se tenha o 
valor do mesmo, pode-se adotar os seguintes valores: 
LDA<1000m: 
-10% LDA p/ SS (se usar taut-leg, pode-se reduzir p/ 7%) 
-15 % da LDA p/ FPSO(em LDA <300m sugere-se usar 20%); 
 
LDA>1000m: 
-7% LDA p/ SS 
-12 % da LDA p/ FPSO (em LDA >1500m sugere-se usar 9%); 
A tabela abaixo faz uma correlação entre o Lsusp na condição estática e o Lsusp(far) a 
partir dos offsets utilizados nas UEPs: 
 
Lsusp(far) = W x Lsusp. 
 
Offset máx. da 
UEP(cond. intacto) 
Valor de W para 
ang. de topo 5º 
Valor de W para 
ang. de topo 7º 
Valor de W para 
ang. de topo 9º 
7% 1,0522 1,0617 1,071 
10% 1,0795 1,0937 1,1074 
12% 1,100 1,1175 1,1346 
15% 1,133 1,1568 1,1801 
 
2 - acréscimo ao comprimento suspenso do riser (cond. Far) calculado 
conforme tabelas abaixo: 
 
LDA da UEP > 1000 m 
 Tipo UEP 
Diâmetro do duto 
flexível 
<=8" >8" 
FPSO 250 m 150 m 
SS 150 m 
 
 
600 m < LDA da UEP <= 1000 
m 
Tipo UEP (Nota 1) 
FSPO 250 m 
SS 150 m 
 
Tipo 
UEP 
LDA da UEP <=600 
m 
FPSO 
150 m 
SS 
 
 
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O comprimento total do riser será: Lriser=Lsusp(far)+acresc.(far)+ Altura do I-
tube (compr. do riser dentro de i-tube,caso exista). 
 
A Conexão riser flow será calculada da seguinte forma: 
 
CRF= TDP + [Lriser(Compr. total do riser) – Lsusp (compr. susp. do riser) – 
Altura do I-tube] 
 
Exemplo: 
Dados: Riser de 8”- FPSO em LDA=1000m, Hsup.= 20m(abaixo da LDA), I-tube= 
25m, Ang. de topo=7º e Offset máx. da UEP=10% 
 
Cálculos: 
Hv= 1000-20=980m 
Lsusp.=1,13029x950=1074m 
TDP=0,38779x950=368m 
Lsusp(far)=1,0937x1073,78=1175m 
Acresc. (far)=250m 
Lriser=1175m + 250m + 25m = 1450m 
CRF=368 + (1450-1074-25) = 719m 
 
 
Observações gerais 
-As premissas de angulo de saída da catenária e alturas dos suportes para novas UEPs 
devem seguir as recomendações descritas no item 6.3 (tabela) e 6.3.1, ou adotar-se 
informações de plataformas existentes especificando as mesmas no relatório do projeto 
ou no próprio arranjo submarino; 
 
-O posicionamento da CRF e do TDP devem ser indicadas no arranjo submarino (desenhar 
um arco ou círculo na região do riser indicando tais informações), assim como deve ser 
feito um detalhe no arranjo mostrando as configurações dos risers adotadas no 
projeto(pode variar de acrdo com a função ou o diametro do riser) com as suas principais 
grandezas (compr. suspenso, angulo de topo, TDP, CRF e comprimento total do riser). 
 
- Na definição da LDA da catenária do riser é normalmente adotada a mesma da UEP, 
porém em alguns casos, onde o relevo do solo marinho é muito íngreme ou em casos de 
detalhamento do traçado dos dutos (projeto de detalhamento), deve-se adotar a LDA real 
onde ocorre o contato do riser no solo (TDP), para tal faz-se necessário calcular o valor 
inicial do TDP considerando-se a LDA da UEP e depois projetar o raio do TDP no arranjo 
afim de determinar-se a LDA específica do riser que se deseja calcular a sua catenária. 
Neste caso pode ser gerada uma tabela com os TDP’s e CRF’s específicos dos risers do 
projeto e a projeçãodos risers devem atender tais valores. 
 
-No projeto básico o valores dos comprimentos dos risers normalmente são calculados 
com a plataforma na condição Far e deixa-se uma folga de cerca de 50 a 100m até a 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
conexão riser/flow. Na fase de definição (projeto básico) pode-se alterar o comprimento 
dos risers em função das análises dinâmicas efetuadas, devendo-se tomar o devido 
cuidado de compensar os comprimentos das flowlines de tais diferenças. 
 
As premissas de cálculo da catenária devem ser informadas no relatório do projeto e o 
posicionamento da CRF e do TDP devem ser citadas no arranjo submarino (colocar nota, 
fazer um desenho da catenária ou desenhar um semi-círculo na região do riser indicando 
tais informações). 
Para efeito de aproamento dos risers em relação a face da UEP pode-se admitir um ângulo 
de deflexão lateral na horizontal(nos casos em que pretende-se reduzir o comprimento das 
linhas de uma determinada interligação ou queira-se adotar um suporte fora do 
alinhamento do riser, conforme premissas a seguir: 
-Nos suportes fixos: da ordem de 30 °; 
-Nos suportes com bocas de sino: Assumindo-se a premissa de que o bend-stiffener aceita 
uma deflexão lateral de 2° na catenária, conforme as figuras a seguir. 
 
 
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 INFORMAÇÃO EMPRESARIAL (NP1)) 
 
Podemos ter os seguintes valores de deflexões laterais na horizontal: 
-16,5º (para suportes com bocas de sino com ângulo de catenária de 7º) em relação ao 
alinhamento da boca de sino; 
-12,8º (para suportes com bocas de sino com ângulo de catenária de 9º) em relação ao 
alinhamento da boca de sino. 
A figura a seguir ilustra parte de um setor do Turret mostrando as deflexões 
utizadas nos risers: 
 
 
 
 
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No caso do FPSO Spread Moored deve-se preferencialmente considerar as 
bocas de sino aproadas com os alinhamentos dos risers obtidos no arranjo 
submarino ou em casos especiais, admitir-se deflexão lateral conforme citado 
acima. 
 
9.4.2 Risers em Configuração complacente 
 
Em determinadas projetos, em função das condições que são expostas os 
risers, faz-se a necessidade da adoção de configurações complacentes e cabe ao 
projetista avaliar a melhor configuração a ser utilizada em função das condições 
impostas pelo arranjo e das vantagens e ou desvantagens de cada configuração, 
conforme descrito a seguir: 
 
Configuraç
ão 
Cenário de aplicação Vantagens Desvantagens 
Lazy-wave Qdo. deseja-se reduzir a fadiga 
do riser, podendo-se ser instalar 
as córcovas de flutuadores na 
parte superior (atenuar fadiga 
no trecho superior) ou na parte 
inferior (atenuar fadiga no TDP) 
O uso apenas de 
flutuadores, simplifica 
sua instalação, que é feita 
pelo próprio barco de 
instalação do duto. 
Configuração ideal para 
LDA profunda 
A distribuição de 
flutuadores ao longo da 
corcova permite um maior 
passeio do riser e 
consequentemente maior 
risco de colisão com risers 
vizinhos. 
O uso de flutuadores 
demanda um tempo 
maior para a instalação do 
riser. 
Pliant-
Wave 
Trata-se de utilizar uma 
configuração do tipo lazy-wave 
com uma ancoragem próxima 
ao TDP do riser afim de reduzir 
o passeio do riser 
Reduz o passeio da 
corcova do riser 
A necessidade de instalar 
um peso morto ou uma 
estaca torpedo perto do 
TDP dificulta o 
posicionamento da 
corcova e ancoragem do 
riser 
Steep-
wave 
Quando deseja-se reduzir o 
comprimento do riser ou 
aproximar-se a plataforma de 
um determinado equipamento 
no leito marinho.. 
Redução do comprimento 
do Riser. 
Dificuldade na conexão do 
riser no equipamento 
fadiga na conexão 
(verificar esforços no 
MCV) 
Lazy-S Recomendado para aguas rasas 
(onde a lazy-wave tem maiores 
riscos) 
O uso de tanques de 
flutuação permite a 
instalação de risers de 
grande diametros em LDA 
rasa 
A instalação do tanque de 
flutuação requer 
utilização de acessórios de 
ancoragem no leito 
marinho com 
embarcações apropriadas 
Steep-S Similar a Lazy-S, mas que 
permite a redução do comprim. 
do riser ou aproximação a um 
determinado equipamento no 
leito marinho 
Utilização de risers de 
grande diametro com 
comprimento menor 
Idem a Steep-wave e Lazy-
S 
 
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Obs: As configurações Lazy-S e Steep-S não são adotadas na PETROBRÁS em 
função dos riscos associados a conexão vertical no equipamento no leito marinho. 
 
As figuras a seguir mostram as configurações de risers complacentes 
normalmente utilizados nos arranjos submarinos: 
 
 
 
 
 
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9.4.2.1 Premissas para o projeto de uma Configuração do tipo Lazy-S utilizando o 
sistema MWA (middle water arc) 
 
 A Calha a meia-água só é aplicável a sistemas submarinos em águas rasas em função das 
limitações dimensionais e de cargas de empuxo aplicadas na mesma, para tal a mesma 
deve considerar o seguinte: 
-Uso de 1 a 4 risers; 
-Configuração Lazy-S; 
-Permitir ou não o agrupamento dos risers de um mesmo bundle de poço ou de manifold; 
-LDA limite de 300m; 
-Profundidade da calha (H)- considerar valor default de 50m 
-Distância da MWA a UEP- considerar valor defaut de 0,6xLDA 
-Angulos A1 (usar default de 7 graus); 
-Angulos A2 e A3 (usar default de 16 graus); 
-O comprimento LS1 deve ser calculado como catenária dupla; 
-O comprimento LS2 deve ser calculado como catenária simples; 
-O comprimento do riser total será LS1+LS2+2xH. 
 
 
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Simbologia para a MWA em planta: 
 
 
 
Para efeito de estimativa das distancias e comprimentos para as configurações 
complacentes pode-se considerar o seguinte: 
 
 CONFIGURAÇÃO LDA TDP CRF/ZT COMP. SUSP. COMP. RISER 
LAZY-WAVE/PLIANT-
WAVE 
RASA(ATÉ 300M) 0,8XLDA 1,5XLDA 1,8XLDA 2,5XLDA 
PROFUNDA(>300M) 0,8XLDA 1,0XLDA 1,65XLDA 1,85XLDA 
LAZY-S RASA(ATÉ 300M) 0,8XLDA 2,0XLDA 1,9XLDA 2,3XLDA 
SLWR(D. RÍGIDO EM 
LAZY-WAVE) PROF. (>1500M) 0,9XLDA 1,45XLDA 1,53XLDA 2,1XLDA 
 
Nos projetos do Pré-sal da Bacia de Santos, cuja LDA varia de 1900m a 2300m, estão 
previstos a utilização da configuração Lazy-wave para a maioria dos risers flexíveis e os 
comprimentos estimados dos risers e suas respectivas CRFs estão indicados conforme 
 
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tabela seguir em função do fluido ser agressivo (altos teores de contaminantes H2S e CO2) 
ou “Soft” (baixos teores de contaminantes H2S e CO2) 
 
OBS: Somente para linhas flexíveis em Lazy-Wave 
 para uma faixa de LDA de 1900 até 2300 m 
Referencia Tupi Piloto (Fluido Agressivo) 
 
LDA Comp Riser (m) Dist CRF (m) 
Estimado 1900 3.080,00 1.780,00 
Estimado 1950 3.155,00 1.819,00 
Estimado 2000 3.229,001.858,00 
Estimado 2050 3.304,00 1.896,00 
Estimado 2100 3.379,00 1.935,00 
Estimado 2150 3.454,00 1.974,00 
Estimado 2200 3.529,00 2.013,00 
Estimado 2250 3.604,00 2.051,00 
Estimado 2300 3.679,00 2.090,00 
Referencia Cernanbi Sul (Fluido "Soft") 
 
LDA Comp Riser (m) Dist CRF (m) 
Estimado 1900 2.782,00 1.468,00 
Estimado 1950 2.853,00 1.505,00 
Estimado 2000 2.925,00 1.542,00 
Estimado 2050 2.996,00 1.579,00 
Estimado 2100 3.067,00 1.615,00 
Estimado 2150 3.138,00 1.652,00 
Estimado 2200 3.209,00 1.689,00 
Estimado 2250 3.281,00 1.726,00 
Estimado 2300 3.352,00 1.763,00 
 
Observações: 
 
Em projetos c/ LDA inferior a 100m não se recomenda o uso de FPSOs devido a sua 
dinâmica dificultar tanto a sua ancoragem como o projeto dos risers nesta LDA, mas é 
possível aumentar o passeio do FPSO e buscar uma configuração do tipo pliant-wave. 
Em projeto de águas rasas entre 100 e 300m aconselha-se adotar risers em 
configurações do tipo “Lasy-Wave”(mais adequado para risers isolados e de pequenos 
diametros) ou “Lasy-S” (mais adequado para risers agrupados no mesmo setor ou de maior 
diâmetro) ou também do tipo “Pliant-Wave” quando se deseja obter passeios menores dos 
risers. 
 
Obs: Deve-se avaliar o afastamento laterais entre os risers ao utilizar-se 
configurações complacentes a partir de resultados de análises dinâmicas, afim de se evitar 
o contato das corcovas ao longo do tempo e na falta de dados pode-se utilizar um valor de 
afastamento entre os pontos das corcovas da ordem de 10 a 20% da LDA. 
 
Para a definição preliminar do desenho das configurações complacentes dos risers 
recomenda-se utilizar referências de geometrias similares de outros projetos que já as 
tenha utilizado e ajustar os valores de distâncias e comprimentos, em função da variação 
de LDA entre os projetos e de mudança de angulos de saída das UEP’s. 
 
Para efeito de aproamento dos risers em relação a face da UEP pode-se admitir um 
ângulo de deflexão lateral da ordem de 16º em relação ao alinhamento do i-tube. 
 
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9.4.3 CONFIGURAÇÕES DE RISERS RÍGIDOS 
 
 
Os risers rígidos em catenária são denominados SCR (Steel Catenary Riser) e 
normalmente são utilizados em aguas profundas e em unidades flutuantes tipo SS que 
possuam baixos movimentos verticais (heave), devido a problemas de “fadiga” do aço. 
Recomenda-se projetar risers SCR com angulos de catenária entre 18º e 20º e de 
preferência com suportes na região do pontoon do tipo suporte receptáculo ou do tipo I-
tube conforme citado no item 6.3.1. 
 
Em projeto em que se considera um agrupamento de SCR’s numa mesma face da 
plataforma deve-se respeitar um espaçamento angular da ordem de 3 a 4º entre os SCR’s 
de modo a evitar o efeito “clashing” dos risers e considerar o espaçamentos entre suportes 
da ordem de 3,0m. 
 
Pode-se admitir que em caso de arranjos submarinos onde há risers flexíveis entre os 
SCR, que eles passem no meio do ângulo formado pelos SCR’s e deve-se procurar colocar 
os suportes dos risers flexíveis em níveis diferentes dos SCR’s. O espaçamento entre o riser 
flexível e o riser rígido deve ser de no mínimo 3º. 
 
No caso de FPSO’s ou em dutos de grande diâmetro (dutos de exportação) 
recomenda-se utilizar-se uma configuração do tipo complacente denominada SLWR (Steel 
Lazy Wave Riser), com angulo de topo entre 6 a 10º conforme figura a seguir: 
 
 
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Para a Ancoragem dos Risers Rígidos, nos arranjos submarinos onde utiliza-se SCR 
(geralmente em aguas profundas acima de LDA=1500m), deve-se considerar uma zona de 
tensão da ordem de 1,4 x LDA e utilizar 2 estacas torpedo por duto ou então considerar-se 
a terminação do duto num PLET ancoradado por meio de estaca (grauteada ou de sucção) 
 
Nos projetos conceituais não há necessidade de indicar-se os pontos de ancoragem 
dos SCR’s, apenas informar o valor de zona de tensão considerado no arranjo e prever em 
nota a quantidade de estacas torpedo previstas no projeto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Trecho com 
flutuadores 
FPSO 
N.A. 
Leito Marinho 
 
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9.4.4 PREMISSAS PARA INTERFERÊNCIA DE RISERS 
 
Em função do aumento de quantidade dos risers num mesmo bordo de uma 
plataforma e dos riscos de interferência entre risers, que pode ser agravado nos projetos 
que utilizam-se configurações complacentes, a PETROBRÁS recentemente designou um GT 
que teve os seguintes objetivos: 
 
Estabelecimento de requisitos e critérios a serem considerados nas análises de 
interferência de projetos futuros; 
Avaliação do comportamento dos sistemas de risers de alguns projetos (ex: Baúna-
Piracaba, Iracema Norte e Sapinhoá Norte) para os quais já foram identificadas ocorrências 
de interferências, com a definição de recomendações para evitar ou minimizar tais 
ocorrências bem como medidas mitigatórias do risco de falha dos risers. 
 
Dessa forma, o escopo de trabalho do GT contemplou duas atividades principais, a 
saber: 
 Elaboração de documentação técnica para processos de aquisição de dutos 
(flexíveis, rígidos e umbilicais), de forma a estabelecer requisitos de análise bem 
como critérios de aceitação de convivência entre risers; 
 Avaliação de projetos de desenvolvimento da produção, com ênfase para os 
projetos do pré-sal da Bacia de Santos, buscando definir ações para eliminar ou 
minimizar a ocorrência de interferência. 
 
Os resultados deste GT estão descritos na CT-ES-005/2015 do E&P-CORP/EEPIP/ES) 
onde um destes resultados foi a adoção dos seguintes critérios de aceitação para 
interferência de risers: 
 
Tabela 1 – Critérios de Aceitação da ET de Interferência Erro! Fonte de 
referência não encontrada.. 
Caso de 
Carregamento Ambiental 
(Período de Retorno 
de Correnteza) 
Critério de Interferência 
98% de não-
excedência 
Interferência não permitida1 
1 ano 
Passeio do riser sob linhas de ancoragem não 
permitido1 
100 anos 
Interferência permitida entre risers, apenas nas 
regiões livres de acessórios 
 
1: A menos que especificado de outra forma pela Petrobras. 
 
 
 
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Adicionalmente, a interferência de risers com as seguintes estruturas não é 
aceitável: 
 Risers rígidos ou flexíveis nas seções com flutuadores (configurações 
complacentes tais como lazy-wave, pliant-wave ou steep-wave); 
 Linhas de ancoragem; 
 Arco submarino e sua ancoragem; 
 Casco da UEP ou estruturas de plataformas fixas; 
 Regiões com “strakes”; 
 Acessórios desprotegidos (tais como “end fitting” intermediário sem proteção de 
risers vizinhos) 
 
9.4.4.1 PREMISSAS PARA ARRANJO SUBMARINO A PARTIR DE ANÁLISES DE 
INTERFERÊNCIA 
 
 
O GT citado acima, a partir dos estudos realizados para elaboração do arranjo 
submarino do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), observou o potencial da solução de 
escalonamento de configuraçõesde risers, conforme ilustrado na Figura 1 e Figura 2. Tal 
solução, ao defasar a posição vertical das corcovas de configurações flutuadas, busca 
permitir deslocamentos laterais sem a interferência entre risers, conferindo flexibilidade 
ao arranjo submarino e reduzindo o risco de não atendimento aos critérios de 
interferência entre risers. 
 
 
 
Figura 1 – Vista em Plano das Configurações de SEAP. 
 
 
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Figura 2 – Modelo Global com Configurações dos Risers de SEAP. 
 
A solução de escalonamento de configurações mostra-se adequada sobretudo para 
o cenário típico do pré-sal, no qual tem-se até 60 risers interligados a UEP, a maioria com 
configuração lazy-wave, que proporciona descolamentos laterais significativos. 
 
Observa-se que o comportamento de configurações flutuadas, como a lazy-wave, 
sofre influência significativa de variáveis como peso específico do fluido interno e diâmetro 
externo do riser. Análises de interferência já realizadas têm mostrado que um parâmetro 
muito significativo é o quociente entre peso e diâmetro do riser, ou seja, relação peso x 
diâmetro (P/D). Assim, como pode-se ter variações de propriedades de risers entre 
projetos e entre fabricantes, mostra-se necessária a avaliação de ajustes de configurações 
para cada projeto específico. 
 
De forma a padronizar o modelo para registro dos parâmetros necessários para 
reprodução de uma configuração do tipo lazy-wave, foi elaborada uma Folha de Dados 
padronizada, que será adotada para descrição das configurações durante processo de 
aquisição de risers. 
 
Ao longo do GT foram elaboradas Folhas de Dados para os projetos de Lula Sul e 
Búzios III, cujas propostas técnicas dos fornecedores já são conhecidas. Embora tenha-se a 
necessidade de reavaliar, para cada projeto, a aplicabilidade dessas Folhas de Dados, pode-
se considerar as mesmas como referências para os cenários do pré-sal da Bacia de Santos, 
sobretudo para os campos de Lula e de Búzios. 
 
Como regra geral, a concepção adotada para os projetos do pré-sal da Petrobras 
apresenta cerca de 60 risers instalados na UEP, em sua maior parte com configuração lazy-
wave. Dessa forma, mostra-se fundamental a mitigação da interferência de risers e, 
 
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consequentemente, a elaboração do arranjo submarino torna-se uma atividade 
desafiadora. 
 
As premissas fundamentais relativas à interferência de risers, atualmente adotadas 
para elaboração de arranjos submarinos conceituais pela US-IPSUB/ESSUB/ECSS, estão 
resumidas na tabela abaixo: 
 
Tabela 2 – Premissas de Espaçamento Angular para Arranjo Submarino. 
Item Par Espaçamento angular 
1 Riser flexível x Riser flexível 2º 
2 Riser flexível x Umbilical 2º 
3 Umbilical x Umbilical 2º 
4 
Riser flexível ou Umbilical x Riser 
Rígido 
3º 
5 
Riser flexível ou Umbilical x 
Ancoragem 
RL-3A00.00-1500-274-PLR-001 
RL-3A36.00-1500-274-PLR-001 
 
Os espaçamentos angulares indicados na Tabela 2 para os pares de risers (Itens 1, 2, 
3 e 4) foram concebidos sem ter a mitigação da interferência como alvo. Por outro lado, os 
espaçamentos angulares definidos para mitigação da interferência riser x ancoragem (Item 
5) foram definidos com base em estudos de interferência realizados pela US-
IPSUB/ESSUB/ECSS para os cenários da Bacia de Santos e projetos do campo de Búzios. 
 
No que se refere a interferência entre risers, considera-se que a definição de 
configurações dos risers são compatíveis entre si, considerando a solução de configuração 
de risers escalonados, sobrepõe-se aos espaçamentos angulares indicados na Tabela 2 
para mitigação do risco de interferência. Observa-se também que a adoção do 
espaçamento angular de 3º para o par Riser flexível ou Umbilical x Riser Rígido (Item 4) 
tem influência significativa no arranjo submarino, quando comparado ao espaçamento 
angular de 2º adotado nos demais casos (Itens 1, 2 e 3) e, novamente, tem influência 
secundária na mitigação do risco de interferência quando comparado à adequada 
definição de configurações de risers. Apesar do emprego usual de sistemas de risers 
flexíveis, a adoção da premissa de contingência em riser rígido para a função de injeção de 
gás nos projetos do pré-sal tem penalizado a elaboração dos arranjos submarinos, através 
do acréscimo do comprimento total de flowlines. Dessa forma, considera-se que o 
espaçamento mínimo de 2º pode ser adotado também para o item 4, visto que o emprego 
de configurações compatíveis é o fator preponderante para evitar a interferência, 
conforme exposta acima. De todo modo, o atendimento dos critérios de interferência 
deverá ser posteriormente confirmado, pelos fabricantes dos risers, conforme requisitos 
da referência 
 
 
 
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Premissas para elaboração de Arranjos (Búzios): 
 
Premissas para elaboração de Arranjos (Bacia de Santos): 
 
 
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Espaçamento Linear Riser x Ancoragem 
A – Tamanho do Balcony 
B – Distância entre slot do Riser 
que sai p/ bombordo e Fairlead da 
ancoragem no lado Bombordo. 
C – Distância entre slot do Riser 
que sai p/ boreste e Fairlead da 
ancoragem no lado Bombordo. 
Neste estudo, foram adotados os 
seguintes valores: 
A = 160 metros 
B = 35 metros 
C = 65 metros 
 
 
 
 
Exemplo de aplicação do critério de Interferência entre risers: 
 
A 
B 
C 
 
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10. ANCORAGEM DOS RISERS 
10.1 Risers Flexíveis 
 
Nos arranjos submarinos de instalação deve-se prever a ancoragem dos risers flexíveis 
afim de manter-se a configuração da catenária de projeto do mesmo, nos casos em que 
apenas o trecho de linha riser e flowline não sejam suficientes para neutralizar as cargas 
horizontais dos risers, para tal define-se uma região denominada “zona de tensão” 
(distância na horizontal da plataforma até onde a linha inicia a sua curva no leito marinho) 
e no final da zona de tensão é posicionado a ancoragem do duto. 
 
A zona de tensão é calculada para a situação de pull-in, assumido-se a condição estática do 
riser e considerando o valor de FAD para cada tipo de UEP (1,3 p/ SS e 1,55 p/ FPSO), como 
valor estimado adota-se um valor de zona de tensão variando entre 1,0 e 1,3 x LDA, 
observando-se que o projetista irá estudar a melhor posição do ponto de ancoragem em 
função do melhor posicionamento do ponto de ancoragem, considerando-se o seguinte: 
 
 Para projetos em aguas rasas (cargas até 10,0ton.)- usar peso morto (poitas ou cacho 
de amarras) afixado ao duto por meio de colares de ancoragem. 
 Para projetos em aguas profundas e cargas menores de 30t – utilizar estaca torpedo 
afixada ao duto por meio de colar de ancoragem (colar de capa). 
 Para projetos em aguas profundas e cargas maiores de 30t – utilizar estaca torpedo 
afixada ao duto por meio de colar de ancoragem (colar afixado ao conector). 
 Para projetos em aguas profundas com lançamento em bundle- utilizar 01 estaca 
torpedo para o bundle, afixada aos dutos por meio de colar de ancoragem (colar 
afixado ao conector ou colar de capa em função da cargano duto). 
 Para projetos em aguas profundas com lançamento singelo- utilizar 01 estaca torpedo 
para cada duto, afixada aos dutos por meio de colar de ancoragem (colar afixado ao 
conector ou colar de capa em função da carga no duto). 
 
A distância da estaca torpedo para o colar de ancoragem deve ser estimada em torno de 
40 a 60m, tendo em vista a configuração de lingadas necessária para montagem da 
ancoragem do duto (lingada da estaca ou poita +lingada intermediária+ lingada da linha). 
 
Para efeito de posicionamento da estaca torpedo deve-se considerar uma afastamento 
mínimo de 10m do duto mais próximo afim de permitir a sua cravação. 
 
Após definidos os pontos de ancoragem das linhas deve-se incluir no arranjo submarino 
uma tabela com as coordenadas dos pontos de ancoragem (posição da poita ou da estaca 
torpedo). 
 
 
 
 
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10.2 Risers Rígidos 
 
Nos arranjos submarinos onde utiliza-se SCR (geralmente em aguas profundas acima de 
LDA=1500m) deve-se considerar uma zona de tensão da ordem de 1,4 x LDA e utilizar 2 
estacas torpedo por duto. 
 
Para posicionamento das estacas torpedo utilizar as mesmas premissas dos risers flexíveis. 
 
11. DIRETRIZES PARA O DESENVOLVIMENTO DO PROJETO CONCEITUAL DE UM SISTEMA 
SUBMARINO DE PRODUÇÃO 
 
De modo a estabelecer diretrizes para a execução dos projetos de Sistemas 
Submarinos de Produção no âmbito da Petrobrás, foram criadas as seguintes diretrizes 
corporativas principais no SINPEP (Sistema Integrado de Padronização Eletrônica da 
PETROBRAS): 
PG-1EP-00039 – Diretrizes de projetos de instalações submarinas de produção- visa 
definir as diretrizes técnicas de projetos de instalações submarinas de produção seguindo 
a sistemática do Programa de Desenvolvimento e Execução de Projetos de E&P (PRODEP), 
visando a implantação de sistemas que otimizem o escoamento dos fluidos produzidos e 
atenda aos requisitos de SMS e de garantia do escoamento, durante a vida útil do campo, 
a partir das melhores práticas de engenharia submarina de produção. 
PG-1EP-00040 – Diretrizes para Geração de Alternativas e Seleção de Projetos de 
Instalações Submarinas de Produção - visa estabelecer diretrizes técnicas a serem 
adotadas na geração de alternativas de projetos de Instalações Submarinas de Produção a 
serem utilizados na subfase 2A da sistemática do PRODEP (Programa de Desenvolvimento 
e Execução de Projetos de Exploração e Produção), de forma que sejam adotadas as 
melhores práticas e lições aprendidas de engenharia submarina nestes projetos. Além 
disto, este Padrão estabelece o conteúdo mínimo do projeto conceitual para Instalações 
Submarinas de Produção. 
PG-1EP-00041 – Definir diretrizes para a elaboração de Arranjo de Instalações Submarinas 
de Produção com vistas a atender aos requisitos e premissas definidas nas Bases de 
Projeto das Instalações Submarinas de produção, bem como subsidiar a geração, seleção e 
detalhamento das alternativas. 
O desenvolvimento do projeto conceitual de um Sistema Submarino de Produção deve 
seguir o fluxograma de processo estabelecido no PP-4ED-00010-0, que descreve o fluxo de 
processo e de informações e sua elaboração deve atender o padrão de Execução PE-5ED-
00270, que prescreve os seguintes pontos relevantes: 
 
 
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A Coordenação da Engenharia Conceitual após receber os insumos necessários (item 7) 
fica responsável de emitir o projeto conceitual contendo os Arranjos Submarinos 
selecionados para o desenvolvimento do Campo de produção, seus respectivos Diagramas 
Unifilares, o Relatório Técnico Conceitual e a Estimativa de Custos de cada Sistema 
Submarino (dutos e equipamentos).para as diversas opções de arranjos submarinos 
considerados, sendo que antes da emissão final dos arranjos submarinos, podem ser 
necessários o envio dos mesmos em caráter preliminar afim de: 
 
 O cliente avaliar a posição da plataforma proposta e possíveis impactos na sua 
instalação, tais como: restrições do solo (necessidade de levantamento geotécnico), 
configuração do sistema de ancoragem, aproamento da plataforma, interferência com 
outras plataformas e instalações submarinas existentes, área de exclusão para entrada 
de sondas, posição do balcony, quantidade e configuração dos risers, distância da 
plataforma em relação aos poços, etc.) ; 
 O cliente avaliar a geometria de perfuração dos poços (poços horizontais e direcionais) 
e se necessário propor outras locações das cabeças dos poços; 
 O cliente avaliar a garantia de elevação e escoamento dos poços e definir/revisar as 
especificações dos dutos considerados no projeto; 
 O cliente avaliar a possibilidade de uso de outros métodos de elevação e escoamento 
(manifold, BCS, VASPS, etc.); 
 
As avaliações/definições acima deverão ser devidamente tratadas em reuniões específicas, 
entre o cliente e a Engenharia Conceitual, de modo a definir todo o escopo do projeto 
conceitual a ser desenvolvido e também discutir os impactos (positivos ou negativos) nos 
arranjos submarinos, assim como verificar se existem restrições ou desvantagens que não 
recomendem o uso de determinadas premissas no projeto. 
 
Existem ainda outros aspectos que precisam de uma atenção especial durante o 
desenvolvimento do projeto conceitual que se faz necessário definir junto à coordenação 
US-SUB ou cliente, qual será a forma de encaminhamento será dado, tais como: 
 
 Uso de plataformas existentes que dependem de avaliações para reaproveitamento ou 
de instalação de novos suportes; 
 Escolha de plataformas ainda em fase de homologação na PETROBRÁS ou que 
envolvem riscos operacionais (Ex. FDPSO); 
 Uso de novas tecnologias, ainda não dominadas pela PETROBRÁS, podendo ou não ser 
"field proven" em outras empresas, onde faz-se necessário o envolvimento do ENGP; 
 Uso de métodos de instalação ainda não utilizados na PETROBRÁS (Ex. Conexão 
Horizontal em Equipamentos submarinos); 
 Contratação de Análises de Configuração de Risers, podendo ser necessário o 
envolvimento do CENPES; 
 
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 Estratégias de contratação de dutos ou determinados equipamentos submarinos ainda 
na fase conceitual. 
 
Outro ponto importante no desenvolvimento do projeto conceitual é tentar buscar 
soluções adotadas em outros projetos, o que carece muitas vezes do conhecimento de 
outros profissionais experientes da empresa ou através do uso das Lições aprendidas em 
outros projetos similares. 
 
Cabe ao projetista responsável ao elaborar o arranjo submarino de um determinado 
cenário, alternativa ou opção de interligação, buscar as melhores soluções adequadas ao 
posicionamento da plataforma, dutos e equipamentos submarinos, tendo-se em vista, os 
seguintes aspectos (poderíamos dizer que são os “10 mandamentos” para um bom arranjo 
submarino): 
 
1. Afastar-se dos riscos quanto às feições geológicas encontradas no solo marinho que 
permitam a ancoragem da plataforma e o assentamento dos equipamentos 
submarinos, risers e flowlines; 
2. Aproximar a plataforma (ou equipamento submarino) o máximo possível das cabeças 
dos poços, visando a melhoria do escoamento e possível atenuação nas exigências 
para especificação dos dutos; 
3. Buscar melhor posicionamento da plataforma em relação ao sistema de exportação 
(óleo ou gás) que se pretende utilizar no projeto; 
4. Buscar o melhor aproamento da plataforma de modo a otimizar ao máximo as rotas 
para as diversas interligaçõesnecessárias no arranjo; 
5. Privilegiar a proximidade dos poços produtores e a rota dos seus respectivos dutos 
em relação a plataforma; 
6. Buscar a Melhor distribuição dos risers nas faces disponíveis da plataforma (no caso 
de plataforma existente avaliar sua adequação para os novos risers); 
7. Buscar o menor afastamento das cabeças dos poços em relação aos objetivos dos 
reservatórios (no caso de poços horizontais e direcionais); 
8. Otimizar as rotas dos dutos, observando-se as áreas de exclusão em relação a 
plataforma e seu sistema de ancoragem e as distâncias mínimas a serem observadas 
em relação aos obstáculos de fundo ou de futuros equipamentos submarinos 
existentes e a serem instalados; 
9. Evitar ao máximo o número de cruzamentos com outros dutos (existentes ou futuros) 
e caso seja necessário deve-se informar o motivo do cruzamento. 
10. Buscar a padronização nas configurações do número de bocas dos equipamentos 
submarinos (Ex. Manifold Híbrido c/ 4 poços de prod. e 2 poços injetores). 
 
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O projeto conceitual da Fase 2 após sua conclusão é então encaminhado para a 
coordenação da US-SUB, que por sua vez, irá fazer um planejamento das atividades de 
Interligação Submarina e submeterá para o cliente e este por sua vez utilizará o mesmo 
para análises de Elevação e Escoamento, modelagem do reservatório, geração da curva de 
produção, planejamento de aquisição de Sondas e de recursos críticos para o projeto e 
definição de estratégia de ida ao mercado para aquisição da plataforma. 
 
Da mesma forma que na Fase 1, as Fases 2A e Fase 2 precisam passar por Grupos de 
Revisão das suas respectivas fases para posteriormente submeter o mesmo ao GSD e 
finalmente para a aprovação da diretoria do E&P. 
 
O cliente ao submeter o projeto para a diretoria pode ter o mesmo aprovado ou ser 
solicitado pela diretoria uma revisão do projeto (parcial ou integral) em função dos 
números apresentados e as estratégias apresentadas não atenderem as expectativas da 
diretoria. Então pode ser solicitada pelo cliente uma revisão do projeto, com um novo 
escopo e então emitido uma revisão do projeto conceitual. 
 
12. DESENVOLVIMENTO DO ARRANJO SUBMARINO 
12.1 REFERÊNCIAS GEOGRÁFICAS 
Ao iniciar-se um arranjo submarino, deve-se inicialmente obter os dados 
geográficos de localização do campo de produção, que normalmente são fornecidas a 
partir de coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator), geo-referenciados ao 
Datum SIRGAS2000 (Sistema de Referência Geocêntrico para as Américas) e cujos 
valores de Meridiano Central são indicados na tabela a seguir: 
 
BACIA DE CAMPOS 
MC 39W 
ESPIRITO SANTO 
BAHIA – Manati 
BAIA DE TODOS OS SANTOS 
SERGIPE E ALAGOAS 
RIO GRANDE DO NORTE E CEARÁ 
BACIA DE SANTOS MC 45W 
MC 39W significa Meridiano Central 39º WGr. 
 
Esta informação deve estar contida em nota no Arranjo Submarino da seguinte 
forma: 
-Coordernadas Geográficas UTM georeferenciadas ao Datum SIRGAS 2000 MC (ver 
tabela acima). 
 
 
 
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Em alguns casos excepcionais são solicitados que os arranjos sejam em 
coordenadas geodésicas em DATUM SAD-69 (latitude e longitude) e para tal é 
necessária a conversão das coordenadas UTM para SAD-69, utilizando-se um 
programa de conversão. Normalmente esta solicitação é feita para arranjos 
submarinos solicitados pelo IBAMA ou Marinha. 
 
12.2 FORMATO E ESCALA DO DESENHO 
O desenho do arranjo submarino normalmente é recortado de uma área do SGO 
e para tal, recomenda-se que a escolha do formato do desenho (A0, A1, A2, A3 ou 
A4) seja adequada a visualização de todos os poços, plataformas e demais sistemas 
envolvidos no projeto (costa máritima caso necessário, plataformas vizinhas, etc.) e 
se possível, que contemple toda a Ring Fence do Campo de Produção (a não ser que a 
mesma seja muito extensa e prejudique a visão do projeto). 
Recomenda-se que a escala do desenho seja múltipla de 1000 e 2500. Ex.: Esc. 
1:30.000 (muito utilizada em nossos projetos), 1:35.000, 1:7.500, etc. 
 
12.3 OUTRAS CONSIDERAÇÕES 
 
12.3.1 Especificação de Dutos e Umbilicais nos Arranjos Submarinos e Unifilares 
 
Cabe ao projetista informar as especificações dos dutos e umbilicais conforme descrito 
abaixo: 
-Para dutos flexíveis: 
Função do duto, diâmetro interno (em pol.), comprimento (mF para flowline e mR para 
riser), classe de pressão do duto (em psi), isolamento térmico (valor do TEC= W/m.K), uso 
de PVDF (normalmente para temperaturas >90ºC). Em dutos que não requeira condições 
especiais (sweet service) basta informar a função, o diâmetro e o comprimento do duto no 
arranjo submarino. 
Geralmente as especificações de pressão, isolamento térmico e uso de PVDF, são 
colocadas em nota e as demais especificações indicadas no duto ou em tabela apropriada, 
conforme o projetista achar mais conveniente. 
Ex: PO 6”-2000mF+1500mR. Nota: Dutos de produção p/ classe de pressão 5000psi, 
TEC=2,0W/m.K (apenas flowline) e uso de PVDF. 
 
Nos casos de especificar-se um bundle de linhas, costuma-se colocar: 
PO 6”+ GL 4” + UEH(9+3F+CE)-2000mF + 1500mR. 
 
-Para dutos Rígidos: 
função do duto, diâmetro externo (em pol.), comprimento (mD para flowline e mRrig para 
riser rígido na vertical e mSCR para risers rígidos em catenária), classe de pressão do duto 
(em psi), isolamento térmico (valor do TEC= W/m.K). Em dutos que não requeira condições 
especiais (sweet service) basta informar a função,o diâmetro e o comprimento do duto no 
arranjo submarino. 
 
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-Para os umbilicais, levando-se em consideração aos tipos de umbilicais mais utilizados nos 
projetos da Petrobras, convenciona-se as seguintes indicações: 
Ex: UEH (10F) – 5000m – Refere-se a um umbilical hidráulico de 10 mangueiras de 3/8” 
com 5000m (soma do trecho riser e do trecho flow). O número de mangueiras pode variar 
conforme o projeto (8F, 9F, 25F, 60F, etc.) 
UEH (9F+CE)- 5000m – Refere-se a um umbilical eletro-hidráulico de 9 mangueiras de 3/8” 
+ CE com 3 pares de 2,5mm2 com 5000m (soma do trecho riser e do trecho flow), 
normalmente utilizado em poços produtores em aguas rasas em ANM antigas(sem injeção 
de produtos químicos). 
UEH (5F+CE)- 5000m – Refere-se a um umbilical eletro-hidráulico de 5 mangueiras de 3/8” 
+ CE com 3 pares de 2,5mm2 com 5000m (soma do trecho riser e do trecho flow), 
normalmente utilizado em poços injetores. 
UEH (9+3F+CE)- 5000m – Refere-se a um umbilical eletro-hidráulico de 9 mangueiras de 
3/8” + 3 mangueiras de ½” HCR+ CE com 3 pares de 2,5mm2 com 5000m (soma do trecho 
riser e do trecho flow), normalmente utilizado em poços produtores (com injeção de 
produtos químicos). 
Nos demais casos de umbilicais (sistemas multiplexados, controle de manifolds, 
acionamento de BCSS, sistemas com pressões altas, poços de gás, etc.) faz-se necessário 
que o projetista especifique, em nota, as quantidades de funções de cada tubo com seu 
respectivo diâmetro, material, classe de pressão e as características do cabo elétrico. Ex: 
Para controle de um Manifold multiplexado: 
Umbilical de Controle Eletro-Hidráulico composto de 4 x 1/2” 5000psi + 6 x 1/2“ HCR 
5000psi + 4x1 par de 4,0mm2. 
Umbilical de Injeção Química de 10 x 1/2“ HCR 5.000psi. 
 
 
12.3.2 Conteúdo do Desenho 
 
O Arranjo Submarino deverá conter as seguintes informações por Campo: 
 
ÁREA ÚTIL 
-Desenho do Arranjo Submarino com sua Grid Geográfica; 
-Detalhes das instalações ou EquipamentosSubmarinos, caso necessário; 
-Detalhes das configurações de risers caso necessário; 
-Tabelas de coordenadas dos poços e de seus objetivos; 
-Tabelas de coordenadas dos Equipamentos e UEPs. 
 
CAMPO DE REFERÊNCIA 
-Os desenhos utilizados para a geração do Arranjo Submarino. No caso do Arranjo 
Submarino básico deve-se referenciar o Arranjo Submarino Conceitual que serviu de base 
para inicialização do mesmo; 
-O Diagrama Unifilar que acompanha o Arranjo Submarino; 
-Os desenhos complementares do projeto (fluxogramas, arranjos de suportes, etc.). 
 
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NOTAS GERAIS 
-Informações de referências geográficas; 
-Informações de especificação de dutos e umbilicais; 
-Informações de premissas e restrições importantes adotadas no Arranjo Submarino. 
 
LEGENDA 
-Colocar, no mínimo, as representações de traçado das linhas utilizadas no arranjo 
submarino e informar seu significado ou função; 
-Colocar simbologias de objetivos e cabeças de poços; 
-Colocar simbologia de equipamentos utilizados. 
 
 
13. APLICAÇÕES PRÁTICAS 
 
13.1 Exemplos de arranjos submarinos em águas rasas 
 
13.2 Exemplos de arranjos submarinos em águas profundas 
 
13.3 Apresentação de projetos em andamento 
 
 
 
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