COPPE/UFRJlivros01.livrosgratis.com.br/cp135026.pdf · 2016-01-25 · Manutenção Centrada em Confiabilidade 4. ... INGLÊS “RELIABILITY CENTERED MAINTENANCE”- RCM) ... E.6-

COPPE/UFRJCOPPE/UFRJ

ANÁLISE DE PREDIÇÃO EM CONFORMIDADE COM A “IBR” APLICADA A

ESTRUTURAS “OFFSHORE”

Márcio Alves Suzano

Dissertação de Mestrado apresentada ao

Programa de Pós-graduação em Engenharia

Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do

Rio de Janeiro, como parte dos requisitos

necessários à obtenção do título de Mestre em

Engenharia Oceânica.

Orientadores: Julio Cesar Ramalho Cyrino

Raad Yahya Qassim

Rio de Janeiro

Março de 2010

Livros Grátis

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DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO

ALBERTO LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE

ENGENHARIA (COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE

JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A

OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA

OCEÂNICA.

Examinada por:

________________________________________________

Prof. Julio Cesar Ramalho Cyrino, D. Sc.

________________________________________________

Prof. Raad Yahya Qassim, Ph.D.

________________________________________________

Prof. Alexandre Landesmann, D.Sc.

________________________________________________

Prof. Fernando Pereira Duda, D.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

MARÇO DE 2010

iii

Suzano, Marcio Alves

Análise de predição em conformidade com a

“IBR” aplicada a estruturas “Offshore”/ Márcio Alves

Suzano. – Rio de Janeiro: UFRJ/COOPE, 2010.

XIII, 67 p.: il.; 29,7 cm.


Raad Yahya Qassim

Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/

Programa de Engenharia Oceânica, 2010.

Referências Bibliográficas: p. 38-46.

1. Inspeção Baseada em Risco 2. Planejamento.

3. Manutenção Centrada em Confiabilidade 4.

Confiabilidade Estrutural. 5. Estruturas “Offshore”. I.

Cyrino, Julio Cesar Ramalho et al. II. Universidade

Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de

Engenharia Oceânica. III. Título.

iv

“Dedico este trabalho a minha querida e amada esposa Rosângela, meus amados

filhos Thainá e Rodrigo por toda compreensão que tiveram neste período de muitas

atividades e tarefas, sacrificando muitas vezes de momentos em família, dos quais

sempre recordarei com muito carinho e gratidão”.

v

AGRADECIMENTOS

A Deus, por ter me acompanhado até este momento e permitindo que eu

concretizasse mais este projeto profissional e de vida com saúde física e mental

plena.

A minha esposa Rosângela de Meneses Suzano, por ser uma companheira

constante durante minha vida acadêmica tendo paciência e compreensão nos

momentos difíceis.

A meus filhos Thainá e Rodrigo de Meneses Suzano, razão de todo este

esforço, no intuito de mostrar que somente a busca do conhecimento agrega valor

profissional e pessoal ao ser humano.

Aos meus pais e minha avó “in memorian” por todo incentivo e apoio que me

deram na vida, onde me proporcionaram alcançar muito dos meus objetivos.

Aos companheiros da Força Aérea Brasileira, que me autorizaram e deram suporte

para a conclusão deste Mestrado.

Ao professor Julio, pela preciosa orientação neste trabalho que tanto agregou

valor na minha vida acadêmica, ao professor Qassim que me acompanhou neste

processo de ensino e aprendizagem e aos professores Alexandre e Fernando por

terem se dispostos a comporem a banca examinadora, contribuindo assim na

qualidade final do trabalho.

Mas especialmente na realização deste trabalho, foi fundamental o

aprendizado deixado pelas aulas do Profs. Julio Cesar, Qassim, Alexandre, Severino,

Juan da PENO/COPPE, ao Prof. Miranda da Metalurgia, a meus alunos da UNESA,

Willians e Aloízio da PETROBRAS e também, em especial aos Chefes do Parque de

Material Aeronáutico dos Afonsos, os Srs. Carlos Alberto, Agostini, Nilson, Marcos

Antônio, Joaci, Anderson, Colnago, Iozi, Barros e companheiros de caserna Sampaio

e Nunes. Onde aqui é registrado o reconhecimento a estes profissionais que fizeram

parte desta trajetória tão árdua em todo este processo de aprendizado.

vi

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

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




Março/2010


Raad Yahya Qassim

Programa: Engenharia Oceânica

No início da década de 90, houve um crescimento na exploração de petróleo

no Campo de Marlim, localizado na Bacia de Campos, através da instalação pela

PETROBRAS, de novas unidades flutuantes. No entanto, devido às dificuldades de se

adequar os programas de inspeção existentes, típicos para navios petroleiros, às

unidades do tipo FPSO (Floating Production Storage Offloading), começaram a

ocorrer grandes períodos de indisponibilidade em seus tanques de carga. Além disso,

com a ampliação da frota de unidades flutuantes, começou a se perceber uma

dificuldade no cumprimento dos programas de inspeção de seus cascos. A IBR

(Inspeção Baseada em Risco) é utilizada como uma ferramenta necessária para

reduzir os períodos de indisponibilidades e as restrições na produção de petróleo na

FPSO em águas profundas. Este trabalho apresenta uma análise de predição

baseada na IBR com o intuito de apresentar uma melhoria de processo, tendo como

base modelos probabilísticos adotados na indústria aeronáutica. Assim, poderemos

adotar inspeções preventivas, que aumentam o TLV (Tempo Limite de Vida) das

unidades flutuantes. Como conseqüência, os resultados são: redução das incertezas

associadas, identificação de avarias devido à deterioração estrutural, redução de

custos de manutenção, planejamento com maior efetividade, e principalmente,

diminuição do tempo da paralisação na produção de petróleo.

vii

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

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

ANALYSIS OF PREDICTION UNDER "IBR" APPLIED TO STRUCTURES "OFFSHORE "


March/2010

Advisors: Julio Cesar Ramalho Cyrino

Raad Yahya Qassim

Department: Ocean Engineering

At the beginning of the 90’s decade, there has been an increase of the

petroleum exploration at the Marlin field, located in the Campos Basin, with the

installation by PETROBRAS of new floating units. Thus, due to the difficulties of

adapting the existing inspection programs, specifics for oil tankers, to the units of the

FPSO (Floating Production Storage Offloading), long periods of unavailability of theirs

cargo tanks has began to occur. Furthermore, with the expansion of the fleet of

floating units, started to appear some difficulties on meeting the inspection programs of

theirs hulls. The BRI (Based Risk Inspection) is used as a necessary tool to reduce the

periods of unavailability and the restrictions on the petroleum production on the FPSO

in deep water. This study presents a prediction analysis, based on BRI, so as to reach

process improvement, applying the probabilistic models as the utilized on the

aeronautical industry. This way, we can adopt preventive inspections that enlarge the

TLV (Time Limit of Live) of the floating units. As a consequence, the results are:

reduction of the associated uncertainties, identification of breakdowns due to structural

deterioration, reduction of the maintenance costs, planning whit effectiveness, and

principally, decreasing the time stopping on the petroleum production.

viii

SUMÁRIO

LISTA DE FIGURAS........................................................................................ xii

LISTA DE TABELAS........................................................................................ xiii

CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO.......................................................................... 1

CAPÍTULO 2- CARACTERÍSTICAS DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO

EM ESTRUTURAS “OFFSHORE”................................................................... 3

2.1- UNIDADES DO TIPO FPSO..................................................................... 3

2.1.1-PAÍS DE REGISTRO.............................................................................. 6

2.2- DIFICULDADES DE ADEQUAÇÃO AOS PROGRAMAS DE

INSPEÇÃO....................................................................................................... 6

CAPÍTULO 3- PLANEJAMENTO, IMPLEMENTAÇÃO E ASPECTOS DA

INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO EM ESTRUTURAS “OFFSHORE”........... 9

3.1- PLANEJAMENTO DA MANUTENÇÃO .................................................... 9

3.1.1- REQUISITOS DO PROJETO................................................................. 9

3.1.2- TIPOS DE ARRANJO ESTRUTURAL DA REGIÃO DE CARGA............ 10

3.2- IMPLEMENTAÇÃO DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO...................... 12

3.3- ASPECTOS ANALIZADOS ...................................................................... 12

3.3.1- PARTES FUNDAMENTAIS DE UMA UNIDADE FPSO.......................... 12

3.3.1.1- ESTRUTURA ..................................................................................... 12

3.3.1.2- QUANTO AOS SISTEMAS................................................................. 12

3.3.1.3- QUANTO AOS PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS........................ 13

3.3.1.3.1- TREINAMENTO DE PESSOAL........................................................ 13

3.3.2- PREPARAÇÃO E PROCEDIMENTO PARA REALIZAÇÃO DAS

VISTORIAS...................................................................................................... 13

CAPÍTULO 4- NÍVEIS DE DETALHAMENTOS DOS PROCESSOS

APLICÁVEIS NA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO...................................... 17

4.1- NIVEL 1 - ESTUDO DETERMINÍSTICO.................................................. 18

4.2- NIVEL 2 - ESTUDO DETERMINÍSTICO.................................................. 18

4.3- NIVEL 3 - ESTUDO PROBABILÍSTICO................................................... 19

4.4- NIVEL 4 - ESTUDO PROBABILÍSTICO.................................................... 19

CAPÍTULO 5- METODOLOGIA APLICADA..................................................... 21

5.1- ANÁLISE CRÍTICA.................................................................................... 22

5.1.1- O QUE INSPECIONAR?........................................................................ 22

5.1.2- ONDE INSPECIONAR?......................................................................... 22

ix

5.1.3- QUANDO INSPECIONAR?.................................................................... 22

5.2- ETAPAS DA ANÁLISE CRÍTICA............................................................... 22

5.2.1- 1ª ETAPA DA ANÁLISE: DEFINIÇÃO DO ITEM CRÍTICO..................... 22

5.2.2- 2ª ETAPA DA ANÁLISE: IDENTIFICAÇÃO DAS ÁREAS DE ALTO

RISCO SUSCETÍVEIS AS FALHAS POR ESTAÇÕES.................................... 25

5.2.3- 3ª ETAPA DA ANÁLISE: EFEITOS DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA. 29

5.2.4- 4ª ETAPA DA ANÁLISE: UTILIZAÇÃO DE “MCC” PARA

VERIFICAÇÃO DE ANÁLISE DE FALHAS COM A FINALIDADE DE

ELENCAR PROCESSOS DE PREDIÇÃO........................................................ 30

CAPÍTULO 6- RESULTADOS OBTIDOS ATRAVÉS DA INSPEÇÃO

BASEADA EM RISCO COM AUXÍLIO DE “PARETO”.................................... 34

6.1- RESULTADOS DA IMPLEMENTAÇÃO DA IBR NA PLATAFORMA

FPSO............................................................................................................... 34

6.1.1- INSPEÇÃO CONVENCIONAL............................................................... 35

6.1.2- INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO VERSUS “PARETO”...................... 35

CAPÍTULO 7- CONCLUSÃO........................................................................... 36

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS.................................................................. 38

APÊNDICE I.................................................................................................... 47

A-SOCIEDADES CLASSIFICADORAS ........................................................... 47

A.1- ABS.......................................................................................................... 47

B- IMO- INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION................................. 48

C- PRINCIPAIS CONVENÇÕES MARÍTIMAS INTERNACIONAIS................... 48

C.1- TONNAGE 69- INTERNATIONAL CONVENTION ON TONNAGE

MEASUREMENT OF SHIPS, 1969.................................................................. 48

C.2- BORDA – LIVRE - INTERNATIONAL CONVENTION ON LOAD LINES

1966…………………………………………………………………………………… 48

C.3- MARPOL - CONVENÇÃO INTERNACIONAL PARA PREVENÇÃO DA

POLUIÇÃO DO MAR POR EMBARCAÇÕES (INTERNATIONAL

CONVENTION FOR PREVENTION OF POLLUTION FROM SHIPS).............. 49

C.4- SOLAS - INTERNATIONAL CONVENTION FOR THE SAFETY OF LIFE

AT SEA……………………………………………………………………………….. 49

C.5- “MODU-CODE- CODE FOR THE CONSTRUCTION AND EQUIPMENT

OF MOBILE OFF-SHORE DRILLING UNITS”…………………………………… 50

D- EMISSÃO E RENOVAÇÃO DOS CERTIFICADOS ESTATUTÁRIOS E DE

CLASSE........................................................................................................... 50

x

D.1- INTERNATIONAL TONNAGE CERTIFICATE……………………………… 50

D.2- INTERNATIONAL OIL POLLUTION PREVENT – IOPP........................... 51

D.3- LOAD LINE CERTIFICATE....................................................................... 51

D.4-MOBILE OFFSHORE DRILLING UNIT SAFETY CERTIFICATE –

MODU……………………………………………………………………………….... 52

E- CERTIFICADO DE CLASSE........................................................................ 53

F- CERTIFICADO DE REGISTRO................................................................... 53

G- VISTORIA ANUAL DE SEGURANÇA DA BANDEIRA................................. 53

H- HOMOLOGAÇÃO DE HELIPONTOS.......................................................... 54

APÊNDICE II.................................................................................................... 55

A- MECANISMOS DE FALHA ......................................................................... 55

A.1- CORROSÃO............................................................................................. 55

A.2- FADIGA.................................................................................................... 55

B- CONFIABILIDADE ESTRUTURAL ............................................................. 55

C- EXPERIÊNCIA E JULGAMENTO DE ESPECIALISTAS.............................. 55

D- TERMINOLOGIA......................................................................................... 56

D.1- DEFINIÇÃO DE MANUTENÇÃO.............................................................. 56

D.2- DEFINIÇÕES BÁSICAS........................................................................... 56

D.2.1- FALHA ................................................................................................. 56

D.2.2- DISPOSITIVO....................................................................................... 56

D.2.3- REPARO .............................................................................................. 56

D.2.4- CAPACIDADE....................................................................................... 56

D.3- MANUTENÇÃO CORRETIVA.................................................................. 56

D.3.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO

CORRETIVA.................................................................................................... 57

D.4- MANUTENÇÃO PREVENTIVA................................................................. 57


PREVENTIVA................................................................................................... 57

D.5- MANUTENÇÃO PREDITIVA..................................................................... 58

E- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE X IBR........................ 58

E.1- PARÂMETROS BÁSICOS ....................................................................... 58

E.1.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO

PREDITIVA...................................................................................................... 58

E.2- DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE.......................................................... 59

E.2.1- PONTOS IMPORTANTES NA DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE....... 59

xi

E.3- DEFINIÇÃO DE SISTEMA ....................................................................... 59

E.4- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE (MCC) (DO

INGLÊS “RELIABILITY CENTERED MAINTENANCE”- RCM) ........................ 60

E.5- ENFOQUE TRADICIONAL DA MANUTENÇÃO ...................................... 60

E.6- ETAPAS DE EXECUÇÃO DA MCC.......................................................... 60

E.6.1- AS ETAPAS BÁSICAS DA EXECUÇÃO DA MCC................................. 61

E.7- ANÁLISE FUNCIONAL............................................................................. 61

E.7.1- FUNÇÃO .............................................................................................. 61

E.7.1.1- FUNÇÕES PRIMÁRIAS ..................................................................... 61

E.7.1.2- FUNÇÕES SECUNDÁRIAS ............................................................... 61

E.7.2- CATEGORIAS DE FUNÇÕES............................................................... 61

E.8- ANÁLISE DE MODOS E EFEITOS DE FALHA (FMEA)........................... 62

E.9- DIAGRAMAS DE DECISÕES DO MCC.................................................... 62

E.9.1- OS DIAGRAMAS DE DECISÃO BASEIAM-SE NA DEFINIÇÃO DA

EVIDÊNCIA DAS FALHAS QUANDO DA OPERAÇÃO NORMAL DO

EQUIPAMENTO............................................................................................... 62

E.9.1.1- FALHA OCULTA................................................................................. 62

E.9.1.2- FALHAS EVIDENTES....................................................................... 63

E.10- EFEITO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA........................................... 66

E.11- EFEITO DA MANUTENÇÃO CORRETIVA............................................. 67

E.12- VANTAGENS DA APLICAÇÃO DO MCC .............................................. 67

xii

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1- PLATAFORMAS FIXAS E FLUTUANTES.......................................... 1

FIGURA 2- ESTRUTURAS “OFFSHORE”: A) JAQUETA, B) GRAVIDADE, C)

SEMI-SUBMERSÍVEL, D) NAVIO DE PRODUÇÃO (FPSO), E) PLATAFORMA

DE PERNAS ATIRANTADAS (TLP)...................................................................... 5

FIGURA 2.1- UNIDADES FLUTUANTES.............................................................. 5

FIGURA 2.2- DISTRIBUIÇÃO DE FPSOS POR ÁREA GEOGRÁFICA................. 6

FIGURA 2.3- DISTRIBUIÇÃO DE FPSOs CONVERTIDOS POR ÁREA

GEOGRÁFICA...................................................................................................... 7

FIGURA 3- TIPOS DE ARRANJO ESTRUTURAL PARA NAVIOS

EMPREGADOS COMO UNIDADES TIPO FPSO. A) NAVIO DE CASCO

SINGELO; B) NAVIO DE CASCO DUPLO; C) NAVIO ORIGINALMENTE

CONSTRUÍDO PARA TRANSPORTE DE ÓLEO E MINÉRIO.............................. 11

FIGURA 4- INDICATIVO DA PERIODICIDADE DAS VISTORIAS........................ 13

FIGURA 5- DIAGRAMA PARA REALIZAÇÃO DAS VISTORIAS PARA

EMISSÃO DOS CERTIFICADOS ESTATUTÁRIOS E DE CLASSE...................... 15

FIGURA 6- DIAGRAMA INDICATIVO DA VISTORIA PARA HOMOLOGAÇÃO

DO HELIPONTO................................................................................................... 16

FIGURA 7- PARTES DA FPSO ……………………………………….………..…….. 17

FIGURA 8- FPSO CAPIXABA............................................................................... 18

FIGURA 9- PETROBRAS 35................................................................................. 18

FIGURA 10- PETROBRAS 31............................................................................... 19

FIGURA 11- PETROBRAS 32............................................................................... 19

FIGURA 12- PETROBRAS 37 .............................................................................. 19

FIGURA 13 - ZAFIROPRODUCER DA EXXON-MOBIL.......................................... 20

FIGURA 14 - MATRIZ DE PROBABILIDADE X CONSEQÜÊNCIA....................... 26

FIGURA 15- PLANTA FPSO................................................................................. 26

FIGURA 16- PROBABILIDADE DE FALHA X RISCO ASSOCIADO X TEMPO

DE OPERAÇÃO.................................................................................................... 27

FIGURA 17- (A) CORROSÃO EM ÁGUA EM MOVIMENTO; (B) CORROSÃO

EM ÁGUA PARADA.............................................................................................. 28

FIGURA 18- DIAGRAMA DA FPSO...................................................................... 34

xiii

LISTA DE TABELAS

TABELA 1- UNIDADES TIPO FPSO EM OPERAÇÃO, CONVERSÃO E EM

FASE DE ESTUDO NO BRASIL.......................................................................... 7

TABELA 2- UNIDADES TIPO FPSO EM OPERAÇÃO, CONVERSÃO E EM

FASE DE PROJETO NO BRASIL........................................................................ 8

TABELA 3- MÉTODO GRÁFICO DE “PARETO” PARA DETERMINAÇÃO DE

CRITICIDADE DOS ITENS.................................................................................. 24

TABELA 4- MANUTENÇÃO PREVENTIVA ......................................................... 29

TABELA 5- ANÁLISE DE FALHAS....................................................................... 32

TABELA 6- CAUSAS E MECANISMOS POTÊNCIAIS DAS FALHAS, COMO

MÉTODO DE PREDIÇÃO.................................................................................... 33

TABELA 7- MANUTENÇÃO PREDITIVA.............................................................. 34

1

CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO

O Brasil nas últimas duas décadas apresentou um crescimento impressionante

em sua produção de petróleo. Com este aumento, o nível atual da produção torna o

país praticamente auto-suficiente. Este fato é devido principalmente ao uso de

plataformas flutuantes de perfuração e produção de petróleo, pois as maiores

reservas brasileiras se localizam em profundidades além de 1000 metros de lâmina

d’água, sendo tecnicamente inviável o uso das plataformas fixas.

Porém as plataformas flutuantes apresentam algumas características distintas

em relação às fixas, tais como: maior capacidade de produção de petróleo, maior

complexidade tecnológica e conseqüentemente atrela uma maior quantidade de

requisitos necessários para manter sua operação. Motivo pelo qual estudaremos uma

melhor metodologia de adequação a este tipo de unidade (FPSO).

Figura 1- Plataformas fixas e flutuantes

A degradação estrutural, tais como a corrosão e a fadiga sempre estarão

presentes ao longo da operação do sistema e para garantir as características se um

sistema estrutural ao longo do tempo de serviço. É necessário avaliar o

desenvolvimento dos processos de degradação e realizar medidas preditivas e de

prevenção com a finalidade de minimizar medidas corretivas, com o objetivo de

aumentar desta forma o TLV (Tempo Limite de Vida) desta plataformas. Na prática

são empregados programas de inspeção periódica nos processos de degradação em

alto mar, como por exemplo, nos processos de racionalização: as inspeções e reparos

submersos são feitas por escaladores treinados e as inspeções e reparos imersos são

2

feitos por mergulhadores treinados para os respectivos fins. Motivo pelo qual,

daremos uma atenção especial aos processos de predição, tendo como modelo a

indústria aérea, que adota desde a sua origem métodos de predição, pois procura

operar com “Erro zero” (Menor número de falhas possíveis de ocorrer) .

As premissas e resultados obtidos serão apresentados nos capítulos

subseqüentes. Nos capítulos 2 e 3 foi apresentado um resumo das características das

inspeções baseadas em riscos das unidades tipo FPSO sob o aspecto da estrutura

metálica (casco), bem como o planejamento, implementação e aspectos da inspeção

baseada em risco.

No capítulo 4, apresentamos respectivamente os níveis de detalhamentos dos

processos aplicáveis na inspeção baseada em risco com o intuito de reforçar a

necessidade do emprego do IBR na confiabilidade.

Nos capítulos 5 e 6, demonstraremos a metodologia aplicada e os resultados

obtidos através da inspeção baseada em risco com auxilio de “Pareto” utilizado como

requisito do programa de inspeções da estrutura metálica (casco) e o modelo de

confiabilidade estrutural considerando “Pareto” uma ferramenta de apoio no tocante a

otimização das análises de criticidade no que tange o método quantitativo, com a

finalidade de melhorias na análise preditiva em conformidade com as inspeções

baseadas em risco em plataformas do tipo FPSO.

Apresentaremos as conclusões no Capítulo 7, as referências bibliográficas

consideradas. No Apêndice, apresentamos uma descrição das classificadoras, bem

como principais convenções marítimas internacionais e terminologias empregadas nos

métodos de confiabilidade, utilizados na validação das probabilidades de falha.

(MACHADO, 2002)

A definição dos dois pontos básicos Onde e Quando inspecionar, serão feitas

com base nas análises qualitativas e quantitativas.

A análise qualitativa é conduzida a partir dos resultados obtidos através de

grupos de trabalho com participação de técnicos com experiência na operação,

engenheiros envolvidos na conversão da Unidade, engenheiros com experiência nos

tópicos discutidos e o vistoriador da Classe, com todo o suporte necessário em

relação aos detalhes das inspeções. Juntamente com os resultados das análises dos

modelos de degradação da estrutura é possível prever quando um componente ou

sistema atinge determinado estado limite, por exemplo, espessura de chapa.

Com a escolha dos limites e modelos de degradação apropriados, o intervalo

de inspeção para cada componente pode ser determinado de uma forma direcionada,

consequentemente um controle mais acurado dos dados e informações, no tocante as

falhas.

3

CAPÍTULO 2 - CARACTERÍSTICAS DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO EM


Este capítulo apresenta as características operacionais da unidades tipo

FPSO, sob o aspecto da estrutura do casco com o objetivo de identificar possíveis

limitações e restrições para a definição de um programa baseado em risco de

inspeções da estrutura do casco.

A partir de um breve histórico sobre as unidades “Offshore” e definição de suas

características, serão abordadas as características operacionais das unidades tipo

FPSO e arranjos estruturais típicos adotados para a estrutura do casco (MACHADO,

2002).

2.1- UNIDADES DO TIPO FPSO

As primeiras descobertas de depósitos de petróleo em regiões marinhas

ocorreram na costa da Califórnia nos Estados Unidos no final do século XX,

ocasionando a instalação de plataformas oceânicas. As primeiras plataformas

instaladas eram construídas em madeira e foram instaladas em águas rasas.

Até o final da Segunda Guerra Mundial essas estruturas tiveram pouco

desenvolvimento, sendo instaladas em águas de até 5m de profundidade e a uma

pequena distância da costa.

Em 1947, foi introduzido o conceito de Jaqueta. Estas plataformas em aço

(Figura 2.a), são fabricadas em canteiro e transportadas até o local de produção onde

são instaladas. A fixação no fundo do mar é realizada por meio de estacas. Em 1955,

instalou-se a primeira plataforma a uma profundidade de 30 metros. Em 1959, foi

concluída a instalação no Golfo do México, em águas de 60 metros de profundidade.

No Brasil, os trabalhos preliminares de levantamento geofísico surgiram em

1959. Segundo publicações oficiais (HERNANDEZ, 1997), programava-se para o

início de 1968 a operação da primeira plataforma de perfuração auto-elevatória

construída no Brasil. Em 1973, perfurou-se numa lâmina d’água de 110 metros e

surgiram indícios de óleo a quatro mil metros de profundidade. Em 1974, descobriu-se

óleo na Bacia de Campos em quantidade comercial: era o primeiro poço do campo de

Garoupa. Em 1977, o segundo campo da Bacia de Campos começou a produzir, o

campo de Enchova. A partir daí, dezenas de campos foram descobertos, tornando a

Bacia de Campos a principal província petrolífera do país. Atualmente, no Brasil,

produz-se petróleo em lâminas d’água superiores à 1800m.

4

As estruturas oceânicas podem ser construídas em aço, em concreto ou com

uma combinação de ambos. Em lâminas d’água de até cerca de 300 metros, são

instaladas plataformas fixas tipo jaqueta (Figura 2.a) ou de gravidade (Figura 2.b). No

caso de águas mais profundas, as plataformas fixas tornam-se inviáveis, surgindo a

necessidade de se utilizar plataformas flutuantes tipo semi-submersíveis (Figura 2.c),

unidades tipo FPSO (Figura 2.d), Plataforma de Pernas Atirantadas (Figura 2.e).

Os navios de produção, representados por sistemas do tipo FPSO, são

constituídos a partir de um navio tanque ou balsa reestruturados para receber uma

planta de produção (somente no caso do FPSO) e possibilitar o armazenamento do

petróleo em função das necessidades do campo petrolífero, conforme Figura 2.1.

Desde PETROJAL I, o primeiro navio de produção deste tipo no mundo foi

colocado em operação em 1986 no Mar do Norte, diversas unidades foram

construídas ou convertidas para operarem com unidades de produção tipo FPSO. No

Brasil, em 1977, um FSO foi instalado para receber e armazenar óleo em uma lâmina

d’água de 116m. O primeiro FPSO na Bacia de Campos começou a operar em 1979,

explorando o Campo de Garoupa. Em 1994, este navio foi transferido para exploração

inicial do Campo gigante de Barracuda, recebendo um sistema de amarração tipo

“turret” devido ao grande número de linhas de produção (“risers”) e lâmina d’água de

845m (MASTRANGELO, 2000).

Estes sistemas são principalmente utilizados quando o campo está alocado em

regiões onde a instalação de dutos submarinos para condução de óleo até a costa

não é conveniente ou economicamente viável. Estes sistemas permitem que o óleo

seja processado (somente no caso do FPSO) e armazenado para posteriormente ser

escoado para um outro navio, chamado aliviador, que é periodicamente conectado a

este para receber e transportar o óleo até os terminais petrolíferos.

Devido à necessidade de grande capacidade de armazenamento, o tipo de

navio normalmente utilizado como unidade tipo FPSO corresponde aos navios do tipo

VLCCs (“very large crude carriers”) e ULCCs (“ultra large crude carriers”) com

capacidade entre 175.000 e 300.000 e acima de 300.000, respectivamente.

5

Figura 2 - Estruturas “Offshore”: a) Jaqueta, b) Gravidade, c) Semi-submersível, d) Navio de Produção (FPSO), e) Plataforma de Pernas Atirantadas (TLP).

De acordo com (NETO et al, 2001), a frota de navios tipo FPSO é composta

por cerca de 66 navios em operação e 14 em construção ou conversão. A frota de

navios tipo FSO (“Floating, Storage and Offloading”) é composta por cerca de 77

navios em operação e 3 navios em conversão (MACHADO, 2002).

Figura 2.1- Unidades Flutuantes

a) b)

c)d) e)

6

2.1.1- PAÍS DE REGISTRO

Autoridade para confirmar através de um documento (Certificado de Registro)

que uma determinada embarcação é de propriedade de um determinado armador é

sempre um país, ou como se costuma chamar, país de registro ou simplesmente

bandeira. Ainda sob o ponto de vista legal, seja lá onde essa embarcação estiver

operando, ela sempre será reconhecida perante todos os demais membros da

comunidade marítima internacional como parte integrante do território daquele país

que lhe concedeu o registro de propriedade. Não existindo a possibilidade de uma

embarcação não ser registrada ou não possuir bandeira.

2.2- DIFICULDADES DE ADEQUAÇÃO DOS PROGRAMAS DE INSPEÇÃO EM

UNIDADES OPERADORAS FPSO

O mecanismo de proteção aos riscos citados devido a degradação e

operacionalidade, anteriormente estava até então restrito apenas aos aspectos

comerciais, e sem qualquer interferência governamental sobre tais atividades.

Entretanto, com o aumento excessivo no volume de negócios, os governos dos países

de maior atividade comercial se viram pressionados a estabelecer algum tipo de

legislação com intuito de coibir abusos no transporte de carga que pudessem

ocasionar acidentes (DANTAS, 2006).

A Figura 2.2 apresenta a distribuição de unidades tipo FPSO por área

geográfica. Cerca de 58% das unidades em operação estão localizados no Mar do

Norte e Sudeste Asiático. De acordo com a Figura 2.3, todas as unidades tipo FPSO

operando no Brasil são unidades convertidas a partir de navios tanques

convencionais.

Figura 2.2. - Distribuição de FPSOs por área geográfica (NETO et al, 2001).

7

Figura 2.3 - Distribuição de FPSOs convertidos por área geográfica (NETO et al,2001).

De acordo com (MASTRANGELO, 2000), as seguintes unidades encontravam-se em operação no Brasil ou em fase de conversão (no caso das unidades P-43 e P-48) em 2000:

Tabela 1 – Unidades tipo FPSO em operação, conversão e em fase de estudo no Brasil (MASTRANGELO, 2000).

Unidade CampoCapacidade (barris/dia) Início Obs.

FPSO P-34 Barracuda 45000 jul/97 Em operação

FSO P-32 Marlim *** ago/97 Em operação

FPSO P-31 Albacora 100000 mai/98 Em operação

FPSO P-33 Marlim 50000 out/98 Em operação

FPSO P-35 Marlim 100000 jul/99 Em operação

FPSO P-47 Roncador *** dez/99 Em operação

FPSO II (*2) Marlim Sul 20000 jul/97 Em operação

Seillean (*2) Roncador 20000 jan/99 Em operação

FPSO P-37 Marlim 150000 jun/00 Em operação

FPSO P-38 Marlim Sul *** jun/00 Em operação

FPSO VI (*2) Espadarte 100000 ago/00 Em operação

FPSO P-43 Barracuda 200000 *** Em fase de conversão fora do Brasil

FPSO P-45Bijupirá/ Salema 60000 *** Em projeto

FPSO P-48 Caratínga 15000 *** Em fase de conversão fora do Brasil

(*2) contratos em base diária

8

Atualmente, as seguintes unidades FPSO encontram-se em operação, conversão ou em fase de projeto no Brasil :

Tabela 2 – Unidades tipo FPSO em operação, conversão e em fase de projeto noBrasil (MASTRANGELO, 2000).

Unidade CampoCapacidade (barris/dia) Início Obs.

FPSO P-34 Barracuda 45000 set/97 Em operaçãoFPSO P-32 Marlim *** jun/97 Em operaçãoFPSO P-31 Albacora 100000 ago/98 Em operaçãoFPSO P-33 Marlim 50000 dez/98 Em operaçãoFSO Avaré Marimbá-Leste *** dez/98 Em operaçãoFPSO Seillean Roncador 20000 jan/99 Em operaçãoFPSO P-35 Marlim 100000 ago/99 Em operação

FPSO EspadarteEspadarte e Marimbá Leste 100000 jun/00 Em operação

FPSO P-37 Marlim 150000 jul/00 Em operaçãoFPSO P-38 Marlim 150000 jul/00 Em operação

FPSO P-43 Barracuda 150000 jun/03Em fase de conversão fora do Brasil

FPSO P-48 Barracuda 150000 ago/03Em fase de conversão fora do Brasil

FPSO P-50 Albacora Leste 150000 nov/03 Em Projeto

FPSO Brasil Roncador 90000 set/02Em fase de conversão fora do Brasil

FPSO P-47 Malim *** ***Em fase de conversão fora do Brasil

O FSO P-47, que estava em roncador (junto com a unidade semi-submersívelP-36) está sendo convertido para FPSO P-47 para o campo de Marlim. O FPSO II foidesativado com o início da operação da unidade semi-submersível P-40 e a unidadeFSO P-38 em Marlim Sul. O projeto do FPSO P-45 foi encerrado.

9

CAPÍTULO 3 - PLANEJAMENTO, IMPLEMENTAÇÃO E ASPECTOS DA INSPEÇÃO

BASEADA EM RISCO EM ESTRUTURAS “OFFSHORE”

3.1- PLANEJAMENTO DA MANUTENÇÃO

3.1.1- REQUISITOS DO PROJETO

Dentre as principais diferenças operacionais entre unidades do tipo FPSO e

embarcações convencionais, podemos destacar os requisitos de avaliação e

manutenção da estrutura do casco ao longo da vida em operação.

No caso das embarcações convencionais, a avaliação e manutenção da

estrutura do casco ao longo do tempo em serviço é baseada em docagens periódicas

e reclassificação a cada 5 anos (BV, 1998). Os reparos e modificações devidos às

avarias causadas pela degradação estrutural por corrosão e fadiga, bem como

devidos à sobrecarga, são usuais para as embarcações convencionais e normalmente

considerados como parte integrante do procedimento de manutenção do Operador.

No caso de unidades tipo FPSO, os seguintes aspectos devem ser considerados

(LANDET et al, 2000):

• requisitos de uma vida de serviço (cerca de 20 / 25 anos) com o menor número

possível de interrupções na produção para realização de inspeções, manutenção e

reparos;

• impossibilidade de realização de docagens periódicas para realização de reparos;

• necessidade de prover acessos seguros para realização de inspeções periódicas

durante a operação, a serem instalados em todos os tanques da região de carga, em

diferentes níveis (NETO, 2001);

• condições especiais de operação relacionados à operação de carga e descarga de

tanques, efeito de “sloshing” em tanques parcialmente cheios, etc.;

• existência de áreas especiais com pequena experiência operacional como “turret”,

suportes do sistema de ancoragem e suportes de “risers”;

• aumento dos riscos financeiros e requisitos de segurança devidos à grande

capacidade de armazenamento de óleo nos tanques de carga.

É importante que os códigos e regras existentes para navios convencionais não

sejam diretamente utilizados para avaliação e manutenção dos sistemas do tipo

10

FPSO sem uma análise prévia da aplicabilidade e de um posterior julgamento

dos resultados obtidos. Para avaliação da estrutura do casco de FPSO, é

sugerido por (MILLAR et al, 2000) a avaliação dos seguintes tópicos especiais :

• adequação das metodologias atuais para projeto da estrutura do casco, incluindo a

avaliação da resistência última e características ambientais especificas da locação

onde a unidade irá operar;

• avaliação das conseqüências de explosões devidas ao vazamento de

hidrocarbonetos ou incêndios ocasionando explosões nas áreas do turret, praça de

bombas, tanques de carga e lastro, espaços de máquinas, etc.;

• análise das conseqüências estruturais devidas às colisões, queda de objetos, etc.

em relação à capacidade de absorção da estrutura do casco;

• avaliação das conseqüências estruturais devidas ao embarque de água no convés

(“green water”) e impacto de ondas no fundo (“slamming”);

• garantia da integridade estrutural prevista ao longo do tempo em serviço, associada

à periodicidade de inspeções, escopo e métodos de inspeção empregados;

• no caso de conversões de navios existentes em FPSOs, aplicação de critérios para

consideração da fadiga devida à vida pregressa do navio e de critérios para definir a

troca de chapas com desgaste acima dos valores permissíveis.

As Sociedades Classificadoras têm realizado esforços significativos para

produzir regras específicas para sistemas tipo FPSO. Contudo, o conhecimento nesta

área ainda está em fase de desenvolvimento e refletida em diversos trabalhos

publicados (BULTEMA, 2000, FRANCOIS, 2000).

3.1.2- TIPOS DE ARRANJO ESTRUTURAL DA REGIÃO DE CARGA

As unidades FPSO podem ser concebidas através da construção de um novo

casco ou através da conversão de uma embarcação existente com grande capacidade

de armazenamento.

Existem basicamente 3 tipos de navios utilizados como unidades tipo FPSO,

classificados em função do arranjo estrutural da seção transversal típica da região de

carga (Seção-Mestra), conforme Figura 3:

a) Navios de casco singelo: existe apenas um barreira entre a carga e o meio externo.

Um par de tanques laterais são normalmente utilizados como lastro;

11

b) Navios de casco duplo: existem duas barreiras entre a carga e o meio externo,

exceto na região do convés. Os tanques laterais são considerados como tanques de

lastro ou espaços vazios (“voids”);

c) Navios originalmente construídos para transporte de minério e óleo: A estrutura do

fundo na região do tanque central de carga é composta por duas barreiras entre a

carga e o meio externo. As demais regiões (costado, fundo dos tanques laterais e

convés) possuem apenas uma barreira. A estrutura dos tanques centrais do navio

convencional é reforçada a fim de permitir também o transporte de minérios em rotas

específicas.

A utilização de navios de casco singelo para os sistemas do tipo FPSO é

suportada pela utilização de regras e regulamentos existentes para projeto,

construção e acompanhamento de navios convencionais. O Regulamento MARPOL

(APÊNDICE I) isenta a aplicação do Regulamento 13G do MARPOL, anexo I,

referente aos requisitos retroativos para embarcações existentes quanto aos

requisitos de casco duplo para unidades flutuantes, a menos que solicitado

integralmente ou parcialmente pela autoridade costeira local.

De acordo com (NETO et al. 2001), cerca de 65% das unidades de produção

tipo FPSO em operação no mundo são embarcações de casco singelo e convertidas a

partir de embarcações existentes. No Brasil, exceto para as unidades P-34 e SEILLAN

de acordo com a Tabela 1, em 2000, todas as unidades em operação na Bacia de

Campos eram unidades convertidas a partir de navios de casco singelo, mantidos de

acordo com os requisitos das Sociedades Classificadoras (MASTRANGELO, 2000).

(a) (b) (c)

Figura 3 – Tipos de arranjo estrutural para navios empregados como unidades tipo

FPSO. a) Navio de casco singelo; b) Navio de casco duplo; c) Navio originalmente

construído para transporte de óleo e minério;

12

3.2- IMPLEMENTAÇÃO DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO

As Classificadoras devido às peculiaridades do comércio e transporte marítimo

internacional, como forma de atender as necessidades dos armadores com maior

presteza, viram-se obrigadas a dispor de escritórios para manutenção de classe das

embarcações em praticamente todos os portos de atividade significativa, dotando-os

de um corpo técnico com qualificação adequada e homogênea, que tem por finalidade

direcionar para aspectos apresentados a seguir:

3.3- ASPECTOS ANALIZADOS

3.3.1- PARTES FUNDAMENTAIS DE UMA UNIDADE FPSO

3.3.1.1- ESTRUTURA

A inspeção estrutural de plataformas é baseada principalmente na análise do

relatório da última vistoria subaquática e uma minuciosa inspeção visual geral da

unidade, para verificar a existência de trincas e níveis acentuados de corrosão. Onde

poderá ser exigido o aprofundamento da inspeção mediante solicitações de exames

ou testes nos casos em que existam indícios de que a estrutura não corresponda

essencialmente ao apresentado no relatório, ou alguma deficiência encontrada

considerada grave pelo Perito, seguindo regras e normas das classificadoras, quanto

a sistemas, procedimentos operacionais, bem como procedimentos de vistoria,

conforme apresentado a seguir.

3.3.1.2- QUANTO AOS SISTEMAS

Inspeção visual e operacional de sistemas de navegação (unidades auto

propelidas), prevenção da poluição, carga e lastro, gás inerte e lavagem de tanques

com óleo cru (“COW”), amarração, movimentação de pessoal e carga, comunicações,

propulsão e sistema de governo e condições gerais.

13

3.3.1.3- QUANTO AOS PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS

São verificados os sistemas de gerenciamento de segurança, carga e

descarga, “offloading”, transbordo de pessoal e carga e demais instruções e

procedimentos operacionais.

3.3.1.3.1- TREINAMENTO DE PESSOAL

Praticamente em todas as perícias para a emissão da Declaração de

Conformidade um dos itens que merecem maior importância é o adestramento da

tripulação no tocante ao procedimento nas situações de emergência, no caso de

combate de incêndio a bordo e abandono da Unidade. Para isto durante a realização

da perícia em um dado momento, o perito informa, hipoteticamente, que está havendo

um incêndio a bordo ou há necessidade de abandonar a Unidade por um certo bordo,

utilizando as baleeiras ou outros dispositivos. Este é um teste com características

reais onde o tempo de atendimento e nível de conhecimento do tripulante com o

equipamento são avaliados. Nestes casos mesmo que a Unidade esteja de acordo

com a regulamentação, o tripulante pode ser reprovado sendo necessária a sua

substituição imediata até que este apresente um nível mínimo de adestramento para a

função.

3.4- PREPARAÇÃO E PROCEDIMENTO PARA REALIZAÇÃO DAS VISTORIAS

Figura 4 - Indicativo da periodicidade das vistorias.

As vistorias são realizadas com o uso de um “check-List” da Sociedade

Classificadora, específico para o tipo de Certificado que está se renovando ou fazendo

o endosso anual, onde pode ser um “check-list” referente a certificação: MODU, “Load

14

Line”, MARPOL ou classe (APÊNDICE I). Estes documentos NÃO são confidenciais e

é recomendável que a própria unidade ou a empresa, possua pessoal capacitado para

com base neste “check-list” fazer uma verificação preliminar na unidade antes da

vistoria. É importante frisar que uma vistoria que gere muitas pendências não é

recomendável nem para o armador nem para a Sociedade Classificadora, pois além

de tomar tempo do vistoriador, muitas vezes se faz necessário o adiamento de

pendências e quanto mais pendências houver, maior a possibilidade de um maior

número de pendências necessitarem serem postergadas.

A Sociedade Classificadora não obtém um maior lucro se necessitar embarcar

um vistoriador inúmeras vezes para retirada de pendências. Para ela é mais confiável

a situação em que existam poucas pendências e nenhuma considerada grave, onde

possa ser possível obter os certificados definitivos e as vistorias necessárias sejam

apenas as anuais e de renovação.

Para este objetivo ser alcançado a metodologia de realizar uma vistoria prévia

é altamente recomendável, mas na prática a existência de pendências é natural e

consequentemente o embarque do vistoriador para retirada destas. Então um

fluxograma que enumera as atividades necessárias para a execução das vistorias

bem como um procedimento de retirada das pendências da unidade.

15

Figura 5 - Diagrama para realização das vistorias para emissão dos Certificados

Estatutários e de Classe.

16

Figura 6- Diagrama indicativo da vistoria para homologação do Heliponto.

17

CAPÍTULO 4 - NÍVEIS DE DETALHAMENTOS DOS PROCESSOS APLICÁVEIS NA

INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO

Estudos de Inspeção Baseada em Risco (RBI: “Risk Based Inspection”)

determinam programas de inspeção. A informação é gerada a partir de tipos de danos

que possam ser esperados, técnicas de inspeção apropriadas a serem utilizadas,

onde procurar o dano potencial, e como normalmente as inspeções deveriam ser

realizadas.

Inspeção Baseada em Risco é considerada como uma alternativa eficaz de

custo para inspeção tradicional. O RBI é usado no planejamento e implementação de

programas de inspeção e manutenção. Segundo (FARIAS et al, 2006), vários níveis

são apresentados com a finalidade de detalhamento dos processos aplicáveis com

relação de inspeção convencional e baseada em risco, com a finalidade de obtenção

de resultados que venha identificar os riscos para otimizações dos processos.

Figura 7- Partes da FPSO.

18

4.1- NIVEL 1 – ESTUDO DETERMINÍSTICO

Estudo deterministicos do ‘onde’ inspecionar:

Mantém os intervalos da regra prescritiva (Ex. FPSO CAPIXABA). A IBR nível

1 é a mais adequada para implementação em Unidade Semi-Submersíveis.

Figura 8 - FPSO CAPIXABA

4.2- NIVEL 2 – ESTUDO DETERMINÍSTICO

Estudo deterministicos do ‘quando’ e ‘onde’ inspecionar:

Permite o ajuste dos intervalos prescritivos (Ex. PETROBRAS 35). Em desuso,

visto consumir o mesmo recurso e apresentar resultados inferiores aos obtidos com o

nível 3.

Figura 9- PETROBRAS 35

19

4.3- NIVEL 3 – ESTUDO PROBABILÍSTICO

Estudo probabilístico do ‘quando’ e ‘onde’ inspecionar: Novos intervalos são

calculados de acordo com a realidade estrutural do casco (Ex. PETROBRAS 31,

PETROBRAS 37 e PETROBRAS 32). A IBR nível 3 é a evolução de nível 2 e a mais

adequada para implementação nos FPSO’s em condições normais de operação.

Figura 10 - PETROBRAS 31 Figura 11- PETROBRAS 32

Figura 12- PETROBRAS 37

4.4- NIVEL 4 – ESTUDO PROBABILÍSTICO

Estudo probabilístico com aplicação de Análise Dinâmica do Carregamento e

Análise Espectral de Fadiga do ‘quando’ e ‘onde’ inspecionar: Voltado para extensão

da vida útil da Unidade (Ex. ZAFIROPRODUCER da EXXON-MOBIL). Este modelo é

base para nossos estudos.

A IBR nível 4 é uma opção para o caso de necessidade de extensão da vida

útil de uma Unidade sem retirada da locação. Pois toda embarcação deve se adequar

à legislação e aos requisitos do país onde ela estiver momentaneamente operando.

De uma maneira geral, a maior parte dos requisitos de segurança operacional são

bem semelhantes para todos os países signatários da IMO, uma vez que decorrem

20

das mesmas convenções internacionais (SOLAS, MODU, LOAD LINE, MARPOL,

TONNAGE, ETC.). No entanto toda embarcação de bandeira estrangeira, incluindo as

plataformas, cuja operação se pretenda fazer em águas jurisdicionais brasileiras,

deverá ter sido prévia e formalmente autorizada pela Autoridade Marítima brasileira

(FARIAS et al, 2006).

Figura 13 - ZAFIROPRODUCER da EXXON-MOBIL.

21

CAPÍTULO 5 - METODOLOGIA APLICADA

Os requisitos necessários quanto aos critérios dos Operadores, Sociedades

Classificadoras e Autoridades Nacionais e de Bandeira serão considerados na

definição do programa de inspeções (APÊNDICE I).

A definição dos programas de inspeções será baseada em um modelo de

confiabilidade estrutural relativo ao modo de degradação estrutural por corrosão e

fadiga.

O modelo de confiabilidade é baseado no “MCC” - Manutenção Centrada em

Confiabilidade (APÊNDICE II). Entretanto para uma determinada região da estrutura

metálica de um FPSO. O modelo de confiabilidade será criado, considerando-se uma

vida de resistência à avaria de 20 a 40 anos.

Este modelo de confiabilidade pode ser atualizado, considerando-se os

resultados de inspeções, que serão considerados em um método de inspeção,

representado pela sua probabilidade de detecção, levando-se em consideração vários

tipos de embarcações em varias condições de operacionalidade.

Para definição do instante para realização das inspeções, serão considerados

dois métodos: método do intervalo constante entre inspeções (Tempo entre revisões -

TBO, Tempo limite de vida - TLV), sendo tratados como níveis deterministicos (dados

do Fabricante) e método da probabilidade de falha constante (Tempo médio entre

falhas - MTBF, Tempo médio entre remoções - MTBR), sendo níveis probabilísticos.

No primeiro método, as inspeções serão realizadas em intervalos constantes,

prescritos para a região estrutural. A probabilidade de falha será atualizada

considerando-se os resultados das inspeções onde não sejam encontradas avarias.

No segundo método, a probabilidade de falha máxima admissível ou

probabilidade de falha alvo (degradação estrutural) será estabelecida coincidindo com

a probabilidade de falha máxima no instante da 1a inspeção, com data estabelecida

no programa prescrito para a região. Esta probabilidade de falha será considerada

para estabelecimento do intervalo necessário entre inspeções subseqüentes para

manutenção da probabilidade de falha abaixo do valor pré-estabelecido.

Os programas de inspeções serão avaliados quanto ao custo total final,

incluindo custo da mobilização, inspeção, reparo e custo de uma possível falha do

componente considerado, implicando em quanto maior o MTBF, menor é a demanda

de revisões e quanto menor o MTBF maior é a demanda de revisões, colaborando

para que o custo final aumente, por este motivo a necessidade de adotar métodos

22

preceptivos com a finalidade de eliminar ao máximo os desvios que possam vir gerar

uma avaria.

5.1- ANÁLISE CRÍTICA

Tem por objetivo verificar a necessidade de uma metodologia que direcione as

etapas de uma inspeção por degradação estrutural, tendo como foco a qualidade

como balizamento para uma análise mais acurada.

5.1.1- O QUE INSPECIONAR?

Devemos identificar os detalhes construtivos críticos de “Onde inspecionar”, as

áreas de alto risco, análise qualitativa através de grupos de trabalho de “Quando

inspecionar”, mecanismos de degradação e avarias dependentes do tempo.

5.1.2- ONDE INSPECIONAR?

Verificar a matriz de probabilidade versus conseqüência, conforme

apresentado na Figura 16 e 17. É feita a identificação dos detalhes construtivos

críticos da estrutura da unidade.

a) Probabilidade - possibilidade de que uma falha ocorra.

Ex.: trinca no casco.

b) Conseqüência - resultado se a falha realmente ocorrer.

Ex.: Falta de inspeção periódica.

5.1.3- QUANDO INSPECIONAR?

Uma vez identificados os detalhes estruturais críticos, bem como concluída a

análise qualitativa de risco, as informações são cruzadas com os resultados das

análises de degradação da estrutura para a definição do intervalo de inspeção.

5.2- ETAPAS DA ANÁLISE CRÍTICA:

5.2.1- 1ª ETAPA DA ANÁLISE: DEFINIÇÃO DO ITEM CRÍTICO

23

- Delinear o item Reparável, com os seus respectivos “spare-parts” no mínimo 10

(dez) itens mais críticos e suas respectivas quantidades para previsão de 1 (um) ano.

Levando em consideração que revisaremos no ano;

- Usar “Pareto” para determinação do índice de criticidade dos parâmetros, que

poderão vir a ocasionar a falha de acordo com a análise proposta;

MÉTODO DE “PARETO”:

A Curva ABC ou 80-20, é baseada no teorema do Economista Vilfredo Pareto,

na Itália, no século XIX, num estudo sobre a renda e riqueza, ele observou uma

pequena parcela da população, 20%, que concentrava a maior parte da riqueza, 80%

(SUZANO, 2009).

Os itens são classificados como “Curva ABC”

a- de Classe A: de maior importância, valor ou quantidade, correspondendo a 20% do

total;

b- de Classe B: com importância, quantidade ou valor intermediário, correspondendo

a 30% do total;

c- de Classe C: de menor importância, valor ou quantidade, correspondendo a 50%

do total. Os parâmetros acima não são uma regra matematicamente fixa, pois podem

variar de organização para organização nos percentuais descritos.

Este método é empregado na indústria aérea como modelo de detecção para

itens críticos

Criticidade dos Itens

Este modelo de gráfico determina a Criticidade dos itens de uma plataforma

utilizando "Pareto" como fonte para demonstrar o valor da criticidade pela somatória

dos parâmetros de criticidade, conforme Tabela 3. Afetando parcialmente desta forma

a produção de óleo. E com isso tem a finalidade de elencar uma prioridade de itens

críticos para uma análise mais acurada no tocante as necessidades de inspeções e

manutenções preventivas.

24

Tabela 3- Método gráfico de “Pareto” para determinação de criticidade dos itens.

VALORES DE CRITICIDADE PARÂMETROS DE CRITICIDADE

VALOR: 3 (TRÊS) PARÂMETRO 1: Impacto direto na parada de produção,

VALOR: 2 (DOIS)PARÂMETRO 2: Equipamentos de grande importância operacional, que não tem redundância,

VALOR: 1 (UM)PARÂMETRO 3: Equipamentos cuja parada causa imediato impacto ao meio ambiente.

VALOR: 0 (ZERO) SEM PARÂMETRO

DETERMINAÇÃO DE CRITICIDADE

Nº PROJETO (FPSO) ITENSParâmetro 1de Criticidade

Parâmetro 2de Criticidade

Parâmetro 3 de Criticidade

Valor de Criticidade Total

Itensacumulados

Criticidade acumulada

1 CASCO (ESTAÇÃO 1) EST 1 3 2 1 6 5,56% 7,69%




5 POWER M09 3 2 0 5 27,78% 37,18%

6 SEPARATION LP M05 3 2 0 5 33,33% 43,59%

7 PRODUCED M04 3 2 0 5 38,89% 50,00%

8 SEPARATION HP M03 3 2 0 5 44,44% 56,41%

9 WATER INJECTION M02 3 2 0 5 50,00% 62,82%

10 TURRET AREA T06 3 2 0 5 55,56% 69,23%

11 POOP DECK V31 0 2 1 3 61,11% 73,08%

12 HELIDECK O1 0 2 1 3 66,67% 76,92%

13 OUTROS 2 O2 0 2 1 3 72,22% 80,77%

14 OUTROS 3 O3 0 2 1 3 77,78% 84,62%

15 OUTROS 4 O4 0 2 1 3 83,33% 88,46%

16 OUTROS 5 O5 0 2 1 3 88,89% 92,31%

17 OUTROS 6 O6 0 2 1 3 94,44% 96,15%

18 OUTROS 7 O7 0 2 1 3 100,00% 100,00%

18 78

Criticidade = Somatória dos parâmetros de criticidade

25

GRÁFICO DE "PARETO" PARA DETERMINAÇÃO DE CRITICIDADE

-40,00%

-20,00%

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Itens Acumulados

C

rit

icid

ad

e A

cu

mu

lad

a

Itens acumulados Criticidade acumulada Log. (Itens acumulados)

A

B

5.2.2- 2ª ETAPA DA ANÁLISE: IDENTIFICAÇÃO DAS ÁREAS DE ALTO RISCO

SUSCETÍVEIS AS FALHAS POR ESTAÇÕES

Os primeiros 5 anos de operação da plataforma não requer um grande número

de inspeções, consequentemente o número de manutenção corretiva é muito

pequeno.

Uma vez mapeado os detalhes construtivos críticos, deverão ser identificas as

áreas de alto risco suscetíveis às falhas devido à corrosão e fadiga onde são feitos os

monitoramentos de medição de espessura e ensaios não-destrutivos. Tal identificação

é feita de forma qualitativa através de grupos multidisciplinares, utilizando-se a matriz

de probabilidade versus conseqüência (Figura 14). Aplicado nas áreas de alto risco

suscetíveis as falhas por estações, conforme Figura 15.

26

Alta

Probabilidade Média

Pequena

Remota

Pequena Significante Crítica Catastrófica

ConseqüênciaFigura 14 - Matriz de Probabilidade x Conseqüência

Figura 15- Planta FPSO.

Nota: As estações podem ser constituídas de varias subestações

27

O estabelecimento dos intervalos de inspeção é feito através do estudo dos

mecanismos de degradação e estimativa de quando um componente ou sistema

atinge determinado estado limite com aplicação das taxas de corrosão, espessura

mínima e análise dos ciclos de fadiga, vida útil e da experiência e julgamento de

especialistas. O ideal é inspecionar o componente quando a deterioração atinge a

probabilidade alvo (FARIAS et tal, 2006). Conforme segue na Figura 16

Probabilidade de falha devido a degradação Estrutural

3% 5% 8%

AltoRisco associado

ao casco Médio

Baixo

5 anos 10 anos 15 anos

Tempo de operaçãoFigura 16 – Probabilidade de falha x risco associado x tempo de operação

PARÂMETRO RELEVANTE PARA ANÁLISE DE CRITICIDADE NO TOCANTE AS

FALHAS:

A corrosão é considerada um parâmetro muito importante para uma possível

aceleração em um processo de fadiga estrutural interna, que somente detectamos por

ensaios não destrutivos, motivo pelo qual temos interesse em abordar tal assunto para

melhores esclarecimentos dos parâmetros de corrosão analisado segundo

(TRUEMAN et al, 2009).

DADOS HISTÓRICOS:

1. Vida Fadiga Pregressa

2. Histórico de Corrosão, segundo (TRUEMAN, et al, 2009).

2.a. Atmosférica na superfície (Acima da linha d’água);

28

2.b. Microbiológica por imersão (Abaixo da linha d’água).

A corrosão por influência microbiológica, tem recebido crescente interesse nos

últimos anos. Este aumento é, possivelmente, devido ao reconhecimento do potencial

de falhas inesperadas e dispendiosas, que pode ocorrer como resultado da elevada

corrosão taxas associadas.

Uma das áreas em que corrosão foi encontrada, sendo um problema está nos

porões e tanques de embarcações marítimas, incluindo navios e submarinos. As

condições presentes em muitos porões / tanques de embarcações marítimas,

incluindo a água estagnada, a disponibilidade de nutrientes e temperaturas, são

favoráveis à proliferação dos microorganismos comumente associados com corrosão

por influência microbiológica.

Com efeito das taxas de corrosão localizada navio de aço da ordem de alguns

milímetros/ano, foram notificados, que são significativamente mais elevados do que

seria normalmente esperado. Essas altas taxas de corrosão pode potencialmente

resultar em danos estruturais ocorridas antes de identificação durante a manutenção

rotineira, o que poderia ter conseqüências desastrosas. Mesmo no caso quando

estruturalmente significativo dano não ocorrer, o ataque localizada pode resultar em

aumentos consideráveis na manutenção e reparação.

CARACTERÍSTICAS:

Utilização de “Kits Test” para experiências, para indicar a taxa de corrosão, tendo

como resultados parâmetros de medição de penetração por “Pit“ e taxa de peso. Para

minimizar tais reações utilizamos Bactérias Redutoras de Sulfeto – SBR

(TRUEMAN et al, 2009);

Localização das corrosões por águas em movimento e águas estagnadas em

estruturas metálicas (ex. porões, tanques e tubulações, CASCO).

(a) (b)

Figura 17- (a) Corrosão em água em movimento; (b) Corrosão em água parada.

(NACE 2009 International)

29

5.2.3- 3ª ETAPA DA ANÁLISE: EFEITOS DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA

Verificar se vale a pena fazer a manutenção ou não de acordo com o custo

estimado. Mês a mês pode ser feito uma inspeção preventiva não destrutível, mesmo

que visualmente em áreas determinadas críticas com a intenção de minimizar as

manutenções não programadas. Este modelo de análise determina um valor total

acumulado que serve de base para monitorar a necessidade de aumentar as

inspeções programadas com possíveis manutenções programáveis, com o único

objetivo de reduzir o número de manutenções não programadas (manutenções

corretivas). No modelo acima o ideal é que a quantidade da manutenção não

programada [Qtd de (R(t)) - Sistema sob manutenção preventiva por mês] esteja

sempre abaixo da quantidade da manutenção programada [Qtd de (Rm(t)) - Sistema

sem manutenção preventiva por mês], sendo tolerável se manter abaixo da linha de

inspeção acumulada.

Tabela 4 – Manutenção Preventiva

Nº(meses) Casco

Cartões de Inspeções

Qtd de (Rm(t))

Qtd de (R(t))

Valor Total

Qtd de (Rm(t)) Acum.

Qtd de (R(t))

Acum.Valor Total Acumulado

Inspeções Acumuladas

1 FPSO INSP1 2 1 2 12,50% 6,25% 9,38% 8,33%

2 FPSO INSP2 2 1 2 25,00% 12,50% 18,75% 16,67%

3 FPSO INSP3 2 1 2 37,50% 18,75% 28,13% 25,00%

4 FPSO INSP4 2 1 2 50,00% 25,00% 37,50% 33,33%

5 FPSO INSP5 2 1 2 62,50% 31,25% 46,88% 41,67%

6 FPSO INSP6 2 1 2 75,00% 37,50% 56,25% 50,00%

7 FPSO INSP7 2 1 2 87,50% 43,75% 65,63% 58,33%

8 FPSO INSP8 2 1 2 100,00% 50,00% 75,00% 66,67%

9 FPSO INSP9 1 1 1 106,25% 56,25% 81,25% 75,00%

10 FPSO INSP10 1 1 1 112,50% 62,50% 87,50% 83,33%

11 FPSO INSP11 1 1 1 118,75% 68,75% 93,75% 91,67%

12 FPSO INSP12 1 1 1 125,00% 75,00% 100,00% 100,00%

12 20 12 16

TERMINOLOGIA

Qtd de (Rm(t)) = Sistema sob manutenção preventiva por mês (PROGRAMADA)

Qtd de (R(t)) = Sistema sem manutenção preventiva por mês (NÃO PROGRAMADA)

30

5.2.4- 4ª ETAPA DA ANÁLISE: UTILIZAÇÃO DE “MCC” PARA VERIFICAÇÃO DE

ANÁLISE DE FALHAS COM A FINALIDADE DE ELENCAR PROCESSOS DE

PREDIÇÃO

Este modelo de degradação determina a quantidade de falhas no ano com

relação ao tempo durante os dez primeiros anos de operação da plataforma no que se

refere aos parâmetros de maior incidência observados nas inspeções programadas e

não programadas, com a finalidade de usar como análise para uma possível predição.

Pois quanto menor o (TBO/MTBR/MTBF/TLV), maior será o número de falhas ou

panes.

EFEITOS DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA

0,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

140,00%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Número de Meses por ano

Re

laç

ão

da

Mn

t.

co

m

Pre

ve

nç

ão

x s

em

pre

ve

nç

ão

Qtd de (Rm(t)) Acum. Qtd de (R(t)) Acum. Inspeções Acumuladas

31

Tabela 5 – Análise de Falhas

Nº Item CriticoParâmetro de

incidência das falhas ANOQtd de falhas

(ano)

TBO/MTBR/ MTBF/TLV

(Horas)

Esforço da FPSO (Horas

no ano)

1 Casco de FPSO corrosão 2000 1 8.640 8.640




5 Casco de FPSO fadiga 2004 10 1.728 8.640

6 Casco de FPSO fadiga 2005 15 1.080 8.640

7 Casco de FPSO fadiga 2006 25 720 8.640




TERMINOLOGIAS

MTBF Medium time betwen Failure

MTBR Medium time betwen Remove

TBO Time betwen Overhall

TLV Tempo Limite de Vida

EF Esforço da FPSO

Calculado pelo Usuário MTBR/MTBF=EF/ Qtd de FalhasFornecido pelo Fabricante TBO/TLV

Análise de Falhas

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tempo (Ano)

Qu

an

tid

ad

e d

e F

alh

as

ANO Qtd de falhas (ano) TBO/MTBR/MTBF/TLV

32

Feita a análise, criaremos no mínimo 3 (três) processos de manutenção preditiva

para os itens críticos para posterior implementação das referidas inspeções. A análise

dos processos para prioridade dos parâmetros de falha do equipamento, com a

finalidade de identificar as causas e mecanismos potenciais de falhas com suas devidas

conseqüências de severidade de maior valoração (valor 5) à mais branda (valor 1),

seguindo a ordem de classificação dos processos de predição, conforme Tabela 6.

Tabela 6 – Causas e mecanismos potênciais das falhas, como método de predição

No Part

NumberFunção

Modo de Falha Potencial

Severidade Classificação

Causas eMecanismo

Potenciais de Falha

Quais são suas conseqüências

1CASCO

DA FPSO

Supervisor de

Manutenção Mecânica

Fadiga estrutural por

baixo ciclo 5 1

1) Material com propriedades mecânicas em

não conformidade

com as especificações

de projeto;

Falha causa indisponibilidad

e e afeta parcialmente a

produção.

2CASCO

DA FPSO

Supervisor de


Corrosão por influencia

microbiológica4 2


não conformidade


de projeto;



produção.

3CASCO

DA FPSO

Supervisor de


Corrosão atmosférica

3 3


não conformidade


de projeto;



produção.

4CASCO

DA FPSO

Supervisor de


Vibração 2 4


não conformidade


de projeto;



produção.

5CASCO

DAFPSO

Supervisor de


Variação de Temperatura

1 5


não conformidade


de projeto;



produção.

Fonte: Modelo de documento adotado na FAB

33

Com base nos dados dos modelos anteriores, o modo de falha é discretizado pela

análise de predição. O Intervalo de inspeções nos primeiros 05 anos podemos adotar

métodos preditivos semestralmente, devido a Probabilidade de falhas com relação a

degradação Estrutural.

Tabela 7 – Manutenção Preditiva

Equipamento: Plataforma FPSO Data:

Sub-Equipamento:

Casco do FPSO

Modo de falhaAtividade de Manutenção

Proposta

Tipo de Manutenção

Intervalo Responsável Executor

Fadiga estrutural

Inspeção Não Destrutiva

Preditiva 06 Meses

Supervisor de


Empresa Contratada

Corrosão por influencia

microbiológica


Preditiva 06 Meses

Supervisor de


Empresa Contratada

Corrosão atmosférica


Preditiva 06 Meses

Supervisor de


Empresa Contratada

Fonte: Modelo de documento adotado na FAB

34

CAPÍTULO 6 - RESULTADOS OBTIDOS ATRAVÉS DA INSPEÇÃO BASEADA EM

RISCO COM O AUXÍLIO DE “PARETO”

6.1- RESULTADOS DA IMPLEMENTAÇÃO DA “IBR” NA PLATAFORMA FPSO

No caso da PLATAFORMA a duração da fase de transição deverá ser um ciclo

de inspeção de cinco anos (2003-2008). Este período pode parecer longo e sem

muitos resultados concretos, porém, é fundamental para o sucesso de sua

implementação.

A equipe da PLATAFORMA, mesmo sem poder aplicar ainda os novos

intervalos, prevê seus benefícios para o futuro. E existem outras vantagens já

empregadas: o plano de Inspeção detalhado, o melhor conhecimento da situação da

estrutura do casco da Unidade e a garantia de atender plenamente todos os requisitos

da Sociedade Classificadora (APÊNDICE I) além de itens que deveriam ser

inspecionados anualmente terem sido re-programados para um período maior.

O acesso às regiões pode ser através de andaimes ou com escaladores

industriais. A disponibilidade de escaladores nas equipes de medição de espessura

viabiliza um meio eficiente de acessar as partes altas da estrutura dos FPSO’s. As

vantagens decorrentes são de menor tempo necessário e menor período de

indisponibilidade do casco (FARIAS et tal, 2006).

Motivo pelo qual apresentamos o diagrama da FPSO, conforme Figura 18, com

sua disponibilidade operacional em águas profundas.

Figura 18- Diagrama da FPSO.

35

6.1.1- INSPEÇÃO CONVENCIONAL

Devemos seguir os procedimentos indicados nas Regras, inspecionando várias

partes ou componentes, independente da probabilidade de haver falha ou da

conseqüência que uma falha pode ocasionar e seguindo as inspeções em intervalos

regulares - Anuais/ 5 anos, pois pode ocorrer casos de excesso de inspeção e casos

de falta de inspeção. A inspeção convencional segue as normas das classificadoras.

Resultado:

– Alto custo de inspeção a longo termo;

– Inspeção algumas vezes sem foco definido.

6.1.2- INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO COM O AUXÍLIO DE “PARETO”

Proporciona uma melhoria no plano de inspeção, pois é dada prioridade às

partes que apresentam maior risco e maior enfoque nos componentes estruturais

considerados de alto risco, consequentemente menor enfoque nos componentes

estruturais considerados de menor risco, com isto priorizamos o que, onde e quando

inspecionar. A inspeção baseada em risco com auxílio de “Pareto”, segue uma

metodologia mais acurada dos dados com análises com maior eficiência e eficácia,

consequentemente com maior efetividade.

Resultado:

– Custo menor de inspeção em longo prazo.

– Uso mais eficiente dos recursos de inspeção.

– Inspeção mais direcionada.

36

CAPÍTULO 7 - CONCLUSÃO

A proposta da análise preditiva em conformidade com a IBR, traz uma nova

melhoria tecnológica para garantia da Integridade Estrutural das Unidades, que

proporciona ganho de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde Ocupacional), em

relação à inspeção prescritiva através do melhor conhecimento estrutural do casco da

Unidade sob ponto de vista da engenharia. A metodologia ajusta a aplicação dos

recursos de inspeção através do emprego dos conceitos de análise de risco para

direcionar o foco para os itens mais críticos.

A partir dos resultados é possível analisar a freqüência de inspeção com

avaliação da função de falha de cada item da estrutura. As análises possibilitam julgar

a condição dos elementos da estrutura e as inspeção que podem ser ampliadas,

mantidas ou até mesmo reduzidas. Na maioria dos casos a conclusão é que a regra

da inspeção prescritiva é conservadora e assim as análises possibilitam a verificação

intervalos de inspeção dos elementos.

Com o envelhecimento da frota, além da vida pregressa à conversão, das

particularidades de cada unidade, do somatório de informações cada dia maior, a

análise de predição em conformidade com a IBR se apresenta como uma ferramenta

necessária para balizamento racional da experiência e do conhecimento dos

profissionais envolvidos com critérios para considerar estas condições.

A principal vantagem desta análise é gerência precisa dos recursos de

inspeção e manutenção do casco da Unidade, o que proporcionará ganho em

conhecimento sob o ponto de vista moderno da engenharia relativo a estrutura da

embarcação através da aplicação de recursos tecnológicos. A IBR é uma ferramenta

fundamental para a manutenção da Integridade Estrutural do FPSO alinhado aos

compromissos da empresa de SMS. O conhecimento é ampliado com a predição e ao

final da fase de implementação da IBR. Os resultados já existem gradativamente

desde o início da fase de transição pela própria filosofia da IBR.

Um benefício que advêm da verificação dos prazos de inspeção é a redução

dos custos diretos aplicados nos recursos de inspeção, segundo (FARIAS et al, 2006)

os prazos para inspeção podem ser ampliados através da IBR. Entretanto com

métodos de predição muitas das vezes para mantermos a integridade dos cascos

poderemos reduzir o tempo de inspeções associando ao custo benefício.

Deve ser considerado também que a IBR é capaz de oferecer a garantia da

manutenção segura da estrutura do casco do FPSO no seu local de operação durante

toda a sua vida útil e proporciona a redução do risco da necessidade de uma

37

intervenção crítica que somente seria possível com a remoção da Unidade para

estaleiro. Evitando desta forma um “setup” na sua produção.

Por outro lado, sob o ponto de vista comercial da busca de resultados rápidos,

a IBR é incapaz de apresentar seus benefícios em um curto prazo. Pelo contrário,

para sua implementação são necessários investimentos de recursos financeiros,

humanos e tecnológicos para coleta de dados e investigação detalhada. (FARIAS et

tal, 2006)

O objetivo do trabalho foi propor uma metodologia detalhada englobando os

aspectos relacionados à Plataforma FPSO de trazer uma proposta que a IBR em

conformidade com análise preditiva, dando ênfase a uma nova tecnologia para

garantia da Integridade Estrutural das Unidades que proporciona um maior tempo de

vida útil (TLV) em relação à inspeção prescritiva através do melhor conhecimento

estrutural do casco da Unidade sob ponto de vista da engenharia, com a finalidade de

evitar uma degradação sem controle, ocasionando uma possível indisponibilidade na

estrutura, que viesse afetar parcialmente a produção óleo neste tipo de plataforma.

Os resultados deste estudo apontam para um menor custo de inspeção em

longo prazo, uso mais eficiente dos recursos de inspeção e uma inspeção mais

direcionada em busca de um novo caminho para analise de informações sobre

inspeção baseada em risco aplicada a casco de FPSO.

Este trabalho Possibilita uma infinidade de análises, que se destinar a uma

busca de melhorias nos processos, para aqueles que tenham interesse no tema em

questão.

38

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[63] WALLACE, K. M., ZANER, S. A. “Performance Record for FPSOs and Shuttle

Tankers”. In: Proceedings of the 1999 Offshore Technology Conference, OTC 11002,

Houston, May, 1999.

[64] WANG, M., LEITCH, J., BAI, Y. “Analysis and Design Consideration of

Greenwater Impact on Decks and Topsides of FPSO”. In: Proceedings of the 2001

Offshore Technology Conference, OTC 13208, Houston, May, 2001.

45

[65] XU, T., BAI, Y., WANG, M, et al. “Risk based “Optimum” Inspection for

FPSOs Hulls“. In: Proceedings of the 2001 Offshore Technology Conference, OTC

12949, Houston, Apr, 2001.

[66] JAMBO, H.C.M., FÓFANO, S. CORROSÃO – FUNDAMENTOS, MONITORAÇÃO

E CONTROLE. Ed. Ciência Moderna, 2008.

[67] GENTIL,V. CORROSÃO, 3ª Edição. Ed. Afiliada, 1996.

[68] INVESTIGATION OF THE POTENTIAL FOR MIC IN THE BILGE WATERS OF

AUSTRALIAN NAVAL VESSELS. S.A. Wade. CRC for Integrated Engineering Asset

Management, Department of Mechanical and Aerospace Engineering, Monash

University Clayton, Victoria, Australia 3800; A.R. Trueman and P. Mart. Defence

Science and Technology Organization, 506 Lorimer Street, Fisherman’s Bend, Victoria,

Australia 3207; G. Sloan and P. Vince. ASC Pty Ltd, Mersey Road, Osborne, South

Australia, Australia 5017, 2009.

[69] INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION. International Convention on

Tonnage Measurement of Ships. Londres, 1969.


Load Lines. Londres, 1966.

[71] INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION. International Convention for

the Prevention of Pollution from Ships. Londres, 1978.

[72] INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION. International Convention for

the Safety of Life at Sea. Londres, 2004.

[73] INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION. Code for the Construction and

Equipment of Mobile Offshore Drilling Units. Londres, 1989.

[74] Diretoria de Portos e Costas. Normas da Autoridade Marítima para operação

de Embarcações Estrangeiras em Águas Jurisdicionais Brasileiras. Rio de

Janeiro, 2004.

46

[75] Diretoria de Portos e Costas. Normas da Autoridade Marítima para

Embarcações Empregadas na Navegação de Mar Aberto. Rio de Janeiro, 2004.


Standard of Training, Certification and Watchkeeping. Londres, 1995.

[77] INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION. Recommendations on Training

of Personnel on Mobile Offshore Units. Londres, 1998.

[78] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS (ABNT). NBR 6022 —

Informação e documentação — Artigo em publicação periódica científica

impressa — Apresentação. Rio de Janeiro, maio, 2003.

[79] IBAMA – Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais, 2007,

“Atividade de produção e escoamento de óleo e gás do Campo de Marlim Leste,

Bacia de Campos, através da Plataforma P-53”. R I M A - Relatório de Impacto

Ambiental, fev, 2008.

[80] API (American Petroleum Institute), Risk Based Inspection – Base Resource

Document. API 581, 2001.

[81] OTC 18142. Specific Tools and Services for Integrity of FPSOs / Case Studies for

GIRASSOL. FPSO and a Concrete Unit. M.F. Renard and P. Biasotto, Bureau Veritas,

and B. Lanquetin, Total S.A. Houston, Texas, U.S.A., 1–4 May, 2006.

[82] Proceedings of OMAE-FPSO 2004. OMAE Specialty Symposium on FPSO

Integrity Houston, OMAE-FPSO 2004-0085. STRUCTURAL MODIFICATIONS TO

THE FPSO KUITO CARGO TANKS. Andrew Newport, SBM Roger Basu, American

Bureau of Shipping1 Andrew Peden, SBM, USA, 2004.

[83] Proceedings of OMAE 2004. 23nd International Conference on Offshore

Mechanics and Arctic Engineering. Vancouver, Canada, 2004.

47

APÊNDICE I

A- SOCIEDADES CLASSIFICADORAS

A origem da legislação aplicada ao exercício da atividade marítima decorre,

nos seus primórdios, da própria necessidade de se comercializar mercadorias pela via

marítima. A ambição dos proprietários de navios de carga os estimulava a carregar

seus navios além de suas capacidades seguras, trazendo como conseqüência uma

estatística elevada de acidentes e naufrágios com vítimas e perda de carga. Em

função disto, a forma de buscar algum tipo de proteção, os proprietários de carga se

viram obrigados a fazer seguro. Aliás, a própria atividade de seguro tem sua origem

no transporte marítimo.

A.1- ABS

O ABS Consulting é um agente de certificação e verificação (ACV) com uma

boa base de engenheiros com experiência e vistoriadores que estão qualificados a

auxiliar os projetos dos clientes nas fases de projeto propriamente dito, detalhamento

de projeto, fabricação e instalação. Alguns desde serviços de suporte incluem:

Revisão de atendimento às normas para Planos de Construção.

Testes de verificação de resistência elétrica para geradores, motores e outros

equipamentos elétricos e circuitos elétricos para que se possa manter um

registro destes dados para consulta futura.

Catalogação de manuais de operação e documentação de garantia de

equipamentos fornecidos por terceiros e máquinas em geral.

Testes em geral e teste de mar para se assegurar que todas as atividades

pertinentes foram realizadas e registradas de maneira apropriada.

Gerenciamento da Documentação para confirmar, ao final da construção, que

toda a documentação pertinente foi entregue. Tal documentação inclui

documentos da sociedade classificadora, documentos do fabricante,

certificados de testes e de materiais.

48

B- IMO – “INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION”.

Preocupados com a segurança da navegação e a prevenção da poluição

marinha, mas a Organização introduziu igualmente regulamentação relativa a

responsabilidade e compensação por danos, tais como a poluição, causada por

navios.

Entretanto, com o aumento excessivo no volume de negócios, os governos dos

países de maior atividade comercial se viram pressionados a estabelecer algum tipo

de legislação com intuito de coibir abusos no transporte de carga que pudessem

ocasionar acidentes.

C-PRINCIPAIS CONVENÇÕES MARÍTIMAS INTERNACIONAIS

C.1- TONNAGE 69- “INTERNATIONAL CONVENTION ON TONNAGE

MEASUREMENT OF SHIPS”, 1969.

Na Legislação Marítima sempre houve a necessidade determinar parâmetros

para a aplicação ou não de determinados critérios sejam de salvaguarda da vida

humana no mar, prevenção a poluição ou segurança a navegação, um dos mais

coerentes é o tipo de atividade, ou seja, uma embarcação que produz petróleo deve

cumprir mais requisitos referentes a prevenção a poluição do que uma que transporta

somente pessoas. Porém este princípio apesar de coerente, não é suficiente e sempre

se tentou achar algum critério adicional.

C.2- BORDA-LIVRE- “INTERNATIONAL CONVENTION ON LOAD LINES 1966”.

A primeira medida relatada referente à segurança das embarcações é a que

tratava da limitação e capacidade de carga nos navios, mediante a obrigação de se

respeitar à linha de carga máxima afixada no costado dos mesmos, adotada pela

Inglaterra, e que posteriormente deu origem a convenção internacional para linhas de

carga, Load-Line 1966.

Estabelece os requisitos de estanqueidade e integridade estrutural a serem

respeitados visando a garantir reserva de flutuabilidade nas diversas condições de

carregamento possíveis de serem experimentadas para cada tipo de embarcação,

inclusive e principalmente em situações de avaria.

49

C.3- MARPOL - CONVENÇÃO INTERNACIONAL PARA PREVENÇÃO DA

POLUIÇÃO DO MAR POR EMBARCAÇÕES (“INTERNATIONAL CONVENTION

FOR PREVENTION OF POLLUTION FROM SHIPS”).

Estabelece regras e requisitos de construção a serem adotados, visando a

evitar a poluição por óleo no mar.

Em linhas gerais, são definidas as alternativas para o descarte de resíduos

oleosos oriundos de instalações de produção e sistemas de praça de máquinas, ou

seja, utilização de tanques acumuladores, separadores de água e óleo e sistemas de

transferência para navios receptadores ou terminais. O descarte direto para o mar só

é permitido sob condições bastante restritas, fora de águas territoriais de 12 milhas

náuticas e em concentrações abaixo de 15 ppm.

A convenção MARPOL foi criada em 1973 e modificada pelo protocolo de

1978, visando a criação de requisitos para operação de navios petroleiros, onde na

década de 70 apresentaram um crescimento muito grande e conseqüente capacidade

de provocar danos ao meio ambiente em caso de acidente. Porém seus requisitos

passaram a ser aplicáveis a outros tipos de navios mesmo que não transportem como

carga petróleo e derivados.

No caso de plataformas, a convenção da MARPOL é aplicável ao descarte de

resíduos oleosos provenientes das chamadas instalações de praça de máquinas , pelo

fato de ter sido idealizada para navios petroleiros. Quaisquer outras fontes geradoras

de resíduos provenientes de outros locais que não os acima mencionados não serão

regidas pela MARPOL e sim pelo órgão ambiental competente no caso brasileiro pelo

CONAMA.

C.4- SOLAS- “INTERNATIONAL CONVENTION FOR THE SAFETY OF LIFE AT SEA”.

Trata-se do conjunto de requisitos mais abrangente até hoje elaborado, e

determina padrões mínimos de segurança operacional. Esta convenção estabelece

requisitos para projeto, construção e manutenção durante a fase de operação das

embarcações, abrangendo as disciplinas de materiais para a construção estrutural,

compartimentação e estabilidade, propulsão e equipamentos vitais, instalações

elétricas, salvamento, proteção contra incêndio, comunicações, sistemas de governo,

navegabilidade etc.

50

C.5- “MODU-CODE- CODE FOR THE CONSTRUCTION AND EQUIPMENT OF

MOBILE OFF-SHORE DRILLING UNITS”.

Com o incremento das atividades "offshore" e tendo em vista as

particularidades de uma plataforma móvel, a IMO entendendo que o SOLAS não se

aplicava a tais tipos de unidades sob diversos aspectos, resolveu estabelecer um

conjunto de recomendações de segurança nos moldes do SOLAS, mais compatível

com as características operacionais desse tipo de unidade; foi então criado o MODU

CODE, onde os requisitos de: construção, estrutura, compartimentação estabilidade,

equipamentos vitais, instalações elétricas, salvamento, proteção contra incêndio,

comunicações, etc. são estabelecidos.

D- EMISSÃO E RENOVAÇÃO DOS CERTIFICADOS ESTATUTÁRIOS E DE

CLASSE.

A parte mais complexa e onerosa da manutenção da Conformidade Legal de

uma plataforma de petróleo é manter os requisitos constantes nas convenções da

IMO. Estes requisitos são constantemente verificados pela sociedade classificadora

da embarcação a qual para cada convenção realiza vistorias específicas e emite o

certificado correspondente, em nome da bandeira da unidade, atestando o

enquadramento da unidade aos requisitos da convenção.

Os Certificados Estatutários são:

!“International Tonnage Certificate”

!IOPP- “International Oil Polution Prevent”

!“Load Line Certificate“

!MODU – “Mobile Offshore Drilling Unit Safety Certificate”

!SOLAS CERTIFICATE (somente para as unidades autopropulsadas)

D.1- “INTERNATIONAL TONNAGE CERTIFICATE”

Este é o único Certificado Estatutário que não possui validade, pois atesta

apenas o volume dos espaços fechados da embarcação de acordo com os requisitos

da convenção Tonnage 69, e uma vez que a unidade não passe por alguma alteração

que modifique este volume, o certificado continuará valido.

51

A emissão deste certificado é feita durante a de construção da unidade com

base nos planos (projeto), porém a obra necessita estar em um estágio avançado

onde todos os volumes dos espaços fechados já estejam concluídos. Já que para a

efetiva emissão do certificado e necessário a realização da chamada vistoria de

Arqueação onde o vistoriador necessita percorrer toda a unidade e verificar se todas

as dimensões dos volumes dos espaços fechados estão de acordo com o relatado

nos planos.

D.2- “INTERNATIONAL OIL POLLUTION PREVENT” – IOPP

O Certificado de IOPP atesta que a unidade se encontra dentro dos requisitos

previstos na convenção MARPOL. O certificado possui validade de cinco anos e

necessita de endosso anual.

Os itens normalmente verificados pela Sociedade Classificadora a bordo são:

!Descarga Padrão - Verificar a existência da Descarga Padrão conforme o

regulamento 19 do anexo I da MARPOL.

!Arranjo do tanque de borra - Verificar se o tamanho do tanque é compatível com

a quantidade de resíduos produzida pela unidade

!Separador água e óleo - Verificar o funcionamento do equipamento, indicadores

de 15 ppm e se o alarme de parada está operacional.

!Livro de registro de óleo - Verificar se o livro está sendo corretamente

preenchido e se está com o carimbo da bandeira.

!Plano de Emergência (SOPEP) – verificar se está a bordo e a aprovação da

Sociedade Classificadora.

D.3- “LOAD LINE CERTIFICATE”

Este certificado atesta se a unidade cumpre os requisitos de reserva de

flutuabilidade e estanqueidade das aberturas existentes. Os itens normalmente

verificados pela Sociedade Classificadora a bordo são:

52

!Marcas de Borda Livre (DISCO DE PLIMSOL) - Verificar se está visível, dentro

da posição regulamentar constante no folheto de “trim” e estabilidade e se apresenta a

sigla da entidade emitente.

!Escotilhas, portas de visita, vigias, portas de combate, portas estanques,

ventiladores, exaustores, suspiros – Verificação de estanqueidade (estado das

borrachas de vedação) e funcionamento dos atracadores e de dispositivos de

fechamento e sinalizações de estado, se for o caso. Verificação das telas corta-

chamas e estado das válvulas de suspiro. Abertura e fechamento dos “dampers”.

!Válvulas de Descargas de costado - Verificar existência, estado e

funcionamento.

!Tubos de sondagem - Verificar estado e funcionamento

D.4- “MOBILE OFFSHORE DRILLING UNIT SAFETY CERTIFICATE” – MODU

O Certificado MODU o Certificado Estatutário mais abrangente e mais oneroso

à unidade para ser obtido. A convenção MODU prevê requisitos relativos a:

!Construção, Resistência e Materiais.

!Subdivisão, Estabilidade;

!Máquinas;

!Instalações Elétricas;

!Segurança contra incêndio;

!Equipamentos de Salvatagem;

!Instalações de Radiocomunicações;

!Guindastes;

!Requisitos Operacionais;

Os requisitos de construção são verificados durante a montagem da unidade

no estaleiro, onde toda a etapa construtiva é acompanhada pelo vistoriador, para isto

o processo é verificado desde a certificação da chapa na siderúrgica, até a montagem

desta chapa certificada e rastreada na estrutura da unidade. Todos os procedimentos

de soldagem também devem ser qualificados pela Sociedade Classificadora, nele as

variáveis essenciais do procedimento são controladas tais como: tipo de eletrodos,

temperatura de soldagem, metal base, posição de soldagem, etc.

53

Os requisitos de subdivisão e estabilidade são verificados previamente por

ocasião da aprovação dos planos e documentos da unidade, uma vez que estes

estejam aprovados e a construção da unidade siga exatamente como descrito no

projeto, o cumprimento dos requisitos é garantido. Para finalizar é necessária apenas

a realização da prova de inclinação antes da entrada em operação da unidade, para a

verificação da estimativa do posicionamento do centro de gravidade da plataforma.

Os demais itens previstos no MODU são de caráter operacional e rotineiro, ou

seja, devem ser verificados continuamente durante a vida útil da unidade. São de

considerável complexidade, então se idealizou a confecção da tabela abaixo onde

todos os itens verificados são descritos e o tipo de verificação que e feita por ocasião

da vistoria.

E- CERTIFICADO DE CLASSE

Além da certificação estatutária a Sociedade Classificadora da unidade ainda

emite o Certificado de Classe que é válido por cinco anos, o qual atesta que a unidade

está dentro dos requisitos constantes nas suas próprias regras de classificação.

F- CERTIFICADO DE REGISTRO.

O Certificado de Registro é emitido pela Bandeira e pode ser entendido como o

Certificado mais importante no tocante a Conformidade Legal, um dos seus dados

mais relevantes é o proprietário da embarcação, ou seja, é no Certificado de Registro

que é identificado o atual “dono” da plataforma.

G- VISTORIA ANUAL DE SEGURANÇA DA BANDEIRA.

Além de todas as vistorias citadas anteriormente, a Bandeira prevê em sua

Legislação Marítima a chamada ASI (“Annual Safety Inspection”). É uma vistoria, que

verifica se uma embarcação está obedecendo às normas de segurança e a Legislação

do País de Registro e concomitantemente audita a Sociedade Classificadora que atua

com delegação de competência da Bandeira.

54

H- HOMOLOGAÇÃO DE HELIPONTOS.

A necessidade de homologação dos Heliponto se faz necessária em função de

requisitos previstos no MODU-CODE e principalmente aos descritos no capítulo 6 da

NORMAM 01. Na moderna atividade “offshore” o Heliponto é o principal meio de

embarque e desembarque de pessoal das plataformas, servindo também como

importante meio de abandono e vital para o caso de emergências médicas que

necessitam de atendimento em terra.

55

APÊNDICE II

A- MECANISMOS DE FALHA:

A.1- !"##"$%"& afeta todo o casco e pode ser encontrada em diversas formas ao

longo da estrutura, sendo bastante dependente do meio onde o elemento estrutural se

encontra.

A.2- '()*+(& maior preocupação com as conexões das longitudinais com os gigantes

transversais e anteparas.

B- CONFIABILIDADE ESTRUTURAL:

B.1- !"#$%"& '(& )$*$+"(& ,"-*$((./"$(& 0(1%2'& *3+'2'(& ,-'414$).(+$5'(& 1'& $%/3(& 2"&

métodos deterministicos

B.2- !"#$%&'-se cálculos de confiabilidade estrutural para determinar a resistência da

viga navio em termos de probabilidade de falha.

B.3- () *+,#-) .#) $/01/*#*&#2) -/$'32) .')#2&4%&%4'5) #"#$%&'-se cálculos probabilísticos

para determinar a resistência estrutural baseado nas características geométricas do

elemento.

C- EXPERIÊNCIA E JULGAMENTO DE ESPECIALISTAS:

A excelência dos processos em atividades que impliquem no emprego de

equipamentos para a produção de um bem, passa pela necessidade de que estes

equipamentos estejam funcionando de acordo com a capabilidade esperada do

processo.

Este fato justifica a crescente necessidade da ação das atividades de manutenção

como instrumento auxiliar, mas determinante na qualidade do bem.

Sob o aspecto técnico, as práticas de manutenção têm apresentado constante

evolução, porém ainda existe carência quanto à métodos de tomada de decisão que

permitam selecionar a “melhor” política de manutenção para um equipamento.

Fazendo a ligação entre os conceitos básicos de manutenção e os conceitos da teoria

da confiabilidade a fim de apresentar um procedimento de seleção de políticas de

manutenção centrado em confiabilidade (MCC).

56

D- TERMINOLOGIA:

D.1- DEFINIÇÃO DE MANUTENÇÃO:

“Conjunto de conhecimentos, técnicas e habilidades cuja aplicação tem por objetivo

único garantir a funcionabilidade dos sistemas ao longo de toda a vida útil planejada.”

A partir da revolução industrial a tarefa de manutenção ganhou importância.

D.2- DEFINIÇÕES BÁSICAS:

D.2.1- FALHA:

A falha de um dispositivo fica caracterizada quando ele não mais é capaz de

desempenhar uma ou mais de suas funções ainda que não esteja completamente

incapacitado.

D.2.2- DISPOSITIVO:

Qualquer item físico de uma instalação ou equipamento que tenha papel atuante em

seu desempenho.

D.2.3- REPARO:

Qualquer ação que devolva a capacidade de um conjunto falhado a um nível de

desempenho igual ou maior que o necessário para o desempenho de suas funções,

mas não maior que a sua máxima capacidade original.

D.2.4- CAPACIDADE:

Capacidade real de um dispositivo de desempenhar suas funções com os parâmetros

esperados.

D.3- MANUTENÇÃO CORRETIVA:

Atividade que tem por objetivo corrigir uma falha que já tenha ocorrido, no senso

comum, após a quebra.

57

CARACTERÍSTICAS:

“A necessidade de intervenções ocorre de maneira aleatória.”

“O tempo de execução depende das condições de momento.”

“Não há como planejar o trabalho de manutenção, a menos de procedimentos

básicos.”


CORRETIVA:

Localizar o problema;

Diagnosticar as causas;

Definir mão-de-obra, ferramentas e procedimentos;

Executar;

Verificar;

Registrar o trabalho.

D.4- MANUTENÇÃO PREVENTIVA:

Atividade de manutenção cuja estratégia envolve restaurar ou substituir um dispositivo

em intervalos fixos de tempo, previamente programados.

CARACTERÍSTICAS:

“Pode ser programada em detalhes e planejada com antecedência.”

“Trabalhos de baixa periodicidade realizados em linhas, e os de grande

periodicidade realizados em atividades de manutenção de maior porte.”


PREVENTIVA:

Determinar os modos de falha e suas causas;

Determinar os intervalos entre falhas;

Definir ferramentas, mão-de-obra e procedimentos;

Definir programa de intervenção;

Executar;

58

Verificar;

Registrar o trabalho.

D.5- MANUTENÇÃO PREDITIVA:

Atividade de manutenção cuja estratégia envolve restaurar ou substituir um dispositivo

em intervalos variáveis de tempo, antes da ocorrência da redução da capacidade de

desempenho de um equipamento abaixo de um valor mínimo tolerável, ou mesmo da

parada do mesmo.

Necessita de aplicação de técnicas de monitoração de algum parâmetro operacional

do equipamento, que permita a descrição da evolução da falha.

A partir da evolução temporal da magnitude do parâmetro monitorado, toma-se a

decisão de intervir no equipamento, visando a restauração ou substituição do

dispositivo que está apresentando evolução da falha.

CARACTERÍSTICAS:

“Maximiza a disponibilidade operacional dos equipamentos.”

“O trabalho pode ser melhor planejado.”

E- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE X IBR.

Parâmetros operacionais para implantação de um programa de manutenção preditiva:

todo o trabalho de manutenção preditiva baseia-se na possibilidade de poder-se medir

valores ditos característicos de variáveis operacionais de equipamentos.

E.1- PARÂMETROS BÁSICOS:

Vibrações, temperatura, análise de contaminação, propagação acústica, sentidos

humanos.

E.1.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO

PREDITIVA:

-Definir parâmetros de controle;

-Instrumentalizar;

59

-Treinar;

-Monitorar;

-Analisar

E.2- DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE:

“A medida da habilidade de um produto operar com sucesso, quando solicitado, por

um período de tempo pré-determinado, e sob condições de utilização e ambientais

específicas. É medida como uma probabilidade”. (“European Organization for Quality

Control”, 1965)

E.2.1- PONTOS IMPORTANTES NA DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE:

-Desempenho específico é esperado;

-Condições específicas de utilização;

-Período pré-definido de utilização.

E.3- DEFINIÇÃO DE SISTEMA:

“Conjunto de partes operando interligadas de uma forma lógica e seqüencial visando

cumprir uma seqüência de tarefas pré-definida”;

O estudo de confiabilidade do sistema pode ser executado a partir da confiabilidade

dos seus componentes;

OBJETIVOS DE UM PROGRAMA DE MANUTENÇÃO:

Garantir a manutenção dos níveis de segurança e confiabilidade de um

equipamento;

Restaurar a segurança, a confiabilidade e a capacidade de um

equipamento quando um desempenho insatisfatório do mesmo é

atingido;

Organizar um banco de dados com informações suficientes que

permitam a melhoria do desempenho de um equipamento através de

re-projeto;

Atingir estes objetivos com o menor custo possível.

60

E.4- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE (MCC) (DO INGLÊS

“RELIABILITY CENTERED MAINTENANCE”- RCM)

É o processo utilizado para determinar o que é preciso ser feito para garantir que um

dispositivo continue a desempenhar suas funções com os esperados padrões de

desempenho, dentro do seu contexto funcional.

E.5- ENFOQUE TRADICIONAL DA MANUTENÇÃO:

Todas as falhas são ruins e portanto devem ser prevenidas. Esta filosofia é pouco

realista por duas razões:

Tecnicamente, é impossível evitar todas as falhas;

Ainda que se pudesse antecipar todas as falhas, os recursos

financeiros para a operação de manutenção seriam demasiadamente

elevados, comprometendo a operacionalidade da empresa.

Na manutenção centrada em confiabilidade, determina-se o que deve ser feito para

assegurar que um equipamento continue a cumprir suas funções no seu contexto

operacional. A ênfase é determinar as práticas de manutenção necessárias para

manter o sistema funcionando, ao invés de tentar restaurar o equipamento a uma

condição ideal. Para tanto deve-se definir quais são os itens críticos de um

equipamento, sob o ponto de vista da conseqüência da falha dos mesmos sobre a

operacionalidade do equipamento.

Uma das premissas básicas da manutenção centrada em confiabilidade é a existência

de uma relação causa-efeito entre a prática de manutenção e a confiabilidade do

equipamento (operacional e segurança).

Esta premissa é intuitiva, uma vez que, considerando-se o envelhecimento (ou

desgaste) de componentes mecânicos, a confiabilidade do equipamento estará

relacionada com a vida operacional do mesmo.

E.6- ETAPAS DE EXECUÇÃO DA MCC:

A aplicação da Manutenção Centrada em Confiabilidade envolve a análise das

seguintes questões básicas:

61

Como ocorre a falha;

Quais são suas consequências;

Qual seria a ação de manutenção mais adequada para prevenir a

ocorrência da falha.

E.6.1- AS ETAPAS BÁSICAS DA EXECUÇÃO DA MCC ENVOLVEM:

Definição dos requisitos operacionais;

Análise funcional;

Elaboração da Análise de Modos e Efeitos de Falhas;

Aplicação do diagrama de decisões;

Definição da política de manutenção.

E.7- ANÁLISE FUNCIONAL

E.7.1- FUNÇÃO:

É toda e qualquer atividade que o item desempenha, sob o ponto de vista operacional.

A função é normalmente definida por um verbo mais um substantivo.

As funções podem ser classificadas em primárias e secundárias.

E.7.1.1- FUNÇÕES PRIMÁRIAS:

Constituem a razão de existência de um dispositivo. São, por isto, imediatamente

identificáveis.

E.7.1.2- FUNÇÕES SECUNDÁRIAS:

Nem sempre são de fácil identificação. Nem por isto podem ser menos importantes

para a confiabilidade dos sistemas. Exemplos: contenção, aparência, higiene, entre

outras.

E.7.2- CATEGORIAS DE FUNÇÕES:

Integridade ambiental

Segurança

62

Integridade Estrutural

Controle

Armazenagem

Ergonomia

Aparência

Proteção

AS FUNÇÕES DEVEM SER ESPECIFICADAS AO CONTEXTO OPERACIONAL. NA

DESCRIÇÃO DAS FUNÇÕES DEVEM ESTAR INCLUÍDOS:

Padrões de desempenho;

Influências de contexto.

E.8- ANÁLISE DE MODOS E EFEITOS DE FALHA (FMEA)

O procedimento de seleção de políticas de manutenção ora proposto parte da Análise

de Modos e Efeitos de Falha para um equipamento. A partir da análise das

conseqüências associadas com as falhas dos seus componentes, definem-se os

equipamentos críticos, que merecerão maior atenção das equipes de manutenção.

Para os itens críticos deve-se definir qual a prática de manutenção recomendada para

os mesmos, visando a minimização da ocorrência de falhas.

E.9- DIAGRAMAS DE DECISÕES DO MCC

Relacionar os efeitos causados por um modo de falha com uma prática de

manutenção, que tenha como objetivo reduzir a sua chance de ocorrência, a um custo

compatível com a atividade da empresa.

E.9.1- OS DIAGRAMAS DE DECISÃO BASEIAM-SE NA DEFINIÇÃO DA EVIDÊNCIA

DAS FALHAS QUANDO DA OPERAÇÃO NORMAL DO EQUIPAMENTO.

E.9.1.1- FALHA OCULTA:

É aquela que não se tornará evidente ao operador ou à equipe de manutenção. A

única conseqüência de uma falha oculta é aumentar o risco de falhas múltiplas.

63

E.9.1.2- FALHAS EVIDENTES:

Afetam a operação do equipamento. Estas falhas tem influência sobre: a segurança

ou meio ambiente, ou sobre o nível operacional ou econômico (não operacional).

Diagrama 1 – Falhas Evidentes

O efeito da falha éevidente para operação

em circunstâncias normais

A falha causa perda de função oudano secundário que tenha efeito direto e adverso sobre a segurança

operacional?

A falha tem efeito direto eadverso sobre a capacidade

operacional do sistema?

SEGURANÇA OPERACIONAL ECONÔMICA OCULTA

SIM

SIM

SIM

NÃO

NÃO

NÃO

A B DC




operacional?







operacional?




SIM

SIM

SIM

NÃO

NÃO

NÃO

A B DC

64

Diagrama 2 – Falhas Evidentes (Etapa Segurança)

Existem tarefas de MANUTENÇÃO PREDITIVAque sejam aplicáveis a custo-eficiente para detectarou monitorar que a falha funcional poderá ocorrer?

SEGURANÇA

NÃO

Existem tarefas de RESTAURAÇÃO que sejamaplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?

Existem tarefas de SUBSTITUIÇÃO que sejamaplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?

Existe algum PROJETO a custo-eficiente queelimine todas as falhas?

NÃO

NÃO

NÃO

NÃO

SIM

SIM

SIM

SIM

MANUTENÇÃOPREDITIVA

MANUTENÇÃOPROGRAMADA

SUBSTITUIÇÃOPROGRAMADA MODIFICAÇÃO

DE PROJETOQUANTIFICAÇÃO

DOS RISCOS

65

Diagrama 3 - Falhas Evidentes (Etapa Operacional/ Econômica)


OPERACIONAL/ECONÔMICA

NÃO




NÃO

NÃO

NÃO

NÃO

SIM

SIM

SIM

SIM





DOS RISCOS


OPERACIONAL/ECONÔMICA

NÃO




NÃO

NÃO

NÃO

NÃO

SIM

SIM

SIM

SIM





DOS RISCOS

66

Diagrama 4 - Falhas Evidentes (Etapa Oculta)

E.10- EFEITO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA

O componente opera até o instante T no intervalo [0,T], quando será feita uma

intervenção preventiva.

A manutenção é considerada perfeita quando retorna o equipamento na

condição “tão boa quanto um novo” (do inglês “as good as new”). Esta é uma

hipótese extremamente importante na definição de confiabilidade.


OCULTA

NÃO



Existem TESTE/INSPEÇÕESque sejam aplicáveis a custo-eficiênte para descobrir falhas

NÃO

NÃO

NÃO

NÃO

SIM

SIM

SIM

SIM



SUBSTITUIÇÃOPROGRAMADA TESTE/INSPEÇÃO

PERIÓDICOSMANUTENÇÃO

CORRETIVA

67

E.11- EFEITO DA MANUTENÇÃO CORRETIVA

A manutenção corretiva está relacionada com o tempo médio para reparo, ou

seja, quanto mais rápido a mesma for executada, menor será o tempo de

reparo.

Para obter redução no tempo de reparo deve-se: treinar mão-de-obra,

equipamentos de manutenção adequados, melhorar estoques de

sobressalentes.

E.12- VANTAGENS DA APLICAÇÃO DA MCC

Maior segurança e integridade para o meio ambiente;

Melhoria no desempenho operacional, tanto na produção como na qualidade

do produto, bem como no atendimento das necessidades do consumidor;

Melhor relação custo-benefício do processo de manutenção;

Geração de uma extensa base de dados de acompanhamento dos

dispositivos;

Maior motivação das pessoas envolvidas no processo da manutenção;

Melhoria na qualificação da mão-de-obra de manutenção.

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