Projeto Gimbal Joint Riser – da Petrobras, ExxonMobil Brasil, Repsol Sinopec Brasil e Subsea7 – entra na etapa de validação experimental em escala real, com a apresentação do seu protótipo ao mercado
09/07/2026
A Petrobras, ExxonMobil Brasil, Repsol Sinopec Brasil e Subsea7 deram início à segunda fase de desenvolvimento do Projeto Gimbal Joint Riser (GJR), informaram as companhias em comunicado divulgado nesta quinta-feira (9). Financiada pela cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) da ANP, a tecnologia está na etapa de validação experimental em escala real, com a apresentação do seu protótipo ao mercado.
O GJR introduz uma junta multiarticulada em risers rígidos para absorver os movimentos dinâmicos gerados pela plataforma nos projetos de exploração e produção de petróleo offshore. Na prática, a tecnologia permite utilizar as tubulações em formato de catenária livre (suspensa diretamente) em águas ultraprofundas, eliminando a necessidade de grandes estruturas de flutuação, como as exigidas pelos modelos convencionais, conhecidos como “Steel Lazy Wave Risers” (SLWRs).
Segundo as companhias, estudos técnicos indicam que a solução tem potencial para gerar ganhos relevantes de eficiência operacional e redução de custos, em função da simplificação do sistema em catenária livre e da menor necessidade de materiais e equipamentos. Essa abordagem também favorece a sustentabilidade das operações, contribuindo para a redução das emissões associadas à fabricação, logística e instalação dos sistemas submarinos.
“Os dados provam que simplificar a estrutura submarina elimina a necessidade de centenas de metros de tubulações adicionais, reduzindo os custos de instalação e a pegada de carbono”, disse Yann Cottart, vice-presidente Sênior Brazil GPC West da Subsea7, segundo o comunicado.
A tecnologia também pode ser uma alternativa ao sistema de tubos flexíveis, em configuração lazy wave – onde um dos principais desafios operacionais é a Corrosão sob Tensão (SCC). Mesmo possuindo um componente flexível, podendo ser este um tubo flexível ou compósito, o design da armadura externa opera absorvendo as cargas de tração, protegendo o componente flexível, eliminando um fator importante para a ocorrência do fenômeno SCC.
Segunda fase e maturidade tecnológica
Para o avanço tecnológico rumo ao nível TRL6, conforme maturidade estabelecida pela ABNT (TRL-4, segundo as normas API 17N/17Q), o projeto contabiliza mais de 15 mil horas de engenharia aplicadas, somente nesta fase, por uma equipe multidisciplinar de mais de 100 profissionais, considerando apenas a empresa executora, além dos envolvidos na cadeia de suprimentos do projeto. Nesta nova fase, o protótipo em escala real passa por testes de laboratório que simulam os limites de carregamento e as condições reais de um ambiente offshore extremo.
O desenvolvimento conta com a atuação direta de parceiros nacionais em suas etapas de validação e manufatura. O Laboratório de Tecnologia Oceânica (LabOceano – Coppe/UFRJ), no Rio de Janeiro, e a Simeros Technologies, no Rio Grande do Sul, conduzem as atividades de experimentação e testes, enquanto a Açoforja Indústria de Forjados S.A., em Minas Gerais, é a responsável pela fabricação das peças estruturais. Além destes, a Bureau Veritas acompanha o projeto desde a sua fase inicial. O projeto conta, ainda, com a participação de outras empresas responsáveis pelo fornecimento de elementos que compõem o equipamento.
Fonte: Brasil Energia
