UEP (Unidades Estacionárias de Produção)

UEP (Unidades Estacionárias de Produção)

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Riser muito profundas onde esta temperatura pode chega até 4°C no fundo do mar, além de problemas ocasionados pelas condições ambientais severas e movimentos bruscos de algumas UEPs.

3.3. Fase I – Tipo de Transporte A Figura 4 mostra que o tipo de poço, a vazão diária por poço, a capacidade de armazenamento da unidade estacionária de produção, a distância do campo que será desenvolvido até a costa e a existência de infra-estrutura nas regiões deste novo campo de petróleo que será desenvolvido são parâmetros que auxiliarão na tomada de decisão do tipo de exportação que será utilizado para enviar o óleo produzido até a costa.

Fase I

Figura 4. Parâmetros utilizados para determinar como o óleo será transportado para a costa.

Os tipos de transporte de óleo existentes até os dias de hoje basicamente são três: dutos, sistema offloanding ou sistema offloading com navio. A necessidade de um sistema offloading depende mais da distância da costa e da não existência de infra-estrutura, pois esses parâmetros são importantes ao fazer uma análise de viabilidade econômica para construção de dutos. No caso da construção de novos dutos não ser viável, é necessário que um navio vá até o campo para buscar o óleo produzido e leva-lo até a costa. O armazenamento ou estocagem offshore é normalmente requerido, pois há inevitavelmente uma questão de queda de tempo associado com conceitos de transporte offshore. Quando não há capacidade de armazenamento na UEP ou essa capacidade é mínima, se faz necessário a ajuda de um outro navio permanente no local que coleta o óleo produzido para que um outro petroleiro possa de período em período buscar esse óleo. Quando há infra-estrutura próxima ao local que irá ser desenvolvido um novo campo de petróleo, os oleodutos passam a ser boas alternativas de transporte de óleo.

4. Conclusão

Os trabalhos de Galeano (1999), Castro (2002) e Dezen (2002) demonstram alguma analogia quanto a forma de tomada de decisão ao que se pretende definir, pois, todos eles partem de uma pré-seleção para se determinar dentre as alternativas, quais as possíveis e melhores decisões. Só a partir de uma segunda análise, geralmente econômica, é que se pode decidir o melhor sistema marítimo de produção que mostrem menores riscos financeiros, ambientais e de segurança. A principal diferença entre estes trabalhos está no contexto. Galeano (1999) tem uma visão geral do desenvolvimento do campo, onde ela parte das restrições externas até o descomissionamento do campo. Castro (2002) enfatiza os aspectos tecnológicos e Dezen (2002) prioriza em seu trabalho o estudo financeiro.

Apesar de se observar que os aspectos econômicos são os que mais pesam ao analisar duas ou mais propostas de projetos em uma empresa de petróleo, nem sempre a alternativa mais viável economicamente é a melhor quando considera se aspectos técnicos, segurança, políticos e ambientais. A pesquisa realizada no presente trabalho permitiu obter as bases para o sistema inteligente, assim como propor uma arquitetura inicial para este sistema inteligente que aborda aspectos tecnológicos, ambientais e de segurança. Um aspecto importante a se considerar é o papel do conhecimento do especialista sobre os fatores que influenciam as decisões no projeto de um Sistema Marítimo de

Produção. Os conhecimentos de condições gerais e específicas permitem adequar as melhores alternativas aos recursos existentes, reduzindo os custos e os riscos, maximizando a produção, e tornando o sistema mais seguro e confiável. Como próxima etapa, pretende-se construir o sistema inteligente para modelar e utilizar este tipo de conhecimento necessário para escolher dentre as alternativas do Sistema Marítimo de Produção a mais adequada considerando os aspectos envolvidos nesse trabalho, ou seja, técnicos, ambientais e de segurança.

5. Agradecimentos Agradecemos a ANP – PRH-ANP/MME/MCT e pelo financiamento do presente estudo.

Vazão/Poço DistânciaCosta ExistênciaInfra-EstruturaCapacidade Armazenamento UEP

Transporte de Óleo

Tipo Poço

6. Referências

BEHRENBRUCH, P. Offshore oilfield development planning. J. Pet. Tech., v. 45, n. 8, p. 735-743, 1993. CASTRO, G. T., MOROOKA, C. K., BORDALO, S. N. Decision-Making process for a deepwater production system considering environmental, technological and financial risks. In: SPE Annual Technical Conference, San Antonio, Texas, 77423, september and october, 2002. DEZEN, F. J. P., MOROOKA, C. K. Real options applied to technological alternative for offshore oilfield development. In: SPE Annual Technical Conference, San Antonio, Texas, 69595, september and october, 2002.

MOROOKA, C. K., GALEANO, Y. D. Systematic design for offshore oilfield development. In: International Society of Offshore and Polar Engineers, ISOPE, Brest, France: may, 1999

MOROOKA, C. K. Curso sistemas marítimos de produção. UNICAMP, 2001 FEE, D. A., O’DEA, J. Technology for developing marginal offshore oilfields, Elser Applied Science Publishers, 1990. MOROOKA, C. K., CASTRO, G. T. A methodology for the selection of an alternative for a floating production system.

In: Offshore Mechanics and Artic Engineering, Asme, Norway: june, 2002.

OFFSHORE TECHNOLOGY. Industry Projects. Apresenta desenvolvimento de vários campos marítimos de petróleo distribuídos por várias partes do mundo. Disponível em:< http://www.offshore-technology.com> Acesso em : 07 outubro 2002.

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