FPSO (Floating, Production, Storage e Offloading) plants, similarly to other oil and gas offshore processing plants, are known to be an energy-intensive process. Thus, any energy consumption and production optimization procedures can be applied to find optimum operating conditions of the unit, saving money and CO2 emissions from oil and gas processing companies. A primary processing plant of a typical FPSO operating in a Brazilian deep-water oil field on pre-salt areas is modeled and simulated using its real operating data. Three operation conditions of the oil field are presented in this research: (i) Maximum oil/gas content (mode 1), (ii) 50% BSW oil content (mode 2) and (iii) high water/CO2 in oil content (mode 3). In addition, an aero-derivative gas turbine (RB211G62 DLE 60Hz) with offshore application is considered for the heat and generation unit using the real performance data. The impact of eight thermodynamic input parameters on fuel consumption and hydrocarbon liquids recovery of the FPSO unit are investigated by the Smoothing Spline ANOVA (SS-ANOVA) method. From SS-ANOVA, the input parameters that presented the highest impact on fuel consumption and hydrocarbon liquids recovery were selected for an optimization procedure. The software Aspen HYSYS is used as the process simulator for the screening analysis process and for the optimization procedure, that consisted of a Hybrid Algorithm (NSGA-II +SQP method). The objective functions used in the optimization were the minimization of fuel consumption of the processing and utility plants and the maximization of hydrocarbon liquids recovery. From SS-ANOVA, the statistical analysis revealed that the most important parameters affecting the fuel consumption of the plant are: (1) output pressure of the first control valve (P1); (2) output pressure of the second stage of the separation train before mixing with dilution water (P2); (3) input pressure of the third stage of separation train (P3); (4) input pressure of dilution water (P4); (5) output pressure of the main gas compressor (Pc); (6) output petroleum temperature in the first heat exchanger (T1); (7) output petroleum temperature in the second heat exchanger (T2); (8) and dilution water temperature (T3). Four input parameters (P1, P2, P3 and Pc), three input parameters (P3, Pc and T2) and three input parameters (P3, Pc and T2) correspond to 96%, 97% and 97% of the total contribution to fuel consumption for modes 1, 2 and 3, respectively. For hydrocarbon liquids recovery of the plant: Four input parameters (P1,P2,P3 and T2), three input parameters (P3, P2 and T2) and three input parameters (P3, P2 and T2) correspond to 95%, 97% and 98% of the total contribution to hydrocarbon liquids recovery for modes 1, 2 and 3, respectively. The results from the optimized case indicated that the minimization of fuel consumption is achieved by increasing the operating pressure in the third stage of the separation train and by decreasing the operating temperature in the second stage of the separation train for all operation modes. There were a reduction in power demand of 6.4% for mode 1, 10% for mode 2 and 2.9% for mode 3, in comparison to the baseline case. Consequently, the fuel consumption of the plant was decreased by 4.46% for mode 1, 8.34% for mode 2 and 2.43% for mode 3 , when compared to the baseline case. Moreover, the optimization found an improvement in the recovery of the volatile components, in comparison with the baseline cases. Furthermore, the optimum operating condition found by the optimization procedure of hydrocarbon liquids recovery presented an increase of 4.36% for mode 1, 3.79% for mode 2 and 1.75% for mode 3 in hydrocarbon liquids recovery (stabilization and saving), when compared to a conventional operating condition of their baseline. / As plantas FPSO (Floating, Production, Storage e Offloading) , assim como outras plataformas de processamento offshore de petróleo e gás, são conhecidas por terem processos com uso intensivo de energia. Portanto, qualquer aplicação de procedimentos de otimização para consumo de energia e/ou produção pode ser útil para encontrar as melhores condições de operação da unidade, reduzindo custos e emissões de CO2 de empresas que atuam na área de petróleo e gás. Uma planta de processamento primário de uma plataforma FPSO típica, operando em um campo de petróleo em águas profundas brasileiras e em áreas do pré-sal, é modelada e simulada usando seus dados operacionais reais: (i) Teor máximo de óleo / gás (modo 1), (ii) 50 % de teor de BSW no óleo (modo 2) e (iii) teor elevado de água / CO2 no óleo (modo 3). Além disso, uma turbina a gás aeroderivativa (RB211G62 DLE 60Hz) para aplicação offshore é considerada para a unidade de geração da potência eletrica e calor, através dos seus dados reais de desempenho. O impacto de oito parâmetros termodinâmicos de entrada no consumo de combustível e na recuperação de hidrocarbonetos líquidos da unidade FPSO são investigados pelo método SS-ANOVA (Smoothing Spline ANOVA). A partir do SS-ANOVA, os parâmetros de entrada que apresentaram o maior impacto no consumo de combustível e na recuperação de hidrocarbonetos líquidos foram selecionados para aplicação em um procedimento de otimização. Os processos de análise da triagem (usando SS-ANOVA) e de otimização, que consiste em um Algoritmo Híbrido (método NSGA-II + SQP), utilizaram o software Aspen HYSYS como simulador de processo. As funções objetivo utilizadas na otimização foram: minimização do consumo de combustível das plantas de processamento e utilidade e a maximização da recuperação de hidrocarbonetos líquidos. Ainda utilizando SS-ANOVA, a análise estatística realizada revelou que os parâmetros mais importantes que afetam o consumo de combustível da planta são: (1) pressão de saída da primeira válvula de controle (P1); (2) pressão de saída do segundo estágio do trem de separação (e antes da mistura com água de diluição) (P2); (3) pressão de entrada do terceiro estágio do trem de separação (P3); (4) pressão de entrada da água de diluição (P4); (5) pressão de saída do compressor principal de gás (Pc); temperatura de saída de petróleo no primeiro trocador de calor (T1); (7) temperatura de saída de petróleo no segundo trocador de calor (T2); e (8) temperatura da água de diluição. Os parâmetros de entrada de P1, P2, P3 e Pc correspondem a 95% da contribuição total para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos da planta para os modos 1. Analogamente, os três parâmetros de entrada P3, Pc e T2 correspondem a 97% e 98% do contribuição total para o consumo de combustível para os modos 2 e 3, respectivamente. Para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos da plant, os parâmetros de entrada de P1, P2, P3 e T2 correspondem a 96% da contribuição total para o consumo de combustível para o modo 1. Da mesma forma, os três parâmetros de entrada P3, P2 e T2 correspondem a 97% e 97% da contribuição total para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos para os modos 2 e 3, respectivamente. Os resultados do caso otimizado indicaram que a minimização do consumo de combustível é obtida aumentando a pressão de operação no terceiro estágio do trem de separação e diminuindo a temperatura de operação no segundo estágio do trem de separação para todos os modos de operação. Houve uma redução na demanda de potência de 6,4% para o modo 1, 10% para o modo 2 e 2,9% para o modo 3, em comparação com o caso base. Consequentemente, o consumo de combustível da planta foi reduzido em 4,46% para o modo 1, 8,34% para o modo 2 e 2,43% para o modo 3, quando comparado com o caso base. Além disso, o procedimento de otimização identificou uma melhora na recuperação dos componentes voláteis, em comparação com os casos baseline. A condição ótima de operação encontrada pelo procedimento para otimização da recuperação de hidrocarbonetos líquidos apresentou um aumento de 4,36% para o modo 1, 3,79% para o modo 2 e 1,75% para modo 3, na recuperação líquida de hidrocarbonetos líquidos (e estabilização), quando comparado com as condições operacionais convencionais das suas baseline.

Atualmente, há inúmeras instalações offshore operando em regimes instáveis de escoamento. Tal regime é resultado de diâmetros superdimensionados das linhas de produção ou baixa vazão dos poços. Deve-se notar que, muitas vezes, o regime intermitente se instala no final da vida produtiva dos poços, devido ao declínio natural dos reservatórios, o que causa uma redução da produção do campo de petróleo. Tal instabilidade traz dificuldades na produção offshore, pois pode causar danos nos equipamentos da plataforma ou perdas de produção. Neste âmbito, é necessário estudar meios de atenuar ou suprimir este tipo de regime de escoamento. O objetivo deste trabalho é desenvolver métodos de forma a garantir a estabilidade do sistema através da modulação adequada da válvula choke, reduzindo ou mesmo eliminando o comportamento oscilatório da produção, mantendo a válvula choke na maior abertura possível, trazendo desta forma, ganhos econômicos através do aumento da produtividade do poço. Para a análise do sistema, utilizou-se um modelo dinâmico simplificado encontrado na literatura. Este modelo foi escolhido por reproduzir adequadamente o escoamento em golfadas severas, causado pela presença de trecho horizontal descendente na linha de produção. O sistema foi também modelado no OLGA®, sendo este, um software comercial com uso bastante disseminado na indústria de petróleo e com grande aplicação em simulações que exigem uma análise do comportamento transiente do problema. A avaliação da eficácia dos métodos de supressão das golfadas foi realizada através de duas abordagens distintas. Inicialmente, utilizou-se um controlador PI adaptativo com capacidade de operação em diferentes regiões de aberturas da válvula choke. Por fim, utilizou-se um Regulador Linear Quadrático associado a um observador de estados com filtro de Kalman Unscented com o objetivo de verificar como o sistema se comportaria em caso de necessidade de um observador para compensar uma possível falha do sensor submarino de pressão. Em ambos os casos, notou-se redução nas oscilações devido a golfadas do poço. As soluções foram implementadas através da integração entre o modelo do OLGA® e os algoritmos desenvolvidos no MATLAB utilizando servidor OPC. / Nowadays, there are numerous offshore installations operating in unstable flow regimes. Such unstable flow is the result of oversized diameters of production lines or low flow wells. It should be noticed that often the intermittent system occurs at the end of the productive life of wells due to the natural decline of the reservoir, which causes a reduction in oil field production. Such instability brings difficulties in offshore production, it can cause damage to the platform equipment or production losses. In this context, it is necessary to consider means to reduce or remove this type of flow regime. The objective of this work is to develop methods to ensure system stability by adequate modulation of choke valve, reducing or even eliminating the oscillatory behavior of the production, with the biggest choke valve opening possible, bringing economic gains by increasing well production The system analysis was carried out using a simplified dynamic model found in literature. This model was chosen by appropriately reproduction of severe slug flow, caused by the presence of downward horizontal section in the production line. The problem was also modeled on OLGA®, which is a commercial software with widespread use in the oil industry and large application in simulations that require a transient behavior analysis. The evaluation of the slugs suppression methods was carried out through two different approaches. First, an adaptive PI controller with capability to operate in different regions of choke valve openings was used. Finally, a Quadratic Linear Regulator associated to an Unscented Kalman Filter was used to verify how the system would behave in the event of a possible failure of subsea pressure sensor. In both cases, there was a reduction in oscillations due to slugs. The solutions were implemented through communication between the OLGA® model and the control algorithms developed in MATLAB using OPC server.

This thesis discusses Nuclear Magnetic Resonance (NMR) techniques for formation evaluation in well log analysis for the oil/gas industry. We present the standard ingredients for NMR data processing and interpretation, and develop a methodology that extends the determination of surface relaxivity from the laboratory to the well site. The methodology consists of a processing algorithm for diffusion editing data, which enables surface relaxivity determination for conditions close to those found in well logging (regarding data availability and noise levels). At moderate noise levels, lower relaxivity values (below 10μm/s) can be determined solely from NMR diffusion data, while higher values (∼30μm/s) can be separated from intermediate ones. Application for actual logging data still requires some noise reduction techniques such as stationary measurements downhole or data stacking among different depths. However, it provides a way of converting T2 distributions into actual pore size distributions even for downhole acquisitions, before the samples get to the laboratory for routine analysis. Besides the logging analysis, we also developed a theoretical approximation to the diffusion equation with partial absorptive contour conditions, by calculating appropriate transition rates between cells in an arbitrary grid, allowing a simple methodology for obtaining the NMR data based on pore imaging. Calculated rates can in principle be used for modeling/understanding different diffusion phenomena, such as exchange between pores or relaxation sites. / Neste trabalho são discutidas técnicas de Ressonância Magnética Nuclear (RMN) aplicadas à avaliação de formações por meio da perfilagem de poços pela indústria de óleo e gás. São apresentados os conceitos básicos para processamento e interpretação dos dados de RMN, e desenvolvida uma metodologia para determinação da relaxatividade superficial em poço. O método consiste em um algoritmo de processamento de dados de diffusion editing, que permite a obtenção da relaxatividade superficial em condições próximas as encontradas na perfilagem de poços de petróleo (em relação à disponibilidade de dados e nível de ruído). Para níveis moderados de ruído, as relaxatividades mais baixas (menores que 10μm/s) podem ser determinadas através das medidas de difusão por RMN, enquanto valores mais altos (∼30μm/s) podem ser separados dos intermediários. Aplicações em dados de perfilagem ainda requerem técnicas de redução de ruído como aquisições estacionárias em poço ou empilhamento de dados ao longo de um intervalo de profundidades. Entretanto, o método possibilita uma forma de converter as distribuições de T2 em distribuições de tamanhos de poros ainda em poço, antes que as amostras sejam enviadas para o laboratório em análises de rotina. Além da perfilagem, foi desenvolvido também uma aproximação para a equação de difusão com condições de contorno absortivas, através de equações de taxas. A forma das taxas de transição permite o desenvolvimento de metodologias simples para obtenção dos dados de RMN através de imagens dos poros das rochas. As taxas de transição podem ser utilizadas também para a modelagem de outros fenômenos que envolvam difusão, como fenômenos de troca entre poros ou entre sítios com diferentes valores de relaxação.

Submitted by Rafael Munk (rafamunk@hotmail.com) on 2016-03-23T16:51:54Z No. of bitstreams: 1 RafaelMunk_dissertacao - ENTREGA.pdf: 2011366 bytes, checksum: fb33c10d7dedc7500b1f95bb5fc9204b (MD5) / Approved for entry into archive by Janete de Oliveira Feitosa (janete.feitosa@fgv.br) on 2016-03-28T17:05:52Z (GMT) No. of bitstreams: 1 RafaelMunk_dissertacao - ENTREGA.pdf: 2011366 bytes, checksum: fb33c10d7dedc7500b1f95bb5fc9204b (MD5) / Approved for entry into archive by Maria Almeida (maria.socorro@fgv.br) on 2016-03-30T19:23:51Z (GMT) No. of bitstreams: 1 RafaelMunk_dissertacao - ENTREGA.pdf: 2011366 bytes, checksum: fb33c10d7dedc7500b1f95bb5fc9204b (MD5) / Made available in DSpace on 2016-03-30T19:24:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 RafaelMunk_dissertacao - ENTREGA.pdf: 2011366 bytes, checksum: fb33c10d7dedc7500b1f95bb5fc9204b (MD5) Previous issue date: 2015-12-21 / This thesis aims to evaluate the attractiveness to the small Brazilian investor, from a financial point of view, of a new form of investment, based on characteristics of the Brazilian crowdfunding model and of traditional investment tools, to be called crowdinvesting. Supported by the detailed understanding of the existing crowdfunding model in the country and the identification and mapping of the characteristics of traditional investment instruments, this study seeks to define how the new form of investment would work and examine whether, in comparison with traditional tools, in terms of risk and return, the crowdinvesting model would be competitive in the Brazilian market. / Os projetos são frequentemente utilizados como um meio de direta ou indiretamente alcançar os objetivos do plano estratégico de uma organização e está em curso um movimento de valorização desta prática. Esta valorização da gestão por projeto é perceptível no crescente número de instituições preocupadas em disseminar a disciplina de gerenciamento de projetos, no movimento por parte dos executivos em promover a profissão do gerente de projetos e no volume de investimento financeiro dedicado a esta prática. A atual confiança neste modelo de gestão traz consigo uma alta expectativa quanto a seus resultados, que, por sua vez, exigem uma metodologia de gestão eficiente. Uma das maiores empresas brasileira é reconhecida mundialmente pela excelência em sua implantação de projetos de grande a porte financeiro. Por trás deste sucesso está uma sistemática desenvolvida internamente para a gestão de projetos. Tendo em vista a inexistência de uma instituição brasileira de práticas de projeto, qual será a aderência da sistemática da empresa a prática internacional de gestão de projetos? Este estudo de caso busca apontar os principais pontos de aderência e a dissonância entre a sistemática proposta pela empresa e a metodologia de gestão de projetos do Project Management Institute, o PMBOK.

Submitted by Guilherme Almeida (gribalmeida@yahoo.com.br) on 2010-06-08T17:36:26Z No. of bitstreams: 1 Dissertação Final.pdf: 295042 bytes, checksum: 8605c5a79af832a043b920088d6f45bb (MD5) / Approved for entry into archive by Vitor Souza(vitor.souza@fgv.br) on 2010-06-16T18:54:46Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação Final.pdf: 295042 bytes, checksum: 8605c5a79af832a043b920088d6f45bb (MD5) / Made available in DSpace on 2010-06-18T13:44:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação Final.pdf: 295042 bytes, checksum: 8605c5a79af832a043b920088d6f45bb (MD5) Previous issue date: 2010-05-26 / In this paper, we use the information from the credit default swap market to measure the main components of the oil and gas companies spread. Using nearly 20 companies of this industry with different ratings and nearly 80 bonds, the result was that the majority of the oil and gas spread is due to the default risk. We also find that the spread component related to the non-default is strongly as sociated with some liquidity measures of bond markets, what suggest that liquidity has a very important role in the valuation of fixed income assets. On the other side, we do not find evidence that the non-default component of the spread is related to tax matters. / Neste trabalho, utilizamos informações do mercado de credit default swap para medir os principais componentes do spread das empresas do setor de óleo e gás. Utilizando cerca de 20 empresas da indústria de óleo e gás composta por companhias de diversos ratings e aproximadamente 80 bonds, os resultados mostraram que a maior parte do spread corporativo do setor decorre do risco de inadimplemento. Também encontramos que o componente do spread não relacionado ao default é fortemente associado a algumas medidas de liquidez do mercado de bonds, sugerindo que a liquidez tem um papel importante na avaliação de títulos de renda fixa. Por outro lado, não encontramos evidências da importância de fatores tributários na explicação do componente do spread não relacionado à inadimplência.

This thesis discusses Nuclear Magnetic Resonance (NMR) techniques for formation evaluation in well log analysis for the oil/gas industry. We present the standard ingredients for NMR data processing and interpretation, and develop a methodology that extends the determination of surface relaxivity from the laboratory to the well site. The methodology consists of a processing algorithm for diffusion editing data, which enables surface relaxivity determination for conditions close to those found in well logging (regarding data availability and noise levels). At moderate noise levels, lower relaxivity values (below 10μm/s) can be determined solely from NMR diffusion data, while higher values (∼30μm/s) can be separated from intermediate ones. Application for actual logging data still requires some noise reduction techniques such as stationary measurements downhole or data stacking among different depths. However, it provides a way of converting T2 distributions into actual pore size distributions even for downhole acquisitions, before the samples get to the laboratory for routine analysis. Besides the logging analysis, we also developed a theoretical approximation to the diffusion equation with partial absorptive contour conditions, by calculating appropriate transition rates between cells in an arbitrary grid, allowing a simple methodology for obtaining the NMR data based on pore imaging. Calculated rates can in principle be used for modeling/understanding different diffusion phenomena, such as exchange between pores or relaxation sites. / Neste trabalho são discutidas técnicas de Ressonância Magnética Nuclear (RMN) aplicadas à avaliação de formações por meio da perfilagem de poços pela indústria de óleo e gás. São apresentados os conceitos básicos para processamento e interpretação dos dados de RMN, e desenvolvida uma metodologia para determinação da relaxatividade superficial em poço. O método consiste em um algoritmo de processamento de dados de diffusion editing, que permite a obtenção da relaxatividade superficial em condições próximas as encontradas na perfilagem de poços de petróleo (em relação à disponibilidade de dados e nível de ruído). Para níveis moderados de ruído, as relaxatividades mais baixas (menores que 10μm/s) podem ser determinadas através das medidas de difusão por RMN, enquanto valores mais altos (∼30μm/s) podem ser separados dos intermediários. Aplicações em dados de perfilagem ainda requerem técnicas de redução de ruído como aquisições estacionárias em poço ou empilhamento de dados ao longo de um intervalo de profundidades. Entretanto, o método possibilita uma forma de converter as distribuições de T2 em distribuições de tamanhos de poros ainda em poço, antes que as amostras sejam enviadas para o laboratório em análises de rotina. Além da perfilagem, foi desenvolvido também uma aproximação para a equação de difusão com condições de contorno absortivas, através de equações de taxas. A forma das taxas de transição permite o desenvolvimento de metodologias simples para obtenção dos dados de RMN através de imagens dos poros das rochas. As taxas de transição podem ser utilizadas também para a modelagem de outros fenômenos que envolvam difusão, como fenômenos de troca entre poros ou entre sítios com diferentes valores de relaxação.

This thesis defines and applies a methodology for analyzing the possibility of extending the operating sector of DP shuttle tankers for offloading operations in Spread Moored FPSO Platforms. Extending the operating sector is beneficial to increase operations\' availability and to reduce DP power demand under certain environmental conditions. This study is important, since several emergency disconnections have occurred during offloading in Santos Basin because the shuttle tanker was pushed out of the green sector by environmental resultants that pointed to the West. However, this proposal has to be carefully analyzed in order to guarantee the operations\' safety and not to increase the risks of collision between FPSO and shuttle tanker, of oil pollution and of personnel safety. The methodology consists in five basic steps: Preliminary Risk Analysis to assess the potential hazards associated with the new sector; evaluation of the uptime gain through static analysis; evaluation of DP power demand inside the original and extended sector; real time simulations to evaluate the operation in a realistic environment; and, finally, field tests to validate the proposal. This thesis presents the contextualization of the problem, a bibliographical research, theoretical concepts, the detailed methodology and results of each step. The results show that the average uptime gain is significant both in Campos and Santos Basins - up to 9% and 13% respectively - and that the additional risks created by the sector extension are well mitigated if some recommendations are put into place. The conclusion of this thesis is that extending the operating sector is not only beneficial but also safe. / Esta dissertação define e aplica uma metodologia para analisar a possibilidade de extensão do setor operacional de navios aliviadores DP para operações de offloading em plataformas FPSO ancoradas em Spread-Mooring. Esta proposta apresenta como vantagens o aumento da disponibilidade das operações e redução na demanda de energia do navio DP em certas condições ambientais. O estudo é importante tendo em vista que várias desconexões de emergência já ocorreram durante operações de alívio na Bacia de Santos, porque o navio-tanque foi empurrado para fora do setor verde por resultantes ambientais que apontavam para oeste. No entanto, a proposta deve ser cuidadosamente analisada para garantir que o novo setor não aumenta os riscos de colisão, de poluição ambiental e de segurança às pessoas. A metodologia consiste em cinco etapas básicas: Análise Preliminar de Riscos (APR); avaliação do ganho de disponibilidade da operação; avaliação da demanda de energia do sistema DP nos setores original e estendido; simulações de manobra em tempo real; e, finalmente, testes em campo para validação da proposta. Esta dissertação apresenta a contextualização do problema, pesquisa bibliográfica, conceitos teóricos, a metodologia detalhada e os resultados de cada etapa. Os resultados mostram que o ganho médio de disponibilidade é significativo nas bacias de Campos e de Santos - até 9% e 13%, respectivamente - e que os riscos adicionais criados pela extensão do setor são devidamente mitigados se as recomendações levantadas na APR forem implementadas. A conclusão desta dissertação é que estender o setor operacional é, não somente benéfico, mas também seguro.

Atualmente, há inúmeras instalações offshore operando em regimes instáveis de escoamento. Tal regime é resultado de diâmetros superdimensionados das linhas de produção ou baixa vazão dos poços. Deve-se notar que, muitas vezes, o regime intermitente se instala no final da vida produtiva dos poços, devido ao declínio natural dos reservatórios, o que causa uma redução da produção do campo de petróleo. Tal instabilidade traz dificuldades na produção offshore, pois pode causar danos nos equipamentos da plataforma ou perdas de produção. Neste âmbito, é necessário estudar meios de atenuar ou suprimir este tipo de regime de escoamento. O objetivo deste trabalho é desenvolver métodos de forma a garantir a estabilidade do sistema através da modulação adequada da válvula choke, reduzindo ou mesmo eliminando o comportamento oscilatório da produção, mantendo a válvula choke na maior abertura possível, trazendo desta forma, ganhos econômicos através do aumento da produtividade do poço. Para a análise do sistema, utilizou-se um modelo dinâmico simplificado encontrado na literatura. Este modelo foi escolhido por reproduzir adequadamente o escoamento em golfadas severas, causado pela presença de trecho horizontal descendente na linha de produção. O sistema foi também modelado no OLGA®, sendo este, um software comercial com uso bastante disseminado na indústria de petróleo e com grande aplicação em simulações que exigem uma análise do comportamento transiente do problema. A avaliação da eficácia dos métodos de supressão das golfadas foi realizada através de duas abordagens distintas. Inicialmente, utilizou-se um controlador PI adaptativo com capacidade de operação em diferentes regiões de aberturas da válvula choke. Por fim, utilizou-se um Regulador Linear Quadrático associado a um observador de estados com filtro de Kalman Unscented com o objetivo de verificar como o sistema se comportaria em caso de necessidade de um observador para compensar uma possível falha do sensor submarino de pressão. Em ambos os casos, notou-se redução nas oscilações devido a golfadas do poço. As soluções foram implementadas através da integração entre o modelo do OLGA® e os algoritmos desenvolvidos no MATLAB utilizando servidor OPC. / Nowadays, there are numerous offshore installations operating in unstable flow regimes. Such unstable flow is the result of oversized diameters of production lines or low flow wells. It should be noticed that often the intermittent system occurs at the end of the productive life of wells due to the natural decline of the reservoir, which causes a reduction in oil field production. Such instability brings difficulties in offshore production, it can cause damage to the platform equipment or production losses. In this context, it is necessary to consider means to reduce or remove this type of flow regime. The objective of this work is to develop methods to ensure system stability by adequate modulation of choke valve, reducing or even eliminating the oscillatory behavior of the production, with the biggest choke valve opening possible, bringing economic gains by increasing well production The system analysis was carried out using a simplified dynamic model found in literature. This model was chosen by appropriately reproduction of severe slug flow, caused by the presence of downward horizontal section in the production line. The problem was also modeled on OLGA®, which is a commercial software with widespread use in the oil industry and large application in simulations that require a transient behavior analysis. The evaluation of the slugs suppression methods was carried out through two different approaches. First, an adaptive PI controller with capability to operate in different regions of choke valve openings was used. Finally, a Quadratic Linear Regulator associated to an Unscented Kalman Filter was used to verify how the system would behave in the event of a possible failure of subsea pressure sensor. In both cases, there was a reduction in oscillations due to slugs. The solutions were implemented through communication between the OLGA® model and the control algorithms developed in MATLAB using OPC server.

FPSO (Floating, Production, Storage e Offloading) plants, similarly to other oil and gas offshore processing plants, are known to be an energy-intensive process. Thus, any energy consumption and production optimization procedures can be applied to find optimum operating conditions of the unit, saving money and CO2 emissions from oil and gas processing companies. A primary processing plant of a typical FPSO operating in a Brazilian deep-water oil field on pre-salt areas is modeled and simulated using its real operating data. Three operation conditions of the oil field are presented in this research: (i) Maximum oil/gas content (mode 1), (ii) 50% BSW oil content (mode 2) and (iii) high water/CO2 in oil content (mode 3). In addition, an aero-derivative gas turbine (RB211G62 DLE 60Hz) with offshore application is considered for the heat and generation unit using the real performance data. The impact of eight thermodynamic input parameters on fuel consumption and hydrocarbon liquids recovery of the FPSO unit are investigated by the Smoothing Spline ANOVA (SS-ANOVA) method. From SS-ANOVA, the input parameters that presented the highest impact on fuel consumption and hydrocarbon liquids recovery were selected for an optimization procedure. The software Aspen HYSYS is used as the process simulator for the screening analysis process and for the optimization procedure, that consisted of a Hybrid Algorithm (NSGA-II +SQP method). The objective functions used in the optimization were the minimization of fuel consumption of the processing and utility plants and the maximization of hydrocarbon liquids recovery. From SS-ANOVA, the statistical analysis revealed that the most important parameters affecting the fuel consumption of the plant are: (1) output pressure of the first control valve (P1); (2) output pressure of the second stage of the separation train before mixing with dilution water (P2); (3) input pressure of the third stage of separation train (P3); (4) input pressure of dilution water (P4); (5) output pressure of the main gas compressor (Pc); (6) output petroleum temperature in the first heat exchanger (T1); (7) output petroleum temperature in the second heat exchanger (T2); (8) and dilution water temperature (T3). Four input parameters (P1, P2, P3 and Pc), three input parameters (P3, Pc and T2) and three input parameters (P3, Pc and T2) correspond to 96%, 97% and 97% of the total contribution to fuel consumption for modes 1, 2 and 3, respectively. For hydrocarbon liquids recovery of the plant: Four input parameters (P1,P2,P3 and T2), three input parameters (P3, P2 and T2) and three input parameters (P3, P2 and T2) correspond to 95%, 97% and 98% of the total contribution to hydrocarbon liquids recovery for modes 1, 2 and 3, respectively. The results from the optimized case indicated that the minimization of fuel consumption is achieved by increasing the operating pressure in the third stage of the separation train and by decreasing the operating temperature in the second stage of the separation train for all operation modes. There were a reduction in power demand of 6.4% for mode 1, 10% for mode 2 and 2.9% for mode 3, in comparison to the baseline case. Consequently, the fuel consumption of the plant was decreased by 4.46% for mode 1, 8.34% for mode 2 and 2.43% for mode 3 , when compared to the baseline case. Moreover, the optimization found an improvement in the recovery of the volatile components, in comparison with the baseline cases. Furthermore, the optimum operating condition found by the optimization procedure of hydrocarbon liquids recovery presented an increase of 4.36% for mode 1, 3.79% for mode 2 and 1.75% for mode 3 in hydrocarbon liquids recovery (stabilization and saving), when compared to a conventional operating condition of their baseline. / As plantas FPSO (Floating, Production, Storage e Offloading) , assim como outras plataformas de processamento offshore de petróleo e gás, são conhecidas por terem processos com uso intensivo de energia. Portanto, qualquer aplicação de procedimentos de otimização para consumo de energia e/ou produção pode ser útil para encontrar as melhores condições de operação da unidade, reduzindo custos e emissões de CO2 de empresas que atuam na área de petróleo e gás. Uma planta de processamento primário de uma plataforma FPSO típica, operando em um campo de petróleo em águas profundas brasileiras e em áreas do pré-sal, é modelada e simulada usando seus dados operacionais reais: (i) Teor máximo de óleo / gás (modo 1), (ii) 50 % de teor de BSW no óleo (modo 2) e (iii) teor elevado de água / CO2 no óleo (modo 3). Além disso, uma turbina a gás aeroderivativa (RB211G62 DLE 60Hz) para aplicação offshore é considerada para a unidade de geração da potência eletrica e calor, através dos seus dados reais de desempenho. O impacto de oito parâmetros termodinâmicos de entrada no consumo de combustível e na recuperação de hidrocarbonetos líquidos da unidade FPSO são investigados pelo método SS-ANOVA (Smoothing Spline ANOVA). A partir do SS-ANOVA, os parâmetros de entrada que apresentaram o maior impacto no consumo de combustível e na recuperação de hidrocarbonetos líquidos foram selecionados para aplicação em um procedimento de otimização. Os processos de análise da triagem (usando SS-ANOVA) e de otimização, que consiste em um Algoritmo Híbrido (método NSGA-II + SQP), utilizaram o software Aspen HYSYS como simulador de processo. As funções objetivo utilizadas na otimização foram: minimização do consumo de combustível das plantas de processamento e utilidade e a maximização da recuperação de hidrocarbonetos líquidos. Ainda utilizando SS-ANOVA, a análise estatística realizada revelou que os parâmetros mais importantes que afetam o consumo de combustível da planta são: (1) pressão de saída da primeira válvula de controle (P1); (2) pressão de saída do segundo estágio do trem de separação (e antes da mistura com água de diluição) (P2); (3) pressão de entrada do terceiro estágio do trem de separação (P3); (4) pressão de entrada da água de diluição (P4); (5) pressão de saída do compressor principal de gás (Pc); temperatura de saída de petróleo no primeiro trocador de calor (T1); (7) temperatura de saída de petróleo no segundo trocador de calor (T2); e (8) temperatura da água de diluição. Os parâmetros de entrada de P1, P2, P3 e Pc correspondem a 95% da contribuição total para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos da planta para os modos 1. Analogamente, os três parâmetros de entrada P3, Pc e T2 correspondem a 97% e 98% do contribuição total para o consumo de combustível para os modos 2 e 3, respectivamente. Para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos da plant, os parâmetros de entrada de P1, P2, P3 e T2 correspondem a 96% da contribuição total para o consumo de combustível para o modo 1. Da mesma forma, os três parâmetros de entrada P3, P2 e T2 correspondem a 97% e 97% da contribuição total para a recuperação de hidrocarbonetos líquidos para os modos 2 e 3, respectivamente. Os resultados do caso otimizado indicaram que a minimização do consumo de combustível é obtida aumentando a pressão de operação no terceiro estágio do trem de separação e diminuindo a temperatura de operação no segundo estágio do trem de separação para todos os modos de operação. Houve uma redução na demanda de potência de 6,4% para o modo 1, 10% para o modo 2 e 2,9% para o modo 3, em comparação com o caso base. Consequentemente, o consumo de combustível da planta foi reduzido em 4,46% para o modo 1, 8,34% para o modo 2 e 2,43% para o modo 3, quando comparado com o caso base. Além disso, o procedimento de otimização identificou uma melhora na recuperação dos componentes voláteis, em comparação com os casos baseline. A condição ótima de operação encontrada pelo procedimento para otimização da recuperação de hidrocarbonetos líquidos apresentou um aumento de 4,36% para o modo 1, 3,79% para o modo 2 e 1,75% para modo 3, na recuperação líquida de hidrocarbonetos líquidos (e estabilização), quando comparado com as condições operacionais convencionais das suas baseline.

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