No / There is growing demand for cost effective and reliable floating production systems to maximize marginal and new deepwater fields worldwide. Floating Production Storage and Offloading (FPSO) vessels are considered to be the most economical and viable options to meet this demand. Yet, FPSO projects are prone to significant cost and schedule growth. On average, FPSOs have been reported to experience a 20% cost growth and are delayed by six months. Overruns and delays represent uncertainties for owners, contractors and financial institutions. In-depth interviews with twenty-three practitioners about their experiences with FPSO projects revealed that rework arising from design and construction errors were major contributors to cost and schedule growth. Key latent conditions contributing to rework are classified according to people, organization and project. Using retrospective sensemaking an examination of the determinant histories in a new build and conversion FPSO that experienced rework was undertaken. The sharing of experience(s) is deemed pivotal for reducing rework in future projects, particularly through the use of communities of practice that are able to stimulate situated learning to take place. A reduction in rework will not only reduce cost and schedule growth, improve operational performance and augment safety.

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.

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.

The main focus of this study is to improve the profitability, availability and condition monitoring of Liquefied Natural Gas (LNG) Floating Production Storage and Offloading platforms (FPSOs). Propane pre-cooled, mixed refrigerant (C3MR) liquefaction is the key process in the production of LNG on FPSOs. LNG liquefaction system equipment has the highest failure rates among the other FPSO equipment, and thus the highest maintenance cost. Improvements in the profitability, availability and condition monitoring were made in two ways: firstly, by making recommendations for the use of redundancy in order to improve system reliability (and hence availability); and secondly, by developing an effective condition-monitoring algorithm that can be used as part of a condition-based maintenance system. C3MR liquefaction system reliability modelling was undertaken using the time-dependent Markov approach. Four different system options were studied, with varying degrees of redundancy. The results of the reliability analysis indicated that the introduction of a standby liquefaction system could be the best option for liquefaction plants in terms of reliability, availability and profitability; this is because the annual profits of medium-sized FPSOs (3MTPA) were estimated to increase by approximately US$296 million, rising from about US$1,190 million to US$1,485.98 million, if redundancy were implemented. The cost-benefit analysis results were based on the average LNG prices (US$500/ton) in 2013 and 2014. Typically, centrifugal turbines, compressors and blowers are the main items of equipment in LNG liquefaction plants. Because centrifugal equipment tops the FPSO equipment failure list, a Condition Monitoring (CM) system for such equipment was proposed and tested to reduce maintenance and shutdown costs, and also to reduce flaring. The proposed CM system was based on a novel FFT-based segmentation, feature selection and fault identification algorithm. A 20 HP industrial air compressor system with a rotational speed of 15,650 RPM was utilised to experimentally emulate five different typical centrifugal equipment machine conditions in the laboratory; this involved training and testing the proposed algorithm with a total of 105 datasets. The fault diagnosis performance of the algorithm was compared with other methods, namely standard FFT classifiers and Neural Network. A sensitivity analysis was performed in order to determine the effect of the time length and position of the signals on the diagnostic performance of the proposed fault identification algorithm. The algorithm was also checked for its ability to identify machine degradation using datasets for which the algorithm was not trained. Moreover, a characterisation table that prioritises the different fault detection techniques and signal features for the diagnosis of centrifugal equipment faults, was introduced to determine the best fault identification technique and signal feature. The results suggested that the proposed automated feature selection and fault identification algorithm is effective and competitive as it yielded a fault identification performance of 100% in 3.5 seconds only in comparison to 57.2 seconds for NN. The sensitivity analysis showed that the algorithm is robust as its fault identification performance was affected by neither the time length nor the position of signals. The characterisation study demonstrated the effectiveness of the AE spectral feature technique over the fault identification techniques and signal features tested in the course of diagnosing centrifugal equipment faults. Moreover, the algorithm performed well in the identification of machine degradation. In summary, the results of this study indicate that the proposed two-pronged approach has the potential to yield a highly reliable LNG liquefaction system with significantly improved availability and profitability profiles.

[pt] Contratos de afretamento de FPSO, tipicamente contêm cláusulas de extensão de prazo após um número fixo de anos, sendo que o exercício dessas opções de extensão é prerrogativa da empresa de Exploração e Produção (E e P) que contrata o ativo. Dado que esta flexibilidade gerencial não é capturada pelos métodos tradicionais de avaliação de projetos como o método do Fluxo de Caixa Descontado, um desafio surge: como definir o valor do projeto dado que existem opções de extensão contratual? Neste trabalho foi utilizada a TOR (Teoria de Opções Reais) para analisar o valor das opções sob o ponto de vista do afretador da FPSO, considerando que o exercício destas opções resulta no recebimento, por parte do afretador, de fluxos de caixa adicionais ao final do período fixo de anos estabelecido no contrato. Diferentemente do tratamento padrão de valor de opções encontrado na literatura, neste caso agrega-se valor também ao afretador da FPSO apesar deste estar na posição vendida no contrato. Foram utilizados dois processos estocásticos distintos para a modelagem das incertezas e precificação das opções. O primeiro utilizou como base o MGB (Movimento Geométrico Browniano) e o segundo o MRM (Movimento de Reversão à Média). Os resultados encontrados em ambos os modelos sugerem que a precificação das opções de extensão agrega valor ao contrato e consequentemente pode tornar o afretador da FPSO mais competitivo no processo concorrencial, uma vez que é possível o compartilhamento de parte desse valor adicional com a empresa de E e P através da redução do valor da taxa de afretamento da FPSO. / [en] FPSO contracts tipically include clauses that allow contractual extensions after a fixed period of time. The exercise of these extensions options are the prerogative of the Exploration and Production (E and P) company that hires the FPSO. This management flexibility is not captured by traditional valuation tools such as the Discounted Cash Flow method, and thus, the challenge is how to define the value of a project given that exist contractual extensions options. In this work we analyse the value of these options from the standpoint of an FPSO chartering firm under the Real Options approach, considering that the exercise of these options result in additional cash flows to the chartering company beyond the original contract term. Differently of traditional results in options valuation found in literature, in this case, value is added also to the chartering firm, even though the firm holds a short position in the options. Two different stochastic processes were used to model project uncertainty and option pricing. The first was based on Geometric Brownian Motion (GMB) and the second in Mean Reverting Processes (MRP). The results in both cases suggest that the valuation of contractual extensions options add value to the project, and thus to the chartering firm, and consequently may improve the competitive position of the FPSO chartering firm in a bid process, as it is possible to share part of this value with E and P company through a reduction in the cost of the charter.

Freqüentemente os profissionais da construção naval tomam decisões para selecionar os elementos que devem ser especificados na composição de determinado projeto. Além da experiência e do conhecimento necessários para optar por um caminho adequado, a escolha deve atender eficientemente ao problema proposto e às preferências do projetista. A seleção de componentes do projeto de estruturas flutuantes para exploração de campos de petróleo no mar envolve aspectos objetivos e subjetivos. O trabalho apresenta e aplica alguns métodos de auxílio à tomada de decisão possibilitando ao projetista aprimorar sua sensibilidade. O objetivo da pesquisa é apresentar de forma sumária as duas bases para a decisão sobre o projeto, que são os métodos de apoio e os requisitos que as instalações FPSO devem atender, fornecendo como resultado um procedimento que permitirá aos usuários a melhor escolha dos componentes e aumentar a sensibilidade dos projetistas na seleção entre as possíveis opções (fazer totalmente novo ou aproveitar o existente). O trabalho apresenta uma revisão dos princípios da análise da decisão, informações sobre métodos de apoio à decisão, os dados de entrada do problema proposto, o método de projetos navais, os requisitos básicos para construção de estruturas flutuantes de exploração de petróleo no mar e os requisitos básicos para uma instalação FPSO. Para a solução do problema se aplicaram os métodos de árvore de decisão, para a parte correspondente às decisões sob risco e o método de análise hierárquica AHP para as decisões tomadas sob certeza. / Frequently, naval construction engineers take decisions to select the elements which must specified for the composition of a determined project. Besides the necessary experience and the knowledge to choose a proper way, the option must fulfil efficiently the problem requirements and the preferences of the designer. The choice of components in the design off-shore structures for production in sea oilfields, involves objective and subjective aspects. This work introduces and uses a few methods of decision aids, helping the designer to improve his sensibility. The objective of this research is to present in a simple way two foundations to decide about the project, which are the aid decision methods and the requirements which the FPSO (Floating Production Storage and Offloading System) must fulfil, supplying a procedure that enables the designer to take the best choice of components and to increase his sensibility referring to the selection among the possible options, wich are to make a completely new FPSO or to use an existing one. This work offers a revision of the principles of the decision analysis theory, the data input of the problem, the classic naval design method, the basic requirements to build floating structures to off-shore oil extraction, and the basic requirements for a FPSO installation. To solve the problem the decision tree method, for decision under risk, and the AHP (Analytic Hierarchy Process), for decision under certainty, were applied.

A produção de petróleo e gás em campos brasileiros é cada vez mais proveniente de regiões com águas profundas e situadas longe da costa, chegando a distâncias de mais de 100 km, como, por exemplo, na Bacia de Campos ou de Santos. Devido à falta de infra-estrutura e às características do petróleo desses campos, a cadeia de abastecimento e o sistema de exportação da produção possuem grande importância para a indústria offshore. Uma maneira usual para a exportação da produção é através de dutos submarinos, onde o óleo e/ou a gás flui das plataformas diretamente para o continente. Com esta infra-estrutura é possível a utilização de sistemas de produção sem capacidade de armazenamento e, conseqüentemente, torna-se desnecessário o uso de navios para o alívio da produção. No entanto, devido à qualidade do óleo e às distâncias entre os poços e a costa em alguns campos brasileiros, a utilização dos oleodutos mostra-se uma solução pouco viável. Por este motivo, é bastante comum o uso de FPSOs ou semi-submersíveis conectadas a sistemas auxiliares, como o FSO (Floating Storage and Offloading). Nas plataformas, outra característica importante e desejada é tornar viável o uso de um sistema de completação seca (árvore de Natal acima da linha dágua) com o objetivo de diminuir, significativamente, os custos operacionais envolvidos. Esse tipo de completação é utilizado, com excelência, por unidade do tipo TLWP ou Spar, devido ao baixo nível dos movimentos e acelerações observadas nestas plataformas. Entretanto, as condições ambientais severas amplificam as dificuldades para encontrar um sistema com grande capacidade de armazenamento e que permita o uso de completação seca. Neste contexto, pesquisadores e engenheiros estão sendo obrigados a desenvolver novos conceitos capazes de atender a essa demanda. Desta forma, uma nova solução, considerando um FPSO e uma TLWP operando a uma curta distância e trabalhando de forma acoplada com a conexão garantida por cabos sintéticos vem sendo estudada. Essencialmente, o grande atrativo deste conceito é o fato de que toda a produção e o armazenamento são concentrados no FPSO e a TLWP é responsável pela perfuração e extração dos hidrocarbonetos através de risers verticais. Assim o sistema trabalhando de forma conjunta possui capacidade de armazenamento e permite o uso da completação seca. Nesta dissertação, foi realizado um estudo sobre a evolução deste novo conceito, dividido em três fases. A primeira focada no dimensionamento do sistema de conexão e ancoragem das unidades e em uma investigação da interação hidrodinâmica entre as unidades de forma a mostrar a viabilidade do sistema. A segunda fase, focada na validação dos resultados por meio da comparação com os testes realizados no modelo em escala do NMRI (National Maritime Research Institute - Japão). Finalmente, a terceira fase, com foco no redimensionamento do sistema de amarração e no sistema de conexão, com base nos resultados obtidos na segunda fase. / The oil and gas production in Brazilian fields are commonly found in deep water and situated far away from the coast, reaching distances of more than 100 km as, for example, in the Campos Basin or Santos Basin. Due to the heavy oil and lack of pipeline infrastructure found in these fields, not only subsea equipments that must support high pressure but also logistics problems such as supply chain and production exportation system play an important role for the offshore industry. A usual way to export the production is to concentrate it in hubs of submarine pipelines which flows the oil or gas from the platforms to the continent. This infrastructure makes possible the use of no storage production systems and, consequently, releases the use of the shuttle tanks employment. However, due to the quality of the oil and the distances between the wells and the coast, some Brazilian fields do not allow the use of the pipelines to export their production. For this reason, is quite common to use FPSO and semi-submersible aided by auxiliary systems such as the FSO (Floating Storage and Offloading) units. Another important and desired characteristic of production platforms is to make it feasible to install a dry Christmas tree system aiming to decrease, significantly, operational costs involved. This feature is performed, with excellence, by TLWP and Spar units due to the low level of motions and accelerations observed in these platforms. Harsh environmental conditions can bring difficulties to find a solution of a system with both storage and dry tree system capability. In this context, researchers and engineers are being forced to develop new technological systems capable to support this demand. In this way, a new solution considering a FPSO and a TLWP coupled in a short distance by synthetic ropes has being studied. Essentially, the attractive feature of this concept is the fact that the production is performed by the FPSO whereas the TLWP is responsible to support the risers and drilling facilities turning the system coupled, equipped with a dry Christmas tree and with the possibility to storage the production. By now, the concept evolution has been divided in three phases. The first phase concerned about an advanced research focusing on the connection and mooring system development and the hydrodynamic interaction between the units and having in mind the verification of the concept feasibility. The second phase, concerned about the results validation by a comparison with scale model tests performed in the NMRI (National Maritime Research Institute Japan). Finally, the third phase, has the focus in the mooring and connection system resizing based on the results obtained on second phase.

A produção de petróleo e gás em campos brasileiros é cada vez mais proveniente de regiões com águas profundas e situadas longe da costa, chegando a distâncias de mais de 100 km, como, por exemplo, na Bacia de Campos ou de Santos. Devido à falta de infra-estrutura e às características do petróleo desses campos, a cadeia de abastecimento e o sistema de exportação da produção possuem grande importância para a indústria offshore. Uma maneira usual para a exportação da produção é através de dutos submarinos, onde o óleo e/ou a gás flui das plataformas diretamente para o continente. Com esta infra-estrutura é possível a utilização de sistemas de produção sem capacidade de armazenamento e, conseqüentemente, torna-se desnecessário o uso de navios para o alívio da produção. No entanto, devido à qualidade do óleo e às distâncias entre os poços e a costa em alguns campos brasileiros, a utilização dos oleodutos mostra-se uma solução pouco viável. Por este motivo, é bastante comum o uso de FPSOs ou semi-submersíveis conectadas a sistemas auxiliares, como o FSO (Floating Storage and Offloading). Nas plataformas, outra característica importante e desejada é tornar viável o uso de um sistema de completação seca (árvore de Natal acima da linha dágua) com o objetivo de diminuir, significativamente, os custos operacionais envolvidos. Esse tipo de completação é utilizado, com excelência, por unidade do tipo TLWP ou Spar, devido ao baixo nível dos movimentos e acelerações observadas nestas plataformas. Entretanto, as condições ambientais severas amplificam as dificuldades para encontrar um sistema com grande capacidade de armazenamento e que permita o uso de completação seca. Neste contexto, pesquisadores e engenheiros estão sendo obrigados a desenvolver novos conceitos capazes de atender a essa demanda. Desta forma, uma nova solução, considerando um FPSO e uma TLWP operando a uma curta distância e trabalhando de forma acoplada com a conexão garantida por cabos sintéticos vem sendo estudada. Essencialmente, o grande atrativo deste conceito é o fato de que toda a produção e o armazenamento são concentrados no FPSO e a TLWP é responsável pela perfuração e extração dos hidrocarbonetos através de risers verticais. Assim o sistema trabalhando de forma conjunta possui capacidade de armazenamento e permite o uso da completação seca. Nesta dissertação, foi realizado um estudo sobre a evolução deste novo conceito, dividido em três fases. A primeira focada no dimensionamento do sistema de conexão e ancoragem das unidades e em uma investigação da interação hidrodinâmica entre as unidades de forma a mostrar a viabilidade do sistema. A segunda fase, focada na validação dos resultados por meio da comparação com os testes realizados no modelo em escala do NMRI (National Maritime Research Institute - Japão). Finalmente, a terceira fase, com foco no redimensionamento do sistema de amarração e no sistema de conexão, com base nos resultados obtidos na segunda fase. / The oil and gas production in Brazilian fields are commonly found in deep water and situated far away from the coast, reaching distances of more than 100 km as, for example, in the Campos Basin or Santos Basin. Due to the heavy oil and lack of pipeline infrastructure found in these fields, not only subsea equipments that must support high pressure but also logistics problems such as supply chain and production exportation system play an important role for the offshore industry. A usual way to export the production is to concentrate it in hubs of submarine pipelines which flows the oil or gas from the platforms to the continent. This infrastructure makes possible the use of no storage production systems and, consequently, releases the use of the shuttle tanks employment. However, due to the quality of the oil and the distances between the wells and the coast, some Brazilian fields do not allow the use of the pipelines to export their production. For this reason, is quite common to use FPSO and semi-submersible aided by auxiliary systems such as the FSO (Floating Storage and Offloading) units. Another important and desired characteristic of production platforms is to make it feasible to install a dry Christmas tree system aiming to decrease, significantly, operational costs involved. This feature is performed, with excellence, by TLWP and Spar units due to the low level of motions and accelerations observed in these platforms. Harsh environmental conditions can bring difficulties to find a solution of a system with both storage and dry tree system capability. In this context, researchers and engineers are being forced to develop new technological systems capable to support this demand. In this way, a new solution considering a FPSO and a TLWP coupled in a short distance by synthetic ropes has being studied. Essentially, the attractive feature of this concept is the fact that the production is performed by the FPSO whereas the TLWP is responsible to support the risers and drilling facilities turning the system coupled, equipped with a dry Christmas tree and with the possibility to storage the production. By now, the concept evolution has been divided in three phases. The first phase concerned about an advanced research focusing on the connection and mooring system development and the hydrodynamic interaction between the units and having in mind the verification of the concept feasibility. The second phase, concerned about the results validation by a comparison with scale model tests performed in the NMRI (National Maritime Research Institute Japan). Finally, the third phase, has the focus in the mooring and connection system resizing based on the results obtained on second phase.

Freqüentemente os profissionais da construção naval tomam decisões para selecionar os elementos que devem ser especificados na composição de determinado projeto. Além da experiência e do conhecimento necessários para optar por um caminho adequado, a escolha deve atender eficientemente ao problema proposto e às preferências do projetista. A seleção de componentes do projeto de estruturas flutuantes para exploração de campos de petróleo no mar envolve aspectos objetivos e subjetivos. O trabalho apresenta e aplica alguns métodos de auxílio à tomada de decisão possibilitando ao projetista aprimorar sua sensibilidade. O objetivo da pesquisa é apresentar de forma sumária as duas bases para a decisão sobre o projeto, que são os métodos de apoio e os requisitos que as instalações FPSO devem atender, fornecendo como resultado um procedimento que permitirá aos usuários a melhor escolha dos componentes e aumentar a sensibilidade dos projetistas na seleção entre as possíveis opções (fazer totalmente novo ou aproveitar o existente). O trabalho apresenta uma revisão dos princípios da análise da decisão, informações sobre métodos de apoio à decisão, os dados de entrada do problema proposto, o método de projetos navais, os requisitos básicos para construção de estruturas flutuantes de exploração de petróleo no mar e os requisitos básicos para uma instalação FPSO. Para a solução do problema se aplicaram os métodos de árvore de decisão, para a parte correspondente às decisões sob risco e o método de análise hierárquica AHP para as decisões tomadas sob certeza. / Frequently, naval construction engineers take decisions to select the elements which must specified for the composition of a determined project. Besides the necessary experience and the knowledge to choose a proper way, the option must fulfil efficiently the problem requirements and the preferences of the designer. The choice of components in the design off-shore structures for production in sea oilfields, involves objective and subjective aspects. This work introduces and uses a few methods of decision aids, helping the designer to improve his sensibility. The objective of this research is to present in a simple way two foundations to decide about the project, which are the aid decision methods and the requirements which the FPSO (Floating Production Storage and Offloading System) must fulfil, supplying a procedure that enables the designer to take the best choice of components and to increase his sensibility referring to the selection among the possible options, wich are to make a completely new FPSO or to use an existing one. This work offers a revision of the principles of the decision analysis theory, the data input of the problem, the classic naval design method, the basic requirements to build floating structures to off-shore oil extraction, and the basic requirements for a FPSO installation. To solve the problem the decision tree method, for decision under risk, and the AHP (Analytic Hierarchy Process), for decision under certainty, were applied.

Offshore oil platforms are used for the exploitation and production of hydrocarbons and consist of a processing plant and a utility plant. The oil and gas industry operations are energy-intensive and, in the case of offshore platforms, the need to decrease energy consumption and reduce CO2 emissions has increased. In the oil and gas industry, the ISO 50001 standard promotes the implementation of energy management systems and proposes indicators based on energy. Interestingly, after several decades of knowledge of the concept of exergy, this has not been formally implemented in the programs and strategies of the oil and gas industry organizations. In this research, the implementation of the exergy method and the carbon capture and storage strategy for the assessment of the performance of a floating, production and storage offloading units FPSO is proposed. FPSO platforms and their processing and utility plants may have different configurations depending on, among others, the reservoir characteristics and production requirements. The possible configurations can therefore be numerous. In this sense, some operation scenarios based on different well-fluid compositions and operation modes are studied. The platform models are developed and simulated using the software Aspen HYSYS®. Results show that, on average, the reduction of 88.8% in CO2 emissions is penalized with a reduction in exergy efficiency of 1.7 points. Further, results allow a better understanding of exergy and environmental performance of the FPSO. / Plataformas de petróleo offshore são utilizadas para a exploração e produção de hidrocarbonetos e consistem em uma planta de processamento e uma planta de utilidade. As operações da indústria de petróleo e gás são de energia intensiva e, no caso de plataformas offshore, é necessário cada vez mais diminuir o consumo de energia e reduzir as emissões de CO2. Na indústria de petróleo e gás, a norma ISO 50001 promove a implementação de sistemas de gestão de energia e propõe indicadores baseados em energia. Entretanto, após várias décadas de conhecimento do conceito de exergia, este não foi formalmente implementado nos programas e estratégias das organizações da indústria de petróleo e gás. Neste trabalho, propõe-se a implementação da análise exergética e a estratégia de captura e armazenamento de carbono para a avaliação do desempenho de unidades flutuantes, de produção, de armazenamento e transferência FPSO. As plataformas FPSO e suas plantas de processamento e utilidade podem ter diferentes configurações dependendo, entre outras, das características do reservatório e dos requisitos de produção. As configurações possíveis podem, portanto, ser numerosas. Neste sentido, são estudados alguns cenários de operação baseados em diferentes composições dos fluidos do poço e em três modos de operação. Os modelos de plataforma são desenvolvidos e simulados usando o software Aspen HYSYS®. Os resultados mostram que, em média, a redução de 88,8% nas emissões de CO2 é penalizada com uma redução da eficiência exergética de 1,7 pontos. Além disso, os resultados permitem uma melhor compreensão da exergia e desempenho ambiental do FPSO.