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.

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No. of bitstreams: 1 Dissertação THIAGO envio vitor 11.12.pdf: 1008243 bytes, checksum: 0a7a2e57fa290ee5228d81e283f0d348 (MD5) Previous issue date: 205-05-28 / O objetivo deste trabalho é propor a utilização do arcabouço teórico das opções reais e a posterior aplicação do modelo binomial na avaliação de projetos relacionados à exploração e produção de petróleo, tendo em vista a flexibilidade gerencial, os riscos e as incertezas técnicas e de mercado que norteiam o setor petrolífero upstream. Ademais, a aplicação do modelo proposto capta o papel crucial da volatilidade do preço do petróleo na avaliação da decisão de investimento e revela a existência dos custos irrecuperáveis extremos decorrentes do ativo real, neste caso, a unidade marítima de petróleo. Assim, com o intuito de prolongar o ciclo de produção de unidade marítima de petróleo com características preestabelecidas, propõe-se a avaliação econômica de duas alternativas tecnológicas para a extensão de vida útil da plataforma marítima objeto de estudo, sendo estas alternativas tratadas como opções de expansão. As alternativas propostas são duas: o afretamento da UMS (Unidade de Manutenção e Segurança) acoplada à plataforma e a docagem da plataforma a partir da desmobilização, isto é, o descomissionamento, e envio da plataforma ao estaleiro. Na aplicação da primeira opção, a UMS se configura em uma embarcação equipada com toda a estrutura necessária para a realização de serviço de manutenção e revitalização, sem que ocorra interrupção da produção de petróleo. Por outro lado, a opção de descomissionamento é desprovida de receita até o retorno da plataforma do estaleiro. No que tange à metodologia do presente trabalho, o modelo binomial com probabilidades de risco neutro é aplicado considerando a receita proveniente da produção de petróleo de uma plataforma marítima com sistema de produção flutuante com 14 poços, sendo 10 produtores e 4 injetores e sustentada por 8 linhas de ancoragem. Também é definida a volatilidade do projeto como sendo a volatilidade do preço do petróleo. Por fim, as opções de expansão podem ser exercidas a qualquer momento antes da data de expiração das opções, data esta coincidente para ambas as opções e referente ao término de contrato de afretamento da UMS, que corresponde ao período de cinco anos. Neste período de cinco anos, as duas alternativas são exercidas a partir do primeiro ano, com receitas e custos distintos em virtude das especificidades decorrentes das alternativas tecnológicas propostas. A partir da aplicação do modelo binomial com probabilidades de risco neutro sob o enfoque das opções reais, as duas alternativas tecnológicas são tratadas como opções americanas na avaliação econômica da revitalização e manutenção da plataforma marítima. Também realiza-se a análise tradicional do VPL para as duas alternativas. As duas análises apontam para a escolha da UMS como alternativa ótima de expansão da vida útil da plataforma. Ademais, a análise sob o enfoque das opções reais capta um valor adicional em ambas as alternativas tecnológicas, fruto das características inerentes à indústria petrolífera. Quanto à estrutura do trabalho em questão se divide em cinco capítulos: introdução, referencial teórico, metodologia, apresentação dos resultados e as considerações finais. / This paper purposes the use of theoretical framework of real options and posterior employment of binomial model in project evaluation concerning the exploration and production of oil, in view of manager flexibility, risks, techniques and market uncertainties that guide the upstream oil sector. Furthermore, the apliccation of the proposed model captures the crucial role of the volatility of oil price in the evaluation of investment decision and brings out the presence of high sunk costs resulting from real asset, in this case, offshore oil platform. Thus, in order to prolong the maritime unit of production cycle oil with predetermined characteristics, it is proposed economic evaluation of two alternative technologies for the lifetime extension of offshore studied, and these alternatives treated as options to expansion. The alternatives proposals are: the chartering of MSU (Maintenance and Safety Unit) coupled to platform and the send of offshore platform in the dock after its decommissioning and its send to shipyard. In the implementation of the first option, MSU configures a equipped vessel with all the necessary structure to perform maintenance and revitalization without interruption of oil production. On the other hand, the option of decommissioning is devoid of revenue until the regress of the offshore platform from the shipyard. Concerning the methodology of this study, the binomial model with risk-neutral probabilities is applied regarding the revenue arising from the oil production of offshore platform with floating production system that accept 14 oil wells, including 10 production well and 4 injection well and supported by 8 anchor line. The volatility of project is also defined as the volatility of oil price. Lastly, the options to expand may be exercised anytime before its expiration date that coincides for both options and concerning the end of contract of MSU that correspond to the period of five years. In this period, both alternatives are exercised from the first year, with differents revenue and costs by virtue of specificities resulting from the technological alternatives proposals. From the application of binomial model with risk-neutral probabilities from the standpoint of real options, these two alternatives are treated as american options in the evaluation of revitalization and maintenance of offshore platform. Also takes place the traditional analysis of NPV for both alternatives. These two analysis point at choice of MSU as the best alternative for prolonging the useful life of offshore platform. Moreover, the analysis from the standpoint of real options capture additional value in both technological alternatives, the result of characteristics inherent in the oil industry. As for the structure of the work in question is divided into five chapters: introduction, theoretical framework, methodology, presentation of results and final considerations.

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.