Strategic environmental assessment (SEA) is used as a policy tool in the management of offshore oil and gas. As offshore oil and gas exploration continues to advance further into Arctic regions, questions of how SEA fits into petroleum policy frameworks, its process, and its effectiveness arise. This thesis adopts a historical institutionalist approach to explain SEA in Norway’s offshore oil and gas sector, discussing lessons to be learned from the Norwegian case, as well as the applicability of SEA in similar Arctic governance regimes. The thesis identifies three main lessons: First, Norway’s management of Arctic offshore hydrocarbon resources is a reflection of its distinct path of political development, particularly its emphasis on reaching consensus on sensitive political issues. Second, from the onset, Norway had the economic and political means to develop the institutional capacity and international experience required to manage an international offshore oil and gas operation. Third, the combination of these factors allowed Norway to adopt an incremental approach towards the advancement of its petroleum development, enabling decision-makers to adopt the principles of strategic environmental assessment into the policies that govern Norway’s offshore resources.

Offshore petroleum exploration and production (E&P) activities are faced with both technical and environmental challenges. In spite of these challenges, offshore petroleum E&P are on the increase globally. These operations have not been accident free even with improved technology. Recent incidents like Montara blowout and Deepwater Horizon fire have more than ever before raised serious concerns about the safety of offshore oil and gas E&P. Key issues are the prevention of major hazards, emergency response and civil liability, and payment of compensation. These issues have greater implication when the impact is transboundary. There is a general consensus on the need to ensure safety of these operations globally. However, the international legal framework needed to achieve the objective is unresolved. Looking at the extant international instruments relating to marine pollution from offshore oil and gas activities, there is a clear absence of global treaty on safety of offshore operations, civil liability and compensation. While there is general consensus on the need for safety of offshore oil and gas operations globally, opinions are divided on the necessity for global treaties. This thesis looks at the extant international legal framework at both global and regional levels with a view to identifying gaps in provisions on safety, civil liability and compensation. The thesis finds that even in the post-Macondo era, there are no global treaties in relation to safety of offshore petroleum E&P to prevent accidental pollution, and to deal with issues of civil liability and compensation. Furthermore, most regional regimes have no specific provisions on accidental pollution from offshore operations and liability issues arising therefrom. The absence of provisions for civil liability, especially in cases of transboundary harm from offshore accidental pollution has created difficulty for affected nations and nationals. This thesis proffers suggestion for international regulation of offshore petroleum operations to prevent accidental pollution, improve emergency response and guarantee prompt settlement of liabilities and payment of compensation. Accordingly, an international legal framework involving three levels of legal regimes is recommended as an effective way of preventing accidental pollution from offshore petroleum operations to protect marine environment and also ensuring that liabilities that may arise in the event of a major hazard are adequately addressed.

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.

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.

[pt] Essa dissertação apresenta as tecnologias de radiofrequência e geoposicionamento (RFID/GPS) associadas. A questão fundamental para esse estudo seria a implementação de um sistema baseado em RFID que permita o rastreamento de ferramentas especiais e a localização destas em tempo real. Essas ferramentas são usadas no processo para produção “offshore” de óleo e gás. Como se trata de investimento em uma tecnologia inovadora é relevante considerar a análise financeira do negócio e, portanto se recomenda o cálculo do Valor Presente Líquido (VPL) e consequentemente o retorno sobre o investimento (ROI). A análise econômica foi baseada em uma fase de operação onde há postergação do óleo e a inoperância com sonda, cujos custos são parâmetros que expressam valores em moeda mais significativos. Os resultados mostraram que o valor investido é recuperado em 4 anos e são potencializados quando há tendência de elevação no preço do óleo, alta produtividade do campo e redução dos custos decorrente da melhoria de equipamentos ou pelo aumento da demanda desses. Os resultados obtidos permitiram avaliar e comparar não apenas o retorno do investimento, como benefício de impacto, mas também perceber e avaliar os benefícios agregados à cadeia de valor que certamente vinculada a demanda pressionará a evolução de novas tecnologias em função de mudanças e procedimentos. / [en] This dissertation presents the radio frequency technologies and geopositioning (RFID and GPS) associated with it. The fundamental question for this study would be the implementation of a system based on RFID, which would allow the tracking and the location of these special tools in real time. These tools are used in the process for offshore production of oil and gas. As it comes to investment in innovative technology is relevant considering business and financial analysis, so it is recommended the calculation of the net present value (NPV) and therefore the return on investment (ROI). The economic analysis was based on a phase of operation where there is a delay of oil and ineptitude with the drilling rigs, which costs are parameters that express the most significant currency values. The results showed that the amount invested is recovered in 4 years and are enhanced when: there is a tendency to rise in price of oil, the field features high productivity and as there will be an increased demand and improvements in RFID equipment, the investment costs tend to decrease. The results obtained made it possible to evaluate and compare not only the return on investment, as the benefit of impact, but also realize and assess the benefits of value chain aggregates that certainly linked to the demand will put pressure on the evolution of new technologies in the light of changes and procedures.

[pt] O licenciamento ambiental na indústria petrolífera offshore no Brasil é o tema dessa dissertação. A questão do licenciamento ambiental para a produção do petróleo e gás na indústria e as possibilidades de se evitar, ao máximo, adversidades que possam degradar o meio ambiente foi o objetivo central desta pesquisa descritivo exploratória A natureza produz o petróleo e gás, mas, como usufrui-lo sem acarretar problemas à própria natureza que o produz? A regulamentação brasileira supõe essa questão? A da preservação da natureza? Analisou-se o processo de licenciamento ambiental para a execução da extração do petróleo e gás no Brasil e, ao mesmo tempo, outras referências mundiais, representadas pelos países: Canadá, Austrália, EUA e Noruega. Após essa análise viu-se que no Brasil o momento ainda é incipiente no desenvolvimento legal no que se refere a regulamentação geral; percebe-se contradições nas legislações pertinentes e a falta de clareza e objetividade (especificidades) no que se almeja regulamentar. Vale dizer, uma legislação pouco esclarecedora e confusa. Conclui-se que o caminho para a diminuição da degradação ambiental na exploração do petróleo e gás, exige, na prática, leis que ampliem e assegurem clareza, principalmente, na preservação do meio ambiente. Falta a definição desse caminho, ou seja, um roteiro explícito dos procedimentos legais necessários a aquisição desse licenciamento. Respeitar a natureza - o meio ambiente, e não somente explorá-lo sem medir as consequências negativas a este meio, deve ser o compromisso de todos os envolvidos. / [en] The main objective of this research was to discuss the environmental licensing in the offshore oil industry in Brazil by its laws and regulations and, at the same time, to have the possibility to avoid, as much as possible, adversities that could degrade the environment. Specifically, an attempt was made to understand the process of its regulation and other world references to understand the functioning of environmental licensing (environmental laws) for the execution of oil and gas extraction, represented by the countries: Canada, Australia, USA, and Norway; and point out necessary advances in environmental laws in preservation actions. In this descriptive exploratory research, the analysis focused on the environmental licensing process in Brazil in the offshore Oil and Gas industry, giving relevance to data for analysis of the bodies involved in the environmental licensing process; procedures and requirements for the offshore Oil and Gas Industry; laws and regulations in the offshore oil industry in Brazil and, finally, some information about the National Petroleum Agency (ANP) and its bidding and concession of exploratory blocks. And how does this interaction occur in other countries. The environmental licensing process is, in a way, old, vast and takes place from the prevention of deforestation established by the Forest Code in 1965 and in the authorizations for hunting and fishing in forests. However, at this time only a simple request was required to obtain authorization to carry out the activities. Law No. 6938 from 1981, which established the National Environmental Policy in Brazil, registered a regulatory milestone in the country s environmental legislation.