Submitted by LIVIA FREITAS (livia.freitas@ufba.br) on 2015-02-11T16:18:20Z No. of bitstreams: 1 Alberico Ricardo-normaliz.14-10-06c_(fast.design).pdf: 5066506 bytes, checksum: 23ec2267e81b94d265bab3c0c8a28414 (MD5) / Approved for entry into archive by LIVIA FREITAS (livia.freitas@ufba.br) on 2015-02-11T16:18:39Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Alberico Ricardo-normaliz.14-10-06c_(fast.design).pdf: 5066506 bytes, checksum: 23ec2267e81b94d265bab3c0c8a28414 (MD5) / Made available in DSpace on 2015-02-11T16:18:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Alberico Ricardo-normaliz.14-10-06c_(fast.design).pdf: 5066506 bytes, checksum: 23ec2267e81b94d265bab3c0c8a28414 (MD5) / A água produzida (AP) é a maior corrente de efluentes das atividades de produção de petróleo. Além dos elevados volumes gerados, a AP possui uma composição bastante diversificada, onde o teor de óleos e graxas (TOG) é um parâmetro que merece atenção especial. As tecnologias comumente aplicadas para remoção de TOG nem sempre são capazes de atingir o nível de eficiência desejado, principalmente se esse composto estiver presente na AP sob a forma de emulsão de óleo-em-água (O/A) e com gotas com diâmetros abaixo de 10 µm. O objetivo desta tese é avaliar o processo de tratamento de AP para remoção de óleo através da integração dos processos coalescedor em leito e membranas de microfiltração (MF). Essa associação visa combinar as vantagens e superar os problemas operacionais que ambos os processos apresentam, quando aplicados separadamente. No caso, o coalescedor de leito foi usado como processo de pré-tratamento a fim de reduzir o TOG na sua corrente de saída (TOGsc), usada para alimentação das membranas. Os ensaios foram realizados utilizando amostras de emulsão O/A sintéticas, que foram geradas em uma planta industrial. O óleo utilizado foi petróleo bruto com grau API de 28,3º. O coalescedor utilizado operou em condição de fluxo ascendente. O seu leito foi constituído por resinas poliméricas de troca catiônicas, com uma altura de leito de 5 cm. O sistema de membranas foi constituído por um módulo de MF do tipo polimérica de fibra-oca, instalado de forma submersa em um reservatório. Os ensaios foram realizados com TOG na alimentação do coalescedor (TOGac) com valores de 200 e 400 mg.L-1 e com diâmetros de gotas de óleo entre 3 a 8 µm. No coalescedor, a velocidade do fluido (v) variou de 4,4 a 17,4 m.h-1. As taxas de recuperação de água no sistema de MF (Rec) foram de 0,75 e 0,90; enquanto que os valores absolutos de pressão através das membranas (∆pm) variaram de -0,12 a -0,30 bar. Os resultados mostraram que o coalescedor operou em condições estáveis, atingindo valores de eficiência de 35 a 52%, em termos de remoção de TOG. A eficiência global do processo integrado atingiu de 93 a 100% e o TOG no permeado (TOGp) variou entre 0,1 a 14,8 mg.L-1. Estes resultados indicam que o efluente do processo integrado apresentou uma boa qualidade, não só apenas para fins de descarte ou injeção, mas também para a reúso em processos industriais. A estabilidade do processo foi verificada para os parâmetros ∆pm, TOGac, v e Rec. Sobre o ∆pm, verificou-se que o menor dos seus dois valores testados (-0,20 bar) resultou em menores valores de TOGp e de Jp no tempo de 6 horas. Sobre TOGac, v e Rec, verificou-se que a elevação de qualquer um desses três parâmetros acentuava o declínio de Jp, o que intensificava a ocorrência de fouling nas membranas de MF.

Apresenta-se um modelo matemático que avalia numericamente a estabilidade do estado estacionário para escoamentos água-ar em sistemas pipeline-riser de geometria variável. Uma análise a partir da teoria de estabilidade linear é aplicada a um modelo matemático adequado ao escoamento água-ar no sistema pipeline-riser. O modelo considera equações de continuidade para a fase líquida e para a fase gasosa, admite-se escoamento unidimensional e em condição isotérmica. O líquido é considerado incompressível enquanto que a fase gasosa é considerada um gás ideal. Admite-se uma equação de momento simplificada para mistura onde despreza-se a inércia (NPW - Modelo No Pressure Wave) e o padrão de escoamento local é definido com base nas condições do escoamento e na inclinação local. Assim, a intermitência severa é controlada principalmente pela gravidade no riser e pela compressibilidade do gás no pipeline. Tanto a correlação de fluxo de deriva quanto o cálculo da queda de pressão por atrito, adotados como lei de fechamento do modelo, são determinados em função do padrão de escoamento. Injeção de gás e válvula de choke são consideradas, respectivamente, na base e no topo do riser. O modelo é aplicado à sistemas pipeline-riser com escoamento água-ar citados na literatura. Os resultados da análise de estabilidade linear numérica são comparados aos resultados experimentais e numéricos apresentando uma excelente concordância. / A mathematical model that numerically evaluates the stability of the stationary state for hilly terrain air-water flows systems is presented. Numerical linear stability analysis is performed to a suitable mathematical model for the two-phase flows in a pipeline-riser system. The mathematical model considers the continuity equations for the liquid and gas phases, one-dimensional flow and isothermal conditions. The liquid is assumed incompressible while the gas phase is considered as an ideal gas. A simplified momentum equation for the mixture, neglecting inertia (NPW - No pressure wave model) is considered and the local flow pattern is defined based on the flow conditions and the local inclination. In this way, severe slugging is controlled mainly by gravity in the riser and compressibility in the pipeline. The void fraction and friction pressure drop, utilized as closure laws, are determined based on the local flow pattern. Gas injection at the bottom of the riser and a choke valve at the top are considered. The model is applied to air-water pipeline-riser systems reported in the literature. Numerical linear stability analysis results are compared with experimental and numerical results reported in the literature with excellent agreement.

A utilização racional e otimização de recursos energéticos é tema cada vez mais presente na indústria, e busca atender a critérios normativos e aspectos econômicos. Entre os métodos de análise utilizados para verificação e melhoria de eficiência energética, nas últimas décadas a Exergia vem se destacando como a ferramenta mais indicada para esse tipo de avaliação. Esse estudo realiza análise exergética em uma planta de processamento típica de uma plataforma do tipo FPSO operando em águas do litoral brasileiro. Atenção especial é dispensada à planta de compressão de gás, que possui sistema de remoção de CO2 do gás através de membranas. Conforme composição dos poços e/ou restrições operacionais, o fluxo de gás pode ser desviado do sistema de remoção de CO2, criando modos de operação. No modo de operação A todo gás do sistema de remoção de CO2 é desviado, de forma que seja possível apenas a injeção desse gás. O modo B utiliza plenamente o sistema de remoção de forma a permitir exportação máxima de gás. Já o modo de operação C trata parcialmente o gás através desse sistema, de forma a permitir exportação e injeção parciais de gás. Além dos modos de operação, são estudados também os efeitos da variação da vazão de gás exportado e da composição do petróleo (teor de CO2 e BS&W) no balanço exergético da plataforma. A combinação dessas três variáveis (modos de operação, vazão de gás exportado e composição do petróleo) representa 177 cenários de produção. O estudo desses cenários de produção por meio de determinados parâmetros (eficiência exergética, consumo específico de exergia, emissões de CO2, emissões específicas de CO2 e índice de renovabilidade exergética) permite verificar a influência de cada variável na performance da planta. / The rational use of energy resources is a theme increasingly discussed at the Industry, and the energetic optimization of processes is necessary in order to fulfill normative, as well as economic criteria. Among the analysis methods in use for verifying and improving the energetic efficiency, during last decades the Exergy has been highlighted as the most appropriated tool for these evaluations. This study performs exergetic analysis in a typical process plant in a FPSO operating in the brazilian shore waters. Special attention is given to the gas compression process plant, which has a CO2 membranes gas removal system. According to composition of well and/or operational restrictions, the gas flow can be deviated from the CO2 gas removal system, creating the operational modes. The operational mode A deviates all the gas from the CO2 gas removal system, allowing just its injection into the reservoir. The mode B uses entirely the CO2 removal system in a way that a maximum of gas exportation is possible. And the operational mode C treats partially the gas through the system, allowing partial exportation and re-injection of the gas. Besides the operational modes, the influence of export gas flow and well fluid composition (CO2 and BS&W content) in the exergy balance are also evaluated. The combination of these three variables (operational modes, export gas flow rate and well fluids composition) represents 177 production scenarios. The evaluation of these production scenarios affecting specific parameters (exergy efficiency, specific exergetic consumption, CO2 emissions, CO2 specific emissions and exergetic renewability index) allows to identify the importance of each variable in process plant performance.

A utilização racional e otimização de recursos energéticos é tema cada vez mais presente na indústria, e busca atender a critérios normativos e aspectos econômicos. Entre os métodos de análise utilizados para verificação e melhoria de eficiência energética, nas últimas décadas a Exergia vem se destacando como a ferramenta mais indicada para esse tipo de avaliação. Esse estudo realiza análise exergética em uma planta de processamento típica de uma plataforma do tipo FPSO operando em águas do litoral brasileiro. Atenção especial é dispensada à planta de compressão de gás, que possui sistema de remoção de CO2 do gás através de membranas. Conforme composição dos poços e/ou restrições operacionais, o fluxo de gás pode ser desviado do sistema de remoção de CO2, criando modos de operação. No modo de operação A todo gás do sistema de remoção de CO2 é desviado, de forma que seja possível apenas a injeção desse gás. O modo B utiliza plenamente o sistema de remoção de forma a permitir exportação máxima de gás. Já o modo de operação C trata parcialmente o gás através desse sistema, de forma a permitir exportação e injeção parciais de gás. Além dos modos de operação, são estudados também os efeitos da variação da vazão de gás exportado e da composição do petróleo (teor de CO2 e BS&W) no balanço exergético da plataforma. A combinação dessas três variáveis (modos de operação, vazão de gás exportado e composição do petróleo) representa 177 cenários de produção. O estudo desses cenários de produção por meio de determinados parâmetros (eficiência exergética, consumo específico de exergia, emissões de CO2, emissões específicas de CO2 e índice de renovabilidade exergética) permite verificar a influência de cada variável na performance da planta. / The rational use of energy resources is a theme increasingly discussed at the Industry, and the energetic optimization of processes is necessary in order to fulfill normative, as well as economic criteria. Among the analysis methods in use for verifying and improving the energetic efficiency, during last decades the Exergy has been highlighted as the most appropriated tool for these evaluations. This study performs exergetic analysis in a typical process plant in a FPSO operating in the brazilian shore waters. Special attention is given to the gas compression process plant, which has a CO2 membranes gas removal system. According to composition of well and/or operational restrictions, the gas flow can be deviated from the CO2 gas removal system, creating the operational modes. The operational mode A deviates all the gas from the CO2 gas removal system, allowing just its injection into the reservoir. The mode B uses entirely the CO2 removal system in a way that a maximum of gas exportation is possible. And the operational mode C treats partially the gas through the system, allowing partial exportation and re-injection of the gas. Besides the operational modes, the influence of export gas flow and well fluid composition (CO2 and BS&W content) in the exergy balance are also evaluated. The combination of these three variables (operational modes, export gas flow rate and well fluids composition) represents 177 production scenarios. The evaluation of these production scenarios affecting specific parameters (exergy efficiency, specific exergetic consumption, CO2 emissions, CO2 specific emissions and exergetic renewability index) allows to identify the importance of each variable in process plant performance.

Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Civil e Ambiental, 2018. / Submitted by Fabiana Santos (fabianacamargo@bce.unb.br) on 2018-09-19T21:01:16Z No. of bitstreams: 1 2018_AnaCarolinaLoyolaCaetanoRios.pdf: 2923062 bytes, checksum: ebcffecc8676ebe8998b4ec1f3b7416f (MD5) / Approved for entry into archive by Fabiana Santos (fabianacamargo@bce.unb.br) on 2018-09-25T19:38:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2018_AnaCarolinaLoyolaCaetanoRios.pdf: 2923062 bytes, checksum: ebcffecc8676ebe8998b4ec1f3b7416f (MD5) / Made available in DSpace on 2018-09-25T19:38:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2018_AnaCarolinaLoyolaCaetanoRios.pdf: 2923062 bytes, checksum: ebcffecc8676ebe8998b4ec1f3b7416f (MD5) Previous issue date: 2018-09-19 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPQ). / A simulação de reservatórios é uma atividade estratégica da produção de petróleo, feita com o intuito de se estimar a produção, fazer designs e reavaliação de projetos de recuperação, e prever de efeitos mecânicos. A utilidade dos simuladores gera pesquisas em torno da modelagem numérica de reservatórios, de modo a torná-los mais representativos da realidade e mais computacionalmente eficientes. Este trabalho se propõe a revisar os principais métodos e técnicas matemáticas aplicadas na simulação do fluxo multifásico do modelo black oil, alguns dos quais foram implementados em um código para resolução de problemas de fluxo. O fluxo bifásico foi resolvido com a combinação do método dos elementos finitos e do método com volumes de controle centrados no vértice, em um esquema do tipo IMPES. O fluxo não saturado e o modelo black oil foram simulados com o método dos elementos finitos convencional de forma totalmente implícita, sendo que foi proposta a avaliação dos erros utilizando volumes de controle. A estabilidade do método proposto para o tratamento de resíduos na conservação foi analisada. Também foram verificados o efeito do upwind na mobilidade na representação de frentes de saturação e o uso da técnica do tipo pseudogas na descrição do aparecimento de gás pelo modelo black oil. O código implementado foi, então, utilizado na avaliação do comportamento de produção de um reservatório subsaturado, em que foram verificados os efeitos da compressibilidade da rocha e da injeção de água. / Reservoir simulation is strategical in the context of petroleum exploitation, since it provides data for production estimation, design of recuperation projects and prediction of mechanical behavior. For that reason, current researches in the area work on making simulators more computationally efficient and accurate in representing reality. The most popular methods and numerical techniques used in simulation of multiphase and multicomponent flow are reviewed in the present work. A code was developed to simulate unsaturated and two-phase flow and the black oil model. Two-phase flow was solved using the IMPES technique and combined the conventional finite element method with the control volume finite element method. Unsaturated flow and the black oil model were simulated with a fully implicit formulation of the conventional finite element method. The evaluation of errors in mass conservation with the use of control volumes was proposed and the stability of the method of correction of these errors was evaluated. Also, the effects of the upwind in the permeability were observed for the representation of saturation fronts. The efficiency of a technique called pseudogas was evaluated in the representation of gas appearance in the black oil model. Finally, the code was implemented in the analysis of the production behavior of an unsaturated reservoir.

Apresenta-se um modelo matemático que avalia numericamente a estabilidade do estado estacionário para escoamentos água-ar em sistemas pipeline-riser de geometria variável. Uma análise a partir da teoria de estabilidade linear é aplicada a um modelo matemático adequado ao escoamento água-ar no sistema pipeline-riser. O modelo considera equações de continuidade para a fase líquida e para a fase gasosa, admite-se escoamento unidimensional e em condição isotérmica. O líquido é considerado incompressível enquanto que a fase gasosa é considerada um gás ideal. Admite-se uma equação de momento simplificada para mistura onde despreza-se a inércia (NPW - Modelo No Pressure Wave) e o padrão de escoamento local é definido com base nas condições do escoamento e na inclinação local. Assim, a intermitência severa é controlada principalmente pela gravidade no riser e pela compressibilidade do gás no pipeline. Tanto a correlação de fluxo de deriva quanto o cálculo da queda de pressão por atrito, adotados como lei de fechamento do modelo, são determinados em função do padrão de escoamento. Injeção de gás e válvula de choke são consideradas, respectivamente, na base e no topo do riser. O modelo é aplicado à sistemas pipeline-riser com escoamento água-ar citados na literatura. Os resultados da análise de estabilidade linear numérica são comparados aos resultados experimentais e numéricos apresentando uma excelente concordância. / A mathematical model that numerically evaluates the stability of the stationary state for hilly terrain air-water flows systems is presented. Numerical linear stability analysis is performed to a suitable mathematical model for the two-phase flows in a pipeline-riser system. The mathematical model considers the continuity equations for the liquid and gas phases, one-dimensional flow and isothermal conditions. The liquid is assumed incompressible while the gas phase is considered as an ideal gas. A simplified momentum equation for the mixture, neglecting inertia (NPW - No pressure wave model) is considered and the local flow pattern is defined based on the flow conditions and the local inclination. In this way, severe slugging is controlled mainly by gravity in the riser and compressibility in the pipeline. The void fraction and friction pressure drop, utilized as closure laws, are determined based on the local flow pattern. Gas injection at the bottom of the riser and a choke valve at the top are considered. The model is applied to air-water pipeline-riser systems reported in the literature. Numerical linear stability analysis results are compared with experimental and numerical results reported in the literature with excellent agreement.

O presente trabalho faz uma análise estrutural estática dos enrijecedores à flexão - ou bend stiffeners - que consistem em componentes estruturais auxiliares utilizados em linhas flexíveis em suas conexões com unidades flutuantes em sistemas de produção de petróleo offshore. A configuração destes acessórios deve conferir à instalação uma variação gradual da rigidez à flexão próximo ao ponto de fixação da linha flexível à unidade flutuante, diminuindo sua curvatura e suavizando o campo de tensões, evitando assim que a linha ultrapasse a curvatura máxima estabelecida em projeto, além de garantir vida útil à fadiga igual ou maior que nas outras partes do sistema. Inicialmente é apresentado uma breve revisão bibliográfica de diversos autores, posteriormente é apresentada a tecnologia de fabricação de enrijecedores junto com os métodos de projeto. Um resumo dos materiais utilizados bem como as suas propriedades são descritas para uma melhor compreensão do problema. O entendimento da resposta mecânica vem se tornando cada vez mais importante visto o crescente número de enrijecedores em campo e as falhas que alguns apresentaram. Para tanto, desenvolvem-se neste trabalho modelos pelo método dos elementos finitos com diferentes níveis de hierarquia que representam o sistema linha flexível-enrijecedor para uma melhor percepção do comportamento mecânico dos enrijecedores. / The present work does a static structural analysis of bend stiffeners - which consist of auxiliary structural components used in flexible lines in their connections with floating units in offshore oil production systems. The configuration of these fittings should give the installation a gradual variation of the flexural stiffness near the point of attachment of the flexible line to the floating unit, reducing its curvature and smoothing the field of stresses, thus avoiding that the line exceeds the maximum curvature established in design, in addition to guaranteeing a fatigue life equal to or greater than in other parts of the system. Initially a brief bibliographical review of several authors is presented, later the technology of rigging is presented along with the design methods. A summary of the materials used as well as their properties are described for a better understanding of the problem. The understanding of the mechanical response has become increasingly important considering the increasing number of bend stiffeners in the field and the failures that some have presented. In order to do so, this work develops models by the finite element method with different levels of hierarchy that represent the flexible line-bend stiffener system for a better perception of the mechanical behavior of the bend stiffeners.

A exploração do petróleo no Brasil tem migrado para águas cada vez mais profundas; os campos de exploração estão cada vez mais distantes da costa e em regiões com condições meteoceanográficas cada vez mais severas. Isto, e o recente volume de novas descobertas e novos campos de exploração têm impulsionado as indústrias deste setor na busca por novas soluções para a exploração deste óleo. Uma destas soluções inovadoras são os FPWSO DP (Floating Production Storage Workover Offloading Dynamic Positioning Unit). Estas são unidades de produção, dotadas de sondas de perfuração e de sistema de posicionamento dinâmico. A utilização de unidades de posicionamento dinâmico para produção continua de campos de petróleo é algo novo no mundo. Por se tratar de plataformas que devem permanecer por vários meses produzindo de forma ininterrupta, o estudo de confiabilidade de seu sistema de posicionamento dinâmico é de vital importância. Este trabalho apresenta um estudo de confiabilidade para este tipo de embarcação. Serão avaliados todos os sistemas relacionados ao posicionamento dinâmico da unidade, entre eles, sistema de geração de energia, sistema de propulsão, controladores DP e sistemas de referência de posição. O trabalho apresenta também um estudo de confiabilidade do sistema de conexão e desconexão de emergência com o poço; sistema este que é a ultima salvaguarda caso haja uma perda de posição na unidade. / The exploitation of oil in Brazil has migrated to deeper and deeper waters; the exploration fields are increasingly distant from the coast and in regions with meteoceanográficas conditions increasingly severe. This, and the recent volume of new discoveries and new exploration fields have driven industries of this sector in the search for new solutions to the exploitation of this oil. One of these innovative solutions are FPWSO DP (Floating Production Storage Offloading Workover Dynamic Positioning Unit). These are production units, equipped with drilling rigs and dynamic positioning system. The use of dynamic positioning units for continuous production of oil fields is something new in the world. Because it is platforms that must remain for several months producing uninterrupted, the study of reliability of its dynamic positioning system is of vital importance. This paper presents a reliability study for this type of vessel. We will evaluate all systems related to the dynamic positioning of the unit, including, power generation system, propulsion system, DP controllers and position reference systems. The paper also presents a study of connection of system reliability and emergency disconnect with the well; which system is the last safeguard in case there is a loss of position in the unit.

Dissertação (mestrado)-Universidade de Brasília, Faculdade de Economia, Administração, Contabilidade e Ciência da Informação e Documentação, Departamento de Economia, 2009. / Submitted by Albânia Cézar de Melo (albania@bce.unb.br) on 2012-02-17T14:05:12Z No. of bitstreams: 1 2009_EduardoToledoNeto.pdf: 948938 bytes, checksum: e22fe81a93a4b2d2274f9c907c433ceb (MD5) / Approved for entry into archive by Marília Freitas(marilia@bce.unb.br) on 2012-02-23T11:11:00Z (GMT) No. of bitstreams: 1 2009_EduardoToledoNeto.pdf: 948938 bytes, checksum: e22fe81a93a4b2d2274f9c907c433ceb (MD5) / Made available in DSpace on 2012-02-23T11:11:00Z (GMT). No. of bitstreams: 1 2009_EduardoToledoNeto.pdf: 948938 bytes, checksum: e22fe81a93a4b2d2274f9c907c433ceb (MD5) / As externalidades geradas pela exploração e produção de petróleo e gás natural devem ser compensadas à União, aos Estados e Municípios, pela aplicação da compensação financeira em decorrência dos impactos ambientais gerados e seus efeitos para a sociedade, criando uma expectativa de preservação do meio ambiente e recuperação dos danos causados pelas atividades da indústria do petróleo. A compensação financeira foi analisada em relação à aplicação e destinação dos recursos financeiros no alcance dos objetivos ambientais estabelecidos pela Lei do Petróleo e do possível papel e implicações teóricas relacionadas à função de um tributo ambiental na gestão ambiental do petróleo. Assim, a imposição da compensação financeira às concessionárias de exploração e produção de petróleo e gás natural não gerou resultados para a preservação do meio ambiente e mitigação dos danos ambientais, em virtude do uso dos recursos financeiros em programas não afins e deficiente capacidade institucional do Ministério do Meio Ambiente para a execução do montante arrecadado. Este estudo conclui que a compensação financeira da indústria do petróleo assumiu apenas a função de instrumento de apropriação de renda ricardiana para captura de ganhos extraordinários, apesar da destinação dos recursos financeiros. ______________________________________________________________________________ ABSTRACT / The generated externalities from petroleum exploration and production can be compensate to Federal, States and Municipalities by the financial compensation established in consequence of the environment impacts and your effects to society, creating an expectation of the environment preservation and damages mitigation caused for the petroleum industry. The financial compensation was analyzed in case of the application and destination of financial resources into environmental objectives established in the Petroleum Law in means of a possible role and theory implications related to environmental tax instrument on the environmental management of the petroleum. So, the financial compensation applicated to petroleum and natural gas exploratories concessionaires didn’t bring results on environmental preservation and damages mitigated, therefore used of financial resources in different programs and present deficiency on institutional capacity of the Environment Ministry for the amount appropriated. This study concludes that financial compensation of the petroleum industry assumes only a function as a ricardian rent instrument to extraordinary savings capture instead your destination financial resources.

A exploração do petróleo no Brasil tem migrado para águas cada vez mais profundas; os campos de exploração estão cada vez mais distantes da costa e em regiões com condições meteoceanográficas cada vez mais severas. Isto, e o recente volume de novas descobertas e novos campos de exploração têm impulsionado as indústrias deste setor na busca por novas soluções para a exploração deste óleo. Uma destas soluções inovadoras são os FPWSO DP (Floating Production Storage Workover Offloading Dynamic Positioning Unit). Estas são unidades de produção, dotadas de sondas de perfuração e de sistema de posicionamento dinâmico. A utilização de unidades de posicionamento dinâmico para produção continua de campos de petróleo é algo novo no mundo. Por se tratar de plataformas que devem permanecer por vários meses produzindo de forma ininterrupta, o estudo de confiabilidade de seu sistema de posicionamento dinâmico é de vital importância. Este trabalho apresenta um estudo de confiabilidade para este tipo de embarcação. Serão avaliados todos os sistemas relacionados ao posicionamento dinâmico da unidade, entre eles, sistema de geração de energia, sistema de propulsão, controladores DP e sistemas de referência de posição. O trabalho apresenta também um estudo de confiabilidade do sistema de conexão e desconexão de emergência com o poço; sistema este que é a ultima salvaguarda caso haja uma perda de posição na unidade. / The exploitation of oil in Brazil has migrated to deeper and deeper waters; the exploration fields are increasingly distant from the coast and in regions with meteoceanográficas conditions increasingly severe. This, and the recent volume of new discoveries and new exploration fields have driven industries of this sector in the search for new solutions to the exploitation of this oil. One of these innovative solutions are FPWSO DP (Floating Production Storage Offloading Workover Dynamic Positioning Unit). These are production units, equipped with drilling rigs and dynamic positioning system. The use of dynamic positioning units for continuous production of oil fields is something new in the world. Because it is platforms that must remain for several months producing uninterrupted, the study of reliability of its dynamic positioning system is of vital importance. This paper presents a reliability study for this type of vessel. We will evaluate all systems related to the dynamic positioning of the unit, including, power generation system, propulsion system, DP controllers and position reference systems. The paper also presents a study of connection of system reliability and emergency disconnect with the well; which system is the last safeguard in case there is a loss of position in the unit.