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Emprego de Análise Multicritério como Auxílio na Tomada de Decisão no

Descomissionamento de Dutos Submarinos.

Bruno Oliveira Lima de Souza

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte

dos requisitos necessários à obtenção do título de

Engenheiro.

Orientador(es): Marcelo Igor Lourenço de Souza

Co-orientador(es): Jean David Job Emmanuel Marie

Caprace

Rio de Janeiro

Janeiro de 2018

2

Emprego de análise multicritério como auxílio na tomada de decisão no

descomissionamento de dutos submarinos.


PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DA ESCOLA

POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO

PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A CONCLUSÃO DO CURSO DE

ENGENHARIA – HABILITAÇÃO NAVAL E OCEÂNICA.

Banca Examinadora:

_______________________________________________

Prof. Marcelo Igor Lourenço de Souza, D.Sc.

_______________________________________________

Prof. Jean David Caprace, Ph.D.

_______________________________________________

Prof. Segen Farid Estefen, D.Sc.

_______________________________________________

Prof. Ilson Paranhos Parqualino Ph.D.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

JANEIRO 2018

3

Agradecimentos

Primeiramente quero agradecer a todo o apoio dado pelo Professor Marcelo Igor

Lourenço, sem o qual esse trabalho não seria possível.

Agradeço também aos meus colegas e companheiros da faculdade que trilharam essa

jornada comigo durante anos e agregaram na minha formação como profissional e ser

humano.

Devo destacar dois colegas que foram pilares fundamentais na minha vida acadêmica,

são estes, Pedro Henrique Caldas Jorge e Rogério Hannemann Júnior.

Por último, porém não menos importante, gostaria de agradecer a minha família que

sempre me apoiou com entusiasmo na minha escolha de me tornar um engenheiro naval.

4

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval.

Emprego de análise multicritério como auxílio na tomada de decisão no

descomissionamento de dutos submarinos.


Janeiro 2018

Orientador: Marcelo Igor Lourenço Co-orientador: Jean David Caprace

Curso: Engenharia Naval e Oceânica

Uma unidade industrial, após certo período, atinge sua fase final de produção, que é

chamada de abandono ou descomissionamento. Tratando de plataformas de exploração

de óleo e gás isto ocorre quando a produção se apresenta desvantajosa, sendo efetuado o

encerramento das atividades, limpeza e remoção de estruturas e recuperação ambiental

do local. Trata-se de operações com alto custo e elevado potencial de geração de

impactos ambientais. Por se tratar de um aspecto multidisciplinar já que deverão ser

levados em consideração critérios ambientais, sociais, técnicos, econômicos e de

segurança, torna-se importante a abordagem de métodos que que realizem o tradeoff

desses critérios com o objetivo de encontrar o ponto ótimo.

Como auxílio nas tomadas de decisões necessárias para avaliar o tradeoff entre esses

critérios optou-se pela utilização de ferramentas de análises multicritérios.

Este relatório tem como objetivo a utilização de tais ferramentas para avaliar as

melhores formas de descomissionamento a serem tomadas no final da vida útil de uma

planta de produção.

O relatório explicita diferentes abordagens e faz uma comparação entre elas no intuito

de avaliar qual o melhor método que atende as necessidades do tomador de decisão.

5

Sumário 1. Introdução ............................................................................................................................ 9

2. Revisão Bibliográfica .......................................................................................................... 9

2.1. O Descomissionamento ............................................................................................... 9

2.2. Descomissionamento de Dutos Submarinos ............................................................ 10

2.3. Métodos de Análise multicritérios ........................................................................... 16

3. Metodologia ....................................................................................................................... 22

3.1. Abordagem computacional através do programa Visual PROMETHEE ............ 22

3.2. Lógica de Fuzzy ......................................................................................................... 23

4. Estudo de caso ................................................................................................................... 26

4.1. Método BPEngO proposto para a linha escolhida (conclusão da shell) ............... 35

4.2. Análise Através do Método Promethee ................................................................... 47

4.3. Comparação dos resultados ...................................................................................... 51

5. Conclusões .......................................................................................................................... 56

6. Referências Bibliográficas ................................................................................................ 57

6

Índice de Figuras

Figura 1 Exemplo de pig dentro de um duto. Fonte:

http://www.boingengenharia.com.br/limpeza-com-pigs.html ..................................................... 11

Figura 2 Opção 2- Deixar presa à plataforma; Aterrar a extremidade. Fonte: Shell .................... 12

Figura 3 Opção 3 - Deixar presa à plataforma; Cobrir com rochas a extremidade. Fonte: Shell 13

Figura 4 Opção 4 - Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e aterrar todo o

comprimento da linha. Fonte:Shell ............................................................................................. 13

Figura 5 Opção 5 -Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e cobrir com rochas

todo o comprimento. Fonte: Shell .............................................................................................. 14

Figura 6 Opção 6 - Remover toda a linha por corte e elevação. Fonte: Shell ............................. 15

Figura 7 Opção 7 - Remover toda a linha por S-lay reverso ( instalação reversa) Fonte: Shell .. 15

Figura 8 Inputs do programa Visual PROMETHEE ................................................................... 23

Figura 9 Gráfico Pertinência x Altura .......................................................................................... 24

Figura 10 Funções de Preferência do Visual PROMETHEE .......................................................... 25

Figura 11 – Localização do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD

DECOMMISSIONING PROGRAMMES .......................................................................................... 27

Figura 12 - Arranjo Geral do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD


Figura 13 - Resumo da produção do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD


Figura 14 - Processo de Execução do Estudo de Descomissionamento a Longo Prazo (EDLP).

(adaptado de Hughes e Fish, 2000). ............................................................................................ 36

file:///E:/ufrj/Emprego%20de%20análise%20multicritério%20como%20auxílio%20na%20tomada%20de%20decisão%20no.docx%23_Toc509221136file:///E:/ufrj/Emprego%20de%20análise%20multicritério%20como%20auxílio%20na%20tomada%20de%20decisão%20no.docx%23_Toc509221136file:///E:/ufrj/Emprego%20de%20análise%20multicritério%20como%20auxílio%20na%20tomada%20de%20decisão%20no.docx%23_Toc509221137file:///E:/ufrj/Emprego%20de%20análise%20multicritério%20como%20auxílio%20na%20tomada%20de%20decisão%20no.docx%23_Toc509221137file:///E:/ufrj/Emprego%20de%20análise%20multicritério%20como%20auxílio%20na%20tomada%20de%20decisão%20no.docx%23_Toc509221138file:///E:/ufrj/Emprego%20de%20análise%20multicritério%20como%20auxílio%20na%20tomada%20de%20decisão%20no.docx%23_Toc509221138

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Índice de Tabelas

Tabela 1 Fonte: www.maxwell.vrac.puc-rio.br/14098/14098_4.PDF ....................................... 20

Tabela 2 Fonte: Adaptado de Berzins (2009) .............................................................................. 21

Tabela 3 Fonte: Adaptado de Alves (2007 )................................................................................ 22

Tabela 4 - História do desenvolvimento do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD


Tabela 5 - Resumo das condições Físicas, Biologicas e Socioeconomicas do Brent Field; Fonte:

Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES ...................................... 29

Tabela 6 - Datas do Término de produção; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD


Tabela 7 Estimativa do pesos do Campo Brent ........................................................................... 32

Tabela 8 - Resumo dos Dutos do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES

DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT ........................................................................... 34

Tabela 9 Opções factíveis de descomissionamento para linhas qualitativas; Fonte: Adaptado de

Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT ...... 35

Tabela 10 - Avaliação das opções de descomissionamento ...................................................... 37

Tabela 11 - Principais Critérios e Subcritérios Utilizados pela Shell; Fonte: Adaptado de Shell

U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL

DOCUMENT .............................................................................................................................. 38

Tabela 12 - Fonte e Tipo de Dado Para Cada Subcritério; Fonte: Adaptado de Shell U.K.

Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING - TECHNICAL DOCUMENT 39

Tabela 13 - Valores Obtidos Para Cada Subcritério; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -

BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT................ 39

Tabela 14 - Distribuição de Pesos dos Critérios e Subcritérios Fonte: Adaptado de Shell U.K.

Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT ...................... 40

Tabela 15 - Cenários de Peso Usados na Análise de Sensibilidade; Fonte: Adaptado de Shell

U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL

DOCUMENT .............................................................................................................................. 40

Tabela 16 - Cenário Principal; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES

DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT ........................................................................... 41

Tabela 17 Melhor opção no Cenário Principal pelo método BPEngO ......................................... 41

Tabela 18 Cenário com peso em Segurança; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT

FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT ................................................ 42

Tabela 19 Melhor opção com peso em Segurança pelo método BPEngO .................................. 42

8

Tabela 20 Cenário com peso em Meio Ambiente; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT


Tabela 21 Melhor opção com peso em Meio Ambiente pelo método BPEngO ......................... 43

Tabela 22 Cenário com peso em Técnico; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD

PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT .......................................................... 44

Tabela 23 Melhor opção com peso em Técnico pelo método BPEngO ...................................... 44

Tabela 24 Cenário com peso em Social; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD

PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT .......................................................... 45

Tabela 25 Melhor opção com peso em Social pelo método BPEngO ......................................... 45

Tabela 26 Cenário sem critério de segurança; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT


Tabela 27 - Melhor opção sem critério Econômico pelo método BPEngO ................................. 46

Tabela 28 - Classificação Geral das Opções de Descomissionamento Segundo Método BPEngO

adotado pela Shell ....................................................................................................................... 47

Tabela 29 - Valores Estimados de Cada Subcritério No Cenário Principal ................................. 48

Tabela 30 Somatório de Phi no cenário principal pelo método Promethee Linear .................... 49

Tabela 31 Somatório de Phi com peso em segurança pelo método Promethee Linear ............. 49

Tabela 32 Somatório de Phi com peso em Segurança pelo método Promethee Linear ............ 50

Tabela 33 Somatório de Phi com peso em Técnico pelo método Promethee Linear ................. 50

Tabela 34 Somatório de Phi com peso em Social pelo método Promethee Linear .................... 50

Tabela 35 Somatório de Phi sem critério econômico pelo método Promethee Linear .............. 51

Tabela 36 - Classificação Geral das Opções de Descomissionamento Segundo Método

PROMETHEE ................................................................................................................................ 51

Tabela 37 - Comparação dos Métodos Promethee e BPEng por Critérios ................................. 52

Tabela 38 - Comparação Geral dos Métodos Promethee e BPEngO .......................................... 52

Tabela 39 Comparação entre métodos Promethee no cenário principal ................................... 53

Tabela 40 Comparação entre métodos Promethee com peso em segurança ............................ 53

Tabela 41 Comparação entre métodos Promethee com peso em meio ambiente .................... 53

Tabela 42 Comparação entre métodos Promethee com peso em técnico ................................ 54

Tabela 43 Comparação entre métodos Promethee com peso em social ................................... 54

Tabela 44 Comparação entre métodos Promethee sem critério econômico ............................. 54

Tabela 45 Comparação Geral entre os Métodos Promethee ..................................................... 55

9

1. Introdução

A demanda pelo descomissionamento de sistemas e estruturas offshore vem ganhando

importância no cenário da indústria do petróleo e gás nos últimos anos, como forma de buscar

os melhores métodos de descomissionamento, e por se tratar de um tema recente, ainda não se

dispõe de metodologias consolidadas sobre o tema. Sendo assim as entidades responsáveis

variam bastante quanto as decisões a serem tomadas no processo.

Diversos trabalhos publicados fazem referência às técnicas e aos potenciais

problemas e riscos relacionados ao fim da vida produtiva desses sistemas. Mas

operações de descomissionamento são de natureza relativamente inovadora, a preocupação de

tratar um sistema industrial ao final de sua produtividade é um pensamento recente e portanto

ainda sem muitas referências.

Este trabalho busca apresentar uma alternativa ao processo de tomada de decisão no

descomissionamento do campo BRENT no mar do norte. Através de uma análise multicritério

será feita uma comparação entre o método proposto por este trabalho e o método utilizado no

campo.

2. Revisão Bibliográfica

2.1. O Descomissionamento

O descomissionamento é o processo que ocorre no final da vida útil das instalações de

exploração e produção de petróleo e gás. Refere-se ao desmantelamento, à remoção e a

reciclagem dos equipamentos.

Trata-se de um processo multidisciplinar uma vez abrange, diversas áreas da engenharia

assim como áreas socioambientais. Com a crescente preocupação com os impactos causados ao

meio ambiente devido às atividades industriais, o descomissionamento de sistemas offshore

começa a tornar-se obrigatório em diversos países ao redor do mundo.

Segundo o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), os gastos

globais por ano com descomissionamento offshore devem mais que quadruplicar, até 2040, e o

montante total dispendido pode atingir US$ 210 bilhões, nos próximos 25 anos.

Somente no Brasil segundo a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis) 42% das instalações offshore de produção existentes no Brasil hoje estão em

operação há mais de 25 anos. A realidade brasileira e mundial demonstra um acúmulo de

sistemas que foram projetados inicialmente sem considerar o final da vida útil dos mesmos.

10

Consequentemente, a falta de inclusão de um projeto de descomissionamento no projeto original

dificulta a realização dessa atividade.

No Brasil o descomissionamento torna-se algo ainda mais desafiador devido às grandes

profundidades no qual os recursos são explorados, e por isso, uma participação mais relevante

de estrutura mais complexas. Do total das plataformas no país, 57% são unidades fixas, 24% são

do tipo FPSO, 14% são semi-submersíveis,5% de outros tipos, 17% das plataformas encontram-

se em águas profundas acima de 400 metros e 25% em lâmina d’água maior que mil metros.

(Dados Obtidos da IBP)

2.2. Descomissionamento de Dutos Submarinos

A norma ISO 13623:2009 (E), que estabelece diretrizes sobre sistemas de transporte por

dutos, define duto (em inglês, pipeline) como os componentes de um sistema de dutos

conectados entre si para o transporte de fluidos entre estações e/ou plantas, incluindo tubos,

pigs, componentes, acessórios, válvulas de isolamento e separação.

Antes de abordar os métodos de descomissionamento de pipelines, os mesmos devem

ser limpos de forma que os contaminantes presente no interior dos dutos não entrem em contato

com o meio ambiente durante a operação.

A estratégia principal para um sistema de dutos interconectados é limpar as

tubulações de uma plataforma para outra, usando as conexões existentes para empurrar o

conteúdo do pipeline através do sistema. Dependendo da função do tubo e da natureza dos

contaminantes encontrados nos fluidos, os resíduos serão coletados na plataforma receptora em

tanques e transportados para terra para tratamento e descarte ou descarregados no mar sob

permissão.

Depois que o óleo ou gás é retirado do duto uma série de corridas de pigs (Figura 1) é

realizada para retirar os resíduos ainda presente. É difícil estimar o número de corridas

necessárias para que o duto seja considerado limpo, uma vez que o critério de limpeza é

definido pela entidade regulatória vigente, e as características do duto e do pig influenciam

nesse fator. No caso de reutilização, ao final da limpeza o duto é deixado com água do mar

inibida quimicamente para reduzir a corrosão até o desmantelamento. Se não houver pretensões

em reutilizar o duto, apenas colocam a água e deixam as extremidades abertas.

11

Figura 1 Exemplo de pig dentro de um duto. Fonte: http://www.boingengenharia.com.br/limpeza-com-pigs.html

De acordo com o relatório da shell no descomissionamento do Campo Brent (Shell U.K.

Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT)

as linhas podem ser categorizadas em duas:

Linhas Qualitativas – São aquelas que possuem poucas opções factíveis de

descomissionamento. Essas opções podem ser resumidas em dois resultados: Uma é deixar a

linha no local e tratar as extremidades expostas das linhas. A outra opção trata-se de remover

completamente a linha com procedimento reverso de instalação e/ou algum outro método de

recuperação.

Linhas Quantitativas – São aquelas que por virtude de sua construção ou sua

configuração atual possuem um grande número de opções factíveis para o descomissionamento.

Foram consideradas sete opções factíveis sendo sete delas aplicáveis para a maioria das linhas.

Essas opções se encontram descritas abaixo.

- Opção 1. Deixar no Local sem nenhuma precaução adicional necessária.

A opção 1 aplica-se apenas as linhas que estão ligadas em ambos os lados à plataforma. Para

esta opção assume-se que a decisão da OSPAR 98/3* foi atendida.

* A Convenção para a Proteção do Meio Marinho do Nordeste do Atlântico (a "Convenção OSPAR") foi aberto para assinatura no encontro Ministerial

das antigas Comissões de Oslo e Paris em Paris em 22 de Setembro de 1992. A Convenção entrou em vigor em 25 de Março de 1998. Foi ratificado

pela Bélgica, Dinamarca, Finlândia, França, Alemanha, Islândia, Irlanda, Luxemburgo, Holanda, Noruega, Portugal, Suécia, Suíça e Reino Unido e

aprovado pela União Européia e Espanha.

http://www.boingengenharia.com.br/limpeza-com-pigs.html

12

-Opção 2. Deixar presa à plataforma; Aterrar a extremidade.

A opção 2 aplica-se apenas às linhas que estão conectadas em uma extremidade à uma estrutura

submarina que deverá ser removida de acordo com a decisão da OSPAR 98/3. Nessa opção a

conexão com a estrutura submarina seria removida com o corte e elevação para reciclagem ou

armazenagem onshore, e a extremidade cortada seria enterrada.

Figura 2 Opção 2- Deixar presa à plataforma; Aterrar a extremidade. Fonte: Shell

-Opção 3. Deixar presa à plataforma; Cobrir com rochas a extremidade.

A opção 3 aplica-se apenas às linhas que estão ligadas em uma extremidade a uma estrutura

submarina que deve ser removida de acordo com a Decisão 98/3 da OSPAR. Tal como acontece

com a Opção 2, as peças que ligam a tubulação a uma estrutura submarina seriam removidas

para reciclagem ou eliminação no solo. Na extremidade da linha, 30 m de despejo de rochas

seriam usados ao invés de enterro.

13

Figura 3 Opção 3 - Deixar presa à plataforma; Cobrir com rochas a extremidade. Fonte: Shell

- Opção 4. Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e aterrar todo o

comprimento da linha.

As linhas seriam desconectadas da plataforma ou estruturas submarinas em cada extremidade e

removidos por corte e elevação para reciclagem ou armazenagem no solo. A linha que

permanecesse no leito marinho deveria ser enterrada em todo o seu comprimento.

Figura 4 Opção 4 - Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e aterrar todo o comprimento da linha.

Fonte:Shell

14

- Opção 5. Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e cobrir com rochas todo

o comprimento.

As linhas seriam desconectadas da plataforma ou estruturas submarinas em cada extremidade e

removidos por corte e elevação para reciclagem ou armazenagem no solo. A linha que

permanecesse no leito marinho deveria ser coberta com rochas em todo o seu comprimento.

Figura 5 Opção 5 -Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e cobrir com rochas todo o comprimento. Fonte: Shell

- Opção 6. Remover toda a linha por corte e elevação.

A linha seria cortada em seções curtas (aproximadamente 25 m de comprimento) e as seções

elevadas para uma embarcação para transporte para terra para reciclagem ou armazenagem.

15

Figura 6 Opção 6 - Remover toda a linha por corte e elevação. Fonte: Shell

- Opção 7. Remover toda a linha por S-lay reverso (instalação reversa)

As conexões seriam recolhidas por corte e elevação. Toda a linha seria removida através de um

processo de instalação reversa usando um PLSV.

Figura 7 Opção 7 - Remover toda a linha por S-lay reverso ( instalação reversa) Fonte: Shell

16

2.3. Métodos de Análise multicritérios

Analytic Hierarchy Process (AHP)

O AHP é uma das abordagens que pode ser escolhida quando o tomador de decisão

utiliza seu julgamento e conhecimento para fazer uma avaliação entre critérios restritivos ou não

para uma determinada situação. Segundo Gomes (2009), o AHP é baseado na comparação

paritária dos critérios, buscando responder duas perguntas principais: Quais são os critérios de

maior importância? Qual a proporção dessa importância?

Para responder esses questionamentos os decisores devem atribuir pesos numa escala de

1 a 9 para cada critério, comparando-os par a par (BERZINS, 2009). Gomes (2009) reforça

mencionando que este método somente pode ser utilizado quando os parâmetros forem passivos

ter sua importância mensurada numa escala de quociente ou razão. Ou seja, todos os parâmetros

devem ser comparáveis entre si. Como exemplo comparando os critérios a1, a2 e a3, onde a1>a2

>a3 , ou seja:

𝑎1 = 𝑝12 ∗ 𝑎2 = 𝑥 ∗ 𝑎2

𝑎2 = 𝑝23 ∗ 𝑎3 = 2𝑥 ∗ 𝑎3

Consequentemente,

𝑎1 = 𝑝13 ∗ 𝑎3 = 3𝑥 ∗ 𝑎3

Onde pij representa o grau de importância do critério i em relação ao critério j. De posse

dessas informações é montada a tabela de prioridade dos critérios.

Posteriormente a esta montagem, é feito o somatório das linhas obtendo o valor wn em

seguida os resultados obtidos devem ser normalizados (este resultado é denominado autovetor).

Berzins (2009), menciona que a etapa posterior é o teste de inconsistência, que é utilizado para

se verificar a existência de desvio entre as comparações, onde o resultado zero indica a

consistência perfeita, já os valores superiores a 0,1 pode aumentar substancialmente o erro na

decisão. O Resultado de Consistência (RC) é determinado pela equação:

17

𝑅𝐶 =(

𝜇𝑚á𝑥 − 𝑛(𝑛 − 1)

)

𝑅𝐼

Onde:

𝜇𝑚á𝑥 – Maior autovalor da matriz

n - Número de critérios;

RI - Índice tabelado em Função de n, consultar Berzins (2009).

Ou seja, após ter realizado todos os passos anteriores o cálculo de RC será o fator

decisivo para a aceitação do resultado obtido, fazendo com que novas análise sejam feitas,

alterando pesos de variáveis ou desconsiderando momentaneamente algumas restrições com a

finalidade de se entender a lógica do resultado, caso os valores encontrado não sejam

satisfatórios.

Elimination and Choice Expressing Reality (ELECTRE)

ELECTRE significa Eliminação e Escolha como Expressão da Realidade (Elimination

et Choix Traduisant la réalité). Bernard Roy na década de 1960 com a finalidade de resolver um

problema de escolha de uma melhor ação (alternativas) de um conjunto de ações, levando em

consideração vários critérios que influenciavam na escolha, desenvolveu e aplicou pela primeira

vez o conceito do modelo ELECTRE (MENDOCA, 2011).

A principal característica do procedimento mencionado é a da incomparabilidade

(quando não há ênfase) e da fundamentação não compensatória, ou seja, o resultado de um

critério pode não se equilibrar em outro (ACOLET, 2008 apud GOMES, 2007). Existem várias

versões do método ELECTRE (I, II, III, IV, IS e TRI), porém todas partem do mesmo princípio

diferenciando-se apenas nos procedimentos matemáticos finais, fazendo com que cada versão

possua um resultado específico.

Para que seja explicada a fundamentação teórica do método ELECTRE é necessário

primeiramente entender que dentro desta linha do AMD existem os denominados

pseudocritérios, que são checagens adjuntas incorporadas com a finalidade de comparar melhor

os critérios.

18

Preference Ranking Organization Method for Enrichment Evaluations (PROMETHEE)

Para Brans e Mareschal (2005), Jean-Pierre Brans em 1982 apresentou pela primeira

vez o PROMETHEE desenvolvido a partir do ELECTRE com o objetivo de originar um método

mais simples considerando que seu precursor requer muitos parâmetros que podem não ter

significado ao decisor.

A relação entre o método ELECTRE e o PROMETHEE é tão expressiva que Campos

(2011), destaque que na metodologia predecessora, faz-se necessário à atribuição de vários

parâmetros que podem ser dificilmente mensurado pelo decisor, sendo que ambas são

vulneráveis a subjetividade, porém o PROMETHEE se mostra mais robusto a variações nos

parâmetros, promovendo a sua aplicação principalmente em sistemas de preferências nebulosas.

Em analogia ao ELECTRE o método PROMETHEE também possui ramificações,

sendo que cada uma delas é função geradora de um tipo de resultado. As principais vertentes do

PROMETHEE são (I, II, III, IV, V e VI), contudo Campos (2011) também cita a existência do

PROMETHEE & GAIA (Geometric Analysis for Interactive Aid), que é um complemento

visual do método, auxiliando na análise dos pesos de cada critério sobre as alternativas.

Semelhante ao AHP, o PROMETHEE também compara as alternativas em relação par a par

indicando o desempenho de cada uma para um determinado critério (BRANS e MARESCHAL,

2005). Para a realização da metodologia PROMETHEE se faz necessário calcular:

∏(𝑎, 𝑏) = ∑ 𝑤𝑖 ∗ 𝑃𝑖(𝑎, 𝑏)

Onde:

∏(𝑎, 𝑏) – Grau de preferência da alternativa a em relação à b, para todos os critérios;

𝑤𝑖 – Peso do critério i (i=1, 2,..., n);

𝑃𝑖(𝑎, 𝑏) – Função de preferência.

A função de preferência assume valores entre 0 e 1 e estão associadas a cada

critério indicando a preferência entre alternativas, e são representadas em função da

diferença do critério perante as alternativas, sendo escolhidas conforme o problema em

conjunto com o decisor ( BASTOS e ALMEIDA, 2002). Resumindo, tem-se que para

calcular, é necessário que sejam atribuídos os pesos aos critérios e que, posteriormente,

19

sejam mensurados os valores e, e assim compara-los aos valores que podem ser

encontrados em Brans e Mareschal (2005).

Uma vez calculado o grau de preferência deve-se medir o valor do fluxo de

superação positivo (Ø+), que indica o quanto a alternativa é melhor as demais, enquanto

o negativo (Ø-) indica o quanto a mesma opção é superada pelas demais, podendo ser

calculadas com as fórmulas, considerando A como o conjunto de alternativas possíveis

para a situação:

Ø+(𝑎) = 1

𝑛 − 1∗ ∑ ∗ ∏(𝑎, 𝑏)

𝑏 ϵ A

Ø−(𝑎) = 1

𝑛 − 1∗ ∑ ∗ ∏(𝑏, 𝑎)

𝑏 ϵ A

Segundo Campos (2011), o modelo PROMETHEE provê uma avançada técnica de

modelagem, porém a mesma possui como pré-requisito a necessidade de informações precisas

sobre os parâmetros, enquanto a associação de critérios a gráficos (cálculo de Pi(a,b) ) pode

auxiliar a determinação dos parâmetros, visto que na metodologia ELECTRE não ocorre esse

tipo de comparação.

A função de preferência ou critério generalizado representa o comportamento ou atitude

do decisor em frente às diferenças provenientes da comparação par a par entre alternativas para

um dado critério j. O decisor dispõe de graus de liberdade com relação ao tipo de critério a ser

usado e aos limites de indiferença e preferência estrita.

São considerados 6 tipos de critério ou funções de preferência

20

Tabela 1 Fonte: www.maxwell.vrac.puc-rio.br/14098/14098_4.PDF

21

Vantagens e desvantagens dos métodos

Lopes (2008), lista como vantagem do AHP o seu reconhecimento no meio

acadêmico e empresarial, representando a técnica mais utilizada atualmente, devido a sua

decomposição hierárquica do problema tornando sua compreensão e estruturação mais

fáceis, além de representar claramente as preferências dos decisores principalmente em

situações onde predominam restrições qualitativas e o grupo de decisão é composto por

pessoas com interesses e visões divergentes.

Analisando Berzins (2009), é possível criar a Tabela 2

Tabela 2 Fonte: Adaptado de Berzins (2009)

Já o PROMETHEE tem como desvantagem a necessidade de tratamento preliminar

de dados e a dificuldade de implementação em alguns tipos de problemas devido à

quantidade de informação necessária. Todavia, a mesma também além de possuir uma

ferramenta visual própria facilitando o entendimento dos pesos na solução encontrada.

Macharis e Springael (2003), mencionam também o caráter não compensatório do

PROMETHEE, permitindo por meio da análise de sensibilidade o estabelecimento de

desvios admissíveis antes da classificação das alternativas, além da necessidade menor de

inputs, que pode explicado pela orientação especifica para determinação dos pesos,

trabalhando diretamente com a lógica fuzzy.

Na Tabela 3 encontram-se mais comparações sobre os métodos propostos:

22

AHP ELECTRE PROMETHEE Entrada de dados (Inputs)

Quantidade de julgamentos em problemas com

muitos critérios e alternativas ALTA BAIXA ALTA

Necessidade de processar dados NÃO SIM SIM

Utilização de dados quantitativos e qualitativos SIM SIM SIM

Utilização de decisões em vários níveis hierárquicos SIM NÃO NÃO

Saída de dados (Outputs)

Problemas com avaliação de desempenho SIM NÃO NÃO

Proporciona a eliminação de alternati vas NÃO SIM NÃO

Permite avaliação da coerência dos julgamentos SIM NÃO NÃO

Interface do decisor versus método

Disponibilidade de software gratuito SIM NÃO SIM

Utilização de decisão em grupo SIM NÃO NÃO

Número de publicações cientificas ALTO MÉDIA BAIXA Tabela 3 Fonte: Adaptado de Alves (2007 )

3. Metodologia

3.1. Abordagem computacional através do programa Visual

PROMETHEE

A ferramenta utilizada para realizar a análise multicritério foi o programa Visual

PROMETHEE. Neste programa devemos ter como inputados os seguintes dados:

1. As opções de descomissionamento

2. Os critérios subdivididos em subcritérios

3. Os pesos dos critérios e consequentemente dos subcritérios

4. Os valores estimados de cada opção de descomissionamento para cada

subcritério.

5. A função de preferência utilizada com os seus intervalos definidos

6. Os diferentes cenários com seus respectivos pesos modificados para cada

critério/subcritério

7. Se os valores de preferência são mínimos ou máximos

23

Na Figura 8 encontram-se visualmente os itens abordados acima.

Figura 8 Inputs do programa Visual PROMETHEE

3.2. Lógica de Fuzzy

Diferente da Lógica Booleana que admite apenas valores booleanos, ou seja, verdadeiro ou

falso, a lógica difusa ou fuzzy, trata de valores que variam entre 0 e 1. Assim, uma pertinência

de 0,5 pode representar meio verdade, logo 0,9 e 0,1, representam quase verdade e quase falso,

respectivamente (SILVA, 2005).

Como exemplo considere 3 séries de altura, baixo, médio e alto. Cada série é então definida

por sua função de pertinência variando de 0 a 1, onde 1 é totalmente verdade e 0 totalmente

mentira. Construiu-se um gráfico Pertinencia x Altura (Figura 9):

24

Figura 9 Gráfico Pertinência x Altura

Logo, percebe-se que:

Pessoas de até 1,45 m apresentam grau de pertinência igual a 1 no conjunto Baixo;

o grau de pertinência nesse conjunto decresce à medida que altura aumenta;

Uma pessoa de 1,65 m é totalmente pertencente ao conjunto Médio;

Pessoas acima de 1,65 m apresentam grau de pertinência diferente de 0 no conjunto

Alto.

Pessoas acima de 185 m, são definitivamente estão altas.

Pessoas acima de 1,55 m, possuem pertinência 0,5 no conjunto Baixo e no conjunto

Médio, de modo que são consideradas meio baixas e meio médias.

Como demonstrado anteriormente na Tabela 1 o método PROMETHEE possui basicamente

6 funções de preferência que influenciam na tomada de decisão. Essas funções aplicadas a

tomada de decisão podem ser entendidas como um tradeoff entre a lógica booleana e a lógica

de fuzzy.O Programa Visual PROMETHEE disponibiliza essas funções com nomenclatura

própria (Figura 10) como auxílio do processo decisório, no qual cada função possui sua

característica:

Usual – Assemelha-se a lógica booleana na qual existem apenas dois valores

possíveis 0 e 1, correspondendo à verdade e mentira respectivamente. Neste caso

qualquer critério que encontra-se no ponto inferior (Pertinência = 0) é mentira, e

qualquer outro ponto torna-se verdade.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,35 1,45 1,55 1,65 1,75 1,85 1,95

Pertinência x Altura

Baixo Médio Alto

25

V-shape – Não possui um intervalo inferior, ou seja, não existe um intervalo no

qual mínimos estejam contidos. Portanto os valores inferiores muito próximos são

considerados diferentes e consequentemente podem alterar o processo de decisão.

Depois possui uma faixa transitória, pode ser entendido como a verdade tornando-

se mentira. E por fim um intervalo superior de pertinência igual 1.

U-shape – Assemelha-se a lógica booleana na qual existem apenas dois valores

possíveis 0 e 1, correspondendo à verdade e mentira respectivamente. Neste caso

existe um intervalo inferior (mentira) e outro superior (verdade).

Level – Possui 3 intervalos, inferior, médio e superior correspondendo a mentira,

meia verdade (ou meia mentira) e verdade respectivamente.

Linear – Semelhante ao V-shape, porém neste caso também possui um intervalo

inferior.

Gaussian – Semelhante à Linear, porém com o ponto final do intervalo inferior e o

ponto inicial do intervalo superior não definidos.

Figura 10 Funções de Preferência do Visual PROMETHEE

Para a análise da tomada de decisão, a função de preferência escolhida foi a Linear. Esta

função foi escolhida pois adere-se à lógica de fuzzy no qual existem valores transitórios de

pertinência e por possuir intervalos inferiores e superiores bem definidos.

Esses intervalos interferem no processo decisório uma vez que valores muito próximos

tanto inferiores como superiores são considerados no mesmo intervalo e portanto retornando um

grau de pertinência igual.

A faixa transitória de pertinência (pertinência entre 0 e 1) interferem no processo

decisório por considerar todos os valores intermediários e não apenas os maiores e menores.

26

4. Estudo de caso

O Campo Brent

O Campo Brent foi descoberto em 1971 e durante 40 anos de operações (Tabela 6)

produziu aproximadamente 2 bilhões de barris de petróleo e 6,0 trilhões de pés cúbicos de gás,

totalizando cerca de 3 bilhões de barris de petróleo equivalente. Em seu pico no final dos anos

80 até o início da década de 1990, apenas o Campo Brent forneceu aproximadamente 8% do

consumo total de gás do Reino Unido. Até à data, cerca de 99,5% das reservas economicamente

recuperáveis no Brent Field foram recuperadas, um valor historicamente alto para os campos do

Mar do Norte. O Campo Brent também criou e sustentou milhares de empregos, contribuiu com

mais de £ 20 bilhões em receita tributária e proporcionou ao Reino Unido uma quantidade

substancial de seu petróleo e gás.

Data Evento Data Evento

1971 Descobrimento do Campo Brent 1995 Brent Spar removido do campo

1975 Primeira Plataforma, Brent B, instalada. 1995 Brent sofre upgrade para aumentar

produção de gás

1976 Início da perfuração 1996 Brent South descommissionada

1976 Primeiro barril produzido da plataforma

Brent Bravo

1998 A injeção de água nos poços cessa

1976 Brent A e D instaladas 2004 O abandono começa na Brent south

1978 Brent C instalada 2009 Datas para encerramento da

produção é acordada com a DECC

1981 Primeira produção de gás 2011 Brent Delta cessa a produção

1988 Pipeline até o terminal Sullom Voe

instalado

2014 Brent Alpha e Brent Bravo cessam a

produção

Tabela 4 - História do desenvolvimento do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES

O Brent Field compreende 4 plataformas, 28 tubulações e 4 estruturas submarinas com

uma massa total de cerca de milhões de toneladas. De várias maneiras, todas as plataformas

estão ligadas entre si.

O Brent Field e seu sistema linhas estão localizados no bloco 211/29 do setor

britânico do Mar do Norte, aproximadamente a 136 km a leste das Ilhas Shetland (Figura 11). O

27

Campo faz parte da extensa infraestrutura de petróleo e gás que foi estabelecida nos últimos 40

anos na Bacia do Leste do Shetland. Neste campo existem:

11 plataformas,

3 instalações flutuantes,

4 clusters submarinos

Figura 11 – Localização do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES

28

Figura 12 - Arranjo Geral do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES

29

O cenário ambiental do campo Brent é resumido abaixo. A Tabela 5 resume os ambientes

físicos, biológicos e socioeconômicos no campo de Brent.

Aspect Summary Data

Coluna d’agua Calado 140.2-142.1 m Intervalo de

Marés

1.83 m

Onda de 100 anos Amplitude 26.2 m Periodo 15.5 segundos

Velocidade máxima de

corrente

Superfície 0.86 m.s-1 Leito

marinho

0.46 m.s-1

Temperatura da água Máximo 13°C Mínimo 6°C

Sedimentos do leito

marinho

Areia enlameada, com furos e montes criados pela fauna madura,

especialmente a lagosta Nefrops.

Benthos Caracterizada como 'Zona Costeira do Norte Britânico', dominada por

poliquetos, crustáceos, bivalves e equinodermos.

Peixe Espécies demersal e pelágica, predominantemente de bacalhau, arinca,

badejo e arenque. Plataforma localizada nas áreas de criação de

arenque, badejo, semente de limão, faneca norueguesa, galeas,

espadilha e necrófitas.

Mamíferos marinhos Baixas densidades de cetáceos; As espécies que mais ocorrem são a

marsopa e o golfinho branco. O golfinho de face branca, o golfinho de

Risso, golfinho de nádega, baleia e baleia minke também foram vistos.

Aves Marinhas Área importante para aves marinhas, particularmente no verão,

especialmente guillemot, fulmar, kittiwake e razorbill. Outras espécies

incluem papagaio-do-mar, gaivota de arenque, pequeno auk, tern ártico,

gannet, skua grande, skua ártica, shearwater de fuligem, cormorão e tern

comum.

Interesses de conservação Os mamíferos marinhos são espécies designadas. Existem

numerosas colônias de coral Lophelia pertusa em todas as quatro

plataformas. O SAC offshore mais próximo é Braemar Pockmark, a

225 km de distância.

Pesca comercial O valor relativo das pescarias comerciais no retângulo CIEM 51F1,

na área do campo de Brent, é "Moderado" para "Baixo".

Navegação Dentro de 50 km, há 14 vias de embarque reconhecidas, utilizadas

por 8.430 embarcações por ano. A densidade de navegação no

Campo Brent varia de 'baixo' a 'muito baixo'.

Atividades de petróleo e

gás mais próximas

Campo de Statfjord, 9,6 km ao nordeste.

Atividades Comerciais Com exceção da atividade de petróleo e gás e pesca comercial, não

há outra atividade comercial no local.

Naufrágio Os naufrágios marcados mais próximos são a 9 km de Brent Alpha e

Brent Bravo.

Tabela 5 - Resumo das condições Físicas, Biologicas e Socioeconomicas do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES

30

Os níveis de produção do platô foram alcançados no período de 1998 a 2002, e desde

então a produção de petróleo e gás diminuiu significativamente. A Figura 13 apresenta gráficos

que mostram a produção diária e cumulativa de óleo e água (linhas vermelha e azul

respectivamente no gráfico superior) e gás (gráfico inferior) desde 1976. Apesar de

investigações detalhadas desde 2006, nenhum programa ou medida viável ou economicamente

sustentável pode ser implementado para ampliar a produção.

Gráfico superior: A linha vermelha é a produção cumulativa de óleo: a linha azul é a produção

cumulativa de água

Gráfico inferior: A linha verde é a produção cumulativa de gás

Três das quatro plataformas Brent já cessaram a produção (Tabela 8) e a Brent Charlie cessará a

produção no futuro próximo.

Figura 13 - Resumo da produção do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES

31

Plataforma Data do término de produção

Alpha 1 Novembro 2014

Bravo 1 Novembro 2014

Delta 31 Dezembro 2011

Tabela 6 - Datas do Término de produção; Fonte: Shell U.K. Limited - BRENT FIELD DECOMMISSIONING PROGRAMMES

O Campo é constituído de quatro plataformas, cada uma compreendendo uma

subestrutura que suporta os topsides. No Brent Alpha, a subestrutura é uma casaca de aço,

fixada no lugar por pilhas de aço encaminhadas para o fundo do mar. Em Bravo, Charlie e

Delta, a subestrutura é uma estrutura de base de gravidade de concreto (Gravity Base Structure -

GBS) que compreende uma matriz de grandes células de armazenamento (chamados de caixão)

de concreto armado. Os GBSs são mantidos por seu próprio peso, lastro sólido adicional (em

Bravo e Delta) e saias e cavilhas verticais que penetram até 9 m no fundo do mar.

O Brent Delta GBS contém vários materiais sólidos e líquidos nas células de

armazenamento de óleo. Todos os GBS processaram fluidos do mesmo reservatório e operaram

de forma ampla da mesma maneira. As amostras retiradas dos sistemas de processo dos topsides

em todos os três GBSs possuem características físicas e composição química muito

semelhantes. Portanto, foi considerado que as células de armazenamento de petróleo em Brent

Bravo e Brent Charlie contêm o mesmo tipo de sólidos (chamado "sedimento") como Delta do

Brent. A partir dos registros históricos sobre a produção de areia, obteve-se estimativas dos

volumes de sedimentos no fundo das células de armazenamento de óleo em todos os três GBSs.

As pesquisas de sonar mostraram que o volume médio de sedimentos nas 3 células do Delta do

Brent (1.044 m3 por célula) é próximo do volume estimado (1.080 m3 por célula).

Sabe-se também que o Brent Delta GBS contém vários materiais sólidos e líquidos no

fundo das pernas de perfuração e o anel de minicélula*.

As estacas de perfuração que contêm quantidades de hidrocarbonetos estão presentes no

fundo do mar abaixo do Brent Alpha e no Brent South, e no topo da célula e em torno das bases

de Brent Bravo, Brent Charlie e Brent Delta. Em um levantamento de 2007, o volume total de

estacas de perfuração do fundo do mar e da célula no campo era aproximadamente 32,000 m3.

* O anel minicélula é o espaço entre a minicélula e a parede da perna da plataforma

32

As plataformas estão conectadas entre si e a outras plataformas em aproximadamente

103 km de tubulações submarinas, umbilicais e cabos de potência. Essas linhas variam em

diâmetro de 2,5 polegadas (controle umbilical) a 36 polegadas (gasoduto de exportação de gás).

Aproximadamente 54 km (53%) da rede de gasodutos são trincados no fundo do mar ou

cobertos por um vertedouro estável.

Quatro estruturas submarinas são considerados; a válvula de isolamento Sub-Sea

(SSIV), o PipeLine End Manifold (PLEM), o Spool-Piece de montagem da válvula (VASP) e o

splitter box.

Os poços submarinos no Brent South foram retirados de serviço em 1996. Os poços

foram tapados e abandonados entre outubro de 2004 e março de 2005, e durante esse período as

cabeças dos poços e as carcaças superiores foram removidas e levadas para a costa.

O poço no Brent 7 foi retirado de serviço em 1977 e posteriormente conectado e

abandonado.

Em geral, os materiais abrangidos pelo Brent Field incluem aproximadamente 295 mil

toneladas de aço, 568 mil toneladas de concreto, 238 000 toneladas de lastro de areia e 16 mil

toneladas de rocha. A Tabela 7 resume as melhores estimativas do campo.

Plataformas Brent

Brent Alpha topside e jaqueta de aço, 47,453 toneladas

Brent Bravo topside e GBS, 364,817 toneladas

Brent Charlie topside e GBS, 327,880 toneladas

Brent Delta GBS, 325,418 toneladas

Sedimentos em células de armazenamento de óleo das GBS, aproximadamente

73,300 toneladas no total

Água de lastro oleosa em células de armazenamento GBS, aproximadamente 638,500

toneladas no total

Outros resíduos sólidos em caixões e pernas de GBS, aproximadamente 8,100 toneladas

no total

Brocas de perfuração nas quatro instalações e no Brent South, aproximadamente 68,700

toneladas no total

Estacas de perfuração em tri-células de GBS, aproximadamente 53,500 toneladas no total

Resíduos do leito marinho, aproximadamente 600 toneladas

Sistema de linhas do campo Brent

28 linhas, aproximadamente 103 km; aproximadamente 25,129 toneladas de aço, 21,896

toneladas de concreto e 16,000 toneladas de rocha

4 estruturas submarinas, aproximadamente 467 toneladas

Colchão de concreto, aproximadamente 489 (1,762 toneladas

Tabela 7 Estimativa do pesos do Campo Brent

33

Dentro do sistema de tubulações Brent, foram instalados diferentes tipos de pipelines,

dependendo da finalidade do duto. Esses tipos são:

Pipelines rígidos: Os Pipelines rígidos são frequentemente utilizadas para o transporte

de hidrocarbonetos, isto é, petróleo ou o gás. Eles geralmente são construídos de aço

grosso, muitas vezes revestidos em uma camada de concreto para aumentar seu peso e

assim proporcionar estabilidade, mas também para fornecer proteção adicional. Pela

própria natureza desses materiais, as tubulações são rígidas. Este tipo de construção

tende a ser escolhido para Pipelines de diâmetro maior porque proporciona uma maior

integridade estrutural em longas distâncias e ao transportar hidrocarbonetos de alta

temperatura e / ou alta pressão. Como essas tubulações são difíceis de dobrar, elas

geralmente são instaladas em seções de um navio PLSV.

Pipelines flexíveis: Os Pipelines flexíveis são construídos em aço, plástico ou vários

materiais compósitos, muitas vezes em camadas para aumentar a força da estrutura. As

tubulações flexíveis são restritas pelo seu design a diâmetros pequenos ou médios e são

relativamente caras de produzir. Eles tendem a ser usados para curtos comprimentos de

dutos.

Umbilical: os umbilicais têm tipicamente duas funções principais, injeção e controle

químico. O primeiro distribui produtos químicos para várias partes do sistema

submarino. O último transmite sinais de controle elétricos e / ou hidráulicos das partes

superiores para o sistema submarino e também pode transmitir informações sobre o

estado do sistema submarino para o topo. Essas linhas tendem a ser de diâmetro

relativamente pequeno e possuem uma construção composta de aço e plásticos que cria

uma estrutura flexível, semelhante à das tubulações flexíveis.

Cabo: são cabos de alimentação que fornecem energia elétrica para operar as peças

mecânicas do sistema submarino. Os cabos de potência tendem a ser de pequeno

diâmetro e construídos com materiais flexíveis semelhantes aos umbilicais, mas os

cabos contêm grandes núcleos elétricos e sem linhas hidráulicas ou químicas.

A Tabela 8 resume os dutos presentes no Brent Field dividindo-os em qualitativos e

quantitativos.

34

Pipeline Number Pipeline

Type From To

Diameter

(“)

Length

(km) Q

ualit

ativ

e Pi

pe

lines

PL050/N0952 Flexible Brent Flare

system

Brent Flare

system

8 0.03

PL051/N0402a Rigid Brent Bravo Brent Flare

system

36 2.6

PL987A/N0738 Rigid Brent South Brent Alpha 10 5

PL987A/N0739 Rigid Brent South Statfjord DC 10 1.8

PL987A.1-3/N0841 Umbilical Brent Alpha Brent South 4.5 5.3

PL988A/N0913 Rigid Brent Alpha Brent South 8 5

PL1955/N0310 Flexible Brent Alpha

topsides

Brent Alpha

seabed

12 0.36

Brent Alpha Brent Bravo

SSIV

14 2.3

PL1955/N0311 Flexible Brent Bravo

SSIV

Brent Bravo 12 0.27

N0830 Umbilical Brent Alpha WLGP SSIV 4 0.5

N1844 Power

cable

Brent Bravo Brent Alpha 5 2.9

N2801 Umbilical Brent Bravo Brent Bravo

SSIV

2.5 0.4

N9900 Flexible Well 211/29-

7

Brent Bravo 4 2.1

N9901 Umbilical Brent Bravo Well 211/29-

7

4 2.2

N9902 Flexible Well 211/29-

7

Brent Bravo 4 2.3

Qua

ntit

ativ

e Pi

pe

lines

PL001/N0501 Rigid Brent Charlie Cormorant

Alpha

30 35.9

PL002/N0201 Rigid Brent Alpha VASP 36 1.3

PL017/N0601 Rigid WLGP SSIV Brent Alpha 16 0.4

PL044/N0405 Rigid Brent Delta Brent Charlie 24 4.2

PL045/N0303 Rigid Brent Bravo Brent Charlie 24 4.6

PL046/N0304 Rigid Brent Delta Brent Charlie 20 4

PL047/N0404 Rigid Brent Charlie Brent Bravo 30 4.4

PL048/N0302 Rigid Brent Bravo Brent Spar

PLEM

16 2.3

PL049/N0301 Rigid Brent Alpha Brent Spar

PLEM

16 2.8

PL050/N0401 Rigid Brent Alpha Brent Flare

system

28 3

PL051/N0402 Rigid Brent Bravo Brent Flare

system

36 2.6

PL052/N0403 Rigid Brent Bravo Brent Alpha 36 2.3

N9903A Rigid PL044/N0405

midline tie-in

PL1902/N051

3 pipeline

crossing

24 1.7

N9903B Rigid PL1902/N051

3 pipeline

crossing

PL045/N0303

midline tie-in

24 2.9

Tabela 8 - Resumo dos Dutos do Brent Field; Fonte: Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

35

Para dar continuidade ao trabalho, foram selecionadas as linhas quantitativas pois

entende-se que estas linhas por terem mais opções factíveis de descomissionamento contribuam

mais na obtenção de resultados satisfatórios do que as linhas qualitativas. Estas linhas foram

separadas de acordo com as opções descritas no capítulo 2.2.

Pipeline

Option

1 2 3 4 5 6 7

PL001/N0501

PL002/N0201

PL017/N0601

PL044/N0405

PL045/N0303

PL046/N0304

PL047/N0404

PL048/N0302

PL049/N0301

PL050/N0401

PL051/N0402

PL052/N0403

N9903A

N9903B

Opção 1. Deixar no Local sem nenhuma precaução adicional necessária. Opção 5. Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e cobrir com rochas todo o comprimento.

Opção 2. Deixar presa à plataforma; Aterrar a extremidade. Opção 6. Remover toda a linha por corte e elevação.

Opção 3. Deixar presa à plataforma; Cobrir com rochas a extremidade.

Opção 7. Remover toda a linha por S-lay reverso ( instalação reversa)

Opção 4. Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e aterrar todo o comprimento da linha.

Tabela 9 Opções factíveis de descomissionamento para linhas qualitativas; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Como as linhas PL002/N0201, PL048/N0302 e PL049/N0301 possuem a maior

quantidade de opções factíveis de descomissionamento, julgou-se que estas são as melhores

alternativas para efetuar o estudo de análise de multicritério. Portanto a linha PL002/N0201

foi escolhida visto que a análise das outras linhas teriam valores similares/redundantes.

4.1. Método BPEngO proposto para a linha escolhida (conclusão da

shell)

Inicialmente foi determinado através da legislação europeia (OSPAR Commission 1998)

que as melhores práticas para o descomissionamento seriam àquelas que atendessem

36

principalmente os critérios ambientais estabelecidos. Estas técnicas tornaram-se conhecidas

como BPEO (Best practicable environmental option), ou seja, melhor opção ambiental factível.

Essa metodologia busca encontrar a opção de descomissionamento capaz de promover o

menor impacto ambiental possível.

No entanto, é evidente que a BPEO não contempla outros grupos de interesse

(stakeholders), tais como financeiro, político, segurança e bem-estar, pois a melhor opção para

os ambientalistas não é necessariamente a mesma para os demais envolvidos.

Há, portanto, fortes divergências entre os grupos de interesse. Uma maneira de fazê-los

convergir seria através da realização de uma revisão objetiva e independente das possíveis

opções de descomissionamento para uma instalação ou um determinado grupo de instalações,

em outras palavras, um ‘Estudo de Descomissionamento de Longo Prazo’ (EDLP) (HUGHES E

FISH, 2000). Este estudo é melhor caracterizado como um processo de negociação (Figura 14).

A solução integrada, que surgiria como resultado deste estudo, apresentaria o equilíbrio

adequado entre os diferentes interesses, poderia ser denominada de BPEngO (Best Practicable

Engineering Option) ‘Melhor Opção Factível de Engenharia’ (MOFE) (Meenan, 1.998).Uma

aplicação bem sucedida deste processo é ilustrada na criação de recifes artificiais como solução

para o descomissionamento de algumas instalações offshore na região do Golfo do México.

Figura 14 - Processo de Execução do Estudo de Descomissionamento a Longo Prazo (EDLP). (adaptado de Hughes e Fish, 2000).

Baseando-se nas experiências desenvolvidas internacionalmente (RUIVO, 2001) e no

procedimento geral de tomada de decisão desenvolveu-se uma metodologia para a escolha da

melhor opção de descomissionamento:

1. Definição do problema, elaboração de uma lista contendo todas as opções factíveis de

descomissionamento

2. Com o progresso das avaliações das opções, surgem novas informações capazes de

reduzir a lista inicial das alternativas;

37

3. Identificação dos critérios que serão utilizados na avaliação das alternativas:

Factibilidade, complexidade e riscos técnicos;

Impactos ambientais;

Impactos nos demais usuários do oceano (como por exemplo pescadores)

Segurança dos envolvidos na operação

Custos

4. Atribuição dos pesos aos critério, ordenando-os pela sua importância

5. Atribuição de nota às etapas/atividades inerentes de cada opção, segundo os critérios

previamente estabelecidos;

6. Cálculo da melhor alternativa, isto é, BPEngO.

Ao determinar os critérios relevantes no processo decisório, pondera-se o peso de cada

um associado as opções de descomissonamento. Ou seja, o ranking ponderado que retorna a

melhor opção é àquela que possui a maior somatório dos critérios multiplicados pelos seus

respectivos pesos (Tabela 10).

Critérios Opção A Opção B Opção C

1 PA1*A1 PB1*B1 PC1*C1




TOTAL ∑ PA ∑ PB ∑ PC

Tabela 10 - Avaliação das opções de descomissionamento

A Shell em sua análise de descomissionamento dos pipelines escolheu seguir o DECC

(Departamento of Energy & Climate Change) guideline, que sugere 5 critérios principais:

Segurança

Meio ambiente

Técnico

Social

Economico

38

De acordo com o DECC guideline, a Shell montou os subcritérios de cada um dos

critérios como mostra a Tabela 11.

Principais Critérios

DECC

Subcritérios Descrição

Segurança Risco de segurança

para o pessoal do

projeto offshore

Uma estimativa do risco de segurança para o

pessoal offshore como resultado da conclusão do

programa de trabalho offshore proposto

Risco de segurança

para outros usuários

do mar

Uma estimativa do risco de segurança para outros

usuários do mar a partir do legado de longo prazo da

estrutura após a conclusão do programa de trabalho

proposto

Risco de segurança

para o pessoal do

projeto onshore

Uma estimativa do risco de segurança para o

pessoal em terra como resultado da conclusão do

programa de trabalho offshore proposto

Meio ambiente Impactos

ambientais

operacionais

Uma avaliação dos impactos ambientais que

poderiam surgir como resultado das operações

planejadas offshore e onshore

Legados dos impactos

ambientais

Uma avaliação dos impactos ambientais que poderiam

surgir como resultado dos efeitos de longo prazo do

programa de trabalho proposto

Energia utilizada Uma estimativa do uso total de energia líquida do

programa de trabalho proposto, incluindo uma

provisão para energia economizada por reciclagem

e energia utilizada na fabricação de novos materiais

para substituir material de outra forma reciclável

deixado no mar

Emissão de gases Uma estimativa das emissões líquidas totais de CO2

do programa de trabalho proposto, incluindo uma

provisão para emissões na fabricação de material

novo para substituir material de outra forma

reciclável deixado no mar

Técnico

Viabilidade técnica

Uma avaliação da viabilidade técnica de poder

completar o programa de trabalho proposto

conforme planejado

Social Efeitos na pesca

comercial

Uma estimativa do ganho ou perda financeira em

comparação com a situação atual que pode ser

experimentada pelos pescadores comerciais como

resultado da conclusão bem sucedida do programa

de trabalho planejado

Emprego Uma estimativa dos anos-homem de emprego

que podem ser apoiados ou criados pela opção

Impacto nas

comunidades

Uma avaliação dos efeitos das opções nas

comunidades e infra-estrutura terrestre

Econômico Custo Uma estimativa do custo total provável da

opção, incluindo uma provisão para

monitoramento e manutenção de longo prazo

Tabela 11 - Principais Critérios e Subcritérios Utilizados pela Shell; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -

BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Com os critérios definidos, a Shell estimou os valores de cada um conforme a Tabela

12e Tabela 13

39

Sub

critério

Fonte da informação Tipo do dado Unidade

Risco de segurança para o

pessoal do projeto offshore

Estudo interno da Shell Numérico PLL

Risco de segurança para outros

usuários do mar

Estudos da Anatec Numérico PLL

Risco de segurança para o

pessoal do projeto onshore

Estudo interno da Shell Numérico PLL

Impactos ambientais

operacionais

DNV GL Nota

Legados dos impactos

ambientais

DNV GL Nota

Energia utilizada Declaração ambiental Numérico Gigajoules

Emissão de gases Declaração ambiental Numérico Toneladas

Viabilidade técnica Shell Nota

Efeitos na pesca comercial Estudo de McKay Consultants Numérico GBP

Emprego Estudo de McKay Consultants Numérico Man-years

Impacto nas

comunidades

DNV GL Nota

Custo Estudo interno da Shell Numérico GBP Tabela 12 - Fonte e Tipo de Dado Para Cada Subcritério; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD

PIPELINES DECOMMISSIONING - TECHNICAL DOCUMENT

Sub critério Unidades Melhor

Valor

Pior

Valor

Risco de segurança para o pessoal do projeto

offshore

PLL 0.0000 0.2640

Risco de segurança para outros usuários do

mar

PLL 0.0000 0.2640


onshore

PLL 0.0000 0.2640

Impactos ambientais operacionais Nota 1.00 0.00

Legados dos impactos ambientais Nota 1.00 0.00

Energia utilizada GJ 0 1,738,959

Emissão de gases Toneladas 1 156,726

Viabilidade técnica Nota 1.00 0.00

Efeitos na pesca comercial GBP 2,318,040 0.00

Emprego Homem ano 2,128 0.00

Impacto nas comunidades Nota 1.00 0.00

Custo GBP

(million)

0..00 534.14

Tabela 13 - Valores Obtidos Para Cada Subcritério; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD

PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Para começar a avaliação e comparação de opções, a Shell optou por ponderar

igualmente cada um dos 5 principais critérios do DECC. Quando um critério foi representado

40

por mais de um sub-critério, decidiu-se que estes também deveriam ser ponderados igualmente.

A Tabela 14 mostra as ponderações para os critérios e subcritérios, em um cenário de

ponderação.

Sub-critério selecionado DECC Main Criteria

Descrição Peso Peso Descrição


offshore

6.7% 20%

Segurança Risco de segurança para outros usuários do

mar

6.7%


onshore

6.7%

Impactos ambientais operacionais 5.0%

20%

Meio ambiente Legados dos impactos ambientais 5.0%

Energia utilizada 5.0%

Emissão de gases 5.0%

Viabilidade técnica 20.0% 20% Técnico

Efeitos na pesca comercial 6.7% 20%

Social Emprego 6.7%

Impacto nas comunidades 6.7%

Custo 20.0% 20% Econômico

Tabela 14 - Distribuição de Pesos dos Critérios e Subcritérios Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

As notas das escalas globais para cada subcritério foram multiplicados pelos pesos

padrão e depois somados para obter uma pontuação total ponderada para cada opção conforme o

método BPEngO. A opção com maior pontuação ponderada total foi identificada como a opção

recomendada.

Para avaliar a sensibilidade da opção escolhida a Shell criou diferentes cenários

variando o peso de cada critério e consequentemente dos seus respectivos subcritérios de forma

a atender aos diferentes grupos de interesse. O resumo dos cenários se encontra na Tabela 15

Cenário Descrição

1 Cenário Principal (peso distribuido igualmente)

2 Peso em Segurança 40%

3 Peso em Meio Ambiente 40%

4 Peso em Técnico 40%

5 Peso em Social 40%

6 Sem Critério Econômico

Tabela 15 - Cenários de Peso Usados na Análise de Sensibilidade; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT

FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

41

Com o peso de cada cenário definido, montou-se uma avaliação para cada cenário. Em

cada cenário obteve-se uma pontuação (através do método BPEngO) para cada relação entre os

subcritérios e as opção factíveis de descomissionamento da linha escolhida.

Cenário Principal

Opção 2 3 4 5 6 7

20

,00

%

So

cial

6,70% Risco de segurança para o pessoal

do projeto offshore 6,66 6,66 6,64 6,65 6,63 6,59

6,70% Risco de segurança para outros

usuários do mar 4,67 4,32 6,66 6,66 6,67 6,67


do projeto onshore 6,67 6,67 6,67 6,67 6,67 6,67

20,0

0%

Mei

o

Am

bie

nte

5,00% Impactos ambientais operacionais 4,95 4,90 4,55 4,25 4,55 4,75

5,00% Legados dos impactos ambientais 4,75 4,75 5,00 4,50 5,00 5,00

5,00% Energia utilizada 4,93 4,94 4,93 4,93 4,93 4,92

5,00% Emissão de gases 4,94 4,94 4,93 4,94 4,95 4,94

20,0

0%

Téc

nic

o

20,00% Viabilidade técnica 18,40 20,00 16,00 20,00 16,80 7,00

20,0

0%

So

cial

6,70% Efeitos na pesca comercial 0,00 0,00 0,66 0,53 0,66 0,66

6,70% Emprego 0,02 0,01 0,03 0,02 0,06 0,10

6,70% Impacto nas comunidades 6,67 6,67 6,67 6,67 6,34 6,34

20,0

0%

Eco

nôm

ico

20,00% Custo 19,95 19,96 19,92 19,93 19,81 19,71

Total 82,61 83,82 82,66 85,75 83,07 73,35

Tabela 16 - Cenário Principal; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Rank da Opção

1⁰ 5

2⁰ 3

3⁰ 6

4⁰ 4

5⁰ 2

6⁰ 7

Tabela 17 Melhor opção no Cenário Principal pelo método BPEngO

Opção 2. Deixar presa à plataforma;

Aterrar a extremidade.

Opção 5. Desconectar da plataforma e da

estrutura submarina e cobrir com rochas

todo o comprimento.


Cobrir com rochas a extremidade.

Opção 6. Remover toda a linha por corte e

elevação.


estrutura submarina e aterrar todo o


Opção 7. Remover toda a linha por S-lay

reverso ( instalação reversa)

42

Peso em segurança

Opção 2 3 4 5 6 7

40

,00

%

So

cial




usuários do mar 9,27 8,58 13,22 13,22 13,24 13,24



15

,00

%

Mei

o

Am

bie

nte




3,80% Emissão de gases 3,75 3,75 3,75 3,75 3,76 3,75

15,0

0%

Téc

nic

o


15,0

0%

So

cial


5,00% Emprego 0,01 0,01 0,02 0,01 0,04 0,07


15,0

0%

Eco

nôm

ico

15,00% Custo 14,96 14,97 14,94 14,95 14,86 14,78

Total 84,36 84,83 86,83 89,15 87,13 79,80

Tabela 18 Cenário com peso em Segurança; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Rank da Opção

1⁰ 5

2⁰ 6

3⁰ 4

4⁰ 3

5⁰ 2

6⁰ 7

Tabela 19 Melhor opção com peso em Segurança pelo método BPEngO





todo o comprimento.




elevação.






43

Peso em Meio Ambiente

Opção 2 3 4 5 6 7

15

,00

%

So

cial




usuários do mar 3,49 3,22 4,97 4,97 4,98 4,98



40

,00

%

Mei

o

Am

bie

nte




10,00% Emissão de gases 9,88 9,88 9,86 9,88 9,90 9,88

15,0

0%

Téc

nic

o


15,0

0%

So

cial


5,00% Emprego 0,01 0,01 0,02 0,01 0,04 0,07


15,0

0%

Eco

nôm

ico

15,00% Custo 14,96 14,97 14,94 14,95 14,86 14,78

Total 86,33 87,19 86,16 87,49 86,49 79,42

Tabela 20 Cenário com peso em Meio Ambiente; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Rank da Opção

1⁰ 5

2⁰ 3

3⁰ 6

4⁰ 2

5⁰ 4

6⁰ 7

Tabela 21 Melhor opção com peso em Meio Ambiente pelo método BPEngO





todo o comprimento.




elevação.






44

Peso em Técnico

Opção 2 3 4 5 6 7

15

,00

%

So

cial




usuários do mar 3,49 3,22 4,97 4,97 4,98 4,98



15

,00

%

Mei

o

Am

bie

nte




3,80% Emissão de gases 3,75 3,75 3,75 3,75 3,76 3,75

40,0

0%

Téc

nic

o


15,0

0%

So

cial


5,00% Emprego 0,01 0,01 0,02 0,01 0,04 0,07


15,0

0%

Eco

nôm

ico

15,00% Custo 14,96 14,97 14,94 14,95 14,86 14,78

Total 85,06 87,97 82,09 89,40 83,40 63,86

Tabela 22 Cenário com peso em Técnico; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Rank da Opção

1⁰ 5

2⁰ 3

3⁰ 2

4⁰ 6

5⁰ 4

6⁰ 7

Tabela 23 Melhor opção com peso em Técnico pelo método BPEngO





todo o comprimento.




elevação.






45

Peso em Social

Opção 2 3 4 5 6 7

15

,00

%

So

cial




usuários do mar 3,49 3,22 4,97 4,97 4,98 4,98



15

,00

%

Mei

o

Am

bie

nte




3,80% Emissão de gases 3,75 3,75 3,75 3,75 3,76 3,75

15,0

0%

Téc

nic

o


40,0

0%

So

cial


13,30% Emprego 0,04 0,02 0,06 0,04 0,12 0,20


15,0

0%

Eco

nôm

ico

15,00% Custo 14,96 14,97 14,94 14,95 14,86 14,78

Total 70,35 71,24 71,20 73,34 71,14 63,90

Tabela 24 Cenário com peso em Social; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Rank da Opção

1⁰ 5

2⁰ 3

3⁰ 4

4⁰ 6

5⁰ 2

6⁰ 7

Tabela 25 Melhor opção com peso em Social pelo método BPEngO





todo o comprimento.




elevação.






46

Sem critério Econômico

Opção 2 3 4 5 6 7

20

,00

%

So

cial




usuários do mar 4,67 4,32 6,66 6,66 6,67 6,67



20

,00

%

Mei

o

Am

bie

nte




5,00% Emissão de gases 4,94 4,94 4,93 4,94 4,95 4,94

20,0

0%

Téc

nic

o


20,0

0%

So

cial


6,70% Emprego 0,02 0,01 0,03 0,02 0,06 0,10


0,0

0%

Eco

nôm

ico

0,00% Custo 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total 62,66 63,86 62,74 65,82 63,26 53,64

Tabela 26 Cenário sem critério de segurança; Fonte: Adaptado de Shell U.K. Limited -BRENT FIELD PIPELINES DECOMMISSIONING -TECHNICAL DOCUMENT

Rank da Opção

1⁰ 5

2⁰ 3

3⁰ 6

4⁰ 4

5⁰ 2

6⁰ 7

Tabela 27 - Melhor opção sem critério Econômico pelo método BPEngO





todo o comprimento.




elevação.






47

Ao somar a pontuação de cada opção em cada cenário obteve-se a o rank geral de qual a

melhor opção de descomissionamento para a linha escolhida. Como visto na Tabela 28,a opção

que obteve maior pontuação e portanto considerada a melhor, foi a opção de número 5

(Desconectar da plataforma e da estrutura submarina e cobrir com rochas todo o comprimento).

Classificação Geral da Shell

Classificação Opção ∑Nota

1⁰ 5 490,95

2⁰ 3 478,91

3⁰ 6 474,49

4⁰ 4 471,68

5⁰ 2 471,37

6⁰ 7 413,97 Tabela 28 - Classificação Geral das Opções de Descomissionamento Segundo Método BPEngO adotado pela Shell

4.2. Análise Através do Método Promethee

Após a conclusão da análise da Shell através do método BPEngO, agora utilizou-se o

método Promethee para comparação de resultados.

Inicialmente foi usado como base os dados obtidos da Tabela 13 e associou-se ao

melhor valor o peso de cada subcritério, enquanto o pior valor foi associado a 0% de peso.

Usando os valores que relacionam os subcritérios às opções de descomissionamento do

Cenário Principal (Tabela 16), realizou-se uma interpolação linear para estimar os valores

calculados pela Shell e obteve-se a Tabela 29 com esses valores, suas respectivas unidades, e se

os valores utilizados são máximos ou mínimos. Ou seja, quando o subcritério possui o valor

designado como máximo, isso significa que quanto maior o valor, melhor. Quando possui o

valor designado como mínimo, quanto menor o valor, melhor.

48

VALOR ESTIMADO PARA AS OPÇÕES

2 3 4 5 6 7

máx

ou

mín

Unidade

20,00%

6,70% Risco de segurança para o

pessoal do projeto offshore 0,001576 0,001576 0,002364 0,00197 0,002758 0,004334 mín PLL

6,70% Risco de segurança para

outros usuários do mar 0,079988 0,093779 0,001576 0,001576 0,001182 0,001182 mín PLL

6,70% Risco de segurança para o

pessoal do projeto onshore 0,001182 0,001182 0,001182 0,001182 0,001182 0,001182 mín PLL

20,00%

5,00% Impactos ambientais

operacionais 0,99 0,98 0,91 0,85 0,91 0,95 máx Nota

5,00% Legados dos impactos

ambientais 0,95 0,95 1 0,9 1 1 máx Nota

5,00% Energia utilizada 24345,43 20867,51 24345,43 24345,43 24345,43 27823,34 mín GJ

5,00% Emissão de gases 1881,7 1881,7 2195,15 1881,7 1568,25 1881,7 mín Toneladas

20,00% 20,00% Viabilidade técnica 0,92 1 0,8 1 0,84 0,35 máx Nota

20,00%

6,70% Efeitos na pesca comercial 0 0 228344,2 183367,3 228344,2 228344,2 máx GBP

6,70% Emprego 6,352239 3,176119 9,528358 6,352239 19,05672 31,76119 máx Homem

ano

6,70% Impacto nas comunidades 0,995522 0,995522 0,995522 0,995522 0,946269 0,946269 máx Nota

20,00% 20,00%

Custo 1,33535 1,06828 2,13656 1,86949 5,07433 7,74503 mín GBP

(million)

Tabela 29 - Valores Estimados de Cada Subcritério No Cenário Principal

49

A Tabela 29 foi inserida no programa Visual PROMETHEE para dar prosseguimento a

análise. Através do programa criou-se ce

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