MOREIRA, Leonard Barreto; LACERDA, Isac Mendes; CAETANO, Joane Marieli Pereira; SOUZA, Carlos Henrique Medeiros de; CALDERARO, Izan Fabrício Neves; ALMEIDA, Fabrício Moraes de. A Strategic Location Model of Stationary Production Units: A Case study in the Albacora Leste field.
O artigo tem como contexto as empresas petroleiras e produtoras de gás. Propõe um modelo ideal de localização estratégica para Unidades Estacionárias de Produção petroleira, que nada mais são do que unidades que se destinam à exploração de petróleo no mar. De maneira bastante simplificada, são instalações industriais localizadas no mar com a função de extrair o petróleo e separá-lo em óleo, água e gás. (MAXWELL, p. 15, disponível em chrome-extension://efaidnbmnnnibpcajpcglclefindmkaj/). O estudo se deu no caso do campo leste de Albacora, da Petrobrás. De acordo com os autores, no setor de petróleo e de gás, existe uma busca enorme por métodos que possam melhorar a distribuição dos produtos/serviços.
Onde pôr os equipamentos e as unidades de produção tem sido o grande conflito dos projetos para tais indústrias: "A escolha do sistema e a localização geográfica do sistema são extremamente importantes para obter o planejado resultados e manutenção da operação da planta. Diante disso, uma série de modelos matemáticos de programação foram propostas a fim de resolver o problema de encontrar plataformas e instalações multi-qualificadas" (MOREIRA et al., 2018, p 109).
A partir disso, os autores procuraram investigar a hipótese de otimização de custos por meio da realocação geográfica da SPU na área de Albacora Leste usando modelos matemáticos de pesquisa (MOREIRA et al., 2018, p. 110). Para tanto, propuseram um novo modelo, configurado para o campo, porém sem o manifold, o qual quer dizer múltiplo e se utiliza quando se necessita de vários tubos de entrada ou saída de gases derivados de um única instalação (DVP BRASIL, O que é um manifold, disponível em https://www.dvpbrasil.com.br single-post manif).
Assim, os autores afirmam que: For the application of the proposed model we used the data from the Albacora Leste field. For these non-real data (costs) care was taken to exemplify reality in the best possible way, adding well-sized values to the variables. Using real data from the Albacora Leste field, it is assumed that the optimal quantity of SPUs for the field and the capacity of the field is already defined. The intention will be to flow from the wells to the amount close to the maximum, which is according to surveys done at the ANP. It is worth mentioning that the model would be able to choose between SPUs of different capacities to service the oilfield. Data on the location of the oil wells were found in the ANP (ANP, 2016) database, as well as its depth and water depth, important information about the field under study, which helps to understand the use of some equipment, such as Local SPU, for example (MOREIRA et al., 2018, p 113).
Como consequência, The result of the original configuration of the field was R$ 2.164.800,00 while the costs of the new configuration, according to LINGO®, were R$ 1.905.360,00, resulting in a decrease in expenses of R$ 259.440,00, approximately 12% savings. It is a considerably high value, however, which cannot be taken as the real value that would be saved by using fictitious cost data in the model. The analysis of the obtained results proves the validity of the model and the capacity of this methodology to improve the allocation of resources in the oil fields, better allocating the facilities and dimensioning the equipment, which allows to reduce expenses not only in certain equipment, but in any system of production. (MOREIRA et al., 2018, p 114).
