Cerca de 50 por cento das reservas brasileiras de hidrocarbonetos estão localizadas na plataforma continental em lâminas de água superiores a mil metros. As temperaturas congelantes do fundo do mar tornam os problemas inerentes ao escoamento da produção de petróleo, ainda mais críticos. Entretanto, os desafios da garantia de escoamento, não são os únicos obstáculos para a produção de petróleo em águas ultra-profundas. Além dos aspectos relacionados à geologia e fatores econômicos, a decisão de desenvolvimento de um campo de petróleo no mar, adotando completação submarina ou seca, precisa ser respaldada por uma análise criteriosa dos problemas relacionados com a garantia de escoamento, principalmente em locações de águas profundas e ultra- profundas. Nestes cenários, a maior variação da energia potencial e conseqüente intensificação do efeito Joule-Thomson, contribuem de uma forma bem mais significativa para a queda de temperatura e pressão. Este trabalho objetiva promover a comparação entre um sistema de produção usando poços direcionais de grande afastamento, produzindo para uma unidade de completação seca e um sistema adotando poços com completação submarina, a 850, 1.550 e 2.300m de lâmina de água, avaliando os efeitos das perdas de carga e calor em um fluxo multifásico. Com o uso de completação molhada, é avaliada a máxima distância viável entre a zona produtora e a plataforma de produção, de forma a permitir o fluxo de hidrocarbonetos sem formação de cristais de parafina. Com base nos resultados alcançados, podemos tirar algumas conclusões importantes quanto à tendência dos sistemas de produção em águas profundas e ultra- profundas, que nortearão no futuro próximo o desenvolvimento de campos de petróleo na plataforma continental brasileira.