As instalações envolvidas na produção/recuperação de petróleos, bem como no transporte do gás e óleo obtidos, são definidas e dimensionadas levando em consideração vários aspectos, dentre os quais se destaca a garantia de escoamento. A produção/recuperação de petróleos é suscetível a inúmeros problemas que podem comprometer o escoamento, tais como a formação de hidratos, depósitos orgânicos (parafinas, asfaltenos) e incrustações inorgânicas.
A formação de hidratos sólidos pode ocasionar o bloqueio de tubulações, principalmente na produção de gás e de petróleo offshore (no mar), além de contribuir para a corrosão nessas tubulações e nos equipamentos envolvidos nas várias etapas de produção (Aspenes et al., 2009; Bradley, 1987; Sinquin et al., 2004). Hidratos de gás natural são compostos cristalinos, fisicamente semelhantes ao gelo, mas formados pela associação de moléculas de água por meio de ligações de hidrogênio em um arranjo geométrico que possibilita o encapsulamento de moléculas de gás, como hidrocarbonetos de baixa massa molar, desde o metano (o mais comum) ao propano, além de dióxido de carbono, ácido sulfídrico e nitrogênio (Aspenes et al., 2009; Clennell, 2001; Sinquin et al., 2004). A formação de tais estruturas é possível em condições de pressão superiores a 10 bar e temperatura superior a 0 °C (ainda que excepcionalmente possa ocorrer em temperaturas inferiores a 0 °C), mas normalmente sua formação é induzida em condições mais elevadas de pressão (p > 30 bar) e temperatura (0 °C < T < 20 °C) (Aspenes et al., 2009; Sinquin et al., 2004; Spinelli, 2005). As condições de pressão e temperatura são fundamentais para a ocorrência dessas estruturas, todavia os valores exatos dependerão da composição do sistema, pois, teoricamente, os hidratos podem se formar durante a produção de quaisquer fluidos, desde que haja presença de gás: gás natural, gás condensado (gás de alta densidade, com características de líquido e gás), petróleo com gás condensado ou associado (gás que se encontra incorporado ao petróleo), e água de formação (Sinquin et al., 2004). Estudos indicam, ainda, que cada estrutura individual dos hidratos é formada por uma mistura de gases, em vez de os hidratos serem uma mistura de estruturas formadas cada uma por um único gás (diferente de uma estrutura para outra); consequentemente, a temperatura
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característica de formação seria a da mistura de gases constituintes, não uma temperatura distinta para cada estrutura da mistura que constitui os hidratos como um todo (Bradley, 1987).
As parafinas, alcanos de cadeia predominantemente linear presentes no petróleo, como visto anteriormente, constituem uma fração susceptível à precipitação e formação de depósitos, problemas estes relativamente comuns em sistemas de produção de petróleo onshore (em terra) e, principalmente, offshore (Spinelli, 2005). Esse comportamento pode conduzir a uma série de problemas bem conhecidos na indústria de petróleo, levando à redução da produção, devido à incapacitação de poços, estreitamento das linhas de transporte e avarias mecânicas (Saraceno, 2007; Spinelli, 2005). Parafinas apresentam ponto de fusão elevado, quando comparadas a outros constituintes dos petróleos (como as frações predominantemente aromáticas e de massa molar mais elevada), assim, a diminuição da temperatura que ocorre durante a produção pode levar à solidificação dessas frações (Andrade, 2009; Saraceno, 2007; Spinelli, 2005) e a temperatura a partir da qual se verifica a formação dos primeiros cristais de parafina é denominada Temperatura Inicial de Aparecimento dos Cristais, TIAC, (ou WAT, do inglês Wax Appearance Temperature). Se o óleo passar por um processo de resfriamento até atingir a sua TIAC, ocorrerá a precipitação dos cristais parafínicos, com a consequente redução da fluidez do sistema devido ao aumento da viscosidade; a este processo inicial, segue-se uma série de etapas, como a gelificação, que resultam em depósitos sólidos (Saraceno, 2007).
Os asfaltenos, como mencionado anteriormente, constituem uma classe de macromoléculas do petróleo capazes de se autoassociar, contudo, sua estrutura e comportamento serão mais largamente discutidos na próxima seção. No caso dessa fração, a formação de depósitos é consequência da precipitação que ocorre frente a variações de pressão, temperatura e composição (como ocorre principalmente no processo VAPEX), entre outros, e pode ocasionar o bloqueio dos poros da rocha reservatório, das colunas de produção e equipamentos em geral, entre outros problemas (Hammami et al., 2000; McKenna et al., 2013; Nabzar e Aguiléra, 2008).
As incrustações de material inorgânico na produção de petróleo são constituídas principalmente de carbonatos e sulfatos de cálcio (CaCO3; CaSO4), bário (BaCO3; BaSO4) e
estrôncio (SrCO3; SrSO4), sendo os sais de cálcio os mais comuns (Moghadasi et al., 2004;
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resultado da precipitação desses compostos que estão presentes na água que ocorre naturalmente nos mesmos, em função, por exemplo, dos decréscimos de pressão e temperatura que se verificam durante a produção de petróleo (Martos et al., 2010). Variações de composição também podem levar à formação dessas incrustações, como a liberação de CO2 que ocorre durante a produção e favorece a precipitação do CaCO3 (Martos et al.,
2010). Outro aspecto relativo à composição está relacionado com a água de produção, ou água produzida, que é aquela extraída com o petróleo durante a produção, sendo comum sua reinjeção para manutenção da pressão do poço (Spinelli, 2005). Neste caso, é possível que a água reinjetada não apresente as mesmas características da água remanescente no reservatório e a mistura resultante se torne supersaturada desses compostos, ocasionando a precipitação (Crabtree, 1999; Martos et al., 2010; Moghadasi et al., 2004). A ocorrência de problemas dessa natureza também é comum quando é utilizada água do mar como água de injeção, prática bastante frequente em virtude da facilidade de obtenção e abundância, particularmente em si tratando de poços offshore (Arai e Duarte, 2010).
Quanto à água de produção que terá outra destinação, e mesmo aquela que será utilizada como água de reinjeção, dependendo de sua composição, deverá ser tratada e também é comum a ocorrência de muitos problemas de formação de incrustações desse tipo nos equipamentos do sistema de tratamento (trocadores de calor, evaporadores, torres de resfriamento) (Crabtree, 1999; Spinelli, 2005).