Avaliação de garantia de escoamento em sistemas subsea to shore

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

BRUNO VILACHÃ DE MATTOS JÉSSICA CARVALHO LIMA LUSTOSA

AVALIAÇÃO DE GARANTIA DE ESCOAMENTO EM SISTEMAS

SUBSEA TO SHORE

NITERÓI, RJ JULHO/2017

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AVALIAÇÃO DE GARANTIA DE ESCOAMENTO EM SISTEMAS

SUBSEA TO SHORE

Trabalho de conclusão de curso de graduação apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da

Universidade Federal Fluminense,

como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo.

Orientadores: Juliana Souza Baioco

Lizandro de Sousa Santos

NITERÓI, RJ JULHO/2017

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AVALIAÇÃO DE GARANTIA DE ESCOAMENTO EM SISTEMAS

SUBSEA TO SHORE

Trabalho de conclusão de curso de graduação apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da

Universidade Federal Fluminense,

como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo.

Aprovado em 14 de julho de 2017.

BANCA EXAMINADORA

__________________________________________ Profª Drª Juliana Souza Baioco – UFF (Orientadora)

__________________________________________ Profº Drº Lizandro de Sousa Santos – UFF (Co-orientador)

__________________________________________

Profº Drº João Felipe Mitre de Araujo- UFF

__________________________________________

Profº Drº João Crisósthomo Queiroz Neto- UFF

NITERÓI, RJ 2017

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Dedicamos este projeto à Deus por estar sempre à frente de nossas vidas, dando sustento físico e emocional para que este projeto pudesse acontecer.

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RESUMO

Este projeto desenvolve um estudo sobre os desafios da Garantia de Escoamento nas linhas de produção de petróleo de um sistema subsea to shore. O processo do escoamento acontece ao longo de uma grande extensão de dutos submarinos, em condições extremas de altas pressões e baixas temperaturas de águas profundas. Tais fatores podem ocasionar o surgimento de diversos problemas, podendo-se destacar a formação de hidratos, que acarreta na obstrução de parte do escoamento ou até mesmo na interrupção total da produção do poço. Assim, foram realizados alguns estudos de caso para um dos campos mais importantes que utilizam o sistema subsea to shore no mundo, o Campo Ormen Lange, onde realizou-se testes no software UniSim em busca de gerar soluções para a diminuição na formação dos hidratos através da injeção de inibidores.

Palavras-chave: subsea to shore, garantia de escoamento, dutos submarinos, condições extremas, hidratos.

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ABSTRACT

This project develops a study on flow assurance in the oil production lines of a subsea to shore system. The flow process takes place along a large stretch of submarine pipelines, under extreme conditions of high pressures and low deep water temperatures. Such factors brings some problems, as the formation of hydrates wich causes total or parcial interruption of the flow and can stops the operation of the well. Therefore, some case studies were performed at one of the most important fields in the world that uses the subsea to shore system, the Ormen Lange. Tests were carried out in UniSim software to generate solutions for the reduction in the formation of hydrates through the injection of inhibitors.

Keywords: subsea to shore, flow assurance, submarine pipelines, extreme conditions, hydrates.

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SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ...9

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ...11

2.1 Tipos de unidades de produção ... 11

2.2 Subsea to shore ... 12

2.2.1 Subsea to shore no Brasil e no Mundo ...12

2.2.2 Campo Ormen Lange ...13

2.3 Componentes do Sistema submarino ... 15

2.3.1 Cabeça de poço ...15

2.3.2 Árvore de Natal Molhada ...16

2.3.3 Manifold ...16

2.3.4 Dutos submarinos ...17

2.3.5 Umbilicais ...19

2.4 Tipo de desenvolvimento submarino ... 19

2.4.1 Tie-back ...19 2.4.2 Stand-alone ...20 2.5 Garantia de Escoamento ... 21 3 HIDRATO...23 3.1 Garantia de Escoamento ... 23 3.2 O que é Hidrato ... 24 3.3 Formação do hidrato ... 24 3.4 Tipos de Inibidores ... 27 3.4.1 Termodinâmico ...27 3.4.2 Cinético ...29 3.4.3 Antiaglomerante ...30 4 SUBSEA TO SHORE ...31 4.1 Ormen Lange ... 31 4.1.1 Desafios do sistema ...34 5 METODOLOGIA...40 5.1 ESTUDO DE CASO ... 40

5.1.1 Testes para escoamento adiabático ...42

5.1.2 Testes para escoamento com troca de calor ...43

5.1.3 Comparação ...47

5.1.4 Envelope de Hidratos...48

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6 CONCLUSÃO ...54

6.1 Sumário ... 54

6.2 Discussões de resultados ... 54

6.3 Trabalhos futuros ... 55

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1 INTRODUÇÃO

Por conta das consecutivas crises que atingiram o mercado de petróleo, as empresas se viram obrigadas a investir em tecnologias que reduzissem os custos e impactos socioambientais, porém sem perder a eficiência e a qualidade da produção.

Os custos de implantação e manutenção das plataformas offshore estão entre os mais altos das empresas de exploração de petróleo. Uma solução alternativa às plataformas offshore que tem chamado atenção mundialmente é o sistema subsea to shore, que dispensa o uso de plataformas sofisticadas, transferindo para o fundo do mar, alguns equipamentos que precisariam ser instalados em uma plataforma. Assim, as tubulações, bombas, medidores e sistemas de extração ligam o sistema à costa, enquanto os profissionais controlam todo o processo diretamente da terra. Além de tornar o processo mais simplificado, o sistema também traz redução nos investimentos e custos operacionais, o que torna ainda mais interessante esta técnica.

Porém, embora os pontos positivos sejam bastante atrativos, devido ao sistema subsea to shore ser algo relativamente novo, este ainda enfrenta muitos desafios quanto à tecnologia dos equipamentos submarinos e a garantia de escoamento de petróleo por dezenas e até centenas de quilômetros de dutos submarinos.

Dentre os problemas que costumam ocorrer no escoamento, está a formação de hidrato nas linhas de produção de petróleo. As condições de sua formação podem variar e dependem de alguns fatores, como temperatura e pressão, associadas a condições extremas do mar a grandes profundidades. Assim, é necessário que seja feita a avaliação dos riscos de formação de hidratos e a proposição de estratégias para reduzi-los, a fim de evitar a obstrução das linhas.

O objetivo deste projeto é explicar como é dada a formação dos hidratos, apresentar os tipos de inibidores e a formulação para a quantidade de inibidor a ser injetado, com a proposta de soluções que possam prevenir e remediar a formação e deposição deste nos dutos. Para isto, serão realizadas algumas simulações de estudo de caso no software UniSim, usando como base dados

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aproximados de um dos campos mais importantes de sistema subsea to shore no mundo, o Campo de Ormen Lange.

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2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1 Tipos de unidades de produção

As plataformas de petróleo são conceituadas como onshore, quando estão localizadas na terra, e offshore, quando estão no mar. No segundo caso, uma plataforma offshore é uma grande estrutura utilizada para abrigar os trabalhadores e as máquinas necessárias para a produção de óleo.

Diversos fatores são levados em conta para a escolha do tipo de plataforma que será utilizado. Alguns dos principais pontos, são: finalidade que se destina, profundidade da lâmina d'água em que irá atuar, condições ambientais, profundidade do reservatório, localização do campo e custo.

Depois de analisar tais pontos, procura-se a plataforma mais adequada, e estas podem ser divididas de algumas formas: de acordo com o tipo de fixação no solo (plataformas fixas e plataformas flutuantes) e em função da árvore de natal (árvore de natal molhada e árvore de natal seca).

As plataformas fixas estão apoiadas no leito marinho e são utilizadas nos

campos localizados em lâminas d’água rasas. Estas são construídas para

receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento e todas as instalações necessárias. Não possuem capacidade de estocagem de petróleo, tendo este que ser enviado para a terra através de oleodutos/gasodutos. Existem alguns tipos de plataformas fixas: Jaqueta e Torre-Complacente, por exemplo.

As plataformas flutuantes são utilizadas para águas profundas, e normalmente são divididas em dois grupos: flutuantes com completação molhada, que tem como exemplo as plataformas semi-submersível, os Sistemas Flutuantes de Produção (FPS) e navio sonda; e flutuantes com completação seca, que podem ser plataformas do tipo Pernas atirantadas (TLP) e Spar Buoy, por exemplo.

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2.2 Subsea to shore

A produção de petróleo e gás natural em alto mar é quase sempre associada a uma plataforma. O sistema subsea to shore é um conceito que realiza a produção dos hidrocarbonetos no fundo do mar, com a transferência dos volumes produzidos diretamente para a costa, sem o uso de uma plataforma. Este processo é realizado através de um arranjo submarino instalado no leito marinho, enquanto todo o controle é feito diretamente da terra.

O uso deste sistema evita a instalação de uma unidade de produção, com redução nos investimentos e custos operacionais associados. Assim, seria viável a produção de campos que antes não eram atrativos do ponto de vista econômico. Outra característica importante é a redução de trabalhadores no mar, o que gera mais segurança. Também se tem como ponto positivo os aspectos ambientais, pois este gera um menor impacto na natureza.

É válido acrescentar que apesar deste conceito apresentar uma boa alternativa para as plataformas offshore, ainda existem muitos desafios para a aplicação. A grande dificuldade na garantia de escoamento da fase de produção é um destes desafios, principalmente para escoamento multifásico.

Outras características complexas estão relacionadas à proteção anticorrosiva, injeção química, produção de água, fornecimento de energia elétrica e separação de óleo e água em águas profundas.

2.2.1 Subsea to shore no Brasil e no Mundo

Ao levar equipamentos para o fundo do mar, possibilita-se o aumento da produção e a redução dos custos. No Brasil, a Petrobras tem investido em tecnologias submarinas para modificar este sistema que hoje estão todos reunidos numa plataforma de produção.

No Brasil não há nenhum campo cujo desenvolvimento submarino seja do tipo tie-back para facilidade onshore. Existem apenas longos tie-backs associados a plataformas, como no Campo de Barracuda em que o tie-back tem extensão de 14 km e conecta o poço a um FPSO. Este conceito avança com destaque para campos de gás, em que a baixa densidade, a alta pressão do

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reservatório e a baixa produção de água tornam mais simples a sua implementação. (Porto, 2013)

Existem alguns exemplos importantes do sistema subsea to shore no mundo, como o Campo Ormen Lange. A seguir será descrito um pouco sobre este campo que será utilizado ao longo deste projeto.

2.2.2 Campo Ormen Lange

Ormen Lange é um campo de gás localizado no Mar do Norte, na

Noruega. Ele foi descoberto em 1997 e está em operação desde 2007. As reservas de gás natural cobrem uma área de 350 km² e situam-se em uma lâmina d’água que varia de 850 metros a 1.100 metros. As reservas de gás recuperáveis são estimadas em aproximadamente 300 bilhões de m³. O campo produz cerca de 70 milhões de m³ por dia de gás natural (PORTO, 2013).

O desenvolvimento do campo compreende um sistema submarino subsea

to shore em que a produção é enviada a uma planta onshore em Nyhamna,

através de linhas multifásicas. Após processado, o gás seco é enviado para

Easington, Inglaterra, através de um gasoduto de 1200 km (BISPO, 2016). A

Figura 2.1 ilustra este sistema submarino.

Figura 2.1: Campo Ormen Lange.

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O reservatório de Ormen Lange possui grande extensão e é segmentado, o que dificulta sua drenagem. Em função disso e devido às limitações de extensão de poços desviados, o desenvolvimento do campo foi dividido em fases, cuja evolução é planejada de forma a manter níveis elevados da produção com o tempo.

O desenvolvimento inicial consiste de dois templates de produção (A e B) e cada um deles se conecta a dois pipelines multifásicos de 30’’ e 120 km de extensão e a um umbilical. Ainda há um umbilical extra que interconecta os

templates, oferecendo alimentação hidráulica extra (BISPO, 2016). A Figura 2.2

ilustra o arranjo inicial.

Figura 2.2: Arranjo inicial do campo Ormen Lange

Fonte: Bispo, 2016.

Para manter bons níveis de produtividade, está planejada uma alteração no sistema produtivo, que será implementada a depender da experiência de produção da fase inicial. Essa alteração inclui dois templates adicionais (C e D), também conectados aos gasodutos de exportação, o que totalizaria 24 poços em operação no campo (BISPO, 2016). Tal cenário é mostrado na Figura 2.3.

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Figura 2.3: Desenvolvimento futuro do Campo Ormen Lange.

Fonte: Bispo, 2016.

2.3 Componentes do Sistema submarino

O sistema submarino é composto por equipamentos de alta confiabilidade para garantir a segurança operacional. Um sistema convencional é composto por uma árvore de natal molhada, cabeça de poço, manifold, linhas de escoamento e umbilicais. Em alguns casos especiais o sistema também contém outros equipamentos, como separador e bombas.

No sistema subsea to shore, os equipamentos submarinos são muito importantes para o funcionamento e viabilidade deste conceito. Assim, será descrito a seguir os principais equipamentos.

2.3.1 Cabeça de poço

A cabeça de poço (wellhead) é formada por equipamentos que permitem a ancoragem e a vedação das colunas de revestimento na superfície. São eles: cabeça de revestimento, carretel de revestimento e cabeça de produção.

Este equipamento é posicionado abaixo da árvore de natal molhada. As suas principais funções são: sustentar o peso que o revestimento faz e preencher

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o espaço entre eles, dar sustentação e vedação para o BOP ou para a árvore de natal e guiar a descida e instalação de equipamentos na cabeça de poço.

2.3.2 Árvore de Natal Molhada

Árvore de Natal Molhada (ANM) é um conjunto de válvulas que atua no controle do escoamento de fluidos no poço. Essas válvulas podem ser operadas por um sistema hidráulico, eletro-hidráulico ou elétrico. Além desses sistemas, ANM pode ser acionada por ROV (PORTO, 2013).

As principais funções são: monitorar alguns parâmetros do poço, como pressão anular, temperatura e produção de areia; interromper com segurança a produção ou injeção de fluido; permitir a intervenção nos poços quando necessário, como por exemplo, em operações de limpeza, estimulação e manutenção. A ANM pode ser dividida em dois tipos: ANM convencional e ANM horizontal.

2.3.3 Manifold

O Manifold, ilustrado na Figura 2.4, é uma rede de tubulações com válvulas de bloqueio e de controle de escoamento (chokes) e subsistemas de monitoramento, controle e interconexão com a facilidade de produção.

A principal função de um Manifold é juntar a produção oriunda de vários poços (Manifold de produção) ou distribuir água e gás para os poços (Manifold de injeção), apesar de também existir a possibilidade das funções de injeção e produção serem desempenhadas simultaneamente (BISPO, 2016).

É válido destacar que a utilização de Manifolds pode reduzir o comprimento total de linhas submarinas (Flowlines e Umbilicais) e do número de

risers. Tais linhas possuem um elevado custo, por isso, com esta diminuição,

pode-se tornar mais vantajoso economicamente o desenvolvimento de um campo.

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Os Manifolds direcionam o fluxo, controlam a vazão dos fluidos que entram e saem do Manifold, coletam e transmitem dados de pressão, temperatura e vazão. Existem 4 tipos de Manifolds: de produção, injeção de água, gás lift e misto.

Figura 2.4: Manifold

Fonte: Dourado, 2016.

2.3.4 Dutos submarinos

Os Dutos submarinos possibilitam o escoamento da produção até a plataforma/costa ou fluidos da plataforma/costa para a injeção no reservatório/poço. São utilizados três tipos: risers, flowlines e pipelines. Estes estão ilustrados na Figura 2.5.

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Figura 2.5: Dutos submarinos.

Fonte: Bispo, 2016.

a) Riser

Conecta equipamentos submarinos à plataforma com a finalidade de escoar os fluidos produzidos até a UEP (riser de produção) ou os fluidos de injeção até os poços (riser de injeção). Pode ser empregado na coleta de água para posterior injeção no reservatório (BISPO, 2016).

b) Flowline

Conectam equipamentos submarinos (ANM, Manifold, Bombas, etc). É um trecho assentado sobre o solo marinho, por isso praticamente não sofrem cargas cíclicas. Estes correspondem a parte estática da estrutura.

c) Pipeline

Estrutura estática que sofre carregamentos semelhantes ao flowline. É utilizado na exportação de óleo e/ou gás, por vezes com frações de água.

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2.3.5 Umbilicais

Os umbilicais fazem parte do sistema de controle do sistema submarino, e este desempenha um papel muito importante no sistema. Correspondem a um conjunto de cabos transmissores de sinais e de potência (elétrica, hidráulica) e mangueiras que transportam fluidos para injeção química nos poços.

A transmissão de potência hidráulica e/ou elétrica para componentes submarinos tem a finalidade de operar equipamentos, válvulas, receber e transmitir dados entre a superfície e o fundo do mar (comandos e dados de sensores) (BISPO, 2016).

2.4 Tipo de desenvolvimento submarino

Existem dois tipos de desenvolvimento submarino para novos campos descobertos: tie-back, que não necessita de infraestrutura na superfície e

stand-alone, que demanda investimentos em novas estruturas flutuantes. A seguir são

destacadas as principais definições de cada um dos dois tipos.

2.4.1 Tie-back

O desenvolvimento submarino só fazia sentido para grandes

reservatórios, devido aos altos CAPEX (capital expenditure) e OPEX (operational

expenditure) e à dificuldade de se justificar o retorno versus o risco. Sendo assim,

a maioria dos pequenos campos marginais de óleo eram ignorados. Contudo, após o surgimento do modelo submarino tie-back, tornou-se possível o desenvolvimento desses campos de marginais de forma efetiva e econômica. Tanto o investimento inicial quanto o de operação serão consideravelmente menores, se comparados a implantação de uma nova plataforma, pois esse modelo utiliza a infraestrutura de uma plataforma já existente (BAI, 2012). A Figura 2.6 representa a aplicação do modelo tie-back no desenvolvimento de um novo campo descoberto.

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Figura 2.6: Desenvolvimento de um campo novo através do modelo tie-back.

Fonte: Bispo, 2016.

Os avanços em garantia de escoamento e transporte multifásico permitem o uso de tie-backs em distâncias muito maiores, contudo, algumas limitações ainda existem, tais como (BAI, 2012):

 A pressão de reservatório deve ser suficiente para prover uma taxa de produção alta o bastante durante um longo período para fazer o desenvolvimento ser comercialmente viável. Poços de gás oferecem mais oportunidades para longos tie-backs do que poços de óleo. Estudos de hidráulica devem ser feitos a fim de otimizar o dimensionamento das linhas.

 Por causa da longa distância percorrida, pode ser difícil conservar o calor dos fluidos de produção e eles podem se aproximar da temperatura de fundo do mar. Além disso, a formação de hidratos e deposição de parafinas e asfaltenos nas linhas é outro desafio que a garantia de escoamento precisa superar para essa longa distância.

2.4.2 Stand-alone

Este modelo de desenvolvimento submarino necessita da implantação de uma plataforma, contudo, os custos para a instalação de uma nova infraestrutura em águas profundas são extremamente altos. Uma alternativa mais viável para se iniciar é através da utilização de estruturas já existentes, tais como plataformas, dutos e poços (BAI, 2012).

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A grande vantagem desse modelo é a versatilidade quanto aos campos de produção, pois permite a conexão de diversos campos ao sistema de produção simultaneamente, além de ser mais flexível para conexão de futuros poços satélites. A Figura 2.7 representa a aplicação do modelo stand-alone no desenvolvimento de um novo campo descoberto.

Figura 2.7: Desenvolvimento de um campo novo através do modelo

stand-alone.

Fonte: Bispo, 2016.

2.5 Garantia de Escoamento

A produção de petróleo está diretamente associada ao transporte de fluidos multifásicos. Contudo, quando os hidrocarbonetos, em forma de óleo e/ou gás, juntamente com a água, escoam ao mesmo tempo dentro de uma tubulação, alguns problemas podem surgir, tais como: formação de hidratos, deposição de asfaltenos, incrustações, deposição de parafinas, emulsões, corrosão, etc. Estes problemas, quando combinados à quedas de pressão e temperatura podem causar a redução da vazão de escoamento ou até mesmo o bloqueio completo da linha.

O termo Garantia de Escoamento é usado para representar o conjunto de técnicas e mecanismos que visam garantir que todo o fluido explorado no reservatório escoe até as unidades de produção. Tem como objetivo prever, medir e mitigar todos os riscos e problemas de escoamento associados com a produção destes fluidos.

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A aplicação deste conhecimento pode representar ganhos financeiros significativos, devido à redução do número de paradas para intervenções na linha. É fundamental que o engenheiro projete as linhas e sistemas de produção submarinas de forma a garantir a segurança e a viabilidade econômica do escoamento dos fluidos em produção.

No sistema subsea to shore, a garantia de escoamento se torna um desafio ainda maior. Por se tratarem de tie-backs de longas distâncias e águas profundas, o escoamento do petróleo produzido torna-se um dos principais gargalos tecnológicos para este modelo de produção. As soluções para os problemas de sólidos em sistemas submarinos são diferentes quando o fluido escoado é gás ou óleo (BAI, 2012).

Dentre os principais problemas causados em longas linhas de escoamento de fluidos, pode-se destacar a formação de hidratos, devido ao fato da tubulação ficar um longo trecho exposta às baixas temperaturas de águas profundas (-1ºC). A Figura 2.8 mostra um plugue de hidrato sendo removido de uma tubulação.

Figura 2.8: Plugue de hidrato sendo removido para a plataforma P-34.

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3 HIDRATO

3.1 Garantia de Escoamento

Para projetar as tubulações a fim de fazer o petróleo escoar não deve ser levado em conta apenas a diferença de pressões, mas os aspectos operacionais também são fundamentais para viabilizar a produção do campo. Estes aspectos operacionais estão relacionados com a garantia de escoamento. Segundo Andreolli (2016), o termo “garantia de escoamento” (GARESC ou Flow

Assurence) tem o significado de garantir o fluxo de forma permanente pelas

tubulações com eficiência operacional. Os seus aspectos devem ser observados tanto na fase de projeto quanto na fase produtiva dos poços, caso contrário, podem ocorrer perdas consideráveis de produção e de recursos, podendo inviabilizar a produção no poço.

As atividades que abrangem a garantia de escoamento são a previsão, prevenção, mitigação e remoção de depósitos orgânicos, como hidratos e parafinas, inorgânicos, como as incrustações, além de outros fenômenos, como corrosão, emulsões, escoamento de óleos muito viscosos e golfadas severas (ANDREOLLI, 2016). Esses são fenômenos que dificultam ou impedem o escoamento dos fluidos na tubulação.

Um fator que influencia diretamente no tipo de problema de garantia de escoamento que pode ocorrer em determinada tubulação é o tipo de óleo associado àquele sistema. Por exemplo, as formações de asfaltenos e parafinas são mais comuns de ocorrer em sistemas nos quais está escoando óleos mais leves. Contudo, mesmo que haja semelhanças no tipo de óleo e em suas composições, eles podem variar quanto à complexidade da cadeia de hidrocarbonetos, além das impurezas que interferem diretamente no seu comportamento físico-químico. Sendo assim, ainda que entre óleos com ºAPI similares, são esperados comportamentos diferentes de garantia de escoamento. É necessária uma análise laboratorial dos fenômenos a partir de amostras representativas para que se possa avaliar os principais problemas que podem ocorrer para propor soluções técnica e economicamente viáveis. (ANDREOLLI, 2016).

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3.2 O que é Hidrato

Um dos principais problemas da indústria do petróleo, especialmente em sistemas submarinos de produção, são os hidratos. A formação destes acarreta na obstrução de parte do escoamento ou até mesmo na interrupção total da produção do poço.

Os hidratos são compostos cristalinos formados por água e gás natural e, para isso, se faz necessária a presença de água e gás no sistema para que estes se formem. Eles podem ocorrer em sistemas de gás condensado, óleo vivo e gás, desde que as condições sejam de baixas temperaturas e altas pressões. As moléculas de gás ficam enclausuradas dentro das moléculas de água formando cristais que se assemelham ao gelo. Outras semelhanças com o gelo são a aderência na parede da tubulação, o visual, a resistência mecânica à compressão e a densidade. Já as principais diferenças entre eles são a solubilidade de gases (hidrato é muito alta e gelo quase nula) e a condutividade térmica (gelo quatro vezes maior) (ANDREOLLI, 2016).

No cenário de exploração em águas profundas, a formação de cristais de hidratos é potencializada, pois as pressões encontradas são altas e as temperaturas atingidas são baixas (≈-1ºC). Estes cristais formados são os responsáveis por obstruir as tubulações. Uma vez que ocorre a obstrução total da linha, só é possível desobstruí-la a partir da dissociação parcial ou total do hidrato. Pelo fato da dissociação do hidrato ser um processo endotérmico, ou seja, ocorre pelo ganho de calor, as temperaturas baixas tornam ainda mais difíceis a remoção dos bloqueios.

3.3 Formação do hidrato

Como dito anteriormente, a formação de hidratos se dá pela combinação de quatro fatores em conjunto, que são: alta pressão, baixa temperatura, presença de água e presença de gás. Para que não ocorra a formação de hidrato, é necessário retirar pelo menos uma dessas quatro condições. O escoamento de petróleo em águas profundas tem grande potencial para formação de hidratos justamente por possuir um cenário no qual essas quatro

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condições estão presentes simultaneamente. O que é feito, nesses casos, é a avaliação dos riscos de formação de hidratos e a proposição de estratégias para reduzi-los, a fim de evitar a obstrução das linhas.

Para realizar a avaliação dos riscos de formação de hidratos, é utilizado, entre outras formas, a curva de dissociação de hidratos e as características termodinâmicas do escoamento. A curva, exemplificada pelo Gráfico 3.1, representa a relação entre a pressão (P) e a temperatura (T), em que, para cada temperatura, existe uma pressão correspondente de formação dos cristais de hidratos. Ela pode ser obtida facilmente através de simuladores termodinâmicos apropriados. Esta curva pode variar de acordo com a composição do gás. (ANDREOLLI, 2016).

Gráfico 3.1 – Curvas de formação de hidratos para gases com diferentes densidades

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A região de formação de hidratos, também conhecida como “envelope de hidrato”, se encontra acima, ou à esquerda, da curva. Sendo assim, caso as condições termodinâmicas do escoamento em análise estejam enquadradas nesta região, é esperado que ocorra a formação de hidratos ao longo da produção. O oposto aconteceria se estas condições se localizassem fora do envelope de hidrato, ou seja, abaixo, ou à direita, da curva. Desta forma não haveria a formação de hidratos.

Uma das soluções para diminuir a possibilidade de formação dos hidratos

é deslocar o envelope de hidrato para a esquerda tornando-o

termodinamicamente estável apenas em condições mais severas. Desta forma, a região de formação de hidrato seria menor, o que diminuiria o risco de aparecimento dos mesmos. Outras soluções seriam retardar o aparecimento dos primeiros cristais, reduzir a perda de calor durante o escoamento e, por fim, retirar parte da água do óleo.

Um conceito essencial a ser levado em conta na análise de formação de hidratos é o de resfriamento. Segundo Andreolli (2016), “o conceito de

sub-resfriamento (∆Tsub) representa o diferencial de temperatura dentro do envelope

de hidratos em que se encontra o fluido para uma determinada pressão, ou seja,

o sistema está em risco de formação de hidrato e o ∆Tsub informa quantos graus

o ponto de operação está dentro do envelope”. Dessa forma, é definido:

∆Tsub = Tequilíbrio – Toperação

onde: Tequilíbrio é a temperatura localizada sobre a curva de formação de hidrato

e Toperação é a temperatura na qual o sistema está operando dentro do envelope de hidrato.

O ∆Tsub representa o papel de um catalisador, ou seja, quanto maior ele

for, mais rápido tende a ser a formação dos cristais de hidrato. Por exemplo, um

sistema contendo água e gás, dentro do envelope de hidrato com ∆Tsub=10ºC

formará hidratos mais rapidamente do que um outro sistema com as mesmas

características, porém com um ∆Tsub=5ºC. O Gráfico 3.2 apresenta o

sub-resfriamento (∆Tsub), onde Top é a temperatura de operação e Teq é a temperatura de equilíbrio.

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Gráfico 3.2 – Gráfico mostrando o ∆Tde sub-resfriamento

Fonte: Andreolli, 2016

Além do sub-resfriamento, cinética da formação de hidratos é um fator essencial e que não deve ser desprezado. Mesmo que o sistema esteja operando dentro do envelope de hidrato, este fenômeno não é instantâneo,

fazendo-se necessário um tempo, chamado de “tempo de indução” (Tind), para

que os primeiros cristais sejam detectados. Essa cinética depende, dentre outros fatores, do nível de turbulência do escoamento e da presença de impurezas.

3.4 Tipos de Inibidores

O uso de inibidores é um dos principais meios de prevenção da formação de hidratos nas linhas de produção. Eles têm o propósito de retardar ou até mesmo evitar a formação dos cristais. Os inibidores são divididos em: termodinâmico, cinético e antiaglomerantes.

3.4.1 Termodinâmico

Os inibidores termodinâmicos são substâncias solúveis em água que possuem a capacidade de mudar as condições termodinâmicas de formação de hidratos através da redução da quantidade de água livre na mistura. Esses inibidores tornam essas condições mais severas, deslocando o envelope de

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hidrato para a esquerda. O potencial de inibição é proporcional à concentração do inibidor que está sendo injetado, como pode ser observado pelo Gráfico 3.3.

Gráfico 3.3 – Exemplo da ação de um inibidor termodinâmico no envelope de hidratos

Fonte: Adaptado de Rossi, Gasparetto, 1991 apud Carvalho, 2010, p.15.

Os principais tipos de inibidores termodinâmicos são: álcoois, glicóis e sais inorgânicos. Os álcoois também são conhecidos como inibidores voláteis, devido ao baixo ponto de ebulição que possuem. Por conta da sua alta volatilidade, parte deles é perdido para a corrente de vapor, o que acaba tornando o seu uso caro e não permitindo o seu reaproveitamento. Entre eles, o metanol (no exterior) e o etanol (no Brasil) são os mais utilizados (ANDREOLLI, 2016).

Os glicóis, diferentemente dos álcoois, possuem alto ponto de ebulição, praticamente não ocorrendo perdas para a corrente de vapor e, por isso, podem ser recuperados no processo de regeneração. Entre eles, o mais utilizado é o Mono-Etileno-Glicol (MEG), que tem densidade aproximadamente 11% maior que a da água e viscosidade maior que a do metanol e etanol (PEAVY, CAYIAS, 1994 apud CARVALHO, 2010, p.18). Apesar de ter um custo elevado, quando

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comparado aos álcoois, são os mais indicados para as injeções contínuas devido ao seu reaproveitamento.

Por fim, os inibidores de base salina são NaCl, KCl, CaCl2, entre outros.

Algumas características importantes desses inibidores são que eles também atuam como adensantes, não são inflamáveis e nem agridem o meio ambiente. Porém, eles só podem ser utilizados até o limite de concentração em que há saturação do mesmo na solução aquosa, além de acelerarem processos de corrosão em equipamentos.

3.4.2 Cinético

Segundo Andreolli (2016), os inibidores cinéticos são poliamidas (polímeros de médio peso molecular) que, quando adicionados à mistura aquosa, promovem o aumento do tempo de indução e a diminuição da taxa de formação dos cristais de hidrato sem que haja um deslocamento das pressões e temperaturas de equilíbrio. A rigor, não se trata de inibição, mas de retardamento do processo de nucleação, o que pode mitigar bastante os problemas com hidratos. Ainda que o hidrato seja formado, a sua aderência é consideravelmente reduzida, o que facilita seu arraste pelo escoamento.

As principais vantagens do uso de inibidores cinéticos são:  A necessidade de baixa dosagem para causar efeitos;  Custos mais baixos;

 Menores volumes quando comparados aos inibidores termodinâmicos.

Já suas principais desvantagens são:  Não funciona para ∆Tsub > 10 ºC;  É eficiente apenas para ∆Tsub ≤ 5 ºC;

 A sua inibição é por tempo determinado, não inibindo em paradas longas;

 É sensível à presença de impurezas, inclusive aos próprios cristais de hidratos formados.

(31)

3.4.3 Antiaglomerante

Os inibidores antiaglomerantes são surfactantes (tensoativos) que tem o papel de formar uma emulsão estável da água, deixando-a em pequenas partículas. Os surfactantes englobam as partículas de água, impedindo que elas se aglomerem, mantendo-as dispersas. Nesta situação, as partículas de água podem até formar cristais de hidrato, porém com dimensões muito menores, o que permitiria o carreamento dos cristais pelo escoamento sem que houvesse aglomeração, além de não acarretar num aumento significativo da viscosidade (ANDREOLLI, 2016).

As principais vantagens do uso dos inibidores antiaglomerantes são:  Custo bem inferior aos inibidores cinéticos;

 Quanto maior a concentração, maior o poder de atuação;

 Não dependem do ∆Tsub. Um subresfriamento grande até ajuda,

convertendo o gás e a água em microcristais, o que dificulta a aglomeração.

Já as principais desvantagens do uso desses inibidores são:

 É necessária uma fase forte de óleo no sistema, não sendo aplicável para escoamentos de gás e gás-condensado;

 Limitação para altos BSW (Basic Sediments and Water), que é a porcentagem de água e sedimentos em relação ao volume total do fluido produzido.

(32)

4 SUBSEA TO SHORE

A produção em águas profundas se depara com alguns problemas à medida em que aumenta o potencial de exploração. As instalações na superfície que promovem a separação e o tratamento do petróleo e gás extraído são caras e requerem grande controle durante toda a vida útil da operação. Na produção offshore, este é um dos grandes fatores de maior preocupação, pois a possibilidade dos custos é muito ampla e está ligada a tudo que está envolvido na implantação, construção, operação diária, transbordo, curso de manutenção, segurança dos trabalhadores e impacto ambiental.

Outro fator é a dificuldade de exploração de poços marginais, com menor, mas significativa possibilidade de prospecção, porém com baixo custo benefício levando-se em conta uma estrutura dedicada. A principal proposta encontrada nos sistemas submarinos é a mitigação desses problemas recorrentes em grandes distâncias e águas profundas.

Neste capítulo e no decorrer deste trabalho daremos ênfase a um grande e significativo campo que utiliza a tecnologia subsea to shore, o campo de Ormen

Lange.

4.1 Ormen Lange

Segundo Eklund e Paulsen (2007), o campo de Ormen Lange, descoberto pela Norsk Hydro em 1997, está localizado no Mar da Noruega, a cerca de 120 km da costa noroeste da Noruega. Considerado como o maior projeto individual de óleo e gás já conduzido no território norueguês, o campo de gás de Ormen

Lange apresenta grande parte do que há de mais moderno em tecnologia subsea

no mundo, onde nenhum equipamento pode ser visto da superfície.

O campo se encontra dentro de uma área de deslizamento pré-histórico, o Slide Storegga, sendo o fundo do mar extremamente irregular, com condições do solo variando de argila muito rígida com pedregulhos à argila macia. As condições para o desenvolvimento foram extremamente desafiadoras, pois foi preciso enfrentar também todas as condições adversas do mar da Noruega, tais

(33)

como temperaturas abaixo de zero, condições extremas de ondas e baixíssimas temperaturas no leito marinho.

Seu primeiro plano de desenvolvimento foi levado às autoridades norueguesas em 2003 e sua operação teve início em dezembro de 2007. Durante as pesquisas, descobriu-se que o campo pode chegar a cobrir 20% dos requisitos de gás no Reino Unido para os próximos 40 anos (EKLUND e PAULSEN, 2007).

Ainda segundo Eklund e Paulsen (2007), o reservatório está localizado a 3000 metros abaixo da superfície do mar e tem uma extensão de aproximadamente 400 quilômetros. As reservas recuperáveis são estimadas em aproximadamente 400 bilhões de metros cúbicos de gás seco e 30 milhões de metros cúbicos de condensado. O campo é projetado para uma produção de gás de até 70 milhões de metros cúbicos por dia.

Tendo em vista que o projeto foi dividido em 3 subprojetos, o Ormen

Lange Offshore, o Onshore e o projeto Langeled, este trabalho irá tratar do que

se diz respeito ao projeto Offshore, trazendo as principais questões do desenvolvimento, bem como o conceito e as dificuldades encontradas.

A estrutura do campo, ilustrado na Figura 4.1, é composta por uma ligação submarina (tieback) para uma instalação de terra na costa oeste da Noruega. Um total de seis dutos foram colocados entre a usina de processamento onshore e o campo de Ormen Lange, dois grandes dutos para levar o gás para terra e quatro menores para garantia de fluxo e controle submarino. Um novo pipeline de exportação também será colocado a partir da planta onshore para exportação para o mercado no Reino Unido.

(34)

Figura 4.1: Estrutura Offshore de Ormen Lange

Fonte: Aarvik, Olsen, Vannes, Havre e Krogh, 2007.

A fase inicial do desenvolvimento do campo submarino inclui dois

templates (A e B), ilustrado na Figura 4.2, com 8 slots cada um, e localizados a

cerca de 4 quilômetros de distância. Ambos os templates estão conectados aos dois pipelines, que possuem medidas de 30 polegadas. O template A está conectado à linha de fluxo através de carretéis rígidos de 16 polegadas. O

template B é conectado a uma estrutura de terminação de extremidade de pipeline (PLET) através de carretéis rígidos, amarrados de volta às linhas de

fluxo.

O gás de Ormen Lange será produzido a partir de 16 poços submarinos. Os fluidos dos poços serão transportados para um terminal onshore através dos dois pipelines. Todos os poços serão injetados continuamente com MEG através de duas linhas de injeção de 6 polegadas a partir do terminal de terra. O desenvolvimento futuro pode envolver dois templates de produção de 6 slots adicionais, aumentando o número de poços para 24.

(35)

Figura 4.2: Layout do campo

Fonte: Wilhelmsen, Meisingset, Moxnes e Knagenhjelm, 2005.

4.1.1 Desafios do sistema

Segundo Holden, Paulsen e Marthinsen (2006), há cerca de 8100 anos atrás, um dos maiores deslizamentos de terra já visto ocorreu em Storegga, em que uma área do tamanho da Islândia deslizou para o mar da Noruega. O campo de Ormen Lange está exatamente no meio da depressão deixada para trás pela corrediça de Storegga.

(36)

A Hydro, operadora do projeto, realizou uma extensa pesquisa para verificar se existe risco de um novo deslizamento. A conclusão chegada foi que as condições que causaram o deslize naquela época não estão presentes hoje.

O campo, que está a uma grande profundidade, fez com que essa extensa lâmina d’água formasse o fundo do mar montanhoso que se pode observar. Os picos observados são de 30 a 60 metros, como pode-se analisar na Figura 4.3. Sob essas condições, os dutos de fluxo do poço terão que passar sobre essa área de deslizamento através desta paisagem extremamente complexa.

Diante deste cenário desafiador, questões sobre a intervenção no fundo marinho, instalação das tubulações e a prevenção de hidratação tem sido questões-chave no desenvolvimento de Ormen Lange.

Figura 4.3: Fundo do mar irregular

Fonte: Holden, Paulsen e Marthinsen, 2006.

4.1.1.1 Intervenção no fundo marinho

O trabalho de intervenção no fundo do mar ao longo das rotas dos dutos é necessário para garantir uma integridade estrutural da planta durante a vida

(37)

útil do projeto. Em geral, isso é relevante para áreas onde: (HOLDEN, PAULSEN e MARTHINSEN, 2006)

a) A capacidade estática na tubulação é excedida. Se a intervenção será necessária antes ou após a instalação do pipeline depende de quais condições são críticas;

b) Para a estabilidade durante a instalação, é necessário um suporte adicional nas seções curvas;

c) A estabilidade na parte inferior durante o funcionamento é insuficiente; d) A proteção da tubulação é necessária devido a cargas de arrasto ou

zonas de ancoragem;

e) Os dutos são expostos a cargas de alta pressão e altas temperaturas.

A Figura 4.4 mostra algumas das situações que podem ocorrer e que precisam das intervenções no fundo marinho:

Figura 4.4: Situações para intervenções

(38)

4.1.1.2 Instalação de tubulações

A viabilidade da instalação de tubulações em águas profundas, envolvendo cenários muito irregulares do fundo do mar, tem sido uma das principais questões. Ao longo da projeção da planta, foi realizado um trabalho para ter certeza de que o desenvolvimento das estruturas nesta área não gera uma ameaça para a estabilidade dos restantes depósitos de solos.

Depois de muitas pesquisas e testes, concluiu-se que os dutos deveriam ser colocados em curvas com tolerâncias muito apertadas para limitar o trabalho de intervenção do fundo do mar a um nível aceitável. À medida que a profundidade da água aumenta, a tensão superior aumenta devido ao aumento do comprimento do tubo suspenso. A forma de contrariar este efeito é aumentar o ângulo de topo de colocação em relação ao plano horizontal, conforme pode-se obpode-servar no Gráfico 4.1. O mínimo teórico é encontrado por um ângulo superior de 90 graus.

O processo de escolha do ângulo superior ótimo consiste em maximizar o ângulo superior, mantendo o momento de flexão de inclinação dentro de limites aceitáveis em todas as condições. As faixas típicas dos ângulos superiores para a colocação de tubos em águas profundas (>500 m) são de 70 a 85 graus. (WILHELMSEN, MEISINGSET, MOXNES E KNAGENHJELM, 2005)

Gráfico 4.1: Top tension X Top angle

(39)

4.1.1.3 Prevenção de hidratação

A prevenção da formação de hidratos é um dos principais desafios técnicos para o sistema submarino de Ormen Lange. Devido à baixa temperatura do fundo do mar (-1 ºC) podem formar-se hidratos e gelo, a menos que o fluido do poço seja suficientemente inibido, o que na prática raramente pode acontecer.

Os experimentos mostraram que o fluido do campo de Ormen Lange que não sofreu a ação de inibidores tem um elevado potencial para a formação de hidrato no modo de fluxo contínuo. Além disso, os hidratos têm uma elevada tendência a depositar-se nas paredes do tubo. (WILSON, OVERAA E HOLM, 2004)

A estratégia de prevenção de hidratação no campo estudado é minimizar o risco de operação. O sistema de injeção de MEG, por exemplo, foi feito com a perspectiva de minimizar o risco e as consequências de uma falha de prevenção de hidratação e, consequentemente, o risco de formação e a necessidade de ações corretivas.

Os requisitos da injeção de MEG, através de tubulações de 6 polegadas da costa, para cada poço, serão determinados individualmente com base nas previsões de produção de água cada poço, onde um fator de segurança será utilizado para garantir uma injeção adequada. Cada um dos templates é controlado diretamente da costa através de umbilicais separados. Além disso, uma linha de interconexão MEG e um umbilical entre os dois templates permitem segurança caso haja falha na linha MEG ou no umbilical. Os umbilicais são ligados diretamente aos templates, enquanto as linhas MEG são conectadas por meio de carretéis rígidos e um PLET.

Pode-se exemplificar alguns requisitos definidos para a operação do sistema de distribuição MEG submarino numa perspectiva de garantia de fluxo, como: (WILSON, OVERAA E HOLM, 2004)

a) Sistema equipado com dois pontos de injeção MEG;

b) A pressão no sistema de distribuição MEG deve estar a uma margem suficiente acima da pressão máxima de fechamento da cabeça de poço para evitar o refluxo do fluido no sistema MEG;

(40)

c) Cada poço possui um sistema de distribuição que assegure MEG suficiente injetado em cada poço individual;

d) A unidade de dosagem será, na medida do possível, concebida para minimizar o risco de acumulação de partículas.

Entretanto, ainda que tomadas as devidas precauções para a não formação de hidratos, pode acontecer um mau funcionamento no processo, resultando na sua formação em algum lugar do sistema de produção. As indicações nos pipelines de que algo está errado serão aumento da queda de pressão e flutuações de pressão. A queda de pressão nas diferentes partes do sistema de produção é monitorada por um sistema de monitoramento de pipeline em tempo real. Qualquer condição anormal de pressão e fluxo será detectada por um módulo de detecção de hidrato implementado no sistema de monitoramento de dutos.

A ação de mitigação será aumentar a taxa de injeção de MEG na parte relevante do sistema e, se possível, aumentar a taxa de produção para aumentar a temperatura de fluxo.

(41)

5 METODOLOGIA

Neste estudo será analisado o comportamento da curva de envelope de hidrato de acordo com a variação da quantidade de inibidor de hidrato adicionada num sistema de produção subsea to shore. Além disso, será avaliada a formação ou não de hidrato na linha de produção. Para as simulações, o software utilizado será o Unisim Design R390.1.

As simulações serão feitas utilizando o inibidor termodinâmico TEG (Trietilenoglicol) e serão estimados diferentes percentuais de composição entre 0 e 60%. Serão feitas análises para uma tubulação com escoamento adiabático e para mais dois cenários com troca de calor do fluido escoado com a água do mar.

5.1 ESTUDO DE CASO

A proposta do estudo é utilizar dados aproximados aos do campo de

Ormen Lange para composição, condições termodinâmicas e características da

tubulação.

Os dados de entrada seguem nas Tabelas 5.1, 5.2 e 5.3:

Tabela 5.1: Composição do fluido de produção

Componente Percentual Metano 77,71 Etano 7,94 Propano 6,75 n-Butano 2,60 i-Butano 1,21 n-Pentano 1,28 n-Hexano 0,42 n-Heptano 0,41 CO2 1,07 Nitrogênio 0,61 Fonte: Almeida, 2015.

(42)

Tabela 5.2: Condições de operação

Dados Valor

Pressão de entrada da linha de produção 255 bar

Temperatura de entrada da linha de produção 90ºC

Vazão de entrada da linha de produção 35 MSm3_/d

Pressão da linha de injeção 255 bar

Temperatura da linha de injeção 25ºC

Vazão da linha de injeção 100 Sm3_/d

Temperatura do fundo do mar -1ºC

Fonte: Wilson, Overaa, Holm, 2004.

Tabela 5.3: Características da tubulação

Dados Valor

Comprimento 120 km

Diâmetro externo 30”

Espessura 35,5 mm

Material Aço ao carbono 65

Rugosidade 0,00004572

Condutividade 50 W/m-C

Fonte: Wilson, Overaa, Holm, 2004.

Foi realizado um esquema no software que descreve o escoamento da produção para efeito dos cálculos, como mostra a Figura 5.1, contendo:

 Duas linhas de entrada, onde na primeira acontece o fluxo de produção e na outra, a injeção do inibidor.

 Um misturador que recebe as duas linhas de entrada;  Um duto que simula os 120 Km de extensão;

(43)

Figura 5.1: Esquema do escoamento da produção

Fonte: Extraído do programa Unisim.

5.1.1 Testes para escoamento adiabático

Para realizar essas simulações, será considerado que não há perda de calor do fluido, que está sendo produzido, para o mar.

Os Gráficos 5.1 e 5.2 mostram, respectivamente, as curvas de queda de

pressão e temperatura ao longo da tubulação.

Gráfico 5.1: Curva da queda de pressão ao longo da tubulação para escoamento adiabático.

Fonte: Produzido pelos autores. 210.0 215.0 220.0 225.0 230.0 235.0 240.0 245.0 250.0 255.0 260.0 0 4 8 00 9 6 00 1 4 40 0 1 9 20 0 2 4 00 0 2 8 80 0 33 600 3 8 40 0 4 3 20 0 4 8 00 0 5 2 80 0 5 7 60 0 6 2 40 0 6 7 20 0 7 2 00 0 7 6 80 0 8 1 60 0 8 6 40 0 9 1 20 0 9 6 00 0 1 0 08 0 0 1 0 56 0 0 1 1 04 0 0 1 1 52 0 0 12 000 0 P res são (b ar ) Comprimento da tubulação (m)

(44)

Gráfico 5.2: Curva da queda de temperatura ao longo da tubulação para escoamento adiabático.

Fonte: Produzido pelos autores.

A Tabela 5.4 apresenta o resumo dos resultados para o caso de escoamento adiabático.

Tabela 5.4: Resumo dos resultados para escoamento adiabático

Inicial Final Pressão (bar) 255,0 215,2

Temperatura (ºC) 90,0 85,6

5.1.2 Testes para escoamento com troca de calor

Para realizar essas simulações, será considerado que há perda de calor do fluido, que está sendo produzido, para o mar. Serão avaliados dois casos com valores de HL (Heat Loss) arbitrados no próprio software.

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 0 4 8 00 9 6 00 1 4 40 0 1 9 20 0 2 4 00 0 2 8 80 0 3 3 60 0 3 8 40 0 4 3 20 0 4 8 00 0 5 2 80 0 5 7 60 0 62 400 67 200 72 000 7 6 80 0 8 1 60 0 8 6 40 0 9 1 20 0 9 6 00 0 1 0 08 0 0 1 0 56 0 0 1 1 04 0 0 1 1 52 0 0 1 2 00 0 0 Temper at u ra (º C ) Título do Eixo

(45)

5.1.2.1 1º valor de HL

O primeiro valor de HL a ser avaliado é de 1x108 _KJ/h.

Os Gráficos 5.3 e 5.4 mostram, respectivamente, as curvas de queda de

pressão e temperatura ao longo da tubulação.

Gráfico 5.3: Curva da queda de pressão ao longo da tubulação para escoamento com 1º valor de HL.

Pressão x Comprimento da tubulação

(46)

Gráfico 5.4: Curva da queda de temperatura ao longo da tubulação para escoamento com 1º valor de HL.

A Tabela 5.5 apresenta o resumo dos resultados para o caso com o 1º valor de HL.

Tabela 5.5: Resumo dos resultados para escoamento com 1º valor de HL

5.1.2.2 2º valor de HL

O segundo valor de HL a ser avaliado é de 3,5x108 _KJ/h.

Os Gráficos 5.5 e 5.6 mostram, respectivamente, as curvas de queda de pressão e temperatura ao longo da tubulação.

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 0 4 8 00 9 6 00 1 4 40 0 1 9 20 0 2 4 00 0 2 8 80 0 3 3 60 0 3 8 40 0 4 3 20 0 4 8 00 0 5 2 80 0 5 7 60 0 62 400 67 200 72 000 7 6 80 0 8 1 60 0 8 6 40 0 9 1 20 0 9 6 00 0 1 0 08 0 0 1 0 56 0 0 1 1 04 0 0 1 1 52 0 0 1 2 00 0 0 Temper at u ra (º C ) Comprimento da tubulação (m)

(47)

Gráfico 5.5: Curva da queda de pressão ao longo da tubulação para escoamento com 2º valor de HL.

Gráfico 5.6: Curva da queda de temperatura ao longo da tubulação para escoamento com 2º valor de HL.

Pressão x Comprimento da tubulação

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 0 4 8 00 9 6 00 1 4 40 0 1 9 20 0 2 4 00 0 2 8 80 0 3 3 60 0 3 8 40 0 4 3 20 0 4 8 00 0 5 2 80 0 5 7 60 0 62 400 67 200 72 000 7 6 80 0 8 1 60 0 8 6 40 0 9 1 20 0 9 6 00 0 1 0 08 0 0 1 0 56 0 0 1 1 04 0 0 1 1 52 0 0 1 2 00 0 0 Temper at u ra (º C ) Comprimento da tubulação (m)

(48)

A Tabela 5.6 apresenta o resumo dos resultados para o caso com o 2º valor de HL.

Tabela 5.6: Resumo dos resultados para escoamento com 2º valor de HL

5.1.3 Comparação

Os gráficos 5.7 e 5.8 apresentam a comparação entre as curvas de pressão e temperatura dos três casos discutidos. Através deles é possível observar uma queda brusca na temperatura devido ao aumento do HL. Também é possível observar que a pressão não sofre alterações significativas.

Gráfico 5.7: Comparação entre as curvas de queda de pressão ao longo da tubulação

Fonte: Produzido pelos autores. 100.0 120.0 140.0 160.0 180.0 200.0 220.0 240.0 260.0 0 4 8 00 9 6 00 1 4 40 0 1 9 20 0 2 4 00 0 2 8 80 0 3 3 60 0 3 8 40 0 4 3 20 0 4 8 00 0 5 2 80 0 5 7 60 0 62 400 6 7 20 0 7 2 00 0 76 800 8 1 60 0 8 6 40 0 9 1 20 0 9 6 00 0 1 0 08 0 0 1 0 56 0 0 1 1 04 0 0 1 1 52 0 0 1 2 00 0 0 P re ss ão (b ar ) Comprimento da tubulação (m)

Pressão x Comprimento da tubulação

(49)

Gráfico 5.8: Comparação entre as curvas de queda de temperatura ao longo da tubulação.

5.1.4 Envelope de Hidratos

Os Gráficos 5.9, 5.10, 5.11, 5.12, 5.13, 5.14 e 5.15 mostram a curva de envelope de hidrato sem inibidor, com 10% de TEG, 20% de TEG, 30% de TEG, 40% de TEG, 50% de TEG e 60% de TEG, respectivamente.

Pode-se observar através da análise e comparação dos gráficos que a medida que se injeta mais inibidor, a curva de hidrato vai se deslocando para a esquerda, o que significa uma redução do risco de formação de hidrato.

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 0 4 8 00 9 6 00 1 4 40 0 1 9 20 0 2 4 00 0 2 8 80 0 3 3 60 0 3 8 40 0 4 3 20 0 4 8 00 0 5 2 80 0 5 7 60 0 6 2 40 0 6 7 20 0 7 2 00 0 7 6 80 0 8 1 60 0 8 6 40 0 91 200 9 6 00 0 1 0 08 0 0 1 0 56 0 0 1 1 04 0 0 1 1 52 0 0 1 2 00 0 0 Temper at u ra (º C ) Comprimento da tubulação (m)

Temperatura x Comprimento da tubulação

(50)

5.1.4.1 Sem inibidor

Gráfico 5.9: Curva de envelope de hidrato sem inibidor

5.1.4.2 Com 10% de TEG

Gráfico 5.10: Curva de envelope de hidrato com 10% de TEG.

(51)

5.1.4.3 Com 20% de TEG

5.1.4.4 Com 30% de TEG

(52)

5.1.4.5 Com 40% de TEG

5.1.4.6 Com 50% de TEG

(53)

5.1.4.7 Com 60% de TEG

A Tabela 5.7 mostra a variação do ponto em que a curva de dissociação de hidratos intercepta o ponto de orvalho do envelope de fases conforme a progressão da injeção do inibidor.

Tabela 5.7: Variação da temperatura de intercessão entre a curva de dissociação e o envelope de fases

TEG Temperatura 0% 22,8ºC 10% 15,8ºC 20% 9,5ºC 30% 5,1ºC 40% 1,6ºC 50% -0,8ºC 60% -3,4ºC

(54)

5.1.5 Perfil do sistema de escoamento com o envelope de Hidrato

Após a elaboração dos estudos do perfil de escoamento e do envelope de fases, é possível analisar a possibilidade de formação de hidratos para os escoamentos adiabático, com 1º valor de HL e com o 2º valor de HL. O Gráfico 5.16 apresenta o cruzamento destes perfis de escoamento com o envelope de hidrato sem a ação de inibidores.

Gráfico 5.16: Perfis de escoamento com envelope de hidrato.

A discussão dos resultados, bem como as possíveis soluções serão apresentadas no tópico a seguir.

(55)

6 CONCLUSÃO

6.1 Sumário

No projeto desenvolvido foi realizado um estudo sobre o sistema subsea to

shore do Campo de Ormen Lange, traçando alguns possíveis cenários para a

inibição de hidrato nas linhas de produção durante o escoamento do petróleo.

Foram simulados estudos no UniSim, mostrando a viabilidade do escoamento da produção com a injeção de inibidor, garantindo assim, o deslocamento da curva de hidratos. Também pode-se observar, em alguns casos, as limitações e problemas que poderiam acontecer neste processo. Apresentou-se os resultados, demonstrando uma estratégia de produção mais eficiente para o campo de Ormen Lange.

6.2 Discussões de resultados

Como previsto na literatura e confirmado pelos gráficos gerados a partir das simulações, com a injeção do inibidor, o envelope de hidrato se deslocou para a esquerda, tornando menos críticas as condições de formação de hidrato. Este deslocamento é proporcional a quantidade de inibidor que é injetado na linha. Quanto maior a quantidade injetada, maior será esse deslocamento.

Analisando os perfis de queda de pressão e temperatura do escoamento ao longo da tubulação para os cenários simulados, é possível identificar uma queda mínima de temperatura quando não há troca de calor e um aumento significativo na queda da temperatura conforme o HL aumenta. Isso se dá, principalmente, pelo fato da água do mar se encontrar numa temperatura muito abaixo da do fluido de produção. Já a pressão, em todos estes cenários, sofre pouca alteração, por se tratar de um escoamento horizontal, onde a parcela de perda de carga por elevação é desprezível.

Com as informações obtidas através das simulações é possível identificar que não haverá formação de hidratos na linha de produção para o caso do escoamento adiabático e nem para o caso do escoamento com o 1º valor de HL. Já para o escoamento com o 2º valor de HL, verifica-se que existe a possibilidade

(56)

de formação de hidratos, pois devido à alta queda de temperatura, o ponto de operação ao longo da linha de produção poderá passar a operar dentro do envelope de hidratos.

Como a temperatura mínima atingida pelo escoamento com o 2º valor de HL é de 11,1ºC, uma solução para este caso poderia ser injetar, pelo menos, de 20 à 30% de TEG na linha para que aconteça o deslocamento do envelope de hidrato. Outra possível solução seria utilizar um revestimento que reduzisse o HL o suficiente para que o ponto de operação se desloque para fora do envelope de hidrato.

6.3 Trabalhos futuros

Como possíveis trabalhos futuros, pode-se apontar:

 Implementação do estudo em outros softwares, como o Pipesim, associado ao UniSim, para efeito de enriquecimento dos resultados e comparação;

 Avaliar o sistema subsea to shore para diferentes campos, com variáveis diferentes, como por exemplo, revestimento de tubulações, composição do fluido e vazão de injeção;

 O estudo das propriedades e do comportamento de escoamento é essencial no dimensionamento e previsão do comportamento da produção de petróleo, conectando a teoria com os dados reais do campo.

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