AVALIAÇÃO DE GARANTIA DE ESCOAMENTO EM SISTEMAS … › riuff › bitstream › 1 › 4095 › 1 › BRUNO V...RESUMO Este projeto desenvolve um estudo sobre os desafios da Garantia

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



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



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

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

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.

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.

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

5.1.5 Perfil do sistema de escoamento com o envelope de Hidrato ...........................53

6 CONCLUSÃO .......................................................................................................................54

6.1 Sumário ............................................................................................................ 54

6.2 Discussões de resultados ................................................................................. 54

6.3 Trabalhos futuros ............................................................................................. 55

7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...........................................................................................56

9

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

10

aproximados de um dos campos mais importantes de sistema subsea to shore

no mundo, o Campo de Ormen Lange.

11

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.

https://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Perfura%C3%A7%C3%A3o&action=edit&redlink=1https://pt.wikipedia.org/wiki/%C3%93leodutohttps://pt.wikipedia.org/wiki/Gasoduto

12

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

13

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.

Fonte: Bispo, 2016.

14

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.

15

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

16

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.

17

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.

18

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.

19

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.

20

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).

21

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.

22

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.

Fonte: Vaz, Ponce e Santos,

23

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).

24

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

25

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

Fonte: Adaptado de NOTZ et al, 1996.

26

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 sub-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.

27

Gráfico 3.2 – Gráfico mostrando o ∆T de 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” (T ind), 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

28

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

29

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.

30

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.

31

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

32

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.

33

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.

34

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.

35

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

36

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

Fonte: Holden, Paulsen e Marthinsen, 2006.

37

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 observar 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

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

38

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;

39

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.

40

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.

41

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;

Uma linha de saída por onde o escoamento chega ao fim.

42

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

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

800

33

600

38

400

43

200

48

000

52

800

57

600

62

400

67

200

72

000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Pre

ssão

(b

ar)

Comprimento da tubulação (m)

Pressão x Comprimento da tubulação

43

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



A Tabela 5.4 apresenta o resumo dos resultados para o caso de


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

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

800

33

600

38

400

43

200

48

000

52

800

57

600

62

400

67

200

72

000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Tem

per

atu

ra (

ºC)

Título do Eixo

Temperatura x Comprimento da tubulação

44

5.1.2.1 1º valor de HL

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




escoamento com 1º valor de HL.


210.0

215.0

220.0

225.0

230.0

235.0

240.0

245.0

250.0

255.0

260.0

0

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

800

33

600

38

400

43

200

48

000

52

800

57

600

62

400

67

200

72

000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Pre

ssão

(b

ar)



45




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

Inicial Final




5.1.2.2 2º valor de HL

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



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

0

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

800

33

600

38

400

43

200

48

000

52

800

57

600

62

400

67

200

72

000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Tem

per

atu

ra (

ºC)



46







210.0

215.0

220.0

225.0

230.0

235.0

240.0

245.0

250.0

255.0

260.0

0

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

800

33

600

38

400

43

200

48

000

52

800

57

600

62

400

67

200

72

000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Pre

ssão

(b

ar)



0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

0

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

800

33

600

38

400

43

200

48

000

52

800

57

600

62

400

67

200

72

000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Tem

per

atu

ra (

ºC)



47

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

Inicial Final




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


100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

220.0

240.0

260.0

0

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00

96

00

14

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19

200

24

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33

600

38

400

43

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57

600

62

400

67

200

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76

800

81

600

86

400

91

200

96

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10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Pre

ssão

(b

ar)



Adiabático 1º HL 2º HL

48

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

48

00

96

00

14

400

19

200

24

000

28

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43

200

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000

52

800

57

600

62

400

67

200

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000

76

800

81

600

86

400

91

200

96

000

10

080

0

10

560

0

11

040

0

11

520

0

12

000

0

Tem

per

atu

ra (

ºC)



Adiabático 1º HL 2º HL

49

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.


50

5.1.4.3 Com 20% de TEG



5.1.4.4 Com 30% de TEG



51

5.1.4.5 Com 40% de TEG



5.1.4.6 Com 50% de TEG



52

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


53

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.

54

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

55

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.

56

7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] AARVIK, A., OLSEN, I., VANNES, K., HAVRE, K., KROGH, E. Design and

development of the Ormen Lange flow assurance simulator. Multiphase

Production Technology. 2008.

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. Acesso em: 26/11/2016.

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multifásico de petróleo. Editora Interciência, 2016.

[4] BAI, Y., BAI, Y., Subsea engineering handbook. 1. ed. Houston, Elsevier,

2012.

[5] BERNT, T. Subsea Facilities. Offshore Technology Conference. Houston,

Texas, U.S.A., 2004.

[6] BISPO, F. J. S. Análise Técnico-Econômica de um sistema submarino

subsea to shore associado aos campos do Pré-Sal. Projeto de graduação,

UFRJ/POLI/Engenharia de Petróleo, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2016.

[7] CARVALHO, R. B. Análise de metodologia de controle de hidratos em

águas ultra-profundas. Projeto de graduação, UFRJ/POLI/Engenharia de

Petróleo, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2010.

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2007.

[9] DOURADO, Robson. Sistemas de produção de petróleo. Disponível em:

. Acesso em: 26/11/2016.

[10] EKLUND, T., HOGMOEN, K., PAULSEN, G. Ormen Lange Pipelines

Installation and Seabed Preparation. Offshore Technology Conference held.

Houston, Texas, U.S.A., 2007.

57

[11] EKLUND, T., PAULSEN, G. Ormen Lange Offshore Project Subsea

Development Strategy and Execution. Offshore Technology Conference.

Lisbon, Portugal, 2007.

[12] Holden, O., PAULSEN, G., MARTHINSEN, T. Ormen Lange Pipelines

Seabed Intervention Design in Deep Water. International Offshore and Polar

Engineering Conference. San Francisco, California, USA, 2006.

[13] PETROGASNEWS. Tipos de plataformas de petróleo. Disponível em: <

https://petrogasnews.wordpress.com/2011/03/06/tipos-de-plataformas-de-

petroleo/> . Acesso em: 26/11/2016.

[14] PORTO, A. C. C. H, Estudo de implementação de processamento

submarino com exportação para a costa. Dissertação de M.Sc.,

COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2013

[15] VAZ,C.E.M., PONCE,J.L.P., SANTOS,W.D. Tecnologia da Indústria do

Gás Natural. Editora Blucher

[16] WIKIPEDIA. Plataforma petrolífera. Disponível em:

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Ormen Lange Pipelines – A Step Further. International. Offshore and Polar

Engineering Conference. Seoul, Korea, 2005.

[18] WILSON, A., OVERAA, S., HOLM, H. Ormen Lange - Flow assurance

challenges. Offshore Technology Conference. Houston, Texas, U.S.A., 2004.

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