DESAFIOS DE GARANTIA DE ESCOAMENTO NA EXPLOTAÇÃO DE CAMPOS ... · risers e seus custos. Outro...

Revista de Engenharias da Faculdade Salesiana

n 3 (2016) pp. 33-44

http://www.fsma.edu.br/si/sistemas.html

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DESAFIOS DE GARANTIA DE ESCOAMENTO NA EXPLOTAÇÃO DE CAMPOS DO PRÉ-SAL

FLÁVIO MACÊDO XAVIER

[email protected]

VICTOR DIAS CAVALCANTI [email protected]

Prof. M. Sc. ANDRÉ ALEIXO MANZELA

[email protected]

Faculdade Salesiana Maria Auxiliadora

Resumo Com a descoberta dos campos do Pré-Sal situados em águas ultraprofundas surgiu a dificuldade em transportar o óleo produzido à superfície em função da deposição de sólidos ao longo do percurso e a corrosão dos tubos. Devido às características encontradas como a grande quantidade de CO2, altas temperaturas e altas pressões, há o risco de ocorrência de fenômenos como hidrato, parafina, asfalteno, emulsão, incrustação e corrosão. Neste trabalho foram descritos os problemas enfrentados na garantia de escoamento e seus respectivos métodos de prevenção e combate. Além do estudo teórico em um campo do Pré-Sal existente onde foi proposto o melhor método para cada situação, dadas as limitações e as características do reservatório.

Palavras-chave: garantia de escoamento; Pré-Sal; CO2

Abstract With the discovery of the pre-salt fields located in extremely deep waters, there came difficulties associated with the transport of the produced oil to the surface, due to the deposit of solid components along the way and pipes corrosion. Due to the system characteristics, such as a large amount of CO2, high temperatures and pressure, the risk of occurrence of phenomena such as hydrate, paraffin, asphalt, emulsion, incrustation and corrosion is high. We describe the problems faced for the assurance of the flow and the methods for preventing and fighting them. Besides the theoretical study of a simulation of an existing pre-salt field where the best method for each situation was proposed, according to its limitations and the characteristics of the container Keywords: assurance of flowing; Pre-Salt; CO2

Xavier; F. M; Cavalcanti, V. D..;Manzela, A. A. / Revista de Engenharias da Faculdade Salesiana n.2 (2015) pp. 33-44

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1 Introdução

A busca por novas tecnologias de produção tem sido um diferencial para que o óleo seja extraído de forma rápida, com menos imprevistos e com o menor custo possível. Com a busca por petróleo em locais de alta profundidade, novos desafios relacionados ao escoamento estão surgindo, uma vez que não há muitos registros de explotações feitas sob as mesmas circunstâncias. As dificuldades para o desenvolvimento da produção nessas áreas passam, dentre outras variáveis, pela definição do melhor modelo geológico, pela geometria de poço mais econômica e adequada ao reservatório, e pela garantia de escoamento do petróleo pelos dutos (REVISTA PETROBRAS, 2009).

Neste artigo (seções 2 e 3) são apresentados alguns paradigmas e desafios para a explotação no pré-sal. Nas seções 4 a 10 são discutidos os principais problemas de garantia de escoamento potenciais de ocorrerem em campos do pré-sal, bem como são feitas propostas de como lidar com os mesmos.

2 Paradigmas

Na produção de petróleo, escoamento multifásico (escoamento simultâneo de água, óleo e gás) é frequentemente encontrado na coluna de produção dos poços e nos dutos de produção. A produção no mar faz com que gás e líquido sejam transportados por longas distâncias antes de serem separados. Tal fluxo bifásico pode ocorrer em trechos verticais, inclinados ou horizontais, e alguns métodos tiveram que ser desenvolvidos a fim de permitir a determinação da queda de pressão ao longo da tubulação com qualquer ângulo de inclinação (VILLELA, 2004).

O desafio de garantir o escoamento de petróleo aumentou com a descoberta do Pré-Sal, porção de petróleo sob uma camada formada de sal petrificado.

Devido à enorme profundidade e ao desconhecimento sobre as rochas em questão, novos métodos e equipamentos estão sendo desenvolvidos para realizar a produção desse óleo visando uma maior confiabilidade.

Os principais desafios que devem ser vencidos para que se tenha garantia de escoamento são:

� Deposição de parafinas ao longo das linhas de produção; � Controle de hidratos; � Controle de incrustações inorgânicas; � Deposição de asfaltenos; � Formação de emulsão e corrosão interna e externa de dutos e equipamentos submarinos.

Nos tópicos 7 a 10 estes fenômenos e suas consequências são melhor explicados.

Além dos fenômenos já citados, os poços localizados em campos do Pré-Sal enfrentam outro problema relacionado à grande quantidade de CO₂ que é produzida juntamente com o petróleo, podendo formar padrões turbulentos de escoamento que aumentam a perda de carga, requerendo um aumento da pressão que faz o fluido escoar pela tubulação (COPPE, 2009).

3 Pré-sal

Os reservatórios do Pré-Sal brasileiro são constituídos de rochas carbonáticas de origem microbial, sobre as quais ainda pouco se conhece no mundo. Além disso, as maiores acumulações de hidrocarbonetos encontradas no pólo da Bacia de Santos estão localizadas em águas ultraprofundas e abaixo de uma camada de sal que chega, em alguns pontos, a 2.000 metros de espessura (figura1). Essas características tornam aquela província sem similar e representam um desafio tecnológico sem precedentes na indústria do petróleo (REVISTA PETROBRAS, 2009).


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Figura 1 – Ambiente do Pré-Sal (MARTINS, 2012) 4 Garantia de escoamento no Pré-sal

Pode-se dizer que há duas vertentes de desafios tecnológicos para explotar o petróleo e o gás contidos no Pré-Sal.

A primeira é de natureza vertical: perfurar o poço até o reservatório, atravessando as camadas de água, de sedimentos e de sal, cada uma com um tipo de comportamento, em temperaturas que variam de 80ºC a 150ºC e sob altas pressões e gases corrosivos. É necessário considerar ainda o caminho de volta até a superfície, transportando o petróleo e o gás extraídos dos poços, sem entupir os dutos e sem causar vazamentos que provoquem acidentes ambientais (COPPE, 2009).

A outra vertente é a dos desafios horizontais: transportar o petróleo e o gás da área de produção até a costa, a 300 quilômetros de distância, por meio de navios e gasodutos, e carregar pessoal, equipamentos e suprimentos para as plataformas (COPPE, 2009).

Para o setor dutoviário, os desafios tecnológicos para a produção de óleo e gás a partir dos reservatórios do Pré-Sal estão diretamente relacionados com as condições encontradas em profundidades superiores a 2.000 metros de lâmina d'água. Este ambiente de produção desafiador demandará, por exemplo, revestimentos de alto isolamento térmico capazes de manter ou minimizar a redução de temperatura do óleo produzido, sem, no entanto, aumentar significativamente o peso dos risers e seus custos. Outro obstáculo será a presença de fluidos agressivos, a presença de dióxido de carbono, CO2, água de alta salinidade, cuja combinação com o óleo e o gás provoca desgaste e corrosão acentuada nos risers e dutos atualmente disponíveis (AGUILAR, 2012).

5 Estudo teórico e simulação

Para discutir os desafios encontrados foi feito um estudo de um poço potencial cuja produção ainda não foi iniciada para que se possa desenvolver um plano de ação sob a ótica de garantia de escoamento, com as melhores medidas mitigadoras e de combate tendo em vista as características desse ambiente.

O poço está localizado em um campo de petróleo descoberto pela empresa Petrobras, no ano de 2007. O campo, denominado Tupi (figura 2), está localizado na Bacia de Santos, a 250 quilômetros da costa, e suas reservas podem ser encontradas de cinco a sete mil metros de profundidade contendo petróleo de alta qualidade, além de uma grande quantidade de gás natural (PETROBRAS,2009).


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Figura 2 – Campo de Tupi (PETROBRAS, 2009)

Se as expectativas relacionadas a esse campo se confirmarem, os volumes recuperáveis estimados de óleo e gás colocariam o Brasil como um dos principais países no ramo petrolífero (PETROBRAS, 2009). Por essas características, Tupi pode ser considerado um dos campos pioneiros no país caracterizados como campos do Pré-Sal.

Em 2008 foi feito um teste de longa duração (TLD) que resultou em um projeto de produção em escala reduzida cujo foco não é obter lucros, mas o máximo de informações que poderão ser utilizadas em futuros projetos.

Antes de buscar possíveis formas de escoar o óleo, surgiu a preocupação de como chegar até ele. Alcançar o leito oceânico a uma profundidade de dois mil metros por si só já é uma dificuldade. Além desse fator é necessário perfurar uma camada conhecida como Pós-Sal, cuja espessura é de cerca de mil metros. Depois dessa camada encontra-se a camada de sal com mais dois mil metros de espessura (Figura 1) e extremamente pastosa quando submetida a altas temperaturas, o que favorece o deslocamento do óleo devido às possíveis deformações sofridas pela camada sujeita às ações relacionadas ao processo de perfuração, algo que pode ser detrimental para a exploração.

Para evitar que ocorram esses deslocamentos que possam bloquear a passagem do óleo ou até mesmo aprisionar a coluna de perfuração, é preciso estudar atentamente a área em questão e efetuar simulações em cada poço perfurado levando em consideração as condições de mar, o ambiente do leito marinho e os equipamentos submarinos utilizados.

Após a etapa da perfuração o foco passa a ser o escoamento, ou seja, como transportar o óleo visando prevenir ou minimizar os problemas que possam surgir durante o percurso.

Devido às altas pressões e temperaturas em que o fluido está submetido é inevitável que com quedas de temperatura algumas partículas se solidifiquem contribuindo para o bloqueio das linhas responsáveis pelo transporte. Da mesma forma, a mistura de óleo e gás com alguns fluidos corrosivos provenientes do próprio reservatório podem resultar em processos de corrosão. 6 CO2


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Após testes e estudos no campo Tupi foi constatado que podem existir no mesmo enormes quantidades de dióxido de carbono (REVISTA PETROBRAS, 2009), criando um alarme para todos os projetos de produção, pois quando o mesmo entra em contato com a água de alta salinidade, o dióxido de enxofre, o óleo e o gás presentes nessa camada, provoca o desgaste e corrosão da tubulação.

Portanto, é necessária a utilização de fibras de carbono nos dutos visando preservar a integridade e a vida útil dos mesmos para que possa produzir com segurança e com custos razoáveis (AGUILAR, 2012). A utilização de anéis para reforçar a proteção é essencial, os quais devem ser selecionados pensando-se na corrosão interna, na pressão externa e na facilidade de instalação.

Por não ser permitido lançar CO2 na atmosfera é necessário achar alternativas para o seu destino. Isso ocorre devido aos danos que podem ser causados ao meio ambiente visto como esse gás contribui para que a atmosfera aumente sua capacidade em reter calor e, consequentemente, aumente a temperatura do planeta desencadeando diversos problemas como o derretimento das geleiras.

Um dos métodos desenvolvidos refere-se à reinjeção de todo o gás carbônico produzido nos próprios reservatórios, o que auxiliaria também no aumento do fator de recuperação. A dificuldade desse projeto consiste na separação do CO2 das correntes de gás natural nas plataformas, fato inédito em unidades offshore.

O projeto citado tem como fase a separação do gás natural do CO2 através de uma membrana artificial que se baseia no princípio da permeação gasosa onde o gás se propaga através de um material sólido responsável por fracionar misturas gasosas em duas correntes (figura 3). Neste modelo, a permeação de gases em um filme polimérico ocorre em uma sequência de três etapas: sorção das moléculas do gás na matriz polimérica, difusão através do filme e posterior dessorção no lado de menor pressão parcial (PEREIRA, 1999).

Figura 3 – Representação de uma membrana (AMARAL, 2009) As bolas brancas representam o gás 1 (possivelmente o gás natural), enquanto que as bolas cinzas representam o gás 2 (possivelmente o gás

carbônico). Note-se que o processo não é 100% eficiente, como pode-se ver pela existência de uma molécula de gás 2 dentro do permeado, que deveria ser exclusivamente composto de gás 1.

O processo de sorção está relacionado à solubilidade e dispersão das moléculas do gás na matriz, e como o gás encontra-se submetido a uma alta pressão ele tende a aumentar o espaço entre as cadeias tornando mais fácil a sorção de moléculas subsequentes, implicando no efeito chamado de plastificação (POLLO, 2008).


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Na difusão, o penetrante na matriz depende fortemente da distribuição de volume livre do polímero, propondo que o gás mova-se através de um mecanismo caracterizado por uma barreira energética, onde as moléculas movem-se dentro de um volume livre até obterem energia suficiente para ultrapassar a barreira de energia e saltar ao outro volume livre. Essa barreira de energia é considerada dependente da rigidez da matriz polimérica, do tamanho da molécula e do grau de interconectividade dos volumes livres (YAMPOLSKII e FREEMAN, 2010). O processo de dessorção é o oposto do de sorção e ocorre na fase de menor pressão.

Após a fase de sorção o gás seguiria para o processo de desidratação por peneiras moleculares que constituem-se de um complexo de componentes, formados por alumínio, silício, oxigênio e sódio. Esses componentes são combinados a fim de formar uma mistura de cerâmica estável. Durante o processo de fabricação são formadas cavidades rígidas na estrutura, em que a molécula de água fica armazenada após o processo de adsorção que ocorre durante a passagem do gás úmido pelo leito da peneira. As moléculas de uma peneira molecular se unem naturalmente, formando uma estrutura semelhante a um cristal, o qual contém uma rede de cavidades formadas pelas “paredes” das moléculas da peneira. Podem ser fabricados vários tipos de cristais diferentes, com grande variação de tamanho e configuração dos poros (cavidades), conforme for o objetivo do processo (CÂNDIDO, 2010).

Esta etapa garante a remoção de quase toda a água do gás natural produzido (importante pois o gás carbônico se torna corrosivo quando na presença de água).

Para estudar a técnica de reinjeção e suas variáveis, um estudo está sendo realizado no campo de Miranga, na Bahia, e consiste na retirada de 370 toneladas de CO2 por dia com o objetivo de injetar em um poço produtor.

A aplicação da técnica de reinjeção de CO2, além de minimizar os efeitos negativos causados ao meio ambiente, age visando manter a pressão estática do reservatório, e diminui a viscosidade do óleo facilitando seu escoamento na rocha-reservatório. 7 Hidrato

O óleo armazenado na rocha-reservatório encontra-se a uma temperatura elevada e a água do mar, devido à profundidade, está próxima de 0ºC. Por isso, a interação petróleo - água do mar faz com que haja troca de calor significativa caso o duto não apresente uma boa proteção térmica.

Com a queda de temperatura do fluido produzido o risco de formação de hidrato ao longo do percurso aumenta, podendo resultar no bloqueio no duto com prejuízo direto da produção.

Existem algumas técnicas para combater a ocorrência desse fenômeno. A mais indicada é a do aquecimento elétrico com o sistema Pipe-in-Pipe (duto sanduíche) (Technip, 2013), composto de dois tubos de aço que funciona como uma proteção térmica para que o fluido possa circular mantendo sua temperatura (figura 4).


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Figura 4 – Duto Pipe-in-Pipe (Duto Sanduíche) (Technip, 2013). O aquecimento elétrico está

representado pelas linhas vermelhas.

Quando comparada as outras técnicas existentes, essa se sobressai porque não há a necessidade de despressurização do flowline e os blocos de hidratos formados podem ser facilmente evitados ou eventualmente removidos. Além disto, as propriedades químicas do óleo não são alteradas, podendo ser utilizada em qualquer tipo de óleo e fatores como a salinidade da água ou profundidade não interferem na sua utilização (Technip, 2013).

Este método resume-se na utilização de dois tubos onde o tubo exterior tem como finalidade proteger o material isolante da pressão hidrostática externa e de possíveis danos mecânicos. Enquanto o tubo interior é responsável pelo transporte do fluido. Logo, foi feito para resistir a certa pressão interna e por esse motivo é necessário material isolante instalado entre os dois tubos para evitar ou minimizar a troca de calor (Technip, 2013).

Com o sistema Pipe-in-Pipe em conjunto com o método de aquecimento elétrico, a chance de formação de hidrato é reduzida. Além de todo o isolamento que o duto sanduíche proporciona, esse sistema possui um cabo isolado num tubo de aço que é fixado junto ao flowline e enquanto numa extremidade eles estão conectados eletricamente na outra eles são conectados a uma fonte de alimentação.

Quando uma corrente elétrica incide sobre eles, ela passa por um dos tubos retornando pelo outro e gerando calor, devido às propriedades magnéticas da tubulação de aço. E através do processo de condução térmica o calor gerado é transmitido ao flowline, caracterizando um sistema de aquecimento direto. Com a utilização dessa técnica também será possível evitar a formação de cristais de parafinas uma vez que serão preservadas as condições iniciais.

Ela também é adequada em casos de parada de produção, pois permite que o operador realize as medidas relacionadas à garantia de escoamento através do tempo mínimo de resfriamento proporcionado. E além dos cabos elétricos existe o cabo de fibra óptica cuja função é permitir que o operador obtenha informações em tempo real sobre o nível de calor e controlar a potência elétrica enviada com o intuito de manter a temperatura constante (Technip, 2013). A existência de dois conjuntos de dutos permite naturalmente que a camada entre eles sirva como um conduíte natural para estes cabos de fibra ótica.

E por causa desse monitoramento essa técnica também pode ser considerada como um método de combate uma vez que a temperatura pode ser aumentada caso haja formação de hidratos. E com isso, impede-se o seu agrupamento evitando assim a total obstrução dos tubos.


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8 Asfaltenos

Asfaltenos são hidrocarbonetos de alto peso molecular, estrutura complexa e elevada instabilidade que podem se depositar na tubulação, principalmente em pontos onde ocorrem bruscas quedas de pressão (MARQUES, 2003). Eles são prejudiciais por que ....

Para encontrar o teor de asfalteno presente nos campos do Pré-Sal, é feita uma análise usando solventes juntamente com a amostra do óleo e partir do resultado é possível constatar se há ou não potencial de problemas referentes à sua formação..

Segundo Nedden (2013), a análise se trata de um estudo com luz, onde o solvente é adicionado à amostra do óleo, propiciando a união das partículas de asfaltenos. Posteriormente, é analisada a absorvência de luz (apud comunicação verbal).

O momento da deposição dos asfaltenos é marcado e conhecido como ONSET (ponto a partir do qual ocorre a precipitação). Através deste resultado é identificado se aquele tipo de óleo irá ou não apresentar problemas com asfalteno no escoamento.

Caso ocorra deposição de asfalteno, pode-se realizar injeção química no poço ou fazer bullhead no reservatório. 9 Emulsões

O petróleo e a água encontram-se no fundo do poço sob a forma de duas fases separadas e, ao escoarem através da coluna e linhas de produção são submetidas à agitação e cisalhamento e, devido à presença de emulsificantes naturais no petróleo (como asfaltenos, resinas e ácidos naftênicos), ocorre a formação de emulsões estáveis do tipo água-óleo (A/O) (figura 5).

Figura 5 - Emulsão do tipo A/O (SPILLER, 2013)

A emulsão aumenta a perda de carga na tubulação, que faz com que a pressão necessária para a produção seja maior. Caso não haja pressão necessária no fundo do poço para produzir, automaticamente a emulsão irá reduzir a vazão.

O óleo no Pré-Sal possui características como alto grau API (28º a 30º) e baixa viscosidade (1cP) (FERRO e TEIXEIRA, 2013),características estas de um óleo considerado de boa qualidade.

Quando o óleo é pesado, aumenta a dificuldade no processo de separação quando comparado ao óleo leve. O método de combate e prevenção da emulsão é a adição constante de desemulsificantes, que devem ser analisados de acordo com as características específicas do óleo. Porém no Pré-Sal não existe, de acordo com os estudos realizados, razão para aplicação dos mesmos. 10 Parafina

Durante o escoamento a parafina pode se depositar continuamente (SOUZA, 2013) (figura 6).


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Figura 6 - Deposição de parafina em uma coluna de produção (SOUZA, 2013) Note-se a diminuição da

luz dos dutos, praticamente obstruindo os mesmos.

No Pré-Sal, para mitigar a formação e deposição de parafina, usa-se a injeção de inibidor de parafina. São feitos estudos para classificar o inibidor de parafina ideal para cada óleo.

Além disso, á uma análise para determinar qual a temperatura ideal para que ocorra a produção sem que existam problemas com a parafina. O primeiro passo referente à prevenção da parafina é mantê-la aquecida, assim como se faz para o caso de hidrato.

Segundo Nedden (2013), o isolamento térmico diminui o potencial de redução da temperatura durante o escoamento. Assim como para o hidrato, um isolamento adequado para a parafina seria o Pipe-in-Pipe (duto sanduíche), composto de dois tubos de aço que funcionam como uma proteção térmica para que o fluido possa circular mantendo sua temperatura, além de não alterar as propriedades químicas do fluido (informação verbal).

Deve-se então, evitar que a parafina se deposite, porém se ocorrer é necessário utilizar um meio de combate. A estratégia de retirada com PIG de espuma se mostra mais adequada dentre as outras pelo seu custo mínimo e por não apresentar problemas com o diâmetro da tubulação já que pode ser comprimido.

O PIG de espuma (figura 7) é lançado pela linha de serviço, passa por uma válvula na ANM e volta através da linha de produção coletando todas as partículas até a retirada de toda a deposição da parafina.


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Figura 7: Pig espuma (Manzela, 2015)

10.1 Tensão limite de escoamento (Gelificação)

A parafina, além de se depositar na tubulação, pode engrossar o óleo a ponto de gelificá-lo em alguns trechos da tubulação.

Como afirma Nedden (2013), os poços que tiveram seu TLD (teste de longa duração) para o estudo dos campos de Pré-Sal tiveram alguns pontos da tubulação com o óleo gelificado, que foram retirados na parada da produção (apud comunicação verbal).

A gelificação é medida através da tensão limite de escoamento ou tensão de limite elástico (conceito de resistência de materiais), que estica até sofrer uma deformação. Assim também funciona com o gel na linha, que a partir de certa pressão escoa.Para encontrar essa pressão usa-se a tensão limite de escoamento, que é uma propriedade do óleo medido.

Uma forma de facilitar o deslocamento do óleo gelificado é aquecê-lo. Desta forma, o sistema de Pipe-in-pipe mencionado anteriormente surge como uma solução que também ataca este problema, mostrando-se, então, adequada para as condições e dificuldades encontradas nos poços produtores de campos do pré-sal. 11 Considerações finais

É evidente constatar que os desafios encontrados nos campos do Pré-Sal apresentam maior magnitude quando comparados aos campos localizados em águas rasas ou profundas, devido ao fato de se encontrarem em águas ultra-profundas e abaixo de uma camada adicional de superfície.

Através deste trabalho pode-se observar que a formação dos fenômenos presentes nas tubulações situadas a profundidades maiores foi facilitada, principalmente devido ao aumento da pressão e à diferença de temperatura encontrada na rocha-reservatório e no fundo do mar, sendo a última considerada o principal obstáculo.


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Devido a esse fator foi sugerido o sistema “Pipe-in-Pipe” isolando o fluido da pressão hidrostática externa e o método de aquecimento direto que evitaria a perda de calor devido a baixa temperatura da água. Esse sistema é eficaz no combate a hidratos, parafinas, asfaltenos e gelificação, sendo incapaz de alterar as propriedades químicas do óleo.

Pode-se observar novos desafios como CO2 e gelificação, e ao mesmo tempo eliminar os asfaltenos e emulsões como preocupação durante a explotação de óleo em campos de águas ultraprofundas.

Em relação à grande quantidade de CO2 encontrada e que não pode ser emitida na atmosfera, pois provoca alterações que interferem no clima do planeta, foi indicado o método de reinjeção que destina o CO2 produzido para o próprio reservatório aumentando o seu fator de recuperação.

Como sugestão de trabalhos futuros, poderiam ser realizadas simulações da aplicação das propostas de combate aos problemas de garantia de escoamento aqui explicitados bem como compará-las, quando couber, com resultados práticos de campo.

Referências

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