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
BRUNO VILACHÃ DE MATTOS JÉSSICA CARVALHO LIMA LUSTOSA
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
BRUNO VILACHÃ DE MATTOS JÉSSICA CARVALHO LIMA LUSTOSA
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
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.
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
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
Fonte: Produzido pelos autores.
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.
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.
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
45
Gráfico 5.4: Curva da queda de temperatura ao longo da tubulação para
escoamento com 1º valor de HL.
Fonte: Produzido pelos autores.
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
Pressão (bar) 255,0 217,4
Temperatura (ºC) 90,0 63,8
Fonte: Produzido pelos autores.
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
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)
Comprimento da tubulação (m)
Temperatura x Comprimento da tubulação
46
Gráfico 5.5: Curva da queda de pressão ao longo da tubulação para
escoamento com 2º valor de HL.
Fonte: Produzido pelos autores.
Gráfico 5.6: Curva da queda de temperatura ao longo da tubulação para
escoamento com 2º valor de HL.
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
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)
Comprimento da tubulação (m)
Temperatura x Comprimento da tubulação
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
Pressão (bar) 255,0 222,4
Temperatura (ºC) 90,0 11,1
Fonte: Produzido pelos autores.
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
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
Adiabático 1º HL 2º HL
48
Gráfico 5.8: Comparação entre as curvas de queda de temperatura ao
longo da tubulação.
Fonte: Produzido pelos autores.
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
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)
Comprimento da tubulação (m)
Temperatura x Comprimento da tubulação
Adiabático 1º HL 2º HL
49
5.1.4.1 Sem inibidor
Gráfico 5.9: Curva de envelope de hidrato sem inibidor
Fonte: Extraído do programa Unisim.
5.1.4.2 Com 10% de TEG
Gráfico 5.10: Curva de envelope de hidrato com 10% de TEG.
Fonte: Extraído do programa Unisim.
50
5.1.4.3 Com 20% de TEG
Gráfico 5.11: Curva de envelope de hidrato com 20% de TEG.
Fonte: Extraído do programa Unisim.
5.1.4.4 Com 30% de TEG
Gráfico 5.12: Curva de envelope de hidrato com 30% de TEG.
Fonte: Extraído do programa Unisim.
51
5.1.4.5 Com 40% de TEG
Gráfico 5.13: Curva de envelope de hidrato com 40% de TEG.
Fonte: Extraído do programa Unisim.
5.1.4.6 Com 50% de TEG
Gráfico 5.14: Curva de envelope de hidrato com 50% de TEG.
Fonte: Extraído do programa Unisim.
52
5.1.4.7 Com 60% de TEG
Gráfico 5.15: Curva de envelope de hidrato com 60% de TEG.
Fonte: Extraído do programa Unisim.
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
Fonte: Produzido pelos autores.
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.
Fonte: Produzido pelos autores.
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
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development of the Ormen Lange flow assurance simulator. Multiphase
Production Technology. 2008.
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<http://www.isiengenharia.com.br/wordpress/espaco-do-engenheiro/o-mundo-
das-plataformas-de-petroleo-2>. Acesso em: 26/11/2016.
[3] ANDREOLLI, Ivanilto. Introdução à elevação e escoamento monofásico e
multifásico de petróleo. Editora Interciência, 2016.
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2012.
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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.
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<http://www.saviesa.org.br/mapeamento/biblioteca/Sistemas%20de%20Produc
ao.pdf>. Acesso em: 26/11/2016.
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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.
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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
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Gás Natural. Editora Blucher
[16] WIKIPEDIA. Plataforma petrolífera. Disponível em:
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[17] WILHELMSEN, A., MEISINGSET, H., MOXNES, S., KNAGENHJELM, H.
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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