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COMPARTILHANDO CONHECIMENTOS EXCLUSIVOS SOBRE CULTURA E ENGENHARIA

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Garantia de escoamento em linhas de produção de petróleo

1. Definições


Na produção do pré-sal brasileiro, as condições de altas pressões, baixas temperaturas e longas linhas de produção exigem uma abordagem mais conservadora para questões de garantia de escoamento [13]. O termo garantia de escoamento refere-se a garantir um escoamento bem-sucedido e econômico da produção de hidrocarbonetos do reservatório ao ponto de venda e está intimamente ligado à tecnologia de escoamento multifásico. O desenvolvimento desta tecnologia está atrelada a ineficácia das abordagens tradicionais para a produção em águas profundas devido a distâncias extremas, profundidades, temperaturas ou restrições econômicas. O termo foi usado pela primeira vez pela Petrobras no início da década de 1990 e é extremamente diversificado, abrangendo muitos assuntos distintos e especializados além de todos os tipos de disciplinas de engenharia.


Além da modelagem de rede e simulação multifásica transitória, a garantia de escoamento envolve o manuseio de muitos depósitos sólidos, como hidratos de gás, asfalteno, cera, incrustação e naftenatos. A garantia de escoamento é a tarefa mais crítica durante a produção de energia em águas profundas por causa das altas pressões e baixa temperatura envolvidas. A perda financeira da interrupção da produção ou danos aos ativos devido a um contratempo podem ser astronômicos.


O que complica ainda mais a tarefa de garantia de escoamento é que esses depósitos sólidos podem interagir uns com os outros e podem causar a formação de bloqueios em dutos e resultar em falha nesse escoamento. A Garantia de escoamento é aplicada durante todos os estágios de seleção do sistema, projeto detalhado, vigilância, solução de problemas de operação, maior recuperação na vida útil, etc., ao caminho do escoamento do óleo (tubulação de poço, equipamento submarino, linhas de escoamento, processamento inicial e linhas de exportação).


2. Contextualização


Entre os cenários mais delicados de garantia de escoamento está o desligamento e reinício de um poço de produção offshore. Após a paralisação da produção, os fluidos de produção são resfriados progressivamente devido às baixas temperaturas submarinas, especialmente em poços de águas profundas. Então, dependendo da duração da parada, existe o risco de ocorrer um bloqueio da linha devido à formação de hidratos ou ceras ou mesmo devido ao aumento da viscosidade de um óleo pesado em baixas temperaturas.


Se a parada for suficientemente curta, a produção pode ser reiniciada sem nenhum procedimento de garantia de escoamento, pois os fluidos ainda estão em temperaturas próximas às condições de produção. Esta janela de tempo em que nenhuma intervenção é necessária é chamada de tempo no-touch, que deve ser cuidadosamente estimada [9]. Porém, a avaliação do tempo no-touch requer o conhecimento do comportamento transiente do campo de temperatura nos fluidos de produção de toda a linha, que são resfriados por convecção natural, que depende das propriedades do fluido e do isolamento térmico do duto [16].


3. Principais problemas atrelados a garantia de escoamento


Existem diversos fenômenos que afetam a garantia de escoamento, dentre os principais estão a formação de parafinas, hidratos e o slugging, que serão detalhados abaixo. Além dos fenômenos supracitados, também existem problemas como a formação de asfaltenos, erosão, corrosão, despressurização, tempo de parada, presença de areia, entre outros. Mais detalhes sobre eles podem ser encontrados em [1] e a Figura 1 abaixo ilustra os locais de ocorrência desses fenômenos.


Figura 1: Exemplo de desafios de garantia de fluxo que precisam ser tratados em um sistema de produção multifásico submarino (Adaptado de [1]).



a. Formação de parafina


A parafina consiste em um hidrocarboneto sólido que precipita de um fluido de produção e sua formação ocorre quando a temperatura do fluido cai abaixo da Temperatura de Aparência da Parafina (Wax appearance temperature - WAT). Ela pode reassumir a fase fluida ao derreter em temperaturas elevadas (20 ° F + acima da WAT) e sua taxa de deposição pode ser prevista para a frequência de pigging. A aparência de um depósito de parafina na tubulação é observado na Figura 2.


Figura 2: Depósito de parafina em tubulações [2]


Dentre os principais fatores que afetam a deposição de parafinas, estão:


  • Temperatura de aparência da parafina (WAT)

  • Temperatura do fluido de produção

  • Valor da velocidade na linha de produção

  • Propriedades do fluido (viscosidade e conteúdo de N-Parafina)


Uma das principais formas de remediar esse fenômeno é o processo de Pigging, que consiste no uso de dispositivos conhecidos como "porcos" para executar várias operações de manutenção em uma tubulação. Isso é feito sem interromper o escoamento do produto na tubulação. Essas operações incluem, mas não estão limitadas a limpeza e inspeção da tubulação. Essa limpeza é por meio de equipamento que lança esse "porco" e o fluxo impulsionado pela pressão do produto na tubulação é usado para empurrá-lo ao longo do tubo até atingir a armadilha receptora, conforme ilustrado na Figura 3.



Figura 3: Exemplo da operação Pigging (Adaptado de [3]).


Um segundo método utilizado é a Inibição contínua, que faz uso de inibidores de parafina para reduzir ao máximo sua deposição [14]. Os inibidores de parafina são tipicamente formados por polímeros ativos contendo solventes aromáticos que evitam o crescimento ou aglutinação dos cristais parafínicos, reduzindo a taxa de deposição e o ponto de fluidez [15].


b. Slugging


O fenômeno de Slugging consiste em períodos de baixo fluxo de produção, seguido por períodos de elevado fluxo, conforme a Figura 4.



Figura 4: Exemplo da formação de slugging na tubulação.


Existem quatro origens diferentes para slugging, sendo a primeira causada pelas elevações naturais do terreno que segue a elevação natural do leito oceânico. Neste caso, o líquido pode acumular no ponto mais baixo da tubulação até que cresça a pressão atrás dele e, assim que essa pressão empurra a fluido do ponto mais baixo, pode gerar um regime de slug. A segunda, pela hidrodinâmica, geralmente, ocorre quando gás escoa a uma vazão muito elevada em relação a fase fluida. Sendo assim, o gás forma ondas na superfície do líquido, que podem crescer até tomar toda a seção transversal do tubo, criando um bloqueio no escoamento de gás que viaja na tubulação na forma de slug. A terceira forma de se originar um slugging é por meio do formato do Riser, também conhecido como slugging severo. Nela, o líquido se acumula na base do Riser, até que a pressão gerada por trás dele seja suficiente para empurrar o líquido até o topo. Por trás desse slug, o líquido segue um slug de gás até que uma quantidade de líquido acumule na base novamente. Este processo é ilustrado na Figura 5.


Figura 5 : Exemplo de formação de slugging causado pelo formato do Riser (Adaptado de [4]).


Por último, também existe o slugging causado por operações com Pigging na tubulação. O equipamento empurra todo ou quase todo o conteúdo líquido para a saída, criando, de forma intencional, um slug. Os principais meios de prevenção para esse problema são um aumento da vazão, manipular a pressão no separador e a técnica de gas-lift. Mais detalhes sobre estes métodos, consultar [5].


c. Formação de hidratos


Os hidratos são sólidos semelhantes ao gelo que se formam na presença de água, do formador de hidrato (gás metano), junto com a combinação certa de pressão e temperatura. Os hidratos são formados por moléculas de gás que entram em gaiolas de água ligadas por hidrogênio, e isso acontece em temperaturas bem acima do normal de congelamento da água. Um exemplo de formação de hidratos pode ser observado na Figura 6.



Figura 6: Formação de hidratos na tubulação (Adaptado de [6]).


Dentre os principais causadores da formação de hidratos estão o aumento da pressão operacional e a temperatura ambiente fria. Para remediar este problema existem diversas formas, entre elas estão:


Despressurização


A despressurização é a técnica mais comum usada para remediar bloqueios de hidratos em sistemas de produção. A despressurização rápida deve ser evitada pois pode resultar no resfriamento pelo efeito Joule–Thomson (JT), agravando ainda mais o problema. Tanto do ponto de vista técnico quanto de segurança, o método preferido para dissociar hidratos é despressurizar de ambos os lados do bloqueio. Se apenas um lado de um bloqueio for despressurizado, um grande diferencial de pressão resultará num escoamento em pistão, podendo gerar um efeito como um projétil de alta velocidade.


Quando a pressão ao redor de um hidrato é reduzida abaixo da pressão de dissociação, a temperatura da superfície do hidrato resfria abaixo da temperatura do fundo do mar e o fluxo de calor do oceano em torno da tubulação derrete lentamente o hidrato na superfície desse tubo. Além disso, ao abaixar a pressão também diminui a temperatura de formação de hidrato e ajuda a prevenir a formação de mais hidratos no resto da linha. Entretanto, o método de despressurização das linhas de escoamento, pode causar um processo conhecido como blowdown, que origina muitos problemas operacionais. A instalação hospedeira não só, precisa lidar com grandes quantidades de gás e líquido saindo das linhas de escoamento, mas também, deve estar preparada para esperar pacientemente até que o pistão se dissocie, sendo um processo extremamente longo, cujo custo torna-se elevado. Ademais, a despressurização pode não ser eficaz devido à geometria do sistema de produção; uma cabeça de líquido suficientemente alta no riser ou linha de escoamento pode evitar a despressurização abaixo das condições de hidrato [7].


Inibidores de baixa dosagem (Low Dosage Hydrate Inhibitors - LDHI)


Os inibidores de hidratos podem ser categorizados em três grupos diferentes, dependendo do mecanismo de inibição de hidratos, estes são os seguintes; (i) Inibidores de Hidrato Cinético (KHI), (ii) Antiaglomerantes (AA) e (iii) Inibidores de Hidrato Termodinâmico (THI). Ambos os KHIs e AAs se enquadram na categoria de Inibidores de Hidrato de Baixa Dosagem (LDHI). Os LDHIs são assim chamados porque podem ser aplicados com sucesso em dosagens mais baixas quando comparados aos Inibidores de Hidrato Termodinâmico, como MeOH ou MEG [8].


Vale ressaltar que, os LDHIs não alteram o equilíbrio termodinâmico da formação de hidratos e, neste aspecto, diferem dos inibidores de hidratos termodinâmicos, ao invés disso, eles interferem e modificam a formação de cristais de hidratos. Os LDHIs podem ser classificados de acordo com a forma como modificam o mecanismo de formação de cristais de hidrato. As duas principais categorias de LDHI são os Inibidores de Hidratos Cinéticos (KHI) e os Antiaglomerantes (AA). No entanto, existem outros surfactantes que atuam como inibidores de hidratos, dispersando cristais de hidrato à medida que se formam [8].


Deslocamento de óleo bruto