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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
O USO DE MEDIDORES MULTIFÁSICOS NA ALOCAÇÃO DA
PRODUÇÃO E A IMPORTÂNCIA DOS DADOS PVT NA
CONFIABILIDADE DAS MEDIÇÕES
MONOGRAFIA DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CAIO PISSOLATO
Niterói, 2013
UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
CAIO PISSOLATO
O USO DE MEDIDORES MULTIFÁSICOS NA ALOCAÇÃO DA
PRODUÇÃO E A IMPORTÂNCIA DOS DADOS PVT NA
CONFIABILIDADE DAS MEDIÇÕES
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de
Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de
Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em
Engenharia de Petróleo.
Orientador: Professor Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Niterói, 2013
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus, por ter me ajudado a superar todos os desafios que
surgiram em minha vida.
Meus pais e familiares que sempre me motivaram e ajudaram nas escolhas mais
difíceis.
A minha namorada, Priscila, que sempre esteve disposta a ajudar e me apoiar nas
horas que pensei em desistir.
Ao meu orientador e a todos os professores que contribuíram na minha formação, e
eventual execução deste trabalho.
Aos meus amigos, que sempre estiveram presentes nas diversas madrugadas
executando o autodidatismo.
Aos amigos e companheiros de trabalho, Heitor e Carlos, que me auxiliaram e
apoiaram na escolha de um novo tema.
EPÍGRAFE
“Então me diz qual é a graça; De já saber o
fim da estrada; Quando se parte rumo ao
nada?”
Paulinho Moska
RESUMO
Com o início da exploração de petróleo no Brasil, iniciou-se juntamente o processo de
fiscalização dos volumes produzidos. Dentre as exigências da ANP, agência nacional do
petróleo, atual órgão regulador da produção e exploração de petróleo no Brasil, está à
necessidade de alocar a produção a cada campo, poço e reservatório. Para tal fim, o Brasil
utiliza os separadores de teste, vasos capazes de separar os fluidos e posteriormente fazer a
medida dos volumes através de diversos dispositivos de medição de vazão monofásicos.
Este trabalho busca analisar a viabilidade do uso de medidores capazes de medir a
vazão de cada fase produzida, sem a necessidade de separação prévia. Com foco na
importância dos dados de pressão, volume e temperatura, para a qualidade das medições.
Palavras-chave: alocação da Produção, medidor multifásico, separador de teste
ABSTRACT
With the start of oil exploration in Brazil, began the process of monitoring of the
volumes produced. Among the demands of the ANP, the National Petroleum Agency, the
regulatory body of the current production and oil exploration in Brazil, there is the need to
allocate production to each field, well and reservoir. To this Brazil has been used in the test
separators, separator vessels capable of separating the fluids and subsequently used to
measure the volume through various flow measurement devices phase.
This study aims to analyze viability use meter capable of measuring the flow rate of
each phase produced without the need for prior separation. Focusing on the importance of the
PVT data, on the measurements quality.
Key words: production allocation, multiphase meter, test separator
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1: INFLUENCIA DA VISCOSIDADE NA TEMPERATURA ............................. 18
FIGURA 2: PERFIS DE VELOCIDADE ............................................................................. 20
FIGURA 3: ESCOAMENTOS MULTIFÁSICOS – VERTICAIS ........................................ 22
FIGURA 4: ESCOAMENTOS MULTIFÁSICOS – HORIZONTAIS .................................. 23
FIGURA 5: ESCOAMENTO MULTIFÁSICO .................................................................... 24
FIGURA 6: DIAGRAMA DE CÁLCULO DO ESCOAMENTO MULTIFÁSICO .............. 25
FIGURA 7: EFEITO DE CORIOLIS ................................................................................... 26
FIGURA 8: SEPARADOR DE TESTE ................................................................................ 28
FIGURA 9: PLACA DE ORIFÍCIO ..................................................................................... 30
FIGURA 10: MEDIDOR CORIOLIS................................................................................... 32
FIGURA 11: MEDIDOR ULTRASSÔNICO DE EFEITO DOPPLER ................................. 33
FIGURA 12: MEDIDOR ULTRASSÔNICO DE TEMPO DE TRANSITO ......................... 33
FIGURA 13: MEDIDOR TURBINA ................................................................................... 34
FIGURA 14: MEDIDOR DO TIPO DESLOCAMENTO POSITIVO .................................. 35
FIGURA 15: NUMERO DE MPFM INSTALADOS ........................................................... 36
FIGURA 16: DENSÍMETRO GAMA .................................................................................. 38
FIGURA 17: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO CAPACITIVO.................................... 39
FIGURA 18: CROSS CORRELATION ............................................................................... 42
FIGURA 19: VENTURI METER ........................................................................................ 43
FIGURA 20: MODELO DE TABELA PVT ........................................................................ 44
FIGURA 21. INFLUÊNCIA DA CONDUTIVIDADE ......................................................... 47
LISTA DE TABELAS
TABELA 1: ORIGEM E DESTINO DAS RENDAS PETROLÍFERAS (BILHÕES R$) ..... 12
TABELA 2: ERRO MÁXIMO ACEITÁVEL NA MEDIÇÃO DE VAZÃO ........................ 13
TABELA 3: PRINCIPAIS MEDIDORES ............................................................................ 29
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 11
1.1 APRESENTAÇÃO ....................................................................................................... 11
1.2 OBJETIVOS DO TRABALHO ................................................................................... 13
1.3 METODOLOGIA DO TRABALHO .......................................................................... 14
1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................................. 14
2 REFERENCIAL TEÓRICO .......................................................................................... 15
2.1 ALOCAÇÃO DA PRODUÇÃO .................................................................................. 15
2.2 VAZÃO MÁSSICA ...................................................................................................... 15
2.3 AMPLITUDE DA FAIXA NOMINAL - SPAN .......................................................... 15
2.4 FAIXA DE MEDIDA OU RANGEABILIDADE ........................................................ 16
2.5 PRECISÃO ................................................................................................................... 16
2.6 ESCOAMENTOS ......................................................................................................... 17
2.6.1 PARÂMETROS DOS FLUIDOS E ESCOAMENTOS ............................................ 17
2.6.1.1 MASSA ESPECÍFICA ...................................................................................... 17
2.6.1.2 VISCOSIDADE ................................................................................................ 17
2.6.1.3 COMPRESSIBILIDADE .................................................................................. 18
2.6.1.4 PERMISSIVIDADE ELÉTRICA ...................................................................... 19
2.6.1.4 CONDUTIVIDADE ELÉTRICA ...................................................................... 19
2.6.1.6 NÚMERO DE REYNOLDS ............................................................................. 19
2.6.2 ESCOAMENTO MULTIFÁSICO ........................................................................... 21
2.6.3 PERDA DE CARGA E ACIDENTES ..................................................................... 24
2.7 CORROSÃO ................................................................................................................ 25
2.8 FORÇA DE CORIOLIS .............................................................................................. 25
2.9 EFEITO DOPPLER ..................................................................................................... 27
3 MÉTODOS DE MEDIÇÃO ATUALMENTE UTILIZADOS NO BRASIL ................ 28
3.1 MEDIDORES DO TIPO PLACA DE ORIFÍCIO ...................................................... 29
3.2 MEDIDORES DO TIPO CORIOLIS.......................................................................... 31
3.3 MEDIDORES DO TIPO ULTRASÔNICO ................................................................ 32
3.4 MEDIDORES TURBINA ............................................................................................ 34
3.5 MEDIDORES DE DESLOCAMENTO POSITIVO ................................................... 35
4 MEDIDORES DE VAZÃO EM FLUXO MULTIFÁSICO .......................................... 36
4.1 INTRODUÇÃO AOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS ............................................ 36
4.2 TECNOLOGIAS DE MEDIÇÃO ................................................................................ 37
4.2.1 MEDIDORES DE FRAÇÃO VOLUMÉTRICA ...................................................... 37
4.2.1.1 DENSÍMETRO GAMA ...................................................................................... 37
4.2.1.2 MÉTODOS DE IMPEDÂNCIA ELÉTRICA (CAPACITIVO E INDUTIVO) .... 39
4.2.1.3 OUTROS ............................................................................................................ 40
4.2.2 MEDIDORES DE VELOCIDADE .......................................................................... 41
4.2.2.1 CORRELAÇÕES CRUZADAS .......................................................................... 41
4.2.2.2 VENTURI .......................................................................................................... 42
5 AVALIAÇÃO DA IMPORTÂNCIA DOS DADOS PVT .............................................. 44
5.1 ALTERAÇÕES NA DENSIDADE .............................................................................. 45
5.2 ALTERAÇÒES NA SALINIDADE ............................................................................ 46
5.3 EFEITOS INDIRETOS ............................................................................................... 47
6 CONCLUSÃO ................................................................................................................. 48
6.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS........................................................ 49
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 50
1 INTRODUÇÃO
1.1 APRESENTAÇÃO
A indústria de petróleo, tal como conhecemos hoje, teve início em Titutsville,
Pensilvânia em 1859, quando Coronel Drake perfurou seu primeiro poço voltado à produção
de petróleo. Enquanto isso, ‘’o Brasil, deitado em berço esplendido, só acordou para o
petróleo, quase cem anos depois (CAMARGO, 2013)
Por volta de 1950 surgia no Brasil o movimento ‘O petróleo é nosso’, um movimento
com forte sentimento nacionalista que resultaria na criação de uma empresa estatal, voltada à
exploração e produção de petróleo: a Petrobras, e também na criação de um conselho
responsável por estruturar e regulamentar a exploração de petróleo no Brasil: o conselho
nacional do petróleo CNP.
Seguindo a mesma onda nacionalista, em 1953 a Lei Nº 2004 estabelece um
monopólio da união sobre todas as atividades referentes à exploração, produção, refino e
transporte de petróleo.
Juntamente com o início da exploração do óleo é iniciado o processo de cobrança de
Royalties, compensação financeira ao governo para a exploração de um recurso natural de
propriedade da união.
No caso brasileiro, o termo royalty – para designar as participações governamentais
sobre a renda petrolífera – foi empregado pela primeira vez na Lei do Petróleo de 1997, que
regulamentou a possibilidade de concessão das operações de exploração e produção de
petróleo, a partir da quebra do monopólio da Petrobras. Antes disso, esse tipo de participação
do governo nas rendas da atividade petrolífera já existia, mas era chamada de indenização,
numa primeira fase, ou compensação financeira, numa fase posterior (AFONSO &
GOBETTI, 2008)
Apesar de iniciada em 1953, apenas em 1997 com o fim do monopólio da Petrobras
sobre a exploração e produção é que os Royalties passaram a ser fiscalizados mais
rigorosamente.
12
O montante dos royalties, como revela a Tabela 1, só passou a crescer depois de 1997,
com a regulamentação da Emenda Constitucional 9/1995, que pôs fim ao monopólio estatal
sobre a exploração do petróleo (AFONSO & GOBETTI, 2008)
Tabela 1: Origem e destino das rendas petrolíferas (Bilhões R$)
ESPECIFICAÇÃO 1997 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Royalties em Mar 979 1.268 2.386 3.648 4.115 5.184 6.609 6.584
Royalties em Terra 889 1.035 798 748 928 1.022 1.095 906
Participação
Especial
1.039 1.722 2.510 4.998 5.272 6.967 8.840 7.178
Total 190 2.906 4.025 5.694 9.394 10.315 13.173 16.544 14.668
União 29 1.010 1.470 2.114 3.685 3.991 5.183 6.543 5.662
Estados 70 1.039 1.451 2.025 1.412 3.727 4.771 5.916 5.170
Municípios 71 727 942 1.321 1.974 2.228 2.808 3.496 3.259
Fundo Especial 14 131 163 234 369 369 411 588 577
FPM (80%) 11 105 130 187 258 295 329 470 461
FPE (20%) 3 26 33 47 64 74 83 118 115
Fonte: elaboração própria com dados de Afonso & Gobetti (2008)
A Agência Nacional do Petróleo (ANP), criada pela lei do petróleo em 1997, atual
órgão regulador da exploração de petróleo no Brasil, exige para incidência dos Royalties,
além da medição da quantidade total de óleo produzido, que as empresas sejam capazes de
alocar sua produção, ou seja, descriminar quanto cada poço, campo, e reservatório estão
produzindo individualmente com uma precisão mínima como descrito na tabela 2.
13
Tabela 2: Erro máximo aceitável na medição de vazão
Óleo Gás
Medição Fiscal 0.3 1.5%
Alocação da Produção 1% 2%
Fonte: Elaboração própria com dados de Agencia Nacional do Petróleo (2000)
Em 2010, com a mudança do modelo exploratório dos novos campos , de um modelo
de concessão para o de partilha, quando a Petrobras ficou responsável por operar todos os
campos, muitas vezes em parceria, fez com que a alocação da produção se tornasse um novo
desafio.
Além disso, o avanço das explorações em águas cada vez mais profundas, tem feito
com que os novos projetos de exploração adotem novas estratégias de produção. Umas das
principais estratégias adotadas é a adoção de um hub de produção, onde diversos poços são
centralizados através de manifolds de produção.
Quando este método de exploração é utilizado, a alocação da produção se realizada da
maneira que é atualmente realizada no Brasil, torna-se um processo moroso e muito
complicado, já que poço deve ser desviado do trem de produção para o separador de teste e
medido individualmente.
1.2 OBJETIVOS DO TRABALHO
O objetivo deste trabalho é analisar a viabilidade da aplicação de medidores
multifásicos para alocação de produção, com ênfase na importância da qualidade dos dados de
pessão temperatura e volume que são utilizados como entrada no medidorde vazão
multifásico.
14
1.3 METODOLOGIA DO TRABALHO
No presente trabalho, será utilizada como metodologia a pesquisa bibliográfica e
estudo sistematizado com base em material publicado em livros, revistas, jornais, artigos,
teses, dissertações, monografias e redes eletrônicas.
1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO
O primeiro capítulo apresenta uma série de conceitos que serão utilizados ao longo do
trabalho
No segundo capítulo, será feita uma analise dos métodos que atualmente são utilizados
na medição do fluxo multifásico, descrevendo os princípios de medições enfatizando em suas
vantagens e desvantagens.
No terceiro capítulo, o processo de medição dos medidores multifásicos será analisado
com suas vantagens e desvantagens evidenciadas, para tornar possível uma comparação na
conclusão deste trabalho..
No quarto capítulo deste trabalho serão analisadas as influencias dos dados PVT nos
resultados obtidos pelo medidor.
O quinto e ultimo capítulo apresenta as conclusões sobre os questionamentos iniciais:
o uso de medidores multifásicos de vazão (MPFM) traz alguma vantagem? Qual a
importância dos dados PVT na qualidade das medições?
2 REFERENCIAL TEÓRICO
Neste item apresentaremos uma série de conceitos e nomenclaturas que se tornam
necessárias para uma plena compreensão deste trabalho.
2.1 ALOCAÇÃO DA PRODUÇÃO
Uma das exigências da ANP, a alocação da produção, ou medição para apropriação da
produção, é definida por Carvalho (2011) como:
Medição a ser utilizada para determinar os volumes de produção a
serem apropriados a cada campo em um conjunto de campos com
medição compartilhada, ou a cada poço em um mesmo campo.
2.2 VAZÃO MÁSSICA
É a medida da quantidade de massa que passa através de uma seção em um
determinado intervalo de tempo.
(1.1)
2.3 AMPLITUDE DA FAIXA NOMINAL - SPAN
O termo Span está ligado ao sinal de saída dos medidores de vazão e caracteriza-se
pela diferença entre o os valores máximo e mínimo do sinal de saída (CRABTREE, 2009).
Exemplo: Em um medidor que apresenta um sinal de saída mínimo (LRL) igual a -
16
10V para representar uma vazão de , e um sinal de saida máximo (URL) igual a 10V
para uma vazão máxima igual a , a amplitude da faixa nominal será igual a:
. (1.2)
2.4 FAIXA DE MEDIDA OU RANGEABILIDADE
Rangeabilidade é definida como a razão entre o valor máximo e mínimo de span para
um medidor, é a medida de quanto o range de um instrumento pode ser ajustado.
Exemplo: Para o medidor do exemplo anterior a faixa de medida seria calculada da
seguinte maneira:
(1.3)
2.5 PRECISÃO
A precisão de um medidor é o máximo desvio entre o valor medido e o real valor de
vazão do escoamento. No entanto existem erros combinados devido linearidade e
repetibilidade que podem ser expressos em uma das seguintes maneiras: span, valor medido, e
URL (CRABTREE, 2009).
Para ilustrar as diferenças tomemos três medidores iguais aos utilizados na definição
do conceito de span. O primeiro medidor apresenta uma precisão de 2% do span, o segundo
medidor uma precisão de 2% do valor medido, e o terceiro medidor apresenta precisão de 2%
do URL. Todos estão marcando uma vazão de .
Abaixo são apresentados os cálculos dos devios para os três tipos de precisões
apresentados:
17
(1.4)
(1.5)
(1.6)
2.6 ESCOAMENTOS
2.6.1 PARÂMETROS DOS FLUIDOS E ESCOAMENTOS
2.6.1.1 MASSA ESPECÍFICA
Massa específica geralmente expressa pelo símbolo ρ, é a razão entre a massa do
fluido, e uma unidade de volume. Para fluidos incompressíveis, a massa especifica é constante
para qualquer temperatura e pressão.
Na prática não existem fluidos incompressíveis, mas como os líquidos apresentam um
comportamento bem próximo, normalmente são considerados como tais.
(1.7)
2.6.1.2 VISCOSIDADE
Uma das mais importantes propriedades de um fluido é a viscosidade, que representa a
resistência ao escoamento ou aos objetos passando através deste.
18
Conceitualmente, viscosidade é uma força de atrito interno entre as inúmeras camadas
de fluido. Em um líquido a viscosidade está relacionada às forças intermoleculares e em um
gás a viscosidade se correlaciona com as colisões entre as moléculas (CRABTREE, 2009).
A unidade de medida da viscosidade é o centipoise (cP) para líquidos, e o micropoise
(μP) para gáses onde:
(1.8)
Como mostra a figura abaixo, a viscosidade sofre forte influencia da temperatura.
Geralmente para líquidos o aumento de temperatura leva a uma queda na viscosidade, já para
os gases a viscosidade aumenta devido a um aumento de temperatura.
Figura 1: Influencia da viscosidade na temperatura
Fonte: Crabtree (2009)
2.6.1.3 COMPRESSIBILIDADE
Quando um fluido não puder ser considerado incompressível, ou seja, seu volume é
função da pressão e da temperatura, este apresentará um fator e compressibilidade k. Fator
19
este que irá depender de diversas outras propriedades do fluido, principalmente a composição,
no caso de gases.
(1.9)
2.6.1.4 PERMISSIVIDADE ELÉTRICA
A permissividade é a propriedade de um material ou meio dielétrico que representa o
valor da energia eletrostática que pode ser armazenada por unidade de volume, quando se
aplica uma unidade de tensão elétrica, expressa em Faraday por metro
.
Por exemplo, é a relação entre a capacitância de um capacitor, quando usa
determinado dielétrico e a capacitância do mesmo quando aquele é o vácuo.
2.6.1.4 CONDUTIVIDADE ELÉTRICA
A qualidade de um material para conduzir eletricidade é medida pela intensidade de
corrente por unidade de tensão é a condutividade,expresa em siemens por metro
. Esta
indica a maior ou menor possibilidade de um meio permitir o deslocamento de cargas, este
depende das suas características intrínsecas. Se condutor perfeito, a condutividade tende ao
infinito. Ao contrário, num dielétrico perfeito, a condutividade tende a ser nula. Este
parâmetro deve ser considerado em termos de tempo no deslocamento de cargas, comparado
ao período do campo eletromagnético aplicado.
2.6.1.6 NÚMERO DE REYNOLDS
Sabemos que em um duto o fluido pode apresentar três perfis de velocidade: o
escoamento laminar, o escoamento de transição e o turbulento (Figura 2). O perfil de
velocidade de um escoamento está relacionado com uma série de fatores do fluido, do
20
escoamento e da tubulação.
Figura 2: Perfis de Velocidade
Fonte: Crabtree (2009)
O numero adimensional de Reynolds prevê o tipo de escoamento presente em um duto
para qualquer aplicação. Relacionando a massa específica do fluido (ρ), a velocidade do
escoamento (v), a viscosidade do fluido (μ) e o diâmetro do escoamento (d) como mostra a
equação 1.10.
(1.10)
Experimentos mostraram que para todo tipo de escoamento com número de Reynolds
menores que 2000 o perfil laminar é esperado. O perfil de transição é caracterizado por um
numero de Reynolds entre 2000 e 4000. Escoamentos com Reynolds acima de 4000 são
turbulentos.
21
2.6.2 ESCOAMENTO MULTIFÁSICO
Escoamentos multifásicos são muito importantes e estão presentes em diversos
processos naturais e industriais, com as mais variadas configurações. São considerados
multifásicos os escoamentos que apresentam duas ou mais fases, normalmente encontrados na
forma de misturas.
Escoamentos multifásicos são um fenômeno complexo, difícil de entender, prever e
modelar. As usuais características de escoamentos monofásicos como perfil de velocidade,
turbulência e camada limite, são, portanto inapropriados para descrever a natureza de tais
escoamentos (TENIOU & MERIBOUT, 2011).
As diversas fases do escoamento podem assumir uma série de perfis quando escoando
através de um duto, seja ele vertical ou horizontal. Porém, em sistemas de medição
envolvendo óleo, água e gás, a medição da vazão é normalmente realizada distinguindo
apenas duas velocidades, a da fase líquida, incluindo água e óleo e a do gás (PALADINO,
2005).
Sendo assim, as principais configurações encontradas em escoamentos bifásicos em
dutos verticais, como mostradas na figura 3 são:
Escoamento de bolhas e bolhas dispersas: Segundo Paladino (2005) é caracterizado
por uma fase gasosa distribuída em bolhas dentro da fase continua líquida, podendo ser estas
de pequenos diâmetros com forma esférica ou até de diâmetros maiores apresentando formas
mais alongadas.
Escoamento pistonado: Quando se aumenta a quantidade de gás no escoamento, as
pequenas bolhas tendem a coalescer formando bolhas de um tamanho da ordem do diâmetro
do duto. A parte superior da bolha possui forma esférica e o gás é separado da parede do duto
por um fino filme líquido descendo de forma lenta. Duas bolhas sucessivas são separadas por
partes líquidas (slugs), que podem conter bolhas de menor diâmetro em forma dispersa
(PALADINO, 2005).
Escoamento agitado: O escoamento agitado é fruto de um escoamento pistonado,
onde as grandes bolhas se tornaram instáveis e se dividem em diversas outras dando lugar a
um escoamento caótico. Este escoamento possui uma característica oscilatória entre
22
escoamento pistonado e anular (PALADINO, 2005).
Escoamento anular: Neste padrão, o líquido escoa pelas paredes formando um anel
fino, e o gás escoa pelo centro do duto. As fases apresentam menor presença da outra fase
entranhada. Em alguns casos o anel de líquido pode desestabilizar dando lugar à penetração
de gotas de líquido no núcleo gasoso (PALADINO, 2005).
Figura 3: Escoamentos Multifásicos – Verticais
Fonte: Corneliussen, et al. (2005)
Para escoamentos bifásicos em dutos horizontais, os perfis mais comuns são
mostrados pela figura 4:
Escoamento de bolhas: É bem similar ao descrito para dutos verticais, porém, a fase
gasosa tende a escoar na parte superior do duto devido efeitos gravitacionais.
Escoamento pistonado: É bem similar ao escoamento pistonado em dutos verticais,
porém, novamente as bolhas tendem a escoar pela metade superior do duto. Neste caso, esta
condição assimétrica é mantida independentemente da velocidade de escoamento devido ao
maior tamanho das bolhas (PALADINO, 2005).
23
Escoamento estratificado: Escoamento onde uma fase contínua líquida ocupa a parte
inferior do duto e uma fase contínua gasosa ocupa a parte superior do duto. Este tipo de
escoamento é geralmente observado quando ambas as fases estão escoando com baixa
velocidade.
Figura 4: Escoamentos Multifásicos – Horizontais
Fonte: Corneliussen et al. (2005)
Escoamento ondulatório: Em um escoamento estratificado onde a velocidade do gás
é muito superior à do óleo, o escoamento tende a se configurar como um escoamento do tipo
ondulatório, pois aparecem oscilações na interface liquido gás.
Escoamento anular: Este tipo de escoamento é caracterizado por um núcleo de gás
com pequenas gotas dispersas e um filme líquido cobrindo a região anular. Normalmente
observado em escoamentos com alta vazão de gás e um baixo teor de líquidos.
Escoamento névoa: Escoamentos do tipo névoa geralmente ocorrem quando um
baixo volume de líquido está escoando juntamente com gás em altas velocidades. Neste tipo
de escoamento pequenas gotas de líquido estão dispersas na fase gás.
24
Como veremos adiante, geralmente os medidores de fluxo multifásico apresentam um
melhor resultado em escoamentos verticais com o padrão do tipo bolha, pois a partir da
homogeneização da mistura, a velocidade de deslizamento entre as fases do fluido torna-se
negligível facilitando assim os cálculos realizados (TENIOU & MERIBOUT, 2011).
Para facilitar o entendimento de como é feita a medição de um escoamento
multifásico, assumiremos que cada fase ocupa uma fração da área de seção transversal, como
é mostrado na figura abaixo:
Figura 5: Escoamento Multifásico Fonte: Corneliussen, et al. (2005)
Medindo a fração ocupada por cada fase e a velocidade que elas estão escoando,
obtemos as vazões volumétricas. A vazão mássica de cada componente pode ser obtida
combinando sua vazão volumétrica e sua densidade. Ver diagrama da Figura 6.
2.6.3 PERDA DE CARGA E ACIDENTES
A perda de carga é a energia perdida pela unidade de peso do fluido quando este
escoa. A perda de carga pode ser classificada de duas maneiras, perda de carga distribuída e
perda de carga local. As perdas de carga distribuídas estão relacionadas com o atrito entre as
partículas do fluido e o atrito entre o fluido e a tubulação quando está é muito extensa. A
perda de carga local, ou pontual, é a perda de carga causada em trechos curtos da tubulação,
conhecidos também como acidentes de tubulação, geralmente associados a válvulas,
25
mudanças de direção, obstruções parciais etc. (BRUNETTI, 2008).
A perda de carga total em uma tubulação é o somatório das perdas de cargas, locais e
distribuídas.
Figura 6: Diagrama de Cálculo do Escoamento Multifásico
Fonte: Teniou & Meribout (2011)
2.7 CORROSÃO
Pode se definir corrosão como a deterioração de um material, geralmente metálico, por
ação química ou eletroquímica do meio ambiente aliada ou não a esforços mecânicos. A
deterioração causada pela interação físico-química entre o material e seu meio operacional
representa alterações prejudiciais indesejáveis, sofridas pelo material, tais como desgaste,
variações químicas ou modificações estruturais, tornando-o inadequado para o uso (GENTIL,
1994).
2.8 FORÇA DE CORIOLIS
A força de Coriolis foi descoberta em 1835 pelo físico e matemático Gaspard Gustave
de Coriolis e pode ser ilustrada da seguinte maneira:
Imagine duas crianças, João e Maria, em uma plataforma girando a uma velocidade ω
como mostra a Figura 7. Caso João tente arremessar uma bola para Maria, ela não será capaz
de pegar a bola. Isto se deve ao efeito de Coriolis.
26
Ao jogar a bola João ignorou que apesar de ele e Maria estarem girando na mesma
velocidade angular, suas velocidades circulares são diferentes. Como mostra a equação 1.11
quanto maior é sua distância do eixo de rotação, maior é sua velocidade.
Figura 7: Efeito de Coriolis
Fonte: Crabtree (2009)
(1.11)
Onde:
Assim, no momento do lançamento a bola possui além da velocidade angular, uma
velocidade circular que é menor que a velocidade angular que se encontra Maria
.Consequentemente, para que Maria seja capaz de pegar a bola, João precisará acelerar a
bola de para . Esta aceleração é o resultado da força de Coriolis e é proporcional ao
produto massa em movimento(m), da velocidade angular e da velocidade circular.
27
(1.12)
2.9 EFEITO DOPPLER
O efeito Doppler proposto por Johann Christian Doppler em 1842 é observado em
ondas sonoras e magnéticas e caracteriza por variações na frequência da onda devido ao
movimento. O efeito Doppler é descrito pela seguinte equação para ondas sonoras.
(1.13)
Onde:
= Velocidade do som no ar
= Velocidade do detector em relação ao ar
= Velocidade da fonte em relação ao ar.
3 MÉTODOS DE MEDIÇÃO ATUALMENTE UTILIZADOS NO
BRASIL
Atualmente no Brasil, o meio de medição de vazão mais utilizado para alocação da
produção é o separador de teste.
Um vaso onde as fases água, óleo e gás são separadas por meio de diversos
dispositivos que usam como principal mecanismo de separação a diferença entre a densidade
das fases.
Figura 8: Separador de teste Fonte: Theuveny et al. (2005)
Depois de separadas, as fases são medidas individualmente por meios de
equipamentos de medição de escoamento monofásicos. Porém, condições de operações
algumas vezes impedem uma completa separação das fases do fluido.
Algum óleo permanece na água, alguma água permanece no óleo, algum gás
permanece no líquido e algum líquido permanece no gás. Estas condições causam erros nos
instrumentos do separador, os quais são desenvolvidos para medir escoamentos de uma única
fase, gás, óleo ou água (THEUVENY, et al., 2005).
Os principais medidores utilizados nas saídas dos separadores de teste são mostrados
29
na tabela abaixo e a seguir seu funcionamento será explicado individualmente:
Tabela 3: Principais medidores
Tipos Características Gás Óleo
Medidores
indiretos
Perda de carga variável
Placa de orifício
Perda de carga constante
Medidores diretos
Deslocamento positivo
Deslocamento
positivo
Velocidade de impacto do
fluido
Turbina
Turbina
Medidores
especiais
Ultrassônico
Coriolis
Fonte: Elaboração própria com dados de Agencia Nacional do Petróleo (ANP)
3.1 MEDIDORES DO TIPO PLACA DE ORIFÍCIO
Na indústria do petróleo os medidores placa de orifício são utilizados principalmente
para medir a vazão de gás que sai do separador. Este tipo de medidor obtém vazão através da
queda de pressão sofrida pelo fluido, quando o este passa por uma região de estrangulamento
de fluxo. Ver figura 9.
Um dos dispositivos mais simples e mais utilizados para medição de vazão, a placa de
30
orifício, é um equipamento relativamente simples para fluidos homogêneos, com propriedades
físicas conhecidas. No entanto, sérios erros nos resultados medidos são obtidos quando este
simples dispositivo é usado para medir escoamentos que contenham duas ou mais fases
(NANGEA, et al, 1965).
A queda de pressão no dispositivo é proporcional ao quadrado da vazão como mostra a
formula a seguir:
(2.1)
Onde:
k= Fator de proporcionalidade
= Pressão a jusante da placa
= Pressão a montante da placa
Figura 9: Placa de orifício Fonte: Crabtree (2009)
31
O fator de proporcionalidade k representa parâmetros do escoamento, do fluido e do
próprio medidor. De tal maneira que a alteração em qualquer um destes parâmetros ocasiona
erro na vazão calculada.
O baixo custo e a facilidade na instalação e operação fazem com que este tipo de
medidor seja largamente utilizado em diversos processos industriais. Porém, sua precisão (até
±0.6%) depende de diversos parâmetros do fluido e do escoamento como: densidade, pressão,
viscosidade e de parâmetros da própria placa. Devido a constante exposição da placa ao
escoamento esta tende a ter suas dimensões alteradas por incrustações e processos erosivos
(CRABTREE, 2009).
3.2 MEDIDORES DO TIPO CORIOLIS
Dentre as propriedades medidas em um escoamento, a vazão mássica é a única que
independe de parâmetros do escoamento como pressão, temperatura, viscosidade,
condutividade, etc. Este fator, faz dos medidores de vazão mássica uma ótima opção para
praticamente todas as indústrias (CRABTREE, 2009).
Os medidores do tipo coriolis operam segundo a lei de Coriolis de forma que, no
interior do equipamento, parte do fluxo é dividida em dois tubos iguais em formato de U com
diâmetros inferiores ao da tubulação de processo. Estes tubos vibram devido a uma fonte
externa - geralmente um dispositivo magnético.
Devido à vibração, o fluido ao passar pelos conduites sofre a atuação das forças de
coriolis, o que gera uma deformação elástica nos conduites. A partir destas deformações é
possível inferir a vazão mássica.
A frequência de vibração do duto também é um importante dado de saída deste tipo de
medidor, uma vez que a partir dela é possível aferir a densidade do fluido que escoa através
da linha.
Este tipo de medidor além de muito versátil (vazão mássica, densidade), apresenta
uma alta precisão (±0,2 a 0,4% do valor medido). Entretanto, o alto custo e a influência das
vibrações da linha nos resultados obtidos são alguns fatores negativos ao uso deste medidor.
32
Figura 10: Medidor Coriolis
Fonte: Crabtree (2009)
3.3 MEDIDORES DO TIPO ULTRASÔNICO
Essencialmente existem dois tipos de medidores ultrassônicos: os medidores de vazão
por tempo de trânsito e os medidores por efeito doppler. Os medidores por efeito doppler se
baseiam na alteração de frequência de uma onda sonora, quando a fonte e receptor estão se
movendo um em relação ao outro.
Para que os medidores de efeito doppler sejam capazes de aferir o escoamento é
necessário a existência de um receptor capaz de refletir as ondas emitidas pela fonte. Esta
premissa, impede que este tipo de medidor ultrassônico seja utilizado para fluidos limpos.
33
Figura 11: Medidor Ultrassônico de efeito Doppler
Fonte: Crabtree (2009)
Já os medidores baseados no tempo de trânsito, usam a velocidade de propagação dos
pulsos através do fluxo para obter a velocidade do escoamento. Como mostra a figura 12,
duas fontes emitem pulsos, contra e a favor do fluxo, e através da diferença entre o tempo das
duas ondas é calculada a vazão, como mostra a equação 2.2.
(2.2)
Os medidores ultrassônicos são geralmente baratos, entretanto, a necessidade de
múltiplos conjuntos de transdutores aumenta o custo da instalação. Isto, agregado a
dependência de um fluxo estável, tem feito diminuir o número de instalações de medidores
ultrassônicos. (THORN, et al, 2012).
Figura 12: Medidor ultrassônico de tempo de transito Fonte: Crabtree (2009)
34
3.4 MEDIDORES TURBINA
Os medidores de turbina são largamente utilizados na medição de vazão volumétrica
de líquidos e gases limpos, devido seu excelente desempenho obtido a partir de altíssima
precisão, linearidade e receptibilidade.
Figura 13: Medidor Turbina
Fonte: Crabtree (2009)
Ao passar pelo medidor, o fluido impulsiona o rotor da turbina fazendo com que ele
gire a certa velocidade angular que é então medida e a partir dela é obtida a vazão do fluido
que esta escoando, já que velocidade angular em que a turbina ira girar depende da velocidade
de impacto do fluido passando através das pás do medidor.
Quando instaladas corretamente, este tipo de medidor apresenta uma alta precisão
(±0.5% do escoamento), uma ótima repetibilidade (±0.05%) e elevada faixa de medida (a
cima de 20:1) (CRABTREE, 2009).
A principal desvantagem dos medidores do tipo turbina está ligada as partes expostas
ao fluxo, que impedem sua aplicação para fluidos sujos e requerem manutenções constantes
para manter a precisão das medições.
35
3.5 MEDIDORES DE DESLOCAMENTO POSITIVO
Existem diversos modelos de medidores de deslocamento positivo, mas todos operam
segundo o mesmo princípio. Volumes definidos do escoamento são separados e transportados
através de cavidades com volume conhecido, Figura 14. Totalizando o número de cavidades é
possível obter o volume total de fluido que atravessou o medidor em uma determinada fração
de tempo (CRABTREE, 2009).
Figura 14: Medidor do tipo deslocamento positivo
Fonte: Crabtree (2009)
Devido à elevada precisão (±0.25%) e a alta repetibilidade (±0.05%), este tipo de
medidor é amplamente utilizado na transferência de custódia, onde existem taxas envolvidas
ao fluido, como é o caso do petróleo (CRABTREE, 2009).
No entanto, uma série de fatores devem ser observados quanto à utilização deste tipo
de medidor: Alta taxa de manutenção, devido ao grande número de peças expostas ao fluido,
necessidade de um fluido limpo e lubrificante e a perda de carga irrecuperável ao escoamento
(CRABTREE, 2009).
4 MEDIDORES DE VAZÃO EM FLUXO MULTIFÁSICO
4.1 INTRODUÇÃO AOS MEDIDORES MULTIFÁSICOS
Diferentemente dos separadores de teste convencionais, os medidores multifásicos
são capazes de medir as vazões de água, óleo e gás sem a necessidade de separar fisicamente
cada fase. Os medidores recebem as três fases do fluido diretamente da linha de produção,
fazem as medições e imediatamente retorna os resultados.
Os primeiros medidores multifásicos foram desenvolvidos na década de noventa, e
deste então vem sendo usados em grande escala por todo o mundo, devido a sua flexibilidade
como mostra a figura abaixo.
Figura 15: Numero de MPFM instalados
Fonte: Falcone et al, (2002)
37
4.2 TECNOLOGIAS DE MEDIÇÃO
Infelizmente não existe um único instrumento, que irá medir a vazão das diferentes
fases diretamente, então se torna necessário combinar diversos dispositivos em um
equipamento para calcular as vazões específicas através da combinação das leituras (TENIOU
& MERIBOUT, 2011).
Neste item serão apresentadas as características dos diversos instrumentos que
compõem os medidores multifásicos.
4.2.1 MEDIDORES DE FRAÇÃO VOLUMÉTRICA
4.2.1.1 DENSÍMETRO GAMA
O principal proposito do densímetro gama em um medidor multifásico é identificar a
fração de gás presente no escoamento. Para tal objetivo, uma fonte emite raios gama que
atravessam o fluido e então as atenuações deste sinal são medidas.
Como a densidade do óleo e da água são relativamente parecidas quando comparadas
à densidade do gás, e a atenuação do sinal emitido pela fonte de raios gama está intimamente
relacionada com a densidade, é possível estimar através dos valores de absorção de raios
gama a quantidade de gás presente no escoamento.
Existem diversos modelos de densímetros gama utilizados na medição de vazão. As
principais diferenças entre os modelos são o numero de fontes e sua disposição espacial.
O modelo com uma única fonte emissora de raios gama não é capaz de diferenciar o
óleo da água, reconhecendo esta mistura como uma única fase líquida. O medidor instalado
em um duto com diâmetro d é descrito pela seguinte equação:
Onde N é o valor mensurado, é o valor mensurado quando o duto está em
condições de vácuo, d é o diâmetro do duto, representa o coeficiente de atenuação linear
para a fase líquida composta por uma mistura de água e óleo, e é o componente de
38
atenuação linear da fase gasosa. As frações das fases líquidas e gasosas e ,
respectivamente e os coeficientes de atenuação para todos os fases são inicialmente
desconhecidos. No entanto, através de uma calibração com cada fase separadamente
=1, obtemos os valor de µi, e assim é possível obter as frações líquidas e gasosas quando o
equipamento é instalado na linha.
Figura 16: Densímetro Gama Fonte: Corneliussen, et al, (2005)
(3.1)
(3.2)
Os medidores que possuem duas fontes de raios gama, apresentam funcionamento
muito semelhante aos com apenas uma fonte, porém devido ao segundo sinal, este tipo de
medidor é capaz de fornecer as frações de cada fase da mistura (água, óleo e gás) a partir da
resolução do sistemas abaixo.
(3.3)
39
(3.4)
(3.5)
O uso de raios gama para medir escoamentos é algo bastante comum em diversas
indústrias, algo que garante uma grande confiabilidade nos resultados, além disso, os
medidores gama são capazes de medir praticamente todos os tipos de escoamentos, de 0 –
100% de BSW a até 0 – 100% de GVF.
4.2.1.2 MÉTODOS DE IMPEDÂNCIA ELÉTRICA (CAPACITIVO E INDUTIVO)
Os princípios básicos de funcionamento dos medidores de impedância elétrica são
mostrados na Figura 17 e se baseiam nos circuitos elétricos, onde o fluido funciona como uma
resistência, ou como um capacitor, dependendo de sua condutividade.
Figura 17: Princípio de funcionamento Capacitivo
Fonte: Meribout & Teniou (2011)
A resistência (Rm) e a capacitância (Cm) da mistura que escoa entre os eletrodos
dependem da condutividade e da permissividade das fases óleo, água e gás, do regime de
fluxo e da fração de cada frase presente no fluido.
40
As equações a seguir mostram que os valor de resistência (Re) e capacitância (Ce)
medidos serão dependentes da resistência e da capacitância do fluido que está escoando, da
frequência de excitação dos detectores eletrônicos (ω) e da capacitância da parede do
duto.(NESSAREDDIN et al, 2010 apud THORN et al,2012).
(3.6)
(3.7)
Se a configuração do sensor, a frequência de excitação e os parâmetros do
escoamento e do fluido são constantes, a resistência ( e a capacitância ( serão função
direta das frações dos componentes. A princípio, os métodos de impedância são simples,
oferecendo a possibilidade de um sensor com uma resposta dinâmica rápida, sem a
necessidade de tantos parâmetros de segurança como os sensores baseados na radiação
(THORN et.al, 2012).
Contudo, para as aplicações no campo, nem sempre os parâmetros do fluido e do
escoamento são constantes, o que pode levar a erros nas medições. Para tal, algumas
estratégias são adotadas, como homogeneizadores de fluxo e correção dos parâmetros do
fluido através amostragens e correlações.
4.2.1.3 OUTROS
Os modelos de medidores mais usados na medição das frações pelos medidores
multifásicos existentes no mercado são baseados na atenuação dos raios gama e na
impedância elétrica, porém existem algumas técnicas alternativas com base na absorção de
raios infravermelhos, e na atenuação de micro-ondas.
Modelos baseados na absorção de infravermelho vêm sendo comercialmente usadas
41
para medir o corte de água. Testes de campo tem mostrado que esta técnica pode ser usada
para medir quantidade de água presente no escoamento com uma incerteza melhor que ±2%
na escala completa (NESSAREDDIN et al, 2010 apud THORN et al,2012).
Inúmeros medidores multifásicos com separação parcial das fases usam os sensores de
micro ondas para medir o corte de água. Estas incluem medidas de mudanças na frequência
ressonante de micro-onda em uma cavidade através da qual a mistura está a fluir, e medindo
as mudanças na atenuação da amplitude do deslocamento de fase e de um sinal de micro-
ondas dirigida através do tubo. (XIE et al, 2010 apud THORN et al,2012).
Resultados de campo tem mostrado uma divergência de ±1% dos valores obtidos
através dos separadores de teste com óleos com baixo teor de gás. (MEHDIZADEH et al,
2009 apud THORN et al,2012).
4.2.2 MEDIDORES DE VELOCIDADE
4.2.2.1 CORRELAÇÕES CRUZADAS
Apesar da homogeneização do fluxo, diversos fabricantes, introduzem em seus
medidores, dispositivos capazes de identificar uma eventual diferença na velocidade de
escoamento entre as fazes liquida e gasosa. Estes dispositivos são conhecidos como
correlações cruzadas.
Dois sensores idênticos separados por uma distância conhecida são utilizados para
medir certa propriedade do fluido, que tenha relação com a fase dispersa (bolhas), que escoam
a uma velocidade diferente a do resto do escoamento. Basicamente, os valores da variação da
propriedade no tempo são então comparados e assim é possível calcular a velocidade da fase
em questão.
A precisão do modelo de cross correlation depende da precisão utilizada para conectar
os perfis dos dois medidores. Esta relação dependerá do medidor , do volume de sensores e as
mudanças que ocorram no espaço de distribuição da fase dispersa enquanto viaja entre os dois
sensores.
42
Figura 18: Cross Correlation Fonte: Corneliussen, et al, (2005)
4.2.2.2 VENTURI
Os medidores do tipo Venturi são comumente utilizados para medir a vazão em
escoamento de com uma única fase. A vazão pode Q pode ser determinado através da
medição da queda de pressão atravez da restrição na tubulação.
Para o medidor mostrado na figura 19 a vazão pode ser calculada através da equação
3.8, derivada da lei de Bernouli. Onde é a seção reta de entrada que possui um diâmetro D
e é a seção reta de saida do medidor que possui um diâmetro d.
Quando um medidor Venturi é utilizado para medir um escoamento multifásico, este
sempre assume que o escoamento esta bem misturado, e que todas as fases estão viajando na
mesma velocidade. Na teoria isto aproxima o escoamento a um de uma única fase, assim se a
densidade da mistura é conhecida, é possível determinar a velocidade da mistura
(FALCIMAIGNE & DECARRE, 2008 apud THORN et al,2012).
Na pratica tanto faz se esta condição ideal existe. Um fator de correção é utilizado para
compensá-la os devi-os do escoamento de um escoamento homogêneo sem deslizamento
43
entre as fases. Toda via correlações para escoamentos trifásicos são raras, pois a maioria das
estratégias de correção deste tipo de escoamento são segredos comerciais (THORN et.al
2012).
Figura 19: Venturi Meter Fonte: Crabtree (2009)
(3.8)
5 AVALIAÇÃO DA IMPORTÂNCIA DOS DADOS PVT
Devido ao fato que o petróleo é um fluido não ideal, suas propriedades se alteram com
as variações de pressão, temperatura. Os dados PVT obtidos através de testes em laboratórios
são fundamentais para prever as propriedades dos fluidos em diversas condições.
Diversas propriedades são analisadas nestes tipos de teste, inclusive a composição do
fluido. Existem diversos modelos de relatórios para os testes PVT, a figura abaixo mostra um
modelo teórico contendo as principais informações obtidas por este tipo de experimentos.
Dentre elas estão: Temperaturas e pressão de referência da amostragem, densidades das fases
em diversas condições (P,T) inclusive na de referencia, a composição, e a salinidade da água.
Figura 20: Modelo de tabela PVT Fonte: elaboração própria
Tref=
Pref=
Formato da Tabela
T1 T2 T3 T4 T5
P1
P2
P3
P4
P5
Densidade das fases
Densidade da fase óleo (g/cm3)
T1 T2 T3 T4 T5
P1 D(P1;T1)
P2 D(P2;T1)
P3 D(P3;T1)
P4 D(P4;T1)
P5 D(P5;T1)
Densidade da fase gás (g/cm3)
T1 T2 T3 T4 T5
P1 D(P1;T1)
P2 D(P2;T1)
P3 D(P3;T1)
P4 D(P4;T1)
P5 D(P5;T1)
Densidade da fase agua (g/cm3)
T1 T2 T3 T4 T5
P1 D(P1;T1)
P2 D(P2;T1)
P3 D(P3;T1)
P4 D(P4;T1)
P5 D(P5;T1)
Densidade da fase óleo nas condições de referencia(g/cm3)
D(Pref;Tref)
Densidade da fase gás nas condições de referencia(g/cm3)
D(Pref;Tref)
Densidade da fase água nas condições de referencia(g/cm3)
D(Pref;Tref)
Composição do óleo
Componentes %mol
C8
CO2
N2
C1
C2
C3
IC4
NC4
IC5
NC5
C6
C7
C15
C16
C9
C10
C11
C12
C13
C14
Massa C20+
Densidade C20+
C17
C18
C19
C20+
Massa total
Salinidade da água
45
Em praticamente todas as áreas da exploração de petróleo os dados PVT tem uma
grande importância. Na medição do que é produzido, os dados PVT são indispensáveis, tanto
quando tratamos de medidores monofásicos ou multifásicos.
Os dados PVT fornecem informações vitais para vários engenheiros de reservatório e
de processo, mas a importância fundamental de se ter amostras significativas por diversas
vezes é negligenciada durante a preparação dos estudos laboratoriais e totalmente ignorada
quando os resultados são interpretados (WILLIAMS, 1994).
Neste capítulo serão analisadass como pequenas alterações nas propriedades do óleo e
nos dados obtidos através dos experimentos em células PVT, tem uma grande interferência
nos resultados obtidos pelos medidores multifásicos.
5.1 ALTERAÇÕES NA DENSIDADE
Dentre os fatores que alteram a qualidade das medições vazão, a densidade é o que
apresenta uma maior influencia nos resultados.
Nos medidores multifásicos, a densidade é utilizada com dado de entrada em todas as
etapas da medição. Ver Figura 6.
Nos cálculos da velocidade das fases, a densidade é um importante dado de entrada
como mostra a equação 3.8 que descreve o cálculo de vazão realizado por um medidor do tipo
Venturi.
Na determinação das frações das fases, a densidade exerce um papel fundamental nos
medidores do tipo raio gama e de impedância.
Nos medidores gama onde a fração de gás é obtida com base relação entre a
dependência da densidade do fluido com a absorção dos raios gama emitidos, caso os dados
obtidos para a densidade de cada fase não sejam representativos, haverá grande erro nas
frações medidas. Ver descrição dos cálculos na seção 3.2.1.
Nos medidores de impedância, o efeito da densidade está intimamente relacionado
com a salinidade da fase aquosa, que será abordada no próximo item deste capítulo.
46
5.2 ALTERAÇÒES NA SALINIDADE
Devido aos processos de formação do petróleo, a água produzida tende a apresentar
uma elevada salinidade, que pode a variar durante a vida produtiva do campo. As variações na
salinidade geralmente são ocasionadas devido à produção de diversas zonas do reservatório e
principalmente pela produção da água injetada nos métodos de recuperação.
Como os medidores de impedância se baseiam nas propriedades elétricas do fluido
produzido, alterações na salinidade, ou seja, na condutividade do fluido produzido irão afetar
diretamente os valores medidos, sendo assim, os medidores de impedância elétrica irão
apresentar um valor percentual das fases liquidas diferente do real.
Segundo Zaid & Elkanzi (1994), uma série de equações foram propostas para
relacionar as frações das fases com a condutividade. As equações são divididas em duas
classes, as que consideram a condutividade da fase continua muito maior que a da fase
dispersa, ou seja, para o caso de escoamentos compostos por óleo e água, sendo a água a fase
continua. A outra parte das equações propostas trata de um escoamento onde a fase continua é
o óleo, ou seja, a fase continua apresenta uma condutividade muito menor que a da fase
dispersa.
A equação 4.1 proposta por Mackay (1976) citada por Zaid & Elkanzi (1994)
apresenta uma relação entre K condutividade da água oleosa, kc condutividade da água,
percentual de óleo presente na mistura e um parâmetro de correção a, experimentalmente
mostrado ser próximo a 1.2.
(4.1)
Observando a figura 21 obtida pela plotagem dos gráficos obtidos através da equação
4.1, quando utilizados valores observados em campo para a condutividade da água produzida,
é possível observar que para um valor de condutividade medido, o percentual de óleo
calculado é significativamente alterado quando o valor o valor da condutividade da água
produzida é alterado.
47
5.3 EFEITOS INDIRETOS
Além da influencia direta nos medidores, os dados PVT influenciam indiretamente as
medições. Devido grande versatilidade dos medidores multifásicos que possibilita a instalação
em diversas posições da cadeia produtiva, quando um medidor é instalado em condições
diferentes das padrões, os resultados obtidos precisam ser convertidos. Para estas conversões
são utilizadas equações conhecidas como equações de estado, que são capazes de descrever o
comportamento da mistura em diferentes condições de pressão e temperatura.
Figura 21. Influência da condutividade Fonte: elaboração própria
Existem inúmeras equações de estado, cada uma com sua faixa de aplicabilidade,
porém todas as equações são alimentadas por dados obtidos pelos testes PVT realizados com
o fluido produzido, desta maneira o resultado obtido seria indiretamente afetado por valores
não representativos.
6 CONCLUSÃO
Após analisar e comparar os diversos tipos de medidores utilizados nas saídas dos
separadores, com os sensores utilizados nos medidores multifásicos, é possível notar que o
fluido e o escoamento interferem em ambos os tipos de medidores, necessitando que os
mesmos sejam recalibrados sempre que estas propriedades sofrerem uma alteração
significativa. Em alguns casos, onde o separador se torna incapaz de separar completamente
as 3 fases, é necessário limitar o escoamento pra alcançar uma total separação das fases.
Outro aspecto importante na comparação dos tipos de medidores é ligado à
manutenção. Devido a grande quantidade de partes expostas ao escoamento, os medidores
instalados nas saídas dos separadores de teste requerem uma elevada taxa de manutenção,
enquanto os medidores multifásicos, onde somente o tubo Venturi fica exposto ao
escoamento, praticamente não precisa de manutenções devido ao desgaste de peças.
O baixo custo, o tamanho reduzido, e a versatilidade dos medidores multifásicos
também contribuem para que estes sejam utilizados na alocação da produção, e em tantas
outras aplicações. Porém, os operadores que optarem por utilizar os MPFM devem estar
cientes que devido ao alto grau de tecnologia destes medidores deveram investir em
treinamento para seus funcionários e suporte técnico operacional, a fim de garantir um melhor
resultado do equipamento
Além de aprender a operar corretamente os medidores multifásicos, os operadores
também devem estar cientes da extrema importância dos dados PVT nos resultados das
medições, como foi mostrado no capítulo 4 deste trabalho. Sendo assim é necessário que estes
tenham planejados os investimentos em amostragem e testes laboratoriais para fornecer os
dados que melhor representam o fluido, e que entendam a necessidade de atualizar os dados
ao longo da vida produtiva do campo.
Como foi mostrado no capítulo 3, se bem calibrados os medidores multifásicos
apresentam uma boa precisão na medição das vazões, o que possibilita sua aplicação para fins
de alocação fiscal. Quando utilizados com esta finalidade, os MPFM apresentam uma série de
vantagens quando comparados aos separadores de teste.
49
Dentre as vantagens se destacam a medição em tempo real sem a necessidade de
fluxos estáveis, quando instalados na cabeça do poço a não necessidade de desvios da
produção, e o baixo custo inicial que possibilita o desenvolvimento de campos marginais.
Por fim, é possível concluir que os medidores multifásicos são uma excelente
alternativa aos vasos separadores quando tratamos de alocação da produção, principalmente
quando tratamos de campos marginais ou campas de diferentes proprietários produzindo
através de uma estrutura única de produção
6.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Desenvolver um programa semelhante ao apresentado por Feria (2010) utilizando as
equações disponíveis na literatura a fim de possibilitar analises numéricas da influencia dos
dados PVT nas medições realizadas pelos medidores multifásicos. Pois apesar de já existirem
no mercado uma série de simuladores para este tipo de medidor, muitas vezes devido ao alto
custo e a uma série de segredos comerciais não é possível aos estudantes e profissionais da
área ter contato com estes equipamentos.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Federativos, Revista do BNDES Volume 15 Número 30, Dezembro 2008.
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