trabalho sobre hidratos
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO CENTRO UNIVERSITÁRIO NORTE DO ESPÍRITO SANTO
Centro Universitário Norte do Espírito Santo
Rodovia BR 101 Norte, Km. 60 – Bairro Litorâneo, CEP 29.932-540 – Tel.: +55 (27) 3312-1511 Avenida João XXIII, 1.544 – Bairro: Boa Vista, CEP 29.931-220 (Pólo Universitário) – Tel.: +55 (27) 3763-8500
São Mateus – ES Sítio eletrônico: http://www.ceunes.ufes.br
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
HIDRATOS
DISCIPLINA: Escoamento Multifásico
Professor: Fábio Ressel
Mateus Borges
Gustavo Gomes Assunção
Joelson Kalil Coelho
Taylanna Siqueira Spalenza
Renato Ribeiro
São Mateus
2013
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Centro Universitário Norte do Espírito Santo
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MATEUS BORGES
GUSTAVO GOMES ASSUNÇÃO
JOELSON KALIL COELHO
TAYLANNA SIQUEIRA SPALENZA
RENATO RIBEIRO
HIDRATOS
Trabalho realizado como
cumprimento parcial da disciplina
Escoamento Multifásico, sob
supervisão do professor Fábio
Ressel.
São Mateus
2013
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SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ................................................................................... 04
2. OBJETIVO.............................................................................................................. 06
3. FORMAÇÃO DE HIDRATOS ........................................................................... 07
4. FORMAÇÃO DE HIDRATOS NO ESCOAMENTO DE ÓLEO ...............09
5. FORMAÇÃO DE HIDRATOS NO ESCOAMENTO DE GÁS .................11
6. FORMAÇÃO DE HIDRATOS DURANTE A PERFURAÇÃO,
COPLETAÇÃO E EM TESTES DE POÇOS ....................................................13
7. PREVENÇÃO DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS ...................................... 14
8. INIBIDORES TEMODINÂMICOS ................................................................... 16
9. ISOLAMENTO TÉRMICO ................................................................................. 18
10. AQUECIMENTO ATIVO ..................................................................................20
11. INIBIDORES DE HIDRATO DE BAIXA CONCENTRAÇÃO (LHI) ..... 21
12. REMOÇÃO DE ÁGUA ..................................................................................... 22
13. MÉTODOS PARA REMOÇÃO DE HIDRATOS ....................................... 23
14. ESTUDO DE CASO: Formação e remoção de um plug de hidrato no
campo de Golfinho, Espírito Santo, Brasil ........................................................ 24
14.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................ 24
14.2. TESTE DE BROCA ....................................................................................... 25
14.3. ESTRATÉGIA DE COMBATE AO HIDRATO ....................................... 25
14.4. CONSIDERAÇÕES SOBRE TRANSFERÊNCIA DE CALOR ......... 26
15. CONCLUSÕES .................................................................................................. 28
16. REFERÊNCIAS .................................................................................................. 29
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1. INTRODUÇÃO
A formação de hidratos nas linhas de produção de petróleo, e
durante as fases de perfuração, completação e testes é tema de
inúmeras pesquisas. Por representar um sério problema, estratégias de
inibição aliadas a técnicas de inibição são utilizadas para combatê-lo. As
condições de sua formação variam muito e dependem de diversos
fatores, como temperatura, pressão, tipos de gases envolvidos,
quantidade de água nos fluidos da linha, entre outros. O porquê do
estudo do hidrato e de seus métodos de inibição serão mostrados a
seguir.
Os hidratos são compostos cristalinos semelhantes ao gelo,
formados por água e moléculas de gás aprisionadas nas cadeias
formadas pelas moléculas de água (NOTZ et.al., 1996). É necessário
para sua formação altas pressões e baixas temperaturas, além do
contato de água com o gás.
O hidrato de gás é um problema cada vez mais comum no
escoamento da produção de hidrocarbonetos. Essas estruturas
cristalinas, semelhantes ao gelo podem ser formadas pelo contato de
gás e água, em condições específicas de temperatura e pressão. As
moléculas de gás são aprisionadas em estruturas reticuladas cristalinas
pelo agrupamento de moléculas de água ao seu redor através de
ligações de hidrogênio, em temperaturas baixas e altíssimas pressões,
condições muito normais na exploração em águas profundas. Outros
fatores que determinam a formação de hidratos incluem mistura,
agitação, superfície para formação de cristais, aglomeração e salinidade
do sistema.
Os hidratos de gás contêm boa parte das reservas mundiais de
gás natural, e podem, consequentemente, representar uma boa fonte de
energia no futuro. Em regiões em que a temperatura da água no leito
marinho é de 4ºC, podem ocorrer enormes depósitos desse tipo de
estrutura cristalina, que, ao ser queimada, libera grande quantidade de
energia. Os hidratos estão sendo considerados para transporte de gás
de locais offshore remotos para a costa por meio de navios.
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Figura 1 - Formação de Hidratos
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2. OBJETIVO
O presente trabalho tem por objetivo apresentar o hidrato e os
problemas e soluções envolvendo esse tipo de incrustação no atual
cenário de perfuração em águas profundas. Um estudo de caso ilustra o
cenário desenvolvido.
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3. FORMAÇÃO DE HIDRATOS
A formação de hidratos depende da criação de uma estrutura de
moléculas de água, na qual as moléculas de hidrocarbonetos leves
ocupam os espaços vazios. Por isso, as moléculas de água são
conhecidas como host molecules (moléculas hospedeiras) e as
formadoras de hidrato (metano e outros gases), como guest molecules
(moléculas hóspedes). A estrutura formada pode ser de três tipos, que
se diferenciam no número de moléculas de água, no tamanho e tipo de
cavidades e no formato.
Durante a formação de hidratos, ocorre liberação de calor, pois
trata-se, de um processo isotérmico. Essa geração de calor intrínseca
tende a atrasar ou parar a geração de hidratos, podendo as condições
de estabilização ficarem fora do envelope, mostrado no gráfico P X T a
região na qual esse composto é termodinamicamente estável A figura 2
mostra um exemplo desse tipo de curva. A região de hidrato se localiza
acima das curvas mostradas. A curva se ajusta de acordo com a
densidade do gás, sendo densidade do gás a massa especifica do gás
em relação à massa específica do ar. Portanto, é possível notar que a
configuração desta curva dependerá basicamente do tipo de gás do qual
o hidrato é formado.
Analisando a curva, podemos observar que o hidrato é estável,
mesmo em temperaturas superiores a 0ºC, com apenas algumas
dezenas de psi. Como a temperatura da água do mar em águas
profundas em que passam as linhas de produção não ultrapassa 4ºC, o
risco de formação de hidrato é alto. A complicação surge quando a
passagem do petróleo deve ser interrompida para manutenção do poço.
Nesse caso, os dutos se resfriam gradativamente até atingir as
temperaturas favoráveis para formação de hidratos, cerca de 4ºC.
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Figura 2 - Hidratos de gás - Fonte: http://www.usgs.gov/
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4. FORMAÇÃO DE HIDRATO NO ESCOAMENTO DE ÓLEO
Segundo a proposta de Lingelem (1992), num duto contendo óleo,
água e gás dentro do envelope de hidratos, a formação do hidrato ocorre
na fase aquosa emulsionada no óleo. A água, em contato com o gás,
forma uma película de hidrato, inicialmente maleável, que isola a fase
água da fase óleo. Com o tempo, esta película vai ficando mais firme.
Por efeito de forças capilares de atração, as gotas se aglomeram com a
película de hidrato. Essa aglomeração pode formar um plug de hidrato,
como é formado pela figura 3.
Figura 3 - Envelope típico de hidrato para gases com diferentes densidades (Fonte: Adaptado de NOTZ et al, 1996)
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A aglomeração das gotas e das partículas de hidrato faz com que
a viscosidade do óleo aumente significantemente. As perdas de carga e
de pressão aumentam conforme a aglomeração aumenta, o mesmo
ocorrendo com risco de plugueamento do duto.
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5. FORMAÇÃO DE HIDRATO NO ESCOAMENTO DE GÁS
Há menos líquido no sistema, o que impede a formação de
películas de hidrato nas gotas de água. Ainda, segundo o modelo de
Lingelem (1992), a formação de hidrato no escoamento de gás se dá da
seguinte forma:
Primeiramente, temos que a água livre se encontra na parte
inferior do duto e é oriunda da água produzida e da água condensada do
gás. Assim sendo, os hidratos começam a se formar na parede do duto,
onde a temperatura é mais baixa. Com o aumento dessa deposição, a
área de fluxo diminui. Vale notar que a deposição é irregular, e se
encontra na parte inferior do duto ou em regiões localizadas, não
provocando uma redução concêntrica no diâmetro do duto, como é
mostrado na figura 4. Essa deposição aumenta as perdas de carga,
causando perda de pressão no escoamento.
Figura 4 - Taponeamento em escoamento multifásico.
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Com o tempo, o depósito não suporta tensão provocada pelo
escoamento e é arrastado, causando pequenas perdas de pressão.
Quando esse depósito se torna grande demais, o escoamento não
consegue mais arrastá-lo e tem-se o plug de hidrato. A pressão de
escoamento aumenta significantemente e em seguida, ocorre o bloqueio
do duto.
Desta forma, temos que enquanto o bloqueio do duto de óleo se
dá por aglomeração de pequenos cristais de hidratos, o bloqueio do duto
de gás se dá pela formação de um plug de hidrato aderido à parede do
duto.
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6. FORMAÇÃO DE HIDRATO DURANTE A PERFURAÇÃO,
COMPLETAÇÃO E EM TESTES DE POÇOS
Durante a fase de perfuração, completação e nos testes de poços,
nos quais ocorrem operações comuns de engenharia tradicional como
limpeza de poço, por exemplo, é comum que haja invasão de fluido
vindo da formação, dentre eles água e gás. E devido ao peso da coluna
hidrostática do fluido de perfuração ou completação, associado às
baixas temperaturas de águas ultraprofundas, o risco de se formar
hidrato é real.
A formação de hidrato durante essas fases é nociva porque pode
impossibilitar a passagem de ferramentas, aumenta as perdas de carga
ou pode mesmo obstruir por completo as tubulações. O problema se
torna maior à medida que a lâmina d’água em que ocorre a operação é
maior. Isso significa mais tempo de contato entre o fluido e a água do
mar à baixa temperatura durante a circulação e, portanto, um maior
tempo perdendo calor para o meio e maior possibilidade do fluido de
entrar na região de hidrato.
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7. PREVENÇÃO DA FORMAÇÃO DE HIDRATOS
Para evitar a formação de hidratos deve-se manter o escoamento
fora da região de hidratos, isto é, com uma temperatura acima da
Temperatura Inicial do Aparecimento de Cristais para uma dada pressão
de operação dos flowlines e pipelines. Todavia, a solução final, aquela
que evitaria por completo essa formação, é a retirada da água do fluido
multifásico antes do transporte pelas linhas submarinas, entretanto esta
não é uma solução viável na maior parte das ocasiões.
Existem diversos outros tipos de medidas que podem ser
utilizados para o mesmo fim de prevenir a cristalização e plugueamento
das linhas.
Figura 5 - Tipos de Taponeamento.
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Figura 6 - Hidratos retirados dos dutos.
Vale dizer que controle e remediação de hidratos é o maior
desafio do desenvolvimento dos campos de petróleo. Um enorme
esforço é requerido para fazer um sistema de produção que realize
controle de hidratos com aceitável nível de risco. O uso de uma ou outra
tecnologia leva em conta a eficiência de seu resultado e acima de tudo,
os custos associados. (STEVEN COCHRAN, 2003)
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8. INIBIDORES TERMODINÂMICOS
Estes incluem o metanol, monoetilenoglicol (meg), entre outros.
Seu princípio básico reside na redução da temperatura de formação dos
hidratos pela mudança do potencial químico da água. O mesmo
acontece com a adição de anticongelantes à água, diminuindo o ponto
de congelamento.
Este tipo de inibidor tem uma série de vantagens sobre outro
inibidores:
Redução da temperatura de formação;
Podem evitar formar hidratos em qualquer condição, a depender de quanto inibidor é usado;
Alguns deles, como o metanol, inibem tanto na fase vapor como na fase líquida, tendo importância em operações transientes;
Funcionam com qualquer mistura de hidrocarbonetos.
Entretanto, apresentam algumas desvantagens que são:
Necessitam de grandes quantidades para funcionarem;
Requerem grandes estoques e sistemas de bombeamento, que aumentam o investimento a ser feito;
Podem apresentar incompatibilidade com outros produtos químicos utilizados, tais como inibidores de corrosão e parafina, por exemplo.
Podem causar precipitação de sais da água produzida, gerando problemas de incrustação.
Metanol e monoetilenoglicou são os inibidores mais utilizados,
apesar de etanol e outros glicóis também serem usados com sucesso
para escoamento com óleo, todavia, o metanol é definitivamente
utilizado pelos fatores a seguir:
É mais efetivo em reduzir a temperatura de formação de hidratos que os glicóis;
Menor probabilidade de causar precipitação de sais da água produzida;
Menos viscoso;
Melhor para remediação de plugueamento;
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Rapidamente se vaporiza, sendo mais eficientes os reinícios de produção.
O gráfico a seguir demonstram os efeitos dos inibidores
termodinâmicos sobre envelope de hidratos.
Gráfico 1 – Exemplo da ação de um inibidor termodinâmico no envelope de hidratos (Fonte: Adaptado de ROSSI, GASPARETO, 1991).
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9. ISOLAMENTO TÉRMICO
É usado para manter a temperatura do fluido acima da
temperatura de formação de hidratos. Outra utilidade é aumentar o
período para esfriamento do fluido nos flowlines durante paradas até a
normalização da produção. Esse tempo adicional permite que sejam
tomadas medidas para reinício da produção ou para uma parada
prolongada. Por último, o isolamento térmico de linhas submarinas
também apresenta a vantagem de reduzir o tempo para aquecimento
dos fluidos produzidos acima das condições de formação durante a
retomada da operação.
As melhores opções de isolamento são apresentadas para
flowlines e riser.As opções para flowline são:
Dutos rígidos isolados externamente;
Duto flexível isolado;
Aterramento;
Pipe-in-pipe;
Bundle (feixe de dutos);
Duto sanduíche.
Já para risers as opções são:
SCR isolado externamente;
Riser flexível isolado;
SCR pipe-in-pine;
Torre de riser.
O nível de proteção proporcionado pelo isolamento depende da
vazão, temperatura do reservatório, distância do tie-back (ligação) e
do sistema de isolamento escolhido.
O isolamento térmico apresenta alguns riscos como:
Perda de desempenho do material isolante;
Juntas de baixas qualidades, que aumentam o coeficiente de transferência de calor;
Desempenho ruim pode levar ao precoce abandono ou reparo/substituição das linhas;
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Perda de calor convectivo não considerado no projeto, o que pode ser um problema sério em bundles, riser towers e flowlines aterrados.
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10. AQUECIMENTO ATIVO
Técnicas de aquecimento ativo incluem:
Aquecimento elétrico: consiste em um flowline como um condutor elétrico. Uma corrente de grande amperagem passa pelo duto e, devido a resistência elétrica do duto, ocorre o aquecimento. Outra configuração emprega um elemento externo que é instalado do lado de fora do tubo e o aquece por condução. Um ponto negativo desta técnica é a inviabilidade econômica, uma vez que devido as grandes extensões do sistema de tubulação, fica muito caro se manter este sistema.
Circulação de fluido quente: Apresenta configuração e vantagens semelhantes ao aquecimento elétrico. Utilizam tipicamente água quente, circulada através de bundles para fornecer calor aos fluidos fornecidos.
Circulação de óleo quente: Essa técnica é utilizada comumente na
retomada da produção. Nesse caso o óleo quente é circulado até aquecer o fluido multifásico até que fiquem fora da região de hidratos.
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11. INIBIDORES DE HIDRATO DE BAIXA CONCENTRAÇÃO (LHI)
Este tipo de inibidor é dividido em inibidores cinéticos, ou KI’s, e
antialgomerantes, ou AA’s. São aplicados em solução com baixa
concentração em peso, ao contrário dos inibidores termodinâmicos. Não
afetam a curva de formação dos hidratos, agem, entretanto, na formação
dos cristais e na aglomeração na forma de plugs.
Os AA’s inibem a formação de plugs nas linhas submarinas mas
não os inibem de serem formados. Esses inibidores permitem sua
cristalização, mas mantém os cristais com tamanho reduzido dispersos
no fluxo multifásico. São os mais utilizados em águas profundas.
Apresentam como desvantagens:
Sensibilidade à salinidade da água;
Baixa eficiência em altos watercuts;
Alto custo e toxidade.
Já os KI’s atrasam a nucleação e/ou os crescimentos de hidrato.
Agem apenas na fase água. Apresentam a vantagem de serem pouco
sensíveis a variações de watercut, entretanto, são altamente sensíveis a
alto subresfriamento, o que os impedem de serem utilizados em grandes
profundidades. Outro ponto negativo é o pouco tempo de ação, o que
torna seu uso em paradas limitado.
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12. REMOÇÃO DE ÁGUA
Tem como idéia remover a maior quantidade de água possível dos
fluidos produzidos e assim, impedir que o hidrato se forme. Há duas
técnicas para remoção de água em produção submarina: Uma que
separa a água e descarta diretamente no poço e a outra que o faz no
sistema submarino.
Além de ajudar no controle de formação de hidratos, a remoção de água facilita o escoamento e a subida do fluido, por deixar a mistura mais leve. Também evita que o manuseio, tratamento e descarte sejam realizados na superfície.
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13. MÉTODOS PARA REMOÇÃO DE HIDRATO
Descompressão: Bastante utilizada para decompor um hidrato
formado e baseia-se no abaixamento da pressão ate atingir valores
inferiores a pressão de formação do mesmo. Apesar deste
procedimento, sempre ficam pequenos cristais remanescentes no
sistema, pois esta decomposição se processa lentamente.
Aquecimento: Normalmente se utiliza gás quente próximo do local
obstruído, ao mesmo tempo em que se reduz a pressão do sistema. Não
é viável em plataformas marinhas.
Injeção de inibidores de hidratos: O inibidor de hidrato mais
comum é o álcool etílico, que não remove a água e sim diminui a
temperatura em que o hidrato se forma.
Pig: É um dispositivo que é inserido no duto e que viaja
livremente, dirigido pelo próprio fluxo de água, gás ou seu próprio fluido.
São feitos geralmente de espuma ou plástico e é utilizado apenas em
dutos de diâmetro constante. Durante o seu percurso, remove
incrustações, depósitos orgânicos, ou qualquer material aderido. O PIG
também tem um papel significativo na redução do impacto ambiental das
operações industriais.
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14. ESTUDO DE CASO: Formação e remoção de um plug de hidrato
no campo de Golfinho, Espírito Santo, Brasil
Será discutido um caso de formação de hidrato num poço
perfurado em que foram utilizadas várias técnicas de inibição, mas de
uma forma inicialmente curiosa, somente a técnica considerada mais
extrema resolveu o problema (MUSSUMECI et al, 2005).
Este estudo de caso mostrará como pode surgir um problema real
envolvendo formação de hidrato e como se deve ter em mente uma
estratégia de combate para, posteriormente, se poder utilizar das
técnicas mais convenientes de inibição neste combate.
14.1 Introdução
O caso a ser analisado ocorreu no campo de Golfinho, que possui
1402 metros de lâmina d’água, em Julho de 2004. O local do poço é
considerado de águas profundas e está localizado a leste do estado do
Espirito Santo, Brasil. A figura 4.1 mostra a localização através de um
mapa.
Figura 7 – Localização do campo de Golfinho (Adaptado).
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O poço em questão é chamado de ‘wildcat’, ou seja, um poço de
prospecção. Foi perfurado para ser usado em testes, a fim de se
determinar a viabilidade econômica de completação de um poço. Zonas
individuais foram temporariamente isoladas, para se determinar algumas
características importantes do reservatório, tais como incide de
produtividade, pressão, propriedades dos fluidos entre outros.
14.2. Teste de Broca (Drill Steam Teste)
O DST fornece dados de pressão e fluidos, e esse processo, além
de certo grau de periculosidade intrínseco, apresenta o risco de
formação de hidrato no período de retorno de fluxo. Água pode ser
produzida junto com óleo e gás, vinda do filtrado de fluido de perfuração
ou da invasão de fora do intervalo de produção. E durante a limpeza do
poço, esses fluidos devem passar por um ambiente frio, incluindo a
coluna de perfuração e o riser. A perda de calor para o meio faz com que
a temperatura dos fluidos fique abaixo da mínima para haver formação
de hidrato.
Depois de onze horas de pré-escoamento, foram notados sinais
claros de hidrato, que foram pressão estável e menor taxa de
escoamento. Através de um mandril, foi localizado o ponto de formação
de hidrato, que foi em 1087 metros de profundidade. No local, injetou-se
etanol repetidas vezes e a diferentes vazões, mas nenhuma teve
sucesso, dentro de pouco tempo, foi detectado queda súbita de pressão
no topside. A retirada do flexitubo foi inicializada. Inicialmente, nenhum
arrasto foi notado, até que em 1607 metros, o flexitubo ficou preso por
causa de um bloco de hidrato.
14.3. Estratégia de combate ao hidrato
A figura X.X mostra o esquema de formação do plug de hidrato. A
primeira estratégia adotada para desfazê-lo foi usar aquecimento ativo.
Isso porque já estando o flexitubo posicionado, as facilidades de injetar
fluidos quentes eram grandes. Entretanto, devido ao bloqueio do plug, os
fluidos injetados deveriam ser realocados para dentre da formação.
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FIGURA 8 – Esquema da formação do plug de hidrato.
Com ajuda de um software de simulação de hidrato, foi feita uma
curva para o hidrato em questão. Com a curva, pode-se concluir que
para a pressão ao qual estava submetida, que era de 130 bar, o hidrato
se dissociava a 20ºC.
Assim sendo, fez-se uma sequência de tentativas, que foi
primeiramente, injetar fluido quente (70ºC), gerar calor no próprio local
(solução de NaNO2 e NH4Cl foi bombeada pelo flexitubo), cortar o
flexitubo para permitir a remoção do fluido de completação e a
conseqüente despressurização da coluna hidrostática no anular.
Somente tentativa mais extrema funcionou.
14.4. Algumas considerações sobre transferência de calor
Foi feita uma análise de transferência de calor para o caso
apresentado com ajuda de um simulador. O esquema utilizado foi de um
fluido que escoa verticalmente num duto rodeado por dois espaços
anulares contendo fluido estagnado. O objetivo era verificar se o fluido
quente injetado, ao passar pelos 1400 metros de duto sob temperaturas
baixas conseguiria manter sua temperatura acima de 20ºC, ou seja,
acima do envelope de hidratos previamente calculado. Desta maneira, o
plug de hidrato seria derretido e o espaço anular desbloqueado.
O problema seria simples se fosse apenas um duto perdendo
calor radialmente para o meio. Um modelo que utiliza apenas uma
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dimensão seria suficiente para resolver o problema. Acontece que há
dois espaços anulares e isso dificulta bastante os cálculos, já não há
como fazer a aproximação unidimensional.
Os dois fluidos do anular estão confinados. Para definir se os
fluidos estão totalmente parados,ou sob efeito de convercção livre, pelo
menos uma análise de estabilidade linear seria necessária (KUNDU,
WHITE).
A configuração do espaço anular pode determinar quando as
forças de empuxo podem ser maiores que as forças viscosas, ou seja,
quando a convecção livre prevalece. Isso é determinado pelo número de
Nusselt e correlações para tal podem ser encontradas em Ozisik.
No caso do flexitubo, o comportamento é similar. Conforme o
fluido vai escoando para baixo, a temperatura vai diminuindo. Assim,
inicialmente, com a diferença de temperatura entre a parede do flexitubo
e do meio não sendo muito alta, a transferência de calor se dará por
meio de condução. À medida que desce, a temperatura cai e a
transferência de calor se dará por convecção livre.
A figura XX mostra a temperatura em função do tempo da área
em que estava localizado o plug de hidrato. Pode-se notar que se
considerarmos apenas condução, a temperatura seria o suficiente
(acima de 20ºC) para derreter o plug de hidrato. Entretanto, se
considerarmos a convecção livre, a temperatura da região pouco muda.
FIGURA 9 – Gráfico da temperatura em função do tempo para
transferência de calor por condução e convecção livre.
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15. CONCLUSÃO
O problema de formação de hidrato se tornou comum após a
exploração de petróleo começar a ser realizada em grande escala em
águas profundas. A baixa temperatura e a altas pressões de ambientes
submarinos de águas profundas foram as grandes responsáveis pelo
problema.
Frente ao problema, muito foi investido em pesquisas para buscar
novas técnicas de inibição e mitigação. O resultado é a existência de
vários métodos, todos adaptados aos mais variados problemas e
situações.
O surgimento recente dos inibidores de baixa dosagem foi um
exemplo de sucesso na redução dos custos. Apesar de terem certas
limitações e de seu uso ainda estar em fase de desenvolvimento, a
logística envolvida no processo de inibição permitem grande economia,
tanto na planta de produção como nos custos operacionais.
O estudo de caso mostra a importância de se conhecer e ter
disponível várias técnicas de inibição e mitigação de hidrato. Foram
necessários três métodos diferentes para corrigir o problema, tendo em
vista que as duas primeiras falharam, apesar de terem funcionado nas
simulações feitas.