As acumulações de óleo pesado são volumetricamente muito importantes uma vez que existem expressivas reservas de óleo pesado já descoberto e existe a possibilidade de que novas reservas sejam descobertas.
Os recursos mundiais de óleo pesado e extrapesado in place somam 6 trilhões de barris, volume cerca de três vezes maior que o total de óleo convencional, do qual aproximadamente metade já foi produzido.
O Brasil, segundo dados do final de 2004, dispõe de uma reserva provada de petróleo líquido de 11 bilhões de barris, sendo 2,9 bilhões a parcela referente a óleos pesados, em sua maior parte situada em campos marítimos. (Bannwart e Trevisan, 2006).
As reservas mundiais de óleo pesado apresentam grandes depósitos no oeste do Canadá (Athabasca) e leste da Venezuela (Faixa petrolífera do Orinoco), como pode ser observado na figura 1.1 abaixo.
Dentre as tecnologias que estão sendo estudadas está a técnica Coreflow que consiste na injeção de uma pequena vazão de água junto ao escoamento de óleo.
A injeção de água é feita pelas laterais do tubo de produção formando um filme anular de água que permanece em contato com a tubulação reduzindo drasticamente a queda de pressão.
Em uma operação de escoamento de óleo pesado utilizando o método coreflow podem ocorrer imprevistos que ocasionem uma parada inesperada das bombas de água e óleo.
No caso de linhas horizontais a sedimentação gravitacional faz com que haja um acúmulo de óleo na parte superior da tubulação e uma fina camada de água na parte inferior da tubulação.
A repartida de linha precisa ser realizada sem a ocorrência de picos de pressão e de forma a remover o plugue de óleo acumulado durante o período em que o sistema ficou em repouso.
O presente trabalho se propõe a estudar o procedimento de repartida, realizado ligando-se somente a bomba de água, de uma linha de escoamento óleo pesado / água em padrão core flow que sofre uma parada inesperada das bombas de óleo e água, a fim de contribuir para a consolidação prática da técnica de core flow.
Para isso foram realizados experimentos em diferentes condições, isto é, com diferentes holdups de óleo, diferentes tempos em que as bombas de óleo e água permanecem paradas e diferentes vazões de água para a limpeza de linha.
O petróleo caracteriza-se por ser uma mistura complexa de hidrocarbonetos composta pelos grupos de hidrocarbonetos saturados, hidrocarbonetos aromáticos, resinas e asfaltenos.
A análise elementar do óleo cru típico confirma esta afirmação mostrando que os elementos presentes em maior proporção são o carbono (83 – 87%) e hidrogênio (11 – 14%).
Outros elementos químicos aparecem com porcentagens menores como o nitrogênio (0,11 a 1,7%), o enxofre (0,06 a 8%), o oxigênio (0,1 a 2%) e metais (até 0,3%).
Os metais que podem ocorrer no petróleo são: ferro, zinco, cobre, chumbo, molibdênio, cobalto, arsênico, manganês, cromo sódio, níquel e vanádio, sendo os dois últimos de maior incidência. (Thomas, 2001).
Os Hidrocarbonetos aromáticos incluem aromáticos puros, moléculas cicloalcanoaromaticas (naftenoaromaticas) e geralmente compostos cíclicos sulfúricos.
As Resinas e asfaltenos são constituídos pela da fração cíclica de alto peso molecular dos petróleos brutos , incluindo átomos de N , S e O. Todos os óleos crus são compostos , em diferentes quantidades , por estes 4 grupos de componentes : hidrocarbonetos saturados , hidrocarbonetos aromáticos , resinas e asfaltenos .
Para a caracterização da composição do petróleo utilizam-se métodos de fracionamento que utilizam técnicas de destilação, como a cromatografia gasosa e a líquida.
A fração pesada residual que não é identificada inicialmente, passa um teste de comportamento de solubilidade em que estes componentes entram em contato com solventes orgânicos parafínicos e aromáticos, o que classifica as frações em saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos (SARA), ilustrado na Figura 2.1. (Tissot e Welte, 1984).
Os diversos tipos de petróleo são separados em classes de acordo com seus componentes principais: os de classe parafínica apresentam 75% ou mais de parafinas; os de classe parafínico-naftênica apresentam de 50% a 70% parafina e mais de 20% de naftênicos; os de classe naftênica apresentam mais do que 70% de naftênicos; os de classe aromática intermediária apresentam mais de 50% de hidrocarbonetos aromáticos; os de classe aromático-naftênica apresentam mais de 35% de naftênicos e os petróleos de classe aromático-asfaltica mais de 35% de asfaltenos e resinas. (Thomas, 2001).
Resinas e asfaltenos são moléculas grandes com alto peso molecular, com alta relação carbono/hidrogênio e presença de heterocompostos, como enxofre, oxigênio e nitrogênio (de 6,9 a 7,3%).
Podem causar sérios problemas, como: formação de depósitos orgânicos (fouling) nos reservatórios e linhas de escoamento, alteração na molhabilidade da rocha e a formação e estabilização de emulsões de água em óleo. (Tissot & Welte, 1984; Thomas, 2001 e Ramos, 2001).
As resinas desempenham um papel fundamental na dissolução de asfaltenos dos petróleos crus devido ao fato das mesmas possuírem compostos fortemente polares que se associam aos asfaltenos.
As interações Resina – Asfalteno, especialmente através de ligações de hidrogênio, são preferidas a associação asfalteno – asfalteno e então as resinas mantém os asfaltenos em suspensão. (Tissot & Welte, 1984; Moreira, 1993 e Ramos, 2001).
As acumulações de óleo pesado têm uma viscosidade de 100 a 10000 centipoises em condições de reservatório e uma densidade de 0,93 a 1,00 g / cm3 (10° – 12° a 20° API) aproximadamente.
Óleos pesados e extra pesados são, na maioria dos casos, o resultado da degradação de petróleo em reservatórios: eles são, portanto, produtos residuais que ocorrem em rochas porosas (arenitos, carbonatos, etc), onde o petróleo entrou por migração, acumulou-se e tornou-se degradado por um dos seguintes processos: biodegradação, água de formação, perda de voláteis e oxidação inorgânica.
Os hidrocarbonetos aromáticos e derivados de benzotiofenos freqüentemente representam de 25 – 35% da composição dos óleos pesados, com um valor médio de 30%, sendo este valor comparável ao valor médio de 29% existente nos óleos normais.
No entanto, o óleo pesado leva a desvantagem de possuir uma alta razão carbono/hidrogênio, o que significa que, em comparação com óleos leves ou gás natural, este tipo de óleo produz muito mais dióxido de carbono por unidade de energia produzida.
As novas tecnologias que produzem condições para a utilização dos óleos pesados de forma eficiente são a chave para que todo o potencial dos óleos pesados seja aproveitado. (Smalley,2001).
A viscosidade, no entanto, também é influenciada pelo estado físico dos asfaltenos, isto é, o tamanho e estrutura das micelas formadas pela interação com resinas e aromáticos.
Em óleos pesados degradados pode ocorrer uma deficiência de resinas e aromáticos e um excesso de asfaltenos devido à degradação in situ, uma vez que o óleo tenha migrado para o reservatório.
O transporte de óleo pesado é dificultado devido às suas propriedades de fluxo lento, e sua propensão a precipitar substâncias indesejáveis como os asfaltenos.
O método de Core flow foi proposto pela primeira vez por Russel et. al. (1959) e Charles et. al. (1961) que estudaram tecnologias de transporte de óleos pesados.
Foram construídos oleodutos, operando conforme tecnologia core flow, na Venezuela e nos Estados Unidos, cujos bons resultados indicam a viabilidade prática dessa técnica (Vara, 2001).
A técnica Core Flow, permite elevar e transportar petróleo de alta viscosidade de forma simples e econômica, reduzindo a resistência do óleo pesado no trajeto do poço até a plataforma, com um bombeamento e pressão interna nas linhas reduzida.
Este método se baseia na injeção de uma pequena vazão de água, à temperatura ambiente, nas laterais do tubo de produção formando um filme (anel) lubrificante em toda sua extensão com uma configuração anular, conforme exemplificado na Figura 2.3.
A água, em contato com o duto, diminui a perda de pressão por atrito, permitindo que o óleo seja transportado até a superfície pelo centro do duto, com uma potência de bombeamento similar à da água. (Vanegas, 1999).
O método de core flow foi aplicado em escala de campo em uma linha de teste (piloto) instalada em San Tomé, Venezuela, como pode ser visto na figura 2.4.
Vanegas (1999), em sua dissertação de mestrado, testou a tecnologia de escoamento anular óleo-água (core flow) em escala de laboratório para a elevação de uma óleo de viscosidade 17,6 Pa.s e densidade 963,6 Kg/m3.