| s-1
| Capítulo 1 |
| s-2
| Introdução |
| s-3
| 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. |
| s-4
| 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. |
| s-5
| 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). |
| s-6
| 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. |
| s-7
| Figura 1.1: Principais reservas de óleo pesado. (Fonte Smalley,2001) |
| s-8
| Óleos pesados mostram pouca ou nenhuma mobilidade, mesmo em condições de subsuperfície, devido à sua alta viscosidade. |
| s-9
| Portanto, eles freqüentemente não são produzíveis por técnicas convencionais. |
| s-10
| Às vezes, uma pequena quantidade de óleo pesado pode ser produzida, com uma eficiência muito baixa do processo de recuperação primária. |
| s-11
| Conforme as reservas de óleo leve diminuem, a produção de óleo pesado pode expandir-se para atender a demanda. |
| s-12
| 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. |
| s-13
| 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. |
| s-14
| 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. |
| s-15
| 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. |
| s-16
| Para a remoção deste óleo é necessário pressurizar a linha com água para que esta aos poucos remova o óleo acumulado na parte superior. |
| s-17
| 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. |
| s-18
| 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. |
| s-19
| 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. |
| s-20
| Capítulo 2 |
| s-21
| Revisão da Literatura |
| s-22
| 2.1 Aspectos Gerais sobre o Petróleo |
| s-23
| O petróleo caracteriza-se por ser uma mistura complexa de hidrocarbonetos composta pelos grupos de hidrocarbonetos saturados, hidrocarbonetos aromáticos, resinas e asfaltenos. |
| s-24
| 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%). |
| s-25
| 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%). |
| s-26
| 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). |
| s-27
| 2.1.1 Composição |
| s-28
| Os hidrocarbonetos saturados constituem o maior grupo, formado por alcanos normais (n-parafina), isoalcanos (isoparafinas) e cicloalcanos (naftenos). |
| s-29
| No petróleo são encontradas parafinas normais e ramificadas, que vão do metano até 45 átomos de carbono. |
| s-30
| As parafinas normais usualmente representam cerca de 15 a 20% do petróleo, variando, no entanto, entre limites bastante amplos (3 a 35%). |
| s-31
| Os Hidrocarbonetos aromáticos incluem aromáticos puros, moléculas cicloalcanoaromaticas (naftenoaromaticas) e geralmente compostos cíclicos sulfúricos. |
| s-32
| Os últimos são mais frequentemente derivados de benzotiofenos. |
| s-33
| A quantidade total destes compostos cíclicos sulfúricos pode ser estimada através do conteúdo de enxofre da fração aromática. |
| s-34
| 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 . |
| s-35
| A quantidade relativa de cada grupo de hidrocarbonetos presente varia muito de petróleo para petróleo. |
| s-36
| Como conseqüência, segundo estas quantidades, diferentes serão as características dos tipos de petróleo. |
| s-37
| Para a caracterização da composição do petróleo utilizam-se métodos de fracionamento que utilizam técnicas de destilação, como a cromatografia gasosa e a líquida. |
| s-38
| 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). |
| s-39
| (2.1) |
| s-40
| Onde é a densidade relativa do petróleo a 60/60 °F. |
| s-41
| 2.1.2 Classificação do petróleo |
| s-42
| 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). |
| s-43
| 2.1.3 As resinas e asfaltenos |
| s-44
| 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%). |
| s-45
| A estrutura básica é constituída de 3 a 10 ou mais anéis, geralmente aromáticos, em cada molécula. |
| s-46
| As estruturas básicas das resinas e asfaltenos são semelhantes, mas existem diferenças importantes. |
| s-47
| Asfaltenos não estão dissolvidos no petróleo e sim dispersos na forma coloidal. |
| s-48
| As resinas, ao contrário, são facilmente solúveis. |
| s-49
| Asfaltenos puros são sólidos escuros e não voláteis. |
| s-50
| As resinas puras, além de serem líquidos pesados ou sólidos pastosos, são tão voláteis como um hidrocarboneto do mesmo tamanho. |
| s-51
| 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). |
| s-52
| 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. |
| s-53
| 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). |
| s-54
| Na figura 2.2 as interações Resina – Asfalteno e Asfalteno – Asfalteno são exemplificadas. |
| s-55
| Quando o óleo contem um quantidade suficiente de resinas e hidrocarbonetos aromáticos os asfaltenos são completamente dispersos. |
| s-56
| Caso contrário, se houver uma deficiência dessas moléculas, pode haver mais interações entre os asfaltenos e a formação de agregados extensos. |
| s-57
| Esta situação resultará em óleo de viscosidade maior , e eventualmente uma estrutura tipo gel. . |
| s-58
| Esta consideração pode explicar a alta viscosidade observada nos óleos pesados degradados. |
| s-59
| 2.2 Aspectos Gerais sobre Óleos Pesados |
| s-60
| 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. |
| s-61
| Define-se também o óleo extra pesado como aquele de densidade acima de 1,00 g/cm3 (API < 10°), medido em condições ambientes. (Tissot e Welte, 1984). |
| s-62
| 2.2.1 Composição dos Óleos Pesados |
| s-63
| 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. |
| s-64
| Como todos os tipos de petróleo, os óleos pesados são constituídos de hidrocarbonetos, resinas e asfaltenos. |
| s-65
| No entanto, a proporção destes constituintes nos óleos pesados é diferente da existente nos óleos convencionais. |
| s-66
| Os óleos pesados contêm menos hidrocarbonetos, especialmente os alcanos, mais compostos aromáticos sulfúricos, resinas e asfaltenos. |
| s-67
| Eles pertencem à classe naftênico-aromática e asfáltico-aromática. |
| s-68
| Os hidrocarbonetos saturados geralmente somam menos do que 25% nos óleos pesados, com um valor médio de 16%, comparado a 57% nos óleos normais. |
| s-69
| 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. |
| s-70
| As resinas e asfaltenos somam de 25 a 70% da composição dos óleos pesados. |
| s-71
| 2.2.2 Utilização |
| s-72
| Hoje, a maior parte do petróleo pesado produzido é transformado em produtos petrolíferos refinados. |
| s-73
| Outro uso do óleo pesado é como combustível para estações de energia. |
| s-74
| 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. |
| s-75
| Conforme as reservas de óleo leve diminuem, a produção de óleo pesado pode expandir-se para atender a demanda. |
| s-76
| 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). |
| s-77
| 2.2.3 Viscosidade: Parâmetro físico importante |
| s-78
| A viscosidade é provavelmente o parâmetro físico mais importante dos óleos pesados, uma vez que sua produção e transporte dependem deste parâmetro. |
| s-79
| Assim como a densidade, a viscosidade é influenciada pela quantidade de resinas e asfaltenos. |
| s-80
| 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. |
| s-81
| 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. |
| s-82
| Deste modo os asfaltenos não estão mais completamente dispersos e podem formar agregados de grande tamanho. |
| s-83
| Esta situação é responsável pelo aumento da viscosidade. (Tissot e Welte, 1984). |
| s-84
| 2.3. |
| s-85
| Método Coreflow |
| s-86
| Os óleos pesados carregam consigo um conjunto único de desafios técnicos quando se trata de explorá-los . |
| s-87
| O transporte de óleo pesado é dificultado devido às suas propriedades de fluxo lento, e sua propensão a precipitar substâncias indesejáveis como os asfaltenos. |
| s-88
| 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. |
| s-89
| Avanços posteriores ocorreram na Holanda com Ooms (1972) e Ooms e Oliemans (1984), e nos Estados Unidos com Joseph et al (1984). |
| s-90
| 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). |
| s-91
| 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. |
| s-92
| 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. |
| s-93
| 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). |
| s-94
| 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. |
| s-95
| A linha possuía 1 km de comprimento e 20,32 cm de diâmetro. |
| s-96
| Utilizou-se uma fração de água de 10% com velocidades superficiais variando entre 0,2 m/s e 2 m/s. |
| s-97
| O óleo utilizado possuía de 8 a 14º API e viscosidade entre 3 Pa.s a 100 Pa.s. |
| s-98
| Os melhores resultados foram obtidos em frações de água de 8% a 12% em qualquer velocidade. |
| s-99
| Existem linhas comerciais que operam na Venezuela, Estados Unidos (Califórnia) e Canadá (Joseph & Renardy, 1993). |
| s-100
| 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. |