Águas ultraprofundas tese submetida ao...
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ANÁLISE PARAMÉTRICA DA INFLUÊNCIA DE UM SEPARADOR DE ÁGUA PARA
ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
Mario Guttemberg Damasceno da Cruz
TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS
PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA
OCEÂNICA
Aprovada por:
____________________________________________
Prof. Murilo Augusto Vaz, Ph. D.
____________________________________________
Prof. Paulo de Tarso Themístocles Esperança, D.Sc
____________________________________________
Prof. Alexandre Teixeira Pinho Alho, D. Sc.
____________________________________________
Dr. Jacques Braile Saliés, Ph. D.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
ABRIL DE 2005
ii
CRUZ, MARIO GUTTEMBERG DAMASCENO
Análise paramétrica da influência de
um separador de água para águas ultra
profundas [Rio de Janeiro] 2005.
XVI, 112 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc.,
Engenharia Oceânica, 2005).
Tese – Universidade Federal do Rio de
Janeiro, COPPE
1. Separação Submarina
I -COPPE/UFRJ II. Título ( série )
iii
EPÍGRAFE
“Comece fazendo o que é necessário, depois o que é possível,
e de repente você estará fazendo o impossível ".
(Francisco de Assis )
iv
DEDICATÓRIA A Deus.
A meus pais, esposa e filhas, por todas as
coisas que por mais que se tente não é possível
descrever...
Aos meus amigos, que nunca deixaram de
me apoiar.
v
AGRADECIMENTOS
A Deus por ter-me dado
capacidade e força para levantar
após cada tombo...
A COPPE/UFRJ e ao
professor Murilo Augusto Vaz pela
oportunidade de cursar este
Mestrado em Engenharia Oceânica.
Ao professor Alexandre Alho
do DEN cuja revisão final e
orientação foram fundamentais para
a finalização da tese.
Ao engenheiro da
PETROBRAS Mauricio Werneck
pela orientação e colaboração no
trabalho.
Ao engenheiro da
PETROBRAS José Antonio pela
orientação e colaboração no
trabalho.
Às funcionárias da UFRJ,
Sonia, Gleice e Suely, por me
ajudarem em todos os momentos
ao longo destes anos.
vi
Resumo da Tese apresentada a COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários
para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc).
ANÁLISE PARAMÉTRICA DA INFLUÊNCIA DE UM SEPARADOR DE ÁGUA PARA
ÁGUAS ULTRAPROFUNDAS
Mario Guttemberg Damasceno da Cruz
Abril/2005
Orientador : Murilo Augusto Vaz
Departamento: Engenharia Oceânica
O constante aumento do consumo mundial de Petróleo e Gás Natural tem
forçado a indústria a procurar e explorar reservatórios em ambientes cada vez mais
inóspitos. Viabilizar a produção em condições tão adversas é um desafio que depende
do desenvolvimento de tecnologias alternativas. Este trabalho destina-se ao estudo da
influência da separação submarina na produção em campos situados em águas
ultraprofundas. As análises foram conduzidas tendo por base a comparação do
desempenho de dois arranjos de equipamentos para um mesmo cenário. Os arranjos
adotados são essencialmente similares, sendo que um deles possui instalado um
separador submarino para a retirada da água produzida. Os resultados obtidos
mostram perfis satisfatórios de pressão, vazão e temperatura nas linhas de produção,
sugerindo, portanto, ser viável a instalação de separadores submarinos em campos de
exploração situados em águas ultraprofundas.
vii
Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.)
Parametric Analysis of the influence of a water separator in Ultra Deep waters.
Mario Guttemberg Damasceno da Cruz
April/2005
Advisor: Murilo Augusto Vaz
Departament: Ocean Engineering
The constant increase of the world-wide Oil and Natural Gas consumption has forced
the industry to search and explore reservoirs in more inhospitable environments each
time. To make the production possible in such adverse conditions is a challenge that
depends on the development of alternative technologies. This work aims to study the
influence in production of subsea separation in ultra deep water fields. The analyses
were carried out for two equipment arrangements for the same scenario. The adopted
arrangements are essentially similar, but in one of them a subsea separator is installed
for the withdrawal of the produced water. The results show satisfactory profiles of
pressure, outflow and temperature in the production lines, suggesting, therefore, to be
viable the installation of sub sea separators in ultra deep water fields.
viii
NOMECLATURA
Símbolos Latinos
API Grau API
CV Coeficiente de Vogel
CP Cabeça do Poço
e Rugosidade
IP Índice de Produtividade
IPR Inflow Performance Reservoir
H Profundidade Local
K Condutividade Térmica
L Comprimento
MD Comprimento medido de Tubing
N1 Nó
I Trecho de Catenária entre o TDP e o Topside
P Pressão
Q Vazão
r Raio
R Reservatório
RGO Razão Gás/Óleo
T Temperatura
TDP Touch Down Point
ix
TVD Comprimento Vertical de Tubing
U Coeficiente de Transferência de Calor
VC Velocidade da Corrente
WC Water Cut
Símbolos Gregos
α Ângulo de Topo
∆E Erro Relativo
∆Q Gradiente de Vazão
∆T Gradiente de Temperatura
µ Vicosidade
ρ Densidade
ψ Ângulo com a Horizontal do trecho de Tubing
∅ Diâmetro
x
SUMÁRIO
FOLHA DE ROSTO i
FICHA CARTOGRÀFICA ii
EPÍGRAFE iii
DEDICATÓRIA iv
AGRADECIMENTOS v
RESUMO vi
ABSTRACT vii
NOMECLATURA viii
SUMÁRIO x
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO 1
1.1 – CENÁRIO MUNDIAL DE ÁGUAS PROFUNDAS 1
1.2 – O PORQUÊ DA SEPARAÇÃO 2
1.3 – A SEPARAÇÃO SUBMARINA 3
1.4 – INTRODUÇÃO AOS SEPARADORES SUBMARINOS 5
1.5 – OBJETIVO DA TESE 6
CAPÍTULO 2 – PROCESSAMENTO DA MISTURA ÁGUA / ÓLEO / GÁS 8
2.1 – SEPARADORES CONVENCIONAIS E COMPACTOS 9
2.2 – PROCESSAMENTO DAS FASES NO “TOPSIDE” 12
2.2.1 – PROCESSAMENTO DA FASE OLEOSA 12
xi
2.2.2 – PROCESSAMENTO DA FASE GASOSA 16
2.2.3 – PROCESSAMENTO DA FASE AQUOSA 18
2.2.3.1 – HIDROCICLONES 18
2.2.3.2 – FLOTADORES 19
2.3 – IMPACTO DA SEPARAÇÃO SUBMARINA NO TOPSIDE 20
CAPÍTULO 3 – ESTADO DA ARTE E REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 21
3.1 – O PROCESSAMENTO SUBMARINO 21
3.2 – COMPONENTES DO SISTEMA DE SEPARAÇÃO SUBMARINO 29
3.3 – ONDE O SISTEMA DE PROCESSAMENTO SUBMARINO
REALMENTE FAZ A DIFERENÇA 31
3.4 – SISTEMAS DE PROCESSAMENTO SUBMARINO EM U SO 32
3.4.1 - SUBSIS 33
3.4.1.1 - SEPARADOR UTILIZADO 35
3.4.1.2 – DEFEITOS 37
3.4.1.3 - RESULTADOS DO SUBSIS 38
3.4.2 – VASPS 38
3.4.2.1 – OPERAÇÃO 40
3.4.2.2 – RESULTADOS DO VASPS 41
CAPÍTULO 4 – ESTUDO DE CASO 42
4.1 – DESCRIÇÃO DO CENÁRIO 43
4.2 – METODOLOGIA DAS ANÁLISES 44
4.3 – O SOFTWARE E O MODELO DESENVOLVIDO 45
4.3.1 – OS MÓDULOS “PIPELINE & FACILITIES”E
“NETWORK ANALYSIS” 47
4.3.2 – CONSTRUÇÃO DO MODELO 47
4.3.2.1 – SELEÇÃO DAS UNIDADES 48
xii
4.3.2.2 – DEFINIÇÃO DO DADOS E MÉTODO DE
MODELAÇÃO FLUIDA 49
4.3.2.3 – CORRELAÇÃO DE ESCOAMENTO 50
4.3.2.4 – DEFINIÇÃO DOS COMPONENTES DO MODELO
E CRIAÇÃO DA MALHA 52
4.3.2.4.1 – TRECHO POÇO ⇒ ANM 52
4.3.2.4.2 – TRECHO ANM ⇒ FLOW
CONNECTION ⁄ SEPARADOR 56
4.3.2.4.3 – TRECHO FLOW CONNECTION ⁄
SEPARADOR ⇒ TDP 57
4.3.2.4.3.1 – O SEPARADOR 58
4.3.2.4.4 – TRECHO TDP ⇒ TOPSIDE 59
4.3.2.5 – DEFINIÇÃO DOS PADRÕES DE TRANSFERÊNCIA DE
CALOR 62
4.3.2.6 – RODAR O MODELO 63
4.3.2.6.1 – VALIDAÇÃO DO MODELO 64
4.3.2.7 – MODELO COM SEPARADOR 71
4.3.2.8 – COMPARATIVO COM E SEM SEPARADOR
PARA WATERCUT DE 45,4% 73
4.3.2.9 – ANÁLISE DOS RESULTADOS PARA O WATER CUT
DE 45,4% 76
4.3.2.10 – SIMULAÇÕES COM VARIAÇÃO DO WATER CUT 78
4.3.2.11 – ANÁLISE DOS RESULTADOS 85
4.3.2.11.1 – MELHORIA DO PERCENTUAL DE
RECUPERAÇÃO DE HIDROCARBONETOS 85
4.3.2.11.2 – EXPLORAÇÃO DE CAMPOS MARGINAIS 86
4.3.2.11.3 – REDUÇÃO DA PROBABILIDADE DE
xiii
FORMAÇÃO DE HIDRATOS E DE INJEÇÃO QUÍMICA 87
4.3.2.11.4 – ECONOMIA EM LINHAS DE PRODUÇÃO 89
4.3.2.11.4.1 - USO DO RISER DE PRODUÇÃO DE 4
POLEGADAS 94
4.3.2.11.4.2 - USO DO RISER DE PRODUÇÃO DE 8
POLEGADAS 94
CAPÍTULO 5 – CONCLUSÃO 96
CAPÍTULO 6 – REFERÊNCIAS BIBLIOGRÀFICAS 99
ANEXO 1 – FUNDAMENTOS TEÓRICOS DAS CORRELAÇÕES 101
A1.1 – GRADIÊNTE DE PRESSÃO 101
A-1.1.1 – HAGEDORN E BROWN 104
A-1.1.2 – DUNS E ROS 106
A-1.1.2.1 – REGIÃO I - ESCOAMENTO DO TIPO
“BUBBLE” 107
A-1.1.2.2 – REGIÃO II - ESCOAMENTO DO TIPO
“SLUG” 109
A-1.1.2.3 – REGIÃO III - ESCOAMENTO DO TIPO
“MIST” 109
A-1.1.2.4 – REGIÃO DE TRANSIÇÃO 110
A-1.1.3 – BEGGS E BRILL 111
ANEXO 02 – PLANILHA CATBAS 112
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Configuração inicial de um Reservatório de Hidrocarbonetos 2
Figura 2.1 – Separador Trifásico Básico 12
xiv
Figura 2.2 - Esquema simplificado de processamento de óleo na plataforma 16
Figura 2.3 - Esquema simplificado de processamento de gás na plataforma 17
Figura 2.4 – Esquema Simplificado de Processamento da Água na Plataforma 19
Figura 3.1 – Curvas de Dissociação 23
Figura 3.2 – Comportamento da Produção de um Campo de Petróleo 25
Figura 3.3 – Arranjo I - Sistema de separação submarino 30
Figura 3.4 – Arranjo II - Sistema de separação submarino 30
Figura 3.5 – SUBSIS antes da instalação (Cortesia ABB) 34
Figura 3.6 – Medidor Nucleônico 36
Figura 3.7 – Funcionamento do medidor indutivo (Cortesia RASMUSSEN) 37
Figura 3.8 – VASPS 39
Figura 3.9 – Lay Out Esquemático Com o VASPS (Cortesia Petrobrás) 40
Figura 4.1 – Cenário Simulado – Com Separador 42
Figura 4.2 – Malha do Trecho Poço ⇒ ANM 53
Figura 4.3 – IPR do Reservatório 54
Figura 4.4 – Flowline e Riser de Produção 61
Figura 4.5 – Tela de Transf. de Calor na Flowline – Propriedades
(Cortesia PIPESIM) 63
Figura 4.6 – Correlação Multifásica no trecho Reservatório / Cabeça do Poço 65
Figura 4.7 – Correlação Multifásica no trecho Cabeça do Poço / TDP 65
Figura 4.8 – Correlação Multifásica no trecho TDP / Topside 66
Figura 4.9 – Comparativo de Pressões – MARLIM x PIPESIM 68
Figura 4.10 – Comparativo de Temperaturas – MARLIM x PIPESIM 68
Figura 4.11 – Gráfico IPR x Pressão Requerida do Modelo Sem Separador 71
Figura 4.12 – Posição do Separador no Modelo 72
Figura 4.13 – Gráfico IPR x Pressão Requerida do Modelo Com Separador 73
Figura 4.14 – Comparativo do Perfil de Pressão Disponível Com e Sem
xv
Separador 74
Figura 4.15 – Comparativo do Perfil de Temperatura Com e Sem Separador 74
Figura 4.16 – IPR x Pressão Requerida Com e Sem Separador 75
Figura 4.17 – Comparação de Pressão na Cabeça do Poço 82
Figura 4.18 – Vazão na Cabeça do Poço 82
Figura 4.19 – Vazão de Óleo no Topside 83
Figura 4.20 – Ganho de Óleo com o uso do Separador 83
Figura 4.21 – Temperatura do Óleo na Cabeça do Poço 84
Figura 4.22 – Temperatura de Chegada do Óleo no Topside 84
Figura 4.23 – Envelope de Hidratos 88
Figura 4.24 – Comparativo de Pressão na Cabeça do Poço para ∅ = 4, ∅ =6 e
∅ = 8 Polegadas 93
Figura 4.25 – Comparativo de Vazão na Cabeça do Poço para ∅ = 4, ∅ =6 e
∅ = 8 Polegadas 93
Figura A-1.1 – Ábaco de Moody 102
Figura A-1.2 – Mapa de padrões de escoamento de DUNS e ROS 107
Figura A-1.3 – Gráfico de L1 e L2 108
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 – Dados do Tubing e Geotérmicos 55
Tabela 4.2 – Composição Composição e Características da Flowline e do Riser de
produção 60
Tabela 4.3 – Comparativo de Pressões – MARLIM Petrobrás x PIPESIM 66
Tabela 4.4 – Comparativo de Temperaturas - MARLIM x PIPESIM 67
Tabela 4.5 – Erro Relativo - MARLIM x PIPESIM 69
Tabela 4.6 – Erro Relativo - MARLIM x PIPESIM 69
Tabela 4.7 – Resultados com a inserção do Separador 72
xvi
Tabela 4.8 – Pressão na Cabeça do Poço por Water Cut 78
Tabela 4.9 – Vazão na Cabeça do Poço `a Montante e Juzante do Separador
por Water Cut 79
Tabela 4.10 – Ganho de Óleo com o Uso do Separador 80
Tabela 4.11 – Temperatura na Cabeça do Poço Sem e Com Separador 81
Tabela 4.12 – Perfil de Pressão ao longo dos Risers de Produção 90
Tabela 4.13 – Ganho em Vazão na Cabeça do Poço por Diâmetro de
Riser de Produção 91
Tabela 4.14 – Vazão de Óleo no Topside e Ganho de Óleo por Diâmetro de
Riser 92
1
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
1.1 - CENÁRIO MUNDIAL DE ÁGUAS PROFUNDAS
Apesar de ainda existirem campos gigantes terrestres nos países do oriente
médio, em outras partes do mundo as chances de descoberta de novos campos de
com grande volume de reservas são praticamente nulas. Da mesma forma, mesmo já
existindo fontes energéticas alternativas seguras para substituir o petróleo, não existe
ainda uma infra-estrutura disponível capaz de dar suporte ao seu uso em grande
escala (FRANK et al., 1998). O resultado destas incertezas e dificuldades é um setor
extremamente competitivo e que investe pesado na procura de novas reservas.
Neste contexto a exploração submarina surge como uma esperança de
abastecimento para o setor de forma que as empresas de óleo e gás, principalmente
as maiores, vêm se empenhando ao máximo na busca e implementação de
estratégias capazes de prover melhores taxas de produção com menos risco e
redução de custos.
Em face da crescente importância, boa parte dos investimentos em exploração
das maiores companhias de óleo e gás do mundo é dedicada a reservatórios em
águas profundas e ultraprofundas. Muitas vezes, mesmo se a exploração é
tecnicamente bem sucedida os altos custos de produção associados aos métodos de
desenvolvimento convencionais tornam tais campos inviáveis. Como conseqüência,
desde a década de 90, muitas operadoras estão envolvidas no desenvolvimento de
tecnologias submarinas que maximizem a produção e reservas recuperáveis (VALE e
GARCIA, 2002).
Dentre as novas tecnologias disponíveis, a separação submarina da mistura
óleo+gás+água surge como uma grande promessa. Este trabalho tem por objetivo
2
verificar a viabilidade da utilização da separação submarina no sentido de
proporcionar:
- O aumento da taxa de recuperação de hidrocarbonetos;
- A minimização dos custos e a otimização do uso da infra-estrutura já
existente.
1.2 - O PORQUÊ DA SEPARAÇÃO
ROSA e CARVALHO (2002), no livro Previsão do Comportamento de
Reservatórios, mencionam que reservatórios de óleo inicialmente apresentam uma
configuração composta de três zonas distintas (Figura 1.1). Uma de capa de gás e
água conata, outra de óleo e água conata e por fim a terceira que é um aqüífero
contíguo à zona de óleo. Por esta razão durante a produção o fluido extraído do
reservatório sai do poço em três fases, uma de gás, outra de óleo e a última de água.
Figura 1.1 – Configuração inicial de um Reservatório de Hidrocarbonetos
Capa de Gás
Água Conata
Zona de Óleo
Água Conata
3
A separação destas fases faz-se necessária devido aos seguintes fatores:
- O gás a cada dia que passa torna-se mais interessante economicamente
para a indústria global de energia e por isso deve ser melhor aproveitado;
- A água, pelo fato de apresentar elevado teor de sal em sua composição e
formar emulsões com viscosidades superiores à do óleo desidratado, se não
for retirada, afeta o dimensionamento do sistema de bombeio e transferência,
compromete o processo de refino, causa problemas de incrustação e corrosão
nos oleodutos de exportação além de representar volume ocioso na
transferência e armazenamento do petróleo (RAMALHO, 2000):
- Possibilitar que o óleo chegue em boas condições para ser refinado em
unidades “onshore”.
1.3 - A SEPARAÇÃO SUBMARINA
Fj∅SNE (2002) comenta que a estrutura requerida para a produção de
hidrocarbonetos “offshore” é tipicamente composta de vários poços, árvore de natal,
“manifolds” em alguns casos, meios de transporte do fluido do fundo até a superfície
(“flowlines” e “risers” de produção) e unidades “topside”. Entretanto, a necessidade de
desenvolver campos em águas cada vez mais profundas com longos “tie backs” tem
mostrado que este modelo apresenta certas limitações. E são estas limitações que
vêm impulsionando o progressivo desenvolvimento da tecnologia submarina, que
caminha em direção a sistemas de processamento parcial do fluido que sai do poço
ainda no fundo do mar.
Conforme será mais bem definido nos capítulos adiante, a separação
submarina torna-se ideal para ser aplicada em campos em águas profundas e
4
ultraprofundas, com extensos “tie backs” e campos em que a produção de
hidrocarbonetos já está em declínio e a taxa de água na fase líquida, “water cut”, é
consideravelmente alta. Se bem sucedida, APPLEFORD e SMITH (2001) comentam
que a separação submarina oferece varias vantagens para o desenvolvimento do
campo, que são:
- Bombeamento monofásico (quando necessário);
- Redução da probabilidade de formação de hidratos e necessidade de
injeção química devido à separação água-gás;
- Possibilidade de teste do poço ainda no leito marinho, dispensando a
necessidade de uma linha para teste;
- Redução dos gastos com transporte e tratamento de água;
- Redução da perda de carga por conta de uma vazão líquida menor;
- Separação mais simples, uma vez que há a manutenção da alta pressão,
que por sua vez mantém em solução frações leves do petróleo, diminuindo a
viscosidade da fase líquida.
Por ainda ser uma tecnologia pouco experimentada, é mais fácil apontar as
possíveis vantagens, tendo por base os resultados divulgados para os poucos
experimentos já feitos, do que as desvantagens. Contudo, não consiste exagero algum
supor que caso a separação submarina não seja eficiente o bastante, ou apresentar
problemas de mau funcionamento de qualquer um de seus elementos (separador,
linhas de comando, bombas e etc.), estará implicando na perda de milhões em
investimento em pesquisa, construção, instalação, operação e manutenção, sem
contar o risco eminente de redução ou parada da produção até que o sistema “back-
up” esteja operando de forma confiável e satisfatória.
5
1.4 - INTRODUÇÃO AOS SEPARADORES SUBMARINOS
O processamento submarino é uma tecnologia emergente na área de óleo e
gás que, apesar de relativamente recente, já possui alguns protótipos em atuação ao
redor do mundo, dentre os quais pode-se citar:
- VASPS (Vertical Annular Separation Pumping System) – Instalado pela
Petrobrás no final de 2001 na Bacia de Campos, no Campo de Marimbá. Este
sistema é um separador bifásico (gás / líquido) associado a um sistema de
bombeamento. O projeto, que desde 1998 está na fase de demonstração na
Bacia de Campos, já passou pelas seguintes fases: fase I (1990 a 1991) –
testes de laboratório; fase II (1993 a 1995) – testes em terra na Itália feitos pela
AGIP e fase “pré-subsea” (1995 a 1997) – testes em terra na Itália feitos pela
Petrobras (VALE e GARCIA, 2002);
- SUBSIS (Troll Pilot) – Este é o primeiro projeto de estação de separação
submarina de óleo/água/gás a ser instalado no mundo. Operado pela Norsk
Hydro, atualmente ele encontra-se funcionando com aparente êxito numa
profundidade de 350 metros no campo de Troll, na Noruega. A estação que
tem como dimensões:
- L = 17 metros;
- W = 17 metros;
- H = 6 metros;
O SUBSIS pesa 400 toneladas e consiste de um separador cilíndrico horizontal
gravitacional (9,0 m x 2,8 m x 85 mm), pesando 89 toneladas, uma arvore de injeção,
uma bomba de injeção de água, “manifolds” e coberturas (RASMUSSEN, 2002). A
6
capacidade de injeção de água da estação é de 55.000 barris/dia, considerando uma
produção de óleo de 35.000 barris/dia com um percentual de água inferior a 10%.
1.5 - OBJETIVO DA TESE
O trabalho que será apresentado traz como objetivo principal a análise
paramétrica da influência de um separador de fundo num sistema submarino de
produção. Tendo em vista todas as deficiências tecnológicas ainda existentes, não é
de se admirar que o número de separadores submarinos em uso ao redor do mundo
ainda seja pequeno. Mas é importante ressaltar que os investimento na área, como
visto no item 1.4, estão crescendo e que a tendência é que num futuro próximo este
tipo de tecnologia se torne bastante comum e de grande uso em águas profundas e
ultra profundas.
Como o escopo das análises não é o dimensionamento de uma planta de
processo submarino, mas sim, o impacto causado pela separação da água e sua re-
injeção na produtividade do poço, o estudo estará concentrado no escoamento
multifásico desde o reservatório até o “topside”, assim como nas trocas de calor entre
as fases, a linha e o ambiente marítimo externo. O programa PIPESIM (2003) será
adotado como a ferramenta computacional de suporte ao desenvolvimento do
presente trabalho. O PIPESIM é um programa de engenharia de petróleo utilizado nas
áreas de projeto, operação e otimização de campos e instalações de óleo e gás.
As simulações desenvolvidas tiveram por base dois arranjos diferentes para
um mesmo campo. O primeiro arranjo, chamado de tradicional, é dotado de ANM,
“Flowline”, “flow conection” e “riser” de produção. Por sua vez, o segundo arranjo é
formado de ANM, “flowline”, um separador de fundo, alocado a 80 metros do poço e
“riser” de produção. As simulações que serão feitas têm por objetivo avaliar os valores
7
de pressão, vazão e temperatura do escoamento, para diferentes pontos do trecho
entre o poço e o “topside”. A comparação dos resultados obtidos para cada um dos
casos permitirá avaliar a contribuição da separação submarina em termos do aumento
da produção de hidrocarbonetos, da prevenção de hidratos e da economia de custos.
8
CAPÍTULO 2 – PROCESSAMENTO DA MISTURA
ÓLEO/ÁGUA/GÁS
A função básica de uma UPF - Unidade de Produção Flutuante de petróleo e
gás (plataforma ou navios FPSO – “Floating, Production, Storage and Offloading”), é
condicionar o óleo produzido de forma a permitir o seu transporte e futuro
processamento. Na exploração de petróleo e gás no mar (“offshore”), o sistema
responsável pela condução da mistura de óleo, água e gás extraída dos poços, até a
unidade de produção flutuante é formado, usualmente, por um “manifold” de produção
conectado a um conjunto de “risers”. Nas plataformas/FPSO, as especificações do
sistema de processamento, como capacidade e quantidade de equipamentos, é
dependente das características do reservatório e da maior taxa de retorno que cada
configuração pode oferecer. Todavia, de um modo geral, o sistema de processamento
da mistura de óleo, água e gás é composto pelos dos seguintes elementos:
- Pré-aquecedores ou “Pre-heaters”;
- Aquecedores ou “Heaters”;
- Separador de Produção;
- “ Knock out drum”;
- Tratador de Óleo;
- Resfriador;
- Separador Atmosférico;
9
- “Booster Skid”;
- Estação de medição;
- Unidade de Flotação;
- Unidade de compressão + desidratação do gás.
A seguir, será apresentada uma breve descrição sobre os separadores, em
função de estes consistirem no item mais importante do sistema de processamento
submarino desenvolvido e analisado nesta tese.
2.1 - SEPARADORES CONVENCIONAIS E COMPACTOS
Os separadores são classificados em dois tipos básicos: os convencionais e os
compactos. KENNETH e PATTI (1999) comentam que os separadores convencionais
são basicamente bifásicos ou trifásicos, e podem ser definidos estruturalmente como
vasos de formato cilíndrico com orientação horizontal ou vertical. Os autores ressaltam
também que o tamanho dos separadores convencionais é baseado em três fatores
básicos:
- O tempo de retenção do líquido;
- Velocidade de acomodação das gotículas de água arrastadas pelo gás;
- Tempo de acomodação das gotículas de água na fase oleosa.
Apesar de serem bastante confiáveis, os separadores convencionais
apresentam como principais desvantagens seu tamanho e peso. O aumento da
demanda pela produção de óleo, faz com que os equipamentos nas plantas de
processo tendam a crescer e ocupar cada vez mais espaço. Como os custos de
construção podem aumentar exponencialmente com o tamanho e o peso do
10
equipamento, a redução da dimensão dos separadores de fluidos em plantas de
processo vem sendo estudada há muito tempo. Mais recentemente, a redução do
tamanho dos separadores tornou-se ainda mais importante, devido às restrições de peso
e espaço impostas por plataformas “offshore” de produção de petróleo e por sistemas de
produção submarinos.
No entanto, a redução do tamanho do vaso geralmente não é viável, pois é
necessário um tempo de residência ou permanência do produto no vaso para que a
separação das fases ocorra. Isto torna o tamanho do separador proporcional à vazão de
fluidos.
JARLE (2003) descreve a velocidade de separação das fases pela seguinte
expressão:
µρ18
2gdVS∆
= (2.1)
onde:
Vs =Velocidade de Separação das fases;
∆ρ = Diferença entre as densidades;
d = Diâmetro da gota de água;
µ = Viscosidade dinâmica.
O que a expressão acima mostra é que a velocidade de separação só pode ser
melhorada nos separadores convencionais atuais com o aumento do seu diâmetro, o
que não só aumenta os custos para fabricação como também não ajuda em nada a
otimização do espaço nas plataformas e FPSOs, Unidades de Produção “Offshore”
(UPO).
11
Na tentativa de reduzir o tamanho e peso dos separadores, foram criados os
modelos compactos, que são projetados para executarem as mesmas funções dos
modelos convencionais, sendo que com o diferencial de apresentarem redução de
custos devido a estruturas menores e mais leves. A explicação para esta alteração
dimensional esta na realização da separação das fases imiscíveis de diferentes
densidades com o uso da força centrífuga e do padrão de escoamento resultante,
diferentemente dos separadores convencionais que usam basicamente a gravidade.
Os processos de separação convencionais entre líquidos (decantação) ou
entre líquidos e gases dependem da força da gravidade. Como as fases possuem
densidades diferentes, a força gravitacional faz com que fluido mais pesado se
desloque para o fundo do vaso, enquanto o fluido mais leve se acomoda na camada
superior. Do entendimento deste simples processo, pode-se concluir que a separação
tende a ocorrer de forma mais rápida com o aumento da força gravitacional ou o uso
de algum mecanismo que contribua no processo de separação. Um dos mecanismos
usados para tal é a atuação da força centrífuga.
Fazendo o uso da força centrifuga, os separadores compactos são capazes de
aumentar significantemente a velocidade de separação, o que elimina a necessidade
de longos períodos de retenção e, consequentemente, reduz a dimensão dos
separadores. Mesmo não proporcionando às fases, em todos os casos, um teor de
qualidade tão bom quanto os separadores convencionais, os separadores compactos
podem ser usados para diversos fins, entre eles a separação gás/líquido e óleo/água.
Para que possam substituir os seus predecessores, os modelos compactos
precisam oferecer confiabilidade tão alta quanto os convencionais, mas até o atual
momento o que pode ser atestado é que eles ainda apresentam problemas que
diminuem a sua confiabilidade. Um destes problemas é a alta sensibilidade a
variações de escoamento, o que não ocorre com os convencionais. Ao ocorrerem
12
golfadas (“slugging”), o controle do líquido e dos níveis de interface fica muito difícil, a
conseqüência disto é a facilidade de arraste de líquido ou descargas de gás em
separadores de gás/líquido e baixa qualidade do óleo e/ou água em separadores
água/óleo. Outros problemas associados são a maior sensibilidade à erosão, a
possibilidade de bloqueio com parafinas, produtos corrosivos e areia, assim como, a
suscetibilidade a falhas mecânicas. Sem contar os custos que ainda são altos quando
comparados aos dos separadores convencionais. Os principais exemplos de
separadores compactos são os ciclônicos, centrífugos e helicoidais.
Figura 2.1 – Separador Trifásico Básico
2.2 – PROCESSAMENTO DAS FASES NO TOPSIDE
2.2.1 – PROCESSAMENTO DA FASE OLEOSA
Após deixar o “manifold”, a mistura segue pelos “risers” (rígidos ou flexíveis)
para os pré-aquecedores de água/óleo, que são trocadores de calor, onde conforme o
nome do equipamento já deixa claro, ela será pré-aquecida. Nos pré-aquecedores a
mistura terá a sua temperatura normal de saída da linha aumentada até chegar a pelo
menos 45oC dependendo da vazão de óleo e água que é produzida. As temperaturas
Água Óleo
Gás
Água
Óleo
Weir
Demister
Gás
13
de entrada e saída da mistura são sabidas graças a sensores de temperatura que são
instalados na região de entrada e saída do pré-aquecedor.
Para que o processo de separação seja eficiente, a mistura deve entrar no
separador a uma temperatura ótima que em geral é de aproximadamente 80oC. Para
tal, após deixar o pré-aquecedor, ela segue para o aquecedor de produção, outro
trocador de calor, onde, por um processo similar ao anterior terá a sua temperatura
aumentada até a faixa ideal. Também neste caso, a temperatura de entrada e saída é
monitorada por sensores.
É importante deixar claro que no trocador de calor é a água que sai do sistema
de aquecimento que cede calor para a mistura deixando-a em condições de seguir
para o separador de produção.
O próximo passo é seguir para o separador de produção que tem como função
separar as fases de gás, óleo e água produzidas pelos poços. O separador é projetado
de forma que se obtenha um tempo de residência da mistura no vaso suficiente para
promover a separação do gás da fase líquida, bem como a separação do óleo da água
produzida, mas que não seja grande a ponto de limitar a capacidade de produção.
Normalmente, quando não há a adição de produtos químicos à mistura, o tempo de
residência é superior a 10 minutos. Outro fator que influencia o tempo de residência é
a vazão de alimentação do separador que por sua vez é controlada pelo
posicionamento da válvula de choke.
No interior do separador de produção são instalados sensores de temperatura
e de pressão de forma que qualquer alteração danosa nas condições ideais de
operação seja contornada a tempo. A pressão, por exemplo, quando sofre mudanças
significativas, é compensada pelo compressor que varia a aspiração de gás, de modo
a trazer a pressão ás condições normais.
14
Normalmente os separadores são equipados com itens internos adequados a
utilização do sistema de desarenação que tem como função a remoção do excesso de
areia presente na fase líquida do separador. Para tal, existem tubulações e conexões
interligando os dois equipamentos.
Por especificação, em condições ideais, na saída do separador as seguintes
condições devem ser respeitadas:
- Teor máximo de água no óleo – 5%, vol/vol;
- Teor máximo de óleo na água – 0,1%, vol/vol;
- Teor de óleo no gás – 0,1 Usgal/MMscf.
O Demister mostrado na figura 2.1 é responsável pela retenção das gotículas
de óleo e água arrastadas pelo gás. Este equipamento influencia significantemente no
desempenho do separador.
Ao sair do separador de produção, a mistura trifásica está decomposta em
misturas ainda trifásicas com predominância de óleo, água ou gás. No caso da fase
oleosa, ela ainda está com alto teor de água, 5% v/v na forma de gotículas dispersas e
por isso ainda sem condições de ser processada nas refinarias além do fato de ainda
ocupar um volume de estocagem muito grande. Por esta razão ela é encaminhada
para o tratador de óleo onde, por um processo de precipitação eletrostática, será feita
a separação água/óleo.
Um fato curioso neste processo é que quando o separador de produção é
muito eficiente e resulta em menos de 5% v/v de água no óleo as moléculas de água
estão tão dispersas na fase oleosa que é necessário acrescentar mais água para que
as moléculas se coalescam (agrupem) e então ocorra a separação água/óleo. No caso
de ocorrer o contrário e o percentual de água no óleo ser superior a 10%, o que ocorre
15
é a deformação das gotículas que estão muito próximas umas das outras, o que
impede a coalescência das mesmas e conseqüentemente a separação.
Mesmo variando de acordo com as especificações do equipamento, em geral a
eficiência esperada de um tratador de óleo é a seguinte:
- Percentual máximo de água no óleo – 0,5%, vol/vol;
- Percentual máximo de óleo na água – 300 ppm;
- Teor máximo de sal no óleo – 100 PTB;
- Salinidade da água produzida – 70000 ppm.
Na saída do tratador de óleo a água segue para os hidrociclones enquanto que
o óleo tratado segue para o resfriador de óleo onde terá a sua temperatura reduzida à
temperatura de operação do separador atmosférico, algo entre 53 e 65oC, faixa de
temperatura considerada ideal para estocagem. O separador atmosférico é do tipo
bifásico e é dimensionado para que o tempo de residência do óleo nele seja o
bastante para que seja realizada a separação do gás residual da fase líquida. Este
processo em geral leva mais de 5 minutos. Do separador atmosférico o óleo passa
pela unidade fiscal onde ocorre à medição da vazão do óleo e posteriormente segue
para o tanque de estocagem.
A eficiência esperada de um separador atmosférico é:
- Teor de óleo no gás – 0,1 Usgal/MMscf.
Veja na figura 2.2 o fluxograma do caminho do óleo
16
Figura 2.2 - Esquema simplificado de processamento de óleo na plataforma
2.2.2 - PROCESSAMENTO DA FASE GASOSA
O caminho percorrido pelo gás até o separador de produção é o mesmo do óleo,
uma vez que ambos, juntamente com a água, compõem a mesma mistura. Entretanto,
diferentemente do óleo que vai para o tratador de óleo, a fase gasosa segue para o
“Knock out” onde sofre um processo de expansão. Paralelamente, o gás que encontra-
se difundido na fase oleosa e que entra no separador atmosférico, na saída é
encaminhado para o “Booster Skid” porque ao sair do separador atmosférico a
pressão do gás está muito baixa e, por isso, precisa ser comprimido de forma a chegar
ao K.O na mesma faixa de pressão do gás que sai diretamente do separador de
produção.
Flare
Mistura
Tratador de óleo “Oil Dehydrator”
Separator de Produção “Production Separator”
Óleo
Aquecedor “Heater”
Pré-Aquecedor “Pre Heater”
Óleo
Manifold De Produção
Poço
Gás para tratamento
Água para o
Hidrociclone Resfriador “Cooler”
Tq. Slop
Separador Atmosférico “Atmospheric Separator”
Unidade fiscal “Fiscal Metering”
Tanque de Armazenamento
17
Do K.O o gás segue para o sistema de compressão onde será acondicionado
para exportação. Cada compressor tem suas características próprias de projeto, mas
geralmente eles trabalham com estágios de compressão seguidos de resfriamento do
gás e coletagem do condensado (gás sob alta pressão e em baixa temperatura) nas
facilidades apropriadas. Sensores de pressão e temperatura são instalados em
diferentes pontos de cada estágio, de forma a ter um controle preciso das operações.
No circuito de compressão existe a facilidade para desidratação do gás que no caso
do Brasil é a unidade de TEG (Tri Etileno Glicol – Produto usado no Brasil por estar de
acordo com as regras ambientais seguidas no país) que ocorre entre os estágios de
compressão. Após estar devidamente desidratado e comprimido o gás pode seguir
para a costa. Veja na figura 2.3 o caminho percorrido pelo gás enquanto é processado.
Figura 2.3 - Esquema simplificado de processamento de gás na plataforma
Tq. Slop
Gas Booster Skid
Gás Separador de Produção “Production Separator”
Aquecedor “Heater”
Pré Aquecedor “Pre Heater”
Poço
Manifold deProdução
TEG
Contactor TEG Regeneration Unit
TEG
Cooler
TEG Tri Etileno
Glicol
P3P2 P1Costa
Óleo
Mistura
K.O Drum
Separador Atmosférico “Atmospheric Separator”
Tanque de
Estocagem
Óleo
18
2.2.3 - PROCESSAMENTO DA FASE AQUOSA
O sistema de Tratamento de água produzida tem como objetivo tratar a água
separada nos separadores, reduzindo o teor de óleo contido nesta água, recuperando
o óleo para re-encaminha-lo para a produção. Como pode ser visto na figura 2.4, para
cada um dos trens de Separação, há duas origens de água produzida: a água
separada no Separador de Produção e a separada no Tratador de Óleo. A água
proveniente do separador de produção, assim como a proveniente do tratador de óleo
após a separação, seguem para o seu respectivo hidrociclone onde após a ocorrência
de nova separação água/óleo segue para o pré-aquecedor e depois para a unidade de
flotação ou é “by-passada” diretamente para o flotador para então ser encaminhada
para os tanques de armazenamento para finalmente ser eliminada no mar.
A água produzida efluente do hidrociclone está normalmente a uma
temperatura em torno da condição de separação (~80 o C) e por isso deve ser
encaminhada para os pré-aquecedores para auxiliar no processo de pré-aquecimento
e ser resfriada à temperatura de entrada no flotador onde terá o seu teor de óleo
reduzido a 20 ppm de acordo com as regras ambientais regulamentadas pela
legislação brasileira.
2.2.3.1 - HIDROCICLONES:
O hidrociclone é um equipamento específico para a separação bifásica
água/óleo e que de acordo com informações de fabricante, funciona da seguinte
forma: A água produzida é recebida na região mais próxima do vértice de forma
tangencial no hidrociclone que tem formato cônico, e desta forma, devido à pressão na
sua entrada, o líquido é impelido a um escoamento circular por dentro desse cone
ocasionando uma força centrífuga do líquido muitas vezes superior a aceleração
gravitacional a qual está normalmente submetida. Este processo proporciona uma
19
separação água/óleo muito mais eficaz do que a que ocorre em condições de
aceleração gravitacional. A água, portanto, gradativamente com menos óleo vai sendo
conduzida para a base do formato cônico sempre num escoamento espiralado e o óleo
de maneira inversa sendo acumulado na região do vértice do cone.
2.2.3.2 - FLOTADORES:
O Flotador é um vaso cilíndrico vertical cujo diâmetro propicia uma velocidade
reduzida de escoamento vertical direcionado para baixo de tal forma a facilitar a
separação das gotículas de óleo presente emulsionadas no seu seio. Enquanto a
água é conduzida para a saída na parte inferior o óleo separado dirige-se para a parte
superior. Aspersores de gás são instaladas no seu interior na parte inferior do vaso de
tal forma que gás aspergido, mantendo um fluxo ascendente distribuído devidamente
de pequenas bolhas de gás com diâmetro controlado, auxilia a separação do óleo pela
flotação das partículas de óleo pelo fluxo de gás ascendente. Na parte logo abaixo da
entrada de água produzida, o vaso tem instalado uma seção de elemento coalescedor
que, pela aglutinação das partículas de óleo, auxilia também na separação do óleo.
Figura 2.4 – Esquema Simplificado de Processamento da Água na Plataforma
Óleo
Separador de Produção “Production Separator”
Tratador de Óleo “Oil Dehydrator”
Flotador “Flotator”
Gás
Água
Água
Água
Hidrociclone “Hydrociclone”
Hidrociclone “Hydrociclone”
Pré-Aquecedor “Pre-Heater”
20
2.3 – IMPACTO DA SEPARAÇÃO SUBMARINA NO PROCESSAMENTO TOPSIDE
A execução dos ciclos de processamento acima descritos, em função do
constante aumento da produção, implicam no uso de grandes espaços, que
claramente é sabido ser uma das limitações das UPOs. O uso da separação
submarina, não elimina a necessidade de um “back up” na superfície, mas contribui
para a economia em matéria de quantidade e dimensão de diversos equipamentos,
além de disponibilizar consideráveis espaços nas UPOs. Só o descarte do
processamento da água no “topside”, por exemplo, já representa significativa redução
de custos, uma vez que, um dos maiores “lamentos” das empresas exploradoras é a
necessidade de tratar antes de eliminar a água produzida junto com o óleo e o gás
natural.
A separação e conseqüente re-injeção da água ainda no leito do mar, situação
analisada neste trabalho, é uma solução inteligente que no caso de se mostrar
eficiente, ajudará a resolver o problema de espaço e contribuirá para uma gradativa
substituição das UPOs flutuantes por unidades inteiras de processamento no fundo do
mar.
CAPÍTULO 3 – ESTADO DA ARTE E REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1 - O PROCESSAMENTO SUBMARINO
O capítulo anterior foi dedicado a descrever de forma sucinta como ocorre o
processamento da mistura óleo/água/gás ao chegar ao “topside”. Obviamente, ao
menos por enquanto, ainda não é possível processar a mistura de forma igual ainda
no fundo do mar. Contudo, os primeiros passos nesta direção já estão sendo dados
com a instalação dos primeiros separadores submarinos.
Tendo como base a bagagem prática e teórica adquirida, o objetivo seguinte
das operadoras é o processamento da mistura mais próximo ao poço, em ambiente
submarino. JOHANSEN e LEPORCHER (2001) comentam que em função das
fronteiras entre águas rasas, profundas e ultraprofundas ainda não estarem bem
definidas, as operadoras vêm tentando extrapolar a tecnologia existente para
ambientes cada vez mais profundos e que para obter êxito nesta empreitada
parâmetros convencionais de projeto são mais aconselháveis (porém não obrigatórios)
para serem utilizados na concepção dos separadores submarinos; mesmo que
características não convencionais como o peso, devam ser levadas em consideração
para suportar as condições ambientais.
Várias variáveis devem ser observadas de forma que a separação submarina
seja bem sucedida. Estas características podem ser classificadas como naturais e não
naturais. Como naturais pode-se citar:
21
- Composição da mistura – Por composição da mistura entende-se a
fração de cada uma das fases presentes;
- Separabilidade da água – Um requisito primordial para a avaliação da
separação submarina é adequar as condições do separador à separabilidade
da água do óleo. Caso a separabilidade seja pobre, a hipótese de separação
submarina da água deve ser descartada. Geralmente a separação
água/hidrocarbonetos é mais eficiente em ambientes de alta pressão e
temperatura;
- Pressão externa – O sistema deve ser projetado de forma a trabalhar
eficazmente sob condições de alta pressão externa;
- Taxa de vazão – Por estar mais próximo ao poço, onde a perda de
carga ainda é baixa, a mistura entra no sistema com alta taxa de vazão, por
isso o sistema deve estar projetado para manter nestas condições o mesmo
índice de eficiência que ocorre no “topside”;
- Formação de hidratos e parafinas – ALARY e MARCHAIS (2000)
comentam que sob certas condições de temperatura e pressão (Ver Figura 3.1
abaixo) e presença de moléculas de água em contato com gás (metano, etano,
propano ou butano) pode ocorrer a formação de hidratos que são estruturas
sólidas com aparência de neve compacta que quando se formam podem
causar o bloqueio da linha de produção. Atualmente, o procedimento mais
usado na prevenção de formação de hidratos e parafinas é a manutenção da
temperatura a mais alta possível que passa pelo sistema de isolamento térmico
das linhas e injeção de inibidores;
22
Curvas de Dissociação
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 5 10 15 20 25 30
Temperatura (oC)
Pres
são
(bar
) Curva I
Curva II
Curva III
Curva IV
IIV III
II
Figura 3.1 – Curvas de Dissociação (Cortesia ALARY, V e MARCHAIS, D. (2000))
Metano, (II) Gas natural com 87.5 mol% C1, 7.6 mol%C2, 3.1 mol% C3, 1.2 mol% nC4 e 0.6
mol% nC5, (III) Gas Natural e água salgada (3wt%NaCl), (IV) gas natural e água (3 wt% NaCl),
(IV) gas natural e água + 30 wt% metanol
- Perfil de temperatura – Normalmente nos reservatórios situados em
águas profundas e ultraprofundas a perda de calor da mistura que deixa o poço
é bastante grande e por isso as linhas são termicamente isoladas na tentativa
de minimizar a queda da temperatura e evitar a formação de hidratos e
parafinas. Deve-se atentar para o fato de que a redução drástica do teor de
água na mistura devido a separação não implica em eliminação do risco de
formação de hidratos e que por isso é aconselhável a manutenção do
isolamento mesmo que seja menos espesso;
- Deposição de areia – As novas técnicas de extração têm avançado
muito na área de redução do teor de areia na mistura, mas mesmo assim, o
sistema deve ser projetado de forma a estar preparado para a remoção
periódica da areia.
23
E como características não naturais podem-se citar:
- Capacidade de construção do separador;
- Capacidade de içamento e transporte;
- Disponibilidade de material e equipamentos de controle;
- Condições de instalação de forma eficaz em águas profundas e ultra-
profundas;
- Complexidade do sistema;
- Confiabilidade do sistema;
- Facilidade de desinstalação para manutenção, em caso de urgência.
Se por um lado, no leito marítimo, ao contrário das plataformas e FPSOs,
existe espaço de sobra para a instalação de equipamentos de grande porte, construir
e lançar os mesmos de forma segura requer operações bastante delicadas em que
qualquer erro pode por em risco o tempo e investimento feito no equipamento. Quão
mais profunda a lâmina d’água maior a pressão externa sobre as paredes do
separador e consequentemente mais resistentes devem ser as suas estruturas.
Mesmo com todos os avanços que vêm ocorrendo, colocar uma estação de
processamento no fundo do mar é complicado, porque a tendência é que as estruturas
sejam muito grandes e pesadas, o que dificulta não só a fabricação como as
operações de manuseio e instalação, já que uma das maiores limitações encontrada
pela indústria de óleo e gás em águas profundas hoje em dia é, sem dúvida, a
capacidade de lançamento das embarcações disponíveis.
Considerando-se isso um fator determinante, MICHAELSEN (2003), destaca
que para o sucesso de um sistema de processamento submarino, estudos de redução
24
de diâmetro, espessura e fluxo, de equilíbrio entre pressão interna e pressão externa,
de materiais alternativos e de eficiência devem ser desenvolvidos, não só nos
separadores convencionais compactos acima citados como em todo o resto do
sistema de forma a se alcançar um ponto ótimo para o projeto.
De acordo com Fj∅SNE (2002) ao analisar o ciclo de vida típico das infra-
estruturas de produção “offshore” e ““onshore”” (Figura 3.2) é possível concluir o
porquê das instalações usadas, de uma forma geral, não serem mais bem
aproveitadas e também verificar o potencial do processamento submarino.
I II III
IV
I – Build-Up
II – Platô
III – Declínio
IV - Descomissionamento
Tempo
Capacidade da Infra-estrutura não utilizada
Prod.
Capacidade da Infra-estrutura utilizada
Figura 3.2 – Comportamento da Produção de um Campo de Petróleo
Quando a produção de reservas identificadas é planejada, a capacidade e
então custos da infra-estrutura devem ser balanceados entre o que se espera
recuperar dos poços e a economia geral do campo. Normalmente considerações sobre
NPV (Net Present Value) é que governam estas decisões, resultando em focar em
altas taxas de produção o quanto antes.
25
Normalmente, nos primeiros anos da exploração do campo, quando os poços
em atuação são surgentes e o percentual de água na mistura baixo, a utilização total
da infra-estrutura “topside” instalada não é alcançada porque nem todos os poços
estão conectados e funcionando com a sua capacidade total.
Da metade para o fim do ciclo de vida do campo, a capacidade da infra-
estrutura que antes era limitada pelo número de poços, passa então a ser limitada pela
alta produção de fluidos associados (líquidos e gás). Alterações nas características da
mistura vão contra as especificações iniciais dos equipamentos (linhas de produção e
“topside”) e forçam a redução na produção. Em águas profundas, por exemplo, a
produção de água em excesso aumenta em muito a pressão de retorno e resulta na
redução do fluxo do poço.
Já na fase terminal do campo quando o reservatório está depletado, a
produção torna-se pequena e a estrutura “topside” por sua vez super dimensionada.
Nesta fase, a perfuração de novos poços e exploração de campos marginais é uma
alternativa bastante interessante, entretanto, problemas com relação ao escoamento e
formação de hidratos devido a longas distâncias percorridas pela mistura no fundo do
mar, são obstáculos a serem superados. Para a fase inicial da exploração, a
separação submarina não oferece vantagens, entretanto, para as outras fases, ela
pode trazer melhorias importantes.
No artigo de sua autoria, MICHAELSEN (2003) comenta que em campos com
baixo “water cut”, o processamento submarino não apresenta grandes vantagens, mas
para aqueles com alta produção de água os ganhos são realmente significativos.
Quando a razão água/óleo alcança valores percentuais mais altos, a separação e
remoção da água levam a uma redução na queda da pressão nas linhas além do fato
de que um menor volume de fluido na unidade de produção habilita a conexão com
campos marginais e diminui a descarga para o mar de água poluída.
26
BRINGENDAL et al. (2002) mencionam que até recentemente a água
produzida era tratada e jogada no mar causando diversos problemas ambientais e a
água injetada usada para dar suporte à pressão do reservatório era normalmente a
água do mar. Nos últimos anos isto vem mudando, e ao invés da água do mar, a água
produzida é que tem sido usada para injeção, fato que traz diversos benefícios como:
redução da poluição e menos risco de formação de H2S na formação. Outro fator
importante é que caso a água produzida possa ser retirada da mistura e re-injetada
próximo ao poço não haverá a necessidade de levá-la até a plataforma para
tratamento e retornar para injeção o que é bastante interessante do ponto de vista
econômico.
Reservatórios como os da Bacia de Campos no Brasil, por estarem situados
em águas profundas e ultraprofundas, requerem linhas de transporte (“risers” rígidos e
flexíveis) bastante longas com grandes cotas verticais. Estas cotas geram colunas
hidrostáticas muito pesadas, as quais impõem uma contra pressão tão elevada ao
reservatório que este escoa com vazão reduzida ou até mesmo não têm energia para
fazer a mistura chegar às instalações de pré-processamento (plataformas),
acarretando a necessidade de adaptação de métodos de elevação artificial. É comum
a este tipo de campo a necessidade de altas taxas de injeção para manter a pressão,
tirar o óleo do poço e aumentar as reservas recuperáveis. Em adição, o resfriamento
da mistura multifásica nas linhas de escoamento pode levar a deposição de parafina e
hidratos que obstruem o escoamento e reduzem a eficiência da exploração.
Em casos como este a separação ainda no fundo do mar não só facilita o
escoamento natural como permite a reinjeção conforme ela se faça necessária. Além
do fato de que a prevenção contra a formação de hidratos é muito mais fácil em linhas
com escoamento simples do que naquelas com escoamento multifásico.
27
Se no futuro, a performance do separador submarino puder ser melhorada a
ponto de evitar a formação de hidratos, os benefícios são realmente grandes, a
começar pela redução ou eliminação do isolamento térmico, do aquecimento artificial e
da injeção de inibidores assim como a concretização da possibilidade de aumento das
distancias de “tieback”.
Ao contrário do que possa parecer, a separação submarina também tem suas
facilidades. A alta pressão por si só já é impactante na separação. Apesar de não
muito bem explicado, experimentos já realizados provaram que a separação é mais
eficiente e fácil em ambientes de alta pressão, por que a pressão faz com que a fração
líquida de hidrocarbonetos, fase oleosa, torne-se ainda mais leve aumentando a
diferença de densidade em relação a água. O resultado desta variação do peso
específico do óleo é uma melhora significativa na velocidade de separação. A fração
de óleo fica mais leve por que a fração mais leve de hidrocarbonetos (gás) se liquefaz
devido a alta pressão e se junta a fração mais pesada (óleo) reduzindo a densidade
média da fase de hidrocarbonetos.
Alguns parágrafos atrás foram enumerados vários fatores que precisam ser
observados para que a separação seja eficiente, agora faz-se necessário enumerar
aqueles que são determinantes para a viabilidade econômica de um sistema de
separação submarino. Esta não é uma tarefa das mais fáceis porque os exemplos em
uso ao redor do mundo são muito recentes, mas pode-se considerar os itens abaixo
como um bom ponto de partida:
- Relação Pressão do poço x tempo;
- Relação Temperatura na linha x tempo;
- Injetividade do reservatório;
- Razão gás/óleo;
28
- “watercut” x tempo;
- Propriedades fluidas;
- Atual e futura infra - estrutura do campo.
3.2 - COMPONENTES DO SISTEMA DE SEPARAÇÃO SUBMARINO
É difícil afirmar com precisão quais seriam todos os componentes de um
sistema de separação submarino uma vez que cada campo tem as suas próprias
características que impactam de forma determinante no projeto, entretanto,
JOHANSEN e LEPORCHER (2001) comentam que não é nenhuma especulação
dizer-se que o sistema deve ser composto pelos seguintes componentes:
- Estrutura de base;
- Separador;
- Manifolds e Válvulas;
- Bomba e Motor elétrico;
- Conector Elétrico e Penetrador;
- Umbilical;
- Sistema de Controle e Instrumentação.
Dentre os arranjos de um sistema de separação submarino, estes dois abaixo,
mostrados na figura (3.3) e (3.4) seriam os mais plausíveis.
29
CABEÇA DE POÇO
MANIFOLD
SEPARADOR
BOMBA
MULTIFÁSICA
ÓLEO/GÁS
BOMBA
DE INJEÇÃO DE ÁGUA
RESERV.
PLATAFORMA
Figura 3.3 – Arranjo I - Sistema de separação submarino
POÇOS
MANIFOLD
SEPARADOR
BOMBA
MULTIFÁSICA
ÓLEO/GÁS
BOMBA
DE INJEÇÃO DE ÁGUA
PLATAFORMA
RESERV.
POÇO DE
INJEÇÃO
BOMBA
MULTIFÁSICA
ÓLEO/GÁS/ÁGUA
Figura 3.4 – Arranjo II - Sistema de separação submarino
30
3.3 - ONDE O SISTEMA DE PROCESSAMENTO SUBMARINO REALMENTE FAZ A
DIFERENÇA
Uma das conclusões naturais que podem ser feitas após a leitura do conteúdo
exposto neste capítulo é que a separação submarina pode reduzir a quantidade e as
dimensões dos equipamentos no “topside”, contudo KENNETH e PATTI (2001)
alertam para o fato de que isto gera uma ilusão sob o ponto de vista econômico, pois
esta redução em nada implica em significativa queda nos custos finais de produção,
uma vez que a maior parte dos equipamentos tradicionais deverão continuar a existir.
Suponha que haja a separação gás/líquido com re-injeção do gás, ainda assim haverá
resíduos de gás na fase líquida que terá de ser tratado. Mesmo que em menores
dimensões, sistemas como os de compressão, desidratação e exportação do gás
continuarão a existir. No caso de haver separação água/óleo deve-se sempre
considerar o fato de que também haverá água residual na fase oleosa que deverá ser
retirada e tratada antes de ser lançada ao mar ou re-injetada. Por fim deve-se pesar o
argumento mais convincente para o atual momento tecnológico da indústria “offshore”
que é a eventual hipótese de haver alguma pane durante o processamento submarino,
e de haver a necessidade de ter uma forma de desviar toda a produção para
tratamento no “topside” evitando uma catástrofe financeira ainda maior. Se somar a
tudo isto custos maiores para fornecimento de energia, para operação de um sistema
moderno e manutenção, conclui-se que a redução dos equipamentos de superfície
não é definitivamente a maior razão para o uso do processamento submarino. O
impacto econômico real do processamento submarino está na possibilidade de:
- Melhora da produção do reservatório.
- Redução das chances de formação de hidratos e de injeção química;
- Redução da quantidade e diâmetro das linhas de transporte;
31
3.4 - SISTEMAS DE PROCESSAMENTO SUBMARINO EM USO
Como resultado de diversas pesquisas implementadas desde o começo da
década de 90, alguns sistemas de processamento submarino já encontram-se em fase
final de concepção enquanto que outros estão sendo testados, aparentemente com
grande sucesso. Para cada campo as especificações são diferentes e cabe as
operadoras decidirem qual o formato do sistema de separação que melhor se aplica
ao seu caso. No geral as aplicações básicas são:
- Separação gás/líquido e posterior recombinação e transporte dos
mesmos numa mesma linha;
- Separação gás/líquido e transporte dos mesmos em linhas diferentes;
- Separação gás/líquido com re-injeção do gás;
- Separação água/óleo com liberação da água no mar ou re-injeção no
reservatório.
O último caso dentre os citados acima é o de maior interesse para este
trabalho, entretanto, a confiabilidade mecânica e a dificuldade em assegurar a
qualidade da água ao final do processo são problemas extras a serem superados.
Serão mostrados abaixo alguns exemplos da tecnologia de separação submarina ao
redor do mundo para que se tenha uma visão mais clara de que se está diante de uma
realidade e não de apenas hipóteses.
FJ∅SNE (2002), menciona que o processamento submarino da mistura
associado a infra-estrutura já existente no local pode trazer melhorias significativas
para a economia do campo em exploração assim como a possibilidade para
exploração de campos marginais. Seguindo este raciocínio, existem atualmente dois
32
sistemas de separação submarina em uso no mundo que são o SUBSIS e o VASPS.e
que serão melhor discutidos abaixo.
3.4.1 - SUBSIS
Desde agosto de 2001, conectada a semi-submersível Troll C, está a primeira
estação de separação submarina de óleo/água/gás instalada no mundo. Conforme
ressalta HORN, ERIKSEN e BAKKE (2002) a estação batizada como “Troll Pilot” foi
instalada no mar do norte no campo de Troll na Noruega, numa profundidade de 350
metros para processar a produção de poços horizontais que estão localizados numa
fina camada de óleo.
Alimentado por quatro poços, o SUBSIS como também é chamado, separa e
direciona as fases da mistura. A água que não é interessante economicamente é re-
injetada no reservatório por intermédio de bombas de injeção, enquanto que o óleo e o
gás por sua vez são misturados na saída do separador e enviados para Troll C por
uma flowline. Vale ressaltar que a re-injeção da água não tem por objetivo a
manutenção da pressão estática do reservatório como normalmente acontece. Se
ocorrer qualquer problema com o sistema, a produção pode ser “by-passada” para a
plataforma que esta a 3300 metros de distancia pelo intermédio de flowlines.
No paper de sua autoria, RASMUSSEN (2002), menciona que a estação que
pesa aproximadamente 400 toneladas é composta pelos seguintes módulos:
- Separador gravitacional horizontal;
- Arvore de Injeção de água;
- Bomba de Injeção de água;
33
- Manifolds e coberturas.
Ver figura abaixo com foto do SUBSIS antes de sua instalação.
Figura 3.5 – SUBSIS antes da instalação (Cortesia ABB)
Em matéria de funcionalidade o SUBSIS é projetado com as seguintes
capacidades:
- 60000 bbl⁄d de processamento de líquido;
- 55000 bbl⁄d de injeção de água com um máximo de 1000 ppm de óleo
na água;
- 35000 bbl⁄d de óleo, com um máximo de 10% de água no óleo;
- 28 MMscf⁄d de gás.
34
RASMUSSEN (2002) destaca que não são poucos os benefícios da separação
submarina dentre os quais os mais importantes são o aumento da recuperação de
hidrocarbonetos e a retirada da água da mistura.
O aumento na recuperação de hidrocarbonetos ocorre por que ao retirar parte
da água, que é mais densa que o óleo e o gás, da mistura que escoa pelo “riser” de
produção, a pressão de retorno contraria a pressão do reservatório se torna menor e
com isso uma maior quantidade de óleo e gás pode escoar para fora do reservatório.
Quanto maior a profundidade, maior este benefício.
O ciclo de vida de um campo de petróleo é dividido em três fases. A primeira
fase é chamada de “build-up” e tem por característica o ritmo crescente da produção.
A segunda é o platô, que tem esse nome por que a produção é constante e por fim a
fase de declínio em que a produção cai gradativamente até o abandono do campo.
Durante o platô, que é a fase mais extensa, o aumento constante da produção de
água limita a produção total de óleo. As conseqüências disto são redução no lucro e
impossibilidade de exploração de novos campos devido a limitação de capacidade das
instalações offshore.
3.4.1.1 - SEPARADOR UTILIZADO
O separador trifásico usado no SUBSIS é do tipo gravitacional horizontal. Ele é
projetado para reter a água por 7,5 minutos e o óleo por 4,5 minutos enquanto realiza
a separação. Suas características dimensionais são:
- L = 9,0 metros;
- ∅ = 2,8 metros;
35
- e = 0,0085 metros;
- W = 89 Toneladas.
O separador que têm eficiência acima de 90% é equipado com dois sistemas
de medição de nível que são baseados em princípios físicos diferentes. O primeiro
deles que é conhecido como nucleônico, já vem sendo usado nas unidades “onshore”
há vários anos e trabalha medindo a densidade entre a água e o óleo sem entrar em
contato com o meio fluido. Nele, fontes radioativas localizadas dentro de um tubo de
aço emitem radiação que atravessa a parede do tubo e segue pelo meio fluido dentro
do vaso até se chocarem com detectores instalados no interior de outro tubo de aço
paralelo ao primeiro. Estes detectores então medem a densidade do meio fluido entre
as fontes e os detectores, como mostrado na ilustração da figura 3.5 abaixo.
Figura 3.6 - Medidor Nucleônico
O outro medidor que é do tipo indutivo, fica alojado dentro do separador em
contato com os fluidos e é projetado para medir unicamente a mudança de fase entre
o óleo e a água conforme mostra a figura 3.6. O detector não consegue registrar a
mudança de fase entre o óleo e o gás nem entre o óleo e a emulsão, mas é capaz de
Emulsão
Areia
Gás
Óleo
Água
36
medir a queda da quantidade de óleo na água. As regiões da figura 3.6 em que a
condutividade é constante representam a água e óleo puros.
Figura 3.7 - Funcionamento do medidor indutivo (Cortesia RASMUSSEN)
3.4.1.2 - DEFEITOS
Por ser uma tecnologia nova e pouco experimentada, o SUBSIS estava sujeito
a ocorrência de falhas e defeitos que somente a fase de operação poderia mostrar.
Desde a sua instalação foram feitas algumas intervenções no sistema que de um
modo geral, como relatado por HORN, T., ERIKSEN, G e BAKKE, W. (2000 ), estavam
ligadas aos cabos de fornecimento de energia de alta e baixa voltagem e aos
conectores dos mesmos cabos. Com relação as partes mecânicas, houve a
necessidade de apenas uma intervenção que teve a inspeção das bombas de
injeção como finalidade e não o conserto de alguma elemento que falhou.
37
3.4.1.3 - RESULTADOS DO SUBSIS
Operando com um fluxo médio de 5000 m3/d e um “watercut” de 50%, os
resultados mostrados pelo SUBSIS são bastante satisfatórios. Em se tratando de
pureza da água, o projeto previa um máximo de 1000 ppm de óleo na água enquanto
que os dados de campo apontam para índices entre 500 e 700 ppm. Com relação ao
percentual de água no óleo, o projeto previa um máximo de 10% que foi alcançado
sem maiores problemas uma vez que sem a ajuda de produtos químicos para quebrar
a emulsão o percentual registrado esta entre 1,5 e 3,0%. E por fim, conforme
mencionado por FLATERN, R.V. no site www.oilonline.com, no ano de 2003 após o
SUBSIS completar um ano de operação sem qualquer intervenção, a Norsk Hydro
conseguiu recuperar 2,5 milhões de barris de óleo a mais por não precisar trazer a
água produzida para o “topside”.
3.4.2 – VASPS
Vertical Annular Separation and Pumping System ou simplesmente VASPS é o
nome do sistema bifásico de separação submarina com sistema de bombeio
desenvolvido pela Petrobras em parceria com outras empresas e que encontra-se em
funcionamento num poço falso no Campo de Marimba na Bacia de Campos desde
julho de 2001.
O VASPS (Figura 3.7) foi desenvolvido nas seguintes fases:
- Fase I (1990 a 1991) – Testes de laboratório;
- Fase II (1993 a 1995) – Testes em terra na Itália feitos pela AGIP;
38
- Fase “pré-subsea” (1995 a 1997) – Testes em terra na Itália feitos pela
Petrobras;
- Fase atual (início em 1998) - Testes na bacia de campos.
Figura 3.8 – VASPS
VALE e GARCIA. (2002) comentam que o VASPS foi instalado 395 metros de
profundidade, distante 550 metros do poço MA-01 e a 1050 metros da plataforma P-8
para a qual escoa a sua produção. No “paper”, eles informam também que, o VASPS
é basicamente composto pelas seguintes partes (Ver figura 3.8):
- Fundação;
- “Flowbase”;
- Conectores de “Flowlines” “Multibore” e “Singlebore”;
39
- Separador;
- “Head assembly” e “Top Plug”;
- ESP e tubo de descarga líquida;
VASPS System
SCM
Bypass
ESP Power Cable
Liquid Out
Gas Out
E-H Umbilical
MultiphaseFlow In
ESP
Separator
Helix
Flowbase
Hea
dAs
sem
bly
Top Plug
Single BoreConnector Multibore
Connector
Choke
Hydraulic Jumper
Electric JumperLevel
Sensor 1Level
Sensor 2
Figura 3.9 – Lay Out Esquemático Com o VASPS (Cortesia Petrobrás)
As fases líquida e gasosa separadas pelo VASPS, são enviadas por linhas de
produção independentes para a plataforma P-8. A linha de óleo é conectada a um
“manifold” de produção e um de teste com o escoamento controlado pela válvula de
“choke” de superfície e a de gás conectada diretamente a plataforma. Na P-8,
medições de fluxo, pressão e temperatura são feitas para ambas as fases de forma a
se ter melhores informações sobre a eficiência do sistema.
40
3.4.2.1 – OPERAÇÃO
VALE e GARCIA (2002) mencionam que durante a fase inicial do “start-up”, o
sistema estava operando no modo manual e o poço produzindo com o auxílio do gás
“lift” mas que posteriormente, o sistema passou a funcionar no modo automático que
mostrou-se mais eficiente. Os primeiros testes para avaliar a produção do poço com e
sem gás “lift” mostraram que o auxílio do gás “lift” aumentava a produção numa
quantidade muito pequena para justificar o uso do mesmo e por isso passou-se a usar
unicamente o VASPS.
De acordo com o trabalho, antes do VASPS entrar em operação, o poço MA-01
com gás “lift” de 100000 m3/d produzia 750 m3/d com pressão de fluxo na entrada do
separador de 36 Kgf/cm2 e após o VASPS entrar em funcionamento no modo
operacional automático, a produção média chegou a aproximadamente 1000 m3/d sem
gás “lift” e pressão de fluxo de 11 Kgf/cm2, comprovando a eficiência do separador.
3.4.2.2 – RESULTADOS DO VASPS
Desde que entrou em operação, o VASPS provou ser capaz de separar e
bombear eficientemente a produção do fundo do mar até a plataforma P-8. Em termos
numéricos, o seu sucesso está claramente representado no aumento de 33% na
produção diária. A redução da pressão na entrada do separador permitiu ao poço
produzir mais sem o auxilio do gás “lift” o que resultou em ganhos econômicos com o
aumento da produção e com a redução da injeção de gás “lift”.
41
CAPÍTULO 4 – ESTUDO DE CASO
Conforme as reservas de petróleo foram se tornando mais escassas em terra
firme, as companhias exploradoras começaram a traçar novas estratégias para extração
também em ambiente marítimo. No começo, a exploração era feita em baixas
profundidades e próximas à costa, mas a necessidade, somada aos avanços
tecnológicos, fez com que gradativamente a extração avançasse cada vez mais para
longe da costa em direção a maiores profundidades.
Este exemplo é exatamente o que aconteceu com o Brasil que, por não possuir
grandes reservas em terra firme, como países de outros continentes e até mesmo
companheiros da América do sul, caso da Venezuela, por exemplo, se viu forçado a
concentrar esforços na busca de petróleo no mar. No começo, a extração era feita em
profundidades de até 50 metros por pequenas jaquetas, mas décadas de esforço,
investimento e desenvolvimento tecnológico fizeram com que a realidade brasileira se
tornasse exemplo a nível mundial, extraindo petróleo viscoso e de baixo grau API de
profundidades próximas a 2000 metros.
Não há duvida de que a localização das principais reservas brasileiras, longe da
costa e em grandes profundidades, ainda é o maior complicador para a extração em
território nacional, mas existem também outros obstáculos que se superados podem
ajudar em muito o aumento da produção nacional de petróleo.
Exemplos claros desta situação são os campos antigos e os campos marginais
que, apesar de possuírem quantidades consideráveis de petróleo, não são mais
42
aproveitados, por não serem, com as atuais tecnologias em uso, viáveis
economicamente.
A busca por métodos alternativos que permitam a exploração destes campos é
uma constante, e com isso, umas séries de novas tecnologias vêm sendo desenvolvidas
e testadas ao redor do mundo. Este capítulo é dedicado a simulações e análises de
resultados sobre a eficiência da instalação de um separador submarino, atualmente
considerado uma possível solução tecnológica para este problema.
Os próximos tópicos deste capítulo trazem desde a descrição do cenário
estudado, metodologia das análises e construção dos modelos até os resultados
encontrados nas simulações feitas para diferentes frações de água na fase líquida -
WCs (“Watercuts”) de cada modelo. Da comparação dos resultados obtidos, serão
extraídas as conclusões que encerram a validade ou não do objeto de estudo da tese, a
separação submarina.
4.1 – DESCRIÇÃO DO CENÁRIO
Os resultados que aqui serão apresentados estão fundamentados nas análises
de simulações feitas para duas situações do mesmo cenário natural na Bacia de
Campos. No Poço piloto 001, que atualmente é pouco viável economicamente, tem-se a
intenção de instalar um separador de água submarino e verificar a sua influência na
produção do poço. Este poço encontra-se num reservatório localizado 1897 metros
abaixo do leito marítimo e sob uma lâmina d’água final de 918 metros. Neste caso, a
zona produtora está a 1.388,22 metros distante lateralmente do poço, fazendo com que
o “tubing” tenha de percorrer 2383 metros numa trajetória curva, como mostrado na
Figura 4.1 até chegar ao reservatório.
43
AÓLEOERO
GÁS
TVD = 1897 metros
1276 metros
ÁGUA CONATA
Separador
Riser de Produção
AQUÍFERO
Figura. 4.1 – Cenário Simulado – Com Separador
O fluido que sai do reservatório passa pela ANM na cabeça de poço, segue pela
“flowline” até a “flow connection” ou separador e daí para um “riser” de produção até
chegar ao ““topside”” com uma pressão de mínima de 23,1 Kgf/cm2 para ser melhor
processada.
4.2 – METODOLOGIA DAS ANÁLISES
A execução correta das simulações e análises depende do conhecimento não só
do cenário como das características dos equipamentos, bem como, do ambiente local,
da geologia do reservatório e das características físico-químicas da mistura. Fazendo
uso do conhecimento de tais características e assumindo a pressão estática do
reservatório constante, e assim mantida graças à injeção de água, inicialmente será
feita a simulação de um único caso, WC (“water cut”) = 45,4%, para um arranjo
44
tradicional composto de 01 (uma) árvore de natal, 01 (uma) “Flowline”, 01 (uma) “Flow
Connection”, 01 (um) “riser” de Produção e “topside”. A razão para usar o WC de 45,4%
como valor inicial para as simulações é o fato de já se ter conhecimento sobre os
resultados reais de campo para este caso e, portanto, permitir calibrar e validar
adequadamente o modelo.
Após validar o modelo tradicional para a condição inicial de WC = 45,4%, serão
feitas novas simulações com o mesmo modelo, sendo que desta vez variando os
valores de WC. Para obter mais dados para as análises também serão realizadas
simulações com valores de WC entre 10% e 90% e com intervalos variáveis de acordo
com a necessidade de definição dos resultados.
Mantendo as mesmas configurações, o passo seguinte consiste em construir um
modelo para um arranjo similar ao primeiro (tradicional), sendo que desta vez no lugar
da “flow connection” será instalado um separador gravitacional bifásico para separar e
eliminar parte da água. As simulações feitas para o primeiro modelo também o serão
para este, de forma que os resultados extraídos em ambos os casos sejam relativos às
mesmas condições.
Por fim, para cada um dos modelos, os resultados para cada “water cut” serão
comparados de forma que seja fosse possível mensurar a influência do separador de
água no sistema submarino. As conclusões e sugestões acerca dos mesmos estão
apresentadas mais adiante ainda neste capitulo.
4.3 – A FERRAMENTA COMPUTACIONAL E O MODELO DESENVOLVIDO
As simulações necessárias ao estudo foram desenvolvidas com o uso de um
pacote de programas de engenharia de petróleo utilizado nas áreas de projeto,
45
operação e otimização de campos e instalações de óleo e gás, o PIPESIM. O pacote é
composto pelos seguintes módulos básicos:
− “Pipeline & Facilities”;
− “Well Performance Analysis”;
− “Network Analysis”;
− “Production Optimization”;
− “Field Planning”;
− “Multi-lateral”.
Os módulos usados nas análises deste estudo, são o “Pipeline &
facilities” e o “Network Analysis”, por serem os dois que melhor se adaptam aos
modelos propostos, compostos por malhas que incluem:
− Reservatório;
− Tubing;
− ANM;
− Flowline entre a ANM e a Flow Conection ⁄ Separador;
− Flow Connection;
− Separador;
− “riser” de Produção;
− “topside”.
46
4.3.1 - OS MÓDULOS “PIPELINE & FACILITIES” E “NETWORK ANALYSIS”
O módulo “Pipeline & Facilities” possui as seguintes aplicações típicas que são
de interesse direto para esta tese:
- Escoamento Multifásico em “pipelines” e “flowlines”;
- Geração dos perfis de pressão e temperatura ponto a ponto;
- Calculo dos coeficientes de transferência de calor;
- Modelação da performance de equipamentos e “flowlines”.
Já o módulo “Network Analysis”, além de processar os mesmos dados do
“Pipeline & Facilities”, ele permite a construção de redes integradas, o que possibilita
que as simulações sejam feitas para vários poços, não importando se os mesmos são
de produção ou de injeção.
4.3.2 – CONSTRUÇÃO DOS MODELOS
O primeiro passo no desenvolvimento das simulações consiste na criação do
modelo. O roteiro usado para a criação da malha passa pelos seguintes passos
básicos.
- Seleção das unidades;
- Definição dos dados do fluido;
- Definição dos componentes do modelo
o Poço – Reservatório e “tubing”,
o Linhas – “flowlines” e “risers”,
47
o Equipamentos – Separador;
- Definir os padrões de transferência de calor;
- Selecionar a correlação multifásica a ser usada;
- Testar o modelo.
4.3.2.1 – SELEÇÃO DAS UNIDADES
Os sistemas de unidades normalmente usados pela indústria de petróleo e gás
natural mundial e que também estão disponíveis no programa são:
- Engineering (Oil field);
- SI;
- “Canadian S.I”;
- “Customized units” (Sistema criado pelo próprio usuário com as unidades
que lhe são mais interessantes).
- A seleção das unidades tem de ser feita de forma que elas não gerem
confusão com o padrão de unidades local os dados disponíveis. Por isso, dentre
as quatro opções, o SI foi o escolhido, já que é o adotado no território brasileiro.
48
4.3.2.2 – DEFINIÇÃO DOS DADOS E MÉTODO DE MODELAÇÃO
FLUIDA
Normalmente, os métodos empíricos de modelação fluida usados nas
simulações de escoamentos de óleo e/ou gás são:
- Composicional (chamado de “Fully Compositional” no programa);
- “Black Oil” (chamado de “Black Oil Correlations” no programa);
- “Steam tables”.
A escolha do método de modelação depende de diversos fatores como
propriedades do fluido no sistema, vazão, pressão e temperatura em que o fluido entra
e sai do sistema definido. Para as simulações necessárias a este estudo em específico,
havia a possibilidade de usar somente duas modelações, que eram a composicional e a
“Black Oil”.
A modelação Composicional tem como característica trabalhar com as frações
molares das principais moléculas básicas do fluido sendo muito usada quando há
formação de condensado (gás sob alta pressão e na fase líquida), que não é o caso
deste estudo. A modelação “Black Oil”, em linhas gerais tem a mesma função que a
composicional, mas não trabalha com condensados. Diferentemente da composicional,
ela trata o composto óleo/gás como sendo um sistema único que contém estes dois
elementos.
Para que não haja dúvidas sobre os resultados encontrados, a modelação
escolhida é a “Black Oil”, tendo como razões para tal os seguintes fatos:
49
- A não disponibilidade de todos os dados necessários para os estudos
com a Composicional;
- Não haver a previsão de formação de condensado, em virtude da faixa
de pressão e temperatura a qual a mistura está sujeita;
Para que os cálculos segundo a modelação “Black Oil” possam ser feitos os
seguintes dados tiveram de ser fornecidos:
- WC = Water Cut;
- RGO = Razão Gás/Óleo;
- ρg = Peso Específico do Gás (água como referência);
- ρA = Peso Específico da Água da Formação (água como referência);
- API = Grau API;
- Pe = Pressão Estática do Reservatório;
- TR = Temperatura do Reservatório;
4.3.2.3 – CORRELAÇÃO DE ESCOAMENTO
Para cada trecho de malha criado para os modelos, é usado um tipo de
correlação de escoamento, com as quais são feitos os cálculos de perda de carga e de
fração do diâmetro ocupada pela fase líquida (“liquid Hold-up”). Estas correlações são
divididas em:
- Simples (chamada de “Single Phase” no programa);
- Multifásica Vertical (chamada de “Multiphase Vertical” no programa);
50
- Multifásica Horizontal (chamada de “Multiphase Horizontal” no programa).
Em se tratando de escoamentos compostos de óleo⁄água⁄gás, só é
recomendável usar correlações do tipo simples nos trechos em que a pressão do
escoamento está acima da pressão de saturação do óleo, pois a relação pressão de
escoamento (Pwf) x vazão (Q) pode ser considerada linear e regida pela equação 4.1
mostrada mais abaixo. O motivo disto é que até a pressão de saturação (ponto de
bolha) o gás encontra-se completamente emulsionado no óleo caracterizando uma
única fase. Do ponto de bolha para baixo, ocorre a separação das fases gás/óleo, a
relação Pwf x Q torna-se não linear e, portanto, o ideal é usar correlações do tipo
multifásicas.
Com relação ao uso das correlações do tipo Multifásica Vertical e Multifásica
Horizontal, nas últimas quatro décadas foram criadas diversas formulações, dentre as
quais, as escolhidas para as simulações da tese em função de serem as que
apresentaram os melhores resultados quando comparados aos dados reais são:
- Escoamento Vertical
o Brill e Beggs Original
o Duns e Ros
o Hagedorn e Brown
- Escoamento Horizontal
o Brill e Beggs original
o Duns e Ros
51
4.3.2.4 - DEFINIÇÃO DOS COMPONENTES DO MODELO E CRIAÇÃO DA MALHA
Tanto o modelo que representa o arranjo tradicional quanto o que representa o
arranjo com separador de água, são compostos por quatro trechos como mostrado
abaixo:
- Poço ⇒ ANM;
- ANM ⇒ Flow Connection ⁄ Separador;
- Flow Connection ⁄ Separador ⇒ Touch Down Point (TDP);
- TDP ⇒ “topside”;
4.3.2.4.1 – TRECHO POÇO ⇒ ANM
A primeira parte da malha a ser criada é a composta pelo poço (reservatório e
“tubing”) e que se encontra no subsolo marítimo, como mostra a figura 4.1. Para este
estudo, da mesma forma que a maioria dos poços antigos da Bacia de Campos, o poço
estudado trabalha com métodos de elevação artificial, tentando assim manter a Pressão
Estática do Reservatório constante ao longo do tempo.
Após sair do reservatório, onde se encontra sob a atuação da Pressão Estática,
a mistura percorre um trecho dentro de “tubings” no qual sofre perda de carga por
fricção e elevação até que chegue a cabeça do poço na ANM, já no solo marítimo. Esta
parte da malha é comum a ambos os modelos que serão simulados. Ver figura 4.2.
52
Figura 4.2 – Malha do Trecho Poço ⇒ ANM
Sem que já tenha sido criado o restante do modelo, com os dados específicos
do reservatório, com este trecho já é possível cria a IPR do reservatório que fornece o
comportamento do escoamento em termos de vazão e pressão.
Os cálculos da IPR (Inflow Performance Reservoir) e da vazão máxima,
dependem de algumas variáveis, que estão relacionadas ao método de cálculo
escolhido. O cálculo da IPR no trecho acima do ponto de bolha é regido pela seguinte
equação:
( )wfe PPQIP−
= (4.1)
Onde:
- IP = Índice de Produtividade;
53
- Q = Vazão líquida;
- Pe = Pressão Estática do Reservatório;
- Pwf = Pressão do escoamento na entrada do “tubing”.
Para os trechos em que a pressão de escoamento está abaixo da pressão de
saturação, a IPR será calculada através da equação de Vogel mostrada abaixo:
2
max
)())(1(1e
wf
e
wf
PP
CPP
CQ
Q−−−= (4.2)
Onde o único dado extra é:
- CV = Coeficiente de Voegel.
IPR
0
15
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
0 1400 2800 4200 5600 7000 8400 9800 11200 12600 14000
Vazão (sm3/d)
Pres
são
(bar
a)
Disponível
Figura 4.3 – IPR do Reservatório
54
É importante conhecer a IPR por que ela representa fielmente o comportamento
natural do reservatório. A interseção dela com a Curva de Pressão Requerida, que
depende das especificações do projeto, dá origem ao ponto ótimo do sistema, ou seja,
os valores ideais de pressão e vazão que satisfazem as expectativas do projeto.
No percurso do “tubing” até a cabeça do poço, para calcular a perda de carga e
o perfil de temperatura, são necessárias as informações abaixo cujos valores são
mostrados na tabela 4.1.
- Comprimento Medido de “Tubing” (MD);
- Comprimento Vertical de “Tubing” (TVD);
- Gradiente Geotérmico (∆TGEO);
- Diâmetro do “Tubing”(∅TUBING);
- Espessura do “Tubing” (eT)
- Ângulo descrito pelo trecho de “Tubing” (ψ);
- Coeficiente Global de Transferência de Calor do Solo (U);
- Diâmetro do Casing (∅CASING).
Tabela 4.1 – Dados do Tubing e Geotérmicos
MD
(m)
TVD
(m)
Âng.
(grau)
∆TGEO
(ºC)
U
(W/m2/K)
∅TUBING
(mm)
Esp.
(mm)
∅casing
(mm)
0,00 0,00 0 5,00 11,349 100,53 12,7 222,38
12,00 12,00 0,8 16,80 11,349 100,53 12,7 222,38
424,00 423,96 5,7 20,80 11,349 124,26 12,7 222,38
55
MD
(m)
TVD
(m)
Âng.
(grau)
∆TGEO
(ºC)
U
(W/m2/K)
∅TUBING
(mm)
Esp.
(mm)
∅casing
(mm)
564,00 563,27 14,7 26,00 11,349 124,26 12,7 222,38
699,00 693,85 23,5 30,80 11,349 124,26 12,7 222,38
849,00 831,41 32,6 35,70 11,349 124,26 12,7 222,38
1304,00 1214,70 44,4 48,20 11,349 124,26 12,7 222,38
1594,00 1421,90 46,1 56,00 11,349 124,26 12,7 222,38
1972,00 1684,00 47,2 65,90 11,349 124,26 12,7 222,38
2016,00 1713,90 52,0 66,90 11,349 100,53 12,7 222,38
2149,00 1795,80 59,0 69,60 11,349 124,26 12,7 222,38
2239,00 1842,20 67,5 70,90 11,349 124,26 12,7 222,38
2383,00 1897,30 77,3 72,10 11,349 124,26 12,7 222,38
4.3.2.4.2 – TRECHO ANM ⇒ FLOW CONNECTION ⁄ SEPARADOR.
O próximo trecho a ser modelado é a “flowline” que vai da ANM até a “Flow
Connection” ⁄ Separador. JOHANSEN e LEPORCHER (2001) comentam que devido à
separação água ⁄ hidrocarbonetos ser mais eficiente em ambientes de alta pressão e
temperatura é preferível posicionar o separador o mais próximo possível da cabeça do
poço, então, em função disto a “flowline” foi dimensionada para ficar a 100 metros de
distância da ANM. Os dados adicionais necessários para os cálculos de perda de carga
e perfil de temperatura na “flowline” são:
- Temperatura Ambiente (TA);
56
- Coeficiente Global de Transferência de Calor (U);
- Velocidade da Corrente no local (VC);
- Distância Horizontal do Trecho (LFH);
- Distância Vertical do Trecho (LFV);
- Diâmetro da Flowline (∅FLOWLINE);
- Espessura da Flowline (eF);
- Rugosidade da parede interna da Flowline (r).
4.3.2.4.3 – TRECHO FLOW CONNECTION ⁄ SEPARADOR ⇒ TDP
No primeiro arranjo, chamado de tradicional, após percorrer o trecho de 100
metros pela “flowline”, a mistura de óleo, água e gás passa por uma “flow connection” e
segue pelo “riser” de produção até chegar ao “topside” onde será devidamente
processada de acordo com os esquemas de processamento anteriormente
apresentados no capítulo 3 desta tese.
Em se tratando do arranjo não tradicional, onde anteriormente estava a “flow
connection”, agora será incluído um separador de água, do qual saem duas linhas:
- 01 “riser” de Produção;
- 01 “Flowline”.
O “riser” de produção é o responsável pelo transporte do restante da mistura
(agora com uma queda considerável no percentual de água) até o “topside”. Os dados
necessários para o cálculo da perda de carga e do perfil de temperatura neste trecho
57
são os mesmos necessários para a “flowline”, sendo que com os valores específicos do
local e do “riser” de produção que são:
- Distância Horizontal do Trecho (LRH);
- Distância Vertical do Trecho (LRV);
- Diâmetro do “riser” (∅“riser”);
- Espessura do “riser” (eR);
- Rugosidade da parede interna do “riser” (rr).
Sobre a “flowline” que sai do Separador, outros comentários serão feitos mais
adiante no sub item Separador ⇒ TDP.
4.3.2.4.3.1 – O SEPARADOR
O separador usado neste estudo está localizado a 914 metros de profundidade e
é do tipo horizontal gravitacional bifásico com eficiência de 90%. Isto significa que, de
100% da fração de água que entra no mesmo, apenas 10% segue com o óleo e o gás
até a unidade “topside”, o restante desta água tem como destino a re-injeção no
reservatório. A razão de fazer um estudo com este tipo de separador é que apesar de
definitivamente não ser o de maior eficiência, ele é, dentre todos, o mais simples,
confiável e que já tem sido objeto de testes em alguns projetos ao redor do mundo. Não
são poucos os separadores compactos em uso nas unidades “topside”. Entretanto,
quando ocorrem golfadas, a eficiência deles cai muito e por isso não são adequado
para uso nestas análises.
58
4.3.2.4.4 – TRECHO TDP ⇒ “TOPSIDE”
A curva descrita pelo “riser” de produção desde sua saída da plataforma até
tocar o solo, no ponto conhecido como Touch Down Point (TDP), é denominada
Catenária e já foi exaustivamente estudada para elaboração de modelos que a
descrevessem apropriadamente. Então, com o auxílio de um destes modelos será
calculado o comprimento total do “riser”.
Como a profundidade local, o ângulo de saída do “riser”, a geometria do local e a
distância percorrida pelo “riser” (LRS) de produção no solo já são conhecidos dos dados
reais de campo, basta apenas descobrir a localização do TDP e o comprimento de
“riser” entre a plataforma e o TDP (I) para que as dimensões da linha possam ser
definitivamente determinadas. Especificar da forma mais precisa possível o
comprimento de “riser” é importante por que assim torna-se possível calcular com maior
exatidão os ângulos descritos pela linha e com isso usar as melhores correlações
disponíveis para representar o escoamento.
Na determinação do comprimento de “riser” entre o TDP e o “topside” (I) será
usada a planilha Catbas1 que para tal precisa que seja fornecidos apenas a
profundidade (H)do local em que a linha toca o solo e o ângulo (α) de saída do “riser” na
plataforma. Ver na tabela 4.2 e figura 4.4 abaixo as características da “flowline” e do
“riser”.
1 Planilha de autoria de FERNANDES, A.C E NEVES, C.R.
59
Tabela 4.2 – Composição e Características da Flowline e do “riser” de produção
FLOWLINE (4”) “RISER” DE PRODUÇÃO (6”)
Camada Material Espessura
(mm)
Camada Material Espessura
(mm)Flexbody Aço Inox 7,00 Flexbody Aço Inox 7,00
Flexbarrier PA11 (Natural) 6,00 Flexbarrier PA11 (Black) 6,00
Flexlock Aço Carbono 2,00 Flexlock Aço Carbono 6,35
Flextape Polipropileno 0,30 Flextape Polipropileno 1,52
Flextensile Aço Carbono 2,00 Flextensile 1 Aço Carbono 3,99
Flextape Polipropileno 0,30 Flextape Polipropileno 1,52
Flextape Filam. Vidro 0,73 Flextensile 2 Aço Carbono 3,99
Flextape Polipropileno 0,30 Flextape Polipropileno 0,30
Flextensile Aço Carbono 2,00 Flextape Filam. Vidro 0,81
Flextape Polipropileno 0,30 Flextape Fabric 041
Flextape Filam. Vidro 0,73 Flexshield PA11 (Black) 7,00
Flextape Polipropileno 0,30
Flexshield HDPE 7,00
60
(a) (b)
Figura 4.4 – Flowline e “riser” de Produção
Como este trecho também é de “riser”, os dados extras necessários para os
cálculos da perda de carga e do perfil térmico, fora os já mencionados para o trecho
anterior são:
- Profundidade Local (H);
- Ângulo de Topo (α);
É importante ressaltar que neste estudo, pelo fato de o comprimento medido de
“riser” de produção e de “flowline” não ser muito grande e as condições ambientais da
bacia de Campos não serem tão severas, as linhas, tanto a “flowline” quanto o “riser” de
produção foram projetados sem nenhum revestimento especifico para isolamento
térmico. Esta condição foi assumida para ambos os modelos, com e sem separador de
fundo.
61
4.3.2.5 – DEFINIÇÃO DOS PADRÕES DE TRANSFERÊNCIA DE CALOR
Paralelamente aos cálculos de perda de carga serão feitas também as
estimativas de troca de calor ao longo de cada um dos trechos que compõem o sistema.
Basicamente, o que é feito com a ajuda do programa é calcular as seguintes trocas
térmicas:
- Trecho Reservatório ANM – Transferência de Calor entre o escoamento,
o “Tubing” e o Reservatório;
- Trecho ANM Flowline/Separador - Transferência de Calor entre o
escoamento, Flowline e água do mar;
- Trecho Flowline/Separador “topside” - Transferência de Calor entre o
escoamento, o “riser” de produção e a água do mar.
Juntamente com os dados específicos fornecidos entre a 4.3.2.4.2 e 4.3.2.4.4,
para a execução dos cálculos na “flowline” e “riser” de produção, um dentre os
coeficientes abaixo deve ser fornecido:
- Coeficiente Global de transferência de calor (U (W/m2/K)) + Espessura da
“flowline” + Espessura do “riser” de produção;
- Coeficiente de transferência (K (W/m/K)) de cada uma das camadas das
linhas (“flowline” e “riser”) + Espessura da “flowline” + Espessura do “riser” de
produção.
Para este trabalho, a melhor opção é a segunda, pois somente esta permite que
o coeficiente de transferência de calor (k) de cada camada seja fornecido.
62
Considerando-se o fato de que tanto a “flowline” quanto o “riser” de produção são
flexíveis e que o coeficiente global de transferência é desconhecido, a escolha da
segunda opção parece ser a mais prudente.
Os coeficientes de transferência de calor de cada uma das camadas serão
extraídos do site www.matweb.com pois este tipo de informação não é disponibilizado
pelas empresas especializadas, que o consideram segredo industrial. Ver figuras 4.5
com tela do PIPESIM referente à parte de transferência de calor.
Figura 4.5 –Tela de Transf. de Calor na “Flowline” – Propriedades
4.3.2.6 – TESTE DO MODELO
Uma vez que ambos os modelos estão definidos falta apenas testa-los usando
os dados abaixo, anotar e interpretar os resultados.
- P”topside” = 23,1 Kgf⁄cm2
- RGO = 90 sm3⁄sm3;
63
- API =18,7;
- µ1 = 179,7 (30ºC);
- µ2 = 55,94 (50ºC);
- WC = 45,4%;
- TR = 72,1 ºC;
- Pe = 268 Kgf⁄cm2;
- PTeste = 236,7 Kgf⁄cm2;
- QTeste = 2695 sm3⁄d;
- CV = 0,8;
- P = 927,46 m;
- LR = 1652 m;
- H = 850 metros;
- α= 5o;
- ρar= 0,654;
- ρA= 1,040;
4.3.2.6.1 – VALIDAÇÃO DO MODELO
O procedimento de validação do modelo usado consiste das seguintes etapas:
- Executar o programa em “Black-Oil” para o WC = 45,4% usando as
mesmas correlações usadas pela Petrobrás no programa MARLIM que são:
64
o Trecho Reservatório / Cabeça do Poço - HAGEDORN e BROWN para
escoamentos verticais e BRILL e BEGGS e PALMER para
escoamentos horizontais. Ver figura 4.6;
o Trecho Cabeça do Poço / TDP - BEGGS e BRILL Original (BB), para
escoamentos horizontais e Verticais. Ver figura 4.7;
o Trecho TDP / “topside” - DUNS e ROSS (DR), para escoamentos
horizontais e verticais. Ver figura 4.8.
Figura 4.6 – Correlação Multifásica no trecho Reservatório / Cabeça do Poço
Figura 4.7 – Correlação Multifásica no trecho Cabeça do Poço / TDP
65
Figura 4.8 – Correlação Multifásica no trecho TDP / “topside”
- Comparar os resultados de pressão e temperatura encontrados na
simulação com os achados pela Petrobrás, conforme tabelas 4.3 e 4.4 e figuras
4.9 e 4.10;
- Verificar se o erro relativo é pequeno o bastante para justificar a
validação;
- Traçar a IPR x Pressão Requerida para a pressão na cabeça do poço.
Tabela 4.3 – Comparativo de Pressões – MARLIM x PIPESIM
Comprimento
Medido (m)
Pressão
MARLIM (bara)
Pressão
PIPESIM (bara)
Vazão
PIPESIM (sm3/d)
T = 5061,45 22,65 22,65 3466,26
TDP = 4116,33 62,73 62,62 3466,26
NÓ =3664,97 68,11 68,41 3466,26
FC =2463 81,67 82,34 3466,26
CP = 2383 87,02 87,07 3466,26
R = 0 262,82 262,82 3466,26
66
Tabela 4.4 – Comparativo de Temperaturas - MARLIM x PIPESIM
Comprimento
Medido (m)
Temp.
MARLIM (ºC)
Temp.
PIPESIM (ºC)
T = 5061,45 49,24 48,28
TDP = 4116,33 55,96 55,14
N1 =3664,97 58,77 58,25
FC =2463 68,62 67,53
CP = 2383 69,06 67,92
R = 0 72,10 72,10
Onde:
- T = “topside”;
- TDP = Touch Down Point;
- N1 = Nó entre o TDP e a Cabeça do Poço;
- CP = Cabeça do Poço;
- R = Reservatório.
67
Comparativo de Pressões - MARLIM x PIPESIM
0,00
27,50
55,00
82,50
110,00
137,50
165,00
192,50
220,00
247,50
275,00
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500
Distãncia Medida (m)
Pres
são
(bar
a)
MARLIMPIPESIM
Figura 4.9 – Comparativo de Pressões – MARLIM x PIPESIM
Comparação de Temperaturas - MARLIM x PIPESIM
45,00
50,00
55,00
60,00
65,00
70,00
75,00
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500
Distãncia Medida (m)
Tem
pera
tura
(ºC
)
MARLIMPIPESIM
Figura 4.10 – Comparativo de Temperaturas – MARLIM x PIPESIM
68
Conforme descrito no procedimento de validação mostrado acima, os erros
relativos calculados para os resultados encontrados com o programa usado nesta tese
e do MARLIM (Tabela 4.5 e 4.6), usado pela Petrobrás, servirão como parâmetro de
verificação da validade do modelo desenvolvido nesta tese.
Tabela 4.5 – Erro Relativo - MARLIM x PIPESIM
Comprimento
Medido (m)
Pressão
MARLIM (bara)
Pressão
PIPESIM (bara)
∆EP
T = 5061,45 22,65 22,65 0,000
TDP = 4116,33 62,73 62,62 0,002
NÓ =3664,97 68,11 68,41 -0,004
FC =2463 81,67 82,34 -0,008
CP = 2383 87,02 87,07 -0,001
R = 0 262,82 262,82 0,000
Tabela 4.6 – Erro Relativo - MARLIM x PIPESIM
Comprimento
Medido (m)
Temp.
MARLIM (ºC)
Temp
PIPESIM (ºC)
∆ET
T = 5061,45 49,24 48,28 0,019
TDP = 4116,33 55,96 55,14 0,015
NÓ =3664,97 58,77 58,25 0,009
FC =2463 68,62 67,53 0,016
CP = 2383 69,06 67,92 0,017
R = 0 72,10 72,10 0,000
69
Onde:
∆EP = PIPESIM
PIPESIMMARLIM
PPP −
(4.3)
∆ET = PIPESIM
PIPESIMMARLIM
TTT −
(4.4)
O que se pode concluir da comparação dos erros relativos é que o modelo
gerado na tese é válido, pois todos os erros relativos de pressão encontrados estão
abaixo de 0,3% e todos erros relativos de temperatura abaixo de 1,9%. A justificativa
encontrada para que os erros de temperatura sejam maiores que os de pressão é o fato
de não se ter certeza sobre as especificações de revestimento e coeficientes de troca
de calor da “flowline” e do “riser” de produção usadas em ambos os modelos.
No gráfico da figura 4.12 mostrado abaixo está apresentada a curva IPR x P
Requerida na cabeça do Poço que fornece o ponto ótimo do sistema, ou seja, a
Pressão e Vazão ideais para que o escoamento chegue no “topside” com a pressão de
22,65 bara (23,1 Kgf/cm2).
70
IPR x Pressão Requerida
0
50
100
150
200
250
300
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000
Vazão (sm3/d)
Pres
são
(bar
a)
IPRP. Requerida
87,02 bara
Figura 4.11 – Gráfico IPR x Pressão Requerida do Modelo Sem Separador
4.3.2.7 – MODELO COM SEPARADOR
Após a validação do modelo sem separador, o estágio seguinte consiste em
substituir a “flowline” por um separador de água com eficiência de 90% e para o mesmo
WC de 45,4% simular o escoamento multifásico do Reservatório até o “topside”.
É importante ressaltar que as análises feitas com o separador consideram as
mesmas configurações (Pressão Estática, Temperatura, Viscosidade e etc) até agora
usadas e que os resultados achados não se aplicam a casos de “shut in” por exemplo,
pois nesta situação, o regime do escoamento não pode ser considerado permanente.
71
Figura 4.12 – Posição do Separador no Modelo
Os resultados encontrados para os perfis de Pressão, Temperatura e para a
vazão do escoamento com WC de 45,4% com o novo arranjo que inclui o separador
podem ser vistos na tabela 4.7 a seguir.
Tabela 4.7 – Resultados com a inserção do Separador
Distância
Medida (m)
Pressão
PIPESIM (bara)
Temperatura.
PIPESIM (bara)
Vazão
PIPESIM (sm3/d)
5061,45 22,65 33,96 2350,14
4116,33 51,79 44,45 2350,14
3664,97 56,09 49,96 2350,14
2463 65,71 68,35 3973,86
2383 72,85 68,64 3973,86
0 262,82 72,10 3973,86
72
A nova configuração do gráfico IPR x Pressão Requerida com o separador fica
da seguinte forma:
IPR x Pressão Requerida
0
50
100
150
200
250
300
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000
Vazão (sm3/d)
Pres
são
(bar
a)
IPRP. Requerida
72,9 bara
Figura 4.13 – Gráfico IPR x Pressão Requerida do Modelo Com Separador
4.3.2.8 – COMPARATIVO COM E SEM SEPARADOR PARA WATERCUT DE 45,4%
As alterações causadas nos perfis de pressão, temperatura e na curva de
pressão requerida pela inclusão do separador no escoamento com WC de 45,4%
podem ser vistas nas figuras 4.14, 4.15 e 4.16 abaixo.
73
Comparativo de Pressão Disponível
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
0 1000 2000 3000 4000 5000
Distância Medida (m)
Pres
são
(bar
a)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.14 – Comparativo do Perfil de Pressão Disponível Com e Sem Separador
Comparativo de Temperaturas
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Distância Medida (m)
Tem
pera
tura
(ºC
)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.15 – Comparativo do Perfil de Temperatura Com e Sem Separador
74
Comparaçao de Curvas de Pressão requerida na Cabeça do Poço
0
50
100
150
200
250
300
0 1500 3000 4500 6000 7500 9000 10500 12000 13500
Vazão (sm3/d)
Pres
são
(bar
a)
IPRP. Req. Sem SepP. Req. Com Sep
87,02 bara
72,85 bara
∆Q
∆P
Figura 4.16 – IPR x Pressão Requerida Com e Sem Separador
Os gráficos das figuras 4.14 e 4.15 mostram que ocorreu uma queda na pressão
disponível e na temperatura do escoamento nos pontos intermediários entre o
Reservatório e o “topside”. A conseqüência direta da alteração na pressão (∆P = 6,22
bara) é o aumento da vazão de 3466,26 sm3/d para 3973,86 sm3/d (∆Q = 507,6 sm3/d)
como pode ser visto no gráfico IPR x Pressão Requerida da 4.16. Por sua vez, a
retirada da água associada ao aumento da vazão faz com que a troca de calor seja
mais intensa e com isso a temperatura do fluido que escoa por dentro do “riser” de
produção tende a cair conforme mostrado no gráfico acima.
A figura 4.16 mostra que para baixas vazões, até cerca de 500 sm3/d, a curva de
pressão requerida tem um comportamento decrescente, ou seja, a vazão cresce com a
queda da pressão. A partir deste ponto, a curva sofre uma inflexão e assume um
comportamento crescente. A explicação para este fenômeno é que para vazões
75
pequenas, principalmente em escoamentos verticais, o diâmetro do “tubing” geralmente
está super dimensionado, então o gás dissolvido no óleo, viaja mais rápido que as
outras fases causando o chamado escorregamento entre fases. Conforme a vazão
aumenta, o escorregamento reduz e a curva de pressão requerida assume o seu
comportamento crescente normal.
4.3.2.9 – ANÁLISE DOS RESULTADOS PARA O WATER CUT DE 45,4%
Para o WC de 45,4%, o que os resultados mostram é que com a separação e
eliminação de 90% da água, o sistema que antes tinha um ponto de equilíbrio com
pressão de 87,02 bara e vazão de 3466,26 sm3/d buscou um novo ponto de equilíbrio
em que a pressão na cabeça do poço era menor 72,85 bara e a vazão
consideravelmente maior, 3973,86 sm3/d.
Da simples verificação visual do gráfico “IPR x Pressão Requerida Com e Sem
Separador” Figura 4.16, pode-se constatar o que foi dito no parágrafo anterior. Para
facilitar o entendimento, deve-se analisar o sistema tendo em mente o balanço de
massa. Inicialmente entrava no volume de controle, arranjo com Separador, uma
quantidade determinada de matéria e saia deste volume de controle no “topside” a
mesma quantidade determinada. A separação da água que é o elemento de maior
densidade da mistura significa não só uma perda de massa considerável como também
uma redução na densidade final da mistura restante. Com isso, a pressão de retorno,
exercida pelo fluido que está a jusante do Separador sofre uma queda que, quando
“sentida” pelo trecho a montante, resulta no aumento da vazão e conseqüente queda da
pressão. Daí os resultados com Separador apresentarem valores menores para a
76
pressão na cabeça do poço do que aqueles sem separador. Isto pode ser verificado
fazendo o seguinte cálculo:
A quantidade de óleo que chega ao “topside” no arranjo que não apresenta
Separador de Água é 1892,58 sm3/d, calculada com o uso da fórmula 4.5 a seguir:
(4.5) )1(* WCQTopQTop LOSS−=
Onde:
Vazão de Óleo no “topside” (arranjo sem separador); =SSOQTop
Vazão Líquida no “topside”; =QTopL
Com a inclusão do Separador de Água no arranjo, a quantidade de óleo que
chega no “topside”, calculada pela fórmula 4.6 abaixo, passa para 2169,72 sm3/d.
)*)1(*( WCEFQCPQTopQTop CSLOCS−−= (4.6)
Onde:
Vazão de Óleo no “topside” (arranjo com separador); =CSOQTop
= Vazão Líquida no “topside” (arranjo com separador); CSLQTop
QCP = Vazão na Cabeça do Poço (arranjo com separador) CS
A subtração da quantidade de óleo que chega ao “topside” em ambos os casos
mostra que o ganho líquido de óleo para o WC = 45,4% é de 277,17 sm3/d, o que
equivale a 14,65% da produção de óleo sem a inclusão do Separador de Água.
77
4.3.2.10 - SIMULAÇÕES COM VARIAÇÃO DO WATER CUT
Após mostrar que a separação submarina da água para a condição real do
reservatório (WC de 45,4%) é eficiente e que proporciona um ganho de 14,65%, o
passo seguinte e final antes das análises dos resultados consiste da simulação do
escoamento com o WC variando entre 10% e 90% em intervalos de 10%. Os
resultados encontrados nestas simulações estão apresentados nos gráficos e tabelas
abaixo.
Tabela 4.8 – Pressão na Cabeça do Poço por WC
Water Cut
(%)
PCP Sem Separador
(bara)
PCP Com Separador
(bara)
10 90,44 88,74
20 89,57 85,01
30 89,31 80,56
40 88,97 76,38
45,4 87,07 72,85
50 88,23 71,67
60 87,56 67,92
61 83,15 66,83
62 73,53 64,57
63 73,82 63,45
65 74,57 63,34
70 75,31 63,04
80 76,84 64,38
90 79,92 67,16
78
Tabela 4.9 – Vazão na Cabeça do Poço à Montante e Jusante do Separador por WC
W. Cut (%)
QCP Sem Sep.
(sm3/d)
QMontante Com Sep.
(sm3/d)
QJusante Com Sep.
(sm3/d)
10 3595,52 3667,98 3349,97
20 3591,89 3745,10 3077,10
30 3540,10 3839,36 2802,73
40 3478,77 3911,26 2503,21
45,4 3466,26 3973,86 2350,14
50 3413,04 3992,54 2195,90
60 3325,59 4032,27 1854,84
61 3484.91 4060,32 1831,21
62 3847.81 4161,62 1840,16
63 3856.52 4221,24 1827,79
65 3884.47 4285,65 1778,55
70 3799,35 4241,66 1569,41
80 3587,02 4062,71 1140,83
90 3284,83 3796,72 721,38
79
Tabela 4.10 – Ganho de Óleo com o Uso do Separador
W. Cut (%)
Q_ÓleoSS (sm3/d)
Q_ÓleoCS (sm3/d)
Ganho (sm3/d)
Ganho (%)
10 3235,97 3313,29 77,32 2,39
20 2873,51 3002,20 128,69 4,48
30 2478,07 2687,55 209,48 8,45
40 2087,26 2346,76 259,50 12,43
45,4 1892,58 2169,73 277,15 14,64
50 1706,52 1996,27 289,75 16,98
60 1330,24 1592,85 282,67 21,25
61 1359,11 1583,53 224,42 16,51
62 1462,17 1582,14 119,97 8,21
63 1426,91 1561,85 134,94 9,46
65 1359,56 1499,98 140,42 10,33
70 1139,81 1272,49 132,69 11,64
80 717,40 815,81 98,41 13,72
90 328,48 379,67 51,19 15,58
80
Tabela 4.11 – Temperatura na Cabeça do Poço Sem e Com Separador
W Cut (%)
TCP S/Sep.
(ºC)
TTDP S/Sep. (ºC)
TTop S/ Sep. (ºC)
TCP /Sep. (ºC)
TTDP C/Sep. (ºC)
TTop C/ Sep. (ºC)
10 65,75 49,77 41,28 65,90 47,34 37,91
20 66,57 51,78 43,86 66,84 46,91 37,16
30 67,18 53,26 45,80 67,65 46,24 36,18
40 67,68 54,49 47,42 68,32 45,12 34,76
45,4 67,92 55,14 48,28 68,64 44,45 33,96
50 68,12 55,55 48,83 68,92 43,63 33,02
60 68,46 56,31 49,89 69,40 41,40 30,59
61 68,72 57.16 50,84 69,47 41,28 30,47
62 69,23 58.57 52,56 69,62 41,55 30,75
63 69,26 58.68 52,72 69,70 41,58 30,78
65 69,32 58.94 53,08 69,80 41,30 30,50
70 69,41 59,11 53,35 69,93 39,42 28,61
80 69,53 59,23 53,63 70,08 34,40 23,95
90 69,52 58,90 53,36 70,11 27,37 18,38
81
Pressão na Cabeça do Poço
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90
Water Cut (%)
Pres
são
(bar
a)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.17 – Comparação de Pressão na Cabeça do Poço
Vazão `a Montante da Flowline/Separador
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Water Cut (%)
Vazã
o (s
m3/
d)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.18 - Vazão na Cabeça do Poço
82
Vazão de Óleo no Topside
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Water Cut (%)
Vazã
o (s
m3/
d)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.19 - Vazão de Óleo no “topside”
Ganho de Óleo
0
50
100
150
200
250
300
350
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Water Cut (%)
Vazã
o (s
m3/
d)
Ganho
Figura 4.20 – Ganho de Óleo com o uso do Separador
83
Temperatura na Cabeça do Poço
66
66
67
67
68
68
69
69
70
70
71
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
WaterCut (%)
Tem
pera
tura
(ºC
)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.21 – Temperatura do Óleo na Cabeça do Poço
Comparação das Temperaturas de Chegada no Topside
0
10
20
30
40
50
60
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
WaterCut (%)
Tem
pera
tura
(ºC
)
Sem SeparadorCom Separador
Figura 4.22 – Temperatura de Chegada do Óleo no “topside”
84
4.3.2.11 - ANÁLISE DOS RESULTADOS
No capítulo 1 foi mencionado que a implantação da separação submarina era
uma hipótese interessante por várias razões, dentre as quais as principais eram:
− Melhoria do percentual de recuperação de hidrocarbonetos de campos com
alto WC;
− Exploração de campos marginais;
− Redução da probabilidade de formação de hidratos e necessidade de
injeção química devido à separação água-gás.
Com base nos resultados das análises feitas ao longo desta tese e resumidas
nas tabelas 4.8 a 4.11 e gráficos (Figura 4.17 a 4.22) mostrados neste capitulo, é
possível responder a cada um dos tópicos acima descritos como vantagens da
separação submarina para que, assim, seja realmente possível concluir que a
separação submarina da água é realmente benéfica ao campo.
4.3.2.11.1 - MELHORIA DO PERCENTUAL DE RECUPERAÇÃO DE
HIDROCARBONETOS
A hipótese de se a separação submarina da água ajuda ou não a melhorar o
percentual de recuperação de hidrocarboneto é verificada, primeiramente, pela análise
da figura 4.17, que é a comparação da pressão na cabeça do poço para ambos os
casos, com e sem separador. Desta comparação, é automática a verificação de que o
separador, para todos os WCs, induz a redução da pressão disponível na cabeça do
poço que, a princípio poderia significar uma menor possibilidade da mistura alcançar o
“topside”; entretanto, conforme explicado no 4.3.2.8, a queda na pressão é o resultado
da busca do sistema por um novo ponto de equilíbrio, já que 90% da fase mais densa
está sendo retirada pelo separador, o que não acontecia anteriormente. O fato de o
85
escoamento ser permanente e do separador ter aberturas nas extremidades
conectadas a “flowline” a ao “riser” de produção, permite que as alterações sofridas a
montante sejam rapidamente sentidas a jusante e vice versa. Com isso, a vazão
aumenta e a pressão na cabeça do poço para empurrar a mistura para que ela chegue
ao “topside” com 22,65 bara (23,01 kgf/cm2) passa a ser bem menor. O aumento
induzido na vazão por sua vez permite que maiores quantidades de hidrocarbonetos
saiam do reservatório e cheguem a plataforma como mostram as figuras 4.19 e 4.20
acima.
Um fato interessante que ocorre em ambas as curvas, mas que é
significantemente marcante na curva sem separador, é a queda brusca da pressão
mostrada entre os WC de 60% e 62%. Este é um fenômeno comum, esperado e que
varia de acordo com as propriedades de cada óleo. Conforme o WC vai aumentando,
chega um ponto em que se forma emulsão óleo/água e a viscosidade cresce quase
que assintóticamente para depois voltar a cair como o aumento do WC. Quando a
emulsão se forma, a mistura óleo/água/gás torna-se mais pesada e a pressão
disponível sofre esta queda brusca.
4.3.2.11.2 - EXPLORAÇÃO DE CAMPOS MARGINAIS
É comum a descoberta de campos marginais no perímetro entre 10 e 100
quilômetros de distância da região produtora para a qual toda uma infra-estrutura já foi
desenvolvida. O volume de hidrocarbonetos destes campos marginais, não justifica a
criação de uma nova estrutura para eles, assim como, é inviável qualquer tentativa de
uso das plataformas e FPSO já existentes por que isto significaria uma alteração na
capacidade de processamento e no tamanho das suas instalações. Neste caso, um
sistema de separação submarina é perfeitamente aplicável, pois como visto acima no
4.3.2.11.1 a presença do separador ao alterar o ponto de equilíbrio do sistema,
aumenta a vazão e possibilita a produção em maior escala fazendo com que o custo
86
de sua instalação e manutenção torne-se viável quando comparado ao aumento
significativo nas reservas recuperáveis.
4.3.2.11.3 - REDUÇÃO DA PROBABILIDADE DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS E DE
INJEÇÃO QUÍMICA
A garantia de escoamento é um dos principais desafios para a produção de
hidrocarbonetos em águas ultraprofundas por isso a presença de hidratos, sem
qualquer sombra de dúvidas, é um problema que deve ser evitado de todas as formas
possíveis.
É sabido e já foi comentado anteriormente que os hidratos se formam quando
há o contato da água com o gás natural em determinadas condições de pressão e
temperatura (ver figura 4.23). A instalação de um separador de água submarino torna-
se importante no auxílio à prevenção de hidratos por que, caso o separador consiga
eliminar 90% da água da mistura, o que não é nenhum absurdo, a possibilidade de
contato entre a água e o gás torna-se muito menor e com isso as chances de
formação de hidratos reduzem consideravelmente. Se os riscos de bloqueio de linhas
por hidratos diminuem, é bem aceitável a hipótese de que a injeção de agentes
químicos inibidores também deva ser reduzida.
Ao levar-se em consideração o fato de que o metro cúbico de qualquer inibidor
vendido no mercado é bastante caro e de que a quantidade do mesmo a ser injetada
na prevenção de hidratos é bem grande, o uso de um separador submarino realmente
pode ser muito útil.
87
Envelope de Hidratos
0
50
100
150
200
250
300
350
-100
-75 -50 -25 0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350 375 400 425 450 475 500 525 550 575 600
Temperatura (ºC)
Pres
são
(bar
a)
HidrocarbonetosHidratos
Figura 4.23 – Envelope de Hidratos
Note-se que a tendência natural da temperatura do escoamento é subir com o
aumento do WC, figura 4.21. Porém, com a inclusão do separador de água no sistema
e a conseqüente eliminação de 90% da água, a temperatura do escoamento tende a
cair com o crescimento da vazão e da turbulência do escoamento. Isto com certeza
facilita a formação de hidratos, entretanto, ao analisar a figura 4.23 é possível verificar
que o ponto mais crítico, aquele em que a temperatura do escoamento é mais baixa e
que acontece no “topside” para WC de 90%, com pressão de chegada 22,65 bara e
temperatura de 18,38ºC está a direita do envelope de hidratos caracterizando a não
formação do mesmo. Isto não significa que nunca ocorrerá a formação de hidratos,
somente que nestas condições específicas, com escoamento permanente não
acontecerá. Contudo, se ocorrer um “shut down” na produção e a mistura ficar parada
88
na linha por um período relativamente longo, as condições de pressão e temperatura
da mistura mudarão e poderá ocorrer a formação de hidratos.
4.3.2.11.4 – ECONOMIA EM LINHAS DE PRODUÇÃO
Por fim será feita a análise da possibilidade da inclusão do separador de água
no sistema possibilitar também economia nos gastos com linhas de produção. Para
este caso o raciocínio é análogo ao que foi desenvolvido até agora e consiste em:
assumindo as mesmas condições de contorno, fazer para cada um dos diâmetros
analisados simulações variando o diâmetro do “riser” de produção que sai do
Separador e verificar a pressão, a vazão e a temperatura do escoamento que passa
por dentro dele ao longo do sistema.
Para tal, de forma a evitar que uma possível mudança do diâmetro do “riser” de
produção possa ser aplicável apenas a uma faixa de WC, as simulações foram feitas
para todos os WCs assim como foi feito anteriormente. Como o diâmetro original e
usado desde o começo nas análises foi o de 6 polegadas, as simulações agora serão
feitas para os diâmetros de 4 e 8 polegadas.
Nas Tabela 4.12, 4.13 e 4.14 figuras 4.24 e 4.25 mostradas abaixo, estão os
resultados encontrados nas simulações do escoamento para os diâmetros de 4, 6 e 8
polegadas.
89
Tabela 4.12 – Perfil de Pressão ao longo dos “risers” de Produção
Water Cut (%)
PCP S/ Sep. 6 Pol (bara)
PCP C/ Sep 4 Pol (bara)
PCP C/ Sep 6 Pol (bara)
PCP C/ Sep 8 Pol (bara)
10 90,44 128,24 88,74 68,85
20 89,57 123,00 85,01 66,32
30 89,31 117,32 80,56 65,65
40 88,97 111,54 76,38 64,01
45,4 87,07 105,14 72,85 62,87
50 88,23 103,91 71,669 63,16
60 87,56 96,07 67,92 64,37
61 83,15 95,56 66,83 63,18
62 73,53 94,54 64,57 59,55
63 73,82 93,75 63,45 59,46
65 74,57 92,72 63,34 59,53
70 75,31 88,75 63,04 62,23
80 76,84 81,70 64,38 63,35
90 79,92 76,87 67,156 66,99
90
Tabela 4.13 – Ganho em Vazão na Cabeça do Poço por Diâmetro de “riser” de
Produção
Water Cut (%)
QCP C/. Sep 4 Pol (sm3/d)
QCP C/. Sep 6 Pol (sm3/d)
∆QCP 4-6”
(sm3/d)
QCP C/ Sep 8 Pol (sm3/d)
∆QCP6-8”
(sm3/d)
10 2090,86 3667,98 1577,12 4278,90 610,92
20 2244,45 3745,1 1500,65 4319,21 574,11
30 2402,89 3839,36 1436,47 4299,67 460,31
40 2551,97 3911,26 1359,29 4299,37 388,11
45,4 2640,45 3973,86 1333,41 4303,09 329,23
50 2771,62 3992,54 1220,92 4266,11 273,57
60 2977,98 4032,27 1054,29 4150,67 118,40
61 2987,07 4060,32 1073,25 4182,41 122,09
62 3020,52 4161,62 1141,10 4325,14 163,52
63 3071,18 4221,24 1150,06 4350,67 129,43
65 3155,79 4285,65 1129,86 4411,14 125,49
70 3250,19 4241,66 991,47 4270,89 29,23
80 3387,22 4062,71 675,49 4100,45 37,74
90 3411,68 3796,72 385,04 3802,90 6,18
91
Tabela 4.14 – Vazão de Óleo no “topside” e Ganho de Óleo por Diâmetro de “riser”
Water Cut (%)
Q_ÓleoCS 4” (sm3/d)
Q_ÓleoCS 6” (sm3/d)
Ganho 4”-6” (sm3/d)
Q_ÓleoCS 8” (sm3/d)
Ganho 6” - 8” (sm3/d)
10 1881,77 3313,29 1431,52 3851,01 537,72
20 1795,51 3002,20 1206,69 3455,37 453,17
30 1682,02 2687,55 1005,53 3009,77 322,22
40 1545,03 2346,76 801,73 2579,62 232,86
45,4 1441,68 2169,73 728,04 2353,64 183,91
50 1385,81 1996,27 610,46 2133,05 136,78
60 1191,19 1612,90 421,71 1662,79 49,89
61 1164,96 1583,53 418,57 1631,69 48,16
62 1147,80 1582,14 434,34 1643,55 61,41
63 1136,34 1561,85 425,52 1609,75 47,90
65 1105,68 1499,98 394,30 1543,90 43,91
70 975,06 1272,49 297,44 1281,48 8,98
80 677,44 815,81 138,37 820,09 4,28
90 341,17 379,67 38,50 380,29 0,62
92
Pressão na Cabeça do Poço para 4, 6 e 8 Polegadas de Diâmetro
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
WaterCut (%)
Pres
são
(bar
a)
Com Separador 6 Pol
Com Separador 4 Pol
Com Separador 8 Pol
4.24 – Comparativo de Pressão na Cabeça do Poço para ∅ = 4, ∅ =6 e ∅ =8
Polegadas
Vazão na Cabeça do Poço para DIâmetros de 4, 6 e 8 Polegadas
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
4000,00
4500,00
5000,00
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Water Cut (%)
Vazã
o (s
m3/
d) Com Separador 4 Pol
Com Separador 6 Pol
Com Separador 8 Pol
4.25 – Comparativo de Vazão na Cabeça do Poço para ∅ = 4, ∅ =6 e ∅ =8 Polegadas
93
4.3.2.11.4.1 – USO DO “RISER” DE PRODUÇÃO DE 4 POLEGADAS
Embora haja a possibilidade de trocar a linha de 6 polegadas pela de 4 que é
mais barata, o que as simulações mostraram (tabela 4.12) é que ao instalar o “riser” de
produção de 4 polegadas, a pressão na cabeça do poço subiu para os WCs
analisados. Conforme explicado na 4.3.2.8 e 4.3.2.11.1, a queda da pressão na
cabeça do poço causada pelo separador resultou no aumento da vazão do
escoamento. De forma análoga, o aumento da pressão resulta na queda da pressão;
conforme verificado nas tabelas 4.12 e 4.13 e figuras 4.24 e 4.25. Com isso, apesar de
existir a possibilidade de troca do diâmetro do “riser” de produção, um estudo de
custos mais aprimorado deve ser feito de forma a verificar se é viável economicamente
reduzir o diâmetro da linha e em função disto produzir menos ao longo da vida útil do
poço.
4.3.2.11.4.2 – USO DO “RISER” DE PRODUÇÃO DE 8 POLEGADAS
O que a tabela 3.14 e figura 3.19 mostram é que entre 10% e 50% o ganho de
óleo que o “riser” de Produção de 8 polegadas proporciona é consideravelmente maior
do que o de 6 polegadas. De 60% a 65%, o ganho é mediano e vai decrescendo
gradativamente até se tornar bem pequeno a partir de 70%.
Os resultados encontrados sob condições ideais para os WCs entre 10% e
60% para o “riser” de produção de 8 polegadas, à princípio podem indicar que o
sistema estaria mais bem dimensionado com ele ao invés do de 6 polegadas.
Entretanto, ao trabalhar em condições reais, não é fácil mesmo com injeção de água,
controlar a natureza e garantir que a pressão estática do reservatório se manterá
constante. Por isso, a queda de pressão provocada na linha a partir do WC de 60%
pode ser perigosa, pois, quão menor a pressão, maior a quantidade de gás
“dissolvido” no óleo a se “desprender” e viajar separadamente com velocidade
94
diferente das outras fases no interior da linha (escorregamento), o que significa que as
chances de formação de hidratos aumentam bastante. Fora isto, tem-se ainda dois
cenários que devem ser muito bem estudados antes de tomar qualquer decisão que
são:
- Instalar um “riser” de produção ao longo de toda a vida útil do poço;
- Instalar um “riser” de produção do começo da exploração até o WC
chegar a fase de instalação do separador de água e então trocar a linha para
evitar problemas de bloqueio.
95
CAPÍTULO 5 – CONCLUSÃO
Como conclusão deste estudo, pode-se verificar que, do ponto de vista
estritamente teórico, o processo de separação da água da mistura óleo/água/gás
ainda no leito marítimo é verdadeiramente viável, o que foi revelado pelas análises e
está documentado nas tabelas e gráficos do capitulo anterior.
Apesar do número de experimentos serem ainda reduzidos, a separação
submarina juntamente com outras novas tecnologias, acena para uma melhoria
realmente significativa na produção dos campos de petróleo. As vantagens por ela
trazidas são diversas dentre as quais vale a pena citar:
- Melhoria do percentual de recuperação de hidrocarbonetos de campos
com alto WC;
- Exploração de campos marginais;
- Prevenção de hidratos e Redução da Injeção química;
- Possibilidade de redução de gastos com linhas de produção.
Fora os benefícios citados acima, a separação de fundo também tem como
vantagem o fato de poder ser inserida no sistema em qualquer fase da exploração do
campo; seja ela comissionamento, platô, declínio ou descomissionamento, sem que
seja necessária uma estrutura muito grande para tal. O diferencial tecnológico é
identificar o momento e a localização exatos que a separação submarina se torna
interessante economicamente quando comparada às outras tecnologias conhecidas.
Esta não é uma decisão fácil, mas ao menos é sabido que campos em que a produção
96
de água já está alta o bastante para justificar o seu abandono e os campos marginais
são, a princípio, candidatos ideais para a sua instalação.
As simulações realizadas com o PIPESIM mostraram que realmente os ganhos
trazidos pela instalação do separador submarino no cenário estudado foram bastante
significativos, mas isto não garante mesmos benefícios para qualquer situação, e
novas análises devem ser executadas.
Para o caso estudado, viu-se que nas condições simuladas as chances de
formação de hidratos são mais reduzidas e que com isso pode-se até considerar a
possibilidade de diminuir a injeção de inibidores. Fora o fato de que ficou claro que a
redução do diâmetro das linhas de produção é completamente possível e que esta
decisão depende apenas de estudos de viabilidade em relação às necessidades de
cada campo.
Não há duvidas de que numa situação real de instalação diversos outros
fatores devem ser considerados além dos ganhos na produção, mas uma vez que
todas as variáveis desta equação estejam acertadas, não há duvidas de que o
potencial da separação submarina é realmente grande.
As análises feitas, conforme já destacado acima e no capítulo anterior,
mostraram que o separador instalado na saída de um único poço pode trazer grandes
benefícios. Então, seguindo o mesmo raciocínio, é possível imaginar-se um cenário
com dois ou mais poços conectados a um único separador submarino de água. Isto a
princípio dependeria não só das condições naturais e características da mistura, mas
também da distância entre os poços, para que o separador não ficasse muito distante
de nenhum deles e a queda da pressão disponível e da temperatura não fossem muito
grandes. Obviamente, este separador teria de ser maior que o anterior, mas os
princípios de funcionamento continuariam sendo os mesmos. Uma diferença que não
pode deixar de ser observada, é que em se tratando de vários poços, algum
97
mecanismo de controle de vazão teria de ser usado de forma que todos produzissem e
não somente o de maior vazão.
Apesar deste princípio já estar sendo usado no campo de Troll na Noruega,
isto é apenas uma hipótese que não foi tratada nestas análises; entretanto, em tempos
em que o preço do barril de petróleo está cotado na casa dos cinqüenta dólares e que
nenhuma operadora quer desperdiçar uma gota sequer deste precioso recurso natural,
não custa nada continuar estudando e investindo em novas idéias.
98
CAPÍTULO 06 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
APPLEFORD, D. E. e SMITH, R. G., “Seabed Processing – Enabling
Technology”.Offshore Technology Conference - 13194, 2001.
ALARY, V e MARCHAIS, D., “Subsea Water Separation and Injection: A Solution
for Hydrates”. Offshore Technology Conference - 12017, 2000.
BEGGS, H.D e BRILL, J.P., “A Study of Two Phase Flow in Inclined Pipes”. JPT
(1973).
BRILL, J.P e MUKHERJEE, H., “Multiphase flow in wells”. Monograph Volume 17
Society of Petroleum Engineering, Henry L. Doherty Series, 1999.
BRINGEDAL, B, INGEBRETSEN, T e HAUGEN, T., “Subsea Separation and
Reinjection of Produced Water”. Offshore Technology Conference - 10967,
1999.
DUNS, H. JR e ROS, N.C.J., “Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells”.
Proc., Sixth World Petroleum Congress., Tokyo (1963) 451.
FRANK, Jahn, COOK, Mark e GRAHAM, Mark., Hidrocarbon Exploration and
Production. United Kingdom, Elsevier, 1998.
FJ∅SNE, E., “Subsea Processing – Maximising Value In Areas With Existing
Infrastructure”. Offshore Technology Conference - 14008, 2002.
GARCIA, J.E, e VALE, O.R., “VASPS Instalation and Operation at Campus Basin”.
Offshore Technology Conference - 14003, 2002.
99
HAGEDORN, A.R e BROWN, K.E., “Experimental Study of Pressure Gradients
Ocurring During Continuous Two-Phase flow in Small Diameters Vertical
Conduits”. JPT (April 1965) 475; Trans., AIME, 234.
HORN, T., GUNNAR, E. E BAKKE, W., “Troll Pillot – Definition, Implementation
and Experience”. Offshore Technology Conference - 14004, 2002.
JARLE, M., “Innovative Technology for Ultra deepwater gravity – based
separators”. Offshore Technology Conference - 15175 - 2003.
JOHANSEN, O. e LEPORCHER, E., “Deepwater Separation: What Could be the
Use of it?” Society of Petroleum Engineering - 71549, 2001.
KENNETH, E. A e FERGUSON, P.L.., “Designing Tomorrow’s Compact Separation
Train”. Society of Petroleum Engineering - 56644, 1999.
PIPESIM., “USER MANUAL”, 2003.
RAMALHO, J. B. V. S., Boletim técnico Petrobrás. Rio de Janeiro: Petrobrás, 2000.
RASMUSSEN, A. W., ABB Offshore Systems., “Troll Pilot Technology – The Next
Step”. Houston: Offshore Technology Conference - 14258, 2002.
ROSA, A. J. e CARVALHO, R. S., Previsão de Comportamento de reservatórios de
Petróleo. Rio de Janeiro, Interciência , 2002.
100
ANEXO 1 – FUNDAMENTOS TEÓRICOS DAS CORRELAÇÕES
A-1.1 - GRADIENTE DE PRESSÃO
O calculo do gradiente de pressão em escoamentos monofásicos é feito
considerando-se as seguintes parcelas:
- Elevação – Conversão da energia potencial do fluido em pressão
hidrostática;
- Fricção – Tensão cisalhante entre a parede do duto e o fluido;
- Aceleração – Alterações na velocidade do fluido.
Que matematicamente, no PIPESIM está representado da seguinte forma:
acfrpotT dLdLdLdL)()()()( ++=
dpdpdpdp (A1.1)
ou
dldgdg
fg
gsendLdp
ccc
T νρνρνθρ
−+−+−=2
)()(2
(A1.2)
Onde:
= Fator de fricção; f
ν = Velocidade do escoamento;
101
ρ = Densidade do fluido;
θ = Ângulo do escoamento.
Obs: O fator de fricção é calculado com o auxílio do Ábaco de Moody. f
Figura A-1.1 – Ábaco de Moody
Esc. completamente turbulento
Transicao
Esc. laminar
Parede Lisa
De forma análoga ao escoamento simples, o gradiente de pressão em
escoamentos multifásicos é calculado com base nos mesmos princípios de conservação
da massa e momento linear, sendo que a existência de duas ou mais fases com
densidades, viscosidades e velocidades diferentes exige métodos de cálculo mais
complexos para que se possam ser alcançados resultados acurados. Em geral os
102
métodos de cálculo do gradiente de pressão são divididos em correlações empíricas,
que foram usadas nesta tese e modelos mecanísticos.
A formulação matemática que representa o gradiente de pressão do escoamento
multifásico pode ser descrita de forma genérica pela equação:
dLd
df
gsendLdp s
ssss
sTν
νρνρ
θρ ++=2
)(2
(A1.3)
Onde sρ e sν variam conforme a correlação.
Em escoamentos multifásicos, o cálculo da parcela de elevação depende da
densidade da mistura que normalmente á calculada pela equação:
)1( LgLLs HH −+= ρρρ (A1.4)
Para calcular a parcela de fricção, é necessário que seja feito um estudo para o
fator de fricção que pode ter formulações diferentes da de Moody dependendo de cada
caso. E por fim, a parcela de aceleração, que só é significante quando o escoamento
ocorre em altas velocidades, caso contrário pode ser desprezada.
BRILL e MUKHRJEE (1999) comentam que as correlações empíricas podem ser
divididas em três categorias diferentes, que são:
- Categoria a - Métodos de cálculo que não levam em consideração o
escorregamento entre as fases e nem o padrão de escoamento, ou seja,
assume-se que as fases líquida e gasosa se deslocam com a mesma velocidade
e a densidade da mistura é calculada unicamente com base na Razão Gás/Óleo
(RGO) fornecida. A única correlação requerida é para o cálculo do fator de
fricção bifásico;
103
- Categoria b - Métodos de cálculo que levam em conta o escorregamento
entre as fases, mas não consideram o padrão de escoamento. Neste caso, como
a velocidade de deslocamento das fases é diferente é necessária uma
correlação para o cálculo do “liquid Hold-Up” e do fator de fricção;
- Categoria c - Métodos de cálculo que levam em conta o escorregamento
entre as fases, e também o padrão de escoamento. Neste caso, há a
necessidade do uso de correlações não só para o cálculo do “liquid Hold-Up” e
do fator de fricção como também para predizer qual o padrão de escoamento
aplicável a cada caso. Uma vez que o padrão é determinado, as correlações
apropriadas de “liquid Hold-Up” e fator de fricção são escolhidas.
A-1.1.1 – HAGEDORN e BROWN
Uma das mais importantes e difundidas correlações usadas no mundo,
HAGEDORN e BROWN (1965), que foi usada no trecho de poço da tese está
enquadrada na categoria b. O método por eles desenvolvido tem como base os dados
obtidos em um poço vertical experimental de 457,2 metros (1500 pés) de profundidade.
Nos experimentos feitos em dutos de 1,0, 1,25 e 1,5 polegadas de diâmetro,
HAGEDORN e BROWN (1965) usaram o ar para representar uma das fases e quatro
outros fluido líquidos (água e óleos com viscosidades de aproximadamente 10, 30 e 110
centipoise (cp) para representar a outra fase.
Com os resultados dos experimentos, HAGEDORN e BROWN (1965)
desenvolveram a seguinte equação para calcular o gradiente de pressão em
escoamentos verticais multifásicos:
104
dZ
gd
fdZdp ms
ss
mLgLL
2)(
2))1(( 222 νρ
ρρ
νλρλρ ∆++
−+= (A-1.5)
onde:
ƒ = Fator de fricção;
mν = Velocidade da mistura;
sρ = Densidade da mistura;
Lρ = Densidade da fase liquida;
gρ = Densidade da fase gasosa;
Lλ = Fração Volumétrica de líquido no duto;
g = Aceleração da gravidade;
d = Diâmetro do duto;
Z = Elevação do trecho de duto.
Calculados pelas seguintes fórmulas:
Duto
gLm A
qq +=ν (A-1.6)
gL
LL qq +=λ
q (A-1.7)
Nas quais:
Lq = Vazão de líquido;
105
gq = Vazão de gás;
DutoA = Área da seção do duto;
LH = Liquid Hold-Up.
A-1.1.2 – DUNS e ROS
BRILL e MUKHRJEE (1999) em seu livro comentam que a correlação de DUNS
e ROS (1963) é resultado de um longo estudo de medição do “liquid Hold-up” e
gradiente de pressão em laboratório. Na elaboração das correlações, que foram usadas
na tese no trecho entre o TDP e o Topside, foram feitos cerca de 4000 testes com
escoamentos bifásicos e foram observados nos experimentos três padrões de
escoamento para os quais desenvolveu-se correlações para o fator de fricção, e
velocidade de escorregamento que são usados para calcular o “liquid Hold-Up”.
Para a determinação do padrão de escoamento, DUNS e ROS (1963) criaram o
mapa da figura A-1.2 abaixo, na qual eles identificaram quatro regiões referentes aos
escoamentos Bubble, Slug, Misto e uma zona de Transição. Neste mapa, as fronteiras
entre as regiões é calculada pelos números adimensionais Nlv (número de velocidade
do líquido)e Ngv (número de velocidade do gás) usando as seguintes fórmulas:
Fronteira “Bubble” (Bolha)/“Slug” (Golfada)
(A-1.8) lvgv NLLNsB 21/
+=
Os valores de e são retirados do gráfico da figura A-1.3 em função do
número de diâmetro do duto N
1L 2L
d.
106
Onde:
gNl
ld σ
ρ= (A-1.9)
Com
=lσ Tensão de superfície.
Fronteira “Slug”/“Transition” (Transição)
(A-1.10) lvgv NNTrs
3650/
+=
Fronteira “Transition” (Transição)/“Mist” (Misto)
(A-1.11) 75,08475/ lvgv NN
MTr+=
Figura A-1.2 – Mapa de Padrões de escoamento de DUNS e ROS
107
Figura A-1.3 – Gráfico de L1 e L2
O cálculo da componente de elevação da equação (A1.3), depende da
densidade da mistura, da aceleração gravitacional e do ângulo de inclinação com a
horizontal. Como a aceleração gravitacional e o ângulo são dados conhecidos, basta
achar a densidade para concluir o cálculo desta parcela. Como visto na equação (A1.4),
a densidade da mistura depende da densidade de cada fluido e do “liquid Hold-Up”
pode ser achado pela equação (A-1.11) abaixo.
L
sl
L
sglgs HH
ννννν −
−=−=
1 (A-1.12)
Onde:
sν = Velocidade de escorregamento;
gν = Velocidade do gás;
lν = Velocidade do líquido;
108
sgν = Velocidade superficial do gás;
slν = Velocidade superficial do líquido;
A1.1.2.1 – REGIÃO I - ESCOAMENTO DO TIPO “BUBBLE”
Para a região I em que predomina o escoamento do tipo “Bubble”, o cálculo da
componente de fricção é feito usando a equação:
d
fdZdp msll
fr 2)(
ννρ= (A-1.13)
DUNS e ROS (1963) não propõem nenhuma fórmula para cálculo da
componente de aceleração por a considerarem desprezível.
A1.1.2.2 – REGIÃO II - ESCOAMENTO DO TIPO “SLUG”
Para este tipo de escoamento, os métodos de cálculo do gradiente de pressão
são os mesmos do escoamento do tipo “Bubble”.
A1.1.2.3 – REGIÃO III - ESCOAMENTO DO TIPO “MIST”
Neste caso, o procedimento para o cálculo da componente de elevação é o
mesmo feito para os escoamentos do tipo Bubble e Slug, sendo que a densidade da
mistura é calculada usando a fórmula abaixo:
)1( LgLLn λρλρρ −+= (A-1.14)
A componente de fricção é calculada com a seguinte fórmula:
109
d
f
dZdp sgg
fr 2)(
2νρ= (A-1.15)
Duns e Ros (1963) mencionam que no caso do escoamento misto não se pode
desconsiderar a componente de aceleração e para o seu cálculo sugerem:
)()(dZdp
pdZdp nsgm
ac
ρνν= (A-1.16)
Se for definindo um adimensional de energia cinética como:
p
E nsgmk
ρνν= (A-1.17)
Pode-se calcular o gradiente total de pressão por:
k
frel
T EdZdp
dZdp
dZdp
−
+=
1
)()()( (A-1.18)
A1.1.2.4 – REGIÃO DE TRANSIÇÃO
Neste caso tem-se:
MistSlugT dLdpA
dLdpA
dLdp ))(1()()( −+= (A-1.19)
Onde:
)(//
/
TrSMTr
MTr
gvgv
gvgv
NNNN
A−
−= (A-1.20)
110
A1.1.3 – BEGGS e BRILL
A outra correlação usada na tese foi a de BEGGS e BRILL (1973), no trecho
entre a cabeça do poço e o TDP. Esta correlação que também se enquadra na
categoria c, foi a primeira a predizer o comportamento do escoamento em todos os
ângulos de inclinação. Os experimentos foram feitos em dutos de acrílico de 27.43
metros (90 pés) de comprimento e diâmetros de 1,0 e 1,5 polegadas. Devido a pequena
dimensão, os dutos podiam ser facilmente inclinados em relação a horizontal de acordo
com a necessidade do experimento. Usando o ar e a água como fluidos do escoamento,
foram feitos 584 experimentos que resultaram na seguinte formula:
k
smLgLL
E
gsend
f
dZdp
−
+−+
=1
2))1(( 2
θρνλρλρ
(A-1.21)
onde:
))(1()( θρθρρ LgLLs HH −+= (A-1.22)
111
ANEXO 2 – PLANILHA CATBAS
CATENÁRIA 6 Dados profundidade (h) e ângulo no TOPO com a vertical (alfa)
h(m)= 850 alfa(graus)= 5 GEOMETRIA l/a= 11,4308985 FORÇAS (em kN e w em kN/m) p/a= 3,13137508 w= 0,444 H= 240,76 V= 1365,5 T= 1386,6h/a= 10,4745563 H= 36,03 w= 2,9669 w= 1,4721 w= 1,4891a(m)= 81,1490223 V= 411,86 V= 2752,1 H= 119,46 H= 120,84p(m)= 254,108026 T= 413,43 T= 2762,6 T= 1370,7 V= 1381,3l(m)= 927,606241 Valores consistentes apenas dentro de cada bloco h/l= 0,91633709
RESUMO FINAL l(m)= 927,606241 p(m)= 254,108026 h(m)= 850 alfa(graus)= 5 a(m)= 81,1490223 Dx= 25,4108026 x(m) y(m)
0 0 850 25,4108026 4,01115382 850 50,8216053 16,4411537 850 76,2324079 38,5188166 850 101,643211 72,4267171 850 127,054013 121,516955 850 152,464816 190,64254 850 177,875618 286,637154 850 203,286421 418,990727 850 228,697224 600,787592 850 254,108026 850 850
112