BR102020010236A2 - Método para reinício de produção de fluidos emulsionados em campos submarinos - Google Patents

Abstract

método para reinício de produção de fluidos emulsionados em campos submarinos. a elevada viscosidade de emulsões de petróleos, quando submetidas ao resfriamento sob condições estáticas, ou seja, de parada de produção, pode inviabilizar o reinício de produção sendo assim um sério problema de garantia de escoamento. esse risco se torna ainda mais crítico com o aumento do teor de água emulsionada ao petróleo e quando a pressão requerida para o escoamento é menor que a pressão disponível no sistema. sendo assim, o bloqueio de linhas de produção por emulsão deve ser considerado nas análises de risco de garantia de escoamento e deve ser contemplado nas análises do fluido na etapa de definição das bases de projeto. a invenção apresenta um procedimento que permite o reinício de escoamento da produção de petróleos parafínicos emulsionados, inclusive os petróleos da região do pré-sal, a partir avaliação reológica prévia do fluido emulsionado em laboratório (novo protocolo de medida), o uso de modelagem matemática para a previsão da pressão necessária de reinício de escoamento da produção em um determinado período de tempo e a definição de parâmetros operacionais, reduzindo o tempo de retorno da produção e os custos associados ao processo.

Description

MÉTODO PARA REINÍCIO DE PRODUÇÃO DE FLUIDOS EMULSIONADOS EM CAMPOS SUBMARINOS Campo da Invenção

[0001] A presente invenção está relacionada a um procedimento operacional para o reinício de produção de fluidos emulsionados em campos marítimos. Mais especificamente, a presente invenção define um procedimento para viabilizar a produção após uma parada não programada.

[0002] A invenção se aplica a todos os poços de produção de petróleo em campos marítimos no Brasil e exterior a partir do momento que a produção de água é iniciada.

Descrição do Estado da Técnica

[0003] Os problemas de garantia de escoamento mais comuns em campos petrolíferos são causados pela formação de hidratos, emulsões, depósitos ou suspensões orgânicas (asfaltenos, parafinas e naftenatos) e inorgânicas (incrustações), pela presença de gases tóxicos ou por instabilidade hidrodinâmica do sistema e erosão. Os itens críticos dessa área são identificados e tratados ainda na fase conceitual do projeto de produção, permitindo assim a tomada de decisão adequada. O termo garantia de escoamento se refere principalmente à aplicação, sobretudo numa base preventiva, de diferentes técnicas e métodos destinados a garantir de forma permanente e econômica o escoamento da produção multifásica de hidrocarbonetos e da água produzida, desde o reservatório até a sua destinação final.

[0004] A partir das análises de caracterização dos fluidos, modelagem termodinâmica e termo-hidráulica, são definidas as diretrizes para projetos e a especificação dos equipamentos, materiais, produtos químicos e softwares a serem utilizados no sistema de produção e procedimentos operacionais para prevenção e remediação de depósitos. Nesta etapa são definidos, por exemplo os sistemas de controle da produção e de segurança, a arquitetura de poços, as instalações de superfície, as linhas de injeção de produtos químicos, os equipamentos de remoção e coleta de sólidos, o tipo de isolamento térmico das linhas, os coletores de golfadas, os procedimentos de repartida de produção, entre outras soluções. Os procedimentos de retomada da produção após uma parada são especificados para atender requisitos de pressão de equipamentos submarinos e de superfície e evitar bloqueios do sistema, especialmente por parafinas e hidratos. Estes procedimentos contemplam basicamente a troca do fluido da linha de produção e a despressurização do sistema. Casos recentes de campo mostraram que a identificação incorreta da causa do bloqueio em linhas de produção induziu a realização de procedimentos não adequados, potencializando o problema e causando perdas significativas na produção de óleo e prejuízos econômicos. Não está estabelecido um procedimento operacional para repartida de poços quando petróleos parafínicos são produzidos emulsionados com a água sem a formação de hidrato, que é o foco deste trabalho.

[0005] A formação de emulsões do tipo água em óleo (A/O) é comum no processo de produção de petróleo durante o escoamento simultâneo do petróleo e da água produzida nas linhas submarinas. Uma emulsão é definida como um sistema heterogêneo em que uma fase interna imiscível está dispersa na forma de gotas em outra fase chamada de fase contínua ou fase externa. Esta emulsão passa a constituir um importante aspecto para a “garantia de escoamento” da produção, pois tem influência na vazão de escoamento, modifica as condições de deposição de frações orgânicas (parafinas e asfaltenos) e inorgânicas (incrustação de sais), e de corrosão, além de possuir um papel fundamental na eventual formação de bloqueios de linhas por hidrato.

[0006] A estabilidade da emulsão formada e o incremento de viscosidade associado podem aumentar drasticamente a perda de carga do escoamento e como consequência reduzir a produção dos poços e ainda afetar, significativamente, a capacidade dos sistemas de produção, especialmente daqueles situados em ambiente submarino (offshore).

[0007] As propriedades reológicas e de estabilidade das emulsões A/O, como viscosidade aparente e tensão de escoamento são influenciadas pela fração volumétrica da fase dispersa, distribuição de tamanho gotas, condições termodinâmicas e composição química do óleo e da água. Em condições de escoamento de baixa temperatura, pode haver a formação de cristais de parafina, formando uma estrutura de rede cristalina na interface água-óleo que altera o comportamento reológico do fluido e contribui para a sua resistência mecânica.

[0008] Sendo assim, nos sistemas de produção submarina o conhecimento do comportamento dos petróleos parafínicos e suas emulsões A/O é muito importante para a retomada do escoamento após uma parada longa de produção. Nesta condição, os fluidos de produção esfriam, alcançando a temperatura inicial de aparecimento de cristais de parafina (TIAC). Tipicamente, quando a temperatura está abaixo da TIAC, a viscosidade aparente aumenta muito e uma tensão limite de escoamento (tensão abaixo da qual o material se comporta como sólido, sem escoar) pode surgir. A maior dificuldade surge quando o escoamento deve ser reiniciado e a pressão requerida para superar a tensão limite de escoamento ou a alta viscosidade é maior do que a disponível no sistema, inviabilizando assim o retorno da produção.

[0009] Durante a produção de petróleo, os fluidos do reservatório em escoamento multifásico até a superfície são submetidos a variações extremas de pressão e temperatura e atravessam os limites de diferentes transições de fases como gás-líquido, gás-sólido, líquido-líquido ou, ainda, sólido-líquido. Estas transições de fases podem favorecer a formação de depósitos orgânicos, inorgânicos ou mistos (orgânicos e inorgânicos), causando restrições na capacidade de transporte ou até mesmo um bloqueio total da tubulação, o que caracteriza um problema de garantia de escoamento.

[0010] Além disso, emulsões do tipo A/O são formadas no momento em que o petróleo e a água produzida são submetidos às altas forças de cisalhamento no sistema de produção, apresentando viscosidade muito mais alta que a do petróleo desidratado. Quando a emulsão é estável e apresenta alta viscosidade, há redução na vazão de produção e perda de eficiência de bombas e dos sistemas transferências.

[0011] A viscosidade de uma emulsão tipo A/O está associada a diversos fatores, dentre eles destacam-se: a fração volumétrica da fase interna; a composição química do petróleo (parafinas e tensoativos naturais) e da água; a viscosidade do petróleo; a temperatura; a distribuição e o tamanho médio das gotas; e a presença de sólidos (argila, sulfatos, cristais de parafina e outros). Neste sentido, o conhecimento das propriedades reológicas dos petróleos e de suas emulsões é de vital importância para a definição das bases de projeto a serem adotadas no dimensionamento das facilidades de produção, movimentação e processamento dos sistemas de produção.

[0012] As propriedades reológicas, em especial a viscosidade, são parâmetros importantes para a caracterização física das emulsões. A viscosidade (η) é definida como a relação entre a tensão de cisalhamento (τ) aplicada ao fluido e a taxa de cisalhamento (Ý) exibida pelo material em resposta àquela tensão.
η = τ/Ý (1)

[0013] Um fluido é chamado de Newtoniano se a sua viscosidade independe da taxa de cisalhamento. Desta forma, para os fluidos Newtonianos a tensão de cisalhamento (τ) mantém uma relação de proporcionalidade com a taxa de cisalhamento. Nos fluidos Newtonianos, tais como gases, hidrocarbonetos líquidos e óleos lubrificantes minerais, a viscosidade é função apenas da temperatura e pressão. Isto não ocorre para outros tipos de fluidos, ditos nãoNewtonianos. Nestes, a viscosidade é função da taxa de cisalhamento ou ainda depende do tempo de aplicação dos esforços cisalhantes (tixotrópicos e reopéticos).

[0014] Um material pode ser considerado um sólido ideal se a energia requerida para a sua deformação for totalmente recuperada quando a tensão é removida. Por outro lado, um material pode ser considerado um fluido ideal se a energia requerida para a sua deformação se dissipa na forma de calor e não se recupera após a remoção da tensão. No entanto, a grande maioria dos materiais não apresenta comportamento ideal. Tais materiais apresentam comportamento reológico intermediário entre um sólido elástico ideal e um fluido viscoso ideal e são denominados viscoelásticos.

[0015] O modelo de potência de Ostwald é o mais utilizado para descrever o comportamento reológico das emulsões de petróleo (A/O). Este modelo introduz dois índices, o índice de consistência (K) e o de comportamento (n):
τ = KÝn (2)

[0016] Portanto, a viscosidade neste modelo é definida por:
η = Kγn-1 (3)

[0017] Petróleos isentos de água, não parafínicos, ou os parafínicos em temperaturas acima da TIAC, bem como as emulsões A/O, para teores de fase interna inferiores a 10% em volume, apresentam, geralmente, comportamento reológico muito próximo ao Newtoniano (n = 1). Mas, na medida em que a concentração da fase interna aumenta, estas emulsões tendem a apresentar comportamento pseudoplástico (n < 1), isto é, a viscosidade diminui com a taxa de cisalhamento. A viscosidade de uma emulsão (ηE) apresenta uma relação de proporcionalidade com a viscosidade da sua fase externa (ηFE). Desta forma, a viscosidade de uma emulsão pode ser expressa a partir do termo viscosidade relativa (ηR), descrito pela equação 4:
ηR = ηE/ηFE (4)

[0018] Na produção de petróleos com altos teores de parafinas, o resfriamento do fluido pode resultar na formação de um material com propriedades reológicas de um gel. O gel parafínico consiste de uma rede estruturada de cristais de parafinas em uma matriz viscosa de petróleo. A reologia do gel é tipicamente complexa e caracterizada por um comportamento tixotrópico e pela existência de uma tensão limite de escoamento. A tixotropia está relacionada com a estruturação da rede cristalina em função do tempo. O comportamento viscoelástico do gel depende diretamente da tensão de cisalhamento imposta ao material. Em tensões baixas o gel parafínico comportase como um sólido elástico. A partir de uma tensão crítica o material passa a escoar como um líquido viscoso. Esta transição sólido-líquido do gel parafínico é caracterizada pelo parâmetro reológico denominado tensão limite de escoamento (TLE). O principal risco relacionado com a propriedade de gelificação, no entanto, ocorre durante paradas de produção onde todo o petróleo no interior do duto é resfriado. Caso a temperatura crítica para a formação do gel parafínico seja alcançada durante o evento, uma pressão mínima será necessária para desestruturar o gel parafínico e iniciar o escoamento do fluido. A pressão de partida está associada à transição sólidolíquido do material.

[0019] Quando uma taxa de cisalhamento constante é imposta a um petróleo parafínico, a partir do repouso, a viscosidade do fluido diminui com o tempo. Após atingir uma viscosidade constante a uma dada taxa de cisalhamento, se a taxa de cisalhamento for aumentada novamente, a viscosidade deve continuar a diminuir com o tempo sob o maior valor de taxa de cisalhamento constante. Quando a taxa de cisalhamento é reduzida, a viscosidade acumulada com o tempo é muito lenta, na ordem das horas e normalmente não é considerada nos cálculos práticos. Assim, uma vez que um petróleo parafínico é cisalhado e sua estrutura interna é destruída, ele não se recuperará a menos que o fluido seja aquecido e resfriado novamente.

[0020] Desta forma, a abordagem para medir a tensão de escoamento dos petróleos parafínicos consiste em iniciar os testes com uma amostra de petróleo no estado sólido. Os métodos usados para medir a tensão de escoamento diferem em como o material é deformado, essencialmente a taxa de deformação, até que sua deformação crítica seja alcançada e a tensão de cisalhamento associada à transição sólido-líquido seja medida.

[0021] Para avaliar se haverá problemas de reinício de escoamento de petróleos parafínicos, é medida em laboratório a tensão limite de escoamento na temperatura mínima da água do mar (4°C). A medida de TLE por reologia oscilatória foi adotada como padrão, e esta técnica permite caracterizar o comportamento mecânico de um material viscoplástico através de dois parâmetros: módulo elástico (G’) e módulo viscoso (G”). O módulo viscoso é maior que o elástico em fluidos não-estruturados (Newtonianos). Para os fluidos estruturados (não Newtonianos), tais como os géis parafínicos, os dois módulos apresentam valores não-desprezíveis e o predomínio vai depender do grau de estruturação e da perturbação externa imposta à amostra durante a medida reológica. Os fluidos gelificados exibem valores de G’ maiores que G” em tensões baixas, denotando um caráter sólido dominante. Porém, esta ordem é alterada quando uma tensão aplicada ao fluido é maior que um valor crítico que sua estrutura interna suporta. A partir daí ele passa a se comportar predominantemente como líquido. A TLE é determinada pelo cruzamento dos módulos G’ e G” no gráfico destes parâmetros em função da tensão de cisalhamento aplicada.

[0022] O procedimento padrão usado para prever o comportamento reológico de petróleos parafínicos emulsionados durante a produção se baseia no resfriamento do fluido sob cisalhamento. Neste método é avaliada a variação de viscosidade em função da temperatura (de 70 a 4°C), do teor de água (10, 30, 50 e 70%) e da taxa de cisalhamento (20 a 250 s-1). Com o aumento do teor de água é possível prever o comportamento reológico do fluido e dimensionar as linhas de produção, o sistema de bombeio e de tratamento de fluidos, durante os anos de produção em que se espera aumento progressivo na fração de água presente no petróleo. No entanto, este procedimento não contempla o comportamento do fluido em condições de resfriamento estático, ou seja, condição de parada de produção.

[0023] Trabalhos recentes realizados pelos autores mostraram que emulsões A/O de óleos parafínicos apresentam alta viscosidade quando resfriadas sob baixa taxa de cisalhamento e, em alguns casos, sem a presença de tensão limite de escoamento. Conforme mencionado anteriormente, as emulsões A/O são conhecidas pelo seu comportamento não-Newtoniano típico, isto é, a viscosidade aumenta com taxas de cisalhamento menores. No entanto, os valores de taxa de cisalhamento mínimos empregados para medir a viscosidade pelo procedimento padrão não são suficientemente baixos para representar uma condição de parada de produção. A extrapolação dos valores obtidos neste protocolo, em taxas de cisalhamento de 20 a 250 s-1, por exemplo, para taxas de cisalhamento mais baixas pode ser enganosa.

[0024] O documento BR102013029979A2 revela um procedimento para evitar a formação de uma fase sólida de parafina no fluido após uma parada na produção por um período considerável. Consiste em aplicar ciclos de ondas de choque ou de pressão durante o período de resfriamento. Porém o fato de não citar emulsão de água em óleo, não revelar a avaliação reológica prévia do fluido emulsionado e nem o uso de modelagem matemática para a previsão da pressão necessária, demonstra uma concepção distinta da proposta na invenção.

[0025] O documento PI0513487A revela um procedimento que facilita o reinício de uma corrente (quer seja de óleos brutos cerosos, emulsões de água em óleo ou dispersões de hidratos), submetendo a mesma a uma tensão mecânica adequada e reduzindo assim a viscosidade e tensão de escoamento, porém o procedimento de reinício é definido pela abordagem de dados de WAT e resultados reológicos, ou seja, dados apenas das características dos fluidos, sem utilizar modelagem matemática.

[0026] O documento BR102016019029A2 consiste em instalar reservatórios com gás conectados ao duto ao longo dele para aumentar a compressibilidade localmente e permitir que o escoamento reinicie por partes, requerendo assim uma pressão diferencial menor. Porém, necessita de um sistema auxiliar compreendendo alguns componentes essenciais para realizar a operação.

[0027] O estado da técnica citado acima, não possui as características únicas que serão apresentadas detalhadamente a seguir. Não foi identificado um procedimento definido para o reinício de produção de fluidos sob a forma de emulsão que considere as características da viscosidade mencionadas anteriormente.

Descrição Resumida da Invenção

[0028] A elevada viscosidade de emulsões de petróleos, quando submetidas ao resfriamento sob condições estáticas, ou seja, de parada de produção, pode inviabilizar o reinício de produção sendo assim um sério problema de garantia de escoamento. Esse risco se torna ainda mais crítico com o aumento do teor de água emulsionada ao petróleo e quando o diferencial de pressão requerido para o escoamento é menor que ao diferencial de pressão disponível no sistema. Sendo assim, o bloqueio de linhas de produção por emulsão deve ser considerado nas análises de risco de garantia de escoamento e deve ser contemplado nas análises do fluido na etapa de definição das bases de projeto.

[0029] A invenção apresenta um procedimento que permite o reinício de escoamento da produção de petróleos parafínicos emulsionados, inclusive os petróleos da região do pré-sal, a partir avaliação reológica prévia do fluido emulsionado em laboratório (novo protocolo de medida), o uso de modelagem matemática para a previsão da pressão necessária de reinício de escoamento da produção em um determinado período de tempo e a definição de parâmetros operacionais, reduzindo o tempo de retorno da produção e os custos associados ao processo.

Breve Descrição dos Desenhos

[0030] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se:

• - A Figura 1 ilustra a avaliação reológica pelo método de tensão de cisalhamento constante em função do tempo para determinação da tensão limite de escoamento, onde cada curva (quadrado, círculo e cruz) é uma tensão de cisalhamento diferente;
• - A Figura 2 ilustra a avaliação reológica pelo método de rampa de tensão de cisalhamento para medida de tensão limite de escoamento pelo cruzamento dos módulos elástico (G’) e viscoso (G”);
• - A Figura 3 ilustra a avaliação reológica pelo método de rampa de taxa de cisalhamento crescente (quadrado) e decrescente (círculo) para medida de tensão limite de escoamento;
• - A Figura 4 ilustra métodos de medida de tensão limite de escoamento para três amostras de emulsão a 4°C: a) reologia oscilatória – módulos elástico (G’) e viscoso (G”) em função da tensão oscilatória. (b) tensão de cisalhamento constante;
• - A Figura 5 ilustra a taxa de cisalhamento versus tensão de cisalhamento a 4°C para três amostras de emulsão;
• - A Figura 6 ilustra curvas de viscosidade em função da taxa de cisalhamento a 4°C das três amostras de emulsão.

Descrição Detalhada da Invenção

[0031] Dois tipos de ensaios reológicos são empregados para medir a tensão de escoamento: teste de tensão de cisalhamento constante (Figura 1) e rampa de tensão oscilatória (Figura 2). Os estudos reológicos foram realizados utilizando-se a geometria placa-placa em um reômetro de Haake com a amostra de emulsão previamente aquecida a 80°C. A amostra de emulsão é colocada no reômetro durante 15 min na taxa de cisalhamento de 10 s-1 e 60°C. Em seguida, é resfriada a 4°C na taxa de resfriamento de 0,8°C/min e mantida em repouso por 15 min antes de iniciar a medição da tensão limite de escoamento.

[0032] O teste de tensão de cisalhamento constante é o método mais direto para medir a tensão limite de escoamento. Uma tensão de cisalhamento é imposta ao fluido e é então observada a ocorrência de escoamento, acompanhando-se a evolução da taxa de cisalhamento medida. Se a tensão imposta estiver abaixo de um limite mínimo de tensão de produção, após uma deformação inicial, nenhum fluxo deve ser observado. Se a tensão de cisalhamento aplicada for maior do que a tensão limite, a amostra de óleo deverá começar a fluir dentro de algum tempo, dependendo da magnitude da tensão aplicada. Quando uma série de testes de tensão constante é realizada, como mostrado na Figura 1, a tensão de escoamento pode ser estimada por aproximações sucessivas. No entanto, esse valor é de aplicação prática restrita porque o tempo de fluência pode ser muito longo para as condições de campo. Para evitar isso, um tempo máximo de espera pode ser definido como um limite prático. No caso dos petróleos parafínicos, a preparação da amostra para ensaios reológicos demora um certo tempo, pois existe um processo de resfriamento associado à definição da condição inicial da amostra. Assim, realizar vários testes é uma tarefa demorada.

[0033] Os testes oscilatórios são realizados na frequência de 1 Hz, aplicando uma rampa de tensão de cisalhamento crescente, de 0,1 a 1.000 Pa. O valor de tensão limite de escoamento é estabelecido como um ponto de cruzamento entre os módulos elástico (G’) e viscoso (G”), conforme apresentado na Figura 2. No início do teste, se o material estiver no estado sólido, o módulo elástico deve ser maior que o módulo viscoso. À medida que a amplitude das oscilações aumenta, o módulo elástico diminui, eventualmente para um valor menor que o módulo viscoso. Nesse ponto, diz-se que o material exibe um comportamento mais viscoso do que elástico, caracterizando um comportamento líquido predominante. Assim, a tensão de cisalhamento oscilatório nesse ponto de cruzamento é a tensão de escoamento. Ao mesmo tempo, pode-se observar um aumento acentuado na deformação oscilatória máxima ou na amplitude da oscilação. No início do teste, a amplitude de deformação mostra um comportamento linear com a tensão, indicando a resposta elástica do material a esses níveis de tensão.

[0034] Um método alternativo para avaliar as características de escoamento de fluido consiste em aplicar uma rampa de taxa de cisalhamento (após o mesmo procedimento de resfriamento anterior) e medir a resposta de tensão. Uma resposta reológica típica é apresentada na Figura 3. Neste teste reológico, espera-se primeiro um aumento da tensão de cisalhamento em baixas deformações, refletindo um comportamento do tipo sólido nos casos em que uma tensão de escoamento está presente ou propriedades elásticas do fluido. Após atingir a tensão limite do fluido ocorre um fluxo contínuo, onde a viscosidade tipicamente diminui com o tempo (comportamento tixotrópico). Embora a tensão de cisalhamento da medida dependa da taxa de aumento da taxa de cisalhamento (aqui, 1 min por década de taxa de cisalhamento), ela fornece informações preciosas sobre o tipo de resposta de viscosidade do fluido que deve ser esperada durante a produção, permitindo uma boa estimativa da pressão no duto versus resposta transitória da vazão de produção. Durante a redução da taxa de cisalhamento, os petróleos parafínicos tipicamente exibem um comportamento tixotrópico não-clássico, onde a tensão de cisalhamento é algumas ordens de magnitude mais baixa do que durante a rampa de aumento de taxa de cisalhamento.

[0035] O comportamento reológico de três emulsões de petróleos parafínicos quando resfriados sob baixa taxa de cisalhamento foi analisado pelos três métodos descritos anteriormente. Os resultados mostraram que emulsões altamente estáveis e viscosas com altos teores de água podem apresentar características não-Newtonianas interessantes, como viscosidade dependente da taxa de cisalhamento, do tempo e das condições de resfriamento. Todas essas características desempenham um papel crucial na inicialização do escoamento para definição de parâmetros como pressão necessária para iniciar o escoamento, tempo para atingir regime permanente ou ainda tempo para troca de fluidos de um duto. Na tabela 1 são apresentados os valores de teor de água emulsionada nas amostras de petróleo avaliadas.

Tabela 1 – Teor de água das emulsões

[0036] A Figura 4a mostra como os módulos elástico (G’) e viscoso (G’) variam conforme as amostras de emulsão são submetidas a amplitudes crescentes de tensão de cisalhamento a 4°C no método de reologia oscilatória. Para a amostra A, G’ é sempre menor que G”, indicando que não há tensão de escoamento. Para as amostras B e C, os pontos de cruzamento (tensão limite de escoamento) ocorrem em 1090 e 480 Pa, respectivamente.

[0037] No entanto, quando as mesmas amostras são submetidas a testes de tensão de cisalhamento constante, surgem resultados diferentes. A Figura 4b apresenta os resultados obtidos em alguns testes de tensão de cisalhamento constante, onde a taxa de cisalhamento é medida com o tempo. É possível observar que as amostras A e C começam a fluir lentamente, tendendo a taxas muito baixas de cisalhamento (0,1 e 0,01 s-1 após 60 min) quando submetidas a tensões de cisalhamento constantes de 100 e 250 Pa, curvas vermelha e azul. A amostra B apresenta um comportamento típico de petróleo parafínico, ou seja, a taxa de cisalhamento aumenta rapidamente em direção ao seu estado de equilíbrio (acima de 100 s-1 para a amostra B a 500 Pa). Estes testes indicam que as emulsões A e C não apresentarão escoamento na mesma escala de tempo da emulsão B.

[0038] Também é importante notar que os resultados obtidos em cada tipo de teste fornecem informações diferentes sobre o reinício do escoamento. Para a amostra B, por exemplo, a interpretação atual do teste oscilatório indica que não deve haver escoamento se a tensão de cisalhamento estiver abaixo de 1090 Pa. Entretanto, os testes de tensão de cisalhamento constante mostram que, de fato, a amostra B começa a fluir quando submetida a 500 Pa.

[0039] O argumento interessante é que a redução do valor de G’ com o aumento da tensão oscilatória já indica a quebra da estrutura interna do material. Não obstante, qualquer processo de extrapolação baseado nas curvas dos módulos é um critério arbitrário. A escolha de qualquer critério pode levar a uma grande variação dos valores de tensão de escoamento que podem ser obtidos a partir do mesmo teste.

[0040] O teste de tensão de cisalhamento constante, apesar de sua objetividade, pode trazer dúvidas para as operações práticas da produção. Para as amostras A e C (Figura 4b), a taxa de cisalhamento no estado estacionário está definitivamente acima de zero, ou seja, elas fluem, mas essas taxas de cisalhamento estão associadas a valores muito baixos de vazão na prática. Isso significa que, para aplicações em escala de campo, uma reinicialização de escoamento em que a taxa máxima de cisalhamento está abaixo de 0,1 s-1 não é viável. Assim, uma maior tensão de cisalhamento seria necessária para reiniciar o fluxo em uma escala de tempo razoável. Aqui, "razoável" significa um ponto de equilíbrio entre os custos para fornecer a tensão de cisalhamento (isto é, a pressão diferencial na tubulação) e o tempo para recuperar a taxa de escoamento no estado estacionário. Na verdade, esse raciocínio vem da definição das bases de projeto da área de garantia de escoamento: uma compensação entre custos (CAPEX ou OPEX) e confiança na eficiência operacional.

[0041] O teste reológico que pode responder a essa questão é o de aumento progressivo da taxa de cisalhamento, sendo este, o novo procedimento experimental para a definição da pressão de reinício de produção. Neste teste, um aumento logarítmico na taxa de cisalhamento é imposto à amostra de emulsão e a tensão de cisalhamento necessária para executar essa rampa é medida. Este método será adotado como padrão para análises de emulsões com diferentes teores de água adicionalmente ao padrão existente.

[0042] A Figura 5 apresenta a resposta de tensão de cisalhamento a 4°C das três amostras de emulsão durante um aumento da taxa de cisalhamento. Podese observar que a curva medida com a amostra B apresenta uma tensão de cisalhamento máxima local em uma taxa de cisalhamento muito baixa, indicando a presença da tensão limite de escoamento. Com a quebra da estrutura interna do material, a tensão de cisalhamento diminui mesmo com a taxa de cisalhamento crescente, ou seja, uma forte diminuição da viscosidade. A curva da amostra B na Figura 5 indica que, se for aplicada uma tensão de cisalhamento superior à tensão máxima local, a taxa de cisalhamento deve aumentar rapidamente até atingir o lado da curva de cisalhamento mais alto. Este comportamento está de acordo com a curva da amostra B na Figura 4b, onde um aumento rápido na taxa de cisalhamento foi medido, tendendo a um valor de equilíbrio em torno de 100 s-1 para 500 Pa.

[0043] As curvas de tensão de cisalhamento versus taxa de cisalhamento para as amostras A e C na Figura 5 apresentam um comportamento diferente. Não há um ponto máximo de tensão indicando que essas amostras podem fluir mesmo quando submetidas a baixa tensão de cisalhamento. No entanto, vale a pena observar os valores elevados de viscosidades aparente implícitos nessas curvas, por exemplo, em torno de 400.000 cP a 1 s-1, conforme apresentado na Figura 6.

[0044] As linhas pretas na Figura 5 representam exemplos de modelos de potência, equação 3, que poderiam ser usados como modelos reológicos nas simulações numéricas de escoamento de emulsões. O modelo reológico sugerido na Figura 5 não é de aplicação geral, mas uma fotografia de um comportamento reológico que evolui no tempo obtido com um experimento e de aplicação direta para avaliar a repartida de produção (gradiente de pressão vs. taxa de vazão).

[0045] A vazão de escoamento pode ser calculada assumindo um modelo de escoamento transiente, laminar e monofásico, aplicado a um plugue de fluido não-Newtoniano. Como a viscosidade aparente do fluido é alta e espera-se que o reinício do escoamento seja lento, as forças de inércia devem ser de menor importância, permitindo o uso da seguinte simplificação das equações de NavierStokes:

[0046] Sendo assim, o procedimento para determinar a retomada do escoamento em condições de campo, objeto da presente invenção, consiste em:
1. Estimar por simulação de escoamento multifásico transiente, através de softwares comerciais ou de cálculos de engenharia simplificados, o comprimento da tubulação em que toda a seção transversal do duto é preenchida com óleo ou emulsão A/O após a parada. Em caso de mais de um plugue de líquido, avaliar os comprimentos;
2. Verificar a medida de tensão de cisalhamento em função do aumento da taxa de cisalhamento para diferentes teores de água previstos em laboratório para o fluido no reômetro;
3. Avaliar as curvas medidas na análise reológica:
a. Se o fluido apresentar uma tensão limite de escoamento, o diferencial de pressão axial requerido para reiniciar o escoamento é dado por,
ΔPrequerido = 4 · TLE · Lmaior plugue/D
onde Lmaior plugue é o comprimento do maior plugue de líquido formado no duto após a parada;
b. Se a curva medida não exibir uma tensão de cisalhamento máxima local, selecionar uma faixa de taxa de cisalhamento que contenha o valor de tensão de cisalhamento disponível e ajustar a curva de tensão de cisalhamento vs. taxa de cisalhamento nessa faixa com um modelo reológico, como o modelo de potência, por exemplo. A tensão de cisalhamento disponível (τdisponivel) é calculada por,
τdisponivel = ΔPdisponivel · D/(4 · Ltotal plugue)
onde Ltotal plugue é a soma dos comprimentos dos plugues de líquido;
c. Resolver a equação 5 para o perfil de velocidade com o modelo reológico selecionado e integrar esse perfil ao longo do raio do tubo para obter a vazão de produção em função do ΔPdisponivel;
d. Com base nestes valores ajustar o sistema para promover a pressão necessária e monitorar o aumento progressivo da vazão.

Claims (5)

1. MÉTODO PARA REINÍCIO DE PRODUÇÃO DE FLUIDOS EMULSIONADOS EM CAMPOS SUBMARINOS, caracterizado por compreender as seguintes etapas:

   • a) Estimar, por simulação de escoamento multifásico transiente, o comprimento da tubulação em que toda a seção transversal do duto é preenchida com óleo ou emulsão A/O após a parada, caso haja mais de um plugue de líquido, avaliar os comprimentos;
   • b) Verificar a medida de tensão de cisalhamento em função do aumento da taxa de cisalhamento para diferentes teores de água prevista em laboratório para o fluido no reômetro;
   • c) Avaliar as curvas medidas na análise reológica.
2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa c) compreender os seguintes passos:
   I. Se o fluido apresentar uma tensão limite de escoamento, o diferencial de pressão axial requerido para reiniciar o escoamento é dado por,
   ΔPrequerido = 4 · TLE · Lmaior plugue/D
   onde Lmaior plugue é o comprimento do maior plugue de líquido formado no duto após a parada;
   II. Se a curva medida não exibir uma tensão de cisalhamento máxima local, selecionar uma faixa de taxa de cisalhamento que contenha o valor de tensão de cisalhamento disponível e ajustar a curva de tensão de cisalhamento pela taxa de cisalhamento nessa faixa com um modelo reológico, onde a tensão de cisalhamento disponível (τdisponivel) é calculada por,
   τdisponível = ΔPdisponível · D/(4 · Ltotal plugue)
   onde Ltotal plugue é a soma dos comprimentos dos plugues de líquido;
   III. Resolver a equação 5 para o perfil de velocidade com o modelo reológico selecionado e integrar esse perfil ao longo do raio do tubo para obter a vazão de produção em função do ΔPdisponível;
   IV. Com base nestes valores ajustar o sistema para promover a pressão necessária e monitorar o aumento progressivo da vazão.
3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa b) aplicado a emulsões com teores de água de 30 a 80%.
4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelos itens I e II, para reinício de produção de fluidos emulsionados, apresentarem comportamento reológico de fluido não newtoniano sem e com tensão limite de escoamento.
5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela estimativa por simulação da etapa a) ser realizada por softwares comerciais ou por cálculos de engenharia simplificados.

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