Garantia de fluxo é um processo de análise de engenharia que é utilizado para garantir que fluidos de hidrocarbonetos são transferidos economicamente a partir do reservatório para o usuário final ao longo da vida de um projeto em qualquer ambiente.

Na garantia de fluxo, o conhecimento das propriedades dos fluidos e análises termo-hidráulicos de um sistema são utilizados para desenvolver estratégias de controle de sólidos, tais como hidratos, parafinas, asfaltenos, e escamas do sistema.

Garantia de fluxo

1- Garantia de fluxo• O termo garantia de fluxo foi usado pela primeira vez pela Petrobras no início da

década de 1990;

• Ele originalmente se referia apenas a problemas hidráulico-térmica e de produção química encontrados durante a produção de petróleo e gás.

• Embora o termo ser relativamente novo, os problemas relacionados a garantia de fluxo ter sido um problema crítico na indústria de petróleo/gás a partir desde o inicio.

• Hidratos foram observados por causar bloqueios em gasodutos muito antes da década de 1930 e foram resolvidos com inibição química usando metanol, conforme documentado no trabalho pioneiro de Hammerschmidt.

1.1- Desafios da Garantia de Fluxo• Análise de garantia de fluxo é uma parte reconhecidamente crítica no

projeto submarinos e operação de sistemas de óleo/gás. • Desafios de garantia de fluxo estão centrados principalmente sobre a

prevenção e controle de depósitos sólidos que poderiam bloquear o fluxo de produto.

• Os sólidos são de interesse geral, hidratos, parafinas e asfaltenos. Às vezes, escamas e areia também estão incluídos.

• Para um dado fluido de hidrocarbonetos, esses sólidos aparecem em certas combinações de pressão e temperatura e depósito nas paredes do equipamento de produção e flowlines.

• A Figura 1 mostra o hidrato e de parafinas formados na deposições de hidrocarbonetos no flowlines, que em última análise pode causar entupimento e paralisação do fluxo.

As estratégias de controle de sólidos utilizados para hidratos, parafinas e asfaltenos incluem o seguinte:

- Controle de termodinâmica: Manter a pressão e temperatura do sistema todo fora das regiões onde os sólidos podem formar.

- Controle cinético: Controlar as condições em que os sólidos formados não se deposite.

- Controle mecânico: Permitir depósito sólidos mas para remove-los periodicamente por raspagem.

1.2- Estratégias de Controle de Sólidos

1.2- Estratégias de Controle de Sólidos

- Garantia de fluxo tornou-se mais difícil nos últimos anos em condições submarinas.

- Desenvolvimentos de campo de águas profundas envolvendo tie-backs e longas distâncias.

- O desafios incluem uma combinação de baixa temperatura, alta pressão hidrostática em águas profundas e razões econômicos para longos deslocamentos.

- As soluções para problemas de deposição de sólidos em sistemas submarinos são diferentes para o sistemas de gás contra o óleo.

Para os sistemas de gás, a principal preocupação de sólidos é geralmente hidratos .

Inibição contínua com metanol ou mono-etileno-glicol (MEG) é um inibidores de hidratos comum e solução robusta, mas de baixa dosagem (LDIs) estão encontrando mais aplicações em sistemas de gás.

Os sistemas que utilizam metanol para a inibição são geralmente operado em uma base aberta.

O partições de metanol em fases de gás e água e é difícil de recuperar.

Os sistemas que usam MEG por outro lado normalmente envolvem a recuperação de MEG.

Caso se forme um hidrato no cupom/plug, o método de reparação pode seruma despressurização.

1.2- Estratégias de Controle de Sólidos

1.2- Estratégias de Controle de Sólidos

Para sistemas de óleo, ambos os hidratos e parafinas são questões críticas.

No Golfo do México (GoM), uma estratégia de purga é comumente utilizado [4].

A estratégia baseia-se no revestimento de isolamento sobre a linha de fluxo para manter os fluidos fora das regiões de hidratos e de deposição de parafina durante a operação.

Durante start-ups e desligamentos, uma combinação de inibição, despressurização, e deslocamento de óleo é realizada para impedir hidrato e parafina se deposição. A parafina é removida por raspagem.

A estratégia é eficaz, mas depende da execução bem-sucedida relativamente complexo sequências operacional.

Caso se forme um plug de hidrato, que é necessário para despressurizar a linha a uma pressão geralmente abaixo de 200 psi durante um sistema de submarinos em águas profundas e esperar para o plug dissociar , o que poderia levar um tempo muito longo em um sistema de poço isolado de óleo .

1.3- Considerações sobre Garantia de Fluxo

• Preocupações de garantia de fluxo são:

- Entregabilidade do Sistema: Queda de pressão contra a produção, o tamanho de gasodutos e pressurização, e slugging e emulsão.

- Comportamento térmico: distribuição de temperatura e as mudanças de temperatura devido a start-up e desligamento, e as opções de isolamento e necessidades de aquecimento.

- Sólidos e inibidores de química: Hidratos, parafinas, asfaltenos, e escamação.

2- Wax – Parafinas Os problemas de produção química (produção de cera, escala, asfalteno, etc.) constituem uma variável importante na 'garantia de fluxo' e uma preocupação para muitas operações de petróleo e gás.Estes problemas foram resolvidos por técnicas historicamente intervenção em poços, tal como lubrificação quente, lavagens com ácido ou trituração ou fresagem. Particularmente para poços submarinos, qualquer coisa (como injeção de produtos químicos no fundo do poço) que pode reduzir a frequência de intervenção em poço é geralmente justificável.

2.1- Introdução• As waxes são hidrocarbonetos alcanos de cadeia longas que em baixas e

média temperaturas são sólidos. • Eles são frequentemente chamados de ceras de parafina. A Figura

apresenta um waxes recuperada com uma vareta de sucção durante um workover substituição da tubulação.

2.1.1- Propriedades das Waxes• A Tabela mostra alguns exemplos de os pontos de fusão alcanos puros.

-3018,327,78507082,7899,4

Ponto de fusão (oC )

2.1.1- Propriedades das Waxes

• Há uma série de temperaturas definidas com respeito ao eventual solidificação de uma amostra de hidrocarbonetos:

- Temperatura aparência da cera. Esta é a temperatura à qual a cera pode ser primeiro observado.

- Ponto névoa. Esta é essencialmente a mesma que a temperatura aparecimento de cera; embora define quando cristais de cera obscurecer a solução de hidrocarboneto.

- Ponto de fluidez. Este é um teste amplamente utilizado. Tal como o nome sugere, é a temperatura em que a amostra de óleo bruto deixa de fundir depois de ter sido submetido as taxas de resfriamento.

- Como um método API especifica taxas de resfriamento e condições de norma de ensaio, o método é reprodutível, mas infere que o petróleo bruto não fluirá abaixo do ponto de fusão, quando na realidade ele só vai deixar de fluir por gravidade.

- Rendimento de stress ou força do gel. Esta é uma medida mais útil, pois é inerente resistência ao movimento (aumento da viscosidade com a diminuição da temperatura) e a pressão necessária para reiniciar uma vez que o fluxo bruto tornou-se estacionário, mas novamente essas medidas serão influenciadas pelo tempo e da história da amostra (por exemplo, arrefecimento e velocidade de cisalhamento).

2.1.1- Propriedades das Waxes

2.1.1- Propriedades das Waxes

Não-newtonianotemperatura de transição

temperaturaaparecimento de cera

Visc

osity

(cP)

Temperatura (°C)

4 1/s20 1/s

100 1/s

1000 1/s

1000

100

10

25 50 75 100 125-3,9 10 23,8 37,78 51,67 o C

5.1.1- Propriedades das Waxes

Wax

pre

cipi

tate

dW

eigh

t %)

0

10

10 23,8 37,78 48,9 o CTemperatura (°C)

normalmente mais ou menos -15o C por diminuição psi 1000 em pressão abaixo do ponto de bolha.

2.1.2- Dinâmica de acúmulo de cera.Camada de isolamentocera ajuda a mantertemperatura de fluxo de fluido.

Difusão de cera moléculas através a camada limite demanter depósitos existentes.

Turbulência faz com que a cerapara ser retirada; assim manter o equilíbrio com deposição.

Parede da tubulação na temperatura aparecimento de cera

2.1.2- Dinâmica de acúmulo de cera

Yield stress (psia)

Dept

h (ft

)

Shut-in temperature (°F)

3000

6000

9000

12000

15000

0

Mud line

0 10 37,78 65,5 o C

Problema Waxy de inicialização bruto

2.1.2- Dinâmica de acúmulo de cera

Fechamento do poço e reinicio com cera.

Sem cera como a temperatura aparência de cera só chegou uma vez óleo migrou para baixo duranteo shut-in.

O aumento da temperatura,reduzindo o tensão de escoamento

Temperatura aparecimento de ceranas condições de shut-in

Poço Submarino

3- Inibidores de parafina

• Inibidores de parafina são utilizados para proteger o poço, árvore de produção, e ligações de gasodutos submarinos/linhas de fluxo.

• A injeção destes inibidores químicos é dependente da composição dos fluidos produzidos.

• Injeção pode ocorrer continuamente na árvore, tubulações,

manifolds, e outras áreas críticas, enquanto o fluxo de produção é quente, e os tratamentos em batelada no reinicio da produção e processos shut-down (fechamento).

3- Inibidores de parafina

• O teor de ceras, ponto de fluidez, e outros fatores são determinadas antes de se iniciar a produção para determinar a química (s) necessário, se algum, e o melhor método para o tratamento.

• Para uma 10000 BOPD (barris de óleo por dia) poço, o inibidor de parafina pode ser injetado com uma vazão de 30000 galões por ano (o suficiente para assegurar uma concentração de 200 ppm no fluxo de fluido produzido).