Garantia de Fluxo

A garantia de fluxo lida com uma abordagem econômica para produzir e transportar fluidos do reservatório para uma instalação de processamento. Durante a produção e o transporte de petróleo bruto, o conhecimento das propriedades do fluido e das condições de operação são essenciais para evitar a formação e a deposição de sólidos indesejáveis (por exemplo, hidratos, cera, asfaltenos e crostas). Em casos de temperaturas e pressões extremas, é possível que os hidratos de gás metano cristalizem ou que asfaltenos se precipitem na tubulação. Se não forem controlados adequadamente, os cristais de hidrato, asfalteno ou partículas de cera podem precipitar e aglomerar até o ponto de obstruir a tubulação. A remoção de um plugue de hidrato ou asfalteno em um duto submarino pode ser muito cara e perigosa.

Os desafios da garantia de fluxo estão aumentando devido à transição das reservas de petróleo convencionais para campos de petróleo maduros. À medida que os campos de petróleo amadurecem, a fração de água aumenta. Em alguns casos, os operadores injetam água em campos de petróleo maduros para melhorar a recuperação de petróleo. As emulsões de água em petróleo bruto complicam ainda mais as estratégias de garantia de fluxo. A presença de água de formação ou injeção junto com o carbonato de cálcio pode levar à incrustação sob certas condições. A incrustação de carbonato de cálcio pode bloquear o oleoduto e o equipamento de produção afetado, tornando os campos de petróleo maduros menos lucrativos. A maioria dos antiaglomerantes de inibidores de hidrato comercialmente disponíveis tornam-se menos eficazes à medida que aumenta o corte de água. Eventualmente, a emulsão precisa ser quebrada para separar o óleo e a água. A quebra da emulsão através de métodos físicos ou químicos pode ser muito dispendiosa, especialmente para a emulsão de óleo pesado, que contém sólidos estabilizadores de emulsão, como asfaltenos.

Portanto, é fundamental estudar e desenvolver estratégias de garantia de fluxo com boa relação custo-benefício para assumir o controle de sólidos e emulsões para minimizar os riscos econômicos ao longo da vida de um campo de petróleo.

O fluxo multifásico de oleodutos geralmente ocorre sob condições extremas de temperatura e pressão, dificultando ou impossibilitando a amostragem e análise fora de linha. Geralmente, as amostras fora de linha são manipuladas por meio de diluição ou dispersão, o que pode alterar os componentes polifásicos. Nem sempre as medições fora de linha podem ser aplicadas para otimizar o processo em tempo real e tomar decisões de controle. Com o surgimento de tecnologias de caracterização de partículas in situ, como o ParticleTrack e o ParticleView, é possível medir rapidamente o comportamento de fase da partícula in situ – sem retirar amostras.

As aplicações de garantia de fluxo incluem:

• Precipitação de Asfalteno
• Formação de Hidrato de Gás
• Separação de Emulsões
• Temperatura da Aparência da Cera e Morfologia do Cristal da Cera

Os asfaltenos são misturas complexas de compostos poliaromáticos com espécies heteroatômicas, como nitrogênio, oxigênio e enxofre, juntamente com organometálicos como ferro, níquel e vanádio. Os asfaltenos são geralmente descritos como a fração do petróleo bruto insolúvel em alcanos (por exemplo n-heptano ou n-pentano), mas solúveis em solventes aromáticos (tolueno ou benzeno). Mudanças na composição do petróleo bruto, condições de pressão e temperatura podem desestabilizar asfaltenos. Por exemplo, a depleção de pressão durante a produção de petróleo bruto pode levar à precipitação indesejada de asfalteno e deposição em poços e reservatórios. A precipitação/depósito de asfaltenos leva a danos na formação, emulsões estáveis difíceis de separar e obstrução parcial/completa da tubulação.

A precipitação do asfalteno depende de vários parâmetros, incluindo temperatura, pressão e composição do fluido. Da mesma forma, a deposição de asfalteno em um gasoduto pode depender do fluxo, da interação entre as partículas, interação entre as partículas e a superfície da tubulação, etc. 

A relação de desencadeamento e a cinética da precipitação do asfalteno foram estudadas para quatro petróleos brutos e um resíduo 190+. 40 g de petróleo bruto foram colocadas em um béquer de vidro, que foi agitado a 400 rpm. O ParticleTrack
foi utilizada para estudar o desencadeamento, a cinética e o ponto final para a precipitação de asfalteno  à medida em que foi utilizado o n-heptano.

• O ParticleTrack determina rapidamente a taxa de desencadeamento para diferentes petróleos brutos, sem necessidade de amostragem
•  Três aditivos comerciais -– A, B e C – foram adicionados ao resíduo D-190+ em diferentes concentrações de ppmV
• O ParticleTrack foi usado para selecionar rapidamente o tipo de aditivo e a concentração mais adequados para inibir a precipitação de asfalteno
• Ao estudar esses efeitos cinéticos, os cientistas podem entender e controlar a precipitação e o depósito de asfaltenos para petróleos brutos de várias fontes

Referência: Dufour et. al. Energy Fuels, 2009, 23 (3), 1155-1161.

Apresentada com a FMC e a Universidade de Tulsa, esta apresentação aprofundada abrange exemplos de otimização do setor na garantia de fluxo, gerenciamento de separações, contaminações e rejeitos, para reduzir os custos de exploração e produção de petróleo bruto a temperaturas e pressões operacionais padrão, sem amostragem ou diluição da amostra.

Hidratos gasosos são estruturas cristalinas semelhantes a gelo formadas por meio de interação complexa entre óleo, gás e água sob alta pressão e baixa temperatura. O conhecimento fundamental sobre as transições estruturais, o mecanismo de formação e a cinética de formação ainda não são claros para os hidratos gasosos.

As condições naturais necessárias para a cristalização de hidratos de gás ocorrem com frequência em oleodutos. Depois que as partículas de hidrato formam o nucleado, ocorre o crescimento e a aglomeração do hidrato. Esses aglomerados podem eventualmente se tornar grandes o suficiente para criar um tampão de hidrato na tubulação. A formação de tampão de hidrato afeta adversamente o fluxo de fluido, em alguns casos extremos até o bloqueio completo da tubulação. Portanto, a formação de hidratos gasosos tem implicações onerosas devido à interrupção da produção via restrição de fluxo ou entupimento, danos ao equipamento e riscos de segurança para os operadores.

Os inibidores termodinâmicos (THI) são padrões da indústria para a prevenção de hidratos, apesar do alto custo, das questões ambientais e da alta taxa de operação. Como alternativa, os “Inibidores de Hidratos de Baixa Dosagem” (Low Dosage Hydrate Inhibitors – LDHI) menos dispendiosos podem prolongar o tempo de indução ou evitar a aglomeração de partículas de hidrato primário e manter uma pasta transportável. A fim de desenvolver novas estratégias economicamente viáveis para gerenciar os hidratos em vez de uma prevenção completa, é essencial desenvolver uma sólida compreensão dos mecanismos de cristalização, aglomeração e deposição de hidratos.

Utilizar tecnologias in situ confiáveis para monitorar a cristalização e aglomeração de hidratos em tempo real permitirá aos operadores: i) otimizar o uso de THI caro; ii) avaliar a confiabilidade de LDHI mais barato e iii) desenvolver estratégia robusta utilizando THI e KHI.

O ParticleView visualiza uma aglomeração de hidratos significativa in situ sem LDHI (imagem à esquerda). O uso de LDHI estabiliza os hidratos em uma mistura bem dispersa (imagem à direita).

Referência: Duy Nguyen et. al. (Colaboração da Nalco e METTLER TOLEDO)

As ferramentas das tecnologias ParticleTrack e ParticleView baseadas em sensor são ideais para caracterizar hidratos de gás metano, partículas de asfalteno, crostas e emulsões de óleo. Na maioria dos casos, as condições (alta pressão) nas quais cristais de hidrato se formam e os asfaltenos precipitam tornam a amostragem extremamente difícil. Os sistemas de partículas e gotículas são extremamente sensíveis às flutuações de temperatura e pressão. Além disso, técnicas fora de linha exigem que as amostras sejam diluídas, o que pode alterar o tamanho das gotículas, a aglomeração reversa do hidrato e a solubilidade dos asfaltenos. Mesmo sob as condições em que a amostragem é possível, a medição de amostras diluídas não é representativa do sistema atual e fornece um conjunto de dados muito limitado. Com as tecnologias de sensor FBRM e PVM, o pesquisador pode rastrear todo o sistema dinâmico de partículas e gotículas em petróleo bruto em temperaturas e pressões operacionais padrão, sem amostragem ou diluição de amostras.

A dessalinização é um passo importante antes do refinamento do petróleo bruto, durante o qual sais inorgânicos e contaminantes  em petróleo bruto são transferidos para a fase aquosa e removidos. O desempenho insatisfatório do dessalinizador leva à destruição do equipamento de refinaria, devido à transferência de resíduos sólidos, à corrosão da torre de petróleo bruto causada pela formação de ácido e ao aumento do custo do tratamento dos efluentes de salmoura devido à mistura de óleo.

O ParticleTrack é altamente sensível a mudanças na contagem e na dimensão de gotículas conforme varia a agitação. O aumento na agitação leva à redução da média e ao crescimento da população de gotículas pequenas (<80 μm).

• A dimensão ideal da gotícula e a população afetam diretamente a transferência de contaminantes para a fase aquosa durante o estágio de mistura e a separação óleo-água nos tanques de retenção.
• As tendências do ParticleTrack identificam imediatamente os parâmetros críticos do processo (por exemplo, mistura, fluxo de água de lavagem) e permitem o controle dos parâmetros do processo para maximizar a extração do contaminante e minimizar o tempo de separação.

As imagens de alta resolução do ParticleView confirmam a transformação de gotículas grandes a 500 rpm) para gotículas menores a 200 rpm.

O ParticleTrack organiza a distribuição de comprimento para cada taxa de agitação, permitindo que as operações direcionem a distribuição de gotículas para melhorar o desempenho do dessalinizador.

As informações derivadas das ferramentas de processo ParticleTrack e ParticleView ajudam a reduzir a transferência de sólidos/subcarga de óleo, otimizam o uso de aditivos químicos, aceleram a operação do dessalinizador e, subsequentemente, evitam transtornos dispendiosos do dessalinizador, como corrosão e contaminações.

O desemulsificante para a separação óleo-água é frequentemente avaliado usando-se o teste de garrafas  – uma técnica visual às cegas para o tamanho das gotículas e características da emulsão. Neste estudo, as sondas do ParticleTrack e ParticleView foram usadas para monitorar o efeito do desemulsificante em 30% de óleo (API ~ 30) + 70% de mistura de salmoura.

a. t= 15 m: na ausência de emulsificadores, imagens em tempo real do ParticleView mostram que a emulsão permanece estável por um período experimental de 15 minutos. O sensor ParticleView ajuda na rápida confirmação visual da estabilidade/instabilidade da emulsão.

b. t= 0 m: na presença de um emulsionante, inicialmente são observadas gotículas maiores. As gotículas são vistas in situ em seu ambiente natural, sem afetar a integridade física das gotículas por amostragem.

c. t = 3 m: com o tempo, gotículas menores coalescem e passam por rearranjos morfológicos para formar gotículas maiores. O ParticleView rastreia a evolução das gotículas em tempo real, fornecendo informações importantes sobre a dinâmica das gotículas e a transformação na presença de desemulsificantes.

d. t = 6 m: por fim, grandes gotículas se separam, deixando pequenas gotículas de óleo em salmoura. As imagens in situ do ParticleView podem ser usadas para avaliar rapidamente a magreza da fase de óleo e água após a separação.

As distribuições do ParticleTrack quantificam as mudanças nas gotículas na presença de desemulsificantes. A dimensão das gotículas impacta diretamente no processo de separação de óleo-água – a quantificação da dimensão das gotículas permite o rastreamento/projeto rápido de um desemulsificante eficaz

• Entender o efeito do desemulsificante na separação da água do óleo é crucial para economizar custos de transporte e refino de petróleo
• O monitoramento em linha fornece um método direto para monitorar os processos, rastreando com precisão as mudanças na emulsão e formulando o emulsificante ideal para obter uma separação mais rápida e fácil da água e do óleo

Referência: Duy Nguyen et. Al. (Colaboração da Nalco e METTLER TOLEDO)

O ParticleView e o ParticleTrack têm sido usados na garantia de fluxo para produção de petróleo e gás por empresas líderes e grupos de pesquisa. Descubra uma seleção de referências abaixo.

Formação de Hidrato de Gás

Aline Melchuna, Ana Cameirão, Yamina Ouabbas, Jean-Michel Herri, Philippe Glenat. Transport of hydrate slurry at high water cut. A 8ª Conferência Internacional sobre Hidratos de Gás, julho de 2014, Pequim, China. pp.T5-16, 2014.

Greaves  D,  Boxall  J,  Mullingan  J,  Sloan  ED, Koh  CA.   Hydrate  Formation  from  High  Water Content-Crude Oil  Emulsions.  Chemical Engineering Science, vol. 63. 2008. p. 4570-4579.

Turner D,  Miller K, & Sloan E. Direct conversion of water droplets to methane hydrate in crude oil. Chemical Engineering Science, 2009 vol: 64 (23) pp: 5066-5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asfaltenos

Marugán J,  Calles J,  Dufour J,  Giménez-Aguirre R,  Peña J, &  Merino-García D. Characterization of the Asphaltene Onset Region by Focused-Beam Laser Reflectance: A Tool for Additives Screening. Energy & Fuels. 2009 vol: 23 (3) pp: 1155-1161. 10.1021/ef800626a.

Ruidiaz EM, Koroishi ET, Kim NR, Trevisan OV, Soares-Bassani G & Merino-Garcia D. Evaluation of Asphaltene Deposition - A Systematic Study and Validation of Online Focused Beam Reflectance Measurement FBRM® at Reservoir Conditions. J Pet Environ Biotechnol 2018, Vol 9(2): 364.  DOI: 10.4172/2157-7463.1000364

Javier Dufour, José A. Calles, Javier Marugán, Raúl Giménez-Aguirre, José Luis Peñaand Daniel Merino-García. Influence of Hydrocarbon Distribution in Crude Oil and Residues on Asphaltene Stability. Energy Fuels, 2010, 24 (4), pp 2281–2286. DOI: 10.1021/ef900934t.

Emulsões de Óleo-Água

Boxall J,  Koh C,  Sloan E,  Sum A,  Wu D. Measurement and Calibration of Droplet Size Distributions in Water-in-Oil Emulsions by Particle Video Microscope and a Focused Beam Reflectance Method. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2010 vol: 49 (3) pp: 1412-1418. DOI10.1021/ie901228e.

Less S, &  Vilagines R. Light beam reflectance measurement of droplets diameter distribution in crude oil emulsions, Fuel, 2013 vol: 109 pp: 542-550. DOI10.1016/j.fuel.2013.03.048.

Wang W,  Li K,  Wang P,  Hao S,  Gong J. Effect of interfacial dilational rheology on the breakage of dispersed droplets in a dilute oil–water emulsion. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2014 vol: 441 pp: 43-50. DOI10.1016/j.colsurfa.2013.08.075.

Incrustação

N. Al Nasser, Waleed & Pitt, Kate & J. Hounslow, Michael & D. Salman, Agba. (2013). Monitoring of aggregation and scaling of calcium carbonate in the presence of ultrasound irradiation using focused beam reflectance measurement. Powder Technology. 238. 151–160. 10.1016/j.powtec.2012.03.021.

N. Al Nasser, Al Salhi F. Scaling and aggregation kinetics determination of calcium carbonate using inline technique. Chemical Engineering Science, 2013 vol: 86 pp: 70-77. 10.1016/j.ces.2012.05.018

Rosário, F.F.,MONTALVÃO, V.T.K., PEREIRA, M.L.O., &  J. F. CAJAIBA DA SILVA (2012) Kinetic Study of Calcium Carbonate Precipitation by Using Real Time FTIR and FBRM Analyses. 13th International Conference on Petroleum Phase Behavior and Fouling, Saint Petersburg, Florida.