Trabalho sobre hidratos

UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO UNIVERSITÁRIO NORTE DO ESPÍRITO SANTO
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São Mateus – ES
Sítio eletrônico: http://www.ceunes.ufes.br
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
HIDRATOS
DISCIPLINA: Escoamento Multifásico
Professor: Fábio Ressel
Mateus Borges
Gustavo Gomes Assunção
Joelson Kalil Coelho
Taylanna Siqueira Spalenza
Renato Ribeiro
São Mateus
2013

Centro Universitário Norte do Espírito Santo
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MATEUS BORGES
GUSTAVO GOMES ASSUNÇÃO
JOELSON KALIL COELHO
TAYLANNA SIQUEIRA SPALENZA
RENATO RIBEIRO
HIDRATOS
Trabalho realizado como cumprimento parcial da disciplina Escoamento Multifásico, sob supervisão do professor Fábio Ressel.
São Mateus
2013

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SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ................................................................................... 04
2. OBJETIVO.............................................................................................................. 06
3. FORMAÇÃO DE HIDRATOS ........................................................................... 07
4. FORMAÇÃO DE HIDRATOS NO ESCOAMENTO DE ÓLEO ...............09
5. FORMAÇÃO DE HIDRATOS NO ESCOAMENTO DE GÁS .................11
6. FORMAÇÃO DE HIDRATOS DURANTE A PERFURAÇÃO, COPLETAÇÃO E EM TESTES DE POÇOS ....................................................13
7. PREVENÇÃO DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS ...................................... 14
8. INIBIDORES TEMODINÂMICOS ................................................................... 16
9. ISOLAMENTO TÉRMICO ................................................................................. 18
10. AQUECIMENTO ATIVO ..................................................................................20
11. INIBIDORES DE HIDRATO DE BAIXA CONCENTRAÇÃO (LHI) ..... 21 12. REMOÇÃO DE ÁGUA ..................................................................................... 22 13. MÉTODOS PARA REMOÇÃO DE HIDRATOS ....................................... 23 14. ESTUDO DE CASO: Formação e remoção de um plug de hidrato no campo de Golfinho, Espírito Santo, Brasil ........................................................ 24 14.1. INTRODUÇÃO ................................................................................................ 24 14.2. TESTE DE BROCA ....................................................................................... 25 14.3. ESTRATÉGIA DE COMBATE AO HIDRATO ....................................... 25 14.4. CONSIDERAÇÕES SOBRE TRANSFERÊNCIA DE CALOR ......... 26 15. CONCLUSÕES .................................................................................................. 28 16. REFERÊNCIAS .................................................................................................. 29

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1. INTRODUÇÃO
A formação de hidratos nas linhas de produção de petróleo, e durante as fases de perfuração, completação e testes é tema de inúmeras pesquisas. Por representar um sério problema, estratégias de inibição aliadas a técnicas de inibição são utilizadas para combatê-lo. As condições de sua formação variam muito e dependem de diversos fatores, como temperatura, pressão, tipos de gases envolvidos, quantidade de água nos fluidos da linha, entre outros. O porquê do estudo do hidrato e de seus métodos de inibição serão mostrados a seguir.
Os hidratos são compostos cristalinos semelhantes ao gelo, formados por água e moléculas de gás aprisionadas nas cadeias formadas pelas moléculas de água (NOTZ et.al., 1996). É necessário para sua formação altas pressões e baixas temperaturas, além do contato de água com o gás.
O hidrato de gás é um problema cada vez mais comum no escoamento da produção de hidrocarbonetos. Essas estruturas cristalinas, semelhantes ao gelo podem ser formadas pelo contato de gás e água, em condições específicas de temperatura e pressão. As moléculas de gás são aprisionadas em estruturas reticuladas cristalinas pelo agrupamento de moléculas de água ao seu redor através de ligações de hidrogênio, em temperaturas baixas e altíssimas pressões, condições muito normais na exploração em águas profundas. Outros fatores que determinam a formação de hidratos incluem mistura, agitação, superfície para formação de cristais, aglomeração e salinidade do sistema.
Os hidratos de gás contêm boa parte das reservas mundiais de gás natural, e podem, consequentemente, representar uma boa fonte de energia no futuro. Em regiões em que a temperatura da água no leito marinho é de 4ºC, podem ocorrer enormes depósitos desse tipo de estrutura cristalina, que, ao ser queimada, libera grande quantidade de energia. Os hidratos estão sendo considerados para transporte de gás de locais offshore remotos para a costa por meio de navios.

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Figura 1 - Formação de Hidratos

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2. OBJETIVO
O presente trabalho tem por objetivo apresentar o hidrato e os problemas e soluções envolvendo esse tipo de incrustação no atual cenário de perfuração em águas profundas. Um estudo de caso ilustra o cenário desenvolvido.

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3. FORMAÇÃO DE HIDRATOS
A formação de hidratos depende da criação de uma estrutura de moléculas de água, na qual as moléculas de hidrocarbonetos leves ocupam os espaços vazios. Por isso, as moléculas de água são conhecidas como host molecules (moléculas hospedeiras) e as formadoras de hidrato (metano e outros gases), como guest molecules (moléculas hóspedes). A estrutura formada pode ser de três tipos, que se diferenciam no número de moléculas de água, no tamanho e tipo de cavidades e no formato.
Durante a formação de hidratos, ocorre liberação de calor, pois trata-se, de um processo isotérmico. Essa geração de calor intrínseca tende a atrasar ou parar a geração de hidratos, podendo as condições de estabilização ficarem fora do envelope, mostrado no gráfico P X T a região na qual esse composto é termodinamicamente estável A figura 2 mostra um exemplo desse tipo de curva. A região de hidrato se localiza acima das curvas mostradas. A curva se ajusta de acordo com a densidade do gás, sendo densidade do gás a massa especifica do gás em relação à massa específica do ar. Portanto, é possível notar que a configuração desta curva dependerá basicamente do tipo de gás do qual o hidrato é formado.
Analisando a curva, podemos observar que o hidrato é estável, mesmo em temperaturas superiores a 0ºC, com apenas algumas dezenas de psi. Como a temperatura da água do mar em águas profundas em que passam as linhas de produção não ultrapassa 4ºC, o risco de formação de hidrato é alto. A complicação surge quando a passagem do petróleo deve ser interrompida para manutenção do poço. Nesse caso, os dutos se resfriam gradativamente até atingir as temperaturas favoráveis para formação de hidratos, cerca de 4ºC.

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Figura 2 - Hidratos de gás - Fonte: http://www.usgs.gov/

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4. FORMAÇÃO DE HIDRATO NO ESCOAMENTO DE ÓLEO
Segundo a proposta de Lingelem (1992), num duto contendo óleo, água e gás dentro do envelope de hidratos, a formação do hidrato ocorre na fase aquosa emulsionada no óleo. A água, em contato com o gás, forma uma película de hidrato, inicialmente maleável, que isola a fase água da fase óleo. Com o tempo, esta película vai ficando mais firme. Por efeito de forças capilares de atração, as gotas se aglomeram com a película de hidrato. Essa aglomeração pode formar um plug de hidrato, como é formado pela figura 3.
Figura 3 - Envelope típico de hidrato para gases com diferentes densidades (Fonte: Adaptado de NOTZ et al, 1996)

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A aglomeração das gotas e das partículas de hidrato faz com que a viscosidade do óleo aumente significantemente. As perdas de carga e de pressão aumentam conforme a aglomeração aumenta, o mesmo ocorrendo com risco de plugueamento do duto.

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5. FORMAÇÃO DE HIDRATO NO ESCOAMENTO DE GÁS
Há menos líquido no sistema, o que impede a formação de películas de hidrato nas gotas de água. Ainda, segundo o modelo de Lingelem (1992), a formação de hidrato no escoamento de gás se dá da seguinte forma:
Primeiramente, temos que a água livre se encontra na parte inferior do duto e é oriunda da água produzida e da água condensada do gás. Assim sendo, os hidratos começam a se formar na parede do duto, onde a temperatura é mais baixa. Com o aumento dessa deposição, a área de fluxo diminui. Vale notar que a deposição é irregular, e se encontra na parte inferior do duto ou em regiões localizadas, não provocando uma redução concêntrica no diâmetro do duto, como é mostrado na figura 4. Essa deposição aumenta as perdas de carga, causando perda de pressão no escoamento.
Figura 4 - Taponeamento em escoamento multifásico.

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Com o tempo, o depósito não suporta tensão provocada pelo escoamento e é arrastado, causando pequenas perdas de pressão. Quando esse depósito se torna grande demais, o escoamento não consegue mais arrastá-lo e tem-se o plug de hidrato. A pressão de escoamento aumenta significantemente e em seguida, ocorre o bloqueio do duto.
Desta forma, temos que enquanto o bloqueio do duto de óleo se dá por aglomeração de pequenos cristais de hidratos, o bloqueio do duto de gás se dá pela formação de um plug de hidrato aderido à parede do duto.

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6. FORMAÇÃO DE HIDRATO DURANTE A PERFURAÇÃO, COMPLETAÇÃO E EM TESTES DE POÇOS
Durante a fase de perfuração, completação e nos testes de poços, nos quais ocorrem operações comuns de engenharia tradicional como limpeza de poço, por exemplo, é comum que haja invasão de fluido vindo da formação, dentre eles água e gás. E devido ao peso da coluna hidrostática do fluido de perfuração ou completação, associado às baixas temperaturas de águas ultraprofundas, o risco de se formar hidrato é real.
A formação de hidrato durante essas fases é nociva porque pode impossibilitar a passagem de ferramentas, aumenta as perdas de carga ou pode mesmo obstruir por completo as tubulações. O problema se torna maior à medida que a lâmina d’água em que ocorre a operação é maior. Isso significa mais tempo de contato entre o fluido e a água do mar à baixa temperatura durante a circulação e, portanto, um maior tempo perdendo calor para o meio e maior possibilidade do fluido de entrar na região de hidrato.

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7. PREVENÇÃO DA FORMAÇÃO DE HIDRATOS
Para evitar a formação de hidratos deve-se manter o escoamento fora da região de hidratos, isto é, com uma temperatura acima da Temperatura Inicial do Aparecimento de Cristais para uma dada pressão de operação dos flowlines e pipelines. Todavia, a solução final, aquela que evitaria por completo essa formação, é a retirada da água do fluido multifásico antes do transporte pelas linhas submarinas, entretanto esta não é uma solução viável na maior parte das ocasiões.
Existem diversos outros tipos de medidas que podem ser utilizados para o mesmo fim de prevenir a cristalização e plugueamento das linhas.
Figura 5 - Tipos de Taponeamento.

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Figura 6 - Hidratos retirados dos dutos.
Vale dizer que controle e remediação de hidratos é o maior desafio do desenvolvimento dos campos de petróleo. Um enorme esforço é requerido para fazer um sistema de produção que realize controle de hidratos com aceitável nível de risco. O uso de uma ou outra tecnologia leva em conta a eficiência de seu resultado e acima de tudo, os custos associados. (STEVEN COCHRAN, 2003)

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8. INIBIDORES TERMODINÂMICOS
Estes incluem o metanol, monoetilenoglicol (meg), entre outros. Seu princípio básico reside na redução da temperatura de formação dos hidratos pela mudança do potencial químico da água. O mesmo acontece com a adição de anticongelantes à água, diminuindo o ponto de congelamento.
Este tipo de inibidor tem uma série de vantagens sobre outro inibidores:
 Redução da temperatura de formação;
 Podem evitar formar hidratos em qualquer condição, a depender de quanto inibidor é usado;
 Alguns deles, como o metanol, inibem tanto na fase vapor como na fase líquida, tendo importância em operações transientes;
 Funcionam com qualquer mistura de hidrocarbonetos.
Entretanto, apresentam algumas desvantagens que são:
 Necessitam de grandes quantidades para funcionarem;
 Requerem grandes estoques e sistemas de bombeamento, que aumentam o investimento a ser feito;
 Podem apresentar incompatibilidade com outros produtos químicos utilizados, tais como inibidores de corrosão e parafina, por exemplo.
 Podem causar precipitação de sais da água produzida, gerando problemas de incrustação.
Metanol e monoetilenoglicou são os inibidores mais utilizados, apesar de etanol e outros glicóis também serem usados com sucesso para escoamento com óleo, todavia, o metanol é definitivamente utilizado pelos fatores a seguir:
 É mais efetivo em reduzir a temperatura de formação de hidratos que os glicóis;
 Menor probabilidade de causar precipitação de sais da água produzida;
 Menos viscoso;
 Melhor para remediação de plugueamento;

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 Rapidamente se vaporiza, sendo mais eficientes os reinícios de produção.
O gráfico a seguir demonstram os efeitos dos inibidores termodinâmicos sobre envelope de hidratos.
Gráfico 1 – Exemplo da ação de um inibidor termodinâmico no envelope de hidratos (Fonte: Adaptado de ROSSI, GASPARETO, 1991).

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9. ISOLAMENTO TÉRMICO
É usado para manter a temperatura do fluido acima da temperatura de formação de hidratos. Outra utilidade é aumentar o período para esfriamento do fluido nos flowlines durante paradas até a normalização da produção. Esse tempo adicional permite que sejam tomadas medidas para reinício da produção ou para uma parada prolongada. Por último, o isolamento térmico de linhas submarinas também apresenta a vantagem de reduzir o tempo para aquecimento dos fluidos produzidos acima das condições de formação durante a retomada da operação.
As melhores opções de isolamento são apresentadas para flowlines e riser.As opções para flowline são:
 Dutos rígidos isolados externamente;
 Duto flexível isolado;
 Aterramento;
 Pipe-in-pipe;
 Bundle (feixe de dutos);
 Duto sanduíche.
Já para risers as opções são:
 SCR isolado externamente;
 Riser flexível isolado;
 SCR pipe-in-pine;
 Torre de riser.
O nível de proteção proporcionado pelo isolamento depende da vazão, temperatura do reservatório, distância do tie-back (ligação) e do sistema de isolamento escolhido.
O isolamento térmico apresenta alguns riscos como:
 Perda de desempenho do material isolante;
 Juntas de baixas qualidades, que aumentam o coeficiente de transferência de calor;
 Desempenho ruim pode levar ao precoce abandono ou reparo/substituição das linhas;

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 Perda de calor convectivo não considerado no projeto, o que pode ser um problema sério em bundles, riser towers e flowlines aterrados.

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10. AQUECIMENTO ATIVO
Técnicas de aquecimento ativo incluem:
 Aquecimento elétrico: consiste em um flowline como um condutor elétrico. Uma corrente de grande amperagem passa pelo duto e, devido a resistência elétrica do duto, ocorre o aquecimento. Outra configuração emprega um elemento externo que é instalado do lado de fora do tubo e o aquece por condução. Um ponto negativo desta técnica é a inviabilidade econômica, uma vez que devido as grandes extensões do sistema de tubulação, fica muito caro se manter este sistema.
 Circulação de fluido quente: Apresenta configuração e vantagens semelhantes ao aquecimento elétrico. Utilizam tipicamente água quente, circulada através de bundles para fornecer calor aos fluidos fornecidos.
Circulação de óleo quente: Essa técnica é utilizada comumente na retomada da produção. Nesse caso o óleo quente é circulado até aquecer o fluido multifásico até que fiquem fora da região de hidratos.

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11. INIBIDORES DE HIDRATO DE BAIXA CONCENTRAÇÃO (LHI)
Este tipo de inibidor é dividido em inibidores cinéticos, ou KI’s, e antialgomerantes, ou AA’s. São aplicados em solução com baixa concentração em peso, ao contrário dos inibidores termodinâmicos. Não afetam a curva de formação dos hidratos, agem, entretanto, na formação dos cristais e na aglomeração na forma de plugs.
Os AA’s inibem a formação de plugs nas linhas submarinas mas não os inibem de serem formados. Esses inibidores permitem sua cristalização, mas mantém os cristais com tamanho reduzido dispersos no fluxo multifásico. São os mais utilizados em águas profundas. Apresentam como desvantagens:
 Sensibilidade à salinidade da água;
 Baixa eficiência em altos watercuts;
 Alto custo e toxidade.
Já os KI’s atrasam a nucleação e/ou os crescimentos de hidrato. Agem apenas na fase água. Apresentam a vantagem de serem pouco sensíveis a variações de watercut, entretanto, são altamente sensíveis a alto subresfriamento, o que os impedem de serem utilizados em grandes profundidades. Outro ponto negativo é o pouco tempo de ação, o que torna seu uso em paradas limitado.

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12. REMOÇÃO DE ÁGUA
Tem como idéia remover a maior quantidade de água possível dos fluidos produzidos e assim, impedir que o hidrato se forme. Há duas técnicas para remoção de água em produção submarina: Uma que separa a água e descarta diretamente no poço e a outra que o faz no sistema submarino.
Além de ajudar no controle de formação de hidratos, a remoção de água facilita o escoamento e a subida do fluido, por deixar a mistura mais leve. Também evita que o manuseio, tratamento e descarte sejam realizados na superfície.

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13. MÉTODOS PARA REMOÇÃO DE HIDRATO Descompressão: Bastante utilizada para decompor um hidrato formado e baseia-se no abaixamento da pressão ate atingir valores inferiores a pressão de formação do mesmo. Apesar deste procedimento, sempre ficam pequenos cristais remanescentes no sistema, pois esta decomposição se processa lentamente. Aquecimento: Normalmente se utiliza gás quente próximo do local obstruído, ao mesmo tempo em que se reduz a pressão do sistema. Não é viável em plataformas marinhas. Injeção de inibidores de hidratos: O inibidor de hidrato mais comum é o álcool etílico, que não remove a água e sim diminui a temperatura em que o hidrato se forma.
Pig: É um dispositivo que é inserido no duto e que viaja livremente, dirigido pelo próprio fluxo de água, gás ou seu próprio fluido. São feitos geralmente de espuma ou plástico e é utilizado apenas em dutos de diâmetro constante. Durante o seu percurso, remove incrustações, depósitos orgânicos, ou qualquer material aderido. O PIG também tem um papel significativo na redução do impacto ambiental das operações industriais.

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14. ESTUDO DE CASO: Formação e remoção de um plug de hidrato no campo de Golfinho, Espírito Santo, Brasil
Será discutido um caso de formação de hidrato num poço perfurado em que foram utilizadas várias técnicas de inibição, mas de uma forma inicialmente curiosa, somente a técnica considerada mais extrema resolveu o problema (MUSSUMECI et al, 2005).
Este estudo de caso mostrará como pode surgir um problema real envolvendo formação de hidrato e como se deve ter em mente uma estratégia de combate para, posteriormente, se poder utilizar das técnicas mais convenientes de inibição neste combate.
14.1 Introdução
O caso a ser analisado ocorreu no campo de Golfinho, que possui 1402 metros de lâmina d’água, em Julho de 2004. O local do poço é considerado de águas profundas e está localizado a leste do estado do Espirito Santo, Brasil. A figura 4.1 mostra a localização através de um mapa.
Figura 7 – Localização do campo de Golfinho (Adaptado).

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O poço em questão é chamado de ‘wildcat’, ou seja, um poço de prospecção. Foi perfurado para ser usado em testes, a fim de se determinar a viabilidade econômica de completação de um poço. Zonas individuais foram temporariamente isoladas, para se determinar algumas características importantes do reservatório, tais como incide de produtividade, pressão, propriedades dos fluidos entre outros.
14.2. Teste de Broca (Drill Steam Teste)
O DST fornece dados de pressão e fluidos, e esse processo, além de certo grau de periculosidade intrínseco, apresenta o risco de formação de hidrato no período de retorno de fluxo. Água pode ser produzida junto com óleo e gás, vinda do filtrado de fluido de perfuração ou da invasão de fora do intervalo de produção. E durante a limpeza do poço, esses fluidos devem passar por um ambiente frio, incluindo a coluna de perfuração e o riser. A perda de calor para o meio faz com que a temperatura dos fluidos fique abaixo da mínima para haver formação de hidrato.
Depois de onze horas de pré-escoamento, foram notados sinais claros de hidrato, que foram pressão estável e menor taxa de escoamento. Através de um mandril, foi localizado o ponto de formação de hidrato, que foi em 1087 metros de profundidade. No local, injetou-se etanol repetidas vezes e a diferentes vazões, mas nenhuma teve sucesso, dentro de pouco tempo, foi detectado queda súbita de pressão no topside. A retirada do flexitubo foi inicializada. Inicialmente, nenhum arrasto foi notado, até que em 1607 metros, o flexitubo ficou preso por causa de um bloco de hidrato.
14.3. Estratégia de combate ao hidrato
A figura X.X mostra o esquema de formação do plug de hidrato. A primeira estratégia adotada para desfazê-lo foi usar aquecimento ativo. Isso porque já estando o flexitubo posicionado, as facilidades de injetar fluidos quentes eram grandes. Entretanto, devido ao bloqueio do plug, os fluidos injetados deveriam ser realocados para dentre da formação.

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FIGURA 8 – Esquema da formação do plug de hidrato.
Com ajuda de um software de simulação de hidrato, foi feita uma curva para o hidrato em questão. Com a curva, pode-se concluir que para a pressão ao qual estava submetida, que era de 130 bar, o hidrato se dissociava a 20ºC.
Assim sendo, fez-se uma sequência de tentativas, que foi primeiramente, injetar fluido quente (70ºC), gerar calor no próprio local (solução de NaNO2 e NH4Cl foi bombeada pelo flexitubo), cortar o flexitubo para permitir a remoção do fluido de completação e a conseqüente despressurização da coluna hidrostática no anular. Somente tentativa mais extrema funcionou.
14.4. Algumas considerações sobre transferência de calor
Foi feita uma análise de transferência de calor para o caso apresentado com ajuda de um simulador. O esquema utilizado foi de um fluido que escoa verticalmente num duto rodeado por dois espaços anulares contendo fluido estagnado. O objetivo era verificar se o fluido quente injetado, ao passar pelos 1400 metros de duto sob temperaturas baixas conseguiria manter sua temperatura acima de 20ºC, ou seja, acima do envelope de hidratos previamente calculado. Desta maneira, o plug de hidrato seria derretido e o espaço anular desbloqueado.
O problema seria simples se fosse apenas um duto perdendo calor radialmente para o meio. Um modelo que utiliza apenas uma

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dimensão seria suficiente para resolver o problema. Acontece que há dois espaços anulares e isso dificulta bastante os cálculos, já não há como fazer a aproximação unidimensional.
Os dois fluidos do anular estão confinados. Para definir se os fluidos estão totalmente parados,ou sob efeito de convercção livre, pelo menos uma análise de estabilidade linear seria necessária (KUNDU, WHITE).
A configuração do espaço anular pode determinar quando as forças de empuxo podem ser maiores que as forças viscosas, ou seja, quando a convecção livre prevalece. Isso é determinado pelo número de Nusselt e correlações para tal podem ser encontradas em Ozisik.
No caso do flexitubo, o comportamento é similar. Conforme o fluido vai escoando para baixo, a temperatura vai diminuindo. Assim, inicialmente, com a diferença de temperatura entre a parede do flexitubo e do meio não sendo muito alta, a transferência de calor se dará por meio de condução. À medida que desce, a temperatura cai e a transferência de calor se dará por convecção livre.
A figura XX mostra a temperatura em função do tempo da área em que estava localizado o plug de hidrato. Pode-se notar que se considerarmos apenas condução, a temperatura seria o suficiente (acima de 20ºC) para derreter o plug de hidrato. Entretanto, se considerarmos a convecção livre, a temperatura da região pouco muda.
FIGURA 9 – Gráfico da temperatura em função do tempo para transferência de calor por condução e convecção livre.

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15. CONCLUSÃO
O problema de formação de hidrato se tornou comum após a exploração de petróleo começar a ser realizada em grande escala em águas profundas. A baixa temperatura e a altas pressões de ambientes submarinos de águas profundas foram as grandes responsáveis pelo problema.
Frente ao problema, muito foi investido em pesquisas para buscar novas técnicas de inibição e mitigação. O resultado é a existência de vários métodos, todos adaptados aos mais variados problemas e situações.
O surgimento recente dos inibidores de baixa dosagem foi um exemplo de sucesso na redução dos custos. Apesar de terem certas limitações e de seu uso ainda estar em fase de desenvolvimento, a logística envolvida no processo de inibição permitem grande economia, tanto na planta de produção como nos custos operacionais.
O estudo de caso mostra a importância de se conhecer e ter disponível várias técnicas de inibição e mitigação de hidrato. Foram necessários três métodos diferentes para corrigir o problema, tendo em vista que as duas primeiras falharam, apesar de terem funcionado nas simulações feitas.

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16. REFERÊNCIAS
 Carvalho, R. B. ANÁLISE DE METODOLOGIA DE CONTROLE DE HIDRATOS EM ÁGUAS ULTRA-PROFUNDAS. Universidade Federal do Rio de Janeiro, 2010.

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