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24/09/2022 12:59 Garantia de escoamento em linhas de produção de petróleo
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Tatiane Machado 10 min para ler
Garantia de escoamento em linhas de produção
de petróleo
1. Definições
Na produção do pré-sal brasileiro, as condições de altas pressões, baixas temperaturas e longas linhas de
produção exigem uma abordagem mais conservadora para questões de garantia de escoamento [13]. O termo
garantia de escoamento refere-se a garantir um escoamento bem-sucedido e econômico da produção de
hidrocarbonetos do reservatório ao ponto de venda e está intimamente ligado à tecnologia de escoamento
multifásico. O desenvolvimento desta tecnologia está atrelada a ineficácia das abordagens tradicionais para a
produção em águas profundas devido a distâncias extremas, profundidades, temperaturas ou restrições
econômicas. O termo foi usado pela primeira vez pela Petrobras no início da década de 1990 e é
extremamente diversificado, abrangendo muitos assuntos distintos e especializados além de todos os tipos de
disciplinas de engenharia.
Além da modelagem de rede e simulação multifásica transitória, a garantia de escoamento envolve o manuseio
de muitos depósitos sólidos, como hidratos de gás, asfalteno, cera, incrustação e naftenatos. A garantia de
escoamento é a tarefa mais crítica durante a produção de energia em águas profundas por causa das altas
pressões e baixa temperatura envolvidas. A perda financeira da interrupção da produção ou danos aos ativos
devido a um contratempo podem ser astronômicos.
O que complica ainda mais a tarefa de garantia de escoamento é que esses depósitos sólidos podem interagir
uns com os outros e podem causar a formação de bloqueios em dutos e resultar em falha nesse escoamento. A
Garantia de escoamento é aplicada durante todos os estágios de seleção do sistema, projeto detalhado,
vigilância, solução de problemas de operação, maior recuperação na vida útil, etc., ao caminho do escoamento
do óleo (tubulação de poço, equipamento submarino, linhas de escoamento, processamento inicial e linhas de
exportação).
2. Contextualização
Entre os cenários mais delicados de garantia de escoamento está o desligamento e reinício de um poço de
produção offshore. Após a paralisação da produção, os fluidos de produção são resfriados progressivamente
devido às baixas temperaturas submarinas, especialmente em poços de águas profundas. Então, dependendo
da duração da parada, existe o risco de ocorrer um bloqueio da linha devido à formação de hidratos ou ceras
ou mesmo devido ao aumento da viscosidade de um óleo pesado em baixas temperaturas.
Se a parada for suficientemente curta, a produção pode ser reiniciada sem nenhum procedimento de garantia
de escoamento, pois os fluidos ainda estão em temperaturas próximas às condições de produção. Esta janela
de tempo em que nenhuma intervenção é necessária é chamada de tempo no-touch, que deve ser
cuidadosamente estimada [9]. Porém, a avaliação do tempo no-touch requer o conhecimento do
comportamento transiente do campo de temperatura nos fluidos de produção de toda a linha, que são
resfriados por convecção natural, que depende das propriedades do fluido e do isolamento térmico do duto
[16].

3. Principais problemas atrelados a garantia de escoamento
Existem diversos fenômenos que afetam a garantia de escoamento, dentre os principais estão a formação de
parafinas, hidratos e o slugging, que serão detalhados abaixo. Além dos fenômenos supracitados, também
existem problemas como a formação de asfaltenos, erosão, corrosão, despressurização, tempo de parada,
presença de areia, entre outros. Mais detalhes sobre eles podem ser encontrados em [1] e a Figura 1 abaixo
ilustra os locais de ocorrência desses fenômenos.
Figura 1: Exemplo de desafios de garantia de fluxo que precisam ser tratados em um sistema de produção
multifásico submarino (Adaptado de [1]).
a. Formação de parafina
A parafina consiste em um hidrocarboneto sólido que precipita de um fluido de produção e sua formação
ocorre quando a temperatura do fluido cai abaixo da Temperatura de Aparência da Parafina (Wax appearance
temperature - WAT). Ela pode reassumir a fase fluida ao derreter em temperaturas elevadas (20 ° F + acima da
WAT) e sua taxa de deposição pode ser prevista para a frequência de pigging. A aparência de um depósito de
parafina na tubulação é observado na Figura 2.

Figura 2: Depósito de parafina em tubulações [2]
Dentre os principais fatores que afetam a deposição de parafinas, estão:
Uma das principais formas de remediar esse fenômeno é o processo de Pigging, que consiste no uso de
dispositivos conhecidos como "porcos" para executar várias operações de manutenção em uma tubulação. Isso
é feito sem interromper o escoamento do produto na tubulação. Essas operações incluem, mas não estão
limitadas a limpeza e inspeção da tubulação. Essa limpeza é por meio de equipamento que lança esse "porco"
e o fluxo impulsionado pela pressão do produto na tubulação é usado para empurrá-lo ao longo do tubo até
atingir a armadilha receptora, conforme ilustrado na Figura 3.
Figura 3: Exemplo da operação Pigging (Adaptado de [3]).

Um segundo método utilizado é a Inibição contínua, que faz uso de inibidores de parafina para reduzir ao
máximo sua deposição [14]. Os inibidores de parafina são tipicamente formados por polímeros ativos contendo
solventes aromáticos que evitam o crescimento ou aglutinação dos cristais parafínicos, reduzindo a taxa de
deposição e o ponto de fluidez [15].
Temperatura de aparência da parafina (WAT)
Temperatura do fluido de produção
Valor da velocidade na linha de produção
Propriedades do fluido (viscosidade e conteúdo de N-Parafina)

b. Slugging
O fenômeno de Slugging consiste em períodos de baixo fluxo de produção, seguido por períodos de elevado
fluxo, conforme a Figura 4.
Figura 4: Exemplo da formação de slugging na tubulação.
Existem quatro origens diferentes para slugging, sendo a primeira causada pelas elevações naturais do terreno
que segue a elevação natural do leito oceânico. Neste caso, o líquido pode acumular no ponto mais baixo da
tubulação até que cresça a pressão atrás dele e, assim que essa pressão empurra a fluido do ponto mais baixo,
pode gerar um regime de slug. A segunda, pela hidrodinâmica, geralmente, ocorre quando gás escoa a uma
vazão muito elevada em relação a fase fluida. Sendo assim, o gás forma ondas na superfície do líquido, que
podem crescer até tomar toda a seção transversal do tubo, criando um bloqueio no escoamento de gás que
viaja na tubulação na forma de slug. A terceira forma de se originar um slugging é por meio do formato do
Riser, também conhecido como slugging severo. Nela, o líquido se acumula na base do Riser, até que a
pressão gerada por trás dele seja suficiente para empurrar o líquido até o topo. Por trás desse slug, o líquido
segue um slug de gás até que uma quantidade de líquido acumule na base novamente. Este processo é
ilustrado na Figura 5.
Figura 5 : Exemplo de formação de slugging causado pelo formato do Riser (Adaptado de [4]).
Por último, também existe o slugging causado por operações com Pigging na tubulação. O equipamento
empurra todo ou quase todo o conteúdo líquido para a saída, criando, de forma intencional, um slug. Os
principais meios de prevenção para esse problema são um aumento da vazão, manipular a pressão no
separador e a técnica de gas-lift. Mais detalhes sobre estes métodos, consultar [5].

c. Formação de hidratos
Os hidratos são sólidos semelhantes ao gelo que se formam na presença de água, do formador de hidrato (gás
metano), junto com a combinação certa de pressão e temperatura. Os hidratos são formados por moléculas de
gás que entram em gaiolas de água ligadas por hidrogênio, e isso acontece em temperaturas bem acima do
normal de congelamento da água. Um exemplo de formação de hidratos pode ser observado na Figura 6.
Figura 6: Formação de hidratos na tubulação (Adaptado de [6]).
Dentre os principais causadores da formação de hidratos estão o aumento da pressão operacional e a
temperatura ambiente fria. Para remediar este problema existem diversas formas, entre elas estão:
Despressurização
A despressurização é a técnica mais comum usada para remediar bloqueios de hidratos em sistemas de
produção. A despressurização rápida deve ser evitada pois pode resultar no resfriamento pelo efeito Joule–
Thomson (JT), agravando ainda mais o problema. Tanto do ponto de vista técnico quanto de segurança, o
método preferido para dissociar hidratos é despressurizar de ambos os lados do bloqueio. Se apenas um lado
de um bloqueio for despressurizado, um grande diferencial de pressão resultará num escoamento em pistão,
podendo gerar um efeito como um projétil de alta velocidade.
Quando a pressão ao redor de um hidrato é reduzida abaixo da pressão de dissociação, a temperatura da
superfície do hidrato resfria abaixo da temperatura do fundo do mar e o fluxo de calor do oceano em torno da
tubulação derrete lentamente o hidrato na superfície desse tubo. Além disso, ao abaixar a pressão também
diminui a temperatura de formação de hidrato e ajuda a prevenir a formação de mais hidratos no resto da linha.
Entretanto, o método de despressurização das linhas de escoamento, pode causar um processo conhecido
como blowdown, que origina muitos problemas operacionais. A instalação hospedeira não só, precisa lidar com
grandes quantidades de gás e líquido saindo das linhas de escoamento, mas também, deve estar preparada
para esperar pacientemente até que o pistão se dissocie, sendo um processo extremamente longo, cujo custo
torna-se elevado. Ademais, a despressurização pode não ser eficaz devido à geometria do sistema de
produção; uma cabeça de líquido suficientemente alta no riser ou linha de escoamento pode evitar a
despressurização abaixo das condições de hidrato [7].

Inibidores de baixa dosagem (Low Dosage Hydrate Inhibitors - LDHI)
Os inibidores de hidratos podem ser categorizados em três grupos diferentes, dependendo do mecanismo de
inibição de hidratos, estes são os seguintes; (i) Inibidores de Hidrato Cinético (KHI), (ii) Antiaglomerantes (AA) e
(iii) Inibidores de Hidrato Termodinâmico (THI). Ambos os KHIs e AAs se enquadram na categoria de Inibidores
de Hidrato de Baixa Dosagem (LDHI). Os LDHIs são assim chamados porque podem ser aplicados com sucesso
em dosagens mais baixas quando comparados aos Inibidores de Hidrato Termodinâmico, como MeOH ou MEG
[8].
Vale ressaltar que, os LDHIs não alteram o equilíbrio termodinâmico da formação de hidratos e, neste aspecto,
diferem dos inibidores de hidratos termodinâmicos, ao invés disso, eles interferem e modificam a formação de
cristais de hidratos. Os LDHIs podem ser classificados de acordo com a forma como modificam o mecanismo
de formação de cristais de hidrato. As duas principais categorias de LDHI são os Inibidores de Hidratos
Cinéticos (KHI) e os Antiaglomerantes (AA). No entanto, existem outros surfactantes que atuam como inibidores
de hidratos, dispersando cristais de hidrato à medida que se formam [8].
Deslocamento de óleo bruto
O deslocamento dos fluidos de produção pelo óleo diesel permite a preservação das condições de
escoamento para todos os tipos de fenômenos de entupimento, pois retira os componentes necessários para
sua ocorrência. Assim, esta abordagem é uma alternativa conservadora e versátil para outra tecnologia de
garantia de escoamento, incluindo o caso problemático de óleos pesados

de alta viscosidade [10] ou óleos com
um grande conteúdo de parafina [11]. Um exemplo do uso dessa abordagem para remover ou diluir o óleo
pesado de uma linha após um tempo específico de desligamento é relatado por [9]. Durante a injeção de um
óleo mais leve, a transferência de calor e massa e a turbulência do escoamento interagem de uma maneira
complexa para definir a extensão da mistura de fluido, que controla a eficiência de remoção de óleo pesado.
Existem outras tecnologias maduras na indústria para garantia de escoamento, como o uso de isolamento
térmico, aquecimento elétrico direto, entre outras. Para encontrar mais detalhes de cada tecnologia, consultar
[5]. Neste contexto, os modelos de simulação surgem como ferramentas para auxiliar na avaliação da eficiência
desses métodos.
4. Visão geral dos modelos de simulação na garantia de
escoamento
É importante entender as principais diferenças entre os diferentes modelos de simulação. Para modelos
multifásicos transientes, existe um regime hierárquico de modelos. Uma regra prática é começar com o modelo
mais simples no modo de estado estacionário, com o HYSYS em estado estacionário, o FlowManager ™ ou o
OLGA em estado estacionário. Em seguida é possível aumentar gradualmente a complexidade física do
problema pelo uso de modelos mais complexos, como o HYSYS e o OLGA em regime transiente. A última fase
de complexidade é a análise usando fluidodinâmica computacional (CFD) que nunca deve ser usada antes de
um mapeamento crucial da necessidade ter sido executado, pois esta é uma atividade muito detalhada e
precisa ser usada em combinação com as outras.

Na análise de perfis térmicos, os principais cálculos precisam ser feitos pela FEA e, em alguns casos, é
necessário um CFD em malhas mais refinadas. Para a análise e cálculo em relação às propriedades do fluido,
principalmente para definir estratégias para mitigar hidratos e parafinas, a ferramenta de simulação a ser usada
é o PVTsim. No PVTsim, todo um espectro de equações de estado está disponível. No caso deste artigo, como
é necessário entender como os fluidos se misturam na tubulação, a de fluidodinâmica computacional foi a
ferramenta simulação escolhida para auxiliar na avaliação de detalhes do escoamento no método de
deslocamento dos fluidos de produção pelo óleo diesel conforme a seção a seguir. A Tabela 1 resume os
principais softwares, objetivos e resultados pode ser observada abaixo:
Tabela 1: Resumo dos simuladores para garantia de escoamento (Adaptado de [1]).

5. Referências
[1] TINE BAUCK IRMANN-JACOBSEN; Flow Assurance – A System Perspective; MEK4450-FMC Subsea
technologies
[2] Introduction to Offshore Pipelines & Risers - Jaeyoung Lee.
http://petrowiki.org/Flow_assurance_for_offshore_and_subsea_facilities
[3] https://engenharia-quimica.blogspot.com/2019/01/sobre-tecnologia-pigging-nascida-da.html
[4] https://ars.els-cdn.com/content/image/1-s2.0-S0301932212000894-gr4.jp
[5] KONDAPI, PHANEENDRA, AND RANDI MOE. "Today's Top 30 Flow Assurance Technologies: Where Do They
Stand?." Paper presented at the Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA, May 2013. doi:
https://doi.org/10.4043/24250-MS
[6] "Why are Gas Hydrates Important?," Heriot Watt Institute of Petroleum Engineering, Disponível em:
http://www.pet.hw.ac.uk/research/hydrate/hydrates_why.cfm.
[7] YONG BAI, QIANG BAI, in Subsea Engineering Handbook (Second Edition), 2019.
[8] CLARK, LEONARD W., FROSTMAN, LYNN M., AND JOANNE ANDERSON. "Low Dosage Hydrate Inhibitors
(LDHI): Advances in Flow Assurance Technology for Offshore Gas Production Systems." Paper presented at the
International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, November 2005. doi:
https://doi.org/10.2523/IPTC-10562-MS.

[9] PEDROSO, CARLOS ALBERTO, CAVALCANTE, BARBARA , MARSILI, MARCELO , SANTOS, MARCELO , AND
PAULO S. ROCHA. "Starting Up the Most Powerful ESP Installed into Deepwater Offshore Wells Completed with
Open Hole Gravel Packing: A Real Challenge." Paper presented at the SPE Gulf Coast Section Electric
Submersible Pumps Symposium, The Woodlands, Texas, USA, May 2019. doi: https://doi.org/10.2118/194407-MS.
[10] OSAMAH A. ALOMAIR AND ABDULWAHAB S; Heavy Crude Oil Viscosity Reduction and the Impact of
Asphaltene Precipitation. Almusallam Energy & Fuels 2013 27 (12), 7267-7276; DOI: 10.1021/ef4015636
[11] PAULO R. DE SOUZA MENDES, FERNANDO SAINT-MARTIN DE ABREU SOARES, CLÁUDIO M. ZIGLIO,
MARCELO GONÇALVES, Startup flow of gelled crudes in pipelines, Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics,
Volumes 179–180, 2012, Pages 23-31, ISSN 0377-0257, https://doi.org/10.1016/j.jnnfm.2012.05.003.
[12] FALUOMI, VITTORIO & BONUCCELLI, MICHELE & SIMONE, N & C.MONTI,. (2001). Abo Field: Flow
Assurance And Operability Strategies Needed In Deepwater Development.
[13] CARLOS A. B. R. CARDOSO, MARCELO A. L. GONÇALVES, AND RICARDO M. T. CAMARGO. Design Options
for Avoiding Hydrates in Deep Offshore Production; Journal of Chemical & Engineering Data, 2015 60 (2), 330-
335. DOI: 10.1021/je500601f.
[14] JENNINGS, D. W., NEWBERRY, M. E., Application of Paraffin Inhibitor Treatment Programs in Offshore
Developments - OTC19154, In: Offshore Technology Conference. Houston, Estados Unidos. Proceedings…
Society of Petroleum Engineers, 2008
[15] JENNINGS, D. W., WEISPFENNIG, K., Effect of Shear on the Performance of Paraffin Inhibitors: Cold finger
Investigation with Gulf of Mexico Crude Oils, Energy Fuels, 2006, vol. 20, p. 2457 – 2464.
[16] XU YING, NIE XIN, CHENG QINGLIN, DAI ZHONGHUA, LIU XIAOYAN, LIU YANG, L.I. CONG, Phase-change
heat transfer analysis of shutdown overhead pipeline, Case Studies in Thermal Engineering, Volume 13, 2019,
100399, ISSN 2214-157X, doi: https://doi.org/10.1016/j.csite.2019.100399.

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