Tese: Análise do Comportamento da Temperatura em Sistemas de Produção de Petróleo: Comparação entre Completação Seca e Molhada
Aluno(a) : Marcos José Rei VillelaOrientador(a): Marcos Sebastião Gomes e Iberê Alves
Área de Concentração: Termociências
Data: 21/12/2004
Link para tese/dissertação: https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=6084@1
Resumo: Cerca de 46% das reservas brasileiras de hidrocarbonetos estío localizadas na plataforma continental em lâminas de água superiores a mil metros. Tal fato exige que uma nova abordagem seja empregada na seleção dos equipamentos e filosofia de desenvolvimento dos campos “offshore”, diante da severidade das condições ambientais ora encontradas. As temperaturas congelantes do fundo do mar, tornam os problemas inerentes ao escoamento da produção de petróleo, ainda mais críticos. Entretanto, os desafios da garantia de escoamento, nío sío os únicos obstáculos para a produção de petróleo em águas ultra-profundas. A opção por um sistema com completação seca (árvore de natal na superfície), está intimamente relacionada com o aspecto da viabilidade técnica da execução de poção com grande afastamento, necessários para a drenagem das regiões mais extremas do reservatório, associando maiores riscos à perfuração. Além dos aspectos relacionados à geologia e fatores econômicos, a decisío de desenvolvimento de um campo de petróleo no mar, adotando um sistema com completação submarina ou com completação seca, precisa ser respaldada por uma análise criteriosa dos problemas relacionados com a garantia de escoamento, principalmente em locações de águas profundas e ultra-profundas. Nestes cenários, a maior variação da energia potencial e conseqüente intensificação do efeito Joule-Thomson, contribuem de uma forma bem mais significativa para a queda de temperatura e pressío. Este trabalho objetiva promover a comparação entre um sistema de produção usando poção direcionais de grande afastamento, produzindo para uma unidade de completação seca e um sistema adotando poção com completação submarina, a 850, 1550 e 2300m de lâmina de água, avaliando os efeitos das perdas de carga e calor em um fluxo multifásico. Numa segunda etapa, usando completação molhada, é avaliada a máxima distância viável entre a zona produtora da formação e a unidade flutuante de produção, de forma a permitir o fluxo de hidrocarbonetos sem interrupção por formação de cristais de parafina. Com base nos resultados alcançados, podemos tirar algumas conclusões importantes quanto à tendência dos sistemas de produção em águas profundas e ultra-profundas, que nortearío no futuro próximo o desenvolvimento de campos de petróleo na plataforma continental brasileira.