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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ESTUDO DE MODELOS DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS DE GÁS
Társis Andrade Barreto
Junho, 2018
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
ii Társis Andrade Barreto
Társis Andrade Barreto
ESTUDO DE MODELOS DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS DE GÁS
Trabalho apresentado ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte como
requisito parcial para a obtenção do título
de Engenheiro de Petróleo.
Orientador (a): Prof. Dr.Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte
Junho, 2018
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
iii Társis Andrade Barreto
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
iv Társis Andrade Barreto
BARRETO, Társis Andrade. Estudo de modelos de formação de hidratos de gás. 2018. 38 f.
TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do
Norte, Natal, Brasil, 2018.
Palavras-chave: Gás Natural; Hidratos de gás; Modelos Matemáticos;
Orientador: Prof. Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte
RESUMO
___________________________________________________________________________
Recentemente, muitas reservas de gás natural com promissor potencial energético foram
encontradas, principalmente em ambientes marinhos. Porém nesses ambientes um problema
característico á produção e transporte de gás natural é a ocorrência de hidratos de gás, que
podem resultar em riscos para essas operações. Para evitar a deposição de hidrato de gás tanto
em gasodutos quanto em poços de águas profundas, a faixa de temperatura e pressão de
formação de hidratos deve ser prevista para se tomar medidas de precaução para garantir a
segurança das operações. O presente trabalho teve como objetivo analisar e comparar modelos
matemáticos de previsão de formação de hidratos. Para o comparativo foram analisados dois
modelos de formação de hidratos de gás que utilizam métodos matemáticos diferentes para o
cálculo da temperatura de formação e da quantidade de inibidor necessário para evitar a
deposição de hidratos. O primeiro modelo estudado mostrou uma precisão mais efetiva
quando aplicado em condições de alta pressão, isso devido ao segundo modelo utilizar uma
correlação matemática com baixa precisão quando aplicado nesses parâmetros. Esse estudo
possibilitou mostrar a importância dos avanços de modelos matemáticos para previsão de
formação de hidratos e assim tomar medidas cada vez mais eficientes para prevenção.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
v Társis Andrade Barreto
BARRETO, T. A. Estudo de modelos de formação de hidratos de gás. 2018. 38 f. TCC
(Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do
Norte, Natal, Brasil, 2018.
Keywords: Natural Gas; Gas hydrates; Mathematical Models;
Tutor: Prof. Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte
ABSTRACT
__________________________________________________________________________
Recently, many natural gas reserves with promising energy potencial were found mainly in
marine environments. However in these environments is a typical problem production and
transportation of natural gas is the occurence of gas hydrates, which can result in risks for
these operations. To avoid the deposition of gas hydrate in both pipelines and deep water
wells, the temperature and pressure range of hydrate formation should be predicted to take
precautionary measures to ensure safe operation. The currently work had as objective to
analyze and to compare mathematic models of prediction of gas hydrate formation. For the
comparative, two models of gas hydrate formation were analyzed using different
mathematical methods to calculate the formation temperature and the amount of inhibitor
required to avoid hydrate deposition. The first model showed a more effective accuracy when
applied in high pressure conditions, due to the second model using a mathematical correlation
witch low precision in these parameters. This study made it possible to show the importance
of the advances of mathematical models to predict the formation of gas hydrate and
consequently to take increasingly efficient measures for prevention.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
vi Társis Andrade Barreto
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 10
2 ASPECTOS TEÓRICOS 11
Gás Natural 11
Hidratos 15
2.2.1 Cinética de formação de hidratos 17
2.2.2 Prevenção de formação de hidratos 18
2.2.3 Problemas de formação e dissociação de hidratos 23
2.2.4 Estado da arte 25
3 METODOLOGIA 33
Metodologia para comparação resultados 33
Software Hydrate Plus 34
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 37
Estudo feito por Guo e colaboradores 37
Estudo feito por Nascimento 39
Comparativo das correlações 40
Resultados Hydrate Plus 41
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 44
Conclusões 44
Recomendações 46
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 47
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
vii Társis Andrade Barreto
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2-1 Histórico de produção de gás natural ...................................................................... 12
Figura 2 -2 Etapas de produção ................................................................................................ 14
Figura 2-3 Reações de neutralização ........................................................................................ 15
Figura 2-4 Gráfico Pressão vs Temperatura para formação de hidratos .................................. 16
Figura 2-5 Tipos de hidratos ..................................................................................................... 17
Figura 2-6 Perfil de pressão e temperatura para formação de hidratos em águas profundas ... 19
Figura 2-7 Comparativo entre inibidores termodinâmicos ....................................................... 21
Figura 2-8 Retirada de plug de Hidrato .................................................................................... 24
Figura 2-9 Mapa de distribuição de hidratos de gás ................................................................. 24
Figura 2-10 Erro de temperatura .............................................................................................. 26
Figura 2-11 Formação de hidratos utilizando o modelo CSMHyK ......................................... 26
Figura 3-1 Interface Hydrate Plus ............................................................................................ 34
Figura 3-2 Hydrate Plus cálculo de inibidor ............................................................................. 36
Figura 4-1 Curvas de equilíbrio de hidrato de metano ............................................................. 37
Figura 4-2 Formação de hidratos com ação de inibidores ........................................................ 38
Figura 4-3 Resultado para TFH utilizando Hydrate Plus ......................................................... 41
Figura 4-4 Resultados para taxa de injeção de inibidor para os parâmetros de Guo e
colaboradores .................................................................................................................... 42
Figura 4-5 Resultados para taxa de injeção de inibidor para parâmetros de Nascimento ........ 43
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
viii Társis Andrade Barreto
LISTA DE TABELAS
Tabela 2-1 Característica de combustão .................................................................................. 13
Tabela 2-2 – Constante empírica de inibidores ....................................................................... 22
Tabela 3-1 Variáveis operacionais modelo Guo e colaboradores ........................................... 33
Tabela 3-2 Variáveis operacionais Nascimento ...................................................................... 35
Tabela 3-3 Composição do gás ................................................................................................ 35
Tabela 3-4 Variáveis Operacionais Guo Hydrate Plus ............................................................ 36
Tabela 3-5 Variáveis Operacionais Nascimento Hydrate Plus ................................................ 36
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
ix Társis Andrade Barreto
LISTA DE ABREVIATURAS
GNV Gás Natural Veicular
ANP Agência Nacional do Petróleo
UPGN Unidade de Processamento de Gás Natural
MEG Monoetilenoglicol
DEG Dietilenoglicol
TEG Trietilenoglicol
CSMHyK Colorado School Of Mines Hydrate Kinetic Model
OLGA Oil and Gas simulator
PVTsim Simulator Pressure vs Temperature
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
10 Társis Andrade Barreto
1 INTRODUÇÃO
O gás natural é uma fonte de energia de grande importância para as indústrias
petrolíferas e químicas, sendo também utilizado como combustível nas indústrias
convencionais. A partir do gás natural, foram criadas alternativas eficazes ao petróleo como o
GNV (Gás Natural Veicular), que é aplicado como combustível para veículos por ser uma
opção mais barata ao álcool e a gasolina, como também por ser uma fonte de energia limpa.
Segundo os dados oficiais da ANP, a produção de gás natural tanto em terra quanto em
mar aumentou de aproximadamente 37,9 bilhões m³ para 40,1 bilhões m³ de 2016 para 2017,
sendo nesses valores de produção inclusos os volumes de reinjeção, queimas, perdas e
consumo próprio de gás natural. As principais fontes de produção são em reservatórios
profundos de campos marítimos com cerca de 81% da produção total de gás natural (ANP,
2018).
Normalmente o gás natural é encontrado em reservatórios de hidrocarbonetos
associados ou não. Gás natural associado é aquele que se encontra dissolvido no óleo como
também pode estar presente como uma capa de gás superior a jazida petrolífera. Durante a
extração e produção, se faz necessário a separação desse gás do óleo através do
processamento primário de petróleo. Já o gás não associado é aquele que se encontra com
pouca ou nenhuma quantidade de óleo (FOGAÇA, 2018).
Um dos problemas enfrentados na produção e transporte de gás natural é o risco de
formação de hidratos durante o escoamento do gás e também a dissociação de hidratos em
reservatórios profundos. Os hidratos são compostos semelhantes a gelo, formados a alta
pressão e condições baixas de temperatura. A formação de hidratos pode levar a perda de
produção e assim trazer riscos a equipamentos e segurança nas operações petrolíferas.
O estudo sobre formação de hidratos nas linhas de produção de petróleo e a sua
dissociação durante a perfuração e completação vem sendo alvo de inúmeras pesquisas por
parte das indústrias de petróleo. Por causar grandes problemas durante esses processos, várias
estratégias vêm sendo utilizadas para prever o comportamento e assim utilizar técnicas de
inibição para combatê-los.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
11 Társis Andrade Barreto
Com base em artigos científicos relacionados ao tema, o presente trabalho tem o
objetivo de analisar modelos de formação de hidratos e também técnicas de previsão e
inibição. O trabalho está dividido em cinco tópicos a começar pela Introdução, seguido de
Aspectos teóricos, Metodologia, Resultados e Discussões e conclusões.
2 ASPECTOS TEÓRICOS
Gás Natural
Gás natural é o termo utilizado para descrever gases minerais encontrados em
reservatórios de rochas subterrâneas. Pode ser definido como mistura de hidrocarbonetos que,
quando estão nas condições de superfície, se apresentam na forma gasosa (ROSA, 2006).
Assim como o petróleo, ele é resultado da degradação de matéria orgânica que ficam
acumulados em rochas porosas isoladas do exterior por rochas impermeáveis.
A história do gás natural no Brasil iniciou-se na década de 40 nas indústrias do
Recôncavo Baiano. Nessa época o gás natural era praticamente todo destinado às indústrias,
porém só após o desenvolvimento da Bacia de Campos nos anos 80 que a produção de gás
natural teve um avanço considerável e marcante. Com o aumento do consumo de gás natural,
foi-se achando alternativas para aumentar a exploração das reservas de gás como a criação do
Gasoduto Bolívia-Brasil (ERNST & YOUNG, 2014) com capacidade máxima de transportar
até 30 milhões de m³ diariamente.
Na última década, após o descobrimento de petróleo e gás associado à camada de pré-
sal na costa brasileira, as reservas de gás natural tiveram um aumento considerável de
produção de gás natural em milhões de m³ por dia, conforme a figura 2-1.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
12 Társis Andrade Barreto
Figura 2-1 Histórico de produção de gás natural
Fonte: ANP, 2018
O processo natural de formação do gás natural pode ser de dois tipos: degradação da
matéria orgânica de origem animal, através de bactérias anaeróbicas, e degradação da matéria
orgânica de origem vegetal e do carvão por temperatura e pressão elevadas. A composição do
gás natural depende desses tipos de processo de formação, como também da localização do
reservatório e da geologia do solo. Em sua composição como gás natural bruto, estão os
seguintes componentes: dióxido de carbono, nitrogênio, hidrogênio sulfurado, água, ácido
clorídrico, metano e impurezas (DUARTE, 2017).
As principais propriedades do gás natural são: densidade em relação ao ar, poder
calorífico, índice de Wobbe, o ponto de orvalho da água e dos hidrocarbonetos (GALVÃO,
2015). Entre suas propriedades, vale também salientar suas características de combustão
conforme a tabela 2-1.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
13 Társis Andrade Barreto
Tabela 2-1 Característica de combustão
Fonte: GALVÃO, 2018
O conhecimento sobre as propriedades e características do gás natural, garante uma
melhor previsão de como o gás irá se comportar nos processos de exploração e produção. A
cadeia de produção do gás natural possui etapas distintas, sendo a primeira a exploração. Na
exploração estão englobadas duas fases: pesquisa geológica para localização do campo
produtor e exploração do poço. Perfura-se então o poço e são instalados poços de produção
para retirada do fluido no reservatório. Iniciado a produção, o gás natural passa por processos
de tratamento que promovem a qualidade do escoamento e após isso sua distribuição,
conforme mostrado na figura 2-2.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
14 Társis Andrade Barreto
Figura 2 -2 Etapas de produção
Fonte: AQUINO, 2014
O primeiro desses processos é a separação dos fluidos extraídos dos poços através de
vasos separadores. Após essa separação o gás é transportado para a UPGN, que é responsável
pela separação das frações pesadas de hidrocarbonetos. Nessas unidades as principais
sequências de separações são: depuração, adoçamento e desidratação, todas estas visando
garantir a qualidade do gás resultante para futura exportação.
A depuração tem como finalidade a remoção de gotículas de óleo presentes no gás que
podem comprometer a qualidade do gás e inviabilizar a eficiências do seu transporte. O
processo de adoçamento consiste na remoção dos ácidos CO2 e H2S através das suas
absorções com produtos líquidos e sólidos, tendo como bases duas reações como indicado na
figura 2-3.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
15 Társis Andrade Barreto
Figura 2-3 Reações de neutralização
Fonte: SILVA et al, 2007
O gás natural, após o processo de adoçamento, é comprimido e mandado para o
módulo de desidratação do gás. Esse módulo tem como finalidade remover a água livre
presente em equilíbrio com o gás, utilizando absorventes líquidos ou sólidos. Esse processo
promove o escoamento eficiente do gás nas linhas de produção sem a ocorrência de corrosão
ou hidratos, que podem existir devido à presença de água e hidrocarbonetos. Após esses
tratamentos, o gás natural é levado para os centros consumidores através de gasodutos.
Hidratos
Hidratos de gás são sólidos cristalinos formados por água e pequenas moléculas
orgânicas. São parecidos com gelo, porém ao contrário do gelo, podem se formar em
temperaturas mais altas. Esse fator se deve a presença de gás que proporciona uma
estabilidade, fixando a posição das moléculas de água fazendo com que o congelamento
ocorra a temperaturas superiores a 0°C (TOHIDI, 2013).
As moléculas de água presentes nos hidratos são chamadas de moléculas hospedeiras,
e, as formadoras de hidratos, como moléculas hóspedes. A rede cristalina é formada por
pontes de hidrogênio onde componentes do gás são aprisionados pela solidificação das
moléculas de água. Para os hidratos poderem se formar existem algumas condições
específicas, como: bastante quantidade de água; a existência dos formadores de hidratos entre
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
16 Társis Andrade Barreto
eles metano e etano; e a combinação certa de temperatura e pressão como mostrado na figura
2-4.
Figura 2-4 Gráfico Pressão vs Temperatura para formação de hidratos
Fonte: TOHIDI, 2013
Após a formação desses hidratos e ao possuir uma estrutura cristalina bem definida, é
possível definir o tipo de hidrato. As estruturas de hidratos mais comuns em gasodutos de
transporte de gás são tipo I e tipo II como mostrado na figura 2-5, o qual irá depender do tipo
de substância presente no gás. Moléculas pequenas se cristalizam na estrutura I como o
metano, etano, dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio. Já as moléculas maiores
cristalizam na estrutura II, como o propano e o butano.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
17 Társis Andrade Barreto
Figura 2-5 Tipos de hidratos
Fonte: KOH et al, 2011
Os números e tamanhos das cavidades são diferentes nas duas estruturas. A estrutura
tipo I possui 5¹² e 6², ou seja, doze faces com 5 lados cada uma e duas faces com seis lados
cada uma. Já a estrutura tipo II é formado por 5¹² e 64, doze faces com cinco lados e quatro
faces com seis lados. Normalmente, hidratos do tipo I são os mais comuns na natureza, pelo
fato da abundância de metano em relação ao restante dos componentes do gás natural
(DELGADO, 2013).
2.2.1 Cinética de formação de hidratos
Como descrito anteriormente, para que ocorra a formação de hidratos é necessário que
existam algumas condições específicas como altas pressões e baixas temperaturas. Porém
outro fator importante que é necessário analisar é o tempo de formação. Nessa faixa de tempo
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
18 Társis Andrade Barreto
de formação está incluso uma fase de nucleação e depois fase de crescimento. A fase de
nucleação engloba três mecanismos de nucleação, sendo eles:
• Nucleação Homogênea: onde surge o primeiro cristal, ocorre na fase fluida;
• Nucleação Heterogênea: essa fase é resultado do choque entre os cristais, por
consequência da presença da superfície sólida dos cristais, da parede da
tubulação e das partículas sólidas em suspensão;
• Nucleação Secundária: acontece devido à presença das próprias partículas dos
hidratos;
No final da fase de nucleação são formados os anéis de nucleação, sendo chamado
período de latência ou tempo de nucleação o tempo necessário para formar esses anéis. Após
esse período os cristais de hidratos se desenvolvem na fase de crescimento. Esse crescimento
normalmente ocorre em fase aquosa acontecendo assim a difusão das moléculas de
hidrocarbonetos. O tempo de formação de hidratos também é dependente da diferença entre a
temperatura de dissociação de hidrato e a temperatura de operação, sendo essa diferença
chamada de sub-resfriamento. Se essa temperatura de sub-resfriamento for baixa o tempo para
formação de hidrato será mais extenso, assim quanto maior o sub-resfriamento mais rápido o
hidrato se forma e menor o tempo de incubação.
Alguns estudos e experimentos sobre cinética de formação de hidratos foram feitos
através de observações experimentais que possibilitaram observar as etapas de nucleação,
crescimento e dissociação de hidrato de cristais, porém comparado com estudos sobre a
temperatura de formação de hidratos, estudos sobre a cinética de formação ainda não
obtiveram avanços tão grandes. Assim se faz necessário desenvolver técnicas mais seguras
para prever a formação de hidratos e retardar o tempo de formação, baseado na cinética de
formação.
2.2.2 Prevenção de formação de hidratos
Vários estudos foram feitos para analisar as condições de formação de hidratos,
resultando em alguns artifícios que possibilitam prever os valores de formação. A figura 2-6
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
19 Társis Andrade Barreto
mostra um esquema das condições de pressão e temperatura de fluidos em uma tubulação,
onde indica a região de formação e estabilidade de hidratos de gás.
Figura 2-6 Perfil de pressão e temperatura para formação de hidratos em águas profundas
Fonte: KOH et al, 2011
Em 1931 Hammerschmidt propôs uma correlação para formação de hidratos gasosos
como mostra a equação 1, onde T é a temperatura em Fahrenheit e P a pressão em psi para
formação de hidratos. Porém essa correlação não podia ser confiável, pois não levava em
conta o efeito da gravidade especifica do gás.
T = 8,9 𝑃0.285 (1)
Métodos gráficos empíricos e correlações foram desenvolvidos e aprimorados ao
longo do tempo com o propósito de se ter uma maior precisão e minimizar os erros, tais como
o método de Katz (1959) e o método de Baillie e Wichert (1987). Assim foi possível
desenvolver medidas para evitar a formação de hidratos, tais como:
• Despressurização para manter a pressão abaixo da formação de hidratos;
• Reduzir a concentração de água no sistema;
• Manter a temperatura acima da qual ocorre a formação de hidratos;
• Adição de inibidores termodinâmicos e inibidores de altas dosagens.;
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
20 Társis Andrade Barreto
2.2.2.1 Inibidores termodinâmicos
Os mecanismos de inibição de formação de hidratos são classificados em baixas
dosagens e termodinâmicos. Os inibidores termodinâmicos são sais inorgânicos, álcoois e
glicóis que ajudam a diminuir a temperatura de formação de hidratos através da mudança de
potencial químico da água. Os mais utilizados são o metanol, etanol, monoetilenoglicol
(MEG), dietilenoglicol (DEG) e trietilenoglicol (TEG) sendo eles usados juntos com os
fluidos de perfuração, funcionando também como adensantes e inibidores de argila (SILVINO
et al, 2015). Após o uso todos esses inibidores podem ser recuperados e recirculados, com
exceção do metanol. Os inibidores termodinâmicos do tipo álcoois conseguem remover os
hidratos de forma permanente, garantindo assim uma boa faixa de sub-resfriamento. Na figura
2-7 é mostrada uma comparação entre os inibidores termodinâmicos, sendo o NaCl o mais
eficiente.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
21 Társis Andrade Barreto
Figura 2-7 Comparativo entre inibidores termodinâmicos
Fonte: SILVINO, 2007
Inibidores termodinâmicos tem uma série de outras vantagens sobre os outros
inibidores, sendo estas:
• Funcionam em qualquer mistura de hidrocarbonetos;
• Podem evitar formar hidratos em qualquer condição;
• Funcionamento eficiente em operações transientes, como o metanol que
consegue inibir tanto na fase vapor como na líquida;
Porém para estes funcionamentos, necessita-se utilizar grandes quantidades o que
requer grandes estoques e sistemas de bombeamento. Na escolha entre alternativas de
inibidores termodinâmicos deve-se levar em conta limitações físicas e econômicas. O glicol
mais utilizado pelas indústrias de gás atualmente é MEG, por ser eficaz e de confiança sendo
mais eficiente do que o metanol por conta da sua reutilização e também por apresentar pouco
risco ambiental (DELGADO, 2013). Já o metanol foi um dos primeiros utilizados com a
descoberta do problema de hidratos sendo mais eficaz quando se leva em conta a desidratação
do gás, porém ele se perde durante o processo devido a sua alta volatilidade.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
22 Társis Andrade Barreto
Um método utilizado para constatar o efeito de produtos químicos sobre a temperatura
de hidrato é a equação de Hammerschmidt (1934). Essa equação tem como finalidade mostrar
a redução da temperatura de formação do hidrato devido à ação de um inibidor para
concentrações de 20% a 25% em peso para metanol e 60% a 70% em peso para glicóis.
∆𝑇 = 𝑘𝐻𝑊𝑙
(100−𝑊𝑙))𝑀𝑀𝐼 (2)
A equação de Hammerschmidt (1934) também pode ser rearranjada para calcular
concentrações de inibidor necessárias para dadas temperaturas como mostra a Equação 3.
𝑊𝑙 =100 ∆𝑇 𝑀𝑀𝑙
∆𝑇𝑀𝑀𝑙+ 𝐾𝐻 (3)
Onde:
• ∆𝑇 – Depressão do ponto de formação de hidratos em °C ou °F;
• 𝑀𝑀𝑙 – Massa molecular do inibidor;
• 𝐾𝐻 – Constante empírica de inibidores;
• 𝑊𝑙 – Porcentagem em massa do inibidor na água liquida.
Os valores de 𝐾𝐻 são determinados experimentalmente, apresentados na tabela 2-2,
sendo necessário conhecer a temperatura da formação de hidratos sem a adição de inibidores.
Tabela 2-2 – Constante empírica de inibidores
Inibidor KH(∆T°C) KH(∆T°F)
Metanol 1297
2335
Etanol 1297
2335
MEG 2222
4000
DEG 2222
4000
TEG 2222 4000 Fonte: NOBRE, 2015
Para concentrações mais elevadas, Nielsen e Bucklin (1983) formularam uma equação
que pode ser utilizada, teoricamente, para quaisquer glicóis onde 𝑋𝐻2𝑂 é a fração molar da
água na fase aquosa (CARROL, 2003).
∆𝑇 = −129,6 𝐿𝑛 ( 𝑋𝐻2𝑂) (4)
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
23 Társis Andrade Barreto
Vários outros métodos empíricos e gráficos foram desenvolvidos com o propósito de
estimar a quantidade de concentrações de inibidores termodinâmicos que devem ser utilizados
nas operações com o intuito de criar uma segurança maior para as operações.
2.2.2.2 Inibidores de baixas dosagens
Divididos em inibidores cinéticos e anti-aglomerantes, esses tipos de inibidores são
chamados de baixas dosagens por conta da quantidade utilizada para se obter o resultado
requisitado em comparação aos inibidores termodinâmicos (SILVINO, 2015). Diferentemente
dos inibidores termodinâmicos, os inibidores de baixas dosagens não alteram os valores de
equilíbrio de pressão e temperatura necessárias para formações de hidratos (FERNÁNDEZ et
al, 2018).
Inibidores cinéticos atuam desacelerando a cinética da nucleação e retardando a
formação dos hidratos. São aditivos poliméricos ou aligoméricos solúveis em água, que
possuem o tempo de efetividade finito e fortemente dependente das condições de escoamento,
como por exemplo, serem ineficazes em grandes profundidades.
Os anti-aglomerantes possuem em sua cadeia características hidrofílicas que atacam a
superfície das partículas de hidrato, que repelem os outros cristais prevenindo assim a
aglomeração. Esse tipo de inibidor é mais utilizado em águas profundas, porém apresenta
algumas desvantagens como: sensibilidade á salinidade da água e alto custo e toxidade.
2.2.3 Problemas de formação e dissociação de hidratos
A formação de hidratos acarreta em muitos problemas tanto nas operações de
perfuração e completação de poços de petróleo como também na produção. Durante o
escoamento de gás nos gasodutos, hidratos de gás podem se formar na parede do duto onde a
temperatura é mais baixa. Além da temperatura baixa, esse acumulo ocorre também por conta
da água livre que se encontra na parte inferior tubulação, proveniente da água produzida e da
água condensada do gás. Com esse aumento da deposição, a área de fluxo diminui gerando
assim uma perda de carga, causando perda de pressão no escoamento e posteriormente o
bloqueio do duto com a formação dos plugs de hidratos como mostra a figura 2-8.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
24 Társis Andrade Barreto
Figura 2-8 Retirada de plug de Hidrato
Fonte: VAZ; MAIA; SANTOS, 2008
Outro problema relacionado à formação de hidratos é a sua dissociação nas operações
de perfuração e completação de poços. Hidratos gasosos podem também ser encontrados em
regiões de ambientes marinhos perto da costa, como mostrado na figura 2-9, pois essas
regiões possuem condições de pressão e temperatura apropriadas para formação de hidratos.
Figura 2-9 Mapa de distribuição de hidratos de gás
Fonte: MEREY, 2016
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
25 Társis Andrade Barreto
Nessas regiões, a temperatura elevada dos poços durante a perfuração de seções mais
profundas pode causar a dissociação dos hidratos gasosos, fazendo com que a pressão de
poros aumente resultando na alteração das propriedades mecânicas dos sedimentos
(SALEHABADI, 2008). Em operações de completação o hidrato de gás também pode se
dissociar causando liberação de gás, que pode resultar em atraso da completação do poço
devido ao fluxo de gás ao redor do revestimento afetando assim a integridade da coluna.
2.2.4 Estado da arte
Muitos estudiosos de várias partes do mundo propuseram alguns métodos de previsão
de formação de hidratos, porém esses métodos foram feitos com base em suposições onde a
precisão e as condições tendem a ser limitadas, assim como as ferramentas de cálculos e
modelagem.
Yu, et al. (2000) desenvolveram métodos para queda de temperatura para tubulações
em fluxo multifásico, porém, sem considerar o efeito de estrangulamento do gás e do atrito do
líquido, o que diminuía a precisão. Já alguns outros modelos não consideram transferência de
calor ou apenas consideram condições de baixa pressão, sendo também essas algumas
limitações de softwares utilizados. A figura 2-10 compara a precisão de alguns softwares de
previsão de formação de hidratos.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
26 Társis Andrade Barreto
Figura 2-10 Erro de temperatura
Fonte: KOH, et al, 2011
Um modelo preciso muito utilizado para prever a formação de hidratos é o CSMHyK
junto com o OLGA, que é um simulador de fluxo multifásico de alta precisão (KOH, 2011). A
figura 2-11 mostra uma imagem conceitual da formação de hidratos com base no modelo
CSMHyK que possibilitou prever a formação e transportabilidade de hidratos de gás em
linhas de fluxo.
Figura 2-11 Formação de hidratos utilizando o modelo CSMHyK
Fonte: KOH, et al, 2011
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
27 Társis Andrade Barreto
A capacidade de se ter uma previsão mais precisa de temperatura e pressão de
formação de hidratos tanto em linhas de escoamento, quanto em poços de águas profundas
vem sendo foco no desenvolvimento de muitos softwares e modelos matemáticos.
Guo, et al, (2016), formularam um método com dados de um poço no mar do sul da
China, com o objetivo de se obter uma precisão maior da previsão de formação de hidratos em
águas profundas durante a produção de gás e assim comparar com métodos anteriores. No
método eles utilizaram duas ferramentas de simulação, que são:
• OLGA: Ferramenta de modelagem para fluxo multifásico, modelando
comportamentos dependentes do tempo. Com ela é possível fazer análise de
segurança e mapear limites operacionais.
• PVTsim: Programa de simulação desenvolvido pela empresa Calsep, capaz de
fazer analises PVT, análise de regressão, operações unitárias, etc.
Para gerar os resultados de previsão de formação, equações da continuidade para os
três tipos de fluido, equações para o momento e uma mistura de equações de energia foram
incluídas no modelo através da ferramenta OLGA. O principal fluxo padrão em poços de gás
de águas profundas é o fluxo anular bifásico, que é caracterizado pela presença de um filme
líquido fluindo na parede do canal e um fluxo do gás no núcleo do canal onde no interior
desse fluxo podem estar contidas gotículas de líquido arrastadas. Em face dessas informações,
as três equações da continuidade puderam ser aplicadas.
Para a fase gasosa:
𝜕
𝜕𝑡(𝑉𝑔𝜌𝑔) = −
1
𝐴
𝜕
𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑔𝜌𝑔𝑣𝑔) + 𝜓𝑔 + 𝐺𝑔 (5)
Para o filme líquido:
𝜕
𝜕𝑡(𝑉𝑙𝜌𝑙) = −
1
𝐴
𝜕
𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑙𝜌𝑙𝑣𝑙) − 𝜓𝑔
𝑉𝑙
𝑉𝑙+ 𝑉𝑑− 𝜓𝑙 + 𝜓𝑑 + 𝐺𝑙 (6)
Para as gotículas de liquido:
𝜕
𝜕𝑡(𝑉𝑑𝜌𝑙) = −
1
𝐴
𝜕
𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑑𝜌𝑙𝑣𝑑) − 𝜓𝑔
𝑉𝑑
𝑉𝑙+ 𝑉𝑑+ 𝜓𝑙 − 𝜓𝑑 + 𝐺𝑑 (7)
Para as equações do momento, foi aplicada uma equação para o filme líquido e uma
equação do momento combinada para fase gasosa e para gotículas de líquido como mostrado
abaixo:
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
28 Társis Andrade Barreto
𝜕
𝜕𝑡(𝑉𝑔𝜌𝑔𝑣𝑔 + 𝑉𝑑𝜌𝑙𝑣𝑑) = −(𝑉𝑔 + 𝑉𝑑) (
𝜕𝑝
𝜕𝑍) −
1
𝐴
𝜕
𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑔𝜌𝑔𝑣𝑔
2 + 𝐴𝑉𝑑𝜌𝑙𝑣𝑑2) − 𝜆𝑔
1
2𝜌𝑔|𝑣𝑔|𝑣𝑔
𝑆𝑔
4𝐴
− 𝜆𝑖1
2𝜌𝑔|𝑣𝑟|𝑣𝑟
𝑆𝑖
4𝐴+ (𝑉𝑔𝜌𝑔 + 𝑉𝑑𝜌𝑙)𝑔 cos 𝛼 + 𝜓𝑔
𝑉𝑙
𝑉𝑙+ 𝑉𝑑 𝑣𝑎 + 𝜓𝑒 𝑣𝑖 − 𝜓𝑑 𝑣𝑑 (8)
Para o filme líquido:
𝜕
𝜕𝑡(𝑉𝑙𝜌𝑙𝑣𝑙) = −𝑉𝑙 (
𝜕𝑝
𝜕𝑍) −
1
𝐴
𝜕
𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑙𝜌𝑙𝑣𝑙
2) − 𝜆𝑙1
2𝜌𝑙|𝑣𝑙|𝑣𝑙
𝑆𝑙
4𝐴+ 𝜆𝑖
1
2𝜌𝑔|𝑣𝑟|𝑣𝑟
𝑆𝑖
4𝐴+
𝑉𝑙𝜌𝑙𝑔 cos 𝛼 − 𝜓𝑔 𝑉𝑙
𝑉𝑙+ 𝑉𝑑 𝑣𝑎 − 𝜓𝑒𝑣𝑖 + 𝜓𝑑𝑣𝑑 − 𝑉𝑙𝑑(𝜌𝑙 − 𝜌𝑔)𝑔
𝜕𝑉𝑙
𝜕𝑍sin 𝛼 (9)
Para a equação da energia, foi aplicada uma mistura de equação de conservação de
energia:
𝜕
𝜕𝑡[𝑚𝑔 (𝐸𝑔 +
1
2𝑣𝑔
2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑙 (𝐸𝑙 +1
2𝑣𝑙
2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑑 (𝐸𝑑 +1
2𝑣𝑑
2 + 𝑔ℎ)] =
− 𝜕
𝜕𝑧 [𝑚𝑔𝑣𝑔 (𝐻𝑔 +
1
2𝑣𝑔
2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑙𝑣𝑙 (𝐻𝑙 +1
2𝑣𝑙
2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑑𝑣𝑑 (𝐻𝑑 +1
2𝑣𝑑
2 + 𝑔ℎ)] + 𝐻𝑠 +
𝑈 (10)
Onde V é a fração de volume; 𝜌 é a densidade em kg/m³; v é a velocidade em m/s; A é
a área da seção transversal do tubo em m²; 𝜓𝑔é a transferência de massa entre as fases em
kg/m³.s; 𝜓𝑙 e 𝜓𝑑são a taxa de arrastamento e deposição respectivamente em kg/m³.s;𝐺𝑙 é a
possível fonte de massa da fase f em kg/m³; P é a pressão em Pa; Sg, Sl e Si é o perímetro
molhado do gás, do líquido e da interface; 𝛼 é a obliquidade do tubo em rad; 𝐻𝑠 é a entalpia
da fonte da massa em J/kgs; E é a energia interna por unidade de massa em J/kg; h é a
elevação em m; U é a transferência de calor nas paredes do tubo em J/m³; g é a aceleração da
gravidade em m/s².
Utilizando PVTsim foi possível aplicar os seguintes parâmetros:
• Diferença entre o potencial químico da água no estado hidratado e no estado de
água pura (podendo estar no estado sólido, líquido e gasoso), com 𝜇𝛽 sendo o
potencial químico do hidrato vazio;
𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 = (𝜇𝐻 − 𝜇𝛽) + (𝜇𝛽 − 𝜇𝛼) (11)
• Efeito estabilizador na estrutura do hidrato causado peça adsorção das
moléculas de gás onde 𝜐𝑖 é o número de cavidades do tipo i, 𝑌𝑘𝑖 é a
possibilidade de que uma cavidade i seja ocupada por uma molécula de gás do
tipo K, NCAV é o número de cavidades por células unitárias na estrutura do
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
29 Társis Andrade Barreto
hidrato, N o número de componentes presentes que podem entrar em uma
cavidade na estrutura do hidrato, R constante do gás, ln(𝑓𝑤/𝑓𝑤0)=ln 𝑥𝑤
porém se os inibidores forem injetados nos fluidos de perfuração então
ln(𝑓𝑤/𝑓𝑤0)=ln(𝑦𝑤 𝑥𝑤) com 𝑦𝑤 e 𝑥𝑤 sendo o coeficiente de atividade e a fração
molar da água, respectivamente:
𝜇𝐻 − 𝜇𝛽 = 𝑅𝑇 ∑ 𝑣𝑖 𝑁𝐶𝐴𝑉𝑖=1 ln(1 − ∑ 𝑌𝐾𝑖
𝑁𝐾=1 ) + 𝑅𝑇 ln(
𝑓𝑤
𝑓𝑤0) (12)
• Diferença entre o potencial químico da água na estrutura do hidrato e o
potencial químico da água na forma de gelo ou líquido onde Δ𝐻 𝑒 Δ𝑉 são as
mudanças na entalpia molar e no volume molar associado a transição, 𝑇0 é a
temperatura em 𝐶0 e P a temperatura em Pa:
𝜇𝛽−𝜇𝛼
𝑅𝑇=
Δ𝜇(𝑇0,𝑃0)
𝑅𝑇0− ∫
Δ𝐻
𝑅𝑇2
𝑇
𝑇0𝑑𝑇 + ∫
Δ𝑉
𝑅𝑇2
𝑝
𝑝0 𝑑𝑝 (13)
Aplicado essas equações através da ferramenta PVTsim, foi possível se obter as
seguintes relações:
• 𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 = 0 , indica que o estado de hidrato e o estado de água líquida ou
sólida possuem equilíbrio no potencial químico, ou seja, são igualmente
favoráveis;
• 𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 < 0, indica a incidência de hidrato em que parte da água em
equilíbrio pode estar na forma de hidrato;
• 𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 > 0, indica que não existe hidrato e a água estará na forma de líquido
ou gelo.
O método proposto por Guo, et al, (2016) conseguiu então fazer uma análise da área
de formação de hidratos no poço, utilizando os seguintes procedimentos:
• Através da ferramenta OLGA foram desenhados o perfil de temperatura e
pressão por intermédio dos seus respectivos modelos;
• Através da ferramenta PVTsim, foi traçado a curva do perfil de temperatura de
equilíbrio de formação de hidrato de gás com base no perfil de pressão e do
modelo de equilíbrio de hidrato de gás;
• Comparado essas curvas, foi possível obter área de formação de hidrato de
gás;
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30 Társis Andrade Barreto
Outro estudo feito também em 2016 por Nascimento estudou um método para analisar
a formação de hidratos em um gasoduto submarino em águas profundas. Além de outros
parâmetros, o método incluiu o cálculo da temperatura de formação de hidratos através da
correlação de Sazamarfei (2015) em conjunto com o método gráfico de Katz, et al, (1940).
Em 2015, Sazamarfei (2015) formulou uma equação desenvolvida com base em 22
pontos de dados, cobrindo gravidades especificas do gás de 0,55 a 1, sendo comparado a
vários modelos conhecidos. Para fazer a comparação com outros modelos, foram
implementados e calculados o erro médio relativo e o erro médio absoluto. As precisões dos
modelos foram então avaliadas a partir das Equação 14 e 15.
𝐸𝑀𝐸(%) = 100
𝑛∑ |
𝑇(𝑘)𝑒𝑥𝑝
−𝑇(𝑘)𝑐𝑎𝑙𝑐
𝑇(𝑘)𝑒𝑥𝑝
𝑛𝑛=1 | (14)
𝐸𝑀𝐴 = 1
𝑛|𝑇(𝑘)
𝑒𝑥𝑝− 𝑇(𝑘)
𝑐𝑎𝑙𝑐| (15)
• 𝐸𝑀𝐸 = Erro médio relativo;
• 𝐸𝑀𝐴 = Erro médio absoluto;
• 𝑇(𝑘)𝑒𝑥𝑝
= Temperatura experimental de formação de hidratos;
• 𝑇(𝑘)𝑐𝑎𝑙𝑐 = Temperatura calculada de formação de hidratos;
• 𝑛 = Número de pontos de dados;
A partir dos cálculos dos erros, Sazamarfei (2015) provou que sua correlação se
mostrou mais precisa com os dados experimentais, validando assim seu método.
A correlação de Sazamarfei (2015) foi então utilizada por Nascimento (2016), por ter
sido provada um método simples e de alta precisão para estimar a temperatura de formação de
hidratos como função da pressão do gás e da gravidade específica.
𝑇(𝐾) = 𝐴 𝛾𝐵(ln 𝑃)𝐶 (16)
• 𝑇 = Temperatura de formação de hidratos, K;
• 𝛾 = Densidade do gás;
• 𝑃 = Pressão, KPa;
• 𝐴 = 194,681789;
• 𝐵 = 0,044232;
• 𝐶 = 0,189829;
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31 Társis Andrade Barreto
Com pressão e densidades operacionais conhecidas, foi possível calcular a temperatura
de formação de hidratos. Os valores foram então comparados com o gráfico de Katz, et al,
(1940) figura 2-12, para comprovar a eficiência ou não do método proposto por Nascimento
(2016). O método gráfico de Katz permite prever para um gás natural a temperatura de
formação de hidratos para uma dada pressão, tendo como parâmetro a densidade do gás
natural em relação ao do ar.
Figura 2-12 Gráfico de Katz
Fonte: KATZ, 1940
A quantidade necessária de injeção de inibidor de hidratos foi também calculada,
utilizando a correlação de Hammerschimidt (1939), equação 17. Nesse cálculo necessita-se
saber da queda de temperatura sofrida na superfície até o ponto mais frio, o peso molecular do
inibidor e a constante específica para cada inibidor. A vazão de injeção de inibidor foi
calculada através do produto do volume solução comercial e a vazão de operação.
𝑊𝑖 = 100 ∆𝑇 𝑀𝑀𝐼
∆𝑇 𝑀𝑀𝐼+𝐾ℎ (17)
• 𝑊𝑖 = Porcentagem em massa do inibidor na água líquida;
• ∆𝑇 = Queda de temperatura do ponto de formação de hidrato;
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32 Társis Andrade Barreto
• 𝑀𝑀𝑙 = Massa molecular do inibidor;
• 𝐾ℎ = Constante empírica de inibidores;
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33 Társis Andrade Barreto
3 METODOLOGIA
Neste capítulo serão analisados e comparados métodos de previsão de formação de
hidratos baseados em modelos matemáticos. O comparativo tem como base artigos
científicos relacionados ao tema, disponíveis nas referências.
Metodologia para comparação resultados
Para comparar a efetividade das correlações utilizadas nos estudos feitos por Guo e
colaboradores (2016) e Nascimento (2016), foram feitos os seguintes procedimentos:
• Utilizando as variáveis operacionais estudadas no modelo proposto por Guo e
colaboradores da tabela 3-1, foram calculados a temperatura de formação de
hidratos, aplicando a correlação de Safarmizaei (18) e a quantidade de inibidor
termodinâmico necessário para diminuir a temperatura de formação de hidratos
aplicando a correlação de Hammerschmidt (19), ambas utilizadas no estudo
feito por Nascimento (2016).
𝑇(𝐾) = 𝐴 𝛾𝐵(ln 𝑃)𝐶 (18)
𝑊𝑖 = 100 ∆𝑇 𝑀𝑀𝐼
∆𝑇 𝑀𝑀𝐼+𝐾ℎ (19)
Tabela 3-1 Variáveis operacionais modelo Guo e colaboradores
Variáveis operacionais
Densidade relativa do gás 0,55
Pressão de formação
45600 KPa
Profundidade 4094 m Fonte: GUO, et al, (2016)
Gerando os resultados é possível analisar a precisão das correlações utilizadas no
estudo feito por Nascimento (2016) quando aplicada a situações de altas pressões e
profundidades do estudo feito por Guo e colaboradores (2016).
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34 Társis Andrade Barreto
Software Hydrate Plus
O Hydrate plus 1.12 é um software industrial criada pela FlowPhase Inc, que é uma
empresa de desenvolvimento de software de engenharia. Esse software consegue prever a
temperatura de formação de hidratos e calcular a vazão de inibidor necessária, a partir de
dados da composição do gás e da temperatura.
Hydrate plus foi então utilizado para calcular a temperatura de formação de hidratos
com os parâmetros estudados no modelo de Nascimento (2016) e assim analisar a precisão do
estudo.
Figura 3-1 Interface Hydrate Plus
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35 Társis Andrade Barreto
Para sua utilização é necessário fornecer dados da composição do gás e da pressão.
No estudo feito por Nascimento (2016), a região estudada foi a do gasoduto de Lula-
Mexilhão, com variáveis operacionais e composição do gás dados nas tabelas 3-2 e 3-3.
Tabela 3-2 Variáveis operacionais Nascimento
Variáveis operacionais
Densidade
0.72 Pressão
7300 KPa
Vazão
10 MM m³/dia Fonte: NASCIMENTO, 2016
Tabela 3-3 Composição do gás
Fonte: NASCIMENTO, 2016
Quando é detectado o problema de formação de hidratos, é necessário tomar medidas
para garantir a efetividade do escoamento. Uma das possíveis medidas a se tomar é a adição
de inibidores. O software Hydrate Plus também é capaz de calcular a vazão de injeção de
inibidor necessária, como mostra a figura 3-2, a partir de dados fornecidos.
COMPONENTE DESCRIÇÃO DO COMPONENTE % em mol
C1
Metano
78.552
C2
Etano
10.2923
C3
Propano
4.3858
nC4
Normal-butano
1.0989
iC4
Iso-butano
0.8438
CO2
Gás carbônico
0.1275
N2 Nitrogênio 4.6997
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Figura 3-2 Hydrate Plus cálculo de inibidor
O Hydrate Plus foi utilizado para calcular a taxa de inibidor necessária para os
parâmetros do estudo feito por Guo e colaboradores (2016) e do estudo feito por Nascimento
(2016), tabela 3-4 e 3-5 respectivamente, e assim prever a taxa de inibidor necessária para
garantir o escoamento efetivo dos dois estudos.
Tabela 3-4 Variáveis Operacionais Guo Hydrate Plus
Variáveis Operacionais Unidade
Vazão de gás
2 MM m³/dia
Pressão mais alta sistema
45600 KPa
Temperatura mínima 2.5 °C Fonte: GUO, et al, (2016)
Tabela 3-5 Variáveis Operacionais Nascimento Hydrate Plus
Variáveis Operacionais Unidade
Vazão de gás
10 MM m³/dia
Pressão mais alta sistema
25000 KPa
Temperatura mínima -3 °C Fonte: NASCIMENTO, 2016
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4 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Estudo feito por Guo e colaboradores
Através das ferramentas usadas por Guo, et al, (2016) foram calculadas as condições
de equilíbrio de hidrato de metano em água pura utilizando além de outros métodos, o método
gráfico empírico, o método de Hammerschmidt(1939) e o método proposto, para então
comparar com os dados experimentais e validar o modelo, como mostra a figura 4-1.
Figura 4-1 Curvas de equilíbrio de hidrato de metano
Fonte: Adaptado de Guo, et al, 2016
A partir da análise da figura 4-2 pode-se notar que o método proposto por Guo, et al,
(2016) está mais de acordo com os dados experimentais do que os outros dois métodos
comparados. Assim o método foi validado para uso de previsão de condições de equilíbrio de
hidratos de gás natural.
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38 Társis Andrade Barreto
A partir das duas ferramentas utilizadas, o modelo gerou o valor da temperatura de
formação de hidratos de gás de um poço de águas profundas a 4094 metros com uma vazão de
gás de, sendo esta a 26 °C (GUO, et al, 2016). O modelo também analisou a área de formação
de hidratos desde a superfície do poço até o fundo, quando injetados diferentes concentrações
de inibidores termodinâmicos, como mostrado na figura 4-2. Nesse modelo, a produção de
gás inserida nos cálculos deve ser superior a 100 x 104 m³, a fim de garantir um fluxo de
fluido seguro no poço. Os inibidores propostos para ser utilizado nesse método foram o NaCl,
devido a sua alta eficiência, e o metanol (MeOH) por conta da sua baixa viscosidade.
Figura 4-2 Formação de hidratos com ação de inibidores
Fonte: GUO, et al, 2016
A formação de hidrato de gás pode ser mais eficientemente evitada com o aumento das
concentrações de inibidores. MeOH e NaCl injetado na fase líquida, pode alterar o potencial
químico da água ou hidrato mudando as condições de equilíbrio termodinâmico da formação
de hidrato. Fazendo isso a curva de equilíbrio se move para área de baixa temperatura e alta
pressão, sendo o NaCl mostrando um melhor resultado que o metanol com 25% de taxa de
injeção necessária. Caso seja utilizado o metanol, a quantidade necessária para diminuir a
faixa de temperatura de formação de hidratos mais efetiva seria 30 %.
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Estudo feito por Nascimento
Através da aplicação da correlação de Safarmizaei (2015), foi possível então se obter a
temperatura de formação de hidratos para as condições operacionais do estudo de
Nascimento, sendo esta temperatura igual a 17,45 °C (NASCIMENTO, 2016).
A correlação de Safarmizaei (2015), empregada pelo estudo feito por Nascimento
(2016), consegue abranger densidades de 0,55 a 1, porém só consegue manter uma baixa faixa
de erro se operado a pressões abaixo de 40 MPa. Este é um fator positivo por ser uma forma
relativamente simples, se comparado a outros métodos, para prever a temperatura de
formação dos primeiros cristais de hidratos.
O estudo também calculou a quantidade de injeção de um inibidor termodinâmico
necessária para reduzir a quantidade de água livre na mistura, utilizando a correlação de
Hammerschmidt (1939). O inibidor utilizado foi o metanol que possui massa molecular igual
a 32,042 e constante empírica igual a 1297 quando a temperatura é inserida em °C. A
quantidade necessária inibidor calculada pelo estudo foi de 33,56 % de metanol
(NASCIMENTO, 2016).
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40 Társis Andrade Barreto
Comparativo das correlações
A precisão da correlação de Safarmizaei (2015), utilizada no estudo feito por
Nascimento (2016), foi testada quando aplica a situação de alta pressão do estudo feito por
Guo, et al, (2016). A temperatura de formação hidratos prevista pelo estudo feito por Guo e
colaboradores, na pressão de 45,6 Mpa, foi de 26 °C ou 299,15 K. Quando a correlação de
Safarmizaei (2015) foi aplicada nessas condições, a temperatura prevista de formação de
hidratos foi de 24,33 °C ou 297,48 K. Essa divergência de valor se deu pelo fato que a
correlação de Safarmizaei só gera resultados confiáveis para pressões de até 40.000 KPa
gerando então erros quando aplicada as condições de pressão estudadas por Guo e
colaboradores.
O método proposto por Guo, et al, (2016) também analisou a área de formação de
hidratos quando injetado diferentes taxas de inibidores injetados, sendo o efeito mais eficiente
e indiciado quando injetado 30% de metanol. O estudo feito por Nascimento (2016) também
calculou a quantidade de inibidor termodinâmico necessário para diminuir de forma efetiva a
temperatura de formação de hidratos utilizando a correlação de Hammerschmidt (1939).
Quando essa correlação é aplicada nos parâmetros do modelo de Guo e colaboradores, a
quantidade de inibidor necessária muda para 35,72% de metanol. Essa diferença se deve pelo
fato de que a correlação de Hammerschmidt (1939) só é precisa para concentrações de 20% a
25% de inibidor, situação essa fora das condições extremas estudadas no método Guo, et al,
(2016).
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41 Társis Andrade Barreto
Resultados Hydrate Plus
A ferramenta Hydrate Plus foi utilizada para calcular a temperatura de formação de
hidratos, a partir de dados da pressão e da composição do gás dos parâmetros utilizados no
estudo feito por Nascimento (2016). O software pode calcular a temperatura de formação de
hidratos através de dois métodos, o de Baillie-Wichert ou o de Mann et al. A correlação
utilizada escolhida foi a de Mann et al devido a sua alta precisão quando comparado com os
modelos computacionais mais rigorosos (CARROLL, 2003). A temperatura gerada pela
simulação foi de 13,159 °C ou 55,686 °F, como indicado na figura 4-3.
Figura 4-3 Resultado para TFH utilizando Hydrate Plus
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42 Társis Andrade Barreto
O software também foi utilizado para calcular a vazão de injeção de inibidor metanol
para os parâmetros do estudo de Guo, et al, (2016) e Nascimento (2016) através do método de
John J. Carrol. Os resultados são mostrados na figura 4-4 e 4-5.
Figura 4-4 Resultados para taxa de injeção de inibidor para os parâmetros de Guo e colaboradores
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43 Társis Andrade Barreto
Figura 4-5 Resultados para taxa de injeção de inibidor para parâmetros de Nascimento
Como mostrado na figura 4-5, para os dados operacionais de Guo, et al, (2016), a taxa de
injeção de inibidor metanol foi de 1559,245 gal/dia. Já para os dados operacionais de
Nascimento (2016) a taxa de injeção de inibidor metanol foi de 800,361 gal/dia, como
indicado na figura 4-5. Para evitar a formação de hidratos durante o escoamento a
temperatura de formação de hidratos de gás deve ser mantida menor que a temperatura mais
baixa prevista no escoamento. A menor temperatura do escoamento para o estudo feito por
Guo, et al, (2016) foi de 2,5°C com temperatura de formação de hidratos de 26 °C e para o
estudo feito por Nascimento (2016) a menor temperatura de escoamento foi de -3°C com
temperatura de formação de hidratos de 13°C. Como a diferença entre a temperatura de
formação de hidratos de gás e a menor temperatura prevista para o escoamento foi maior para
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44 Társis Andrade Barreto
o estudo feito por Guo, et al, (2016), quando comparado com o estudo feito por Nascimento
(2016), se fez necessário injetar uma taxa maior de inibidor termodinâmico no estudo feito
por Guo, et al, (2016) para diminuir a temperatura de formação de hidratos e assim
desfavorecer a formação de hidratos de gás.
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Conclusões
A partir da análise dos resultados, podem-se tirar as seguintes conclusões:
• Guo, et al, (2016), conseguiram formular um método baseado nas ferramentas
OLGA e PVTsim, para prever a área de formação de hidratos de gás num poço
com parâmetros de um poço de águas profunda do mar do sul China;
• Um estudo feito por Nascimento (2016) conseguiu prever a área de formação
de hidratos com dados sobre um gasoduto em águas profundas, utilizando a
correlação de Safarmizaei (2015) e o método gráfico de Katz (1940);
• A correlação de Safarmizaei (2015) é muito utilizada devido a sua
simplicidade de cálculos, porém encontra dificuldades quando utilizada para
altas pressões de formação de hidratos, necessitando de ajustes para avaliação
de pressão;
• O resultado do cálculo da temperatura de formação de hidratos utilizando a
correlação de Safarmizaei (2015) quando aplicado nos parâmetros operacionais
do modelo Guo, et al, (2016), mostrou divergência de valor quando comparado
com o resultado original do modelo de Guo. Isso se deve pelo fato de que a
correlação de Safarmizaei (2015) não tem uma boa precisão quando utilizada
para faixas de altas pressões;
• Aplicando a correlação de Hammerschmidt (1939), utilizada pelo estudo feito
por Nascimento (2016), nos parâmetros do modelo de Guo, et al, (2016), a
quantidade de inibidor necessária para diminuir a temperatura de formação de
hidratos foi calculada. O resultado do cálculo mostrou divergência de valor
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1
45 Társis Andrade Barreto
com o resultado original do modelo de Guo e colaboradores, de 30% calculado
pelo modelo Guo, para 35,72% calculado pelo modelo de Nascimento. O
motivo dessa divergência é que a correlação de Hammerschmidt (1939) é mais
precisa para concentrações de 20% a 25%, sendo necessário utilizar outra
correlação para faixas de concentrações maiores;
• Quando utilizado para faixas não muito altas de pressão, a correlação de
Safarmizaei (2015) se mostra simples e eficiente. Porém, o método de Guo, et
al, (2016) consegue calcular com precisão efetiva faixas de altas pressões,
sendo assim o mais indicado para cálculos de previsão de formação de hidratos
de gás em águas ultra profundas;
• Quando existe a possibilidade de formação de hidratos durante um
escoamento, se faz necessário tomar algumas medidas para minimizar a
formação de hidratos de gás. Uma dessas medidas é a injeção de inibidor
termodinâmico que tem a finalidade diminuir a temperatura de equilíbrio
necessária para a formação de hidratos de gás, deixando-a menor que a
temperatura mais baixa prevista durante o escoamento. Calculado a
temperatura de formação de hidratos para o estudo feito por Guo, et al, (2016)
e para o estudo feito por Nascimento (2016), o software Hydrate Plus foi
utilizado para calcular a vazão de injeção de inibidor metanol necessária para
os dois estudos. Os resultados indicaram que a taxa de injeção de inibidor foi
mais alto para o estudo feito por Guo, et al, (2016) mesmo a uma vazão de gás
mais baixa, mostrando que quanto mais extremas forem as condições de
pressão e temperatura, maior será a taxa de injeção de inibidor termodinâmico
necessário para desfavorecer a formação de hidratos de gás.
Esse estudo possibilitou analisar métodos de previsão e prevenção de formação de
hidratos de gás sob diferentes condições operacionais e assim comparar tanto sua efetividade
como sua precisão. A análise dos erros característicos de cada método também deve ser
levada em conta na hora da escolha do método a ser utilizado, para assim se ter um resultado
mais realista possível das condições de formação de hidratos principalmente em áreas de
condições extremas de profundidade e pressão.
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Recomendações
Como muitas reservas de gás natural foram encontras em condições cada vez mais
extremas, percebe-se uma grande necessidade de buscar métodos e softwares mais efetivos
para cálculos de temperatura de formação de hidratos de gás e então calcular a vazão de
inibidor necessária para evitar a formação de hidratos de gás. Esses métodos precisam
considerar em seus cálculos parâmetros exatos e condições realistas de altas pressões para
assim conseguir tomar medidas preventivas eficientes contra hidratos de gás, garantido a
segurança nas operações de produção e transporte de gás natural.
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