A tese de mestrado de José Walter Vanegas Prada, sob orientação do Prof. Antônio Carlos Bannwart, trata do Estudo Experimental do Escoamento Anular óleo-água (Core Flow) na Elevação de óleos Ultra viscosos. O aumento da importância dos óleos pesados dentro do cenário energético viabiliza a exploração de reservatórios considerados inicialmente como não rentáveis. Isto leva à procura de tecnologias que otimizem o processo de desenvolvimento de um campo deste tipo. E, vista disso, este trabalho consiste em propor uma nova alternativa na elevação dos óleos pesados: a utilização do escoamento anular óleo – água (core-Flow). Este tipo de escoamento é induzido pela injeção lateral de pequenas quantidades de água, com o fim de lubrificar o óleo o qual formando um núcleo central dentro do tubo.
Uma técnica que está sendo desenvolvida na Faculdade de Engenharia Mecânica da Universidade Estadual de Campinas Unicamp inovará a produção de petróleo pesado de alta viscosidade. Trata-se da core anullar flow, em que é introduzida uma pequena vazão de água fria, nas laterais do tubo de produção, capaz de “lubrificar” o óleo ultra viscoso. Esse óleo escoaria até a superfície através da parte central do tubo, sem tocar sua parede, a até 2 metros por segundo. A perda de pressão por atrito seria então, comparável à do escoamento de água pura pelo tubo à mesma vazão do sistema óleo-água. “O principal ganho é diminuir drasticamente a energia gasta para bombear o óleo: se fosse bombeado sozinho, o esforço necessário para escoar o óleo seria de até duas mil vezes maior do que a energia que é despendida utilizando essa técnica, onde os esforços são equivalentes a bombear água apenas”, explica o professor Antônio Carlos Bannwart, que vem desenvolvendo a tecnologia. Como esta técnica nunca foi tentada em produção de petróleo, ele entrou, juntamente com José Walter Vanegas Prada – seu aluno de Mestrado em Engenharia de Petróleo na UNICAMP – com um pedido de patente do dispositivo junto ao INPI.
A técnica torna economicamente viável o aproveitamento desse tipo de óleo, trazendo-o desde o reservatório onde se encontra no subsolo, até a superfície (produção), e daí às instalações de refino (transporte). As reservas de óleo pesado são bastante significativas, algo como três trilhões de barris ao redor do mundo, e poderiam, no caso brasileiro, contribuir decisivamente para a tão sonhada auto suficiência no setor. A técnica consiste na geração de uma fina camada de água, que vai isolar o óleo da parede da tubulação. “É como se a gente gerasse uma camada lubrificante de água. Nesse caso é a água que lubrifica o óleo. E esse óleo, centenas ou milhares de vezes mais viscoso que a água, não ficando em contato com a parede da tubulação, causa uma drástica redução no atrito e na energia de bombeamento. Pela via convencional, com o óleo sozinho no tubo, o bombeamento demandaria uma energia centenas de vezes maior, tornando-se material e economicamente inviável”, explica o professor.
As reservas mundiais de óleos pesados são estimadas em 3 trilhões de barris, que não são aproveitados por várias razões. Uma delas é a dificuldade de extração, já que o óleo pesado apresenta dificuldades de manuseio. “Essa dificuldade é ainda maior no cenário petrolífero brasileiro, caracterizado pela importância da produção marítima sob águas profundas. Não bastassem as já grandes dificuldades tecnológicas associadas à grande espessura da lâmina d’água, a baixa temperatura do fundo do mar – que atinge cerca de 4o C, coloca dificuldades particularmente dramáticas no que se refere à própria fluidez do óleo, cuja viscosidade depende exponencialmente da temperatura”, conta Bannwart. O professor explica que, se um óleo apresenta viscosidade de 500 centipoise à temperatura ambiente, quando submetido a uma temperatura de 4º C pode chegar a milhares de centipoise. Em tal cenário, o emprego dos métodos usuais tornam-se praticamente inviáveis devido à elevada perda de pressão do escoamento ao longo do tubo de produção. Além disso, os métodos térmicos, usualmente envolvendo injeção de vapor e requerendo o isolamento térmico dos poços e linhas, seriam extremamente caros. O invento apresenta uma solução bastante simples e inovadora para a produção de óleos pesados através de um tubo de produção. Trata-se de introduzir lateralmente, à entrada do tubo de produção, uma pequena vazão de água fria, capaz de fazer o óleo ultra viscoso “deslizar” pela parte central do tubo, sem tocar sua parede ao longo da tubulação. Esse dispositivo se compõe basicamente de um sistema de bombeamento de óleo ultra viscoso, bocal de injeção de água lateral, tubo de produção, tanque de separação óleo-água de superfície e sistema para bombeamento de água do separador ao bocal de injeção. Essa tecnologia é de fácil implantação nas instalações de produção de petróleo convencionais, sejam marítimas ou terrestres, pois requerem apenas algumas modificações na tecnologia de bombeio submerso. A principal novidade é a introdução de um sistema para bombeamento de água e seu bocal injetor, que deve ter formato especial, a fim de assegurar a formação do anel lubrificante de água em torno do núcleo central de óleo.
O método de produção é também bastante simples: uma vez dada a partida circulando apenas água pelo tubo de produção, aciona-se a bomba de óleo e reduz-se a vazão de água, ajustando ambas as vazões aos valores de projeto. Para esse ajuste, bem como para o bom controle de operação do sistema, é fundamental monitorar a pressão na entrada do tubo de produção, que deve manter-se próxima do valor com apenas água escoando no mesmo à vazão total do conjunto. “Normalmente a vazão de óleo é cerca de quatro vezes maior do que a de água. Nessas condições, o óleo e a água não tendem à emulsão, que só aconteceria se as proporções fossem muito próximas”, conta Oscar Rodriguez, doutorando que está se dedicando ao projeto. Quando chega à superfície, os líquidos são descarregados num tanque para a separação das fases água / óleo aqui a água pode até retornar ao processo. “Em comparação com os demais dispositivos de produção integrantes do estado da técnica, o sistema proposto neste invento tem diversas vantagens: permite altas vazões de óleo com baixo consumo de energia, devido à baixa perda de pressão; tem alta eficiência pois apenas uma pequena quantidade de água precisa ser injetada; não requer aquecimento do óleo, operando a frio o que é uma especial vantagem em se tratando de poços offshore sob lâminas d’água profundas; mantém a integridade física e química do óleo; torna possível o uso da própria água da formação produtora, que é recomendável por suas propriedades; não requer o uso nem de agentes químicos nem diluentes ou emulsificantes; apresenta estabilidade através de juntas e curvas; pode ser usado em poços horizontais ou conjugado a métodos térmicos; evita a deposição de resíduos ao longo da tubulação, e, por fim, apresenta perda de pressão comparável à do fluxo de água sozinha à mesma vazão total do sistema água-óleo”, destaca o professor Bannwart.
A técnica do core flow , até então dominada para transportar betumes e óleos combustíveis em dutos horizontais, nunca foi experimentada em produção de petróleo. “No caso brasileiro, onde o petróleo no fundo do mar tem uma temperatura muito baixa, essa técnica funcionaria até melhor do que o transporte horizontal, pois nesta última o óleo tende a se concentrar na parte superior do tubo, por ser mais leve do que a água, enquanto que no transporte vertical a diferença de densidades atua a favor do fluxo ascendente de óleo, mantendo a água em contato com a parede do tubo”. O primeiro experimento core flow horizontal foi feito por pesquisadores canadenses, que propuseram a técnica para transportar óleos de viscosidade inferior a 100 vezes à da água e densidade próxima à da água. O único experimento com transporte vertical de óleos combustíveis viria a ser feito na década de 90, nos Estados Unidos, utilizando tubulação de pequeno diâmetro. “O transporte horizontal com injeção de água elimina o aquecimento do tubo, o que pode ser útil para transportar alguns tipos de óleos combustíveis”, explica o professor. O problema em transportar óleo na horizontal é a diferença de sua densidade em relação à água, o que remete o óleo a se concentrar na parte superior do tubo. Para isso, Claudia Varajão de Carvalho, mestranda da equipe do professor Bannwart, vai desenvolver um processo que medirá a espessura da parede de água na parte superior dos tubos de aço. Quando a espessura da água estreitar, o sistema pode automaticamente aumentar a vazão da água.A produção de petróleos altamente viscosos – com viscosidade acima de 100 centipoise e atingindo frequentemente a ordem de 100 000 centipoise – terá uma participação cada vez maior no cenário petrolífero mundial nas próximas décadas, à medida que as reservas de óleos leves forem se esgotando. Mas já potencial para aplicá-la desde já em muitas situações de interesse da indústria de exploração e refino de petróleo.
Fonte:
http://www.cepetro.unicamp.br/teses/mestrado/ano99.html
http://www.dep.fem.unicamp.br/boletim/boletim03/images/artigo_do_professor_bannwart.htm
acesso em abril de 2002
http://www.unicamp.br/unicamp/unicamp_hoje/ju/julho2002/unihoje_ju183pag5a.html
acesso em novembro de 2002
Cronologia do Desenvolvimento Científico e Tecnológico Brasileiro, 1950-200, MDIC, Brasília, 2002, páginas 353, 361
