[pt] Um dos problemas encontrados na indústria do petróleo no que diz respeito a garantia de escoamento durante produção de óleo cru trata-se da deposição das frações parafínicas no interior dos tubos.Gastos significantes estão associados ao bloqueio parcial ou total das linhas de produção. O procedimento mais aplicado para remoção mecânica destes depósitos é a passagem de pigs. Uma das forças de contato que atua no pig durante o procedimento de remoção deste depósito é exercida pela camada de parafína depositada na parede do tubo. À medida que se processa a remoção mecânica e se estabelece o deslocamento do pig e da parafina removida outras forças de contato se caracterizam. O conhecimento da força necessária para quebra e remoção de um depósito específico é um ponto chave para o planejamento seguro e eficiente de uma operação de passagem de pig. Este trabalho propõe-se a estudar experimentalmente a força de contato deste depósito controlando as variáveis que influenciam esta força, analisando os resultados de acordo com os parâmetros envolvidos e os comparando com os resultados obtidos com modelos disponíveis na literatura. / [en] Wax deposition inside transportation pipelines is a relevant problem for the petroleum industry. Significant capital and operatinal cost are associated with the total or partial blockage of production lines. Pigging is the most widely used technique for removing wax deposits. The knowledge of the forces necessary to break and remove a particular wax deposit are key to the safe and a efficient design of a pigging operation. The present work presents an experimental laboratory study of the forces necessary to remove wax deposits inside a duct. The results obtained with the experiments are used to validate predicting models avaiable in the litErature.

[pt] Pigs ainda são a ferramenta mais utilizada pela indústria para remover depósitos de parafina em linhas submarinas de petróleo. A passagem de Pigs é considerada uma operação de risco, pois existe a possibilidade do gradiente de pressão disponível para deslocar o Pig não ser suficiente para vencer as forças de contato entre o Pig e a parede do tubo e as forças necessárias para remoção do depósito de parafina. Neste trabalho realizou-se um estudo experimental visando o levantamento de dados de laboratório sobre as forças de contato Pig-tubo para alguns tipos de Pigs comumente usados em operações de campo. Além disso, foram também determinadas forças para remoção de depósitos de parafina fabricados no laboratório sob condições controladas. Foi projetada e construída uma seção de testes onde os Pigs ensaiados eram puxados com velocidade constante através de trechos de tubo, sendo a força trativa de puxada monitorada continuamente por células de carga. Os resultados de força de contato Pig-tubo sem depósito de parafina foram comparados com modelos teóricos disponíveis na literatura. Para o caso dos experimentos onde depósitos estavam presentes, as forças necessárias para a quebra dos depósitos foram também comparadas com o único modelo disponível na literatura. Os resultados obtidos mostraram que, para Pigs de disco e de espuma os modelos disponíveis prevêem as forças de contato Pig-tubo com incerteza aceitável. Para o caso de remoção de parafina a comparação com os experimentos desenvolvidos mostrou que o modelo disponível consegue estimar a força inicial para a quebra do depósito dentro de uma faixa de incerteza de ± 30% para os Pigs de disco e de espuma. / [en] Pigging is still the most widely used method to remove wax deposits in subsea pipelines. The passage of a pig is still considered a risky operation, since the pressure gradient available for driving the pig might not be sufficient to overcome the contact forces between the pig and the wall, as well as the forces required to remove the wax deposit. If this is the case, the pig will be stuck, and costly remediation procedures will have to be implemented. In the present work, an experimental study was carried out aimed at collecting reliable data on the contact forces developed between pigs and the pipe wall for some types of pigs commonly used in field operations. Also, as part of the work, the forces required to remove wax deposits prepared under controlled conditions were recorded. To this end, a test section was specially designed and constructed. In the tests, the pigs were pulled through a set of pipes at constant speed by a winch, while the pulling force was continuously recorded by load cells. The results obtained for the contact forces between disc, foam and conical cup pigs and the pipe wall without wax deposits were compared with models available in the literature. Good level of agreement was obtained. Experimental results obtained for the cases where the test pipes had controlled wax deposits where compared with the only model available in the literature for predicting the forces required to break the wax deposits. The comparisons demonstrated that the measured forces required for breaking the wax deposit can be estimated by the available models within an uncertainty of ±30%.

[pt] A produção de óleo e gás através de sistemas submarinos de produção vem sendo testada e realizada em diversos campos. As etapas iniciais do processamento primário, que eram realizadas nas Unidades Estacionárias de Produção (UEPs), vêm sendo deslocadas para o leito marinho, reduzindo os problemas de garantia de escoamento e aumentando a área disponível nas UEPs para processamento do óleo. Em primeiro lugar, o presente trabalho descreve os principais projetos de separação submarina já instalados e as motivações para suas aplicações. Adicionalmente, o presente trabalho apresenta os benefícios dos sistemas submarinos de separação água-óleo por meio dos resultados obtidos com um simulador de escoamento multifásico elaborado ao longo desta dissertação. Baseado no método de Beggs e Brill, este simulador foi desenvolvido na base computacional do Matlab e é capaz de avaliar a perda de carga no escoamento multifásico da produção em diversos arranjos submarinos. Por meio do simulador, foram feitas análises de sensibilidade para avaliar os efeitos das alterações nos principais parâmetros que influenciam o escoamento: razão água-óleo, razão gás-óleo, vazão de produção e grau API. Ao final do trabalho, são apresentados os cálculos das perdas de carga de dois arranjos submarinos hipotéticos que apresentam desafios relacionados à garantia de escoamento e a solução destes problemas com a instalação de sistemas submarinos de separação água-óleo. / [en] The production of oil and gas by subsea production systems has been tested and performed for several fields. The first steps of the primary oil and gas processing, which were held in Stationary Production Units (SPU), have been shifted to the seabed, reducing flow assurance problems and increasing the available area in SPUs for oil processing. On top to describing the main subsea separation projects and the reasons for their applications, the objective of this work is to present the benefits of subsea oil-water separation systems by means the results obtained with a multiphase flow simulator developed along this masters dissertation. Based on the method of Beggs and Brill, this simulator has been developed on Matlab platform and is able to evaluate the pressure drop of multiphase flows in various subsea production arrangements. With the simulator, a number of sensitivity analyzes is performed by changing the main parameters that affect the flow pressure drop: water-oil ratio, gas-oil ratio, production flow rate and API gravity. At the end of this work, the simulation results of two hypothetical subsea scenarios that have flow assurance problems and the solution of these problems with the installation of oil-water subsea separation systems are presented.

[pt] A deposição de parafina é um fenômeno presente nos sistemas de produção de petróleo (principalmente em águas profundas devido às baixas temperaturas), consistindo na aderência de frações sólidas de hidrocarbonetos nas colunas e linhas, conduzindo à redução da área aberta ao fluxo até o eventual bloqueio. A compreensão dos mecanismos que influenciam na deposição ainda não foi totalmente alcançada. Dada a relevância deste tipo de sistema para o desenvolvimento de novos campos e a ausência de uma teoria consolidada que seja capaz de explicar a evolução e as características do depósito, a limitação de produção por este fenômeno é um dos principais problemas de garantia de escoamento. Visando a aumentar o conhecimento acerca dos fenômenos existentes no processo de deposição, e identificar os mecanismos dominantes, diferentes modelos matemáticos podem ser confrontados com dados experimentais. Geralmente, os escoamentos encontrados ao longo das linhas de produção encontram-se no regime turbulento. Dessa forma, no presente trabalho, desenvolveu-se um modelo de turbulência de duas equações k–omega, acoplado com o modelo entalpia-porosidade, no qual o depósito é considerado um meio poroso. A partir de um equilíbrio termodinâmico determinam-se as espécies que saem de solução e a sua distribuição é determinada pela equação de conservação molar. As equações de conservação foram resolvidas pelo método de volumes finitos, utilizando o esquema Power-law e Euler implícito para as discretizações espacial e temporal. Comparações com dados experimentais em um duto anular foram realizadas, apresentando boa concordância para o regime permanente, mas superestimando a espessura do depósito durante o regime transiente. Constatou-se redução de espessura do depósito com o aumento do número de Reynolds. / [en] Wax deposition is a phenomenon present in oil production systems (mainly in deep water due to the low temperatures), which consists in the adhesion of solids fractions of hydrocarbon to tubing and lines, reducing the area opened to flow until be completely blocked. The comprehension of the mechanisms that influences in the deposition has not yet been fully achieved. Given the relevance of this kind of system in new fields development and the absence of a theory able to explain the deposit s evolution and characteristics, the production limitation caused by this phenomenon is one of the main issues in flow assurance. Aiming to expand the knowledge about the phenomena that exist in deposition process and identify dominant mechanisms, different mathematical models can be compared with experimental data. The flow regime in production lines is usually turbulent. Thus, in this work, a two equation k-omega turbulence model coupled to the enthalpy-porosity model, where the deposit is a porous media, was developed. From a thermodynamic equilibrium, the species that comes out of solution are determined while their distribution are determined by each molar conservation equation. The conservations equations were solved with the finite volume method, employing the Power-law and implicit Euler schemes to handle the spatial and temporal discretization. Comparisons with experimental data in an annular duct were realized, showing good agreement in the steady state. The deposit thickness, howeve, was overestimated during the transient. The deposit thickness reduction with the Reynold number increase was verified.

[pt] Uma combinação de fatores geológicos e econômicos exige que as empresas produzam petróleo e gás em campos com profundidades de água cada vez maiores. Muitas das vezes não é econômico, ou no pior dos casos impraticável, instalar uma plataforma sobre os cabeçotes dos poços, por isso acaba se tornando comum transportar petróleo e gás através de amarras submarinas que podem ser de até 145km ou mais. Geralmente isso significa que as temperaturas são baixas o bastante e as pressões altas o suficiente para tornar aquele ambiente dentro do que chamamos de envelope de formação de hidrato e ações deverão ser tomadas afim de evitar os plugs de hidrato. Como resultado, a indústria foi forçada a intensificar sua pesquisa em químicos e sistemas que evitasse a formação da estrutura cristalina. Uma dessas pesquisas em estudo é a avaliação de um fluido modelo, emulsão A/O, analisando suas principais características e verificando as propriedades reológicas da estrutura cristalina em formação. Para tornar a pesquisa viável, este hidrato é formado a pressão atmosférica utilizando moléculas hóspedes que proporcionam essa formação em tal pressão e baixa temperatura. Logo, é utilizada uma substância líquida chamada ciclopentano, que substituirá o gás natural e irá proporcionar a formação do hidrato nestas novas condições. Dessa forma, este trabalho apresentou diferentes emulsões A/O, de acordo com a porcentagem de água, e reologia do hidrato formado para cada uma delas. / [en] A combination of geological and economic factors requires companies to produce oil and gas in fields with increasing water depths. It is often impractical to install a platform over the heads of the wells, so it is becoming common to transport oil and gas through underwater moorings that can be up to 145 km or more. Usually this means that the temperatures are low enough and the pressures high enough to make that environment into what we call a hydrate formation envelope and actions should be taken to avoid the hydrate plugs. As a result, the industry was forced to intensify its research into chemicals and systems that prevented the formation of the crystalline structure. One of these researches is the evaluation of a model fluid, A / O emulsion, analyzing its main characteristics and checking the rheological properties of the crystalline structure in formation. To make the search feasible, this hydrate is formed at atmospheric pressure using guest molecules that provide such formation at such pressure and low temperature. Therefore, a liquid substance called cyclopentane is used, which will replace the natural gas and will provide the formation of the hydrate under these new conditions. In this way, this work presented different A / O emulsions, according to the percentage of water, and rheology of the hydrate formed for each of them.

[pt] O entendimento do fenômeno de deposição de parafina em linhas submarinas de produção e transporte de petróleo é importante para a construção de modelos de previsão que auxiliem no projeto e operação destas linhas. No presente trabalho, foram realizados experimentos controlados em escala de laboratório com o objetivo de obter informações sobre alguns aspectos relevantes da deposição de parafina. Para isso, foi utilizada uma seção de testes anular, com condições de contorno bem controladas, operando com um fluido de testes com propriedades bem conhecidas, e apresentando uma distinção marcada entre a composição do solvente e aquela das parafinas. A seção de testes era equipada com uma sonda de temperatura de pequenas dimensões acoplada a um micrômetro, o que permitiu a medição de perfis de temperatura dentro do depósito para condições de escoamento. A sonda também possibilitou a obtenção da temperatura da interface depósito-líquido ao longo da formação do depósito. Os testes incluíram a variação do número de Reynolds do escoamento anular, da temperatura da parede fria, e da taxa de resfriamento da parede. Uma câmera de vídeo de alta taxa de aquisição de imagens acoplada a lentes de aproximação foi utilizada para determinar a posição da sonda de temperatura em relação à interface do depósito. Os resultados mostraram que a temperatura da interface se mantém estável em um valor intermediário entre a TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais) e a TDC (Temperatura de Desaparecimento de Cristais), desde quando a deposição de inicia até quando depósito atinge sua espessura de regime permanente. A câmera de vídeo forneceu imagens originais sobre a formação dos depósitos, notadamente sobre uma região acima do depósito em formação onde cristais de parafina são carregados pelo escoamento, sem que um número significativo destes cristais depositasse ou fosse aprisionado no depósito. As imagens revelaram também que estes cristais não são oriundos de cristais arrancados do depósito em posições a montante no início do duto, mas têm origem no seio do fluido adjacente à interface do depósito. A sonda de temperatura foi também utilizada na medição da temperatura nesta região de líquido acima da interface do depósito onde, por um período de tempo, cristais de parafina escoavam. / [en] The proper understanding of the wax deposition phenomena in subsea oil pipelines is relevant to the development of more accurate models to aid in the design and operation of these lines. In the present work, laboratory-scale experiments under well-controlled conditions were conducted to study some relevant aspects of wax deposition. To this end, an annular deposition test section was employed, using a test fluid with known properties, and displaying a marked distinction between the solvent and the wax chemical components. The test section was equipped with a temperature probe of small dimensions, driven by a micrometer head. This probe allowed the measurement of temperature profiles within the wax deposit, under flowing conditions, and also the temperature of the deposit-liquid interface as the deposit was formed. The tests encompassed the variation of the annular flow Reynolds number, the cold wall temperature and the wall cooling rate. A high-frame-rate video camera coupled to magnifying lenses was used to provide images of the temperature probe and of the deposit interface. The results showed that that temperature of the interface remains stable in an intermediate value between the WAT (Wax Appearance Temperature) and the WDT (Wax Disappearance Temperature), since the first moments of the deposition until the deposit reaches its steady state configuration. The video camera captured original images on the deposit formation, especially on a region above the deposit where wax crystals are carried by the flow for a period of time. Only an insignificant number of carried crystals were observed to deposit over the immobile interface, or to be captured at the interface. The images also revealed that the carried crystals do not originate from crystals sloughed from upstream positions in the annular duct. The temperature probe was also employed to measure the temperature of the liquid region above the deposit interface where the crystals existed for a period of time.

[pt] Parafinas de alto peso molecular presentes no petróleo escoando em ambientes de baixa temperatura cristalizam-se e depositam-se nas paredes internas dos dutos, ocasionando a redução da taxa de escoamento e o aumento do custo de produção, podendo levar até mesmo ao bloqueio das linhas de transporte. O processo de deposição é complexo e envolve conhecimento multidisciplinar, de modo que diferentes abordagens têm sido propostas para a sua modelagem. O principal objetivo deste trabalho foi investigar o fenômeno de deposição de parafina em uma geometria simples, com condições bem controladas, utilizando uma abordagem numérica e experimental, com foco no melhor entendimento dos mecanismos que induzem a deposição, a formação dos depósitos e seu envelhecimento. Experimentalmente, foram conduzidos testes com fluidos de laboratório que permitiam a visualização e a medição da evolução espacial e temporal de depósitos de parafina formados sob escoamentos laminar e turbulento. Numericamente, foi desenvolvido um modelo multicomponente para escoamento laminar, chamado de entalpia-porosidade. Tanto a espessura quanto a composição do depósito foram determinadas através de um modelo termodinâmico acoplado às equações de conservação de massa, de quantidade de movimento linear, de energia e de espécies. Os resultados indicaram que o efeito Soret não influencia a deposição de parafina. A espessura do depósito foi bem avaliada numericamente para regime permanente, apresentando diferenças na sua evolução temporal. O modelo composicional desenvolvido fornece importantes dados além da espessura depositada, como a temperatura inicial de aparecimento de cristais (TIAC) e o número de carbono crítico (NCC) do sistema, ampliando a previsão do processo de deposição com informações sobre a composição e o envelhecimento do depósito. As investigações numéricas mostraram que maiores taxas de cisalhamento e temperaturas da parede resultam em depósitos menos espessos. Mostrou-se também que maiores taxas de cisalhamento resultam em depósitos mais densos, e que maiores temperaturas da parede tendem a aumentar a saturação de sólido na região intermediária do depósito. / [en] High molecular weight paraffins crystallize and deposit on the inner walls of production lines and oil pipelines operating in cold environments, causing reductions in flow rate, increase of the production cost, or even the total blockage of the transport lines. Wax deposition is a complex process involving multidisciplinary knowledge, so that different approaches have been proposed for its modeling. The primary purpose of this work was to investigate the wax deposition process in a simple geometry under well-controlled conditions, using a numerical and experimental approach, focusing on a better understanding of the phenomena controlling the wax deposition, the formation of the deposit and its aging. Controlled experiments were conducted using laboratory solutions which allowed visualization and measurement of the spatial and temporal evolution of wax deposits under laminar and turbulent flows. A multicomponent model for laminar flow, called enthalpy-porosity, was developed. The thickness and composition of the deposit were determined by a thermodynamic model coupled with conservation equations of mass, linear momentum, energy and species. The results indicated that the Soret effect does not contribute to wax deposition. The thickness of the deposit was well predicted by the numerical model for steady state, presenting, however, differences in its temporal evolution. The multicomponent model developed provides valuable information in addition to the deposited thickness, such as the wax appearance temperature (WAT) and the critical carbon number (CCN) of the wax-oil system. These are relevant information for the prediction of the deposit composition and the aging process. The numerical results demonstrated that higher flow rates and wall temperatures lead to thinner deposits. It was also shown that the deposit wax content is higher for higher shear rates, while higher wall temperatures lead to higher solid content in the intermediate region of the deposit.

[pt] O presente trabalho forneceu informações originais para auxiliar o entendimento dos fenômenos básicos que governam a deposição de parafina em dutos. O programa de pesquisa estudou questões relevantes, ainda em aberto na literatura, relacionadas à formação, crescimento e envelhecimento de depósitos de parafina. Com este objetivo, foi desenvolvido um programa experimental seguindo a estratégia de conduzir experimentos simples, empregando seções de teste em escala de laboratório, com condições de contorno e iniciais bem definidas, e empregando fluidos de teste simples e com propriedades conhecidas. As medidas foram realizadas em seções de testes retangular e anular, ambas especialmente projetadas para permitir medidas ópticas da evolução temporal e espacial da espessura dos depósitos. As seções de testes foram equipadas com um sensor de fluxo de calor, sondas de temperatura móveis e janelas para amostragem de depósitos, que permitiram a medição de grandezas importantes como, condutividade térmica do depósito sob condições de escoamento, perfis de temperatura dentro do depósito, evolução da temperatura da interface depósito-líquido, e composição do depósito. A variação espacial e temporal da espessura do depósito foi medida para diferentes valores do número de Reynolds laminar. Excelente concordância foi obtida entre os valores medidos e previsões de um modelo numérico desenvolvido previamente em nosso grupo de pesquisa. Medidas da evolução temporal da temperatura da interface depósito-líquido mostraram que a temperatura da interface evolui de um valor igual à temperatura inicial de aparecimento de cristais da solução, TIAC, até a temperatura de desaparecimento de cristais, TDC, a medida que o depósitos cresce até sua espessura de regime permanente. A sonda de temperatura foi utilizada na medição de perfis transversais de temperatura dentro do depósitos sob condições de escoamento. A comparação destes perfis com soluções teóricas apontaram para a possibilidade de ocorrência de escoamento dentro da matriz porosa do depósitos. As medições da condutividade térmica do depósitos sob condições de escoamento não apresentaram qualquer efeito da taxa de cisalhamento imposta, para a faixa de número de Reynolds investigada. Variações transversais da condutividade térmica do depósitos indicaram a presença de líquido próximo à parede fria. Amostras do depósitos foram obtidas e analisadas por cromatografia gasosa de alta temperatura para a faixa de número de Reynolds laminares investigadas, e para diferentes durações dos experimentos de deposição. As análises indicaram que as distribuições de carbono das amostras de depósitos apresentaram um deslocamento em direção aos maiores números de carbono com o aumento do Reynolds e do tempo de deposição, caracterizando o processo de envelhecimento do depósito. As distribuições do número de carbono apresentaram um comportamento assintótico com o número de Reynolds, para amostras obtidas dos trechos finais dos comprimentos de deposição da seção de testes anular. / [en] The present research provided original information to aid the understanding of the physical mechanisms governing wax deposition in pipelines. The research program addressed a number of relevant open questions in the literature regarding the formation, growth and aging of the wax deposit layer. To this end, an experimental program was devised, following a strategy of conducting simple experiments, employing lab-scale test sections with well-defined boundary and initial conditions, and using simple test uids with known properties. Measurements were performed in a rectangular and in an annular test section, both especially designed to allow for optical measurements of the time evolution of the spatial distribution of the wax deposit thickness. The test sections were equipped with heat ux sensor, temperature traversing probes and deposit sampling ports that allowed the measurement of relevant local information on the deposit, such as, thermal conductivity under owing conditions, temperature profiles within the deposit, deposit-liquid interface temperature, and deposit composition. The temporal and spatial evolution of the deposit layer were measured for different values of the laminar ow Reynolds number. Excellent agreement was obtained between measured values of the deposit thickness and predictions from a numerical model developed previously in our research group. Measurements of the evolution of the deposit-liquid interface temperature have shown that the interface temperature evolves from a value equal to the solution wax appearance temperature, WAT, to the wax disappearance temperature, WDT, as the deposit grows to attain its steady state thickness. The temperature traversing probe was employed to obtain information on the temperature profiles within the wax deposit layer under owing conditions. A comparison of the measured temperature profiles within the deposit with the theoretical solutions, indicated the possibility of convective transport in the deposit. Measurements of the deposit thermal conductivity under owing conditions did not reveal any effects of the imposed shear rate, for the range of Reynolds numbers investigated. Local variations of the thermal conductivity across the deposit layer indicated the presence of liquid close to the cold wall. Deposit samples were obtained and analyzed by high temperature gas chromatography, for the range of the laminar Reynolds numbers tested and for different durations of the deposition experiments. The analyzes revealed that the carbon distributions of the deposit samples presented a shift toward higher carbon numbers both, with increasing deposition time and Reynolds number, characterizing the aging process of the deposit. The carbon number distributions were seen to display an asymptotic behavior with Reynolds number, for samples obtained from the final portion of the longer deposition lengths of the annular test section.

[pt] Deposição de parafina em linhas de produção e transporte de petróleo é um problema relevante para a indústria. Perdas significativas de produção e com operações de limpeza, desobstrução ou substituição de linhas ocorrem devido à formação de depósitos das frações mais pesadas do petróleo sobre a superfície interna dos dutos operando nas águas frias típicas da produção em águas profundas. A formação de depósitos de parafina nas superfícies dos dutos pode ocorrer quando o petróleo quente proveniente dos poços é resfriado abaixo de uma temperatura crítica onde há o início da formação de cristais de parafina. Esta temperatura é denominada TIAC – temperatura inicial de aparecimento de cristais. A previsão da deposição de parafina através de modelos de simulação é uma ferramenta fundamental para o projeto e operação das linhas de forma economia e segura. Diversos modelos de deposição de parafina vêm sendo desenvolvidos ao longo dos anos, incorporando diferente propostas para o fenômeno de deposição de parafina. No presente trabalho o fenômeno da deposição de parafina foi estudado utilizando um fluido modelo escoado em uma seção de testes anular construída de modo a oferecer condições de contorno e iniciais bem definidas. Acesso óptico ao interior da seção de testes permitiu a obtenção de imagens de qualidade da formação de cristais de parafina. Uma sonda de temperatura de pequenas dimensões foi utilizada para obter informações originais sobre perfis de temperatura no depósito durante sua formação. Também foram obtidas informações sobre a evolução temporal da temperatura da interface do depósito para diferentes vazões e taxas de resfriamento. A formação transitória de nuvens de cristais sobre a interface do depósito e carregados pelo escoamento foi registrada em imagens de alta frequência. A temperatura no interior dessas nuvens foi registrada pela sonda de temperatura. Os resultados mostraram que a interface do depósito evolui a partir da TIAC da solução medida por microscopia, atingindo rapidamente uma temperatura constante de valor intermediário entre a TIAC e a temperatura termodinâmica de mudança de fase da solução. Esta informação contraria umas das hipóteses fundamentais do mecanismo de difusão molecular, base dos modelos acadêmicos e industriais mais utilizados. A presença de cristais de parafina em solução em temperaturas acima da TIAC indica que, localmente, o valor da TIAC difere daquele obtida por microscopia, e que as taxas locais de resfriamento são inferiores às impostas junto à parede fria, permitindo a formação dos cristais acima dos depósitos. Os dados experimentais de qualidade obtidos no presente trabalho são uma importante referência para o teste de modelos de simulação do processo de deposição. / [en] Wax deposition in petroleum production and transportation lines is one of the most relevant problems faced by the industry in order to assure the flow of oil and gas at the designed economical rates. Significant losses occur due to decreased production, line replacements and maintenance costs associated with cleaning operations. Wax deposit formation on the inner wall of the pipes might occur when the warm oil from the well loses heat to the cold environment, typical of deep water production operations, and its temperature reaches a critical value at which wax crystal formation occurs. This critical temperature is the WAT, wax appearance temperature. The prediction of wax deposit formation by simulation models is of fundamental importance for the proper design and operation of petroleum lines. Several wax deposition models have been developed and employed over the years, incorporating different wax deposition mechanisms. In the present work, the wax deposition phenomenon was studied employing a model fluid flowing through an annular test section, built to offer simple and well-defined boundary and initial conditions for the deposition process. Optical access to the interior of the test section allowed for the registration of images of the wax deposit formation. A miniature temperature probe was designed and employed to obtain original information on the temperature profiles within the deposit as it was formed. Also, the probe registered the transient evolution of the deposit interface temperature for different flow rates and cooling rates. The transient formation of a cloud of wax crystals over the deposit interface and carried by the flow was registered by a high frame rate camera. The temperature within this cloud was measured by the temperature probe. The results have shown that the deposit interface temperature evolves from a value equal to the WAT of the fluid measured by microscopy, rapidly reaching a constant value which is intermediate between the WAT and the solution thermodynamic phase change temperature. This information contradicts one of the key assumptions included in the molecular diffusion deposition mechanism, and widely employed in academic and industrial simulation models. Wax deposition in petroleum production and transportation lines is one of the most relevant problems faced by the industry in order to assure the flow of oil and gas at the designed economical rates. Significant losses occur due to decreased production, line replacements and maintenance costs associated with cleaning operations. Wax deposit formation on the inner wall of the pipes might occur when the warm oil from the well loses heat to the cold environment, typical of deep water production operations, and its temperature reaches a critical value at which wax crystal formation occurs. This critical temperature is the WAT, wax appearance temperature. The prediction of wax deposit formation by simulation models is of fundamental importance for the proper design and operation of petroleum lines. Several wax deposition models have been developed and employed over the years, incorporating different wax deposition mechanisms. In the present work, the wax deposition phenomenon was studied employing a model fluid flowing through an annular test section, built to offer simple and well-defined boundary and initial conditions for the deposition process. Optical access to the interior of the test section allowed for the registration of images of the wax deposit formation. A miniature temperature probe was designed and employed to obtain original information on the temperature profiles within the deposit as it was formed. Also, the probe registered the transient evolution of the deposit interface temperature for different flow rates and cooling rates. The transient formation of a cloud of wax crystals over the deposit interface and carried by the flow was registered by a high frame rate camera. The temperature within this cloud was measured by the temperature probe. The results have shown that the deposit interface temperature evolves from a value equal to the WAT of the fluid measured by microscopy, rapidly reaching a constant value which is intermediate between the WAT and the solution thermodynamic phase change temperature. This information contradicts one of the key assumptions included in the molecular diffusion deposition mechanism, and widely employed in academic and industrial simulation models.

[pt] Uma preocupação significativa durante a produção de óleo e gás é a garantia de escoamento para evitar desperdício de tempo e dinheiro. Devido às mudanças nas condições durante a produção (como pressão e temperatura), principalmente na região do pré-sal brasileiro, a solubilidade dos componentes do petróleo bruto (óleo-gás-água) pode diminuir, resultando na formação de depósitos. A incrustação é geralmente causada por parafina, hidratos e sal inorgânico. Neste trabalho, foram desenvolvidos modelos utilizando estratégias de Aprendizado de Máquina para monitoramento da formação de incrustações inorgânicas e medição de parâmetros de processo associados com formas de remediação de obstruções de outras fontes. Primeiramente, foram criados modelos do processo de formação de incrustação de carbonato de cálcio na presença de monoetilenoglicol (inibidor de hidrato) usando a arquitetura de redes neurais feedfoward prever o pressão diferencial um e cinco instantes à frente, obtendo um R2 superior a 92,9 porcento para ambos os horizontes de predição. O segundo tópico explorado foi desenvolver modelos para determinação do pH em sistemas pressurizados (até 6,0 MPa) por meio de análise de imagens. Podendo ser aplicados no monitoramento de sistemas como Sistema Gerador de Nitrogênio, utilizado para remediar alguns problemas de incrustação, dado que sua cinética depende fortemente do pH do sistema. Foram criados modelos de classificação para o pH do sistema (2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10) usando Redes Neurais Convolucionais (CNN), Máquina de Vetor de Suporte e Árvores de Decisão. Além disso, modelos CNN foram construídos para predizer o pH na faixa de 2- 10. / [en] A significant concern during oil and gas production is flow assurance to avoid loss of time and money. Due to production conditions changes (such as pressure and temperature), especially in the Brazilian pre-salt region, the solubility of the components of the crude oil (oil-gas-water) can decrease, resulting in the formation of deposits. The fouling is usually caused by wax, gas hydrate, and inorganic salt (scale). In this work, models were developed using Machine Learning strategies for scale formation monitoring and measuring process parameters associated with remediation of obstruction from other sources. First, models for the calcium carbonate scaling formation process in the presence of monoethylene glycol (typical gas hydrate inhibitor) were created using feedforward neural network architecture to predict the differential pressure (deltaP) one and five steps ahead, obtaining an R2 higher than 92.9 percent for the training and test group for both the prediction horizon. The second approach explored was the development of models for determining the pH in atmospheric and pressurized systems (up to 6.0 MPa) using image analysis. These models could be applied to control and monitor the Nitrogen Generation System, which can be used for different flow assurance problems, and its kinetics strongly depend on the system s pH value. This step initially created classification models for the system pH (2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10) using the Convolution Neural Networks (CNN), Support Vector Machine, and decision tree architectures. Also, CNN models were built to predict the pH in the range of 2-10.