Waxy crude oils (1/3 of oil produced worldwide), pumping through pipelines considered risky operation due to the crude wax content (15-40 wt.%) and to the temperature at which wax supersaturates and precipitates, leading to the danger of pipe blockage, eventually resulting, in multimillion dollars loss in production and maintenance. This research undertaken to develop operational strategy of waxy crude pipelines, considering the crude and crude gel properties and flow conditions. The research problem was approached by characterizing the crude gel with and without additives using chromatography (GC), differential scanning calorimetry (DSC), cross polarised microscopy (CPM), controlled stress and oscillatory shear rheology (CSR and OSR), the principal parameters being the crude temperature and the rate at which the crude was cooled. GC and DSC were useful in establishing wax composition, content and wax appearance temperature (WAT). Control stress rheometer proved to be the most appropriate as it measured the reduction in apparent viscosity at full production (10-50 s-1 shear rate), near shutdown (1 s-1 ) and yielding when the oil was statically cooled. On this basis, it was established that the wax inhibitor was the most effective. CPM revealed that only the wax inhibitor changed the structure of the gel, disrupting its otherwise knitted crystal network. Dilution with the light crude oil merely reduced the wax content and the pour point depressant reduced the gelling temperature. OSR provided a check on CSR and confirmed the gelation temperature measured. CSR provided the yield stress measured, it also provided comprehensive data that can be used for theoretical modelling of this complex flow. / Libyan Petroleum Institute, Libya

[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.

Subsea development and production of hydrocarbons is challenging due to remote andharsh conditions. Recent technology development with high speed communication to subsea anddownhole equipment has created a new opportunity to both monitor and control abnormal or undesirableevents with a proactive and preventative approach rather than a reactive approach. Twospecific technology developments are high speed, long-distance fiber optic sensing for productionand completion systems and wired pipe for drilling communications. Both of these communicationsystems offer unprecedented high speed and accurate sensing of equipment and processes that aresusceptible to uncontrolled well situations, leaks, issues with flow assurance, structural integrity,and platform stability, as well as other critical monitoring and control issues. The scope of thisdissertation is to design monitoring and control systems with new theoretical developments andpractical applications. For estimators, a novel `1-norm method is proposed that is less sensitiveto data with outliers, noise, and drift in recovering the true value of unmeasured parameters. Forcontrollers, a similar `1-norm strategy is used to design optimal control strategies that utilize a comprehensivedesign with multivariate control and nonlinear dynamic optimization. A framework forsolving large scale dynamic optimization problems with differential and algebraic equations is detailedfor estimation and control. A first area of application is in fiber optic sensing and automationfor subsea equipment. A post-installable fiber optic clamp is used to transmit structural informationfor a tension leg platform. A proposed controller automatically performs ballast operationsthat both stabilize the floating structure and minimize fatigue damage to the tendons that hold thestructure in place. A second area of application is with managed pressure drilling with movinghorizon estimation and nonlinear model predictive control. The purpose of this application is tomaximize rate of drilling penetration, maintain pressure in the borehole, respond to unexpected gasinflux, detect cuttings loading and pack-off, and better manage abnormal events with the drillingprocess through automation. The benefit of high speed data accessibility is quantified as well asthe potential benefit from a combined control strategy versus separate controllers.

[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.

[pt] Cerca de 50 por cento das reservas brasileiras de hidrocarbonetos estão localizadas na plataforma continental em lâminas de água superiores a mil metros. As temperaturas congelantes do fundo do mar tornam os problemas inerentes ao escoamento da produção de petróleo, ainda mais críticos. Entretanto, os desafios da garantia de escoamento, não são os únicos obstáculos para a produção de petróleo em águas ultra-profundas. Além dos aspectos relacionados à geologia e fatores econômicos, a decisão de desenvolvimento de um campo de petróleo no mar, adotando completação submarina ou seca, precisa ser respaldada por uma análise criteriosa dos problemas relacionados com a garantia de escoamento, principalmente em locações de águas profundas e ultra- profundas. Nestes cenários, a maior variação da energia potencial e conseqüente intensificação do efeito Joule-Thomson, contribuem de uma forma bem mais significativa para a queda de temperatura e pressão. Este trabalho objetiva promover a comparação entre um sistema de produção usando poços direcionais de grande afastamento, produzindo para uma unidade de completação seca e um sistema adotando poços com completação submarina, a 850, 1.550 e 2.300m de lâmina de água, avaliando os efeitos das perdas de carga e calor em um fluxo multifásico. Com o uso de completação molhada, é avaliada a máxima distância viável entre a zona produtora e a plataforma de produção, de forma a permitir o fluxo de hidrocarbonetos sem formação de cristais de parafina. Com base nos resultados alcançados, podemos tirar algumas conclusões importantes quanto à tendência dos sistemas de produção em águas profundas e ultra- profundas, que nortearão no futuro próximo o desenvolvimento de campos de petróleo na plataforma continental brasileira. / [en] Around 50 percent of the Brazilian reserves of hydrocarbons are located in the continental platform in water depths with more than one thousand meters. The freezing temperatures of the sea bottom make problems related to oil production, even more critical. However, the flow assurance challenges are not the only obstacles for the oil production in ultra-deep waters. Besides the aspects related to the geology and economical factors, the decision of development of an offshore oil field adopting a system with wet completion or with dry completion, needs to be supported by discerning analyses of the problems related to flow assurance aspects, mainly in deep and ultra-deep water locations. In these scenarios, a larger variation of the potential energy and consequent intensification of the Joule-Thomson effect, contribute in a much more significant way to the temperature and pressure drops. This work aims to promote the comparison between an oil production system using extended reach wells with a dry completion unit and another system with wet completion, at 850, 1.550 and 2.300m of water depth, evaluating the effects of pressure drop and heat loss in a multiphase flow. Using wet completion, it is evaluated the maximum feasible distances between the producing zone of the formation and the floating production unit, allowing the flow of hydrocarbons without interruption by the formation of paraffin crystals. Based on the reached results, we can reach some important conclusions regarding trend of production systems in deep and ultra-deep water, that will guide the development of oil fields in the near future in the Brazilian continental platform.

[pt] Esta tese é sobre a reologia de óleos parafínicos crus. Um protocolo baseado na literatura relevante é desenvolvido para garantir que históricos térmico e de cisalhamento bem definidos sejam impostos em amostras que serão submetidas à medições reológicas. Com este protocolo, uma caracterização reológica quase completa de um óleo parafínico cru brasileiro é executada . Quatro experimentos reométricos são realizados, a saber, escoamento em estado estacionário, taxa de cisalhamento constante, tensão constante e rampa oscilatória de amplitude de tensão. Propriedades reológicas importantes, tais como, viscosidade, tensão limite de escoamento e módulos elástico e viscoso são medidos com o auxílio de técnicas diferentes em uma ampla faixa de condições. Além disso, uma comparação entre essas técnicas de medição é realizada. O processo de quebra da microestrutura do óleo parafínico brasileiro, assim como os efeitos na reologia do histórico do material e do tempo de repouso isotérmico são estudados. Fenômenos interessantes são observados, incluindo bifurcação da taxa de cisalhamento, dependência da tensão limite com os históricos térmico e de cisalhamento e independência dos resultados de regime permanente com relação à condição inicial após o resfriamento. Por fim, oportunidades para futuros desenvolvimentos e investigações são enfatizadas. / [en] This thesis deals with the rheology of waxy crude oils. A protocol based on the relevant literature is developed to guarantee well defined shear and thermal histories to waxy crude oil samples to be submitted to rheological measurements. With this protocol, a fair complete rheological characterization of a Brazilian waxy crude oil is performed. Four rheometric experiments, namely steady-state flow, constant shear rate, constant shear stress, and dynamic-stress-amplitude sweep are carried out. Important rheological properties, such as, viscosity, yield stress, and storage and loss moduli are measured with di↵erent techniques in a wide range of conditions and a comparison between the techniques is presented. The yielding as well as the history effects and the e↵ects of isothermal holding time on the microstructure and rheology of a Brazilian waxy crude oil are investigated. Interesting phenomena are observed, including bifurcation of shear rate, dependence of the yield stress with thermal and shear histories, and independence of the steady-state results with the post-cooling initial condition of the experiment. At last, opportunities for further developments are highlighted.

[pt] A deposição de parafina é um dos principais problemas quando se trata de garantia de escoamento. O fluido que sai quente dos reservatórios é transportado por dutos que trocam calor com o ambiente frio. Quando o fluido atinge temperaturas abaixo da TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais), partículas de sólido se precipitam. Isto causa não só aumento da viscosidade, mas também a formação de depósito nas paredes dos dutos, diminuindo a seção livre de escoamento e consequentemente a produção, ou até mesmo obstruindo totalmente o duto, resultando em um grande esforço de manutenção e causando grandes perdas de capital. Este problema é bastante recorrente, sendo assim, prever a deposição da parafina é crucial para projetos e operações de dutos, sendo preciso desenvolver modelos numéricos que forneçam resultados de forma acurada e eficiente. Considerando que os dutos são muito longos, o presente trabalho propõe um modelo hidrodinâmico unidimensional, com um modelo bidimensional de transferência de calor obtido através de um processo de marcha ao longo do duto. Todas as propriedades e fração volumétrica de sólido são determinadas em função da composição do fluido, pressão e temperatura, a partir de interpolações de tabelas criadas com um modelo termodinâmico em uma etapa de pré-processamento. O modelo considera a existência de depósito na parede do duto quando a fração de volume de sólido é igual ou maior do que 2 por cento. A modelagem proposta foi avaliada em diferentes situações, em escala laboratorial e de campo, apresentando dados de temperatura, pressão e espessura do depósito com concordância razoável com dados da literatura, mostrando que a modelagem implementada reproduz satisfatoriamente o comportamento físico do fenômeno de deposição de parafina. / [en] Wax deposition is one of the main problems when it comes to flow assurance. The hot fluid which leaves the reservoirs is transported by pipelines that exchange heat with the cold environment. Solid particles precipitate when the fluid reaches temperatures below the WAT (Wax Appearance Temperature). It causes not only an increase in viscosity, but also the formation of deposits on the pipe walls, reducing the cross-flow area and the production, or even totally obstructing the pipe, resulting in a significant maintenance effort and causing large capital losses. This problem is quite recurrent, therefore, predicting of wax deposition is crucial for pipeline projects and operations, and it is necessary to develop numerical models that provide accurate and efficient results. Considering that pipelines are very long, the present work proposes a one-dimensional hydrodynamic model with a two-dimensional heat transfer model being obtained through a marching process along the pipeline. All properties and solid volumetric fraction are determined as a function of fluid composition, pressure and temperature, from tables interpolation created with a thermodynamic model in a pre-processing step. The model considers the deposit existence on the pipe wall when the solid volume fraction is equal to or greater than 2 percent. The proposed model was evaluated in different situations, in a laboratory and field scale, presenting temperature, pressure and deposit thickness data in reasonable agreement with literature data, showing that the implemented model reproduces satisfactorily the physical behavior of the wax deposition phenomenon.