[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.