Orientadores: Antonio Carlos Bannwart, Vanessa Cristina Bizotto Guersoni / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Intituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T12:53:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Luthi_IvanaFlores_M.pdf: 8342331 bytes, checksum: f3ec460359159b1e4595a11295e8bb23 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O escoamento de petróleo através de linhas flexíveis submarinas está sujeito a paradas de produção por razões operacionais ou emergenciais. Na produção de óleos parafínicos em águas profundas (baixa temperatura do ambiente marinho, cerca de 4 °C) essas paradas podem causar o resfriamento abaixo do ponto de fluidez desses óleos. Nesta situação, uma estrutura gelificada é formada, composta por cristais de parafinas distribuídos em uma matriz viscosa, a qual bloqueia a linha de produção. A formação deste gel, bem como seu envelhecimento, representa sérios problemas para o processo de repartida, pois a pressão necessária para fazer fluir o óleo gelificado e consequentemente, retomar o escoamento na linha de produção, torna-se maior que a pressão normal de operação da linha. Para melhor compreensão do processo de retomada de escoamento, análises físico-químicas e reológicas, bem como testes de repartida, foram realizadas. Por meio de um reômetro, parâmetros essenciais que descrevem o comportamento reológico de um óleo parafínico cru, como TIAC (Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais), curvas de fluxo, tensão mínima de escoamento e tixotropia, foram caracterizados. Medições de tensão mínima de escoamento podem ser utilizadas para estimar a pressão mínima de repartida. No entanto, como o processo de fluência do gel é dependente do tempo, a tixotropia torna-se relevante e assim, o tempo necessário para desobstruir uma linha bloqueada com óleo gelificado dependerá principalmente da pressão aplicada e da viscosidade aparente, a qual decai com o tempo. Além disso, efeitos de encolhimento térmico e compressibilidade devido ao resfriamento e envelhecimento do óleo parafínico também devem ser considerados. Assim, testes de repartida foram realizados em uma linha horizontal bloqueada com óleo parafínico gelificado. Os resultados analisados foram comparados com as características reológicas estudadas. Dessa forma, foi verificado que o envelhecimento influencia na estruturação da rede de cristais de parafinas formada. A fluência do óleo parafínico é fortemente dependente do tempo. O caráter tixotrópico do óleo parafínico foi revelado mostrando que este fator deve ser considerado nas análises de repartida. Assim, os testes de repartida na linha horizontal confirmaram que o processo de retomada do escoamento em uma linha gelificada possui forte dependência com as complexas propriedades reológicas do gel parafínico, além de uma propagação inicial da pressão durante a repartida. Portanto, quando esses fenômenos não são considerados, custos operacionais desnecessários são envolvidos, visto que pressões superestimadas são utilizadas no dimensionamento do sistema de bombeio / Abstract: Subsea deepwater flowlines transporting crudes are subjected to shutdowns for operational or emergency reasons. In the offshore deepwater production of waxy crudes, the low temperature of the surrounding seawater may lead the oil to cool below its pour point. In this situation, a gelled structure composed of paraffin crystals distributed through a viscous matrix is formed, blocking the flowline. The formation of this gel, as well as its aging, present serious complications for the flow restart process, since the required pumping pressure becomes greater than the normal operating pressure. To better understand the restart process, rheological tests and restart pressure measurements in a pipe were performed for a waxy crude. Using a rheometer, essential parameters that describe the behavior of the waxy crude, such as WAT (Wax Appearance Temperature), flow curves, yield stress and thixotropy were characterized. Yield stress measurements can be used to estimate the minimum pressure required to restart the flow. However, as the yielding process is time-dependent, related phenomena such as thixotropy is relevant for the gel breakup, because the time required to restart a line blocked with gelled waxy oil depends mainly on the applied pressure and apparent viscosity which decreases with time. Furthermore, effects of thermal shrinkage and compressibility due to cooling and aging may also be considered. Thus, start-up tests were also performed in a horizontal pipeline blocked with gelled waxy crude oil. The results were compared to the rheological characteristics determined by rheometery. Thus, it was verified that aging time influences the structure of the wax crystals network formed. The flow of paraffin oils is highly dependent on time. The thixotropic character of paraffin oil was revealed, showing this factor must be considered in the restart analyzes. The restart tests in the horizontal line confirmed that the restart process has close connection with the complex rheological properties of gelled crudes and also, that this process has an initial pressure propagation. Therefore, when these phenomena are not considered, the use of conservative pressure values would lead to pump oversizing and unnecessary operational costs / Mestrado / Explotação / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Antonio Carlos Bannwart / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T10:26:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Badin_CarolineMarques_M.pdf: 3397830 bytes, checksum: 988506c836c8d44fcf606acc8357efab (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: Uma das principais características das parafinas de alto peso molecular é a sua baixa solubilidade na maioria dos solventes de bases parafínicas, aromáticas, naftênicas e outros solventes oleosos, quando em temperatura ambiente. Entretanto, nas condições de reservatório em que se encontram, a solubilidade destes componentes é suficientemente alta para manter todas as moléculas devidamente dissolvidas na mistura óleo/parafina. Quando se inicia um processo de extração, o óleo explotado experimenta uma variação brusca de temperatura e pressão, o que acaba afetando de modo significativo a reologia de um óleo parafínico. Portanto, conhecer o comportamento reológico desses óleos é importante para o estudo da repartida de linhas bloqueadas devido à gelificação, que pode ocorrer durante processos de parada das linhas submarinas de produção, seja por etapas do processo ou de manutenção. O presente trabalho tem como objetivo estudar o comportamento físico-químico e reológico de um óleo parafínico, submetendo-o a baixas temperaturas e, assim, simulando a formação dos géis nas linhas. Os testes reológicos foram realizados em um reômetro Mars III, numa faixa de temperatura entre 50 a 5°C. As análises físico-químicas têm como objetivo estudar as características básicas do óleo parafínico como, por exemplo, densidade e composição. Os resultados reológicos mostram que o fluido, apesar da pouca quantidade de parafina, apresenta um aumento significativo na sua viscosidade durante um processo de resfriamento e uma gelificação considerável ocorre. Como a gelificação se deve ao aparecimento de cristais de parafina, a temperatura de cristalização da mesma (TIAC) foi determinada através da análise da variação da viscosidade com o decréscimo de temperatura bem como por DSC. Além disso, o ponto onde o fluido gelificado deixa de fluir, devido ao excesso de cristais presentes e alta viscosidade, foi determinado através de análises oscilatórias. Como o fluido acaba gelificando, se faz necessário determinar uma tensão mínima de escoamento, para que o fluido volte a escoar, e a mesma foi determinada através dos métodos de análise de aplicação de tensão estática e oscilatória / Abstract: One of the main characteristics of high molecular weight paraffins is its low solubility in most solvents with paraffin, aromatic or naphthenic base and also other oily solvents, when at room temperature. However, at reservoir conditions in which they can be found, the solubility of these components is high enough to keep all molecules fully dissolved in the mixture oil / paraffin. When one starts a process of extraction, the exploited oil experiences a sudden change on temperature and pressure, thus affecting significantly the rheology of a paraffinic oil. Therefore, knowing the rheological behavior of these oils is important to study the restart of blocked lines due to gelation, which can occur during the process of shutdown of the production subsea lines, either for maintenance or emergency reasons. The present work aims to study the physical-chemical and rheological behavior of a paraffinic oil, subjecting it to low temperatures and thus simulating the formation of gels inside the lines. The rheological tests were performed on a rheometer Mars III, in a temperature range of 50 to 5 ° C. The physical-chemical analysis have the aim to study the basic features of a paraffin oil, as for example, density and composition. The rheological results shows that the fluid, despite of the small amount of paraffin, presents a significant increase in viscosity during a cooling process and a considerable gelification occurs. As the gelification is due to the appearance of paraffin crystals inside the oil, the wax appearance temperature (WAT) was determined by analyzing the change in viscosity with a decreasing temperature. Moreover, the point where the gelled fluid stops flowing, due to excessive number of crystal and also high viscosity, was determined by oscillatory tests. Because the fluid gels inside of the pipeline, it is necessary to determine a minimum yield stress, for the fluid restart the flow, and this was determined using the methods of analysis of the application of static and oscillatory tension / Mestrado / Explotação / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Rahoma Sadeg Mohamed. / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-25T07:15:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_AlexandreParkerde_M.pdf: 11817583 bytes, checksum: eb5c95965e5d6dea4c4ee13a0b0c8983 (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: A precipitação de parafinas é um sério problema enfrentado pela industria do petróleo ao longo de toda a sua cadeia produtiva gerando custo elevado para sua prevenção e tratamento. Este trabalho tem por objetivos contribuir aos estudos do comportamento de fases de misturas binárias, temárias e multicomponentes de n-parafinas, na faixa de n-'C IND. 23¿¿H IND. 48¿ a n-'C IND. 50¿H IND. 102¿. Temperaturas de Precipitação de Parafinas (TPP) foram levantadas experimentalmente utilizando-se a Calorimetria de Varredura Diferencial (DSC). Resultados experimentais apresentaram três principais comportamentos de fases: precipitação de parafinas como solução sólida, precipitação com componentes parcialmente miscíveis na fase sólida e precipitação dos componentes separadamente. Quando um ou mais componentes intermediários são adicionados a misturas binárias que cristalizam separadamente ou com solubilidade parcial surge uma tendência de solubilização. Foi testada a capacidade de alguns modelos termodinâmicos (misturas ideais, soluções regulares, fase multisólida, CDLP e composição local) na predição do comportamento de fases de misturas de n-parafinas. Conforme esperado, os modelos de soluções regulares, CDLP e composição local se mostraram mais adequados a misturas que formam soluções sólidas. O modelo da fase multisólida demonstrou boa capacidade preditiva para sistemas que cristalizam separadamente ou com solubilidade parcial. Este trabalho também apresenta dados importantes sobre misturas temárias e multicomponentes de n-parafinas, ainda pouco tratadas na literatura / Abstract: Wax Precipitation is a very serious problem faced in the petroleum industry through all phases of production and processing, due to the large costs involved in prevention and treatment. This work is focused on the study of phase behavior of binary, temary and multicomponent mixtures of n-paraffins in the range of n-'C IND. 23¿¿H IND. 48¿ a n-'C IND. 50¿H IND. 102¿. CSOH1o2.Wax Precipitation Temperatures (WPT) were experimentally obtained using Differential Scanning Calorimetry (DSC). Experimental results can be c1assified in three different categories in accordance to the phase behavior obtained: precipitation as solid solutions, precipitation as eutectic mixtures and precipitation wherein the components exhibited limited solid solubility. A tendency for solubilization appears when one or more n-alkanes, with intermediate molecular weight, are introduced in eutectic or with limited solid solubility mixtures. Some thermodynamic models (ideal mixture, regular solution, multisolid phase, CDLP and local composition) were tested for predictions of the phase behavior of those mixtures. As expected, regular solution, CDLP and local composition models provided good predictions for systems that exhibit solid solution behavior while the multisolid phase model provided best description for systems with limited solid solubility and eutectic behaviors. This work also displays important aspects about temary and multicomponent mixtures no much attended in the literature / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Paulo Roberto Ribeiro / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-27T14:52:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Policarpo_NaraAngelica_D.pdf: 9247509 bytes, checksum: a0105ef97dc1f71d6d3fba2c3066be89 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A miscibilidade natural que ocorre em misturas gás/líquido é um processo governado pela transferência de massa. A caracterização desse processo recai na obtenção dos parâmetros solubilidade do gás no líquido e a sua difusividade. Esses parâmetros respondem duas questões determinantes no planejamento de operações que envolvam a explotação de hidrocarbonetos, como a interação de fluidos do reservatório com o de perfuração, completação ou em operações de recuperação avançada de óleo através da injeção de gás. Essas questões dizem respeito a quantidade máxima de gás dissolvido no líquido e em que taxa isso ocorre. Esse trabalho tem por objetivo principal determinar o coeficiente de difusividade dos gases metano e dióxido de carbono em n-parafina. A medição experimental foi feita utilizando-se a técnica do decaimento de pressão através da utilização de uma célula PVT. Para a mistura metano/n-parafina foram medidos dados para frações molares de 7,7% a 92,3%, pressões de 3,5 MPa a 35 MPa e temperaturas de 62oC a 118oC, enquanto que para a mistura dióxido de carbono/n-parafina foram feitos experimentos para 25%, 50% e 75% em mol de gás nas pressões de 4 MPa, 8 MPa e 13 Mpa, a 70oC. Três modelagens matemáticas ¿ Zhang et al. (2000), Civan e Rasmussen (2009) e Sachs (1998) ¿ foram utilizadas no tratamento dos dados experimentais para obtenção dos parâmetros difusivos: as duas primeiras analíticas e, a terceira, numérica. A principal diferença entre elas está na condição de contorno aplicada na interface gás-líquido. Os resultados obtidos para o coeficiente de difusão são similares aos encontrados na literatura e a modelagem de Civan e Rasmussen (2009) foi a que melhor se ajustou aos dados experimentais, mostrando que o uso da condição de contorno de não equilíbrio na interface confirma a existência de uma resistência interfacial à transferência do gás para a fase líquida / Abstract: Natural gas-liquid miscibility is a process governed by mass transfer. The characterization of such process requires the determination of gas-liquid solubility and diffusivity parameters. Those parameters are important in hydrocarbon exploitation activities such as drilling, completion, production and enhanced oil recovery processes. The amount of gas that is dissolved in the liquid phase and the rate at which it occurs are essential issues to be addressed in planning and executing those operations. The pressure decay technique using a PVT cell was applied to measure the diffusivity of methane and carbon dioxide in n-paraffin. The data were obtained for gas mole fractions ranging from 7.7% to 92.3%, pressures from 3.5 MPa to 35 MPa, and temperatures from 62oC to 118oC for the methane/n-paraffin mixture. The measurements with carbon dioxide/n-paraffin mixtures involved 25%, 50% and 75% gas mole fraction, pressures up to 13 MPa, at 70oC. Three mathematical models ¿ Zhang et al. (2000), Civan and Rasmussen (2009) and Sachs (1998) ¿ were applied to fit the experimental data in order to determine the diffusivity parameters. The main differences among them are concerned with the boundary condition at the gas-liquid interface. Diffusion coefficient results agreed satisfactorily with published data and Civan and Rasmussen's (2009) model better represented the experimental data, showing that the non-equilibrium boundary condition confirms a gas-liquid interface resistance / Doutorado / Explotação / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Submitted by Maykon Nascimento (maykon.albani@hotmail.com) on 2016-02-25T20:37:24Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) Texto Completo.pdf: 18980626 bytes, checksum: 51d95a3f57d8198e5bd10707ad7e2170 (MD5) / Approved for entry into archive by Patricia Barros (patricia.barros@ufes.br) on 2017-05-03T15:20:34Z (GMT) No. of bitstreams: 2 Texto Completo.pdf: 18980626 bytes, checksum: 51d95a3f57d8198e5bd10707ad7e2170 (MD5) license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-05-03T15:20:34Z (GMT). No. of bitstreams: 2 Texto Completo.pdf: 18980626 bytes, checksum: 51d95a3f57d8198e5bd10707ad7e2170 (MD5) license_rdf: 23148 bytes, checksum: 9da0b6dfac957114c6a7714714b86306 (MD5) / Non-Newtonian fluids may present several complex characteristics, such as viscoelasticity, plasticity and thixotropy. Understanding the behaviour of these materials is essential to facilitate its applicability, since many of them are present in daily life, such as gels, chocolate, and mayonnaise. The material studied on the present work was an waxy crude oil. The oil, present in reservoirs located in deep water, when subjected to low temperatures during production shutdowns, precipitates its paraffin, creating a structure which may be very resistant to flow. Thus, the formed material may represent a great difficulty to production restart. The design of pumps and compressors used in these systems depend on a rheological property called yield stress and therefore, it is essential to obtain reliable values of this rheological parameter. However, the complex behaviour, and the dependence of the crude oil characteristics on the shearing and temperature history make this a challenging task. Besides these, other factors may influence the measurement of yield stress, as the effect of wall slip and if the cooling is static or dynamic. This work shows the variation of yield stress for tests with dynamic cooling. The imposition of a stress during cooling caused the reduction in yield stress 0. Increasing the imposed stress, 0 decreased until it reached a minimum. Next, it was noticed an increase in yield stress with increasing imposed stress. The experiments carried out in this work were made in a commercial stress control rheometer. The effect of wall slip was tested by comparing smooth and rough geometries and it was verified signs of its presence, with the reduction of yield stress for smooth geometries. The equation of Weissenberg-Rabinowitsch, used for correction of the inhomogeneity of the shear stress along the radius geometry, seemed to be not necessary for the demonstrated results. / Fluidos não newtonianos podem apresentar diversas características complexas, como a viscoelasticidade, plasticidade e tixotropia. Entender o comportamento de materiais tão complexos é fundamental para facilitar sua aplicabilidade, já que muitos estão presentes no cotidiano das pessoas, como géis, chocolate e maionese. O material estudado no presente trabalho foi um petróleo parafínico. O petróleo, presente em bacias localizadas em águas profundas, quando submetido a baixas temperaturas durante paradas de produção, precipita suas parafinas dando origem a uma estrutura que pode ser muito resistente ao escoamento. Dessa forma, o material formado pode representar uma grande dificuldade para o reinício da produção. O dimensionamento das bombas e compressores utilizados para retomada da produção depende de uma propriedade reológica denominada tensão limite de escoamento e, por isso, é fundamental obter valores confiáveis desse parâmetro reológico. No entanto, o comportamento complexo, e a dependência das características do petróleo com o histórico de cisalhamento e temperatura tornam a tarefa desafiadora. Outros fatores podem influenciar na medição da tensão limite de escoamento, como o efeito do escorregamento na parede do sensor da geometria e se o resfriamento é estático ou dinâmico. Este trabalho mostra a variação da tensão limite de escoamento para ensaios com resfriamento dinâmico. A imposição de tensão durante o resfriamento causou a redução da tensão limite de escoamento 0. Elevando-se a tensão imposta, 0 reduziu até atingir um valor mínimo. Em seguida, percebeu-se um aumento da tensão limite de escoamento com o aumento da tensão imposta. Os experimentos realizados neste trabalho foram feitos em um reômetro comercial do tipo tensão controlada (“stress controlled”). O efeito de escorregamento da amostra foi testado comparando geometrias com superfícies lisas e ranhuradas e foi possível verificar sinais de sua presença, com a redução da tensão limite de escoamento para geometrias lisas. A equação de Weissenberg-Rabinowitsch, utilizada para correção da não homogeneidade da tensão de cisalhamento ao longo do raio da geometria, mostrou-se não necessária para os resultados demonstrados.

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 YanneKPGA_DISSERT.pdf: 2240401 bytes, checksum: 2b94a0d28dc70711a6e5f7a4f67c39e2 (MD5) Previous issue date: 2012-02-09 / The flow assurance has become one of the topics of greatest interest in the oil industry, mainly due to production and transportation of oil in regions with extreme temperature and pressure. In these operations the wax deposition is a commonly problem in flow of paraffinic oils, causing the rising costs of the process, due to increased energy cost of pumping, decreased production, increased pressure on the line and risk of blockage of the pipeline. In order to describe the behavior of the wax deposition phenomena in turbulent flow of paraffinic oils, under different operations conditions, in this work we developed a simulator with easy interface. For that we divided de work in four steps: (i) properties estimation (physical, thermals, of transport and thermodynamics) of n-alkanes and paraffinic mixtures by using correlations; (ii) obtainment of the solubility curve and determination the wax appearance temperature, by calculating the solid-liquid equilibrium of parafinnic systems; (iii) modelling wax deposition process, comprising momentum, mass and heat transfer; (iv) development of graphic interface in MATLAB? environment for to allow the understanding of simulation in different flow conditions as well as understand the matter of the variables (inlet temperature, external temperature, wax appearance temperature, oil composition, and time) on the behavior of the deposition process. The results showed that the simulator developed, called DepoSim, is able to calculate the profile of temperature, thickness of the deposit, and the amount of wax deposited in a simple and fast way, and also with consistent results and applicable to the operation / A garantia de escoamento tem se tornado um dos temas de maior interesse na ind?stria do petr?leo, principalmente devido ? produ??o e ao transporte de petr?leo em regi?es com condi??es extremas de temperatura e press?o. Nessas opera??es, a deposi??o de parafinas ? um problema comumente encontrado no escoamento de ?leos paraf?nicos, causando a eleva??o dos custos do processo, devido ao aumento dos gastos energ?ticos de bombeamento, decr?scimo da produ??o, aumento da press?o na linha e risco de bloqueio da linha de escoamento. Visando descrever o comportamento do processo de precipita??o de parafinas durante escoamento turbulento de ?leos paraf?nicos, sob v?rias condi??es de opera??es, o presente trabalho teve como objetivo a cria??o de um simulador com uma interface amig?vel e foi realizado em quatro etapas: (i) estima??o de propriedades f?sicas, t?rmicas, de transporte e termodin?micas de n-alcanos e de misturas paraf?nicas, atrav?s da utiliza??o de correla??es; (ii) obten??o da curva de solubilidade de parafinas no ?leo e a determina??o da temperatura de in?cio de aparecimento dos cristais, atrav?s do c?lculo do equil?brio s?lido-l?quido de sistemas paraf?nicos; (iii) modelagem do processo de deposi??o, abrangendo os fen?menos de transfer?ncia de momento, calor e massa; (iv) desenvolvimento de uma interface gr?fica em ambiente MATLAB? para permitir a simula??o das diversas condi??es de escoamento, bem como compreender a import?ncia das vari?veis (temperatura de entrada, temperatura externa, temperatura de in?cio do aparecimento dos cristais de parafina, composi??o do ?leo, tempo) no comportamento do processo de deposi??o. Os resultados obtidos mostraram que o simulador desenvolvido, nomeado de DepoSim, ? capaz de calcular os perfis de temperatura e espessura do dep?sito, bem como a quantidade de parafina depositada de forma simples e r?pida, e tamb?m apresentando resultados coerentes e aplic?veis para a opera??o

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ErikaCLO_DISSERT.pdf: 2516833 bytes, checksum: f6747495d2e5ff6488dd3bf861f1987b (MD5) Previous issue date: 2013-07-25 / O ?leo produzido nos novos campos de petr?leo est? cada vez mais paraf?nico e viscoso, com isso, ? medida que o ?leo ? escoado, parafinas s?o depositadas sobre as paredes internas do tubo, e ao longo do tempo, tendem a reduzir drasticamente a ?rea transversal ao escoamento. Visando estudar o processo de solubiliza??o da parafina em dutos, esse trabalho objetiva desenvolver modelos matem?ticos que represente o processo, com base nos fen?menos envolvidos no mesmo tais como transfer?ncia de massa, transfer?ncia de energia e equil?brio s?lido-l?quido, implementando-os em um ambiente de desenvolvimento VBA (Visual Basic) for Excel ?. O presente trabalho foi realizado em quatro etapas: i) modelagem dos fen?menos de transfer?ncia de calor e massa, ii) modelagem da rotina dos coeficientes de atividade atrav?s do modelo UNIFAC e modelagem do sistema de equil?brio s?lido-l?quido; iii) modelagem matem?tica do processo de solubiliza??o e c?lculo da espessura da parafina ao longo do tempo; iv) implementa??o dos modelos em um ambiente de desenvolvimento VBA for Excel? e cria??o de um simulador com uma interface gr?fica, para simular o processo de solubiliza??o da parafina depositada em dutos e sua otimiza??o. O simulador conseguiu produzir solu??es bastante adequadas, mantendo continuidade das equa??es diferenci?veis do balan?o de energia e de massa, com uma interpreta??o f?sica vi?vel, sem a presen?a de dissipa??o de oscila??es nos perfis de temperatura e massa. Al?m disso, esse simulador visa permitir a simula??o nas diversas condi??es de escoamento, bem como compreender a import?ncia das vari?veis (vaz?o, temperatura de entrada, temperatura externa, cadeia carb?nica do solvente). Atrav?s dos resultados foram poss?veis verificar os perfis de temperatura, fra??o molar e o de solubiliza??o

Um dos grandes desafios enfrentados pela indústria do petróleo é reduzir o impacto causado pela cristalização indesejável de hidrocarbonetos parafínicos de elevada massa molar em tubulações e equipamentos de produção. A cristalização de parafinas em petróleo é normalmente detectada através da determinação da temperatura inicial de aparecimento de cristais (TIAC), que pode ser estimada através de modelagem termodinâmica com base na composição do petróleo. Os objetivos deste trabalho são: estudar os principais modelos termodinâmicos adotados para descrever a precipitação de parafinas; verificar a validade desses modelos para os petróleos brasileiros e determinar qual modelo é o mais adequado para esses óleos. Para tanto, três formas de cálculo da razão entre as fugacidades das fases sólida e líquida e cinco modelos para calcular os coeficientes de atividade dos componentes em cada fase são aplicados aos dados de composição de vinte e três petróleos brasileiros. Os resultados mostram que o modelo ideal de múltiplas fases sólidas e o modelo de Escobar-Remolina geram valores bastante abaixo da TIAC experimental. Para os modelos de única fase sólida ideal, de Won e de Coutinho, foi possível observar que: a) a grande maioria dos erros é negativa; b) que estes se distribuem melhor em torno de zero quando se utiliza a correlação de Coutinho para o cálculo dos valores de i; c) os valores de erro médio para os modelos de Coutinho, de Won e ideal com única fase sólida se equivalem, qualquer que seja o modelo utilizado para o cálculo de i, exceto para o caso em que todos os compostos presentes na fase líquida podem precipitar; d) os valores obtidos através do modelo de Coutinho apresentam erro sistemático em relação ao modelo ideal de única fase sólida; e) as diferentes formas de se calcular a razão entre as fugacidades da fase sólida e líquida (i) influenciam fortemente a capacidade preditiva dos modelos, o que não era esperado; f) o perfil do primeiro cristal formado nos petróleos é influenciado pelas moléculas mais pesadas presentes nos resíduos, o que mostra a necessidade de se desenvolver metodologias precisas e robustas de caracterização de resíduos; g) a inclusão de uma estimativa para a composição dos resíduos efetivamente melhorou o desempenho dos modelos em petróleos médio; h) em petróleos pesados, houve um aumento do erro de previsão da TIAC devido à pouca ou nenhuma quantidade de parafinas nos resíduos desses óleos. A necessidade de uma melhor caracterização dos resíduos de petróleos é corroborada pelo fato da TIAC calculada pelos modelos ser, via de regra, mais baixa que a TIAC experimental e pela melhora no desempenho dos modelos quando se estimou a composição dos resíduos, em petróleos médios / A major challenge faced by the oil industry is to reduce the impact of undesirable crystallization of high molecular weight paraffins in pipelines and production equipments. The paraffin crystallization is usually detected by measuring the wax appearance temperature (WAT), which can be estimated from composition based thermodynamic modeling. The goals of this work are: to study the main thermodynamic models adopted for paraffin crystallization description, to check models performances for Brazilian crudes and to determine the best model for these oils. For this, composition data from twenty-three Brazilian oils were used. For the thermodynamic modeling of wax precipitation in these crude oils, three forms of calculating the ratio between the solid and the liquid phase fugacities and five models to calculate the activity coefficients of components in each phase were used. The results showed that the ideal model for multiple solid phases and the Escobar-Remolina model give results far below the experimental WAT. For the single solid ideal, Won and Coutinho models, the points to be mentioned are described as follows: a) most of the errors is negative; b) the errors distribution is better when the correlation used for i calculation is the number 2; c) the average errors for ideal, Won and Coutinho models are equivalent, except when all the oil components are considered to precipitate; d) the results obtained from Coutinho model presents systematic error in relation to the ideal model; e) the different ways to calculate the ratio between the solid and the liquid phase fugacities strongly influence the predictive ability of models, which was not expected; f) the composition profile of the first crystal formed in the oil is influenced by the heavier molecules in the residue, which shows the need of developing robust and accurate methods of heavy fractions characterization; g) the inclusion of an estimate for the residue composition effectively improved the performance of models for intermediate crude; h) for heavy oil, there was an increase in prediction error due to the little amount of paraffinic compounds in these residues. The need for better characterization of the residues is corroborated by the fact that the calculated WAT is normally lower than the experimental WAT and by the improvement on the models performance when the estimation of the residue composition was done for intermediate crudes

Um dos grandes desafios enfrentados pela indústria do petróleo é reduzir o impacto causado pela cristalização indesejável de hidrocarbonetos parafínicos de elevada massa molar em tubulações e equipamentos de produção. A cristalização de parafinas em petróleo é normalmente detectada através da determinação da temperatura inicial de aparecimento de cristais (TIAC), que pode ser estimada através de modelagem termodinâmica com base na composição do petróleo. Os objetivos deste trabalho são: estudar os principais modelos termodinâmicos adotados para descrever a precipitação de parafinas; verificar a validade desses modelos para os petróleos brasileiros e determinar qual modelo é o mais adequado para esses óleos. Para tanto, três formas de cálculo da razão entre as fugacidades das fases sólida e líquida e cinco modelos para calcular os coeficientes de atividade dos componentes em cada fase são aplicados aos dados de composição de vinte e três petróleos brasileiros. Os resultados mostram que o modelo ideal de múltiplas fases sólidas e o modelo de Escobar-Remolina geram valores bastante abaixo da TIAC experimental. Para os modelos de única fase sólida ideal, de Won e de Coutinho, foi possível observar que: a) a grande maioria dos erros é negativa; b) que estes se distribuem melhor em torno de zero quando se utiliza a correlação de Coutinho para o cálculo dos valores de i; c) os valores de erro médio para os modelos de Coutinho, de Won e ideal com única fase sólida se equivalem, qualquer que seja o modelo utilizado para o cálculo de i, exceto para o caso em que todos os compostos presentes na fase líquida podem precipitar; d) os valores obtidos através do modelo de Coutinho apresentam erro sistemático em relação ao modelo ideal de única fase sólida; e) as diferentes formas de se calcular a razão entre as fugacidades da fase sólida e líquida (i) influenciam fortemente a capacidade preditiva dos modelos, o que não era esperado; f) o perfil do primeiro cristal formado nos petróleos é influenciado pelas moléculas mais pesadas presentes nos resíduos, o que mostra a necessidade de se desenvolver metodologias precisas e robustas de caracterização de resíduos; g) a inclusão de uma estimativa para a composição dos resíduos efetivamente melhorou o desempenho dos modelos em petróleos médio; h) em petróleos pesados, houve um aumento do erro de previsão da TIAC devido à pouca ou nenhuma quantidade de parafinas nos resíduos desses óleos. A necessidade de uma melhor caracterização dos resíduos de petróleos é corroborada pelo fato da TIAC calculada pelos modelos ser, via de regra, mais baixa que a TIAC experimental e pela melhora no desempenho dos modelos quando se estimou a composição dos resíduos, em petróleos médios / A major challenge faced by the oil industry is to reduce the impact of undesirable crystallization of high molecular weight paraffins in pipelines and production equipments. The paraffin crystallization is usually detected by measuring the wax appearance temperature (WAT), which can be estimated from composition based thermodynamic modeling. The goals of this work are: to study the main thermodynamic models adopted for paraffin crystallization description, to check models performances for Brazilian crudes and to determine the best model for these oils. For this, composition data from twenty-three Brazilian oils were used. For the thermodynamic modeling of wax precipitation in these crude oils, three forms of calculating the ratio between the solid and the liquid phase fugacities and five models to calculate the activity coefficients of components in each phase were used. The results showed that the ideal model for multiple solid phases and the Escobar-Remolina model give results far below the experimental WAT. For the single solid ideal, Won and Coutinho models, the points to be mentioned are described as follows: a) most of the errors is negative; b) the errors distribution is better when the correlation used for i calculation is the number 2; c) the average errors for ideal, Won and Coutinho models are equivalent, except when all the oil components are considered to precipitate; d) the results obtained from Coutinho model presents systematic error in relation to the ideal model; e) the different ways to calculate the ratio between the solid and the liquid phase fugacities strongly influence the predictive ability of models, which was not expected; f) the composition profile of the first crystal formed in the oil is influenced by the heavier molecules in the residue, which shows the need of developing robust and accurate methods of heavy fractions characterization; g) the inclusion of an estimate for the residue composition effectively improved the performance of models for intermediate crude; h) for heavy oil, there was an increase in prediction error due to the little amount of paraffinic compounds in these residues. The need for better characterization of the residues is corroborated by the fact that the calculated WAT is normally lower than the experimental WAT and by the improvement on the models performance when the estimation of the residue composition was done for intermediate crudes

Orientador: Sergio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-14T18:41:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Oliveira_RafaeldeCastro_M.pdf: 1603033 bytes, checksum: 5b19ae643a703f87aab5fd52d37d741a (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A deposição de parafinas em dutos submarinos é um sério problema para a produção marítima de petróleo. Parafinas são substâncias orgânicas caracterizadas por longas cadeias de carbono e hidrogênio, formadas por ligações covalentes simples, apresentando peso molecular elevado, devido ao grande número de átomos de carbono. Parafinas precipitam-se de soluções oleosas devido a um decréscimo de temperatura, e com o tempo, a parafina sólida fora da solução líquida deposita-se nas paredes das tubulações obstruindo o fluxo e ocasionando o aumento de perda de carga por fricção nas linhas. Em conseqüência, ocorre diminuição da vazão dos fluidos e entupimento da seção do duto de produção, entre outros problemas. O presente trabalho visa estudar esse fenômeno na produção de petróleo no mar, onde existe um gradiente térmico ao longo do escoamento devido à elevada diferença de temperatura entre o reservatório e o fundo do oceano. Para esse fim, foi construído um aparato experimental que consiste em uma tubulação horizontal de 25,4 mm (1") de diâmetro e cerca de 13 metros de comprimento, imersa em um banho de água gelada. Medidas de gradiente de pressão e de temperatura são efetuadas ao longo da tubulação, de modo a estudar o efeito da presença de água no escoamento, em relação ao fluxo monofásico de óleo, na deposição de parafina e no aumento do gradiente de pressão. / Abstract: The paraffin deposition in submarine pipelines poses a serious problem for the offshore oil production. Paraffins are organic substances characterized by long chains of carbon and hydrogen, linked by simple covalent bonds, presenting high molecular weight, due to the large number of carbon atoms. Paraffins precipitate off oily solutions due to a temperature decrease, and with time, the solid paraffin out of the liquid solution deposits on the walls of the pipeline, obstructing the flow and causing an increase of the pressure drop along the lines. Consequently, a reduction of the flow rate occurs, as well as clogging of the cross section of the production duct, among others problems. The present work aims to study this phenomenon in the case of oil production at the sea, where a thermal gradient exists along the flowlines, due to high temperature difference between the petroleum reservoir and the bottom of the ocean. To this end, an experimental apparatus was built consisting of an horizontal pipeline about 13 meters long with a 25,4 mm (1 in) diameter, immersed in a chilly water bath. Measurements of temperature and pressure were taken along the length of the pipeline, to study the effect of the two-phase flow, in relation to the single-phase flow, on the paraffin deposition and on the increase of the pressure gradient. / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo