[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.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:6084 |
| Date | 16 March 2005 |
| Creators | MARCOS JOSE REI VILLELA |
| Contributors | MARCOS SEBASTIAO DE PAULA GOMES |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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