ESTUDO DE MODELOS DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS DE GÁS

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ESTUDO DE MODELOS DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS DE GÁS

Társis Andrade Barreto

Junho, 2018

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.1

ii Társis Andrade Barreto

Társis Andrade Barreto

ESTUDO DE MODELOS DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS DE GÁS

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador (a): Prof. Dr.Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte

Junho, 2018

NATAL, RN


iii Társis Andrade Barreto


iv Társis Andrade Barreto

BARRETO, Társis Andrade. Estudo de modelos de formação de hidratos de gás. 2018. 38 f.

TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Natal, Brasil, 2018.

Palavras-chave: Gás Natural; Hidratos de gás; Modelos Matemáticos;

Orientador: Prof. Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte

RESUMO

___________________________________________________________________________

Recentemente, muitas reservas de gás natural com promissor potencial energético foram

encontradas, principalmente em ambientes marinhos. Porém nesses ambientes um problema

característico á produção e transporte de gás natural é a ocorrência de hidratos de gás, que

podem resultar em riscos para essas operações. Para evitar a deposição de hidrato de gás tanto

em gasodutos quanto em poços de águas profundas, a faixa de temperatura e pressão de

formação de hidratos deve ser prevista para se tomar medidas de precaução para garantir a

segurança das operações. O presente trabalho teve como objetivo analisar e comparar modelos

matemáticos de previsão de formação de hidratos. Para o comparativo foram analisados dois

modelos de formação de hidratos de gás que utilizam métodos matemáticos diferentes para o

cálculo da temperatura de formação e da quantidade de inibidor necessário para evitar a

deposição de hidratos. O primeiro modelo estudado mostrou uma precisão mais efetiva

quando aplicado em condições de alta pressão, isso devido ao segundo modelo utilizar uma

correlação matemática com baixa precisão quando aplicado nesses parâmetros. Esse estudo

possibilitou mostrar a importância dos avanços de modelos matemáticos para previsão de

formação de hidratos e assim tomar medidas cada vez mais eficientes para prevenção.


v Társis Andrade Barreto

BARRETO, T. A. Estudo de modelos de formação de hidratos de gás. 2018. 38 f. TCC

(Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do

Norte, Natal, Brasil, 2018.

Keywords: Natural Gas; Gas hydrates; Mathematical Models;

Tutor: Prof. Dr. Lindemberg de Jesus Nogueira Duarte

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

Recently, many natural gas reserves with promising energy potencial were found mainly in

marine environments. However in these environments is a typical problem production and

transportation of natural gas is the occurence of gas hydrates, which can result in risks for

these operations. To avoid the deposition of gas hydrate in both pipelines and deep water

wells, the temperature and pressure range of hydrate formation should be predicted to take

precautionary measures to ensure safe operation. The currently work had as objective to

analyze and to compare mathematic models of prediction of gas hydrate formation. For the

comparative, two models of gas hydrate formation were analyzed using different

mathematical methods to calculate the formation temperature and the amount of inhibitor

required to avoid hydrate deposition. The first model showed a more effective accuracy when

applied in high pressure conditions, due to the second model using a mathematical correlation

witch low precision in these parameters. This study made it possible to show the importance

of the advances of mathematical models to predict the formation of gas hydrate and

consequently to take increasingly efficient measures for prevention.


vi Társis Andrade Barreto

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 10

2 ASPECTOS TEÓRICOS 11

Gás Natural 11

Hidratos 15

2.2.1 Cinética de formação de hidratos 17

2.2.2 Prevenção de formação de hidratos 18

2.2.3 Problemas de formação e dissociação de hidratos 23

2.2.4 Estado da arte 25

3 METODOLOGIA 33

Metodologia para comparação resultados 33

Software Hydrate Plus 34

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 37

Estudo feito por Guo e colaboradores 37

Estudo feito por Nascimento 39

Comparativo das correlações 40

Resultados Hydrate Plus 41

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 44

Conclusões 44

Recomendações 46

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 47


vii Társis Andrade Barreto

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2-1 Histórico de produção de gás natural ...................................................................... 12

Figura 2 -2 Etapas de produção ................................................................................................ 14

Figura 2-3 Reações de neutralização ........................................................................................ 15

Figura 2-4 Gráfico Pressão vs Temperatura para formação de hidratos .................................. 16

Figura 2-5 Tipos de hidratos ..................................................................................................... 17

Figura 2-6 Perfil de pressão e temperatura para formação de hidratos em águas profundas ... 19

Figura 2-7 Comparativo entre inibidores termodinâmicos ....................................................... 21

Figura 2-8 Retirada de plug de Hidrato .................................................................................... 24

Figura 2-9 Mapa de distribuição de hidratos de gás ................................................................. 24

Figura 2-10 Erro de temperatura .............................................................................................. 26

Figura 2-11 Formação de hidratos utilizando o modelo CSMHyK ......................................... 26

Figura 3-1 Interface Hydrate Plus ............................................................................................ 34

Figura 3-2 Hydrate Plus cálculo de inibidor ............................................................................. 36

Figura 4-1 Curvas de equilíbrio de hidrato de metano ............................................................. 37

Figura 4-2 Formação de hidratos com ação de inibidores ........................................................ 38

Figura 4-3 Resultado para TFH utilizando Hydrate Plus ......................................................... 41

Figura 4-4 Resultados para taxa de injeção de inibidor para os parâmetros de Guo e

colaboradores .................................................................................................................... 42

Figura 4-5 Resultados para taxa de injeção de inibidor para parâmetros de Nascimento ........ 43


viii Társis Andrade Barreto

LISTA DE TABELAS

Tabela 2-1 Característica de combustão .................................................................................. 13

Tabela 2-2 – Constante empírica de inibidores ....................................................................... 22

Tabela 3-1 Variáveis operacionais modelo Guo e colaboradores ........................................... 33

Tabela 3-2 Variáveis operacionais Nascimento ...................................................................... 35

Tabela 3-3 Composição do gás ................................................................................................ 35

Tabela 3-4 Variáveis Operacionais Guo Hydrate Plus ............................................................ 36

Tabela 3-5 Variáveis Operacionais Nascimento Hydrate Plus ................................................ 36


ix Társis Andrade Barreto

LISTA DE ABREVIATURAS

GNV Gás Natural Veicular

ANP Agência Nacional do Petróleo

UPGN Unidade de Processamento de Gás Natural

MEG Monoetilenoglicol

DEG Dietilenoglicol

TEG Trietilenoglicol

CSMHyK Colorado School Of Mines Hydrate Kinetic Model

OLGA Oil and Gas simulator

PVTsim Simulator Pressure vs Temperature


10 Társis Andrade Barreto

1 INTRODUÇÃO

O gás natural é uma fonte de energia de grande importância para as indústrias

petrolíferas e químicas, sendo também utilizado como combustível nas indústrias

convencionais. A partir do gás natural, foram criadas alternativas eficazes ao petróleo como o

GNV (Gás Natural Veicular), que é aplicado como combustível para veículos por ser uma

opção mais barata ao álcool e a gasolina, como também por ser uma fonte de energia limpa.

Segundo os dados oficiais da ANP, a produção de gás natural tanto em terra quanto em

mar aumentou de aproximadamente 37,9 bilhões m³ para 40,1 bilhões m³ de 2016 para 2017,

sendo nesses valores de produção inclusos os volumes de reinjeção, queimas, perdas e

consumo próprio de gás natural. As principais fontes de produção são em reservatórios

profundos de campos marítimos com cerca de 81% da produção total de gás natural (ANP,

2018).

Normalmente o gás natural é encontrado em reservatórios de hidrocarbonetos

associados ou não. Gás natural associado é aquele que se encontra dissolvido no óleo como

também pode estar presente como uma capa de gás superior a jazida petrolífera. Durante a

extração e produção, se faz necessário a separação desse gás do óleo através do

processamento primário de petróleo. Já o gás não associado é aquele que se encontra com

pouca ou nenhuma quantidade de óleo (FOGAÇA, 2018).

Um dos problemas enfrentados na produção e transporte de gás natural é o risco de

formação de hidratos durante o escoamento do gás e também a dissociação de hidratos em

reservatórios profundos. Os hidratos são compostos semelhantes a gelo, formados a alta

pressão e condições baixas de temperatura. A formação de hidratos pode levar a perda de

produção e assim trazer riscos a equipamentos e segurança nas operações petrolíferas.

O estudo sobre formação de hidratos nas linhas de produção de petróleo e a sua

dissociação durante a perfuração e completação vem sendo alvo de inúmeras pesquisas por

parte das indústrias de petróleo. Por causar grandes problemas durante esses processos, várias

estratégias vêm sendo utilizadas para prever o comportamento e assim utilizar técnicas de

inibição para combatê-los.



Com base em artigos científicos relacionados ao tema, o presente trabalho tem o

objetivo de analisar modelos de formação de hidratos e também técnicas de previsão e

inibição. O trabalho está dividido em cinco tópicos a começar pela Introdução, seguido de

Aspectos teóricos, Metodologia, Resultados e Discussões e conclusões.

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Gás Natural

Gás natural é o termo utilizado para descrever gases minerais encontrados em

reservatórios de rochas subterrâneas. Pode ser definido como mistura de hidrocarbonetos que,

quando estão nas condições de superfície, se apresentam na forma gasosa (ROSA, 2006).

Assim como o petróleo, ele é resultado da degradação de matéria orgânica que ficam

acumulados em rochas porosas isoladas do exterior por rochas impermeáveis.

A história do gás natural no Brasil iniciou-se na década de 40 nas indústrias do

Recôncavo Baiano. Nessa época o gás natural era praticamente todo destinado às indústrias,

porém só após o desenvolvimento da Bacia de Campos nos anos 80 que a produção de gás

natural teve um avanço considerável e marcante. Com o aumento do consumo de gás natural,

foi-se achando alternativas para aumentar a exploração das reservas de gás como a criação do

Gasoduto Bolívia-Brasil (ERNST & YOUNG, 2014) com capacidade máxima de transportar

até 30 milhões de m³ diariamente.

Na última década, após o descobrimento de petróleo e gás associado à camada de pré-

sal na costa brasileira, as reservas de gás natural tiveram um aumento considerável de

produção de gás natural em milhões de m³ por dia, conforme a figura 2-1.



Figura 2-1 Histórico de produção de gás natural

Fonte: ANP, 2018

O processo natural de formação do gás natural pode ser de dois tipos: degradação da

matéria orgânica de origem animal, através de bactérias anaeróbicas, e degradação da matéria

orgânica de origem vegetal e do carvão por temperatura e pressão elevadas. A composição do

gás natural depende desses tipos de processo de formação, como também da localização do

reservatório e da geologia do solo. Em sua composição como gás natural bruto, estão os

seguintes componentes: dióxido de carbono, nitrogênio, hidrogênio sulfurado, água, ácido

clorídrico, metano e impurezas (DUARTE, 2017).

As principais propriedades do gás natural são: densidade em relação ao ar, poder

calorífico, índice de Wobbe, o ponto de orvalho da água e dos hidrocarbonetos (GALVÃO,

2015). Entre suas propriedades, vale também salientar suas características de combustão

conforme a tabela 2-1.



Tabela 2-1 Característica de combustão

Fonte: GALVÃO, 2018

O conhecimento sobre as propriedades e características do gás natural, garante uma

melhor previsão de como o gás irá se comportar nos processos de exploração e produção. A

cadeia de produção do gás natural possui etapas distintas, sendo a primeira a exploração. Na

exploração estão englobadas duas fases: pesquisa geológica para localização do campo

produtor e exploração do poço. Perfura-se então o poço e são instalados poços de produção

para retirada do fluido no reservatório. Iniciado a produção, o gás natural passa por processos

de tratamento que promovem a qualidade do escoamento e após isso sua distribuição,

conforme mostrado na figura 2-2.



Figura 2 -2 Etapas de produção

Fonte: AQUINO, 2014

O primeiro desses processos é a separação dos fluidos extraídos dos poços através de

vasos separadores. Após essa separação o gás é transportado para a UPGN, que é responsável

pela separação das frações pesadas de hidrocarbonetos. Nessas unidades as principais

sequências de separações são: depuração, adoçamento e desidratação, todas estas visando

garantir a qualidade do gás resultante para futura exportação.

A depuração tem como finalidade a remoção de gotículas de óleo presentes no gás que

podem comprometer a qualidade do gás e inviabilizar a eficiências do seu transporte. O

processo de adoçamento consiste na remoção dos ácidos CO2 e H2S através das suas

absorções com produtos líquidos e sólidos, tendo como bases duas reações como indicado na

figura 2-3.



Figura 2-3 Reações de neutralização

Fonte: SILVA et al, 2007

O gás natural, após o processo de adoçamento, é comprimido e mandado para o

módulo de desidratação do gás. Esse módulo tem como finalidade remover a água livre

presente em equilíbrio com o gás, utilizando absorventes líquidos ou sólidos. Esse processo

promove o escoamento eficiente do gás nas linhas de produção sem a ocorrência de corrosão

ou hidratos, que podem existir devido à presença de água e hidrocarbonetos. Após esses

tratamentos, o gás natural é levado para os centros consumidores através de gasodutos.

Hidratos

Hidratos de gás são sólidos cristalinos formados por água e pequenas moléculas

orgânicas. São parecidos com gelo, porém ao contrário do gelo, podem se formar em

temperaturas mais altas. Esse fator se deve a presença de gás que proporciona uma

estabilidade, fixando a posição das moléculas de água fazendo com que o congelamento

ocorra a temperaturas superiores a 0°C (TOHIDI, 2013).

As moléculas de água presentes nos hidratos são chamadas de moléculas hospedeiras,

e, as formadoras de hidratos, como moléculas hóspedes. A rede cristalina é formada por

pontes de hidrogênio onde componentes do gás são aprisionados pela solidificação das

moléculas de água. Para os hidratos poderem se formar existem algumas condições

específicas, como: bastante quantidade de água; a existência dos formadores de hidratos entre



eles metano e etano; e a combinação certa de temperatura e pressão como mostrado na figura

2-4.

Figura 2-4 Gráfico Pressão vs Temperatura para formação de hidratos

Fonte: TOHIDI, 2013

Após a formação desses hidratos e ao possuir uma estrutura cristalina bem definida, é

possível definir o tipo de hidrato. As estruturas de hidratos mais comuns em gasodutos de

transporte de gás são tipo I e tipo II como mostrado na figura 2-5, o qual irá depender do tipo

de substância presente no gás. Moléculas pequenas se cristalizam na estrutura I como o

metano, etano, dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio. Já as moléculas maiores

cristalizam na estrutura II, como o propano e o butano.



Figura 2-5 Tipos de hidratos

Fonte: KOH et al, 2011

Os números e tamanhos das cavidades são diferentes nas duas estruturas. A estrutura

tipo I possui 5¹² e 6², ou seja, doze faces com 5 lados cada uma e duas faces com seis lados

cada uma. Já a estrutura tipo II é formado por 5¹² e 64, doze faces com cinco lados e quatro

faces com seis lados. Normalmente, hidratos do tipo I são os mais comuns na natureza, pelo

fato da abundância de metano em relação ao restante dos componentes do gás natural

(DELGADO, 2013).

2.2.1 Cinética de formação de hidratos

Como descrito anteriormente, para que ocorra a formação de hidratos é necessário que

existam algumas condições específicas como altas pressões e baixas temperaturas. Porém

outro fator importante que é necessário analisar é o tempo de formação. Nessa faixa de tempo



de formação está incluso uma fase de nucleação e depois fase de crescimento. A fase de

nucleação engloba três mecanismos de nucleação, sendo eles:

• Nucleação Homogênea: onde surge o primeiro cristal, ocorre na fase fluida;

• Nucleação Heterogênea: essa fase é resultado do choque entre os cristais, por

consequência da presença da superfície sólida dos cristais, da parede da

tubulação e das partículas sólidas em suspensão;

• Nucleação Secundária: acontece devido à presença das próprias partículas dos

hidratos;

No final da fase de nucleação são formados os anéis de nucleação, sendo chamado

período de latência ou tempo de nucleação o tempo necessário para formar esses anéis. Após

esse período os cristais de hidratos se desenvolvem na fase de crescimento. Esse crescimento

normalmente ocorre em fase aquosa acontecendo assim a difusão das moléculas de

hidrocarbonetos. O tempo de formação de hidratos também é dependente da diferença entre a

temperatura de dissociação de hidrato e a temperatura de operação, sendo essa diferença

chamada de sub-resfriamento. Se essa temperatura de sub-resfriamento for baixa o tempo para

formação de hidrato será mais extenso, assim quanto maior o sub-resfriamento mais rápido o

hidrato se forma e menor o tempo de incubação.

Alguns estudos e experimentos sobre cinética de formação de hidratos foram feitos

através de observações experimentais que possibilitaram observar as etapas de nucleação,

crescimento e dissociação de hidrato de cristais, porém comparado com estudos sobre a

temperatura de formação de hidratos, estudos sobre a cinética de formação ainda não

obtiveram avanços tão grandes. Assim se faz necessário desenvolver técnicas mais seguras

para prever a formação de hidratos e retardar o tempo de formação, baseado na cinética de

formação.

2.2.2 Prevenção de formação de hidratos

Vários estudos foram feitos para analisar as condições de formação de hidratos,

resultando em alguns artifícios que possibilitam prever os valores de formação. A figura 2-6



mostra um esquema das condições de pressão e temperatura de fluidos em uma tubulação,

onde indica a região de formação e estabilidade de hidratos de gás.

Figura 2-6 Perfil de pressão e temperatura para formação de hidratos em águas profundas

Fonte: KOH et al, 2011

Em 1931 Hammerschmidt propôs uma correlação para formação de hidratos gasosos

como mostra a equação 1, onde T é a temperatura em Fahrenheit e P a pressão em psi para

formação de hidratos. Porém essa correlação não podia ser confiável, pois não levava em

conta o efeito da gravidade especifica do gás.

T = 8,9 𝑃0.285 (1)

Métodos gráficos empíricos e correlações foram desenvolvidos e aprimorados ao

longo do tempo com o propósito de se ter uma maior precisão e minimizar os erros, tais como

o método de Katz (1959) e o método de Baillie e Wichert (1987). Assim foi possível

desenvolver medidas para evitar a formação de hidratos, tais como:

• Despressurização para manter a pressão abaixo da formação de hidratos;

• Reduzir a concentração de água no sistema;

• Manter a temperatura acima da qual ocorre a formação de hidratos;

• Adição de inibidores termodinâmicos e inibidores de altas dosagens.;



2.2.2.1 Inibidores termodinâmicos

Os mecanismos de inibição de formação de hidratos são classificados em baixas

dosagens e termodinâmicos. Os inibidores termodinâmicos são sais inorgânicos, álcoois e

glicóis que ajudam a diminuir a temperatura de formação de hidratos através da mudança de

potencial químico da água. Os mais utilizados são o metanol, etanol, monoetilenoglicol

(MEG), dietilenoglicol (DEG) e trietilenoglicol (TEG) sendo eles usados juntos com os

fluidos de perfuração, funcionando também como adensantes e inibidores de argila (SILVINO

et al, 2015). Após o uso todos esses inibidores podem ser recuperados e recirculados, com

exceção do metanol. Os inibidores termodinâmicos do tipo álcoois conseguem remover os

hidratos de forma permanente, garantindo assim uma boa faixa de sub-resfriamento. Na figura

2-7 é mostrada uma comparação entre os inibidores termodinâmicos, sendo o NaCl o mais

eficiente.



Figura 2-7 Comparativo entre inibidores termodinâmicos

Fonte: SILVINO, 2007

Inibidores termodinâmicos tem uma série de outras vantagens sobre os outros

inibidores, sendo estas:

• Funcionam em qualquer mistura de hidrocarbonetos;

• Podem evitar formar hidratos em qualquer condição;

• Funcionamento eficiente em operações transientes, como o metanol que

consegue inibir tanto na fase vapor como na líquida;

Porém para estes funcionamentos, necessita-se utilizar grandes quantidades o que

requer grandes estoques e sistemas de bombeamento. Na escolha entre alternativas de

inibidores termodinâmicos deve-se levar em conta limitações físicas e econômicas. O glicol

mais utilizado pelas indústrias de gás atualmente é MEG, por ser eficaz e de confiança sendo

mais eficiente do que o metanol por conta da sua reutilização e também por apresentar pouco

risco ambiental (DELGADO, 2013). Já o metanol foi um dos primeiros utilizados com a

descoberta do problema de hidratos sendo mais eficaz quando se leva em conta a desidratação

do gás, porém ele se perde durante o processo devido a sua alta volatilidade.



Um método utilizado para constatar o efeito de produtos químicos sobre a temperatura

de hidrato é a equação de Hammerschmidt (1934). Essa equação tem como finalidade mostrar

a redução da temperatura de formação do hidrato devido à ação de um inibidor para

concentrações de 20% a 25% em peso para metanol e 60% a 70% em peso para glicóis.

∆𝑇 = 𝑘𝐻𝑊𝑙

(100−𝑊𝑙))𝑀𝑀𝐼 (2)

A equação de Hammerschmidt (1934) também pode ser rearranjada para calcular

concentrações de inibidor necessárias para dadas temperaturas como mostra a Equação 3.

𝑊𝑙 =100 ∆𝑇 𝑀𝑀𝑙

∆𝑇𝑀𝑀𝑙+ 𝐾𝐻 (3)

Onde:

• ∆𝑇 – Depressão do ponto de formação de hidratos em °C ou °F;

• 𝑀𝑀𝑙 – Massa molecular do inibidor;

• 𝐾𝐻 – Constante empírica de inibidores;

• 𝑊𝑙 – Porcentagem em massa do inibidor na água liquida.

Os valores de 𝐾𝐻 são determinados experimentalmente, apresentados na tabela 2-2,

sendo necessário conhecer a temperatura da formação de hidratos sem a adição de inibidores.

Tabela 2-2 – Constante empírica de inibidores

Inibidor KH(∆T°C) KH(∆T°F)

Metanol 1297

2335

Etanol 1297

2335

MEG 2222

4000

DEG 2222

4000

TEG 2222 4000 Fonte: NOBRE, 2015

Para concentrações mais elevadas, Nielsen e Bucklin (1983) formularam uma equação

que pode ser utilizada, teoricamente, para quaisquer glicóis onde 𝑋𝐻2𝑂 é a fração molar da

água na fase aquosa (CARROL, 2003).

∆𝑇 = −129,6 𝐿𝑛 ( 𝑋𝐻2𝑂) (4)



Vários outros métodos empíricos e gráficos foram desenvolvidos com o propósito de

estimar a quantidade de concentrações de inibidores termodinâmicos que devem ser utilizados

nas operações com o intuito de criar uma segurança maior para as operações.

2.2.2.2 Inibidores de baixas dosagens

Divididos em inibidores cinéticos e anti-aglomerantes, esses tipos de inibidores são

chamados de baixas dosagens por conta da quantidade utilizada para se obter o resultado

requisitado em comparação aos inibidores termodinâmicos (SILVINO, 2015). Diferentemente

dos inibidores termodinâmicos, os inibidores de baixas dosagens não alteram os valores de

equilíbrio de pressão e temperatura necessárias para formações de hidratos (FERNÁNDEZ et

al, 2018).

Inibidores cinéticos atuam desacelerando a cinética da nucleação e retardando a

formação dos hidratos. São aditivos poliméricos ou aligoméricos solúveis em água, que

possuem o tempo de efetividade finito e fortemente dependente das condições de escoamento,

como por exemplo, serem ineficazes em grandes profundidades.

Os anti-aglomerantes possuem em sua cadeia características hidrofílicas que atacam a

superfície das partículas de hidrato, que repelem os outros cristais prevenindo assim a

aglomeração. Esse tipo de inibidor é mais utilizado em águas profundas, porém apresenta

algumas desvantagens como: sensibilidade á salinidade da água e alto custo e toxidade.

2.2.3 Problemas de formação e dissociação de hidratos

A formação de hidratos acarreta em muitos problemas tanto nas operações de

perfuração e completação de poços de petróleo como também na produção. Durante o

escoamento de gás nos gasodutos, hidratos de gás podem se formar na parede do duto onde a

temperatura é mais baixa. Além da temperatura baixa, esse acumulo ocorre também por conta

da água livre que se encontra na parte inferior tubulação, proveniente da água produzida e da

água condensada do gás. Com esse aumento da deposição, a área de fluxo diminui gerando

assim uma perda de carga, causando perda de pressão no escoamento e posteriormente o

bloqueio do duto com a formação dos plugs de hidratos como mostra a figura 2-8.



Figura 2-8 Retirada de plug de Hidrato

Fonte: VAZ; MAIA; SANTOS, 2008

Outro problema relacionado à formação de hidratos é a sua dissociação nas operações

de perfuração e completação de poços. Hidratos gasosos podem também ser encontrados em

regiões de ambientes marinhos perto da costa, como mostrado na figura 2-9, pois essas

regiões possuem condições de pressão e temperatura apropriadas para formação de hidratos.

Figura 2-9 Mapa de distribuição de hidratos de gás

Fonte: MEREY, 2016



Nessas regiões, a temperatura elevada dos poços durante a perfuração de seções mais

profundas pode causar a dissociação dos hidratos gasosos, fazendo com que a pressão de

poros aumente resultando na alteração das propriedades mecânicas dos sedimentos

(SALEHABADI, 2008). Em operações de completação o hidrato de gás também pode se

dissociar causando liberação de gás, que pode resultar em atraso da completação do poço

devido ao fluxo de gás ao redor do revestimento afetando assim a integridade da coluna.

2.2.4 Estado da arte

Muitos estudiosos de várias partes do mundo propuseram alguns métodos de previsão

de formação de hidratos, porém esses métodos foram feitos com base em suposições onde a

precisão e as condições tendem a ser limitadas, assim como as ferramentas de cálculos e

modelagem.

Yu, et al. (2000) desenvolveram métodos para queda de temperatura para tubulações

em fluxo multifásico, porém, sem considerar o efeito de estrangulamento do gás e do atrito do

líquido, o que diminuía a precisão. Já alguns outros modelos não consideram transferência de

calor ou apenas consideram condições de baixa pressão, sendo também essas algumas

limitações de softwares utilizados. A figura 2-10 compara a precisão de alguns softwares de

previsão de formação de hidratos.



Figura 2-10 Erro de temperatura

Fonte: KOH, et al, 2011

Um modelo preciso muito utilizado para prever a formação de hidratos é o CSMHyK

junto com o OLGA, que é um simulador de fluxo multifásico de alta precisão (KOH, 2011). A

figura 2-11 mostra uma imagem conceitual da formação de hidratos com base no modelo

CSMHyK que possibilitou prever a formação e transportabilidade de hidratos de gás em

linhas de fluxo.

Figura 2-11 Formação de hidratos utilizando o modelo CSMHyK

Fonte: KOH, et al, 2011



A capacidade de se ter uma previsão mais precisa de temperatura e pressão de

formação de hidratos tanto em linhas de escoamento, quanto em poços de águas profundas

vem sendo foco no desenvolvimento de muitos softwares e modelos matemáticos.

Guo, et al, (2016), formularam um método com dados de um poço no mar do sul da

China, com o objetivo de se obter uma precisão maior da previsão de formação de hidratos em

águas profundas durante a produção de gás e assim comparar com métodos anteriores. No

método eles utilizaram duas ferramentas de simulação, que são:

• OLGA: Ferramenta de modelagem para fluxo multifásico, modelando

comportamentos dependentes do tempo. Com ela é possível fazer análise de

segurança e mapear limites operacionais.

• PVTsim: Programa de simulação desenvolvido pela empresa Calsep, capaz de

fazer analises PVT, análise de regressão, operações unitárias, etc.

Para gerar os resultados de previsão de formação, equações da continuidade para os

três tipos de fluido, equações para o momento e uma mistura de equações de energia foram

incluídas no modelo através da ferramenta OLGA. O principal fluxo padrão em poços de gás

de águas profundas é o fluxo anular bifásico, que é caracterizado pela presença de um filme

líquido fluindo na parede do canal e um fluxo do gás no núcleo do canal onde no interior

desse fluxo podem estar contidas gotículas de líquido arrastadas. Em face dessas informações,

as três equações da continuidade puderam ser aplicadas.

Para a fase gasosa:

𝜕

𝜕𝑡(𝑉𝑔𝜌𝑔) = −

1

𝐴

𝜕

𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑔𝜌𝑔𝑣𝑔) + 𝜓𝑔 + 𝐺𝑔 (5)

Para o filme líquido:

𝜕

𝜕𝑡(𝑉𝑙𝜌𝑙) = −

1

𝐴

𝜕

𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑙𝜌𝑙𝑣𝑙) − 𝜓𝑔

𝑉𝑙

𝑉𝑙+ 𝑉𝑑− 𝜓𝑙 + 𝜓𝑑 + 𝐺𝑙 (6)

Para as gotículas de liquido:

𝜕

𝜕𝑡(𝑉𝑑𝜌𝑙) = −

1

𝐴

𝜕

𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑑𝜌𝑙𝑣𝑑) − 𝜓𝑔

𝑉𝑑

𝑉𝑙+ 𝑉𝑑+ 𝜓𝑙 − 𝜓𝑑 + 𝐺𝑑 (7)

Para as equações do momento, foi aplicada uma equação para o filme líquido e uma

equação do momento combinada para fase gasosa e para gotículas de líquido como mostrado

abaixo:



𝜕

𝜕𝑡(𝑉𝑔𝜌𝑔𝑣𝑔 + 𝑉𝑑𝜌𝑙𝑣𝑑) = −(𝑉𝑔 + 𝑉𝑑) (

𝜕𝑝

𝜕𝑍) −

1

𝐴

𝜕

𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑔𝜌𝑔𝑣𝑔

2 + 𝐴𝑉𝑑𝜌𝑙𝑣𝑑2) − 𝜆𝑔

1

2𝜌𝑔|𝑣𝑔|𝑣𝑔

𝑆𝑔

4𝐴

− 𝜆𝑖1

2𝜌𝑔|𝑣𝑟|𝑣𝑟

𝑆𝑖

4𝐴+ (𝑉𝑔𝜌𝑔 + 𝑉𝑑𝜌𝑙)𝑔 cos 𝛼 + 𝜓𝑔

𝑉𝑙

𝑉𝑙+ 𝑉𝑑 𝑣𝑎 + 𝜓𝑒 𝑣𝑖 − 𝜓𝑑 𝑣𝑑 (8)

Para o filme líquido:

𝜕

𝜕𝑡(𝑉𝑙𝜌𝑙𝑣𝑙) = −𝑉𝑙 (

𝜕𝑝

𝜕𝑍) −

1

𝐴

𝜕

𝜕𝑍(𝐴𝑉𝑙𝜌𝑙𝑣𝑙

2) − 𝜆𝑙1

2𝜌𝑙|𝑣𝑙|𝑣𝑙

𝑆𝑙

4𝐴+ 𝜆𝑖

1

2𝜌𝑔|𝑣𝑟|𝑣𝑟

𝑆𝑖

4𝐴+

𝑉𝑙𝜌𝑙𝑔 cos 𝛼 − 𝜓𝑔 𝑉𝑙

𝑉𝑙+ 𝑉𝑑 𝑣𝑎 − 𝜓𝑒𝑣𝑖 + 𝜓𝑑𝑣𝑑 − 𝑉𝑙𝑑(𝜌𝑙 − 𝜌𝑔)𝑔

𝜕𝑉𝑙

𝜕𝑍sin 𝛼 (9)

Para a equação da energia, foi aplicada uma mistura de equação de conservação de

energia:

𝜕

𝜕𝑡[𝑚𝑔 (𝐸𝑔 +

1

2𝑣𝑔

2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑙 (𝐸𝑙 +1

2𝑣𝑙

2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑑 (𝐸𝑑 +1

2𝑣𝑑

2 + 𝑔ℎ)] =

− 𝜕

𝜕𝑧 [𝑚𝑔𝑣𝑔 (𝐻𝑔 +

1

2𝑣𝑔

2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑙𝑣𝑙 (𝐻𝑙 +1

2𝑣𝑙

2 + 𝑔ℎ) + 𝑚𝑑𝑣𝑑 (𝐻𝑑 +1

2𝑣𝑑

2 + 𝑔ℎ)] + 𝐻𝑠 +

𝑈 (10)

Onde V é a fração de volume; 𝜌 é a densidade em kg/m³; v é a velocidade em m/s; A é

a área da seção transversal do tubo em m²; 𝜓𝑔é a transferência de massa entre as fases em

kg/m³.s; 𝜓𝑙 e 𝜓𝑑são a taxa de arrastamento e deposição respectivamente em kg/m³.s;𝐺𝑙 é a

possível fonte de massa da fase f em kg/m³; P é a pressão em Pa; Sg, Sl e Si é o perímetro

molhado do gás, do líquido e da interface; 𝛼 é a obliquidade do tubo em rad; 𝐻𝑠 é a entalpia

da fonte da massa em J/kgs; E é a energia interna por unidade de massa em J/kg; h é a

elevação em m; U é a transferência de calor nas paredes do tubo em J/m³; g é a aceleração da

gravidade em m/s².

Utilizando PVTsim foi possível aplicar os seguintes parâmetros:

• Diferença entre o potencial químico da água no estado hidratado e no estado de

água pura (podendo estar no estado sólido, líquido e gasoso), com 𝜇𝛽 sendo o

potencial químico do hidrato vazio;

𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 = (𝜇𝐻 − 𝜇𝛽) + (𝜇𝛽 − 𝜇𝛼) (11)

• Efeito estabilizador na estrutura do hidrato causado peça adsorção das

moléculas de gás onde 𝜐𝑖 é o número de cavidades do tipo i, 𝑌𝑘𝑖 é a

possibilidade de que uma cavidade i seja ocupada por uma molécula de gás do

tipo K, NCAV é o número de cavidades por células unitárias na estrutura do



hidrato, N o número de componentes presentes que podem entrar em uma

cavidade na estrutura do hidrato, R constante do gás, ln(𝑓𝑤/𝑓𝑤0)=ln 𝑥𝑤

porém se os inibidores forem injetados nos fluidos de perfuração então

ln(𝑓𝑤/𝑓𝑤0)=ln(𝑦𝑤 𝑥𝑤) com 𝑦𝑤 e 𝑥𝑤 sendo o coeficiente de atividade e a fração

molar da água, respectivamente:

𝜇𝐻 − 𝜇𝛽 = 𝑅𝑇 ∑ 𝑣𝑖 𝑁𝐶𝐴𝑉𝑖=1 ln(1 − ∑ 𝑌𝐾𝑖

𝑁𝐾=1 ) + 𝑅𝑇 ln(

𝑓𝑤

𝑓𝑤0) (12)

• Diferença entre o potencial químico da água na estrutura do hidrato e o

potencial químico da água na forma de gelo ou líquido onde Δ𝐻 𝑒 Δ𝑉 são as

mudanças na entalpia molar e no volume molar associado a transição, 𝑇0 é a

temperatura em 𝐶0 e P a temperatura em Pa:

𝜇𝛽−𝜇𝛼

𝑅𝑇=

Δ𝜇(𝑇0,𝑃0)

𝑅𝑇0− ∫

Δ𝐻

𝑅𝑇2

𝑇

𝑇0𝑑𝑇 + ∫

Δ𝑉

𝑅𝑇2

𝑝

𝑝0 𝑑𝑝 (13)

Aplicado essas equações através da ferramenta PVTsim, foi possível se obter as

seguintes relações:

• 𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 = 0 , indica que o estado de hidrato e o estado de água líquida ou

sólida possuem equilíbrio no potencial químico, ou seja, são igualmente

favoráveis;

• 𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 < 0, indica a incidência de hidrato em que parte da água em

equilíbrio pode estar na forma de hidrato;

• 𝜇𝐻 − 𝜇𝛼 > 0, indica que não existe hidrato e a água estará na forma de líquido

ou gelo.

O método proposto por Guo, et al, (2016) conseguiu então fazer uma análise da área

de formação de hidratos no poço, utilizando os seguintes procedimentos:

• Através da ferramenta OLGA foram desenhados o perfil de temperatura e

pressão por intermédio dos seus respectivos modelos;

• Através da ferramenta PVTsim, foi traçado a curva do perfil de temperatura de

equilíbrio de formação de hidrato de gás com base no perfil de pressão e do

modelo de equilíbrio de hidrato de gás;

• Comparado essas curvas, foi possível obter área de formação de hidrato de

gás;



Outro estudo feito também em 2016 por Nascimento estudou um método para analisar

a formação de hidratos em um gasoduto submarino em águas profundas. Além de outros

parâmetros, o método incluiu o cálculo da temperatura de formação de hidratos através da

correlação de Sazamarfei (2015) em conjunto com o método gráfico de Katz, et al, (1940).

Em 2015, Sazamarfei (2015) formulou uma equação desenvolvida com base em 22

pontos de dados, cobrindo gravidades especificas do gás de 0,55 a 1, sendo comparado a

vários modelos conhecidos. Para fazer a comparação com outros modelos, foram

implementados e calculados o erro médio relativo e o erro médio absoluto. As precisões dos

modelos foram então avaliadas a partir das Equação 14 e 15.

𝐸𝑀𝐸(%) = 100

𝑛∑ |

𝑇(𝑘)𝑒𝑥𝑝

−𝑇(𝑘)𝑐𝑎𝑙𝑐

𝑇(𝑘)𝑒𝑥𝑝

𝑛𝑛=1 | (14)

𝐸𝑀𝐴 = 1

𝑛|𝑇(𝑘)

𝑒𝑥𝑝− 𝑇(𝑘)

𝑐𝑎𝑙𝑐| (15)

• 𝐸𝑀𝐸 = Erro médio relativo;

• 𝐸𝑀𝐴 = Erro médio absoluto;

• 𝑇(𝑘)𝑒𝑥𝑝

= Temperatura experimental de formação de hidratos;

• 𝑇(𝑘)𝑐𝑎𝑙𝑐 = Temperatura calculada de formação de hidratos;

• 𝑛 = Número de pontos de dados;

A partir dos cálculos dos erros, Sazamarfei (2015) provou que sua correlação se

mostrou mais precisa com os dados experimentais, validando assim seu método.

A correlação de Sazamarfei (2015) foi então utilizada por Nascimento (2016), por ter

sido provada um método simples e de alta precisão para estimar a temperatura de formação de

hidratos como função da pressão do gás e da gravidade específica.

𝑇(𝐾) = 𝐴 𝛾𝐵(ln 𝑃)𝐶 (16)

• 𝑇 = Temperatura de formação de hidratos, K;

• 𝛾 = Densidade do gás;

• 𝑃 = Pressão, KPa;

• 𝐴 = 194,681789;

• 𝐵 = 0,044232;

• 𝐶 = 0,189829;



Com pressão e densidades operacionais conhecidas, foi possível calcular a temperatura

de formação de hidratos. Os valores foram então comparados com o gráfico de Katz, et al,

(1940) figura 2-12, para comprovar a eficiência ou não do método proposto por Nascimento

(2016). O método gráfico de Katz permite prever para um gás natural a temperatura de

formação de hidratos para uma dada pressão, tendo como parâmetro a densidade do gás

natural em relação ao do ar.

Figura 2-12 Gráfico de Katz

Fonte: KATZ, 1940

A quantidade necessária de injeção de inibidor de hidratos foi também calculada,

utilizando a correlação de Hammerschimidt (1939), equação 17. Nesse cálculo necessita-se

saber da queda de temperatura sofrida na superfície até o ponto mais frio, o peso molecular do

inibidor e a constante específica para cada inibidor. A vazão de injeção de inibidor foi

calculada através do produto do volume solução comercial e a vazão de operação.

𝑊𝑖 = 100 ∆𝑇 𝑀𝑀𝐼

∆𝑇 𝑀𝑀𝐼+𝐾ℎ (17)

• 𝑊𝑖 = Porcentagem em massa do inibidor na água líquida;

• ∆𝑇 = Queda de temperatura do ponto de formação de hidrato;



• 𝑀𝑀𝑙 = Massa molecular do inibidor;

• 𝐾ℎ = Constante empírica de inibidores;



3 METODOLOGIA

Neste capítulo serão analisados e comparados métodos de previsão de formação de

hidratos baseados em modelos matemáticos. O comparativo tem como base artigos

científicos relacionados ao tema, disponíveis nas referências.

Metodologia para comparação resultados

Para comparar a efetividade das correlações utilizadas nos estudos feitos por Guo e

colaboradores (2016) e Nascimento (2016), foram feitos os seguintes procedimentos:

• Utilizando as variáveis operacionais estudadas no modelo proposto por Guo e

colaboradores da tabela 3-1, foram calculados a temperatura de formação de

hidratos, aplicando a correlação de Safarmizaei (18) e a quantidade de inibidor

termodinâmico necessário para diminuir a temperatura de formação de hidratos

aplicando a correlação de Hammerschmidt (19), ambas utilizadas no estudo

feito por Nascimento (2016).

𝑇(𝐾) = 𝐴 𝛾𝐵(ln 𝑃)𝐶 (18)

𝑊𝑖 = 100 ∆𝑇 𝑀𝑀𝐼

∆𝑇 𝑀𝑀𝐼+𝐾ℎ (19)

Tabela 3-1 Variáveis operacionais modelo Guo e colaboradores

Variáveis operacionais

Densidade relativa do gás 0,55

Pressão de formação

45600 KPa

Profundidade 4094 m Fonte: GUO, et al, (2016)

Gerando os resultados é possível analisar a precisão das correlações utilizadas no

estudo feito por Nascimento (2016) quando aplicada a situações de altas pressões e

profundidades do estudo feito por Guo e colaboradores (2016).



Software Hydrate Plus

O Hydrate plus 1.12 é um software industrial criada pela FlowPhase Inc, que é uma

empresa de desenvolvimento de software de engenharia. Esse software consegue prever a

temperatura de formação de hidratos e calcular a vazão de inibidor necessária, a partir de

dados da composição do gás e da temperatura.

Hydrate plus foi então utilizado para calcular a temperatura de formação de hidratos

com os parâmetros estudados no modelo de Nascimento (2016) e assim analisar a precisão do

estudo.

Figura 3-1 Interface Hydrate Plus



Para sua utilização é necessário fornecer dados da composição do gás e da pressão.

No estudo feito por Nascimento (2016), a região estudada foi a do gasoduto de Lula-

Mexilhão, com variáveis operacionais e composição do gás dados nas tabelas 3-2 e 3-3.

Tabela 3-2 Variáveis operacionais Nascimento

Variáveis operacionais

Densidade

0.72 Pressão

7300 KPa

Vazão

10 MM m³/dia Fonte: NASCIMENTO, 2016

Tabela 3-3 Composição do gás

Fonte: NASCIMENTO, 2016

Quando é detectado o problema de formação de hidratos, é necessário tomar medidas

para garantir a efetividade do escoamento. Uma das possíveis medidas a se tomar é a adição

de inibidores. O software Hydrate Plus também é capaz de calcular a vazão de injeção de

inibidor necessária, como mostra a figura 3-2, a partir de dados fornecidos.

COMPONENTE DESCRIÇÃO DO COMPONENTE % em mol

C1

Metano

78.552

C2

Etano

10.2923

C3

Propano

4.3858

nC4

Normal-butano

1.0989

iC4

Iso-butano

0.8438

CO2

Gás carbônico

0.1275

N2 Nitrogênio 4.6997



Figura 3-2 Hydrate Plus cálculo de inibidor

O Hydrate Plus foi utilizado para calcular a taxa de inibidor necessária para os

parâmetros do estudo feito por Guo e colaboradores (2016) e do estudo feito por Nascimento

(2016), tabela 3-4 e 3-5 respectivamente, e assim prever a taxa de inibidor necessária para

garantir o escoamento efetivo dos dois estudos.

Tabela 3-4 Variáveis Operacionais Guo Hydrate Plus

Variáveis Operacionais Unidade

Vazão de gás

2 MM m³/dia

Pressão mais alta sistema

45600 KPa

Temperatura mínima 2.5 °C Fonte: GUO, et al, (2016)

Tabela 3-5 Variáveis Operacionais Nascimento Hydrate Plus

Variáveis Operacionais Unidade

Vazão de gás

10 MM m³/dia

Pressão mais alta sistema

25000 KPa

Temperatura mínima -3 °C Fonte: NASCIMENTO, 2016



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Estudo feito por Guo e colaboradores

Através das ferramentas usadas por Guo, et al, (2016) foram calculadas as condições

de equilíbrio de hidrato de metano em água pura utilizando além de outros métodos, o método

gráfico empírico, o método de Hammerschmidt(1939) e o método proposto, para então

comparar com os dados experimentais e validar o modelo, como mostra a figura 4-1.

Figura 4-1 Curvas de equilíbrio de hidrato de metano

Fonte: Adaptado de Guo, et al, 2016

A partir da análise da figura 4-2 pode-se notar que o método proposto por Guo, et al,

(2016) está mais de acordo com os dados experimentais do que os outros dois métodos

comparados. Assim o método foi validado para uso de previsão de condições de equilíbrio de

hidratos de gás natural.



A partir das duas ferramentas utilizadas, o modelo gerou o valor da temperatura de

formação de hidratos de gás de um poço de águas profundas a 4094 metros com uma vazão de

gás de, sendo esta a 26 °C (GUO, et al, 2016). O modelo também analisou a área de formação

de hidratos desde a superfície do poço até o fundo, quando injetados diferentes concentrações

de inibidores termodinâmicos, como mostrado na figura 4-2. Nesse modelo, a produção de

gás inserida nos cálculos deve ser superior a 100 x 104 m³, a fim de garantir um fluxo de

fluido seguro no poço. Os inibidores propostos para ser utilizado nesse método foram o NaCl,

devido a sua alta eficiência, e o metanol (MeOH) por conta da sua baixa viscosidade.

Figura 4-2 Formação de hidratos com ação de inibidores

Fonte: GUO, et al, 2016

A formação de hidrato de gás pode ser mais eficientemente evitada com o aumento das

concentrações de inibidores. MeOH e NaCl injetado na fase líquida, pode alterar o potencial

químico da água ou hidrato mudando as condições de equilíbrio termodinâmico da formação

de hidrato. Fazendo isso a curva de equilíbrio se move para área de baixa temperatura e alta

pressão, sendo o NaCl mostrando um melhor resultado que o metanol com 25% de taxa de

injeção necessária. Caso seja utilizado o metanol, a quantidade necessária para diminuir a

faixa de temperatura de formação de hidratos mais efetiva seria 30 %.



Estudo feito por Nascimento

Através da aplicação da correlação de Safarmizaei (2015), foi possível então se obter a

temperatura de formação de hidratos para as condições operacionais do estudo de

Nascimento, sendo esta temperatura igual a 17,45 °C (NASCIMENTO, 2016).

A correlação de Safarmizaei (2015), empregada pelo estudo feito por Nascimento

(2016), consegue abranger densidades de 0,55 a 1, porém só consegue manter uma baixa faixa

de erro se operado a pressões abaixo de 40 MPa. Este é um fator positivo por ser uma forma

relativamente simples, se comparado a outros métodos, para prever a temperatura de

formação dos primeiros cristais de hidratos.

O estudo também calculou a quantidade de injeção de um inibidor termodinâmico

necessária para reduzir a quantidade de água livre na mistura, utilizando a correlação de

Hammerschmidt (1939). O inibidor utilizado foi o metanol que possui massa molecular igual

a 32,042 e constante empírica igual a 1297 quando a temperatura é inserida em °C. A

quantidade necessária inibidor calculada pelo estudo foi de 33,56 % de metanol

(NASCIMENTO, 2016).



Comparativo das correlações

A precisão da correlação de Safarmizaei (2015), utilizada no estudo feito por

Nascimento (2016), foi testada quando aplica a situação de alta pressão do estudo feito por

Guo, et al, (2016). A temperatura de formação hidratos prevista pelo estudo feito por Guo e

colaboradores, na pressão de 45,6 Mpa, foi de 26 °C ou 299,15 K. Quando a correlação de

Safarmizaei (2015) foi aplicada nessas condições, a temperatura prevista de formação de

hidratos foi de 24,33 °C ou 297,48 K. Essa divergência de valor se deu pelo fato que a

correlação de Safarmizaei só gera resultados confiáveis para pressões de até 40.000 KPa

gerando então erros quando aplicada as condições de pressão estudadas por Guo e

colaboradores.

O método proposto por Guo, et al, (2016) também analisou a área de formação de

hidratos quando injetado diferentes taxas de inibidores injetados, sendo o efeito mais eficiente

e indiciado quando injetado 30% de metanol. O estudo feito por Nascimento (2016) também

calculou a quantidade de inibidor termodinâmico necessário para diminuir de forma efetiva a

temperatura de formação de hidratos utilizando a correlação de Hammerschmidt (1939).

Quando essa correlação é aplicada nos parâmetros do modelo de Guo e colaboradores, a

quantidade de inibidor necessária muda para 35,72% de metanol. Essa diferença se deve pelo

fato de que a correlação de Hammerschmidt (1939) só é precisa para concentrações de 20% a

25% de inibidor, situação essa fora das condições extremas estudadas no método Guo, et al,

(2016).



Resultados Hydrate Plus

A ferramenta Hydrate Plus foi utilizada para calcular a temperatura de formação de

hidratos, a partir de dados da pressão e da composição do gás dos parâmetros utilizados no

estudo feito por Nascimento (2016). O software pode calcular a temperatura de formação de

hidratos através de dois métodos, o de Baillie-Wichert ou o de Mann et al. A correlação

utilizada escolhida foi a de Mann et al devido a sua alta precisão quando comparado com os

modelos computacionais mais rigorosos (CARROLL, 2003). A temperatura gerada pela

simulação foi de 13,159 °C ou 55,686 °F, como indicado na figura 4-3.

Figura 4-3 Resultado para TFH utilizando Hydrate Plus



O software também foi utilizado para calcular a vazão de injeção de inibidor metanol

para os parâmetros do estudo de Guo, et al, (2016) e Nascimento (2016) através do método de

John J. Carrol. Os resultados são mostrados na figura 4-4 e 4-5.

Figura 4-4 Resultados para taxa de injeção de inibidor para os parâmetros de Guo e colaboradores



Figura 4-5 Resultados para taxa de injeção de inibidor para parâmetros de Nascimento

Como mostrado na figura 4-5, para os dados operacionais de Guo, et al, (2016), a taxa de

injeção de inibidor metanol foi de 1559,245 gal/dia. Já para os dados operacionais de

Nascimento (2016) a taxa de injeção de inibidor metanol foi de 800,361 gal/dia, como

indicado na figura 4-5. Para evitar a formação de hidratos durante o escoamento a

temperatura de formação de hidratos de gás deve ser mantida menor que a temperatura mais

baixa prevista no escoamento. A menor temperatura do escoamento para o estudo feito por

Guo, et al, (2016) foi de 2,5°C com temperatura de formação de hidratos de 26 °C e para o

estudo feito por Nascimento (2016) a menor temperatura de escoamento foi de -3°C com

temperatura de formação de hidratos de 13°C. Como a diferença entre a temperatura de

formação de hidratos de gás e a menor temperatura prevista para o escoamento foi maior para



o estudo feito por Guo, et al, (2016), quando comparado com o estudo feito por Nascimento

(2016), se fez necessário injetar uma taxa maior de inibidor termodinâmico no estudo feito

por Guo, et al, (2016) para diminuir a temperatura de formação de hidratos e assim

desfavorecer a formação de hidratos de gás.

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Conclusões

A partir da análise dos resultados, podem-se tirar as seguintes conclusões:

• Guo, et al, (2016), conseguiram formular um método baseado nas ferramentas

OLGA e PVTsim, para prever a área de formação de hidratos de gás num poço

com parâmetros de um poço de águas profunda do mar do sul China;

• Um estudo feito por Nascimento (2016) conseguiu prever a área de formação

de hidratos com dados sobre um gasoduto em águas profundas, utilizando a

correlação de Safarmizaei (2015) e o método gráfico de Katz (1940);

• A correlação de Safarmizaei (2015) é muito utilizada devido a sua

simplicidade de cálculos, porém encontra dificuldades quando utilizada para

altas pressões de formação de hidratos, necessitando de ajustes para avaliação

de pressão;

• O resultado do cálculo da temperatura de formação de hidratos utilizando a

correlação de Safarmizaei (2015) quando aplicado nos parâmetros operacionais

do modelo Guo, et al, (2016), mostrou divergência de valor quando comparado

com o resultado original do modelo de Guo. Isso se deve pelo fato de que a

correlação de Safarmizaei (2015) não tem uma boa precisão quando utilizada

para faixas de altas pressões;

• Aplicando a correlação de Hammerschmidt (1939), utilizada pelo estudo feito

por Nascimento (2016), nos parâmetros do modelo de Guo, et al, (2016), a

quantidade de inibidor necessária para diminuir a temperatura de formação de

hidratos foi calculada. O resultado do cálculo mostrou divergência de valor



com o resultado original do modelo de Guo e colaboradores, de 30% calculado

pelo modelo Guo, para 35,72% calculado pelo modelo de Nascimento. O

motivo dessa divergência é que a correlação de Hammerschmidt (1939) é mais

precisa para concentrações de 20% a 25%, sendo necessário utilizar outra

correlação para faixas de concentrações maiores;

• Quando utilizado para faixas não muito altas de pressão, a correlação de

Safarmizaei (2015) se mostra simples e eficiente. Porém, o método de Guo, et

al, (2016) consegue calcular com precisão efetiva faixas de altas pressões,

sendo assim o mais indicado para cálculos de previsão de formação de hidratos

de gás em águas ultra profundas;

• Quando existe a possibilidade de formação de hidratos durante um

escoamento, se faz necessário tomar algumas medidas para minimizar a

formação de hidratos de gás. Uma dessas medidas é a injeção de inibidor

termodinâmico que tem a finalidade diminuir a temperatura de equilíbrio

necessária para a formação de hidratos de gás, deixando-a menor que a

temperatura mais baixa prevista durante o escoamento. Calculado a

temperatura de formação de hidratos para o estudo feito por Guo, et al, (2016)

e para o estudo feito por Nascimento (2016), o software Hydrate Plus foi

utilizado para calcular a vazão de injeção de inibidor metanol necessária para

os dois estudos. Os resultados indicaram que a taxa de injeção de inibidor foi

mais alto para o estudo feito por Guo, et al, (2016) mesmo a uma vazão de gás

mais baixa, mostrando que quanto mais extremas forem as condições de

pressão e temperatura, maior será a taxa de injeção de inibidor termodinâmico

necessário para desfavorecer a formação de hidratos de gás.

Esse estudo possibilitou analisar métodos de previsão e prevenção de formação de

hidratos de gás sob diferentes condições operacionais e assim comparar tanto sua efetividade

como sua precisão. A análise dos erros característicos de cada método também deve ser

levada em conta na hora da escolha do método a ser utilizado, para assim se ter um resultado

mais realista possível das condições de formação de hidratos principalmente em áreas de

condições extremas de profundidade e pressão.



Recomendações

Como muitas reservas de gás natural foram encontras em condições cada vez mais

extremas, percebe-se uma grande necessidade de buscar métodos e softwares mais efetivos

para cálculos de temperatura de formação de hidratos de gás e então calcular a vazão de

inibidor necessária para evitar a formação de hidratos de gás. Esses métodos precisam

considerar em seus cálculos parâmetros exatos e condições realistas de altas pressões para

assim conseguir tomar medidas preventivas eficientes contra hidratos de gás, garantido a

segurança nas operações de produção e transporte de gás natural.



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ESTUDO DE MODELOS DE FORMAÇÃO DE HIDRATOS DE GÁS

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