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Mestrado - Roque Martins Duarte Junior

por dirppg-ct publicado 17/03/2020 08h44, última modificação 17/03/2020 09h06
Avaliação Experimental do Reinício de Escoamento de Solução Aquosa de LAPONITA® RD
Quando
31/03/2020
de 09h00 até 12h00
(America/Sao_Paulo / UTC-300)
Onde
Sede Ecoville - L - 101
Pessoa de contato
Prof. Cezar Otaviano Ribeiro Negrão
Participantes
Orientador(a): Prof. Cezar Otaviano Ribeiro Negrão, Phd. - UTFPR
Coorientador(a): Prof. Eduardo Matos Germer, Dr. - UTFPR
Banca examinadora:
Presidente: Prof. Cezar Otaviano Ribeiro Negrão, Phd. - UTFPR
Profa. Mônica Feijó Naccache, Dra.. - PUC-RIO
Prof. Diogo Elias da Vinha Andrade, Dr. - UTFPR
Prof. Admilson Teixeira Franco, Dr. - UTFPR
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Resumo: Durante a produção offshore, os reservatórios de petróleo podem alcançar até 7.000 metros de profundidade em relação à superfície do mar. A pressão e a temperatura do petróleo nessas condições podem atingir valores de 100 MPa e 150 °C, respectivamente, enquanto o leito marinho encontra-se a aproximadamente a 4 °C. Dessa forma, durante a produção e o transporte de petróleo até a costa, que ocorre através de oleodutos, o petróleo fica sujeito a altos gradientes de temperatura. Essa diferença de temperatura causa o resfriamento do óleo, provocando a cristalização dos cristais de parafina e como consequência a gelificação do óleo na tubulação. Nessas condições, o óleo apresenta comportamento não newtoniano como viscoplasticidade, elasticidade, dependência temporal e do histórico de cisalhamento. Para reiniciar o escoamento do material gelificado é necessário impor pressões superiores às utilizadas durante a produção, que se forem muito elevadas podem danificar as tubulações e causar problemas econômicos e ambientais. Compreender a influência de cada parâmetro reológico durante o reinício é tarefa difícil devido a complexidade do petróleo, portanto com o objetivo de investigar experimentalmente somente a influência da dependência temporal (tixotropia) sobre o fenômeno de reinício de escoamento será utilizado um fluido tixotrópico modelo. Para tal, será utilizado uma solução aquosa de Laponita® RD com concentração de 2% numa unidade experimental composta por uma longa tubulação helicoidal (serpentina), inserida numa câmara térmica isolada. Para avaliar o comportamento do material foram realizados os ensaios de curva de escoamento, patamares com imposição de vazão e pressão, reinício de escoamento com imposição de vazão, com aplicação de diferentes tempos de repouso e visualização. Por meio da curva de escoamento foi possível caracterizar o comportamento reológico de fluido viscoplástico no regime permanente. No teste de patamares de vazão foi confirmado a dependência no histórico de cisalhamento do material. Posteriormente, no reinício com imposição de vazão com diferentes tempos de repouso foi demonstrado que o aumento do tempo de repouso atrasa o reinício e aumenta os picos de pressões atingidos. Nos ensaios de reinício com imposição de vazão com visualização e patamares com imposiçao de pressão foi verificado que a mínima tensão que o material escoa é próxima à tensão limite de escoamento (TLE) obtida através da curva de escoamento. Por fim, foi constatado que o aumento do tempo de repouso e do envelhecimento da Laponita® induziu o surgimento de quebras parciais da estrutura gelificada durante o teste de reinício de escoamento.
Palavras-chave: Laponita®, petróleo, reinício de escoamento, tixotropia, unidade experimental

Experimental Evaluation Start-up Flow of Aqueous Solution of LAPONITE® RD
Abstract: During crude oil production, oil reservoirs can reach up to 7,000 meters of depth. The oil pressure and temperature in these conditions can reach up values of 100 MPa and 150 °C, respectively, while the seabed is approximately at 4 °C. Thus, during the production and transportation of crude oil from these reservoirs to the shore, which occurs through pipelines, the oil is subject to high temperature gradients. This temperature difference causes the oil to cool down, causing the crystallization of the paraffin crystals and, consequently, the oil gels in the pipeline. Under these conditions, the oil has a non-Newtonian behavior such as viscoplasticity, elasticity, temporal and shear history dependence. In order to restart the flow of the gelled material, it is necessary to impose higher pressures than the ones used during production. If the pressures are too high, the pipelines may be damaged causing economic and environmental problems. Understanding the influence of each rheological parameter during the startup is a difficult task due to the complexity of the oil. So in order to isolate and investigate the time dependence (thixotropy) experimentally on the flow startup phenomenon, a model thixotropic fluid will be used. For this purpose, an aqueous solution of Laponite® RD with a concentration of 2% will be used in a laboratory-scale flow loop with a long helical pipeline placed in a thermally insulated chamber. To evaluate the material behavior the following tests will be performed: flow curve, flow rate and pressure steps, flow startup with different resting times and visualization by flow rate imposition. Through the flow curve it was possible to characterize the rheological behavior of a shear thinning yield-stress fluid in the steady-state regime. The flow rate steps test confirmed the dependence on the shear history of the material. Besides that, the flow startup demonstrated that the increase in the resting time delays the restart and increases the overshoot pressure reached. In the flow startup test with visualization and in the pressure steps, it was verified that the minimum stress that the material flows is similar to the yield-stress obtained through the flow curve. Finally, it was observed that an increase in the resting time and aging of Laponite® induced the appearance of partial breaking in the gelled structure during the flow startup tests.
Keywords: crude Oil, flow startup, laboratory-scale flow loop, Laponite®, thixotropy.


Lista de publicações: - Duarte Junior, R.M., Ihlenfeldt, E.R.M., Santos, T.G.M., Pereira, L.G., Germer, E.M., Negrão, C.O.R. Experimental analysis of the restart flow of a thixotropic fluid in pipeline. In: 25th ABCM International Congress of Mechanical Engineering - COBEM, 2019, Uberlândia/MG. Anais do 25th COBEM, 2019.

- Duarte Junior, R.M., Ihlenfeldt, E.R.M., Santos, T.G.M., Pereira, L.G., Germer, E.M., Negrão, C.O.R. Analysis of Flow Start-Up of a Time Dependent Material. In: Encontro Nacional de Construção de Poços de Petróleo e Gás - ENAHPE 2019, Serra Negra/SP.