Avaliação do tempo de shutdown em linhas submarinas de dutos para transporte de petróleo

Abstract

As águas ultra profundas (de até 3000 m) e o “pré-sal” são a próxima fronteira para a exploração de petróleo offshore (em alto mar) no Brasil. Para isso, se faz necessário o uso de dutos, os quais tenham resistência em longo prazo (durabilidade de cerca de 25 anos) às solicitações mecânicas e do ambiente marinho. Um dos pontos mais importantes dos dutos é o isolamento térmico da estrutura para evitar a formação de hidratos e incrustações de parafina no interior do duto, os quais interferem no escoamento do fluido. O plano de manutenção (rush-to-repair) de uma linha de tubulação submarina de transporte de petróleo pode acarretar no shutdown (desligamento) da linha, ou seja, na parada do escoamento de fluido. Durante o shutdown, a temperatura do petróleo tende a decrescer continuamente e as moléculas pesadas a se cristalizar (ou agregar), suspendendo-se no petróleo, o que pode reforçar a sua interação e aumentar a viscosidade do mesmo, até formar uma estrutura em rede (composto parafínico), podendo congelar a linha. Uma vez que a linha esteja incrustada durante o shutdown, será necessário um procedimento de injeção de pressão (ou solvente) para desbloqueá-la e reiniciar (restart) o escoamento. Porém, caso essa fique completamente congelada, estará perdida, sendo necessário o lançamento de uma nova linha como by-pass, o que custará milhões de reais. Por isso, é importante a realização de estudos experimentais e computacionais do comportamento de linhas de transporte de petróleo submetidas a um shutdown, e a avaliação do tempo necessário para se chegar a temperaturas críticas de congelamento (shutdown time), com o intuito de apresentar uma proposta de reinício seguro, eficaz e econômico para a linha. Assim, este trabalho foi realizado com o objetivo de se analisar a distribuição de temperatura de uma linha de tubulação com isolamento térmico constituído de revestimento multicamada durante seu período de reinício (regime transiente), de serviço (regime permanente) e de shutdown, e se estimar o tempo necessário para que essa chegue a temperaturas críticas durante o shutdown de aproximadamente 40 oC, quando se intensifica a formação de parafina no interior do duto, e 25 oC, quando se inicia o congelamento do duto. Para tal, foram conduzidas simulações com o Método dos Elementos Finitos (MEF) através do software COMSOL Multiphysics 4.4, comparando os resultados numéricos com os obtidos durante testes experimentais de dutos industriais e previsões dos modelos relacionados na bibliografia. Com isso, verificou-se que em cerca de 7 h de parada (shutdown), numa linha submarina de transporte de petróleo, ocorrerá a intensificação na formação de compostos parafínico, dificultando o processo de reinício (restart) da linha, e em cerca de 13 h e 30 min, se iniciará o congelamento, impossibilitando os métodos tradicionais de reinício, baseados na injeção de fluido a alta pressão. Logo, tais condições devem ser previstas nos planos de manutenção e reinício das linhas submarinas, para garantir que o procedimento tomado seja seguro, eficaz e econômico.