Resumo. Abstract. 1. Introdução
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- Lara Batista Rocha
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1 IBP1339_05 INFLUÊNCIA DA VISCOSIDADE CINEMÁTICA SOBRE O CUSTO ENERGÉTICO NO ESCOAMENTO DE PETRÓLEO Kennedy F. M. Lucena 1, Euriclides G. Tôrres 2, Ivonaldo de S. Lacerda 2, Érica C. M. N. Machado 3 Copyright 2004, Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás - IBP Este Trabalho Técnico foi preparado para apresentação na Rio Pipeline Conference & Exposition 2005, realizada no período de 17 a 19 de outubro de 2005, no Rio de Janeiro. Este Trabalho Técnico foi selecionado para apresentação pelo Comitê Técnico do evento, seguindo as informações contidas na sinopse submetida pelo(s) autor(es). O conteúdo do Trabalho Técnico, como apresentado, não foi revisado pelo IBP. Os organizadores não irão traduzir ou corrigir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, seus Associados e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor(es) que este Trabalho Técnico seja publicado nos Anais da Rio Pipeline Conference & Exposition Resumo No escoamento do petróleo em oleodutos deseja-se a obtenção da máxima produção com o menor custo, atendendo às restrições técnicas, operacionais e administrativas. Hidraulicamente, uma das maiores dificuldades no escoamento em oleodutos está relacionada à elevada viscosidade que os fluidos produzidos podem apresentar e suas variações presenciadas durante o transporte. Nesse estudo utilizou-se o software SmartPumping para analisar o comportamento hidráulico da rede e o custo operacional devido ao consumo energético, em função da variação da viscosidade do fluido. Dois cenários foram simulados, utilizando-se uma viscosidade cinemática inicial de 3,029x10-5 m 2 /s, que foi reduzida gradualmente até um limite mínimo de 10 da viscosidade inicial, mantendo-se as demais propriedades do fluido constantes. No cenário 1 verificou-se que a redução da viscosidade implicou na redução do custo com energia em até 14,53, no aumento da produção diária em até 3,88 e na redução do custo por volume escoado em até 17,73, sem alterações na programação das bombas. O cenário 2 apresentou comportamento semelhante ao cenário 1, no entanto, foram necessárias intervenções para se obter operações que não violassem as restrições. Os resultados ratificaram a grande interferência da viscosidade nas operações e nos custos de um sistema de escoamento de petróleo. Abstract In the petroleum pipelines flow the objective of the maximum production with the minor cost is desired, considering the techniques, operational and administrative restrictions. One of the biggest difficulties in the pipelines flow is related to increase of viscosity that the fluids produced can present and to the variations during the transport. In this study had been analyzed through computational simulations, using SmartPumping software, the hydraulical behavior of the network and the operational cost with energy consumption, in function of the variation of the viscosity. Two scenes had been simulated, using a initial kinematic viscosity of 3,029x10-5 m 2 /s, that it was reduced gradually until the minimum limit of 10 of initial viscosity, remaining the too much constant the fluid properties. In scene 1 it was verified that the reduction of viscosity implied in the reduction of the energy cost in up to 14,53, increase of the daily production in up to 3,88 and the reduction in the cost for m 3 flowed off in up to 17,73, without alterations in the operations. Scene 2 presented similar behavior to scene 1, however, had been necessary interventions to get operations that did not violate the restrictions. The results had ratified the interference of viscosity in the operations and the system petroleum flow costs. 1. Introdução O escoamento de petróleo em oleodutos tem demandado estudos objetivando maximizar o transporte do fluido, minimizar os custos operacionais do escoamento, aperfeiçoar o monitoramento e controle dos sistemas de transporte e aumentar a confiabilidade quanto à prevenção de acidentes ambientais. Apesar dos avanços alcançados, esse escoamento apresenta desafios tecnológicos relacionados ao domínio dos fenômenos hidráulicos envolvidos, à 1 Doutor em Recursos Naturais - Centro Federal de Educação Tecnológica da Paraíba. CEFET-PB. 2 Engenheiro Civil - Universidade Federal de Campina Grande. UFCG. 3 Mestranda em Engenharia Civil e Ambiental - Universidade Federal de Campina Grande. UFCG.
2 elevada complexidade, e ao aperfeiçoamento das técnicas aplicadas para descrever com precisão os comportamentos dos fluidos no interior das tubulações (Wang et al., 1994). Esta complexidade hidráulica decorre principalmente da multiplicidade de fluidos que podem estar presentes em um mesmo instante ao longo de uma tubulação, podendo gerar escoamentos multifásicos, e dos diferentes padrões de escoamento (Silva et al. 2000; Bannwart, 2001). Dentre as propriedades reológicas do petróleo a que mais influencia o escoamento é a viscosidade cinemática, que além de ser muito dependente da temperatura e da massa específica do fluido pode ser drasticamente afetada pela formação de emulsões no decorrer do transporte (Oliveira & Carvalho, 1998). A elevada viscosidade do petróleo dificulta o escoamento pelo aumento das perdas de carga, requerendo maior capacidade do sistema de bombeamento o que implica em maiores gastos com energia. Além disso, quando se trata de um sistema com tancagem as variações na viscosidade do fluido podem provocar alterações nas operações que passam a exigir maior controle devido aos limites de níveis nos tanques. Diversos estudos têm sido realizados com o objetivo de reduzir a viscosidade do petróleo e minimizar os problemas de escoamento em dutos (Oliveira et al., 2000; Ramalho, 2000; Lima et al., 2003). Neste estudo, objetiva-se quantificar o efeito da viscosidade no escoamento do petróleo em oleodutos, utilizando um modelo de simulação para analisar as implicações econômicas e hidráulicas em um sistema composto por bombas, oleodutos e tanques. O modelo hidráulico utilizado é parte componente do software SmartPumping, desenvolvido através de uma parceria entre a Universidade Federal de Campina Grande UFCG e a PETROBRAS, com financiamento FINEP/CT-PETRO. 2. O Simulador Hidráulico SmartPumping O sistema SmartPumping foi concebido com o objetivo de simular e otimizar a operação de malhas de escoamento de líquidos produzidos na extração terrestre de petróleo, de forma a garantir a máxima eficiência do escoamento da produção e a diminuição dos riscos de falhas operacionais e de acidentes ambientais. Trata-se de uma ferramenta computacional, que visa dar suporte aos operadores das malhas de escoamento e possibilitar a operação remota do processo de transporte terrestre de petróleo. O modelo de simulação se baseia na resolução simultânea de um grupo de equações que descrevem os processos de cada elemento do sistema, objetivando atingir o equilíbrio hidráulico, ou seja, encontrar o ponto de trabalho de todas as bombas do sistema de forma a garantir o escoamento contínuo dentro das limitações físicas e operacionais. O sistema realiza a simulação de redes complexas que apresentem: Associações de vários dutos em série e em paralelo; Fluidos diferentes e variáveis ao longo do tempo; Vários tanques por estação (equalizados e/ou independentes); Malha variável no tempo (topologia flexível); Bombas centrífugas e volumétricas trabalhando em conjunto; Várias unidades consumidoras de energia; Várias redes interdependentes (sub-redes). Em cada passo da simulação, denominado intervalo de cálculo, o SmartPumping permite obter os valores de vazão e velocidade em cada duto, de pressão em cada nó da rede e dos níveis dos tanques, assim como, das propriedades (massa específica, viscosidade, BSW e temperatura) do fluido em todos os pontos da rede, sendo em certos casos derivados da mistura dos diferentes fluidos extraídos dos poços de petróleo. Também é possível obter o custo da operação simulada, resultante do custo relativo ao consumo e a demanda de energia para cada unidade consumidora. É possível visualizar os gráficos de todas as propriedades acima citadas e imprimir tabelas com os resultados da simulação. O sistema possui uma ferramenta de otimização que permite obter um escalonamento ótimo das bombas. Essa ferramenta fornece o escalonamento para um horizonte de operação, de modo a atender a restrições de vazões e pressões nos dutos (mínimas e máximas), de capacidade de armazenamento dos tanques, de operação das bombas e gerenciais ou administrativas, e obter a máxima produção com menor custo. Outra ferramenta disponível no SmartPumping é o Avaliador de Robustez do Simulador, que possibilita realizar a análise de incertezas da simulação, derivados da variabilidade dos dados de entrada, utilizando a Análise de Sensibilidade e o algoritmo de Monte Carlo. 3. Procedimentos das Simulações Este trabalho foi desenvolvido em dois cenários de simulações: Cenário 1: As simulações foram realizadas a partir de uma viscosidade inicial do fluido que foi reduzida gradativamente em intervalos de 10 até o limite mínimo de 10 do valor original. Utilizou-se desta estratégia para que diferentes fluidos fossem analisados, levando-se em consideração a variedade de fluidos que ocorrem no 2
3 escoamento do petróleo, inclusive com o fluxo de água e óleo em alguns momentos da operação. Para se avaliar apenas o efeito da viscosidade foi necessário que se mantivesse a mesma operação adotada, ou seja, a mesma programação das bombas, em todas as simulações. Para isso, foram feitas alterações no sistema de modo que nenhuma restrição quanto aos níveis nos tanques, limites de velocidades de escoamento e limites de pressões nos oleodutos fosse violada. Cenário 2: Foram usadas as mesmas viscosidades das simulações anteriores, mas sem controle das restrições. Desse modo, para as viscosidades que geraram violações de restrições foram obtidas novas operações viáveis (sem violar restrições) com mínima interferência em relação à operação original. A programação das bombas para a obtenção de operações viáveis foi baseada apenas na experiência do analista, sem utilizar, portanto, o módulo de otimização do Smart Pumping Descrição da Malha Utilizada A malha utilizada é baseada em uma malha real (distribuição espacial, comprimento e diâmetros dos dutos, quantidade de estações reais e altimetria dos elementos), porém admitiu-se apenas um tanque em cada estação. Na Figura 1 tem-se a representação da malha em estudo extraída do SmartPumping. Figura 1. Malha utilizada nas simulações do escoamento do petróleo Informações e Principais Considerações Assumidas nas Simulações Várias informações são solicitadas pelo SmartPumping para a implementação de uma simulação, entre as quais o horário inicial da simulação, horizonte da simulação, intervalo de cálculo, intervalo de controle (intervalo mínimo de atuação das bombas), previsão de vazão de entrada nos tanques receptores da extração dos poços, propriedades do fluido, programação das bombas, dados relativos à malha e ao sistema tarifário. Alguns dos dados aplicados neste trabalho estão baseados na literatura e algumas simplificações foram assumidas: Temperatura do fluido constante de 35 C; Densidade relativa do óleo de 0,925 e viscosidade cinemática a 35 C de 3,029x10-5 m 2 /s (Macintyre, 1997); Horizonte de simulação de 24 h; Intervalos de controle e de cálculo de 20 min; Bombas do tipo volumétrica NEMO 2N89 da NETZSCH com 350 rpm; 3
4 Sistema tarifário Horo-sazonal Azul, com tarifas referentes ao período úmido. Foram desconsiderados a energia reativa e o fator de potência. Os valores de tarifa adotados foram (COSERN, 2005): - Consumo (R$/kWh): Ponta úmido = 0,17534 Fora de ponta úmido = 0, Demanda (R$/kW) Ponta = 35,45 Fora de ponta = 11,47 Ultrapassagem em ponta = 106,34 Ultrapassagem fora de ponta = 34,41 A previsão de produção de entrada nos tanques foi estimada com base na capacidade de bombeamento das bombas de cada estação. 4. Resultados e Análise das Simulações 4.1. Resultados para o Cenário 1 Os resultados considerando apenas o efeito da viscosidade, mantendo-se a mesma operação para as diferentes viscosidades podem ser observados na Tabela 1. Para que fosse possível obter uma solução para cada simulação sem a presença de alarmes usou-se o artifício de ajustar a área do tanque de modo que a variação nos níveis dos mesmos foi mínima. As velocidades e pressões mantiveram-se dentro dos limites admissíveis. Como esperado, houve uma importante redução no custo da energia com a diminuição da viscosidade. Essa redução apresentou um comportamento do tipo polinomial de 2 grau e variou de 0,91, para viscosidade 90 da original, a 14,53, para viscosidade 10 da original (Figura 2). Sabendo-se que nesse cenário a operação não foi alterada e que a programação das bombas foi mantida, pode-se afirmar que a redução no custo energético foi determinada pela influência da viscosidade no escoamento que produziu menores alturas manométricas e também menores potências requeridas. Variação Custo () 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 0,1ν 0,2ν 0,3ν 0,4ν 0,5ν 0,6ν 0,7ν 0,8ν 0,9ν 1ν Viscosidade Figura 2. Variação percentual do custo de bombeamento em função da variação na viscosidade cinemática. A produção (volume bombeado) também aumentou em função da diminuição da viscosidade, variando entre 0,25, para viscosidade 90 da original, e 3,88, para a viscosidade 10 da original, o que representou um aumento no escoamento de 899,38 m 3 /dia (Figura 3). O aumento de produção também ocorreu em virtude das menores perdas de carga nas tubulações que possibilitaram a elevação da vazão bombeada sem, no entanto, elevar a potência requerida aos níveis originais. 4
5 Variação Produção () 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 0,1ν 0,2ν 0,3ν 0,4ν 0,5ν 0,6ν 0,7ν 0,8ν 0,9ν 1ν Viscosidade Figura 3. Variação percentual da produção em função da viscosidade cinemática. Observou-se uma diminuição no custo por unidade (m 3 ) de fluido escoado, oscilando entre 1,15, para viscosidade 90 da original, a 17,73 para a viscosidade 10 da original (Figura 4). Variação Custo/Produção () 18,00 15,00 12,00 9,00 6,00 3,00 0,00 0,1ν 0,2ν 0,3ν 0,4ν 0,5ν 0,6ν 0,7ν 0,8ν 0,9ν 1ν Viscosidade Figura 4. Variação percentual do custo de bombeamento por produção em função da viscosidade cinemática. Tabela 1. Variação dos custos e da produção (volume bombeado) em função da viscosidade para o cenário 1. Viscosidade (ν) Custo (C) R$ Produção (P) m 3 C/P R$/m 3 Variação de C Variação de P Variação C/P 1 ν 857, ,73 0, ,00 0,00 0,00 0,9 ν 850, ,62 0, ,91 0,25 1,16 0,8 ν 841, ,83 0, ,89 0,52 2,39 0,7 ν 832, ,41 0, ,93 0,81 3,70 0,6 ν 823, ,20 0, ,05 1,11 5,11 0,5 ν 812, ,67 0, ,32 1,46 6,69 0,4 ν 799, ,90 0, ,81 1,86 8,52 0,3 ν 783, ,06 0, ,63 2,35 10,72 0,2 ν 763, ,91 0, ,99 2,97 13,56 0,1 ν 733, ,11 0, ,54 3,88 17, Resultados para o Cenário 2 Neste cenário permitiu-se que as restrições fossem ativadas, quando ocorreram, em função da redução da viscosidade. Constatou-se que apenas restrições de níveis de tanques foram atingidas nas operações realizadas. A mudança na viscosidade do fluido, em apenas 10, já teve como conseqüência o acionamento dessas restrições em 5
6 função do esvaziamento do tanque. Observa-se, dessa forma, que a diminuição na viscosidade é acompanhada de um aumento na facilidade de escoamento e conseqüentemente exige maior mudança na operação. Pode-se observar na Tabela 2 que quanto menor a viscosidade maior a necessidade de interferência na programação das bombas, realizada com a viscosidade original, para a obtenção de uma simulação viável (sem ativar restrições). Os instantes em que se alterou a operação do sistema com o desligamento de bombas, devido aos níveis mínimos nos tanques, são apresentados na Tabela 2. Na Tabela 3 encontram-se os custos e produção obtidos para as operações viáveis simuladas após ajustes na programação das bombas. Os custos e a produção apresentaram comportamento semelhante ao cenário 1. Analisando os dois cenários, verifica-se que, como as manobras realizadas com as bombas foram as mínimas necessárias para se obter uma operação viável, as variações dos resultados também foram pequenas. As produções diminuíram no cenário 2, o que fez reduzir os custos operacionais e com isso a relação Custo/Produção praticamente se manteve igual ao cenário 1. Tabela 2. Instantes em que as operações ativaram restrições de nível mínimo nos tanques. Viscosidade Estação Horário Viscosidad e Estação Horário 0,9ν EST-F 7:40 0,4ν EST-B 13:00 à 13:40 EST-F 13:40 EST-F 13:40 EST-B 18:40 EST-B 18:00 às 18:40 EST-H 18:40 às 19:40 0,8ν EST-F 7:40 EST-I 23:20 às24:00 EST-F 13:40 EST-L 23:40 às 24:00 EST-B 13:40 EST-B 18:40 0,3ν EST-F 07:20 às 07:40 EST-E 18:40 EST-B 07:40 às 08:40 EST-E 07:40 às 08:40 0,7ν EST-F 7:40 EST-F 10:00 EST-B 8:40 EST-E 12:00 18:40 EST-B 13:20 EST-B 13:00 às 13:40 EST-B 13:40 EST-F 13:40 EST-F 13:40 EST-H 17:40 às 19:40 EST-E 16:40 às 18:40 EST-F 20:40 EST-B 18:20 às 18:40 EST-I 21:40 às 24:00 EST-L 22:40 às 24:00 0,6ν EST-F 7:20 EST-F 7:40 0,2ν EST-E 06:40 às 07:40 EST-B 8:20 EST-F 06:40 às 07:40 EST-B 8:40 EST-B 07:00 às 08:40 EST-B 13:20 EST-F 10:00 EST-B 13:40 EST-E 11:00 às 18:40 EST-F 13:40 EST-B 12:40 às 13:40 EST-E 15:20 às 18:40 EST-F 13:40 EST-B 18:20 às 18:40 EST-H 16:20 às 19:40 EST-B 18:00 às 18:40 0,5ν EST-F 7:20 EST-I 20:00 às 24:00 EST-F 7:40 EST-F 20:40 EST-B 8:20 EST-L 21:20 às 24:00 EST-B 8:40 EST-B 13:20 0,1ν EST-E 05:20 às 08:40 EST-B 13:40 EST-B 06:40 às 08:40 EST-F 13:40 EST-F 06:40 às 07:40 EST-E 14:20 às 18:40 EST-F 10:00 EST-B 18:20 às 18:40 EST-E 11:00 às 18:40 EST-H 19:20 às 19:40 EST-B 12:40 EST-F 13:20 às 13:40 0,4ν EST-F 7:20 EST-H 15:00 às 19:40 EST-F 7:40 EST-L 16:20 às 24:00 6
7 Viscosidade Estação Horário Viscosidad e Estação Horário EST-B 8:00 EST-B 17:40 às 18:40 EST-B 8:20 EST-I 18:00 às 24:00 EST-B 8:40 EST-F 20:20 às 20:40 EST-E 8:40 EST-F 22:20 EST-F 10:00 EST-B 22:40 EST-E 12:40 às 18:40 Tabela 3. Variação dos custos e da produção em função da viscosidade para o cenário 2. Viscosidade (ν) Custo (C) R$ Produção (P) m 3 C/P R$/m 3 Variação de C Variação de P Variação C/P 1 ν 856, ,74 0, ,00 0,000 0,000 0,9 ν 850, ,28 0, ,78 0,231 1,012 0,8 ν 839, ,77 0, ,03 0,319 2,338 0,7 ν 829, ,39 0, ,18 0,481 3,645 0,6 ν 819, ,74 0, ,31 0,716 4,988 0,5 ν 808, ,55 0, ,63 0,909 6,476 0,4 ν 793, ,89 0, ,38 0,984 8,278 0,3 ν 774, ,00 0, ,60 1,032 10,525 0,2 ν 752, ,99 0, ,22 1,239 13,299 0,1 ν 723, ,78 0, ,54 1,885 17, Conclusões Os resultados das simulações confirmam significativa interferência da viscosidade cinemática sobre as operações e custos operacionais em sistemas de escoamento de petróleo em oleodutos, sugerindo como estratégias para redução de custos energéticos: dimensionamentos que minimizem as potências requeridas para o bombeio; otimização das operações e da contratação de tarifas de energia em função da malha e medidas técnicas para redução da viscosidade. As operações de sistemas com tancagem são fortemente sensíveis às variações da viscosidade provocando maiores manobras no controle do bombeamento. 6. Agradecimentos À PETROBRAS, à Financiadora de Estudos e Projetos FINEP, ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico CNPq e à Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior CAPES. 7. Referências BANNWART, A. C. Modeling aspects of oil-water core-annular flows. Journal of Petroleum Science and Engineering. Elsevier, 32, p COSERN. Companhia de Serviços Elétricos do Rio Grande do Norte. Março de LIMA, M. J.; BARBOSA, G. A.; BEAL, C. R. Otimização da transferência e estocagem utilizando ferramentas de modelagem e simulação. Boletim Técnico, PETROBRAS, Rio de Janeiro, v. 46, n. 3/4, p , MACINTYRE, J. A. Bombas e Instalações de Bombeamento. Livros Técnicos e Científicos Editora S.A., 2ª ed., OLIVEIRA, R. C. G.; CARVALHO, C. H. M. Influência do tipo de emulsão sobre o escoamento e o processo de deposição orgânica de petróleos. Boletim Técnico, PETROBRAS, Rio de Janeiro, v. 41, n. 3/4, p , OLIVEIRA, R. C. G.; CARVALHO, C. H. M.; OLIVEIRA, M. C. K. Como aumentar a capacidade de transferência de petróleos em oleodutos. Boletim Técnico, PETROBRAS, Rio de Janeiro, v. 43, n. 2, p , RAMALHO, J. B. V. S. Efeito do envelhecimento sobre viscosidade e estabilidade de emulsões de petróleo do tipo água-óleo. Boletim Técnico, PETROBRAS, Rio de Janeiro, v. 43, n. 2, p ,
8 SILVA, C. B. C.; FILHO, M. J. B.; PINHEIRO, J. A. Medição de vazão e propriedades em escoamento multifásico: solução econômica para diferentes atividades industriais. Boletim Técnico, PETROBRAS, Rio de Janeiro, v. 43, n. 1, p , WANG, C. B.; WEI, Z. S.; CHEN, J. L. The flow regime distribution of gas and power-law liquid two-phase horizontal flow in pipe. Pipeline Technology and Facility, 3, p
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