UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

Transcrição

1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA DEM/POLITÉCNICA/UFRJ SELEÇÃO DE UMA BOMBA CENTRIFUGA RESPONSÁVEL PELO TRANSPORTE DE ÓLEO E ÁGUA OLEOSA NA ETAPA DE SEPARAÇÃO E DESIDRATAÇÃO EM UMA FPSO José Ramon Fabrício dos Santos Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro. Orientador: Prof. Thiago Gamboa Ritto, D. Sc. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL MARÇO DE 2014

2 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA DEM/POLITÉCNICA/UFRJ SELEÇÃO DE UMA BOMBA CENTRIFUGA RESPONSÁVEL PELO TRANSPORTE DE ÓLEO E ÁGUA OLEOSA NA ETAPA DE SEPARAÇÃO E DESIDRATAÇÃO EM UMA FPSO José Ramon Fabrício dos Santos PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO MECÂNICO. Aprovado por: Prof. Thiago Gamboa Ritto, D. Sc. - Orientador. Prof. Manuel Ernani de Carvalho Cruz, Ph. D. Prof. Daniel Onofre de Almeida Cruz, D. Sc. RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL MARÇO DE 2014

3 ii

4 Santos, José Ramon Fabrício. Seleção de uma bomba centrifuga responsável pelo transporte de óleo e água oleosa na etapa de separação e desidratação em uma FPSO / José Ramon Fabrício dos Santos Rio de Janeiro: UFRJ / Escola Politécnica, XI,62p.:il.; 29,7 cm Orientador: Thiago Gamboa Ritto, D.Sc. Projeto de Graduação UFRJ / Escola Politécnica / Curso de Engenharia Mecânica, Referências Bibliográficas: p Introdução. 2. Conceitos Gerais, Classificação e Características das bombas. 3. Conceitos Teóricos. 4.Estudo do Caso. 5. Conclusão. I. De Falco, Reinaldo. II.Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III Seleção de uma bomba centrifuga responsável pelo transporte de óleo e água oleosa na etapa de separação e desidratação em uma FPSO. i

5 AGRADECIMENTOS A Deus, pelas oportunidades concedidas durante a minha vida. Aos meus pais, pelo suporte, dedicação e carinho em todas as etapas da minha vida. Ao meu irmão, pelo companheirismo e apoio em todos os meus projetos. Aos meus amigos, que me ajudaram de forma direta ou indireta a chegar até aqui. Ao Professor Reinaldo De Falco, pelo conhecimento e oportunidade de desenvolver este trabalho. Ao Professor Thiago Ritto, por aceitar ser o orientador deste trabalho. Aos Professores Daniel Onofre de Almeida Cruz e Manuel Ernani de Carvalho Cruz, por aceitarem o convite para fazer parte da banca. ii

6 Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico. SELEÇÃO DE UMA BOMBA CENTRIFUGA RESPONSÁVEL PELO TRANSPORTE DE ÓLEO E ÁGUA OLEOSA NA ETAPA DE SEPARAÇÃO E DESIDRATAÇÃO EM UMA FPSO José Ramon Fabrício dos Santos Março/2014 Orientador: Thiago Gamboa Ritto, D. Sc. Curso: Engenharia Mecânica Com o aumento do consumo de energia mundial e consequentemente o consumo de petróleo, se fez necessário a busca por meios cada vez mais eficientes para a extração do mesmo, visando um menor custo no produto final e evitando desperdícios. No processo de produção de petróleo vários equipamentos são utilizados, um dos maiores gastos de energia no processo se da com o sistema de bombeamento dos fluidos. Neste trabalho foi feita a seleção de uma bomba centrifuga para uma das etapas de separação e desidratação do óleo em um projeto de um navio plataforma (FPSO), de maneira a atender todos os casos do processo, e foi feita também uma analise na linha real instalada para verificar se a bomba selecionada continuaria atendendo as condições do processo após as modificações feitas na mesma. Palavras-chave: Bomba, curvas características, separador gravitacional, desidratador iii

7 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Mechanical Engineer. CENTRIFUGAL PUMP SELECTION FOR TRANSPORTATION OF OIL AND OILY WATER ON A FPSO SEPARATION AND DEHYDRATION SYSTEM José Ramon Fabrício dos Santos March/2014 Advisor: Thiago Gamboa Ritto, D. Sc. Course: Mechanical Engineering With the increase of energy consumption on the world and consequently oil consumption, an efficient way of oil extraction and the seeking for lower cost and avoiding waste became necessary. On oil production process lots of equipments are used, and one of the biggest energy cost on this process is oil pumping system. On this work was made a centrifugal pump selection for one stage of oil processing at a Platform Vessel (FPSO), so that meets all process cases. It was also made an analysis on the real installed line to verify if the selected pump would continue meeting process condition s after the changes made on it. Keywords: Pump, Characteristic Curves, Free Water Seperator, Dehydratror iv

8 Conteúdo 1. Introdução Objetivo Conceitos gerais, classificação e características das bombas Classificação das bombas Características das bombas Turbobombas ou dinâmicas Volumétrica ou de deslocamento positivo Conceitos teóricos Propriedades dos fluidos Massa específica (ρ) Volume específico (ϑ e ) Peso específico (γ) Densidade relativa (d) Pressão de vapor (P v ) Escoamento de fluido em tubulações Número de Reynolds (Re) Teorema de Bernoulli Perda de carga Curvas características das bombas Curva carga (H) x vazão (Q) Curva potência absorvida (Pot abs ) x vazão (Q) Curva de rendimento total (η) x vazão (Q) Características do sistema Altura manométrica de descarga (H d ) Altura manométrica de sucção (H s ) Curva do sistema Cavitação Equacionamento da cavitação NPSH disponível (NPSH d ) Avaliação das condições de cavitação Estudo do caso Sistema de bombeamento v

9 5.2 Premissas do projeto Cálculo da altura manométrica de descarga (H d ) Calculo da altura manométrica de sucção (H s ) Construção da curva do sistema Construção da curva NPSH disponível versus vazão Seleção da bomba Comparação entre os fabricantes Modificações das linhas de sucção e descarga Conclusão REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS vi

10 1. Introdução Com o aumento da demanda mundial de petróleo nos últimos tempos, devido a um maior consumo de energia e a maioria dos produtos usados pela sociedade, de forma direta ou indireta, serem derivados do petróleo, se fez necessário a busca por meios cada vez mais eficientes e seguros para a extração do mesmo. Um dos maiores gastos energéticos no processo de produção de petróleo se da com o sistema de bombeamento dos fluidos na plataforma. Diversas bombas são utilizadas durante o processo de produção de petróleo em um navio plataforma, isso acontece devido ao óleo passar por varias etapas de filtração, separação e tratamento no navio até chegar em sua composição final. Em cada uma dessas etapas podemos ter diferentes propriedades do fluido, bem como condições de processo diferentes, se fazendo necessário então uma bomba especifica para cada situação. Neste trabalho vamos analisar o sistema de bombeamento em um dos processos de separação e desidratação que leva o óleo do desidratador para o separador gravitacional. 2. Objetivo Este trabalho tem por objetivo selecionar de forma adequada e mais eficiente possível, uma bomba centrifuga que leva o óleo/água oleosa do desidratador para o separador gravitacional, em um navio plataforma de produção, atendendo a todas as condições do processo. 1

11 3. Conceitos gerais, classificação e características das bombas Este capítulo tem por objetivo a apresentação dos tópicos mais importantes para a seleção de bombas, bem como a classificação, características e funcionamento das mesmas. 3.1 Classificação das bombas Neste capitulo serão apresentadas os principais tipos de bombas. As bombas são definidas como maquinas hidráulicas que tem por objetivo fornecer energia ao fluido e assim transporta-lo de um ponto a outro de acordo com as condições de processo. A figura 3.1 ilustra os principais tipos de bomba que são classificadas de acordo com a sua aplicação ou pela forma que a energia é cedida ao fluido. [1] Figura 3.1 Classificação das bombas 2

12 3.2 Características das bombas Iremos comentar agora sobre as características dos principais tipos de bombas, em especial das bombas centrifugas que é o tipo de bomba utilizada neste projeto Turbobombas ou dinâmicas Nas turbobombas ou bombas dinâmicas o movimento do liquido se da pelo movimento do impelidor, parte móvel da bomba em forma de roda, dotada de um certo numero de pás que gira e acelera o liquido. Os diferentes tipos de turbobombas são caracterizados pela forma como o impelidor cede energia ao liquido bem como a orientação do mesmo na saída do impelidor Bombas centrífugas As bombas centrífugas são caracterizadas pelo fato de que a energia cedida ao líquido é primeiramente em forma de energia cinética e posteriormente convertida em energia de pressão. A conversão de energia cinética em energia de pressão se da pelo aumento progressivo de área da carcaça que envolve o impelidor (carcaça em voluta Figura 3.2) ou por pás difusoras fixadas a carcaça (Figura 3.3). Figura 3.2 Carcaça em voluta [1] Figura 3.3 Carcaça em difusor [1] 3

13 Bombas de fluxo axial As bombas de fluxo axial positivo são caracterizadas pelo fato de que a energia cinética cedida ao liquido se da por forças puramente de arrasto e o movimento do fluido é paralelo ao eixo de rotação. Figura 3.4 Bomba de fluxo axial [3] Bombas de fluxo misto As bombas de fluxo misto são caracterizadas pelo fato de que a energia cedida ao liquido se da parte por forças centrifugas e parte por forças de arrasto. Nas bombas desse tipo, o ângulo de saída do liquido em relação a entrada fica entre 90º e 180º, a figura 3.5 ilustra um impelidor para esta bomba. 4

14 Figura 3.5 Bomba de fluxo misto [1] Bombas periféricas ou regenerativas Neste tipo de bomba o fluido é arrastado através do impelidor com palhetas em sua periferia, e de acordo com a redução de velocidade da carcaça e energia cinética é convertida em energia de pressão Volumétrica ou de deslocamento positivo A principal característica desse tipo de bomba é que a energia é entregue ao fluido sob a forma de pressão, assim não se faz necessário a conversão de energia como nas bombas centrifugas. O nome bombas volumétricas se da pelo movimento das partes moveis da bomba e do fluido. O liquido enche espaços e depois é expulso dos mesmos com um volume determinado. Existem dois tipos de bombas dentro desse grupo, as alternativas e as rotativas. As alternativas são utilizadas quando se tem necessidade de cargas elevadas e baixas vazões. As bombas rotativas conseguem operar com vazões maiores. 5

15 Figura 3.6 Bomba alternativa de êmbolo Figura 3.7 Bomba alternativa de êmbolo 4. Conceitos teóricos Neste capítulo iremos apresentar alguns conceitos de mecânica dos fluidos necessários para os cálculos do projeto e seleção das bombas, bem como suas curvas características e do sistema. 4.1 Propriedades dos fluidos Nesta seção iremos apresentar as principais propriedades dos fluidos para o estudo das bombas. [4] Massa específica (ρ) A massa específica de uma substância é definida como a quantidade de massa que ocupa um determinado volume Volume específico (ϑ e ) O volume específico de uma substância é definido como o volume ocupado pela unidade de massa, o inverso da massa específica. 6

16 4.1.3 Peso específico (γ) O peso específico de uma substância é definido como a razão entre seu peso e a unidade de volume, podendo ser representado pela eq [5] γ= ρ.g (4.1) Onde, ρ Massa específica da substância [kg/m 3 ] g Aceleração da gravidade [m/s 2 ] Densidade relativa (d) A densidade é a razão entre a massa específica de uma determinada substância de interesse e massa específica de uma substância de referência em condições padrão. No estado sólido ou líquido a substância de referência é a água e no estado gasoso o ar. [5] Pressão de vapor (P v ) A pressão na qual ocorre a coexistência das fases líquidas e vapor, para uma determinada temperatura abaixo da temperatura crítica (acima desta temperatura não há a possibilidade de coexistir as fases líquida e vapor fig 4.1), é denominada pressão de vapor. As bombas são projetadas normalmente para operar apenas com líquidos, assim quando a pressão do líquido é reduzida a níveis iguais ou inferiores a pressão de vapor, acarreta sérios danos que serão detalhados na seção

17 Figura 4.1 Variação da pressão de vapor com a temperatura [1] 4.2 Escoamento de fluido em tubulações Esta seção tem o objetivo de apresentar e fazer algumas considerações em relação ao escoamento de fluidos em tubulações, parte muito importante no estudo de bombas. [1] Número de Reynolds (Re) Grupo adimensional mais importante na analise de escoamento de fluidos incompressíveis, o número de Reynolds relaciona a força de inércia e a força devido a viscosidade do fluido, a partir dele é possível caracterizar o escoamento como turbulento ou laminar. Ele pode ser determinado pela eq = µ (4.2) 8

18 Onde: D diâmetro interno da tubulação V velocidade de escoamento do fluido ρ - massa específica da substância µ - viscosidade absoluta Assim, conhecendo os valores de D, V, ρ e µ, é possível determinar então o número de Reynolds e caracterizar o escoamento da seguinte forma: Re < 2000 Regime laminar 2000 < Re <4000 Regime de transição laminar-turbulento Re > 4000 Regime turbulento Figura 4.2 Regime laminar - Distribuição de velocidade na seção transversal do tubo [1] Figura 4.3 Regime turbulento Distribuição de velocidade na seção transversal do tubo [1] 9

19 4.2.2 Teorema de Bernoulli Podendo ser considerado um caso particular do princípio de conservação de energia, o teorema de Bernoulli relaciona as variações de energia de pressão, energia cinética e energia potencial gravitacional ao longo de uma linha de corrente. A expressão para este teorema pode ser representada da seguinte forma: + ² + = (4.3) Ou ainda + ² + = (4.4) Onde, P pressão V velocidade de escoamento Z altura estática do fluido ρ massa específica da substância γ peso específico do fluido Para poder ser aplicado o teorema de Bernoulli as seguintes condições devem ser satisfeitas: 1. Escoamento em regime permanente 2. Escoamento ao longo de uma linha de corrente 3. Escoamento incompressível 4. Escoamento sem atrito O teorema de Bernoulli mostrado acima não considera as perdas de energia devido ao trabalho de atrito, viscosidade e turbilhonamento, assim para líquidos reais é 10

20 feita uma adaptação adicionando o termo h f que representa essas perdas, e a equação fica da seguinte forma: + + ² = + + ² + h (4.5) h f energia por unidade de peso perdida pelo fluido para ir no ponto 1 ao ponto Perda de carga Representado por h f no teorema de Bernoulli a perda de carga como foi dito anteriormente é a energia por unidade de peso perdida no trecho da tubulação de interesse. Nesta seção iremos mostrar como determinar essa perda de carga, que pode ser dividida em duas partes, a perda de carga normal (h fn ) e a perda de carga localizada (h fl ), que serão mais detalhadas a seguir. Para determinar h f então usamos a seguinte relação: h =h +h (4.6) Perda de carga normal A perda de carga normal é a perda proveniente dos trechos retos da tubulação, ela pode ser obtida a partir da fórmula de Darcy-Weisbach que é mostrada abaixo: h =. ² (4.7) onde: f fator de atrito L comprimento do tubo [m] D diâmetro interno da tubulação [m] 11

21 V velocidade do escoamento [m/s] g aceleração da gravidade [m/s²] O fator de atrito f é função do número de Reynolds e da rugosidade relativa (ε/d), que é a razão entre a rugosidade da tubulação (ε) e seu diâmetro (D). Em escoamentos laminares o fator de atrito pode ser obtido a partir da seguinte relação: = (4.8) No regime turbulento, o fator de atrito pode ser obtido a partir do Ábaco de Moody (figura 4.4) ou pela equação 4.9. Tendo o conhecimento do número de Reynolds e da rugosidade relativa, é possível então determinar o fator de atrito. = 2,0log +,, (4.9) No regime completamente rugoso o fator f é independente do número de Reynolds e pode ser obtido a partir da figura 4.5, de posse apenas do diâmetro da tubulação e da rugosidade relativa. 12

22 Figura 4.4 Ábaco de Moody [1] 13

23 Figura 4.5 Rugosidade relativa e coeficiente de atrito para regime completamente turbulento [1] 14

24 Perda de carga localizada As perdas localizadas são aquelas provenientes dos acidentes (válvulas, curvas, etc) presentes na tubulação, geralmente essas perdas são relativamente menores do que as perdas distribuídas, quando o sistema possui longos trechos de seção constante. Essas perdas podem ser determinadas a partir da seguinte equação: h = ² (4.10) onde: K coeficiente de perda O coeficiente de perda K é determinado experimentalmente para cada tipo de acidente, geralmente os fabricantes dos equipamentos disponibilizam os valores de K e podemos obte-los também através de algumas literaturas. Outra maneira de se obter as perdas localizadas é pelo método do comprimento equivalente, que nada mais é do que um comprimento reto de tubulação que causa a mesma perda de carga que a perda localizada de um determinado acidente, e pode ser expresso como: h = ² (4.11) onde: L e comprimento equivalente de tubo reto Os valores de L e dependem do diâmetro da tubulação e são tabelados. Alguns valores de K e L e são mostrados abaixo: 15

25 Figura 4.6 Comprimento equivalente para joelhos e curvas [1] Figura 4.7 Coeficiente de perda para curva 90 º raio normal e longo(d[in]) [1] 16

26 Figura 4.8 Coeficientes de perda para válvula gaveta rosqueada e flangeada (D[in]) [1] Figura 4.9 Coeficiente de perda para válvula de retenção rosqueada e flangeada (D[in])[1] 17

27 Figura 4.10 Comprimento equivalente e coeficiente de perda para diferentes entradas e saídas [1] 4.3 Curvas características das bombas Disponibilizadas pelos fabricantes, as curvas características das bombas são fundamentais para obtenção do ponto de trabalho. A seguir apresentaremos as três curvas características tradicionais. [1] Curva carga (H) x vazão (Q) A vazão é definida como o volume de fluido que passa por uma seção em um determinado tempo e a carga de uma bomba, ou também conhecida como head, é a energia por unidade de peso que a bomba é capaz de fornecer ao fluido. 18

28 Essa curva é de suma importância para saber se uma bomba atende as condições do sistema, pois com ela podemos saber a energia que a bomba pode disponibilizar para cada vazão. Figura 4.12 Curva Head x xvazão [1] Curva potência absorvida (Pot abs ) x vazão (Q) A potência absorvida é a potencia que o acionador entrega a bomba e pode ser determinada pela seguinte equação: = (4.12) Onde: Pot abs potência absorvida [CV] Q vazão [m³/s] H head [m] η rendimento da bomba γ peso específico [kgf/m³] 19

29 Esta curva é importante para a seleção do motor de alimentação da bomba, que deve ser capaz de suprir os limites dos pontos de operação, um exemplo dessa curva segue abaixo: Figura Curva Potência absorvida x vazão [1] Curva de rendimento total (η) x vazão (Q) O rendimento total é definido como o produto do rendimento hidráulico (η H ), rendimento mecânico (η m ) e rendimento volumétrico (η v ). O rendimento hidráulico leva em consideração as perdas por atrito do liquido e turbulência, o rendimento volumétrico leva em consideração a perda por recirculação e o rendimento mecânico perdas nos mancais e sistemas de vedação e fricção no disco. η= η.η.η (4.13) O rendimento total também pode ser obtido a partir da seguinte equação: η= ê ú ê = (4.14) onde: = [CV] (4.15) 20

30 sendo: Q vazão [m³/s] H head [m] γ peso específico [kgf/m³] A curva característica de rendimento é ilustrada abaixo: Figura 4.14 Curva rendimento x vazão O ponto Q* é conhecido como BEP (Best efficiency point), que é o ponto de máxima eficiência. 4.4 Características do sistema A curva de head x vazão é fundamental para determinar o ponto de trabalho, mas não suficiente, é necessário também conhecer a curva do sistema para saber a quantidade de energia por unidade de peso que o sistema solicitará para cada vazão. A esta energia por unidade de peso dar-se o nome de altura manométrica do sistema (H). 21

31 A determinação da altura manométrica do sistema é determinada pela diferença entre a altura manométrica de descarga (H d ) e de sucção (H s ) (eq. 2.15), que serão definidas a seguir. [1] = (4.16) Altura manométrica de descarga (H d ) A altura manométrica de descarga é a energia por unidade de peso que é necessária no flange de descarga para o líquido alcançar o final da linha de descarga, de acordo com as condições do processo. Podemos determinar H d aplicando o teorema de Bernoulli entre o flange de descarga e o final da linha de descarga, assim a expressão para a altura manométrica de descarga fica: = + h (4.17) onde: Z d altura estática de descarga γ peso específico Pd pressão manométrica no reservatório de descarga h fd perda de carga normal e localizada na linha de descarga 22

32 Figura 4.15 Configuração da linha de descarga para reservatório de recalque pressurizado [1] Altura manométrica de sucção (H s ) A altura manométrica de sucção pode ser entendida como a energia por unidade de peso presente no flange de sucção. Uma forma de determinar H s é aplicando o teorema de Bernoulli entre o flange de sucção da bomba e um ponto na superfície do reservatório de sucção. Assim a altura manométrica de sucção pode ser expressa da seguinte forma: = + h (4.18) onde: Z s altura manométrica de sucção P s pressão manométrica no reservatório de sucção h fs perda de carga normal e localizada na linha de sucção 23

33 Figura 4.16 Configuração da linha de sucção para reservatório de sucção pressurizado [1] Curva do sistema A curva da altura manométrica versus a vazão é conhecida como curva do sistema, como já vimos a altura manométrica é igual a diferença entra a altura manométrica de descarga e sucção definidas anteriormente, assim temos: = = + + h + h (4.19) Onde a primeira parcela é conhecida como H estático (não varia com a vazão) e o segundo termo como H de fricção (varia com a vazão). Para fazer a curva do sistema devemos escolher seis valores para a vazão, o primeiro para vazão igual a zero (Shutoff), o segundo para a vazão de operação, dois valores abaixo da vazão de operação e dois acima, determina-se a altura manométrica 24

34 do sistema para cada um desses valores de vazão, assim podemos traçar a curva do sistema. Figura 4.17 Curva do sistema [1] Para determinar o ponto de trabalho, basta agora plotar a curva do sistema junto com a curva Head x vazão da bomba, o ponto de interseção entre as duas curvas será o ponto de trabalho, e plotando as outras curvas características podemos analisar o rendimento e a potência absorvida para o este ponto. 25

35 Figura 4.18 ponto de trabalho 4.5 Cavitação Quando a pressão absoluta em algum ponto do sistema atinge níveis iguais ou menores do que a pressão de vapor do liquido na temperatura de bombeamento, ocorre o fenômeno conhecido como cavitação. No estado de cavitação parte do liquido se vaporiza havendo formação de bolhas, quando essas bolhas chegarem numa região de pressão absoluta maior do que a pressão de vapor ocorre um colapso nas bolhas que retornam a fase líquida, como a volume específico do vapor é maior do que o do líquido esse retorno a fase líquida faz surgir um vazio que provoca uma onda de choque. A cavitação provoca barulho, alteração das curvas características, vibração e danificação do material, sendo então muito prejudicial a saúde da bomba. [1] Equacionamento da cavitação Como vimos o fenômeno da cavitação pode causar alguns inconvenientes, vamos então equacionar a cavitação de forma a tentar evitar o acontecimento desse 26

36 fenômeno. Para isso vamos definir o conceito de NPSH (Net Positive Suction Head) requerido e disponível que serão explicados a seguir NPSH requerido (NPSH r ) A energia por unidade de peso mínima que deve existir no flange de sucção acima da pressão de vapor, para que não haja cavitação é denominada NPSH requerido. Normalmente o fabricante disponibiliza a curva de NPSH requerido versus vazão, ilustrada abaixo. Figura 4.19 NPSH requerido x vazão NPSH disponível (NPSH d ) A energia absoluta por unidade de peso existente no flange de sucção, acima da pressão de vapor é denominada NPSH disponível, que pode ser expresso pela seguinte equação: = + (4.20) Substituindo o valor de Hs pelo definido na seção 2.4.2, temos: 27

37 = ± + h (4.21) onde: H s altura manométrica de sucção P a pressão atmosférica local P v Pressão de vapor na temperatura de bombeamento γ peso específico Z s altura estática de sucção h fs perdas na linha de sucção P s pressão manométrica no reservatório de sucção Assim podemos plotar a curva NPSH d versus vazão (Figura 4.20). Figura 4.20 NPSH d versus vazão 28

38 4.5.4 Avaliação das condições de cavitação O parâmetro que usamos para avaliar as condições de cavitação é o NPSH. Para que não ocorra o fenômeno da cavitação o NPSH requerido para a vazão de operação deverá ser menor do que o o NPSH disponível no sistema para a mesma vazão. Assim se plotarmos as curvas de NPSH requerido e disponível juntas, podemos ver o ponto de máxima vazão para que não ocorra cavitação, que será o ponto de interseção entre as duas curvas (Figura 4.21). Figura 4.21 Máxima vazão para que não ocorra cavitação Mas existe uma margem de segurança, que leva em consideração algumas condições desfavoráveis e da mais segurança no que diz respeito a cavitação. O critério usado é o seguinte: í + 0,6 í (4.22) 29

39 5. Estudo do caso Neste capítulo iremos apresentar e analisar o sistema de bombeamento de óleo/água oleosa em um FPSO bem como as condições de processo. De posse desses dados iremos traçar as curvas do sistema e NPSH disponível, para selecionar a bomba que atenda aos dados do processo, faremos uma comparação entre alguns fabricantes e faremos uma nova analise para a linha revisada no fim do projeto (Linha real instalada). 5.1 Sistema de bombeamento O óleo em um navio plataforma passa por várias etapas, vários processos de filtração, separação e tratamento. Para cada etapa temos diferentes condições de processo e propriedades do fluido, assim se faz necessário o uso de uma bomba especifica em cada etapa. Desta forma iremos selecionar a bomba apenas para uma das etapas, a etapa que leva o óleo do desidratador para o separador gravitacional. Figura 5.1 Esquema simplificado do sistema 5.2 Premissas do projeto Para analise do sistema e seleção da bomba foram consideradas as situações mais criticas do projeto, afim de que a bomba possa atender a todos os casos previstos. Desta forma consideraremos a pressão de operação e coluna de liquido mínima no desidratador (inicio da linha de sucção) e pressão máxima no separador 30

40 gravitacional (fim da linha de descarga). Outra consideração a ser feita é em relação ao fluido, pois no decorrer da produção em um poço exploratório a pressão do óleo no poço vai diminuindo, afetando assim a produção. Para sanar esse problema injeta-se água ou gás no poço aumentando a pressão do óleo a níveis previstos no projeto. Dessa forma consideraremos dois tipos de fluido no projeto, o primeiro é óleo para o inicio da produção no poço e o segundo é a água oleosa para quando se fizer necessário a injeção de água para aumentar a pressão no poço (poço maduro), Consideraremos a água oleosa como sendo 1/3 em volume de água e 2/3 em óleo. Abaixo temos uma tabela com os valores de temperatura, massa específica, viscosidade e pressão de vapor nas condições de processo. Substância Temperatura[C] Massa específica [kg/m³] Viscosidade [cp] Pressão de vapor [kpa] Água oleosa ,4 0,3 67,7 Óleo ,8 5,2 668,7 Tabela 5.1 Percebemos então que os valores de massa especifica, viscosidade e pressão de vapor são bem distintos, o que acarretará em diferentes alturas manométricas, sendo necessário uma análise em separado para cada caso. 5.3 Cálculo da altura manométrica de descarga (H d ) A expressão para determinar a altura manométrica de descarga já foi mostrada na seção 4.4.1, e segue abaixo: 31

41 = + h Para determinar H d precisamos então conhecer a altura geométrica de descarga, a pressão manométrica no reservatório de descarga (separador gravitacional), o peso específico e as perdas na linha de descarga. a) Altura geométrica de descarga (Z d ): É a altura da bomba até o final da linha de descarga (usando a bomba como referencial), como o liquido é despejado por cima no separador gravitacional, a altura de líquido em seu interior não é levada em conta. Assim a partir dos dados do projeto temos: Z d = 11,8 m b) Pressão manométrica no separador gravitacional (P d ): A pressão manométrica considerada no separador gravitacional será a máxima possível como já foi explicado na seção 3.2. Pd = 2198,7 kpa(g) c) Peso específico (γ): Para determinar o peso específico usaremos a equação 4.1: γ= ρ.g onde: g = 9,81 m/s² 32

42 como já foi dito na seção 5.2 temos que fazer a análise para dois tipos de fluido, então usando o valor da aceleração da gravidade mostrado acima temos: Substância Peso específico [N/m³] Água oleosa 11206,94 Óleo 7895,09 Tabela 5.2 d) Perdas na linha de descarga: Como já vimos as perdas são divididas em perdas normais e localizadas, vamos calcula-las separadamente. Perda de carga normal: Para determinar a as perdas normais na descarga usaremos a equação 4.7: h =. ² 2 Como temos dois casos, temos que analisa-los separadamente. Água oleosa Os dados para o caso em que o fluido é água oleosa são mostrados abaixo, os únicos que variam para o caso que o fluido é óleo de acordo com o processo são a velocidade e consequentemente o fator de atrito: 33

43 L = 113 m D = 0,2027 m g = 9,81 m/s² A velocidade nós podemos determinar a partir da vazão de operação para este fluido: Q operação = 400 m³/h = 0,111 m³/s V = Q / A (5.1) Onde: Q vazão A = 0,0323 m² - área interna da linha de descarga V velocidade de escoamento Desta forma podemos determinar a velocidade de operação V = 0,111/0,0323 V = 3,44 m/s E a velocidade em função da vazão V = 30,96Q (5.2) De posse da rugosidade relativa (ε/d) e do número de Reynolds (Re), podemos determinar o fator de atrito a partir do Ábaco de Moody. A tubulação é de aço duplex com revestimento interno de PVC que possui rugosidade absoluta de 0,005mm. Assim a rugosidade relativa vale: ε/d = 2,467 x

44 O numero de Reynolds é determinado a partir da equação 2.2: = μ Para os dados de operação temos: = 0, , , ,3 =,. A expressão do número de Reynolds em função da vazão para esta linha de descarga fica: Re = 2,39 x 10 7.Q[m³/s] (5.3) Enfim podemos ir ao ábaco de Moody (Figura 4.4) e verificar qual o valor do fator de atrito, para a rugosidade relativa e o número de Reynolds de operação. f = 0,011 Desta forma podemos substituir os valores obtidos na equação 4.7 e determinar a perda de carga normal de operação. h =. ² 2 35

45 h =0, , ,44² 2.9,81 =, Óleo Agora precisamos refazer os cálculos para o caso em que o fluido é óleo. Como foi dito anteriormente os únicos dados que mudam para cada caso são: velocidade e fator de atrito. Vamos determinar a velocidade a partir da vazão, como foi feito anteriormente. Q operação = 240 m³/h = 0,667 m³/s V = Q / A V = 2,066 m/s Como a área interna da tubulação permanece a mesma, a expressão da velocidade em função da vazão também permanecerá. V = 30,96Q A rugosidade relativa também não se altera, pois o material da tubulação é o mesmo ε/d = 1,9 x 10-5 Podemos agora determinar o numero de Reynolds para os dados de operação. = 0, , , ,2 =,. 36

46 A expressão de Reynolds em função da vazão para o caso em que o fluido é óleo fica: Re = 9, Q[m 3 /s] (5.4) Agora a partir do ábaco de Moody determinamos o fator de atrito para o caso em questão. f = 0,02 Substituindo na equação 4.7 obtemos a perda normal para este caso. h =. ² 2 h =0, ,2027.2,066² 2.9,81 =, Perda de carga localizada Para determinarmos a perda de carga localizada na linha de descarga usaremos a equação 4.9. h = ² 2 Analisaremos os dois casos do projeto. Água oleosa Como já visto na seção anterior os valores de vazão e velocidade são: 37

47 Q = 400 m 3 /h = 0,111 m 3 /s V = 3,44 m/s Os acidentes presentes na linha de descarga, e seus respectivos coeficientes de perda (K), estão listados na tabela 5.3. O valor de K para o cotovelo 90º foi obtido a partir da figura 4.7 [6], para válvula de retenção a partir da figura 4.9 e para a válvula gaveta a partir da figura 4.8 [6]. ACIDENTES K QUANTIDADE Cotovelo 90 o Raio normal 0,25 20 Válvula de retenção (Flangeada) 2,00 3 Válvula gaveta (Flangeada) 0,075 6 Tabela 5.3 Agora podemos então determinar a perda de carga localizada devido a esses acidentes na linha de descarga. Começaremos efetuando o somatório dos coeficientes de perda. K total =(K cotovelo xquant cotovelo )+(K válv.retenção xquant válv.retenção )+(K válv.gaveta xquat válv.gaveta ) K total = (0,25 x 20) + (1,71 x 3) + (0,075 x 6) K total = 11,45 O ultimo passo é substituir o valor de K total na equação 4.9. Assim temos: h = ² 2 38

48 h =10,7 3,44² 2. 9,81 =, Temos também alguns equipamentos que provocam perdas de carga na linha de descarga. Esses equipamentos e suas respectivas perdas, fornecidas pelos seus fabricantes, estão listados abaixo: Equipamento Perda [kpa] Medidor de vazão magnético 1 5 Medidor de vazão magnético 2 5 Válvula de controle 70 Tabela 5.4 h lf equip = = 80 kpa Convertendo para metros temos: =..h 80000= 1142,4.9,81.h =, 39

49 Desta forma a perda de carga localizada na linha de descarga para o caso que o fluido é a água oleosa é: h = h + h h = 6,9 +7,1 =, Óleo As únicas mudanças em relação ao caso em que o fluido é água oleosa serão a velocidade e a massa específica, assim temos: V = 2,066 m/s K total = 11,45 h = ² 2 h =11,45 2,066² 2. 9,81 =, A perda localizada devido aos equipamentos sofre alteração devida a mudança de massa específica, dessa forma temos: h lf equip = = 80 kpa Convertendo para metros temos: =..h 40

50 80000= 804,8.9,81.h =, Assim, a perda localizada na linha de descarga para o caso em que o fluido é óleo fica: h = h + h h = 2,4 +10,1 =, Enfim podemos determinar a altura manométrica de descarga para a vazão de projeto (Tabela 5.5). Substância Hd [m] Água oleosa 225,26 Óleo 305,07 Tabela Calculo da altura manométrica de sucção (H s ) Para determinarmos a altura manométrica de sucção usaremos a equação = + h 41

51 a) Altura manométrica de sucção (Z s ): É a altura do inicio da linha de sucção até a bomba mais a altura da coluna de liquido mínima no desidratador. Zs = 11 m b) Pressão manométrica no desidratador (P s ): A pressão manométrica considerada no desidratador será a mínima possível, como já explicado na seção 3.2. Ps = 668,7 kpa(g) c) Peso especifico (γ ): Iremos utilizar o peso especifico da tabela 5.2. d) Perdas na linha de sucção: Será usado o mesmo procedimento usado na linha de descarga. Perda de carga normal: Os dados da linha de sucção e perda de carga normal estão na tabela

52 Substância Água oleosa Óleo L[m] 23,9 23,9 D[m] 0,26 0,26 g[m/s²] 9,81 9,81 Q[m³/h] V[m/s] 2,09 1,256 Re 2,07x10 6 5,05x10 4 ε/d 1,92x10-5 1,92x10-5 f 0,011 0,021 h fn [m] 0,225 0,149 Tabela 5.6 Perda de carga localizada: O procedimento para o calculo da perda de carga localizada na sucção será o mesmo usado para a descarga. Os acidentes presentes na linha de sucção e seus respectivos coeficientes de perdas estão listados na tabela abaixo. O coeficiente de perda do filtro foi dado pelo fabricante e o de entrada a partir da figura

53 ACIDENTES K QUANTIDADE Cotovelo 90 o 0,245 9 Entrada 0,5 1 Válvula gaveta (flangeada) 0,06 3 Filtro 3,93 1 Tabela 5.7 O coeficiente de perda total da linha de sucção é: K TOTAL = 6,81 Podemos determinar então a perda localizada na linha de sucção (Tabela 5.8). Substância Água oleosa Óleo V[m/s] 2,093 1,256 g[m/s²] 9,81 9,81 h fl [m] 1,51 0,548 Tabela 5.8 De posse de todos os dados, podemos agora obter a altura manométrica de sucção para ambos os casos (Tabela 5.9). Substância Água oleosa Óleo H s [m] 68,9 95 Tabela

54 5.5 Construção da curva do sistema Como vimos na seção 4.3.4, para a construção da curva do sistema precisamos escolher seis valores para a vazão. Os valores escolhidos para a vazão e os respectivos valores da altura manométrica, bem como o gráfico para cada caso são apresentados abaixo. Água oleosa Q[m³/h] H[m] 0 144, , , , ,0 Vazão de Operação ,2 Tabela H[m] x Q[m³/h] -Água oleosa H x Q do sistema Figura 5.2 Curva do sistema para o caso em que o fluido é água oleosa 45

55 Óleo Q[m³/h] H[m] 0 204, , , , ,1 Vazão de Operação ,4 Tabela H[m] x Q[m³/h] -Óleo H x Q do sistema Tabela 5.3 Curva do sistema para o caso em que o fluido é óleo 46

56 5.6 Construção da curva NPSH disponível versus vazão Para a obtenção da curva de NPSH disponível usaremos a equação 4.19 e os valores de vazão usados na seção anterior. = + + Onde: Pa = 101 kpa P V Tabela 5.1 γ Tabela 4.1 Água oleosa Q[m³/h] NPSH d [m] 0 73, , , ,9 Vazão de Operação , ,7 Tabela

57 74 NPSHd[m]xQ[m³/h] - Água oleosa NPSHd Figura 5.4 Curva de NPSH disponível para o caso em que o fluido é água oleosa Óleo Q[m³/h] NPSH d [m] 0 23, , , ,0 Vazão de Operação , ,6 Tabela

58 23, , , , ,5 NPSHd[m] x Q[m³/h] - Óleo NPSHd Figura 5.5 Curva de NPSH disponível pra o caso em que o fluido é óleo 5.7 Seleção da bomba Como temos dois casos de operação a bomba selecionada terá que atender a ambos.para a seleção da bomba usaremos o critério utilizado na API 610 que define faixas de vazão em torno da vazão em que a bomba possui a melhor eficiência (BEP). A primeira faixa é definida pelo fabricante, é a faixa permitida de operação. Essa faixa define os limites máximo e mínimo para a vazão que a bomba pode operar. O segundo intervalo chamado de faixa preferível vai de 70% a 120% do BEP e o terceiro mais estreito conhecido como faixa ideal vai de 80% a 110% do BEP. O fabricante 1 forneceu as curvas características já corrigidas para o fluido de operação e para diferentes diâmetros de impelidor da bomba ideal nestas condições de operação. Vamos analisar as curvas de acordo com a API 610. Nos gráficos estão 49

59 marcadas a faixa preferencial e ideal para facilitar a analise. O caso em que o fluido é óleo é marcado no gráfico como Caso 2A e a água oleosa é marcado como Caso 2B. a) Diâmetro: 331mm Figura 5.6 Curvas características para um impelidor de 331 mm de diâmetro 50

60 b) Diâmetro: 327 mm Figura 5.7 Curvas características para um impeidor de 327 mm de diâmetro 51

61 c) Diâmetro: 323 mm Figura 5.7 Curvas características para um impeidor de 327 mm de diâmetro 52

62 Como temos dois casos bem distintos, podemos observar a partir dos gráficos que não foi possível atingir a faixa ideal para ambos, desta forma, como o caso em que o fluido é água oleosa (Caso 2B) é o que irá ocorrer durante o maior período no decorrer da produção, pois o caso em que o fluido é óleo ocorre apenas no inicio da produção quando não é necessário a injeção de água para aumentar a pressão no poço, assim vamos selecionar o diâmetro do impelidor usando o Caso 2B como dominante na escolha, e o caso em que o fluido é óleo (Caso 2A), como ocorre apenas no inicio da produção, fica restrito apenas a faixa permitida de operação. Desta forma, ao analisarmos os gráficos, podemos perceber que o diâmetro de 323mm é o que melhor satisfaz as condições de projeto, o caso 2B está mais próximo do BEP. Devemos fazer uma analise também em relação ao NPSH, pois como vimos na seção 4.5, para que não ocorra o fenômeno da cavitação a equação 4.21 deve ser satisfeita. A partir da figura 5.6 temos: NPSH req [m] NPSH disp [m] Água oleosa 9,0 71,09 Óleo 8,5 22,3 Tabela 5.14 Podemos observar a partir da tabela 5.14, que a equação 4.21 foi satisfeita, logo não ocorrerá cavitação em nenhum dos casos para a bomba selecionada do fabricante 1. Outra observação a ser feita é sobre o Head, analisando a figura 5.6 e a tabela 5.10 podemos ver que o Head fornecido pela bomba para o caso 2B é maior do que a altura manométrica do sistema. Para corrigir o Head do sistema é instalada uma válvula de controle da linha de descarga, pois ela dá uma maior flexibilidade ao sistema podendo aumentar ou diminuir a perda na linha de descarga a qualquer 53

63 momento, variando assim a altura manométrica do sistema. Desta forma a válvula de controle aumenta a perda de carga na descarga, aumentando assim a altura manométrica do sistema, afim de atender as condições do processo. As condições do processo devem ser satisfeitas, pois os equipamentos presentes nas extremidades da linha e descarga, foram projetados para operar em um determinada faixa de pressão e vazão, não sendo garantido pelo fabricante o pleno funcionamento dos mesmos em operações fora dessas faixas. 5.8 Comparação entre os fabricantes Foram feitas as analises segundo a API 610 para dois fabricantes de bomba, e foram analisados NPSH e Head como foi feito na seção anterior. As curvas características das bombas selecionadas para os dois fabricantes estão abaixo. 54

64 a) Fabricante 1 Figura 5.8 Curvas características para a bomba selecionada do fornecedor 1 55

65 b) Fabricante 2 Figura 5.9 Curvas características para a bomba selecionada do fornecedor 2 Podemos fazer agora uma comparação entre os fabricantes para selecionar a bomba que atende as condições de processo consumindo a menor potencia. Temos abaixo uma tabela comparativa entre os dois fabricantes. 56

66 BEP[m³/h] Eficiência [%] Potência consumida[cv] Potência útil[cv] Água oleosa Óleo Água oleosa Óleo Água oleosa Óleo Fabricante ,5 413,6 248,3 Fabricante ,7 63,3 443,3 249,1 326,7 157,7 Tabela 5.15 A partir da tabela 5.15 podemos perceber que a bomba do fabricante 1 é a que atende as condições do processo consumindo a menor potência, sendo assim esta será a bomba selecionada no projeto. 5.9 Modificações das linhas de sucção e descarga No decorrer de um projeto algumas modificações nas linhas podem acontecer, essas modificações ocorrem principalmente por 3 motivos: interferência entre linhas, necessidade de linha de teste e devido a tensão na linha acima da permitida por normas de segurança. Neste projeto ocorreram algumas modificações devido a interferência com outras linha, então se faz necessário uma nova analise para saber se a bomba selecionada irá satisfazer a essa nova configuração da linha. A nova configuração da linha bem como as novas alturas manométricas para ambos os casos estão listados nas tabelas abaixo: Sucção Descarga L[m]

67 Cotovelo Tabela 5.16 Os demais dados da linha de sucção e descarga não sofreram alteração. Água oleosa Q[m³/h] H[m] 0 144, , , , ,6 Vazão de Operação ,1 Tabela 5.17 Óleo Q[m³/h] H[m] 0 204, , , , ,7 Vazão de Operação ,9 Tabela

68 Analisando as tabelas 5.17 e 5.18 podemos perceber que o impacto dessas alterações na linha foi mínimo. O Head do sistema diminuiu em ambos os casos, podendo ser corrigido a partir da válvula de controle presente na linha de descarga. Como tínhamos uma folga bem grande em relação ao NPSH não se faz necessário analisa-lo novamente, visto que as alterações foram mínimas. 59

69 6. Conclusão Neste trabalho analisamos detalhadamente uma etapa do sistema de bombeamento de óleo e água oleosa em um FPSO. Vimos que alguns critérios devem ser seguidos para a seleção da bomba. Para aproximar o projeto da realidade analisamos dois casos no processo, um para o inicio da produção no poço e outro para produção no poço já maduro, selecionamos a bomba que satisfaz a ambos os casos, usando como base a norma API 610. Fizemos a comparação entre as bombas selecionadas de dois fabricantes diferentes e vimos que o fabricante 1 apresentou um gasto energético menor, para satisfazer a ambos os casos, do que a bomba selecionado do fabricante 2. Alem do custo energético, o custo de aquisição do modelo de bomba do fabricante 1 também é menor, tornando muito mais vantajosa a escolha da mesma para o projeto. Outra analise foi feita na linha real instalada, pois a linha inicial do projeto sofreu alterações após algumas revisões. Vimos que após as mudanças na linha a bomba continuou a atender as condições do processo, visto que as mudanças na linha pouco influenciaram na curva do sistema, sendo a válvula de controle instalada na linha de descarga capaz de corrigir o head do sistema para a bomba continuar atendendo as condições do processo. Assim concluímos que o estudo foi realizado com sucesso, pois conseguimos selecionar uma bomba que atendesse a todas as condições do processo da forma mais eficiente possível. 60

70 7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] DE MATTOS, EDSON E., DE FALCO, REINALDO, Bombas Industriais, 2ª Ed, Rio de Janeiro, Interciência [2] API 610 Centrifugal Pumps For Pretoleum Petrochemical and Natural Gas Industries, 11ª edicao Setembro, [3] WEIRMINERALS, Bomba Warman, Disponível em Acessado em 11 de Janeiro de [4 ] VAN WYLEN, SONNTAG, BORGNAKKE, Fundamentos da Termodinâmica, 6ª Ed. [5] FOX, ROBERT W., MCDONALD, ALAN T., PRITCHARD, PHILIP J., Introdução à Mecânica dos Fluidos, 6ª Ed. LTC [6] Flow on fluids through valves, fittings and pipe, Technical Paper Nº 410M, Crane Co. [7] Pipe friction manual, Nova York, Hydraulic Institute, 3ª edição, [8] MILLER, D.S. Internal Flow, Inglaterra, British Hydromechanics Research Association, Cranfield,

71 62