Revista de Engenharia da Faculdade Salesiana n. 1 (2015) pp

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1 Revista de Engenharia da Faculdade Salesiana n. 1 (2015) pp Otimização de Desempenho de Trocadores de Calor Compactos Weverton Nazario Teixeira de Souza, M. Sc. André Aleixo Manzela Resumo - Trocadores de calor compactos são equipamentos que promovem transferência de calor entre dois fluidos, normalmente separados por uma interface sólida, e que possuem uma elevada área de transferência de calor por unidade de volume quando comparados aos trocadores de calor convencionais. Na medida em que os processos industriais são otimizados e apresentam maior eficiência, é latente a necessidade de se analisar as variáveis que contribuem para um melhor desempenho destes trocadores de calor compactos. Foi desenvolvido um programa exclusivamente com esse objetivo, o qual foi utilizado como ferramenta para gerar nove diferentes cenários. Os resultados foram obtidos mediante a variação de algumas grandezas envolvendo três fluidos distintos (água, ar e óleo). Percebeu-se que os problemas operacionais são inter-relacionados e a solução de um pode ser conflitante com outro, devendo-se assumir uma visão global na análise das variáveis e na proposição de soluções. A natureza dos fluidos que circulam também constitui um fator fundamental. Os materiais de fabricação, bem como a espessura de parede dos tubos ou placas, influenciam de forma pouco significativa, enquanto a velocidade de escoamento é importante. Concluiu-se também, de forma irrefutável, que definir os valores ideais para cada variável analisada é uma tarefa bastante complexa e que estas devem ser analisadas sempre em conjunto para otimizar o desempenho global. Palavras chave: Trocadores de calor compactos; Otimização; Desempenho Compact Heat Exchangers Performance Optimization Abstract - Compact heat exchangers are equipments which promote heat exchange between two fluids, normally separated by a solid interface, and that provide a high heat exchange surface area per volume when compared to the conventional heat exchangers. Since the current industrial processes are optimized providing higher efficiencies, it is essential the appraisal of the aspects that contribute for a better compact heat exchangers performance. It was developed a program exclusively to reach this objective, utilized to simulate nine different scenarios. The results have been obtained through the variation of some aspects involving three different fluids (water, air and oil). It was realized that operational challenges are interrelated in such a way that any solution regarding to one aspect would conflict with another, driving a final approach toward a global appraisal of all involved aspects and consequently while proposing related solutions. The nature of fluids utilized represents a fundamental factor. Manufacturing materials as well as pipes or plates wall thickness do not impact significantly, however fluid flow is important. It is also conclusive that defining ideal rates for each aspect evaluated is a very complex task and those must be analyzed always with an overall vision in order to optimize global performance. Keywords: Compact heat exchangers; Optimization; Performance. I. INTRODUÇÃO ransferência de calor, por definição, é energia térmica em Ttrânsito devido a diferença de temperatura entre dois corpos (INCROPERA e DEWITT, 2008). A transferência de calor ocorrerá entre dois ou mais corpos - líquidos, gases ou sólidos - e os meios pelos quais esta transferência pode ocorrer são condução, convecção e/ou radiação térmica (BEJAN, 2004). NO conceito de energia térmica vem sendo largamente utilizado pela sociedade e em diversos segmentos de indústrias e de processos (MORAN, 2005). A transferência de calor é um aspecto dominante na maioria dos dispositivos de conservação e produção de energia e é aplicada em benefício da sociedade com a utilização de variados tipos de equipamentos, inclusive trocadores de calor. 21

2 Segundo Incropera e Dewitt (2008), trocadores de calor são equipamentos que promovem a transferência de calor entre dois fluidos que escoam a diferentes temperaturas, normalmente separados por uma interface sólida. Estes equipamentos podem ser encontrados em diversos segmentos da indústria e também no uso pessoal. Na medida em que o desenvolvimento tecnológico avança, os processos são otimizados e apresentam maior eficiência, exigindo também uma melhor otimização dos equipamentos envolvidos naqueles processos. Desta forma, é urgente a necessidade de se implementar trocadores de calor com menores volumes, mantendo ou até mesmo melhorando sua taxa de transferência de calor por unidade de volume ocupado (INCROPERA e DEWITT, 2008). O estudo de trocadores de calor se torna mais desafiador ao se verificar a sua grande diversidade. Visando um melhor entendimento e delimitação dos aspectos a serem estudados, foram considerados os termos descritos por Shah (1983) e Kays e London (1998) quanto à classificação dos trocadores de calor de acordo com os processos de transferência ou de acordo com os tipos de construção. Embora os trocadores de calor compactos (figura 1) venham sendo utilizados em larga escala nos mais variados segmentos, é latente a necessidade de apresentar uma análise das variáveis que contribuam para uma melhor eficiência nas fases de projeto, fabricação e operação destes equipamentos, visando prolongar sua vida útil e minimizar intervenções para fins de manutenção e reparos. Os aspectos e variáveis analisados foram: materiais utilizados na fabricação e suas propriedades térmicas, fator de incrustação, espessura de parede, velocidade de escoamento dos fluidos, tipos de fluidos e tipos de aletas. Figura 1 - Trocador de calor de casco e tubo compacto e pequeno. Fonte: Hesselgreaves, 2001 produção em declínio, tempo de produção, utilização de recuperação secundária ou terciária, economicidade, passagem pelo pico de produção, campo bem definido, produção com alto BSW (Basic Sediments and Water) etc. Na Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) os campos são chamados maduros quando estão em fase de declínio de produção. No Rio de Janeiro a Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UN-BC) tem a maioria de seus campos em fase madura, produzindo a mais de três décadas da primeira descoberta na região - a de Garoupa (PETROBRAS, 2005). III. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL PARA CAMPOS DE PETRÓLEO OFFSHORE Na indústria de petróleo existem diversos métodos de elevação artificial, dentre os quais se destacam: Bombeio Centrifugo Submerso (BCS), Bombeio Mecânico (BM), Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP) e Gas Lift (GL) (BROWN, 1967; ROSSI e VIEIRA, 2006, apud MANZELA e IGARASHI, 2006). A avaliação do método mais adequado para determinada aplicação representa um passo importante no gerenciamento da produção de petróleo. Cada um deles apresenta vantagens e desvantagens específicas (Quadro 1, ao fim deste documento) em termos de projeto, configuração dos equipamentos, confiabilidade, procedimentos de operação, intervenção e reparos, custos de aquisição, operação e adequabilidade, dentre outros (BEZERRA e BORDALO, 2003). O GL utiliza a energia contida num gás comprimido para elevar petróleo até a superfície. O gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluido (Gas Lift Contínuo - GLC) ou simplesmente para deslocá-la (Gas Lift Intermitente - GLI) de uma determinada profundidade até a superfície. O BCS é um método de bombeio onde energia é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico. Lá, a energia elétrica é transformada em energia mecânica através de um motor de subsuperfície, o qual está conectado a um selo que por sua vez está conectado a uma bomba centrífuga. Esta transmite a energia para o fluido sob a forma de pressão, elevando-o para a superfície. Quando o método é aplicado a poços de completação molhada utiliza-se a denominação BCSS (Bombeio Centrífugo Submerso Submarino) (THOMAS, 2001). Para campos de petróleo offshore na Bacia de Campos, os métodos mais utilizados são GLC e BCS. II. CAMPOS MADUROS DE PETRÓLEO OFFSHORE Segundo Câmara (2004), não existem definições objetivas de campos maduros na indústria de petróleo, pois os profissionais não são unânimes, associando a definição a diversas informações como: reservas atuais, produção reduzida, IV. CAMPO FSMA O Campo FSMA apresenta algumas características particulares: reservatório portador de hidrocarboneto subsaturado, composto de três acumulações hidraulicamente 22

3 conectadas pelo aqüífero, com diferentes contatos óleo / água; com porosidades variando entre 15 e 32% e permeabilidades absolutas horizontais entre 200 e 800 md. Os principais parâmetros do reservatório de cada acumulação estão apresentados na Tabela 1. Tabela 1 - Parâmetros do Campo FSMA. Fonte: Bampi (2007) A explotação do reservatório foi iniciada em janeiro de 2007 através de uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) denominada FPSO-1 (Floating Production Storage and Offloading - Plataforma de Produção, Armazenamento e Descarga) com capacidade de tratamento de 16 mil m³/d de óleo, 16 mil m³/d de água e de injeção de 20 mil m³/d água. Possui poços interligados através de árvores de natal molhada (ANM), sendo 5 poços produtores utilizando como método de elevação artificial GLC, e 5 poços injetores de água (Quadro 2). Quadro 2 - Poços do Campo FSMA A saturação de óleo do Campo no início da produção é apresentada na Figura 2 (ao fim do arquivo), enquanto que a figura 3 (ao fim do arquivo) apresenta a saturação de óleo no final da concessão. Como estratégia para desenvolvimento do trabalho optou-se por utilizar dois simuladores: Simulador de Fluxo Multifásico MARLIM II (Multiphase Flow and Artificial Lift Modelling), desenvolvido pela Petrobras, detentora exclusiva dos direitos autorais, que tem como objetivo simular o comportamento do escoamento dos poços em regime permanente, e Simulador de Reservatório IMEX, de propriedade da CMG (Computer Modelling Group Ltda.) que utiliza modelo black-oil e técnica de diferenças finitas, gerando curvas de produção de óleo, gás e água. Foram realizadas simulações no MARLIM II de um poço piloto equipado com GLC e BCSS, obtendo-se curvas de fluxo multifásico. Estas curvas foram inseridas no IMEX para geração de curvas de produção de óleo, gás e água durante a concessão do Campo FSMA ( ). Para uma análise mais realista do tempo médio entre falhas (Mean Time Between Failures - MTBF), considerou-se para GLC uma falha a cada 7 anos e para BCSS a primeira falha após dois anos de operação e, a partir de então, a cada dois anos e meio. No caso do GLC, o poço fica sem produzir durante 6 meses aguardando e em intervenção. Já no caso do BCSS, o sistema fica inoperante em torno de seis meses aguardando por uma sonda de intervenção para retomada da produção. Neste intervalo de tempo o poço produz por GLC durente 5 meses, e durante 1 mês fica sem produzir em intervenção para restabelecimento da BCSS. Para a escolha do poço que seria piloto para a substituição do método de elevação (de GLC para BCSS) foi necessário verificar alguns parâmetros: pressão no reservatório: verificou-se que as pressões ao redor dos poços (mínimo de 200 kgf/cm² para o poço 7-FSMA-05D) estavam acima da pressão de saturação do óleo (192 kgf/cm²), demonstrando que não existia gás livre, mas apenas gás dissolvido no líquido (óleo e água). Sabe-se que essa característica favorece o uso do BCS, que possui limitações quanto ao manuseio de gás livre; saturação de óleo no final da concessão (2032) do Campo FSMA: observou-se que há grande quantidade de óleo no reservatório na região próxima ao poço 7-FSMA-05D; curva de vazão de óleo de cada poço: constatou-se que o poço 7-FSMA-05D apresenta uma queda de produção acentuada até 2010, e que a partir desta data a produção se estabiliza; curva de produção acumulada de óleo: percebeu-se que o poço 7-FSMA-05D, quando comparado aos demais, possui uma curva de produção acumulada de óleo superior, o que implica que este poço apresenta grande potencial de produção, fator importante para aplicação do BCSS; BSW: verificou-se que o poço 7-FSMA-05D, no final da concessão, apresenta BSW menor que o dos demais poços. 23

4 V. RESULTADOS No Marlim II, para o poço 7-FSMA-05D produzindo com GLC, obteve-se uma vazão inicial de líquido de m³/d com pressão de injeção de gas lift de 210 kgf/cm² e vazão de injeção de gas lift de m³/d. Estes valores refletem uma análise de sensibilidade para a qual optou-se pela relação dqo/dqgi (razão entre o incremento da vazão de óleo e com o incremento de gás injetado) nula, ou seja, uma condição ótima de operação. Para o método BCSS no poço 7-FSMA-05D, os resultados estão apresentados na Tabela 2. Tabela 2 - Resultados para o poço7-fsma-05d produzindo com BCSS Os resultados no IMEX para o poço 7-FSMA-05D produzindo com GLC e BCSS podem ser observados na Figura 4 (ao fim do arquivo). Destaca-se que a queda da produção de óleo em 2015 refere-se ao período em que o poço fica fechado, em intervenção, para a mudança do método de elevação. A Tabela 3 apresenta os ganhos, em termos de produção de óleo, para o poço produzindo por BCSS. Tabela 3 - Ganhos de produção de óleo do poço 7- FSMA-05D com BCSS Observam-se ganhos percentuais de produção de óleo em 5 períodos (com a entrada da BCSS a partir de 2015) até o término da concessão em Os ganhos percentuais de 33, 31 e 4% referem-se aos períodos em que houve paradas de 6 meses do poço produzindo por GL, o que não ocorreu nos demais. Se na prática houver quedas da BCSS nos dois últimos períodos, conforme previsto, deve-se realizar uma análise criteriosa sobre a viabilidade econômica de intervenção, face ao baixo ganho de produção, principalmente quando comparado aos ganhos dos períodos anteriores. As figuras 5 e 6 (ao fim do arquivo) apresentam o ganho acumulado de produção de óleo do poço 7-FSMA-05D e do Campo FSMA, respectivamente. Utilizando apenas GLC no poço 7-FSMA-05D a produção acumulada do Campo FSMA seria de 3, sm³ enquanto que com BCSS a mesma seria de 3, sm³, representando um incremento de 7, (2,1 %). Foi analisado ainda o comportamento da pressão de fluxo no fundo do poço 7-FSMA-05D após a entrada do BCSS (Figura 7, ao fim do arquivo). Observa-se que a pressão mínima de fluxo no fundo do poço ocorre no ano de 2020 e é de 155 kgf/cm², valor abaixo da pressão de saturação (192 kgf/cm²), o que implica em presença de gás livre na sucção da bomba. Foi verificado através de nova simulação no Marlim que para esta condição o percentual de gás livre é de 16%, ficando dentro do limite aceitável para BCSS, que é de aproximadamente 30%. Observa-se também que há uma tendência de aumento da pressão após 2020, a qual pode ser atribuída à injeção de água no reservatório. É importante ressaltar que na simulação realizada no IMEX não foi alterada a cota de injeção de água do reservatório. O aumento da produção de gás no poço 7-FSMA-05D pode ser observado na Figura 8 (ao fim do arquivo). A produção de gás acumulada com GLC foi de 6, sm³ enquanto que com BCSS foi de 7, sm³, representando aumento de 11%. Outro parâmetro analisado, após a entrada da BCSS, foi o aumento da produção de água no poço 7-FSMA-5D durante toda a concessão. Em 2032 o BSW seria de 68% para o poço produzindo com GLC e passaria para 77% com BCSS (Figura 9, ao fim do arquivo). Esse comportamento já era esperado, uma vez que o aumento da vazão de óleo com o método BCSS acarreta no aumento da produção de água. Esse aumento de água deveria ser suportado pela planta de processo da UEP à qual o poço está interligado. Após identificar os ganhos percentuais com a entrada da BCSS em 2015, foi então realizada uma análise de sensibilidade para identificar o melhor momento para a entrada do projeto piloto (substituição por BCSS). Assim, outros dois cenários foram simulados: 3 anos antes (2012) e 3 anos depois (2018). Na Tabela 4 são apresentados os ganhos de produção de óleo. 24

5 Tabela 4 - Ganho de produção de óleo acumulado do poço 7-FSMA-05D Observa-se que há um maior ganho de óleo acumulado com a entrada do BCSS em 2012 (14,02%), o que permite concluir que quanto mais cedo o projeto piloto entrar, melhor. A entrada do BCSS em 2012 no poço 7-FSMA-05D, representa para o Campo FSMA um ganho de produção de óleo acumulado de 2,3%, correspondendo um volume de m³ (Tabela 5). Tabela 5: Ganho de óleo acumulado do Campo FSMA com entrada do BCSS no poço 7-FSMA-05D V. CONCLUSÕES O estudo dos métodos de elevação artificial neste trabalho limitou-se a identificar qual método (GLC ou BCSS) apresentaria maior produção, em volume de óleo, através dos resultados dos simuladores, dentro de um período préestabelecido (concessão do Campo FSMA). Desta forma, as análises dos resultados apontaram para o projeto piloto de substituição do método BCSS (incluindo utilização de GLC durante suas falhas) a partir de Os resultados do estudo confirmaram a hipótese de que o método BCSS seria o mais adequado para elevar os fluidos em um dos poços do Campo FSMA. No entanto, não se pode confirmar que a presença de 50% de BSW seria o melhor momento para a troca do método de elevação pois verificou-se que a produção acumulada foi maior à medida que se antecipou a substituição do método de elevação. O método BCSS tem como vantagem a possibilidade de redirecionar a capacidade de compressão das máquinas da unidade de produção, antes utilizada para injeção de GL, para outros fins, como na utilização para exportação do gás produzido. O gás, antes utilizado no sistema, poderia ser destinado a outros poços, o que é fator importante num cenário de carência de gás. Neste trabalho foi considerado o tempo de espera para o recurso crítico (sonda) de 6 meses, porém, na prática, este prazo pode variar em função da importância do poço. Elaborar um Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica (EVTE) é imprescindível para nortear qualquer decisão de investimento. Não se pode afirmar que o ganho de óleo obtido neste projeto será economicamente vantajoso. No entanto, verifica-se que o método BCSS permite a antecipação da produção, o que é positivo, visto que confere retorno financeiro mais rápido, permitindo capitalizar dinheiro para o projeto. Este trabalho não pretendeu esgotar o assunto. Assim, um estudo mais aprofundado deve ser elaborado para comprovar a viabilidade técnica do projeto. No caso específico deste projeto, a curva da pressão do poço 7-FSMA-05D apresentou valores inferiores à pressão de saturação do reservatório gerando gás livre, o que implicou na necessidade de avaliação do eventual comportamento do funcionamento da bomba. Como o valor máximo atingido foi de 16%, a premissa do projeto de não ultrapassar 30% foi atendida. Dependendo da situação particular de produção, a aplicação de alguns métodos poderia ser imediatamente descartada. Em outros casos, apenas uma análise econômica poderá determinar o método a ser escolhido. Enfim, a escolha do melhor método para uma situação requer um conhecimento detalhado de todos os métodos de elevação artificial disponíveis. O conhecimento dos dados dos poços, dos fluidos a serem produzidos e das características do(s) reservatório(s) são imprescindíveis para uma escolha acertada. REFERÊNCIAS BEZERRA, Murilo Valença; BORDALO, Sérgio Nascimento. Aplicação de conjuntos nebulosos à avaliação de métodos de elevação artificial de petróleo. 2º Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo & Gás, Rio de Janeiro, BROWN, Kermit E. The technology of artificial lift methods. 1. ed. Tulsa: PennWell Publishing Company, V. 2b. CÂMARA, Roberto José Batista. Campos Maduros e Campos Marginais - Definições para efeitos regulatórios Dissertação (Mestrado) - Universidade Salvador - UNIFACS, Salvador, CARVALHO, Paulo César Gasse de. Métodos de elevação por bombeio: bombeio de cavidades progressivas. 1. ed. Salvador: Petrobras - Universidade Corporativa, EuALF. EUROPEAN ARTIFICIAL LIFT FORUM, 2006, Aberdeen. Produção de óleo no mundo. Aberdeen: SPE, MANZELA, André Aleixo; IGARASHI, André Yoshio Fontes. Evolução do desempenho do bombeio centrifugo submerso na Bacia de Campos, f. il. Monografia 25

6 (Especialização em Engenharia de Petróleo) - Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, Salvador. OLIVEIRA, Galileu Paulo Henke Alves de. Elevação Natural de Petróleo, 2. ed. Treinamento de Operadores, Petrobras, PETROBRAS- PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. O renascer dos campos maduros. Revista Petrobras. Rio de Janeiro, n. 105, ano 11, p , Bimestral, PRADO, Maurício G. Electrical submersible pumping: research trends. 1. ed. Tulsa: The University of Tulsa, ROSSI, Nereu Carlos Milani de; VIEIRA, Ricardo Antônio de Melo. Elevação natural e gas lift: gas lift contínuo. 1. ed. Salvador: Petrobras - Universidade Corporativa, THOMAS, J. E. (org.). Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência: Petrobras, 2001, 272 p. VIEIRA, Rinaldo Antônio de Melo. Métodos de elevação por bombeio: bombeio centrífugo submerso. 1. ed. Salvador: Petrobras - Universidade Corporativa,

7 Quadro 1 - Principais características e aplicações dos métodos de elevação artificial. Fonte: Carvalho (2006), EuALF (2006), Prado (2003) e Vieira (2005), apud Manzela e Igarashi (2006) Figura 2 - Saturação de óleo no início da produção do Campo FSMA 27

8 Figura 3 - Saturação de óleo no final da concessão do Campo FSMA com GL Figura 4 - Produção de óleo do poço 7-FSMA-05D com GLC e entrada de BCSS em 2015 (contemplando falhas)

9 Figura 5 - Produção de óleo acumulada do poço 7-FSMA-05D com GL e BCSS (contemplando falhas) Figura 6 - Produção de óleo acumulada do Campo FSMA com GL e BCSS (contemplando falhas)

10 Figura 7 - Pressão de fluxo no fundo do poço 7-FSMA-05D produzindo com BCSS Figura 8 - Produção de gás acumulada no Campo FSMA com GLC e entrada da BCSS em 2015 (contemplando falhas)

11 Figura 9 - Produção de Água no poço 7-FSMA-05D (métodos GL e BCSS)