Registro fonte: Simulação numérica do reinício do escoamento de petróleo parafínico gelificado em tubulações providas de aliviadores de pressão

Simulação numérica do reinício do escoamento de petróleo parafínico gelificado em tubulações providas de aliviadores de pressão

Pre-salt layer oil commonly presents a paraffinic composition, resulting on its gellification for low temperatures. With production stops in mind, the development of a tool to evaluate pressure and volumetric flow during flow restart of gelified oil, in tubes provided with pressure release reservoir...

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Autor principal:	Barreira, Eduardo Martinez
Formato:	Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação)
Idioma:	Português
Publicado em:	Universidade Tecnológica Federal do Paraná 2020
Assuntos:	Escoamento Métodos de simulação Dinâmica dos fluidos Runoff Simulation methods Fluid dynamics CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA MECANICA
Acesso em linha:	http://repositorio.utfpr.edu.br/jspui/handle/1/10280
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id	riut-1-10280
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spelling	riut-1-102802020-11-12T18:26:36Z Simulação numérica do reinício do escoamento de petróleo parafínico gelificado em tubulações providas de aliviadores de pressão Barreira, Eduardo Martinez Negrão, Cezar Otaviano Ribeiro Negrão, Cezar Otaviano Ribeiro Franco, Admilson Teixeira Erthal, Raul Henrique Escoamento Métodos de simulação Dinâmica dos fluidos Runoff Simulation methods Fluid dynamics CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA MECANICA Pre-salt layer oil commonly presents a paraffinic composition, resulting on its gellification for low temperatures. With production stops in mind, the development of a tool to evaluate pressure and volumetric flow during flow restart of gelified oil, in tubes provided with pressure release reservoirs, was set as the paper’s objective. The pressure release reservoirs are employed in order to reduce pressure peaks, although they delay the flow estabilization. Two types of pressure release reservoirs were idealized, one provided with an embolus, that both receives and returns fluid to the tube; and another with a fixed hydraulic resistance, that only receives the oil. A mathematical model for thixotropy, available in the literature, that uses a mechanical analogy was employed. The tool was then used to simulate the flow restart with two different boundary conditions for the tube’s entrance, of fixed pressure or volumetric flow. For the fixed pressure condition, maximum increases in estabilization time, of ~5% for both types of reservoirs, were registered for two reservoirs with total volume equal to 1% of the tube’s volume were introduced. For the fixed volumetric flow case, the resistive reservoirs performed better, with 56,3% reduction for the pressure peak (24,3% for the embolus case), although presenting a 104,7% maximum rise in estabilization time (44,3% for the embolus case), when up to two reservoirs of the same total volume of 1% were employed. CAPES; CNPQ O petróleo da camada Pré-sal comumente apresenta composição parafínica, o que resulta em sua gelificação a baixas temperaturas. Visando paradas de produção, foi definido como o objetivo do trabalho o desenvolvimento de uma ferramenta que avalie pressões e vazões no reinício do escoamento de óleo gelificado, em tubulações providas de aliviadores de pressão. Os aliviadores são empregados por reduzir picos de pressão, porém atrasando a estabilização do escoamento. Dois tipos de aliviadores foram idealizados, um provido de um êmbolo, que recebe e retorna fluido à tubulação; e outro com uma resistência hidráulica fixa, que somente recebe o óleo. Fez-se uso de um modelo matemático para a tixotropia, com base em uma analogia mecânica, presente na literatura. A ferramenta foi então empregada para simular o reinício do escoamento com duas condições de contorno na entrada da tubulação, de pressão ou vazão constante. Para a condição de pressão fixa na entrada, aumentos máximos para o tempo de estabilização do escoamento, de ~5% para ambos tipos de aliviadores, foram registrados quando utilizados dois aliviadores, com volume total igual a 1% do volume da tubulação. Para o caso de vazão fixa, os aliviadores resistivos desempenharam melhor, com 56,3% de redução para o pico de pressão (24,3% para o caso de êmbolo), porém apresentando 104,7% de aumento máximo para o tempo de estabilização (44,3% para o caso de êmbolo), quando até dois aliviadores de mesmo volume total de 1% foram empregados. 2020-11-12T18:26:35Z 2020-11-12T18:26:35Z 2014-08-01 bachelorThesis BARREIRA, Eduardo Martinez. Simulação numérica do reinício do escoamento de petróleo parafínico gelificado em tubulações providas de aliviadores de pressão. 2014. 96 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação) - Universidade Tecnológica Federal do Paraná, Curitiba, 2014. http://repositorio.utfpr.edu.br/jspui/handle/1/10280 por openAccess application/pdf Universidade Tecnológica Federal do Paraná Curitiba Brasil Departamento Acadêmico de Mecânica Engenharia Mecânica UTFPR
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description	Pre-salt layer oil commonly presents a paraffinic composition, resulting on its gellification for low temperatures. With production stops in mind, the development of a tool to evaluate pressure and volumetric flow during flow restart of gelified oil, in tubes provided with pressure release reservoirs, was set as the paper’s objective. The pressure release reservoirs are employed in order to reduce pressure peaks, although they delay the flow estabilization. Two types of pressure release reservoirs were idealized, one provided with an embolus, that both receives and returns fluid to the tube; and another with a fixed hydraulic resistance, that only receives the oil. A mathematical model for thixotropy, available in the literature, that uses a mechanical analogy was employed. The tool was then used to simulate the flow restart with two different boundary conditions for the tube’s entrance, of fixed pressure or volumetric flow. For the fixed pressure condition, maximum increases in estabilization time, of ~5% for both types of reservoirs, were registered for two reservoirs with total volume equal to 1% of the tube’s volume were introduced. For the fixed volumetric flow case, the resistive reservoirs performed better, with 56,3% reduction for the pressure peak (24,3% for the embolus case), although presenting a 104,7% maximum rise in estabilization time (44,3% for the embolus case), when up to two reservoirs of the same total volume of 1% were employed.
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