Estudo experimental de Bomba Centrífuga Submersa (BCS) operando com emulsão água/óleo

Orientadores: Marcelo Souza de Castro, Jorge Luiz BiazussiDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia MecânicaResumo: Dentre as metodologias de elevação artificial de petróleo, a Bomba Centrífuga Submersa (BCS) destaca-se por sua elevada produção e ampla aplicação em diversos cenários. Na extração de petróleo, a BCS pode operar com misturas gás-líquido, líquido-líquido ou gás-líquido-líquido, ou seja, misturas bifásicas (gás-óleo ou água-óleo) ou trifásicas (gás-óleo-água). No caso de operação com misturas gás-óleo, para altas vazões de líquido e baixas frações de gás, a bomba apresenta um desempenho similar ao observado em escoamentos monofásicos. Entretanto, o desempenho sofre uma severa degradação quando a bomba opera com elevadas frações de gás ou ainda com elevadas frações de água no escoamento. Para a operação com a mistura água-óleo, a presença de água causa a formação de emulsões no interior do rotor da BCS afetando consideravelmente sua capacidade de elevação. Isso ocorre principalmente, devido ao aumento da viscosidade da emulsão em relação às condições de projeto da bomba. Apesar da presença de água ser uma constante na produção de petróleo, apenas recentemente observa-se um esforço maior da comunidade científica em estudos da influência da presença de água nos fenômenos relacionados à produção de petróleo. Exemplos disso são os escoamentos líquido-líquido em tubulações e formação de emulsões em BCS. A emulsão é caracterizada pela presença de um fluido disperso (fase dispersa) em outro (fase contínua). Dependendo da fração de fase dispersa e das características físicas e químicas dos fluídos, há a ocorrência de um fenômeno denominado inversão de fase contínua. Esse fenômeno promove instabilidades operacionais na produção de campos produtores de petróleo. O objetivo deste trabalho é então investigar o fenômeno de inversão de fase e viscosidade efetiva da emulsão, ambos dentro da BCS. Para isso, inicialmente, foram comparados modelos de viscosidade efetiva em tubulação com as viscosidades efetivas obtidas experimentalmente em tubo, apresentando boa concordância. Para verificar a relação entre a viscosidade efetiva e o tamanho das gotas no escoamento, foi realizada uma análise de Distribuição de Tamanho de Gota (DTG) na saída da BCS e foi observado que a diminuição do tamanho de gota contribuía para o aumento da viscosidade efetiva tanto no tubo quanto dentro da BCS. Durante esses testes, o ponto de inversão de fase contínua foi detectado tanto no tubo, através da medida de diferencial de pressão, quanto na BCS, variação brusca de desempenho. Para determinar a viscosidade efetiva da emulsão dentro da BCS, curvas de desempenho monofásico viscoso foram obtidas experimentalmente. Esses dados foram usados para determinar os coeficientes geométricos de um modelo semi - empírico do adimensional de elevação para a BCS em questão. O modelo obtido foi utilizado para determinar a viscosidade efetiva na BCS. Então, foram comparadas as viscosidades efetivas obtidas com as viscosidades do óleo e da água, assim como, o desempenho da BCS operando com emulsão e com óleo, obtendo valores similares para baixas rotações. Com o aumento da rotação houve aumento da viscosidade efetiva dentro da BCS. Diferente comportamento da viscosidade efetiva entre o escoamento em tubo e dentro da BCS foi observado para emulsões do tipo água em óleo devido ao elevado campo centrífugo. E, finalmente, com o intuito de analisar o comportamento do fenômeno de inversão fase em uma situação mais fiel as condições reais, foram realizados testes trifásicos (gás/óleo/água) para analisar a influência do gás, detectando a inversão de fase para menor razão de água para elevadas rotações da BCSAbstract: Among the methodologies of oil artificial lift, one that stands out for its excellent production and wide application in several scenarios is the Electrical Submersible Pump (ESP). In oil extraction, ESPs can operate with gas-liquid, liquid-liquid or gas-liquid-liquid mixtures, i.e. two-phase (gas-oil or water-oil) or three-phase (gas-oil-water) mixtures. In the case of gas-oil operation, for high-liquid and low-gas flow rates, ESPs perform similarly to pumps observed in single-phase flows. Their performance deteriorates, however, when the ESP operates with high gas fractions or with high fractions of water. For an operation with a water-oil mixture, the water presence causes the formation of emulsions inside the ESP rotor, significantly impacting its lifting capacity. This happens due to the increase of emulsion viscosity relative to the pump design conditions. In petroleum production, the presence of water is a constant, yet it has been only recently that researchers have tried to fully grasp the influence of the water presence on oil production. Researchers have, for example, studied liquid-liquid flow in pipes and formation of emulsions within ESP. An emulsion is characterized by the presence of a dispersed fluid (dispersed phase) in another (continuous phase). Depending on the dispersed phase fraction and the physical and chemical characteristics of the fluids, there can occur what is known as continuous phase inversion. In oil production, continuous phase inversion promotes operational instabilities. The aim of this study then is to investigate phase inversion and emulsion viscosity, both within ESP. The work begins by comparing pipeline effective viscosity models with experimentally obtained viscosities, presenting good agreement. To verify the relationship between effective viscosity and droplet size, it was performed a Drop Size Distribution (DSD) analysis at the ESP outlet and it was observed that the decrease in droplet size contributed to the increase of the effective viscosity both in the tube and within ESP. During these tests, the continuous phase inversion was detected, at the same time in the pipeline by measuring the pressure and within the ESP by observing abrupt performance variation. To determine the emulsion-effective viscosity within the ESP, it were obtained¿via experiment¿viscous monophasic performance curves. These data were used to determine the geometric coefficients of an empirical model of the dimensionless head for the ESP tested. This model, in turn, is used to determine the effective viscosity on ESP. This is then compared with the effective viscosity obtained with oil and water viscosities, as well as the ESP performance operating with emulsion and oil, obtaining similar values for low rotations. Different behavior of the effective viscosity between the pipeline flow and within ESP was observed for water-in-oil emulsions due to the high centrifugal field in the ESP. Finally, to analyze the phase inversion phenomenon behavior, in more realistic conditions, it was analyzed the gas influence by carrying out three-phase tests (gas / oil / water), detecting the phase inversion for lower water ratio for high ESP rotational speedsMestradoTermica e FluidosMestre em Engenharia Mecânic