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Previous issue date: 2015-05-07 === À medida que campos de petróleo envelhecem, em geral, a quantidade de água produzida aumenta. No meio poroso da rocha reservatório, água e óleo encontram-se segregados. Entretanto, os fluidos de um poço ao serem colocados em fluxo podem ser misturados entre si, em decorrência do intenso cisalhamento sofrido pelas fases e, consequentemente, levar ao surgimento de emulsões que apresentam elevada viscosidade. O aumento da viscosidade é indesejável, pois acarreta o emprego de equipamentos de maior capacidade de bombeio e, o consequente, aumento do custo final do óleo produzido. Outra desvantagem consiste na dificuldade de realização de cálculos termo-hidráulicos do escoamento de petróleo nas tubulações, imprescindíveis nas etapas de elaboração de projetos, pois, usualmente, os modelos empregados se valem do uso de correlações empíricas, as quais exigem o conhecimento das viscosidades dos fluidos, em especial da fase líquida. Incertezas nestes valores podem implicar em dimensionamentos errôneos de equipamentos. Neste trabalho foram escolhidas quatro amostras de petróleos pesados oriundos de campos terrestres do Norte Capixaba, com grau API entre 13 e 23, e foi empregada a técnica de planejamento de experimentos para identificação das variáveis com impacto significativo sobre as viscosidades relativas de emulsões do tipo água em óleo (A/O). A fração volumétrica da fase dispersa apresentou significância, enquanto, a temperatura e taxa de cisalhamento não apresentaram influência sobre as viscosidades relativas. Mediante testes adicionais foi possível comparar correlações empíricas propostas na literatura e concluir que as correlações de Brinkman (1952), Vand (1948) e Pal e Rhodes (1989), presentes em alguns dos principais simuladores de escoamento multifásico (OLGA®, PIPESIM®), ofereceram resultados satisfatórios para previsão do comportamento de emulsões produzidas por poços de óleos pesados.
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