Orientadores: Antonio Carlos Bannwart, Marcelo Souza de CastroDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: A produção e transporte de petróleo pesado costumam ser complicados de serem executados devido a seu custo operacional alto, tendo muitas vezes que empregar técnicas não rotineiras para contornar as características/propriedades desses óleos viscosos ou ultra viscosos. Técnicas como a diluição com óleos mais leves ou até a elevação da temperatura dos dutos em certos pontos das linhas são alternativas, porém demandam de disponibilidade de óleos mais leves no local ou gasto de muita energia no processo. Uma possibilidade atraente é a utilização do padrão de escoamento bifásico core-annular flow, onde o petróleo pesado escoa no centro da tubulação enquanto água escoa nas paredes, como um filme. Tal distribuição geométrica das fases nesse padrão fornece uma lubrificação, impedindo o contato do petróleo viscoso com a parede minimizando a perda de carga por atrito. O presente trabalho tem foco de estudar experimentalmente a viabilidade do padrão descrito em função de diferentes viscosidades de um petróleo pesado ultra viscoso de viscosidade original 34191 cP à 25 °C, levando em conta a perda de carga por atrito envolvida. As viscosidades estudadas foram de 1729, 1561, 1112 e 557 cP obtidas do óleo original com diluição com diesel. O experimento foi realizado em uma bancada experimental com 13 metros de altura operando com água e petróleo diluído com diesel, provida de medidores de vazão mássica, temperatura, fração de água em óleo e transdutores de pressão. O gradiente de pressão foi medido com transdutores de pressão diferencial Validyne, as frações volumétricas das fases bem como a velocidade da onda interfacial foram medidas utilizando câmera de alta velocidade e um software em plataforma LabView©. Após a execução dos testes bifásicos para cada viscosidade, executou-se a injeção de ar e obteve-se os dados de pressão diferencial para o teste de um modelo de previsão do gradiente de pressão por fricção trifásico, além de comparar com os dados bifásicos obtidos para o padrão core-annular flow. Verificou-se que o modelo de Rodriguez (2002) é bastante robusto, prevendo com grande precisão os parâmetros do escoamento bifásico em padrão core-annular flow para qualquer viscosidade estudada. O gradiente de pressão por fricção trifásico demonstrou-se muito dependente da velocidade superficial do gás, não havendo muita relação com a quantidade de água injetada. O modelo trifásico proposto acaba superestimando o gradiente, sendo necessário alguns ajustes para melhor previsãoAbstract: Heavy oil production and transport usually demands much effort due to its high operational costs, often requiring non-routine techniques in order to overcome some of these viscous/ultra-viscous oils characteristics/properties. Techniques such as dilution with lighter oils or even heating the pipes periodically along the pipeline are some of the ways used, though requires the availability of lighter oils on the surroundings or spending lots of energy in the process. An attractive possibility rises with a two-phase flow pattern known as core-annular flow, where heavy oil flows in the core of the pipe as water flows on the pipewall, like a thin film. Such geometric phase¿s distribution in this pattern provides lubrication, preventing viscous oil¿s contact with the pipewall therefore reducing the frictional pressure drop. This work focus on experimentally studying the described pattern¿s viability for different viscosities of a viscous ultra-heavy oil with original viscosity of 34191 cP at 25 °C, by means of the frictional pressure drop involved. Four different viscosities were studied, 1729, 1561, 1112 and 557 cP obtained by dilution of the original oil with diesel. The experiments were carried out in a 13 meter vertical-length bench operating with water and the oil mixtures, provided with mass flow meters, a temperature, water in oil fraction and pressure sensors. The differential pressure was measured with a Validyne differential pressure transducer, the in situ volumetric fractions of the phases and the interfacial wavespeed were measured through a high-speed camera footage and a software on Labview© Platform. For each viscosity, after finished the two-phase flow tests, air was injected and three-phase flow differential pressure data was obtained for a three-phase flow pressure gradient model testing purpose. Moreover, a comparison with the two-phase flow data with the core-annular flow pattern was done. It was checked that Rodriguez¿s (2002) model is quite robust, predicting with high accuracy the two-phase flow core-annular flow pattern parameters for any of the viscosities studied. The three-phase flow frictional pressure gradient has shown to be totally dependent on the gas superficial velocity, with not much relation to the amount of injected water. The proposed three-phase flow model turned out overestimating the gradient, requiring some adjustments to better forecast itMestradoExplotaçãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo