BR0309119B1

BR0309119B1 - separador para separar um fluxo multifásico.

Info

Publication number: BR0309119B1
Application number: BRPI0309119-8A
Authority: BR
Inventors: Hans Paul Hopper
Priority date: 2002-04-08
Filing date: 2003-03-24
Publication date: 2012-12-11
Also published as: GB2402632B; EP1352679A1; GB0420982D0; US20050150827A1; AU2003226501A1; WO2003086570A1; NO20044474L; NO332711B1; GB2402632A; US7314559B2; BR0309119A

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SEPARADOR PARA SEPARAR UM FLUXO MULTIFÁSICO".

Esta invenção refere-se a um separador para separar um fluxo multifásico e, especificamente, um separador o qual pode ser utilizado como parte do conjunto submarino descrito no Pedido de Patente Européia Co- pendente intitulado "Subsea Process Assembly" e requerida no mesmo dia (referência do agente: MJB07059EP).

Em geral, a prática atual para o desenvolvimento de campos de hidrocarbonetos submarinos existe em uma proposta de macrocampo a qual utiliza uma pluralidade de poços submarinos conectados através de uma infra-estrutura submarina, oleodutos e colunas ascendentes para uma insta- lação de processo na superfície, tal como uma embarcação ou uma plata- forma de produção flutuante. Em muitos locais, especialmente nas áreas remotas, a proporção de gás e de água dentro do fluido produzido pelo poço é significativa e é geralmente um produto excedente, quando comparado com o petróleo o qual é usualmente desejado recuperar. O gás e a água precisam ser seguramente e limpamente descartados em um modo que não danifique o ambiente.

Uma solução para um tal sistema é que o gás e a água os quais foram retirados do poço e os quais são separados na superfície podem ser bombeados de volta para o leito marinho para serem reinjetados no leito ma- rinho para dentro dos poços submarinos. Esta reinjeção reduz a taxa de de- clínio da pressão do reservatório permitindo que o poço produza por mais tempo. Para aumentar a taxa de produção, energia deve ser suprida para o fluxo de produção utilizando métodos ou de fundo de poço ou de leito mari- nho.

No todo, a proposta atual requer um sistema de produção de campo complexo o qual tem numerosos oleodutos, assim incorrendo em um alto dispêndio de capital de campo e dispêndio operacional. O alto dispêndio reduz o teto comercial no qual o campo pode ser operado viavelmente. Con- forme o campo amadurece e a produção declina, um nível é atingido no qual recursos consideráveis são abandonados mas nos quais não é mais comercialmente viável operar os poços.

Convencionalmente, o fluxo o qual é conseguido do poço sub- marino é direcionado para uma embarcação de produção de superfície. Uma contrapressão no poço reduz a taxa de produção e proporciona um declínio precoce da vida de fluxo do poço já que a pressão de reservatório no fundo do poço deve superar a coluna hidrostática e a pressão causada pelo atrito. Portanto a profundidade do poço, a distância ao longo do leito marinho e a profundidade da água são todos fatores que contribuem contra a pressão do reservatório. Em um certo estágio, o poço cessa de produzir um fluxo utilizá- vel quando uma proporção significativa do fluido desejado permanece na área de reservatório drenada pelo poço. Energia pode ser adicionada ao flu- xo de produção, ou no fundo do poço, na cabeça de poço ou na coluna as- cendente. A introdução de energia aumenta o custo de elevação do petróleo do poço, por meio disto reduzindo a viabilidade comercial do poço e, em al- guns casos, do campo inteiro.

Em águas profundas ou para os poços a uma distância conside- rável, tal como por um número de quilômetros da embarcação de produção de superfície, a taxa de produção declina ou a introdução de energia faz com que o valor comercial de um campo seja mais rapidamente reduzido. A não viabilidade precoce do campo significa que recursos valiosos consideráveis tais como os recursos naturais não-recuperados são deixados no local. Con- seqüentemente, e especialmente em águas profundas, as taxas de produção limitadas, o declínio precoce e os custos mais altos resultam em uma neces- sidade de investimento aumentada com uma taxa de retorno mais baixa. Isto assegura que os campos de tamanho pequeno e médio não podem ser ex- plorados totalmente, se forem, utilizando as práticas atuais.

Quando os poços estão a uma distância horizontal considerável ao longo do leito marinho da embarcação de produção de superfície, um número de problemas significativos tais como a formação de bolhas, os hi- dratos, a formação de cera e uma contrapressão aumentada são causados pela distância que o fluido de produção precisa deslocar-se. Além disso, a utilização de elevação artificial por gás no poço pode exacerbar estes pro- blemas fazendo com que os oleodutos requeiram maiores especificações e maiores diâmetros, por meio disto aumentado os custos.

De modo a maximizar a capacidade de produção de um poço, os operadores de poços estão considerando soluções as quais são baseadas na proposta de macrocampo e estas incluem a elevação ou bombeamento de gás fundo de poço, acionamento de leito marinho, bombeamento multifá- sico, separação de gás / líquido, separação de hidrocarboneto / água, sepa- ração de gás / líquido de poço individual e separação de três fases.

Conforme a pressão no reservatório declina e em diferentes ta- xas em diferentes partes do campo, o volume produzido dos poços também declina. Para manter uma taxa de produção eficaz requer a adição de eleva- ção artificial nos poços que aumenta a pressão de fluxo de cabeça de poço de leito marinho. Isto significa que, nos poços bombeados, uma quantidade considerável de gás estará ainda em solução na cabeça de poço. Em uma proposta de macrocampo, o produto dos poços que flui

para as árvores submarinas e adiante para um conjunto de válvulas onde o fluxo dos poços individuais é misturado e então o fluido multifásico flui para a superfície através de oleodutos e colunas ascendentes. Para reduzir a con- trapressão causada pelos oleodutos, métodos para prover energia para a corrente de fluxo a jusante do conjunto de válvulas, tais como bombas adici- onais, podem ser utilizados. Conforme o fluido flui do poço acima o gás sairá da solução uma vez que esta estiver acima do ponto de bolha, por meio disto causando um fluxo de gás / líquido na cabeça de poço. No entanto, tais bombas multifásicas requerem uma energia adicional a qual aumenta o custo desta proposta. As especificações para bombear este gás livre são muito diferentes e, em muitos casos, opostas àquelas requeridas para bom- bear o líquido e portanto existe um conflito de projeto e, no máximo, somente um mau compromisso pode ser conseguido. Portanto, é preferível separar o fluido em gás e líquido os quais podem ser direcionados para bombas de gás e bombas de líquido adequadas. Como as perdas por atrito ao longo de um oleoduto reduzem a pressão, cada vez mais gás sai da solução líquida, possivelmente formando uma bolha de gás de 50 a 100 metros. Deve ser considerado que este gás não necessita bombeamento devido ao baixo fator de atrito do gás e a baixa coluna hidrostática do gás, e pode deslocar-se li- vremente ao longo de seu próprio oleoduto. São as bolhas de líquido que precisam ser empurradas pelo gás comprimido. Conseqüentemente, a ener- gia utilizada por uma bomba multifásica para comprimir o gás para conseguir um fluxo multifásico pressurizado é desnecessária se uma linha de fluxo de gás separada for utilizada.

Na superfície, grandes tanques vedados resistentes à pressão podem ser utilizados para prover um tempo de espera adequado para o fluxo separar nas fases de gás, petróleo, água e pasta de sólidos. Para separar os fluidos em altas pressões na superfície, ou sob o mar, ou em baixas pres- sões em águas mais profundas requer separadores que possam suportar o rebentamento, o colapso ou ambos. Os grandes tanques convencionais não são mais adequados e tanques menores capazes de suportar altas pressões internas e/ou externas precisam ser utilizados.

O tamanho reduzido ou reduz o rendimento de volume ou diver- sos precisam ser utilizados aumentando consideravelmente a complexidade. Este esboço cobriu a proposta convencional para a separação submarina de fluidos de cabeça de poço. A separação e o bombeamento de gás / líquido submarino po-

dem parcialmente aproveitar-se da cabeça de poço no leito marinho e da profundidade da água. O gás pode ser separado a uma pressão mais baixa do que o ponto de pressão mais baixo no oleoduto de líquido bombeado. Um tal sistema é descrito na U.S. 4900433 pela descrição de uma proposta de perfuração que utiliza um condutor submarino convencional como um aloja- mento de separador. Devido ao tamanho do condutor, um rendimento máxi- mo de aproximadamente 30.000 barris por dia é o que pode ser esperado de um tal sistema. O conceito descrito na U.S. 4900433 é baseado em uma combinação de dois princípios. Uma descrição geral de como estes princípi- os comportam-se em relação à separação é que, primeiramente, o fluido é permitido fluir em uma grande calha de fluxo inclinada para baixo a qual permite que a velocidade do fluido seja reduzida a um máximo de 2 a 3 me- tros por segundo. A velocidade do fluido pela calha é controlada pelo ângulo de inclinação para baixo. Em uma longa calha reta, o comprimento é depen- dente do tempo requerido para permitir o gás percolar para cima em relação à profundidade da calha ou para o petróleo / água formarem um fluxo de du- as camadas. A profundidade da, e a velocidade do fluido na, calha determina o comprimento requerido da calha. Segundamente, a calha é agora enrolada ao redor de um núcleo central em um modo helicoidal, com o conjunto ins- talado dentro de um condutor submarino ou este poderia fazer parte de um silo submarino montado no leito marinho. O fluido na calha é agora sujeito a uma força rotacional a qual exerce uma força gravitacional centrífuga sobre as bolhas ou as gotículas em formação.

O comprimento da calha pode agora ser encurtado já que este é inversamente proporcional ao efeito gravitacional rotacional. Conforme a calha é enrolada ao redor do núcleo central, um número de rotações pode ser conseguido por metro de furo. A circunferência resultante da calha heli- coidal circular significa que uma distância de deslocamento helicoidal consi- derável pode ser atingida tanto na profundidade do furo quanto na altura do silo.

Apesar da separação ser eficiente, o rendimento de volume é limitado pelo diâmetro de constrição e pelo comprimento do condutor. A altu- ra requerida para um silo poderia levar a um alto perfil sobre o leito marinho e possíveis problemas de deformação.

Os princípios da separação do fluido são agora descritos. A se- paração de fluidos (gás, petróleo e água) é uma operação física e ocorre naturalmente se o fluido for deixado em um estado uniforme. A taxa de sepa- ração a uma pressão determinada é dada pela Lei de Stoke a qual determi- na:

S=Cqd2(PyP1)

μ

Onde: S - velocidade terminal ou taxa de separação c - constante g - gravidade d - diâmetro da gotícula p2 - densidade do fluido circundante P1 - densidade da gotícula μ - viscosidade do fluido circundante Isto mostra que o diâmetro de uma gotícula, bolha ou partícula,

sendo elevado ao quadrado, é um fator importante que define a taxa de se- paração.

Isto aplica-se às bolhas de gás livres, ou gotículas ou de petró- leo ou de água no fluido circundante. A uma certa pressão, uma quantidade de gás estará em solução a qual não poderá ser separada nesta pressão. Se a pressão for baixada, mais gás sairá da solução. Portanto é importante ope- rar o separador a um nível de pressão que atingirá o nível correto de sepa- ração de gás / líquido como definido para o sistema. O nível de pressão não afetará o tamanho de sólidos e afetará somente marginalmente o tamanho das gotículas de líquido.

Os dois fatores variáveis porém críticos no processo de separa- ção entre dois fluidos de densidade, viscosidade e pressão definidas são o diâmetro da bolha ou gotícula e o efeito da gravidade.

Em um grande tanque estacionário de separação de fluido, to- mando o efeito da gravidade sobre a superfície da terra como 1 g, somente 1 g é aplicado resultando em um tempo de espera de 10-15 minutos para atin- gir um nível de separação entre os diferentes líquidos. Pela rotação do flui- do, as forças g podem ser aumentadas, (por exemplo pela utilização de uma centrífuga as forças são aumentadas para 5000 g e utilizando um hidrociclo- ne para 2000 g).

A força centrífuga criada por um item giratório seja uma massa

unitária, uma gotícula, uma bolha ou uma partícula é dada por:

mV2

Cf =

Onde Cf-força centrífuga m - massa do item

V - velocidade r - raio de rotação Isto mostra que a velocidade sendo elevada ao quadrado é um valor sensível para aumentar o fator de separação para um determinado raio de rotação. A combinação do raio de curvatura e da velocidade definirá a taxa de fluxo através do separador. O volume do separador é dependente do tempo para atingir o nível de separação desejado da taxa de fluxo.

Um separador no qual as forças g são altas é portanto muito efi- ciente, desde que a partícula ou os materiais que estão sendo separados permaneçam do mesmo tamanho (isto é areia e detritos em um líquido).

A desvantagem principal destes separadores de alta força g para separar os líquidos móveis em um ciclone ou hélice fixo comparado com um fluido estacionário em uma centrífuga são as altas forças de tensão de cisa- Ihamento as quais resultam no quebramento do tamanho de gotícula, cau- sando menores gotículas, até criando emulsões. Para ou reduzir o efeito de emulsões ou corrigir o problema, aditivos químicos podem ser utilizados. Portanto, a vantagem de uma força de gravidade mais alta é ofuscada pelo diâmetro de gotícula drasticamente reduzido porque a força de separação é dependente do quadrado do diâmetro de gotícula.

Uma redução gradual do diâmetro de gotícula em um fluido mó- vel ocorre até 20 g, mas acima deste valor uma grande redução no diâmetro de gotícula ocorre com o efeito que forças de gravidade mais altas agora somente causam um aumento menor na taxa de separação.

É portanto critico manter os diâmetros de gotícula tão grandes quanto possível pela criação de um efeito de gravidade entre 10-20 g e mantendo a velocidade do fluido entre um máximo 2-3 m/s. A presente invenção tem como objetivo superar os problemas

associados com a técnica anterior e prover um separador o qual possa rapi- damente e eficientemente separar um fluxo multifásico em fluxos dos com- ponentes individuais.

De acordo com a presente invenção, é provido um separador para separar um fluido multifásico, o separador compreendendo:

uma entrada para um fluido multifásico;

uma pluralidade de saídas, pelo menos uma para cada fase se- parada selecionada;

um furo tubular anular principal através do qual o fluido multifási- co é feito fluir e separar em fluidos mais leves e mais pesados, o furo tendo uma saída para cada um dos fluidos mais leves e mais pesados.

Assim, a presente invenção provê um percurso rotacional atra-

vés do qual o fluido multifásico é feito fluir e permite que um percurso de flui- do de grande volume seja atingido sem requerer um grande vaso de separa- ção. O separador da presente invenção pode ser provido em um baixo mó- dulo de resistência à deformação e não requer uma operação de instalação de perfuração.

De preferência, a entrada é uma entrada tangencial, por meio disto fazendo com que o fluido circule através do furo principal.

De preferência, a área de fluxo do diâmetro do furo principal é pelo menos o dobro da área de fluxo do furo de entrada para permitir que um fluxo giratório estável estabeleça-se.

De preferência, a saída de fluido mais pesado é tangencial ao furo principal, na direção do fluxo e de uma seção externa, mais baixa do furo principal.

De preferência, a saída de fluido mais leve é tangencial ao furo principal, na direção do fluxo e de uma seção interna, superior do furo princi- pal.

De preferência, o separador ainda compreende um primeiro furo tubular adicional localizado abaixo da, e em comunicação de fluido com a, saída de fluido mais pesado, o primeiro furo adicional causando uma sepa- ração adicional do fluxo em fluidos mais leves e mais pesados e tendo uma saída para cada um dos fluidos mais leves e mais pesados.

De preferência, o separador ainda compreende um segundo furo tubular adicional localizado acima da, e tangencialmente em comunicação de fluido com a, saída de fluido mais leve, o segundo furo adicional causan- do uma separação adicional do fluxo em fluidos mais leves e mais pesados e tendo uma saída para cada um dos fluidos mais leves e mais pesados.

De preferência, a entrada para o furo adicional é tangencial. De preferência, o separador ainda compreende um conduto es- piral conectado a pelo menos uma das saídas, o(s) conduto(s) tendo um di- âmetro de fluxo menor do que qualquer um dos furos tubulares anulares, por meio disto aumentando a velocidade do fluido para permitir uma separação adicional dos fluidos nas fases desejadas.

De preferência, o conduto espiral é uma serpentina espiral de lados paralelos que tem o mesmo diâmetro de serpentina que a serpentina espiral acima para permitir que o fluxo estabilize-se.

De preferência, cada conduto define um envelope, pelo menos parte do envelope sendo cônica de tal modo que os diâmetros dos laços consecutivos do conduto sejam reduzidos.

De preferência, o diâmetro de furo do conduto é reduzido na di- reção do fluxo através do mesmo.

De preferência, o ângulo de inclinação da tubulação na serpenti- na da espiral em relação ao(s) furo(s) anular(es) aumenta conforme o fluido flui através do conduto para controle de cada conduto em um furo tubular.

De preferência, o separador ainda compreende uma ou mais saídas da espiral para permitir a separação adicional de fluidos mais leves e mais pesados.

De preferência, o separador ainda compreende um ou mais con-

dutos de drenagem e/ou ventilação de cada conduto para um furo tubular.

De preferência, os condutos de drenagem e/ou ventilação saem do(s) conduto(s) tangencialmente e na direção de fluxo para coletar a fase requerida.

De preferência, o separador ainda compreende uma saída para

pasta fluida sólida.

De preferência, o(s) furo(s) tubular(es) anular(es) é(são) circu-

lar(es).

Exemplos da presente invenção serão agora descritos com refe- rência aos desenhos acompanhantes, nos quais:

Figura 1 é uma vista em corte transversal esquemática que mostra um sistema no qual o separador da presente invenção poderia ser utilizado;

Figura 2 é uma vista em corte transversal longitudinal através de um exemplo da presente invenção;

Figura 3 é uma vista em corte transversal longitudinal através de um segundo exemplo da presente invenção;

Figura 4 é uma vista em corte transversal longitudinal através de um terceiro exemplo da presente invenção;

Figura 5 é um corte em vista plana abaixo da linha 1-1 nas Figu- ras 3 e 4;

Figura 6 é um corte em vista plana abaixo da linha 2-2 nas Figu-

ras 3 e 4;

Figura 7 é uma vista plana do laço superior do conduto espiral, abaixo da linha 3-3, nas Figuras 2 a 4;

Figura 8 é um corte em vista plana do laço do conduto abaixo da linha 4-4, nas Figuras 2 a 4; e

Figura 9 é um corte em vista plana do laço do conduto abaixo da linha 5-5, nas Figuras 2 a 4.

O separador de estágios múltiplos mostrado na Figura 1, e des- crito no Pedido de Patente Européia Co-pendente requerido no mesmo dia (referência do agente MJB07059EP) tem um divisor de fase gás líquido 1, um separador toroidal 2 e um separador vertical 3 o qual pode maximizar a taxa de fluxo e atender às especificações de pressão de rebentamento e colapso. Todos os três estágios têm a capacidade de remover sólidos resi- duais os quais podem estar na entrada de fluxo multifásico inicial 4. Dois sensores de nível 6, 7 oferecem um simples método de detecção de nível duplo para auxiliar no controle do processo de separação assegurando que níveis aceitáveis das fases individuais de gás, petróleo e água possam ser atingidos através de toda a separação.

O divisor de fase gás líquido 1 é provido de uma camisa de vór- tice 70 e um quebrador de vórtice 71. O separador vertical 3 é provido com um anel de vórtice 72 e um número de placas ou capas de vórtice 73. O pro- pósito de cada destes itens é de impedir que uma conificação ocorra ou um vórtice seja formado. Isto ocorre quando um fluido separou em duas fases claras, ou em diferentes camadas em um ambiente de fluxo "parado" ou de plugue ou nos limites cilíndricos ou cônicos em um ambiente giratório. Neste caso, existe uma tendência quando uma fase é puxada que uma área de baixa pressão seja criada. Conforme este diferencial de pressão aumenta, a camada limite entre as duas fases é puxada para baixo ou para cima e um rompimento é provável ocorrer e uma tal ocorrência é indesejável.

Apesar do separador toroidal de segundo estágio 2 da Figura 1 ser mostrado tendo um par de furos anulares 8, 9, a presente invenção pode igualmente ser utilizada quando somente um único furo anular é utilizado ou, mesmo, quando três ou mais furos anulares são utilizados.

Um exemplo da presente invenção que utiliza um furo multifásico anular único é mostrado na Figura 2 na qual um furo tubular, o qual pode manipular a taxa de fluxo, as pressões de rebentamento, de colapso, tem a forma de um anel horizontal e é provido para receber um fluxo multifásico através da entrada 11.0 diâmetro do furo é dependente da taxa de fluxo e das pressões de rebentamento e colapso, estando tipicamente entre 300 - 1000 mm de diâmetro. Conforme o fluxo entra no furo 10, este está deslo- cando-se a uma alta velocidade em um modo turbulento até 10 m/s. O fluxo multifásico entra no furo 10 através de uma entrada de diâmetro 11 de pro- jeto específico a qual é de preferência tangencial e sobre a circunferência externa do furo 10, por meio disto causando uma ação de jato a qual auxilia a induzir e manter a velocidade do fluxo entre 2-3 m/s dentro do furo 10. Pela utilização de um furo 10 de maior diâmetro do que o furo 11 de entrada, o tamanho real sendo dependente da taxa de fluxo e das especificações de projeto, prove uma área de baixa tensão de cisalhamento, permitindo que o fluido estabilize e as fases parcialmente coalesçam.

O fluxo circular que é induzido no fluido multifásico faz com que os fluidos mais pesados e quaisquer partículas sólidas dentro do fluido mo- vam-se para a circunferência externa do furo 10, com os fluidos mais leves sobre a circunferência interna do furo 10. Como o furo 10 é montado hori- zontalmente, os efeitos gravitacionais puxam os fluidos mais pesados na direção da porção externa inferior do furo 10 e isto resulta nos fluidos mais leves movendo-se para a porção superior interna do furo 10.

As linhas de saída 12 e 13 são providas para os fluidos pesados e os fluidos mais leves respectivamente. A linha de saída 12 é tangencial à circunferência inferior do furo 10 e é montada na porção inferior de fundo do furo 10. A linha de saída 13 para os fluidos mais leves é montada tangenci- almente na porção superior interna do furo 10. A localização das saídas é, é claro, dependente do fluido o qual é esperado receber e portanto a localiza- ção das conexões das linhas de saída pode ser mudada sem afetar a opera- ção da invenção.

O separador é dividido em três áreas interconectantes, uma se- ção de gás superior 14, uma seção de líquido multifásico central 15 e uma seção de água inferior 16. Neste exemplo, a entrada de passagem de fluxo multifásico 11 compreende gás, petróleo, água e sólidos e a separação no furo 10 permite que o gás úmido, isto é principalmente gás mas com líquido arrastado, saia através da linha de saída 13. Os sólidos, o petróleo, a água e um pouco de gás arrastado saem através da linha de saída 12.

O gás úmido desloca-se para cima através da seção de gás 14 por meio de um conduto espiral 17. O líquido dentro do gás úmido é forçado sobre a parede lateral do conduto 17 e é recolhido. Em certos pontos na pa- rede externa, sifões de líquido 18 com diâmetros de projeto específicos e uma tubulação de drenagem 19 correspondente, ou individuais ou comuns como mostrado, são providos de tal modo que qualquer líquido o qual foi separado do fluxo de gás seja direcionado de volta para a seção de líquido multifásico central 15.

O líquido multifásico que tem gás retido, o qual sai através da linha de saída 12, passa para a seção central 15 e para dentro do conduto espiral 20. Conforme o líquido espirala pelo conduto 20 abaixo, qualquer gás arrastado é separado para a porção interna do furo e é separado através das linhas de saída 21 com diâmetros de projeto específicos para controlar o fluxo em relação às outras linhas de saída e é alimentado individualmente ou em comum como mostrado para a linha de saída de gás úmido 13 para uma separação adicional na seção de gás 14. Mais abaixo através da seção cen- tral 15, é o petróleo que move-se para a porção superior interna do conduto e a água separa para a porção inferior externa do conduto 20. Em um fluido predominantemente baseado em água, o petróleo é coletado através das linhas de saída 22 com diâmetros de projeto específicos e alimentado para uma linha de suprimento de petróleo comum 23.

Quanto mais através do conduto espiral 20 o fluido passa, maior a proporção em que o fluxo é água até que, na seção mais inferior, o grau de separação requerido foi atingido com o grau de petróleo tendo sido separa- do, deixando a água como o componente principal a qual é alimentada para fora através da linha de suprimento de água 24. A qualidade da separação submarina precisa atender as especificações de admissão da bomba e de produção e/ou reinjeção e portanto não necessita de um alto grau de pureza de fase se comparado com aquele requerido para liberação no ambiente. Se níveis mais altos de separação forem requeridos, as fases podem ser sub- metidas a uma separação adicional utilizando um segundo ou um terceiro toroidal.

Na seção inferior 16 do separador, a porção externa inferior do furo é a região na qual os sólidos indesejados são coletados e estes são re- movidos através de linhas de drenagem 25 para uma linha de remoção de sólidos 26.

Os detalhes das linhas de saída são descritos em maiores deta- lhes em relação às Figuras 5 a 9.

Exemplos adicionais da presente invenção são mostrados nas Figuras 3 e 4 e estes são, respectivamente, sistemas de pilha dupla e tripla. No sistema de pilha dupla, um furo de gás anular 30 adicional é utilizado quando houve alguma separação anterior de gás do fluxo multifásico equi- valente ao furo multifásico 10 de tal modo que existe um suprimento inde- pendente 31 de gás úmido o qual requer que somente o líquido arrastado seja separado. O furo de líquido 40 é então suprido com um fluxo multifásico no qual, apesar da maior parte do gás ter sido removida, uma pequena por- ção do gás é ainda arrastada dentro do líquido e é separada como descrito com referência à Figura 2. A separação de petróleo e água é também a mesma como anteriormente descrito.

No sistema de pilha tripla mostrado na Figura 4, um terceiro furo anular 40 para o líquido é provido e este é suprido pela linha de saída 12 do furo multifásico principal 10 e o furo anular 30 é suprido pela linha de saída 13 do furo 10. A própria separação é executada exatamente no mesmo modo como anteriormente descrito. O sistema de pilha tripla da Figura 4 é mais provável de ser utilizado em situações nas quais nenhuma separação anterior do fluido multifásico ocorreu e onde maiores taxas de fluxo precisam ser acomodadas.

Em cada um dos três exemplos anteriores, as linhas de drena- gem e de ventilação com diâmetros de projeto específicos para controlar o fluxo em relação às outras linhas permitem que o líquido ou o gás arrastados dos fluxos de gás ou de líquido sejam retornados para a seção apropriada para uma separação adicional e, em relação à seção de gás 14, os tubos de fluxo de drenagem de líquido saem da espiral para baixo em diferentes ní- veis e são conectados para cima ou a uma única linha de retorno ou a uma comum como mostrado que entra na seção de separação de líquido bem abaixo do nível de gás / petróleo. Utilizando esta proposta com linhas de diâmetro de projeto es-

pecíficos, qualquer queda de pressão na espiral de gás poderia fazer com que o fluido fosse puxado para cima, o que será impedido pelo efeito de dife- rencial de pressão de líquido. Isto é importante para impedir que os tubos de fluxo criem um atalho para o fluxo de gás e permitam um fluxo de gás o qual não está sujeito à força de separação rotacional.

Uma proposta similar aplica-se à espiral de líquido onde os tu- bos de fluxo de ventilação de gás devem entrar na seção de separação de gás bem acima do nível de gás / petróleo. Isto impede que um líquido seja puxado para cima contra a altura hidrostática. As linhas de saída de fase para o gás 27 e água 24 das respec-

tivas espirais no topo e no fundo respectivamente do separador, assegura que uma distância de separação máxima com estes saindo ou no topo ou no fundo de sua zoria de fase. Isto aparece naturalmente e impede qualquer carregamento acidental de outras fases. A saída de petróleo 23 deve sair aproximadamente na seção média para superior da zona de petróleo entre o nível de gás / petróleo e o nível de petróleo / água. Isto novamente assegura um máximo fluxo natural, por meio disto minimizando qualquer carregamento acidental de água ou de gás.

Em certas circunstâncias, pode existir uma baixa proporção de uma certa fase e portanto, para manter um fluxo eficiente no sistema, é ne- cessário reinjetar os fluidos. Este poderia ser o gás, o petróleo ou a água e estes são providos através das linhas de entrada 50, 51 e 52 respectiva- mente. O fluxo injetado provê uma energia adicional aos fluidos circulantes. Isto é especificamente benéfico quando existe uma quantidade significativa de sólidos no separador os quais requerem um impulsionamento até os pontos de remoção de sólidos. Durante a limpeza dos separadores, uma lavagem líquida poderia ser injetada através das linhas de injeção 50, 51, 52. Pode também ser necessário injetar certos produtos químicos, por exemplo para impedir os hidratos ou para impedir a corrosão, e estes podem também ser adicionados ao separador através destas linhas de injeção.

Nas Figuras 2 e 4, o fluxo multifásico principal entra no furo anular 10. A Figura 3 mostra uma configuração onde o gás livre já foi dividi- do do fluxo multifásico principal, o gás removido sendo direcionado para o furo anular 30. Nas Figuras 2 e 4, este gás é removido do furo anular 10 por uma linha de saída de gás úmido 13 que vem da porção superior e interna do furo 10. Nas Figuras 2 e 4, o líquido sai do furo 10 através de um furo tangencial 12 o qual está a um ângulo do fundo do furo 10. Nas Figuras 3 e 4, o gás úmido entra em um furo anular de gás úmido 30.

Com referência à vista plana do furo anular 30 mostrado na Fi- gura 5, pode ser visto como o furo 30 tem a linha de saída de gás 24 vindo da porção superior e interna do furo 30. As linhas de drenagem de líquido 19 são providas saindo tangencialmente do quarto inferior externo do furo 30. A razão para isto é o efeito da gravidade sobre o líquido que flui ao redor da circunferência externa do furo e da capacidade de drenar qualquer material que acumula no fundo do furo.

Os tubos de fluxo de ventilação de gás 21 carregam o gás car- regado da parte inferior do separador com entradas 28 a montante da entra- da tangencial de gás. Isto é mostrado nas Figuras 3 e 4. Uma vista plana do furo anular de líquido principal 40 das Figuras 3 e 4 recebe primariamente o líquido, mas com algum gás arrastado, através da entrada 11 é mostrada na Figura 6.

A Figura 6 mostra um toroidal de líquido no qual a saída de lí- quido principal 25 deixa o furo 40 a um ângulo do fundo do furo. As linhas de ventilação de gás 21 saem tangencialmente do quarto superior interno do furo de anel 40. Esta configuração captura o gás no topo do furo quando a velocidade rotacional é lenta. Quando existe uma rotação razoável acima de 0,5 m/s, o líquido tende a ocupar o hemisfério externo do anel, por meio disto forçando qualquer gás para a circunferência interna do furo. Os tubos de retorno 19 da espiral de gás 14 entram na zona de baixa pressão tangen- cialmente na parte traseira da circunferência interna do furo toroidal 40.

A saída principal ou do toroidal de gás ou de líquido é conectada a uma espiral de tubo enrolado. O menor diâmetro da espiral causa um au- mento de velocidade comparada com a velocidade no furo toroidal 30 ou 40, por meio disto aumentando a força rotacional. Uma zona de separação de espiral de tubo enrolado de lado paralelo ou reto 15 é recomendada como uma seção para permitir a estabilização do fluxo. Isto permite que qualquer carregamento da fase anteriormente separada seja removido nas linhas de ventilação 21.

Após a serpentina de tubo reto, a serpentina pode conificar para

dentro como para as seções de separação 14 e 15 causando uma maior for- ça rotacional sobre o fluido restante. Uma vista plana da espiral de gás é mostrada na Figura 7. Em uma espiral de gás, os tubos de drenagem de lí- quido 18 são providos tangencialmente e inclinando para baixo do segmento inferior externo. Estas saídas capturam qualquer fluxo de líquido no furo de espiral de gás 17 antes da saída de gás 27 entrar nas placas defletoras de desumidificação 61 na unidade de desumidificação 60 (Figura 1). A Figura 8 é um corte em vista plana da espiral de líquido. Na seção paralela da espiral de líquido, os tubos de fluxo de ventilação de gás 21 saem tangencialmente e inclinam para cima do quarto superior interior do furo 20. Para a separação de diferentes líquidos, a seção de tubo enrolado cônica da zona de separação 16 deve ser configurada com uma preferência para o líquido bruto primário. Para um fluxo predominantemente à base de água, a água continua a fluir para baixo na espiral 20 com o petróleo tam- bém fluindo para baixo e formando no quadrante interno superior do furo espiral de água 20.

A Figura 9 é um corte em vista plana do início da zona de sepa-

ração 16. Os tubos de fluxo de petróleo 22 saem do furo espiral tangencial- mente e inclinando para cima do quarto superior interno do furo 20. Se o lí- quido predominante for o petróleo, então os tubos de retirada de água de- vem ser montados no segmento inferior externo do furo espiral. Neste modo, a areia e os detritos de formação estarão também na água, por meio disto requerendo uma unidade de remoção de sólidos mais abaixo na linha de água.

Tomando o conceito de espiral para manipular principalmente a água isto permite a utilização de outro conjunto de saídas 25 da seção espi- ral cônica que contém água 16 para a remoção de areia e de formação de detritos na forma de uma pasta fluida, utilizando as saídas do quarto inferior externo, com uma conexão tangencial em queda levando a uma linha de descarte de sólidos 26.

O grau e o nível de separação de qualquer uma das fases de gás ou de água, é dependente do número de espiras na zona de separação 14 e 16 respectivamente. A qualidade do petróleo separado é similarmente dependente do número de espirais na seção 15. Como o petróleo está sain- do na seção de separação média 15, este ainda poderia conter pequenas quantidades de gás e água arrastados. Estes podem ser removidos fluindo agora o volume limitado de petróleo comparado com o volume multifásico original em um separador de petróleo vertical 3 (Figura 1) ou em outro con- junto de separação toroidal. O fluxo de gás de 27, a água na linha 24 e o petróleo do sistema em relação ao fluxo de entrada multifásico devem ser controlados para as- segurar que o nível de gás / petróleo 62 e o nível de petróleo / água 63 per- maneçam relativamente constantes. Isto é conseguido pela utilização de unidades de controle de fluxo (não-mostradas) nas linhas 4, 64, 65 e 66 (Fi- gura 1) recebendo as informações apropriadas das unidades de sensor de nível 6 e 7.

Claims

1. Separador para separar um fluxo multifásico, o separador compreendendo: uma entrada (11) para um fluido multifásico; e uma pluralidade de saídas (12, 13), pelo menos uma para cada fase separada selecionada; caracterizado ainda pelo fato de possuir um furo tubular anular principal (10) através do qual o fluxo multifásico é feito fluir e separar em fluidos mais leves e mais pesados, o furo anular principal (10) tendo uma saída (13, 12) para cada um dos fluidos mais leves e mais pesados.

2. Separador de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a entrada (11) é uma entrada tangencial, por meio disto fa- zendo com que o fluido circule através do furo anular principal (10).

3. Separador de acordo com ou a reivindicação 1 ou 2, caracte- rizado pelo fato de que a área de fluxo do diâmetro do furo anular principal (10) é pelo menos o dobro da área de fluxo do furo de entrada (11) para permitir que um fluxo de rotação estável estabeleça-se.

4. Separador de acordo com a reivindicação 1, 2 ou 3, caracte- rizado pelo fato de que a saída de fluido mais pesado (12) é tangencial ao furo principal, na direção do fluxo e de uma seção inferior, externa do furo anular principal (10).

5. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a saída de fluido mais leve (13) é tangencial ao furo anular principal (10), na direção do fluxo e de uma se- ção superior, interna do furo anular principal.

6. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de compreender ainda um primeiro furo tubular adicional (40) localizado abaixo da, e em comunicação de fluido com a saída de fluido mais pesado (12), o primeiro furo adicional (40) cau- sando uma separação adicional do fluxo em fluidos mais leves e mais pesa- dos e tendo uma saída (21, 25) para cada um dos fluidos mais leves e mais pesados.

7. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de compreender ainda um segundo furo tubular adicional (30) localizado acima da, e tangencialmente em comu- nicação de fluido com a saída de fluido mais leve (12), o segundo furo adi- cional (30) causando uma separação adicional do fluxo em fluidos mais le- ves e mais pesados e tendo uma saída (24, 19) para cada um dos fluidos mais leves e mais pesados.

8. Separador de acordo com ou a reivindicação 6 ou 7, caracte- rizado pelo fato de que a entrada (11, 31) para o furo adicional (40, 30) é tangencial.

9. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de compreender ainda um conduto espiral (20, 24) conectado a pelo menos uma das saídas, o(s) conduto(s) tendo um diâmetro de fluxo menor do que qualquer um dos furos tubulares anulares (10, 40, 30), por meio disto aumentando a velocidade do fluido para permitir uma separação adicional dos fluidos nas fases desejadas.

10. Separador de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o conduto espiral (20, 24) é uma serpentina espiral de lados paralelos que tem o mesmo diâmetro de serpentina que a serpentina espiral acima para permitir que o fluxo estabilize-se.

11. Separador de acordo com a reivindicação 9 ou 10, caracte- rizado pelo fato de que cada conduto (20, 24) define um envelope, pelo me- nos parte do envelope (16) sendo cônica de tal modo que os diâmetros dos laços consecutivos do conduto sejam reduzidos.

12. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 11, caracterizado pelo fato de que o diâmetro de furo do conduto (20, 24) é reduzido na direção do fluxo através do mesmo.

13. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações9 a 12, caracterizado pelo fato de que o ângulo de inclinação da tubulação na serpentina da espiral em relação ao(s) furo(s) anular(es) (10, 40, 30) au- menta conforme o fluido flui através do conduto para controlar o fluxo em relação à seção anterior.

14. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações9 a 13, caracterizado pelo fato de compreender ainda uma ou mais saídas da espiral (19, 21) para permitir a separação adicional de fluidos mais leves e mais pesados.

15. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações9 a 14, caracterizado pelo fato de compreender ainda um ou mais condutos de drenagem e/ou ventilação (19, 21) de cada conduto para um furo tubular.

16. Separador de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que os condutos de drenagem e/ou ventilação (19, 21) saem do(s) conduto(s) tangencialmente e na direção de fluxo para coletar a fase requerida.

17. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de compreender ainda uma saída (25) para pasta fluida sólida.

18. Separador de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o(s) furo(s) tubular(es) anu- lares) (10, 40, 30) é(são) circular(es).