BR102013009262A2 - Estação integrada de produção submarina e processo de separação de água, óleo, gás e sólidos - Google Patents

Abstract

Estação integrada de produção submarina e processo de separação de água, óleo, gás e sólidos. A presente invenção trata de uma estação de produção submarina destinada a promover a separação das três fases que constituem o fluido produzido num poço de petróleo: água, gás natural e óleo. Também é integrado ao equipamento, uma bomba multifásica e/ou bomba monofásica de água que podem ser empregadas para diminuir a contra-pressão do sistema de produção e/ou possibilitar a re-injeção de água produzida no reservatório. O separador trifásico compreende equipamentos de separação compactos, ciclônicos ou não e deverá, após o processamento, fornecer água com qualidade necessária para a re-injeção. O bombeamento de óleo e gás dar-se-á através de bomba multifásica.

Description

"ESTAÇÃO INTEGRADA DE PRODUÇÃO SUBMARINA E PROCESSO DE SEPARAÇÃO DE ÁGUA, ÒLEO, GÁS E SÓLIDOS" Campo da Invenção A presente invenção trata de uma estação integrada de produção submarina, destinada a produzir, promover a separação das três principais fases que constituem o fluido produzido em um poço de petróleo: água, gás natural e óleo, e promover o bombeio dos fluidos. O gás e o óleo são os produtos comercialmente desejáveis e a água, normalmente contendo areia, após o processo de separação poderá ser fornecida água com qualidade necessária para re-injeção. A invenção se aplica a poços submarinos de produção de petróleo, maduros ou não, principalmente em poços com alto índice de produção de água e algum gás. Em caso de campos maduros, a estação de produção e separação submarina encontra também aplicação em campos onde há restrição de capacidade de processamento na unidade flutuante de produção.

Histórico da Invenção Existem várias técnicas de elevação artificial usadas para aumentar a vazão (produção) em um poço. Dentre as mais aplicadas, destaca-se o “gas-lift”. Essa técnica consiste em injetar gás no fundo da coluna de produção de forma a diminuir a densidade total e assim facilitar seu escoamento. A utilização do bombeio centrífugo submarino também vem ganhando adeptos principalmente pela sua versatilidade e capacidade de controle de vazão. Porém, para utilização dessa técnica é necessária à instalação de outros equipamentos na unidade flutuante de produção. Além disso, para alimentação e controle de velocidade de bombas centrífugas submarinas, normalmente, utiliza-se um variador de frequência, que é tipicamente um grande Container instalado no deck da unidade flutuante, e capacidade de geração de potência elétrica em média tensão. Outro fator que, tipicamente, limita a aplicação de bombas centrífugas submarinas é a operação de com frações de gás superior a 20%. Contudo alguns fabricantes advogam que as bombas centrífugas podem operar com até 30% de GVF (volume da fração de gás), desde que não continuamente. As bombas centrífugas foram inicialmente pensadas para aplicação dentro dos poços e daí seu “design” esguio. Essa geometria, cuja razão comprimento x diâmetro é muito maior que 1, dificulta o desenvolvimento de bombas com potência superior a 0,5MW.Uma grande vantagem das bombas centrífugas é a característica construtiva de seu motor — hidrostaticamente compensado. A compensação é feita através do selo que isola o motor da hidráulica da bomba. A despeito de ter sido concebida para operar dentro do poço a bomba centrífuga também pode ser utilizada em aplicações no leito marinho. O módulo em que as bombas centrífugas são integradas é conhecido como MOBO. Há basicamente dois tipos de MOBO: i) vertical, onde a bomba centrífuga é instalada em um poço falso na vertical e (ii) horizontal, onde a bomba centrifuga é instalada em um “skid” horizontal, levemente inclinado. Apesar das grandes dimensões, o “skid” horizontal pode ser instalado via cabo o que traz flexibilidade na hora da intervenção. O envelope típico gira em torno de 23 x 3 x 2,5m.

Para aplicações que exigem potências maiores utilizam-se bombas e motores com diâmetro maior. Essas podem ser multifásicas (líquido e gás) ou monofásicas (líquido). Tipicamente são instaladas no leito marinho e precisam compensar hidrostaticamente seu motor podendo resultar no aumento excessivo da parede da cápsula e, consequentemente, do peso. Outra razão para essa compensação é o acoplamento entre motor e bomba, que precisa ser lubrificado. O fluido compensador do motor é conhecido como fluido de barreira e tem características específicas que proporcionam alto isolamento elétrico e boa capacidade de troca térmica.

Nesse tipo de bomba, o motor é isolado da bomba por um selo rotativo que permite um pequeno vazamento entre esses dois componentes. A pressão do fluido de barreira deve ser mantida sempre mais alta que a pressão do fluido de produção. Tal diferencial de pressão se faz necessário para garantir a migração de fluido de barreira para o processo e não permitir o caminho inverso. O vazamento de fluido de fluidos de produção para o motor poderá causar sua falha prematura. Com o objetivo de garantir essa pressão no fluido de barreira o sistema de bombeio submarino conta com uma unidade de potência hidráulica na unidade flutuante. A unidade de potência hidráulica (HPU) de fluido de barreira é ligada ao motor submarino através de um umbilical hidráulico. O variador de freqüência e a HPU de fluido de barreira são os equipamentos “topside” necessários para garantir a operação da bomba submarina. A instalação desses dois equipamentos na unidade flutuante demanda a utilização de mão-de-obra “offshore” e planejamento prévio, além de impactar na produção e no dia a dia da operação.

As bombas submarinas podem ser utilizadas em módulos de bombeio sozinhas ou fazer parte de um sistema maior, e.g. separador submarino de água-óleo ou gás-líquido. O separador submarino integrado à estação de produção apresenta algumas vantagens em relação às configurações, anteriormente utilizadas. Sistemas de separação submarina água-óleo ou gás-líquido atualmente em operação tem seus princípios de separação baseado em forças gravitacionais ou gravitacionais combinadas com equipamentos ciclônicos. Dessa forma, têm a intrínseca característica de enormes geometrias e alto peso (como vasos gravitacionais ou separadores tubulares) tornando complexa a sua instalação e recuperação no leito submarino, enquanto que equipamentos de separação por efeito ciclônico são notoriamente mais compactos resultando também em redução de peso.

Em plataformas já existentes o aumento da produção é tipicamente restringido pela capacidade da planta de processo. A expansão de uma planta “topside” é extremamente complexa e depende de disponibilidade de espaço na plataforma. Se parte (ou toda) dessa planta fosse instalada no leito marinho, resultaria em um aumento de produção.

As linhas de fluxo e “risers” também podem ser otimizadas, no caso de separação e re-injeção de água produzida no próprio reservatório. Nesse caso, o fluxo para unidade flutuante de produção (ou para terra) seria apenas de óleo e de gás, produtos que efetivamente tem valor agregado e geram receita.

Com relação aos sistemas de produção submarinos, tipicamente na cabeça do poço submarino é instalada uma base adaptadora de produção (BAP) e nela é ancorado o suspensor de coluna ou “tubing hanger” (TH). O suspensor suporta o peso da coluna de produção. Também na (BAP) é instalada a árvore de natal molhada (ANM), onde é feito o controle da produção através de válvulas de bloqueio, e em alguns casos, “chokes” que restringem a vazão. Os sistemas de separação submarinos existentes são conectados a (ANM) através de linhas de fluxo e módulos de conexão, normalmente verticais (MCV). Suas dimensões e pesos impedem sua integração com a (BAP) e (ANM). A estação permitirá o controle individual do poço facilitando o dimensionamento do equipamento de acordo com o envelope de operação. A operação passa a ter flexibilidade para ajustar os parâmetros de escoamento, além de maximizar a produção por poço.

Conforme mencionado anteriormente, em sistemas tradicionais os poços são restringidos através de válvulas do tipo “choke”. Essa prática visa equalizar as pressões de produção de diferentes poços no caso de aplicações com “manifolds” submarinos. Com a estação o operador tem a possibilidade de decidir a produção do campo de acordo com critérios técnico-econômicos, i.e. a vazão passa a ser controlada pelo operador, e não mais limitada pelo poço de menor pressão.

Ainda que os processos de separação no leito submarino conhecidos até hoje em comparação aos modelos “topside” sejam mais vantajosos no que tange ao espaço ganho na unidade flutuante de produção; devido aos problemas acima apontados, os mesmos ainda possuem custos altos de fabricação, manutenção e montagem. Já foram concebidos sistemas de separação submarinos para um ou mais poços, contudo nenhum genuinamente compacto o suficiente para instalação integrada na cabeça de poço de produção. É objetivo da invenção, eliminar ou minimizar tais problemas do estado da técnica, integrando na cabeça do poço uma estação que possibilite o controle total do mesmo através do equipamento submarino de produção i.e. ANM, BAP, TH, separação trifásica com uso de equipamentos compactos e bombeamento multi e/ou monofásico com sistema de controle de velocidade submarino e livre de fluido de barreira. Basicamente a estação irá compreender três módulos: (i) Módulo de Produção, (ii) Módulo de Separação Compacto e (iii) Módulo de Bombeio. Há ainda a opção de incluir dois módulos de bombeio, um monofásico para injeção de água e um multifásico para o transporte de óleo e gás. Também há a opção de não utilizar o separador, mas mantendo a bomba multifásica. Nessa invenção, os módulos de separação e bombeio são compactos e facilmente recuperáveis com o auxílio de barcos de serviço. O módulo de produção da estação é uma árvore de natal molhada (ANM) tradicional e sua recuperação pode, ou não, requerer uma sonda com tubos de perfuração. A retirada dos módulos de separação ou de bombeio não implica na parada de produção devido ao sistema de by-pass, instalado na base adaptadora da estação de produção. A estação deverá contar ainda com sistema de automação avançado que possibilite, devido a sua característica compacta, controlar as perturbações de maneira extremamente rápida, além de se adaptar a mudanças abruptas de cenários de processo. Para tal há que se implementar controle submarino local, ou seja, o “software” da estação residirá no módulo de controle submarino e não na estação de controle ‘topside”, como em sistemas submarinos tradicionais. O sistema de controle deverá ser baseado em modelos, os quais serão gerados durante a fase de simulações e aferidos na fase de testes. As malhas de controle são intrinsicamente acopladas e essa técnica permitirá a simulação dinâmica da estação em condições típicas de operação, minimizando assim o tempo consumido com o ajuste de malhas durante o comissionamento do sistema no campo.

Devido ao tamanho reduzido do módulo de separação da estação, testes operacionais poderão ser realizados em escala real, não havendo a necessidade de extrapolar resultados de testes em escala reduzida. A compactação dos módulos de separação e de bombeamento foi efetiva para a realização da presente invenção, não por mera redução do tamanho, mas devido a um novo arranjo dos separadores e à utilização de um sistema de gerenciamento, in loco, de respostas mais rápidas, no módulo de bombeamento; modificações estas que possibilitaram a instalação dos respectivos módulos em cima da cabeça do poço, com produtividade equivalente às estações existentes na técnica e de manutenção e montagem de custos muito mais baixos.

Breve Descrição das Figuras A presente invenção será a seguir descrita em referência às figuras em anexo, que de uma forma esquemática e não limitativa de seu escopo, representam: - A Figura 1 ilustra uma vista esquemática de uma estação de produção submarina de acordo com a técnica anterior; - A Figura 2 ilustra uma vista esquemática da estação integrada de produção submarina, mostrando o fluxo de processo, de acordo com a presente invenção; - A Figura 3 ilustra uma vista em perspectiva da estação integrada, com os respectivos módulos desacoplados da base adaptadora de produção, de acordo com a presente invenção; - A Figura 4 ilustra uma vista em perspectiva da estação integrada de produção, de acordo com a presente invenção.

Descrição Detalhada da Invenção O fluido de produção será admitido na estação através da árvore de natal molhada (ANM) (1). Esta tem por função fechar o poço em caso de emergência e suportar o peso da coluna de produção. Tal função é exercida pelo suspensor da coluna (não ilustrado), parte integrante da árvore de natal molhada (1). O fluido será escoado pelas tubulações da base adaptadora da estação de produção (15). Esta tem a finalidade de receber todos os módulos, viabilizar o escoamento do fluido entre os módulos, inclusive em caso de by-pass (19, 19’) (20, 20’) (21, 2T), e, no caso de árvores de natal molhadas verticais, suportar o suspensor de coluna. O fluido multifásico ingressa no módulo de separação (2) que contém o separador líquido/gás (3), o separador primário de água (4), o separador de areia (5), e os hidrociclones (6) e (7), incluídos quando for requerido o polimento final da água. A válvula (22) tem a função de isolar o módulo quando o sistema estiver operando por meio do by-pass. O separador gás-líquido poderá ou não contemplar o “Gasuni” (3), que é um separador gás/líquido compacto de alta eficiência cujo princípio de operação é baseado em forças centrífugas e na diferença de densidade entre os fluidos na fase líquida e gasosa. O gás separado deve escoar para a entrada do vaso pré-condicionador da bomba multifásica (9). Nos cenários de separação gás-líquido apenas, o separador gás-liquido, sendo o GasUnie ou outro, poderá ser combinado diretamente com o módulo de bombeio integrado ou não à estação integrada de produção. O líquido separado do separador gás-liquido rejeito do separador (3) flui para o separador primário de água (4). Este utiliza efeitos ciclônicos para promover a separação do líquido-líquido, i.e. óleo e água, redirecionando água para a etapa seguinte de tratamento enquanto o rejeito, óleo ou emulsão, seguem para o vaso pré-condicionador (9).

Os equipamentos ciclônicos são mais compactos que seus paralelos gravitacionais, mas exigem um envelope de operação mais definido e controle dinâmico.

Após a primeira etapa de separação, na corrente de água, separa-se a areia. Esse processo ocorre no separador de areia (5) que recebe da saída do separador primário (4), água com baixos teores de óleo. O equipamento se vaie da força centrífuga e da diferença de densidade para promover a separação. Excesso de areia nos equipamentos a jusante desse estágio pode causar danos ou diminuir drasticamente sua vida útil. O rejeito do separador de areia (5), areia e água majoritariamente, é ligado ao vaso pré-condicionador (9). A saída do separador de areia (5) é ligada aos hidrociclones (6) (7) que farão o polimento final da água com o objetivo de remover óleo remanescente de forma a torná-la suficientemente descontaminada para injeção. A água descontaminada pode ser direcionada para duas rotas: (i) uma estação de injeção de água ou (ii) para entrada de uma bomba de re-injeção na própria estação. O rejeito dos hidrociclones (6,7) é escoado para o vaso pré-condicionador (9), podendo em seguida ser re-circulado para o início do processo de separação. O módulo de bombeamento (8) recebe através do vaso pré-condicionador (9), todos os rejeitos dos equipamentos de separação, módulo de separação (2). Esses rejeitos se constituem de óleo e gás, o que exige uma bomba multifásica. A bomba é composta de motor (10) e hidráulica (11). O motor (10) é isolado da hidráulica (11) e não possui fluido de barreira pressurizado por umbilical, dispensando assim a HPU de fluido de barreira “topside” e todas as interfaces que ela exige. A hidráulica multifásica confere flexibilidade ao sistema permitindo na admissão da bomba fluido multifásico com teores de gás (GVF) próximos de 100%. O controle de velocidade da bomba (10, 11) é feito através do variador de frequência submarino (12). Esse equipamento é normalmente instalado na plataforma e ligado ao motor através de umbilical de potência. Nesse caso, devido a suas grandes dimensões e peso, muitas aplicações são inviabilizadas por falta de espaço na superfície da unidade flutuante. O variador de frequência submarino (12) utiliza a tecnologia da eletrônica de potência, baseado em IGBTs (Isolated Gate Bipolar Transistors). Os IGBTs são chaves eletrônicas de alta potência que controlam a freqüência de saída, na configuração de inversor. Através do conector elétrico de potência (13) e do umbilical de elétrico, o variador de freqüência (12) recebe alimentação da unidade flutuante; ou seja, a estação requer apenas um umbilical elétrico, que pode transmitir comunicação, para operar. O variador de freqüência submarino (12) permite também diminuir o tempo de resposta da bomba para distúrbios no sistema. Em sistemas submarinos tradicionais a mudança de processo é sentida localmente pelos sensores, mas a computação e a ação de controle são feitas remotamente, na plataforma, e depois enviadas novamente para o ambiente submarino. A estação conta com um módulo de controle submarino (14) que receberá as informações de processo e as computará “in loco”. As ações serão enviadas automaticamente para os elementos finais de controle, entre eles, o variador de freqüência (12). Este, co-localizado com o controlador no módulo de bombeio (8) na estação permitirá o ajuste online do processo, evitando mudanças bruscas e otimização da produção. A saída do módulo de bombeio (8) será ligada ao MCV (17) de exportação, responsável pelo escoamento da produção para a Unidade flutuante ou para terra. A estação será instalada na cabeça de poço (18) e será parte integral da base adaptadora da estação de produção (15). Essa integração, além dos benefícios previamente expostos, elimina a necessidade de lançamento de linhas de fluxo entre módulos e de “mudmats” necessários para estruturas instaladas diretamente no solo marinho.

Claims (7)

1. ESTAÇÃO INTEGRADA DE PRODUÇÃO SUBMARINA, compreendendo um módulo de separação e um módulo de bombeamento, para separação de fluidos de produção provenientes de uma unidade de produção ou árvore de natal molhada, caracterizado pelo fato do módulo de separação (2) e módulo de bombeamento (8) serem montados de modo recuperável juntamente com a unidade de produção ou árvore de natal (1) através de uma base adaptadora da estação de produção (15), disposta diretamente em cima da cabeça do poço (18), sendo o módulo de bombeamento (8) controlado por um módulo de controle submarino (14).

2. ESTAÇÃO INTEGRADA DE PRODUÇÃO SUBMARINA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o módulo de separação compreender um separador líquido/gás (3), separador primário de água (4), separador de areia (5), e hidrociclones (6) e (7).

3. ESTAÇÃO INTEGRADA DE PRODUÇÃO SUBMARINA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o módulo de bombeamento (8) compreender ainda um vaso pré-condicionador da bomba multifásica (9), bomba (10,11), variador de freqüência (12) e conector elétrico de potência (13).

4. ESTAÇÃO INTEGRADA DE PRODUÇÃO SUBMARINA, de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3, caracterizado pelo fato da base adaptadora de produção (15) ser dotada de by-pass (19, 19’) (20, 20’)(21,21’).

5. PROCESSO PARA SEPARAÇÃO DE ÁGUA, ÓLEO, GÁS E SÓLIDOS, em uma estação integrada de produção submarina, caracterizado pelo fato do fluido proveniente do poço de petróleo que passa pela unidade de produção ou árvore de natal (1) ser submetido às etapas de passar pelo separador líquido/gás (3), o gás separado escoando para a entrada do vaso pré-condicronador (9), o rejeito fluindo para o separador primário de água (4) ciclônico, o qual separa o óleo da água, o rejeito do separador primário de água (4) passando para o vaso pré- condicionador (9), sendo que após esta etapa o fluido proveniente do separador primário de água (4) com baixos teores de óleo é recebido no separador de areia (5), sendo o rejeito do separador de areia (5) conduzido ao tanque pré-condicionador (9), e a saída do separador de areia (5) ligada aos ciclones (6, 7) para polimento e saída da água descontaminada (16), sendo ainda que os rejeitos dos ciclones (6, 7) são levados para o vaso de pré-condicionamento (9).

6. PROCESSO PARA SEPARAÇÃO DE ÁGUA, ÓLEO, GÁS E SÓLIDOS, em uma estação integrada de produção submarina, conforme a reivindicação 5, caracterizado pelo fato do processo ser gerenciado in loco no módulo de bombeamento (8), através do variador de frequência (12), do conector elétrico de potência (13) e do módulo de controle submarino (14).

7. PROCESSO PARA SEPARAÇÃO DE ÁGUA, ÓLEO, GÁS E SÓLIDOS, em uma estação integrada de produção submarina, conforme as reivindicações 5 ou 6, caracterizado pelo fato da saída de água descontaminada (16) poder ser re-injetada no poço de produção.