BR102015013833A2 - método de remoção de incrustação salina em equipamentos - Google Patents

Abstract

"método de remoção de incrustação salina em equipamento submarino" a presente invenção está relacionada a processos para remoção de incrustações em equipamentos submarinos, especialmente bombas centrífugas submersas submarinas (bcss). nesse cenário, a presente invenção provê um método de remoção de incrustação salina em equipamento submarino (18) no interior de um poço de produção (16) compreendendo baixos custo e complexidade, viabilizando o procedimento técnica e economicamente, e removendo 100% das incrustações de maneira rápida e eficiente. o método da presente invenção compreende as etapas de: (i) deslocar através de uma linha de serviço (20) do poço de produção (16),, a partir de um módulo de injeção e através de uma linha de serviço (20) do poço de produção (16), um volume predeterminado de fluido desincrustante, compreendendo um quelante ou seus sais, dissolvido em água, a uma concentração m/v maior que 15%, de modo que o volume de fluido desincrustante deslocado seja suficiente para que pelo menos parte do equipamento submarino (18) a ser tratado seja imerso pelo mesmo; (ii) aquecer o fluido desincrustante, no qual o equipamento submarino (18) a ser tratado estará pelo menos parcialmente imerso, a uma temperatura de pelo menos 50°c; (iii) demolhar o equipamento submarino (18) pelo menos parcialmente imerso no fluido desincrustante por um período predeterminado; e (iv) remover o fluido desincrustante através de uma linha de produção (22) do poço de produção (16), interligada à linha de serviço (20) por meio da abertura de uma válvula de uma anm (24) que permite a comunicação fluida entre as linhas de produção (22) e serviço (20).

Description

“MÉTODO DE REMOÇÃO DE INGRUSTAÇÃO SALINA EM EQUIPAMENTO” CAMPO DA INVENÇÃO

[0001] A presente invenção está relacionada a processos para remoção de íncrustações em equipamentos submarinos. Mais particuiarmente, a presente invenção está relacionada a processos para remoção de Íncrustações em bombas centrífugas submersas.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[0002] Na produção de petróleo no mar, é comum a ocorrência de íncrustações salinas em equipamentos submarinos devido às características da água produzida, que muitas vezes é auto incrustante. Dentre os diversos fatores que contribuem para a ocorrência deste tipo de deposição está a incompatibilidade entre a água de formação, rica em bário, estrôncio, cálcio e outros elementos, e a água do mar injetada, que possui aita concentração de sulfato, aumentam significativamente o risco.

[0003] Em equipamentos submarinos onde podem ocorrer misturas de água de formação dos poços produtores de petróleo e a água do mar (devido à falha de algum equipamento ou mesmo erro operacional), é inevitável a precipitação e deposição de sais, como suifatos de bário e estrôncio.

[0004] A precipitação de sais, como os acima mencionados, leva à formação de íncrustações nos equipamentos submarinos, fato que é particularmente prejudicial em componentes dinâmicos, como, por exemplo, equipamentos para elevação de petróleo produzido. A título de exemplo, uma bomba eenWfuga submersa submarina (BCSS) pode perder 100% de eficiência de bombeamente devido à presença de íncrustações sobre seus impelidores. Em adição, sabe-se que a cinética de precipitação dos sais é aumentada signiflcativamente devido ao alto grau de perturbação a qual o sistema de bombeamento centrífugo é submetido (alto nível de turbulência, velocidade de fluxo, presença de agentes nucleantes, etc.), fazendo com que tais equipamentos (BOSS, por exemplo) necessitem de manutenção ou substituição com maior frequência.

[0005] As técnicas conhecidas para remoção de incrustações não são eficientes, além de serem dispendiosos, A ineficiência decorre da baixa temperatura disponível na bomba no momento da limpeza, tendo em vista que sais de sulfato de bário e estrôneio exigem uma temperatura mínima de 50 °C para sua limpeza. O alto custo decorre da utilização de sondas.

[0006] O documento US8430162B2 revela um sistema para detecção e controle de formação de incrustaçâo em poços de petróleo, compreendendo um módulo de medição adaptado para detecção de parâmetros de crescimento de incrustaçâo, Uma ferramenta de injeção química injeta um inibidor de incrustaçâo com a eompletação do poço com base na medição do módulo. Entretanto, a utilização de um módulo de medição e uma ferramenta de injeção química permanente em cada poço implica em altos custos de implementação de tal sistema. Além disso, o documento US8430162B2 não apresenta uma solução especifica para equipamentos submarinos tal como como uma BCSS.

[0007] O documento US5059333A, por sua vez, descreve um processo para remoção de incrustaçâo de sulfato em superfícies através do contato de tais incrustaçâo com uma solução aquosa contendo diferentes agentes de complexaçâo (quelantes). Apesar da técnica revelada no documento US5059333A poder ser aplicada no interior de poços produtores, esta apresenta um tempo de tratamento muito longo, sendo ineficiente para tratamento de uma BCSS, onde o prejuízo em. se manter tal equipamento parado (sem funcionamento) é muito alto.

[0008] Assim, existe no estado da técnica uma carência de técnicas eficientes para remoção de incrustações em uma BCSS. Tal fato é reforçado pelo fato de que, hoje em dia, multas empresas acabam optando pela substituição da BCSS e/ou de seus impelidores em caso de perda de eficiência devido a incrustações, mesmo tendo que arcar com um altíssimo custo para realizar tal substituição (da ordem de US$4.500.000.00. sem contar o custo do equipamento). Além disso, estima-se no mínimo em US$3.675.000,00 o prejuízo devido às perdas de produção decorrentes do fechamento do poço para a realização da intervenção de substituição do equipamento, que costuma demorar aproximadamente 15 dias.

[0009] Como será melhor detalhado abaixo, a presente invenção visa a solução dos problemas do estado da técnica acima descritos de forma prática e eficiente.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0010] Um primeiro objetivo da presente invenção é o de prover um método de remoção de incrustação salina em equipamento submarino no interior de um poço de produção compreendendo baixos custo e complexidade, viabilizando o procedimento técnica e economicamente.

[0011] Um segundo objetivo da presente invenção é o de prover um método de remoção de incrustação salina em equipamento submarino no interior de um poço de produção que seja capaz de remover 100% das incrustações de maneira rápida, eficiente e com baixos custos quando comparado à operação com sonda.

[0012] De forma a alcançar os objetivos acima descritos, a presente invenção provê um método de remoção de incrustação salina em equipamento submarino no interior de um poço de produção, compreendendo as etapas de: (i) deslocar, a partir de um módulo de injeção e através de uma linha de serviço do poço de produção, um volume predeterminado de fluido desíncrustante, compreendendo quelante (um ácido poliaminocarboxílico ou seus sais), dissolvido em água, a uma concentração (tn/v) maior ou igual a 15%, de modo que o volume de fluido desíncrustante deslocado seja suficiente para que pelo menos parte do equipamento submarino a ser tratado seja imerso peto mesmo; (ii) aquecer o fluído desincrustante no qual o equipamento submarino a ser tratado estará pelo menos parcialmente imerso a uma temperatura superior a 50°C; (iii) demolhar o equipamento submarino pelo menos parcialmente imerso no fluido desincrustante por um período predeterminado; e (iv) remover do fluido desincrustante através de uma linha de produção do poço, interligada à tinha de serviço por meio da abertura de uma válvula de uma árvore de natal molhada (ANM) que permite a comunicação fluida entre as linhas de produção e serviço.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[0013] A descrição detalhada apresentada adiante faz referência às figuras anexas e seus respectivos números de referência, representando as modalidades da presente invenção.

[0014] A figura 1 ilustra uma vista esquemática dos equipamentos empregados na realização de uma concretização preferencial do método da presente invenção.

[0015] A figura 2 ilustra um gráfico comparativo da eficiência de remoção de incrustação em função do tempo entre um mesmo fluído desincrustante (DTPAK) a 10 e 60°C.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0016] Preliminarmente, ressaita-se que a descrição que se segue partirá de uma concretização preferencial da invenção, aplicada na remoção de incrustações de uma bomba centrífuga submersa submarina (BCSS). Como ficará evidente para qualquer técnico no assunto, no entanto, a invenção não está limitada a essa concretização particular, podendo ser aplicada a quaisquer tipos de equipamentos submarinos semelhantes que necessitem de desincrustação.

[0017] A figura 1 ilustra uma vista esquemática dos equipamentos empregados na realização de uma concretização preferenciai do método da presente invenção. Todo o procedimento e equipamentos necessários para realização das etapas do método da presente invenção serão descritos em detalhes abaixo, com base na figura 1.

[0018] Preferencialmente, uma embarcação 10 compreendendo um módulo de injeção se conecta a uma plataforma de produção 12 através de um duto flexível 14, como por exemplo, um duto coflexip®. A embarcação compreende pelo menos um de solvente e fluido desincrustador a ser deslocado para o interior do poço de produção 16 para remoção de incrustações de sais da superfície de uma BCSS 18, [0019] Preferencialmente, o módulo de injeção compreende uma bomba para bombeamento do peío menos um de solvente e fluido desincrustador para a plataforma de produção 12 e, em seguida, para o poço de produção 16.

[0020] Preferencialmente, a embarcação 10 é uma embarcação do tipo WSV (do inglês, Well Stimulation Vessel), que atende perfeitamente às características técnicas necessárias para a realização da presente invenção e apresenta baixo custo. Alternativamente, tanto o módulo de injeção como reservatórios para o pelo menos um de solvente e fluido desincrustador estão localizados na plataforma de produção 12, dispensando a necessidade da embarcação 10.

[0021] De acordo com a concretização preferencial da figura 1, a embarcação 10 possui, opcionalmente, um sistema de desconexão rápida para ser acionado em casos de emergência. Conexões hidráulicas auxiliares são preferenciaimente realizadas de forma que a embarcação 10 possa fazer descolamento de fluidos para poços de produção 16 interligados à plataforma de produção 12.

[0022] Em seguida, opcionalmente, uma etapa de testes para confirmar a estanqueidade do sistema de interligação entre a embarcação 10 e a plataforma de produção 12 é realizada. Nesses testes, altas pressões (da ordem de 40Q0psi) são aplicadas contra válvulas da embarcação 10 e da plataforma de produção 12. Eventualmente, ajustes podem ser feitos na bomba do módulo de injeção para que a pressão não ultrapasse um determinado valor, [0023] Opcionalmente, o módulo de injeção da embarcação 10 injeta, através de uma linha de serviço 20 do poço de produção 16, um volume predeterminado de pelo menos um solvente adaptado para solubifizar o óleo presente na superfície da incrustação salina e reduzir a tensão ínterfacial líquido-sólido, potencializando a ação do fluido desincrustante que será aplicado em seguida. Preferencialmente, o volume predeterminado de solvente é suficiente para a imersão total da BCSS 18 a ser tratada, [0024] Preferencialmente, o solvente utilizado é um de butilglicol, xileno, tolueno ou uma combinação dos mesmos. Mais preferencialmente, o solvente é butilglicol diluído em óleo diesel na proporção 1:9, respectivamente.

[0025] Em seguida, inicia-se a etapa de deslocamento, a partir do módulo de injeção da embarcação 10 e através da linha de serviço 20 do poço de produção 16, de um volume predeterminado de fluido desincrustante, compreendendo um quelante ou seus sais, dissolvido em água, a uma concentração m/v (massa de soluto por volume de solução) maior ou igual a 15%, de modo que o volume de fluído desincrustante deslocado seja suficiente para que pelo menos parte da BCSS 18 a ser tratada seja imersa pelo mesmo. Preferenciaimente, o volume predeterminado de fluido desincrustante é suficiente para a imersão total da BCSS 18 a ser tratada, [0026] Preferencialmente, o ácido pollaminocarboxílico é pelo menos um de ácido dietiienotriaminopentaacético (DTPA) e ácido etilenodiaminotetracético (EDTA).

[0027] Preferencialmente, o sal do ácido poiiaminocarboxílico é um sal de sódio ou potássio, Ainda mais preferencialmente, o fluido desincrustante é ácido dietiienotriaminopentaacético de potássio (DTPAK).

[0028] Conforme descrito no documento PIQ605Q05-G, de titularidade da presente Requerente» o DTPAK se mostrou muito eficiente para remoção de incrustações, especialmente de sulfato de bário.

Eventualmente, para outros sais de sulfato, pode-se optar por outros fluidos desincrustant.es. tal como o EDTA e derivados. O conteúdo do documento P1060500S-G é incorporado na presente descrição como referência.

[0029] Preferencialmente, para melhor eficiência do método da presente invenção, a concentração m/v de ácido poliaminocarboxílico é de 10 a 20%. Ainda mais preferencialmente, a concentração m/v de ácido poliaminocarboxílico é de 15%.

[0030] Preferencialmente, a etapa de deslocar um volume predeterminado de fluido desincrustante é realizada através da injeção de óleo diesel imediatamente após o volume predeterminado de fluido desincrustante ser posicionado na linha de serviço 20. Em outras palavras, óleo diesel é injetado na linha de serviço 20 de modo a deslocar o volume de fluido desincrustante até que o mesmo envolva completamente a BCSS 18 a ser tratada.

[0031] Para se deslocar os volumes de solvente e fluido desincrustante, a linha de serviço 20 é preferencialmente preenchida com óleo diesel, como já mencionado acima. A partir desse momento, a produção do poço é interrompida e as linhas de serviço 20 e produção 22 são interligados através da abertura de uma válvula PIG-CROSSOVER (PXO) da árvore de natal molhada (ANM) 24 do poço de produção 16 Um jumper de produção 26 conecta a ANM 24 a um módulo de bombeamento 28, onde está localizada a BCSS 18. Dessa forma, tanto o solvente quanto o fluido desincrustante são injetados pela linha de serviço 20 e, ao fim de uma etapa de tratamento, são removidos pela linha de produção 22. Assim, um circuito é estabelecido entre o módulo de injeção, localizado preferencialmente na embarcação 10, e o final da linha de produção 22, localizada na plataforma de produção 12. A injeção ou bombeamento de fluidos pelo módulo de injeção ou módulo de bombeamento 28 promove o deslocamento dos fluidos ao longo do circuito.

[0032] Uma vez posicionado o fluido desincrustante em torno da BCSS 18. de forma que a mesma fique imersa no referido fluido, o bombeamento a partir do módulo de injeção da embarcação 10 é preferencialmente interrompido. Em seguida, pode ser feita a desconexão da linha entre a embarcação 10 e a plataforma de produção 12, a embarcação podendo ser liberada para outras atividades.

[0033] Em seguida, uma etapa de aquecer o fluido desincrustante no qual a BCSS 18 a ser tratada estará imersa é realizada, sendo que a temperatura do fluido desincrustante é elevada até pelo menos 50°C, Preferenciaimente, o fluído desincrustante ê aquecido a uma temperatura entre 60 e 70cC Como ilustrado na figura 2 e revelado no documento PI0605005-0. essa é a temperatura ideal aproximada para máxima eficiência de remoção de incrustação do fluido desincrustante, especialmente o DTPAK.

[0034] Preferenciaimente, o aquecimento do fluido desincrustante é realizado através da rotação da BCSS 18 no sentido invertido através, por exemplo, de um conversor de frequência VSD (do inglês, Variabíe Speed Drive), equipamento responsável pelo acionamento do motor a velocidade variável. Ainda, a inversão de rotação da BCSS 18 pode ser feita através da troca de posição de 2 dos 3 cabos que alimentam o motor da BCSS 18, A energização da BCSS 18 por tempo aproximado de 15 minutos é suficiente para elevar a temperatura do fluido desincrustante até a temperatura desejada, entre 60 e 70°C, sendo o tempo mínimo de energização de 10 minutos.

[0035] Altemativamente, o aquecimento do fluido desincrustante é realizado através da utilização de um tocador de calor posicionado na linha de serviço 20 ou no interior do poço de produção 16, associado ou não a um bombeamento através de uma bomba do tipo “hot pump“.

Inúmeras formas de se aquecer o fluido desincrustante no entorno da BCSS 18 também podem empregadas, [0036J Ao término do período de aquecimento, a BCSS 18 é desenergizada e inicia-se a etapa de demoiha, equivalente a aproximadamente 2 a 6 horas em que o DTPAK reage com a incrustação aderida aos componentes da BCSS 18 (ímpelidores e difusores).

[0037] Em seguida, abre-se a descarga do módulo de bombeamento 28 para remoção do fluido desincrustante através da linha de produção 22. Preferencialmente, a remoção do fluído desincrustante se dá através do deslocamento de um novo volume de fluido desincrustante, de modo que esta etapa e as etapas subsequentes de aquecimento e demoiha possam ser repetidas até que toda a incrustação seja removida. Preferencialmente, as etapas acima mencionadas são realizadas pelo menos três vezes, de modo a remover toda a incrustação da BCSS 18. Após o número desejado de repetições das etapas de deslocamento, aquecimento e demoiha, abre-se a descarga do módulo de bombeamento 28 para remoção definitiva do fluido desincrustante através da linha de produção 22, sem renovação do inventário.

[0038] De forma a verificar a efetividade da remoção da incrustação, o método da presente invenção compreende opcionalmente uma etapa de registrar a corrente de torque consumida pelo motor da BCSS 18 e monitorar suas variações em cada ciclo de aplicação do fluido desincrustante, preferencialmente durante as etapas de aquecimento e/ou de demoiha. Esse monitoramento é particularmente útil para se definir o momento de parada do tratamento, quando a corrente de torque atinge um valor equivalente a um nível de incrustação na BCSS 18 próximo de zero.

[0039] A etapa de registrar e monitorar as variações da corrente de torque é realizada, preferencíalmente, pelo conversor de frequência VSD, que decompõe a corrente elétrica em duas grandezas matemáticas, corrente de magnetização e corrente de torque. Esses valores são disponibilizados em um sistema supervisório da plataforma de petróleo 12. Diante disso, é possível a realização da leitura da corrente de torque.

[0040] Opcionalmente, o método da presente invenção compreende ainda uma etapa adicional de limpeza do circuito formado pela junção das linhas de serviço 20 e produção 22 através da injeção de lift gas.

[0041] Dessa forma, a presente invenção provê um método de remoção de incrustação salina em equipamento submarino no interior de um poço de produção compreendendo baixos custo e complexidade, viabilizando o procedimento técnica e economicamente e removendo 100% das incrustações de maneira rápida e eficiente. Assim, através de um método simples e eficiente, dispensa-se a necessidade de substituição das BCSS ou de seus impelidores em procedimentos extremamente custodos e demorados.

[0042] Inúmeras variações incidindo no escopo de proteção do presente pedido são permitidas. Dessa forma, reforça-se o fato de que a presente invenção não está limitada às configurações/concretizações particulares acima descritas.

REIVINDICAÇÕES

Claims (21)

1. Método de remoção de íncrustaçâo salina em equipamento submarino (18) no interior de um poço de produção (16), caracterizado por compreender as etapas de; - deslocar, a partir de um módulo de injeção e através de uma linha de serviço (20) do poço de produção (16), um volume predeterminado de fluido desincrustante, compreendendo um quelante, dissolvido em água, a uma concentração m/v maior ou igual a 15%, de modo que o volume de fluído desincrustante deslocado seja suficiente para que pelo menos parte do equipamento submarino (18) a ser tratado seja imerso pelo mesmo; - aquecer o fluido desincrustante, no qual o equipamento submarino (18) a ser tratado estará pelo menos parcialmente imerso, a uma temperatura de pelo menos 50°C; - demolhar o equipamento submarino (18) pelo menos parcíalmente imerso no fluído desincrustante por um período predeterminado; - remover o fluido desincrustante através de uma linha de produção (22) do poço de produção (16), interligada â linha de serviço (20) por meio da abertura de uma válvula de uma ANM (24) que permite a comunicação fluida entre as linhas de produção (22) e serviço (20).

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por um quelante ser pelo menos um de ácido dietilenotriaminopentaacético (DTPA) e ácido etílenodiaminotetracético (EDTA).

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado por o sal quelante ser um sal de sódio ou potássio.

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por a concentração m/v de ácido poliaminocarboxílico ser entre 10 e 20%.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por compreender adicionalmente a etapa de injetar, a partir do módulo de injeção e através da linha de serviço (20) do poço de produção (16): um volume predeterminado de peio menos um solvente adaptado para pelo menos um de: - solubilizar o óleo presente na superfície da íncrustação salina: e - reduzir a tensão interfacíal iíquido-sólido, - em que a etapa de injetar é realizada antes da etapa de deslocar um volume predeterminado de fluido desincrustante.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por o solvente ser pelo menos um de butilglicol, xíleno e tolueno.

7. Método, de acordo com a reivindicação 5 ou 6, caracterizado por o pelo menos um solvente ser diluído em óleo diesel na proporção.

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado por a etapa de deslocar um volume predeterminado de fluido desincrustante ser realizada através da injeção de óleo diesel imediatamente após o volume predeterminado de fluido desincrustante ser posicionado na linha de serviço.

9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado por a etapa de aquecer o fluido desincrustante compreender temperaturas entre 60 e 70°C.

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado por a etapa de aquecer o fluido desincrustante compreender a utilização de um trocador de calor posicionado na linha de serviço (20) ou no interior do poço de produção (16). nas proximidades do equipamento submarino (18).

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado por o equipamento submarino ser uma BCSS (18).

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por a etapa de aquecer o fluido desincrustante compreender a energização da BCSS (18), através de sua rotação em sentido inverso, por um tempo mínimo de 10 minutos,

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado por o módulo de injeção estar posicionado em uma embarcação (10), o módulo de injeção estando em comunicação fluída com a linha de serviço (20) de uma plataforma de produção (12) do poço de produção (18),

14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado por o módulo de injeção estar posicionado em uma plataforma de produção (12) do poço de produção (16), o módulo de injeção estando em comunicação fluida com a linha de serviço (20) da referida plataforma de produção (12).

15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado por a válvula da ANM (24) a ser aberta na etapa de remover o fluido desíncrustante ser uma válvula do tipo PIG-CROSSOVER

16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado por as etapas de deslocar, aquecer, demolhar e remover serem repetidas pelo menos uma vez

17. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado por compreender as etapas adicionais de registrar uma corrente de torque consumida pelo equipamento submarino (18) e monitorar suas variações em cada ciclo de aplicação do fluido desíncrustante.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado por as etapas de registrar uma corrente de torque consumida pelo equipamento submarino (18) e monitorar suas variações em cada ciclo de aplicação do fluido desíncrustante ser realizada por um conversor de frequência VSD, através da decomposição da corrente elétrica em duas grandezas matemáticas, corrente de magnetização e corrente de torque.

19. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 18, caracterizado por compreender uma etapa adicional de limpeza do circuito formado pela junção das linhas de serviço (20) e produção (22) através da injeção de iift gas.

20. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 19. caracterizado por o volume de fluido desincrustante deslocado ser suficiente para que todo o equipamento submarino (18) a ser tratado seja imerso pelo mesmo.

21. Método, de acordo com qualquer uma qualquer uma das reivindicações 5 a 20, caracterizado por o volume predeterminado do pelo menos um solvente ser suficiente para que todo o equipamento submarino (18) a ser tratado seja imerso pelo mesmo.