BR102019025765A2 - Sistema submarino para pressurização e método para comutação de fluido de injeção alternada, de água e gás, em poço satélite dotado de uma única linha submarina de injeção - Google Patents

Abstract

sistema submarino para pressurização e método para comutação de fluido de injeção alternada, de água e gás, em poço satélite dotado de uma única linha submarina de injeção. a presente invenção está relacionada à injeção de água e gás, de forma alternada, em poços submarinos para aumento da produção e do fator de recuperação de petróleo. nesse sentido, a presente invenção provê um sistema submarino para pressurização de um reservatório de petróleo submarino através de injeção independente de água e gás, compreendendo (i) um poço submarino injetor (4), interligado a uma unidade de produção (3) por meio de uma linha submarina individual (2) e (ii) uma interface com dreno (13) integrado no conjunto de árvore de natal molhada (5) do poço injetor (4) e opcionalmente (iii) um umbilical eletro hidráulico (2) dotado de uma linha do tipo hcr (9) e opcionalmente (iv) um ponto de injeção de nitrogênio no topo da coluna de injeção (15) do poço injetor (4). a presente invenção ainda provê um método para chaveamento (troca) do fluido injetado, ora água ora gás, através do deslocamento com um gás inerte (nitrogênio) e eventual esvaziamento da linha de injeção (2), antes do chaveamento para o outro fluído.

Description

SISTEMA SUBMARINO PARA PRESSURIZAÇÃO E MÉTODO PARA COMUTAÇÃO DE FLUIDO DE INJEÇÃO ALTERNADA, DE ÁGUA E GÁS, EM POÇO SATÉLITE DOTADO DE UMA ÚNICA LINHA SUBMARINA DE INJEÇÃO Campo da Invenção

[0001] A presente invenção está relacionada à injeção de fluidos em reservatórios de petróleo para manutenção da pressão, resultando no aumento da produção e do fator de recuperação de petróleo. Mais particularmente, a presente invenção está relacionada à injeção alternada de água e gás, em poços submarinos satélites dotados de uma única linha de injeção.

[0002] Com aplicação em campos de alta RGO em águas profundas, a exemplo da maioria dos campos do pré-sal brasileiro, esta tecnologia se soma a tecnologia de WAG loop desenvolvida em aplicação em campos. Soluciona arranjos com poços injetores mais afastados em arranjo satélite, solucionando esta limitação do WAG loop, que requer pares de poços injetores próximos.

Descrição do Estado da Técnica

[0003] Na produção de petróleo no mar, na medida em que os reservatórios são produzidos, a pressão dos mesmos diminui. De forma a permitir a continuidade da produção, existem diversas técnicas de recuperação de petróleo secundária, dentre as quais pode-se citar a injeção de água para minimizar o déficit de balanço de materiais e assim manter a pressão do reservatório tão próxima quanto possível da pressão original. Estudos de produção de campos de petróleo em águas profundas com altas razões de gás-óleo, a exemplo dos localizados na área do pré-sal brasileiro, identificaram a oportunidade de aumentar os fatores de recuperação de reservatórios, utilizando para isso o método de injeção alternada de gás e água no mesmo poço e ponto do reservatório, conhecido por WAG (Water-Alternating-Gas). Este método é utilizado em diversos campos terrestres no mundo, mas pouco aplicado em campos no mar. Dependendo do tipo do reservatório, o método WAG pode apresentar melhores índices de recuperação de óleo quando comparado ao método de injeção de somente água. Existem ainda algumas variantes do método de WAG.

[0004] Uma oportunidade para a injeção WAG, com gás rico em CO2 surge no Brasil, principalmente nas recentes descobertas de grandes reservas de óleo na camada do pré-sal. Boa parte dos óleos contidos nos reservatórios carbonáticos do pré-sal é leve, com densidade na faixa de 28 a 30º API – American Petroleum Institute, com uma alta quantidade de gases, razão gásóleo maior que 200 m3 /m3 , e contendo entre 8 e 20% de CO2, o que torna o uso do gás para a recuperação avançada de óleo uma possibilidade atrativa. A reinjeção do gás produzido, contendo CO2, pelo método de injeção WAG, tem uma boa perspectiva de aumentar o fator de recuperação de petróleo desses reservatórios, além de mitigar a liberação de gases causadores do efeito estufa. Um desafio é aplicação dessa técnica em águas profundas.

[0005] Um problema inerente à produção de petróleo em grandes profundidades, e também de sistemas de injeção de gás e água num mesmo poço, diz respeito ao risco de obstrução de dutos por formação de hidrato, resultado do contato direto de gás e água em condições de alta pressão e baixa temperatura. Outro problema da utilização de uma linha para fluir ora gás ora água, caso o gás contenha percentagem de CO2 acima de 1%, é a necessidade de metalurgia especial e procedimentos operacionais de comutação de fluido através de deslocamento de colchões de fluidos inertes, evitando não só a formação de hidrato, mas também que o CO2 reaja com a água formando ácido carbônico, substancia que apresenta alta corrosividade.

[0006] Para contornar problemas de corrosão de linhas e riscos de hidrato, no desenvolvimento dos primeiros campos submarinos em águas profundas do pré-sal brasileiro, foi projetado um sistema que permite injetar somente água ou fazer injeção alternada de água e gás (método WAG), através de um sistema de Manifold Submarino de Injeção de Água e Gás (MSIAG) que opera conectado a dois poços submarinos de injeção. Nesse arranjo, os manifolds são responsáveis pelo controle de injeção de gás e/ou água nos poços.

[0007] Posteriormente foram desenvolvidas duas novas arquiteturas de arranjos submarinos de poços de injeção, descritos nos pedidos de patente PCT/BR2017/000093 e BR 10 2017 021444-3, ambos pedidos dessa mesma requerente, onde pares poços submarinos injetores são conectados, um ao outro, através de um jumper para dar maior flexibilidade e robustez as operações de comutação (chaveamento) de fluido injetado, ora água ora gás, com redução dos riscos de hidrato. O primeiro pedido está sendo utilizado no campo de Mero, localizado no pré-sal brasileiro.

[0008] Apesar do mérito de tais sistemas, os mesmos apresentam algumas limitações tais como: os poços de injeção devem ser combinados dois a dois, o que por vezes requer um jumper de grande comprimento. Além disso, o método de comutação requer colchão de diesel com maior risco ambiental.

[0009] Desta forma, ainda existe grande interesse em se desenvolver soluções inovadoras, mais simples, que viabilizem a injeção alternada (ora gás ora água) em poços injetores satélites dotados de uma única de linha submarina de injeção.

[0010] O documento PI97050768 se refere a um processo para o controle termo-hidráulico de hidratos de gás em poços submarinos de produção de petróleo, poços de injeção e dutos que transportam petróleo ou gás, fazendo uso de sistema gerador de nitrogênio espumado ou em solução. Em condições de uso preventivo à formação de hidratos o SGN evita que sejam criadas as condições de alta pressão e baixa temperatura, propícias ao desenvolvimento dos hidratos de gás. Em condições corretivas, em contato com os blocos de hidratos de gás já formados, o SGN reduz a pressão hidrostática e aumenta a temperatura do meio, de modo a dissolver os blocos de hidratos. O fluido de gás nitrogênio pode ser aplicado através de sonda de completação ou de barco de estimulação. A elevada qualidade e estabilidade da espuma gerada garante uma significativa redução da pressão hidráulica na coluna de produção. A geração gradual de calor contribui para dissociar o tampão de hidrato, evitando inclusive sua recristalização. Em aplicações com gás (Water Alterning Gás ou WAG) em poços de injeção submarinos, é comum que seja satisfeita a combinação termohidráulica geradora de plugs ou blocos de hidratos. Isto porque a injeção de água aliada às baixas temperaturas submarinas e aos gases hidrocarboneto criam quase que necessariamente tais condições. Devido à grande frequência de ocorrência de blocos de hidratos nestas condições, o controle desses blocos de hidratos pode ser feito previamente com o fluido de tratamento SGN, cuja combinação de calor, gás nitrogênio e salinidade elevada do fluido de tratamento evitam o aparecimento dos blocos de hidrato. Por certo é também possível corrigir o aparecimento de blocos de hidrato após a sua formação com o uso do fluido de nitrogênio/solução.

[0011] O documento BR102017021444-3 revela um sistema e método submarino para pressurização de um reservatório de petróleo submarino através da injeção independente de água e gás, de forma simultânea ou alternada, para aumento da produção e do fator de recuperação de petróleo, contendo pelo menos dois poços submarinos de injeção em que pelo menos um dos poços é interligado a uma unidade de produção por meio de uma linha submarina individual conectada ao respectivo poço submarino de injeção através de um mandril principal de injeção da respectiva árvore de natal molhada do poço. Possui também pelo menos dois jumpers, o primeiro conectando hidraulicamente um mandril auxiliar da ANM (árvore de natal molhada) do primeiro poço com um mandril de anular da ANM do segundo poço, e o segundo jumper conectando um mandril auxiliar da ANM do segundo poço com um mandril de anular da ANM do primeiro poço.

[0012] O documento PI0410869-8 revela um método e aparelho para a recuperação de fluidos a partir de um poço e/ou injeção de fluidos em um poço. Alguns dos métodos incluem um conduto desviador em um furo da árvore. A invenção se refere, não exclusivamente, a um conjunto desviador conectado a uma ramificação de árvore de natal. Permite o desvio para fora de uma árvore, para um aparelho de processamento submarino seguido pelo retorno de pelo menos alguns destes fluidos para a árvore para recuperação. Algumas modalidades poder ser retroadaptadas às árvores existentes, permitindo uma nova função sem se substituir a árvore. Modalidades de conjunto desviador múltiplo também são descritas.

[0013] A presente invenção revela um sistema e método de injeção alternada de água e gás, em poço satélite para recuperação de petróleo e mitigação de riscos de hidratos, utilizando nitrogênio na comutação, além da possibilidade da utilização de apenas um poço de injeção, dotado de apenas um riser e respectiva linha de produção, eliminando a dependência de pares de injetores próximos, diferente do que é divulgado pelos documentos do estado da técnica.

Descrição Resumida da Invenção

[0014] A invenção apresenta um processo de sistema de injeção alternada, de gás produzido (re-pressurizado) e água do mar dessulfatada mais água produzida (água que foi produzida junto com o petróleo) em um poço satélite, com grande robustez para evitar bloqueio de hidrato, interligado e operado por apenas uma linha de fluxo de alta vazão de 3” a 10” e tem como objetivo prover um sistema submarino para pressurização de um reservatório de petróleo através de injeção independente e alternada dessa água e gás.

[0015] O sistema possui pelo menos um poço submarino de injeção interligado a uma unidade de produção por meio de uma única linha de injeção e uma interface de dotada de dreno para o fundo do mar operada por um ROV (remote operated vehicle), integrada opcionalmente ao conjunto de ANM com linha de injeção no topo da coluna de injeção, e opcionalmente com um umbilical eletro-hidráulico dotado de uma tubulação do tipo HCR (high collapse resistant) de diâmetro entre 1” e 2”. Opcionalmente, um raspador (pig), rígido ou gel, biodegradável ou não, pode ser utilizado para dar maior garantia de que toda água é removida do duto. Tal raspador poderá ser expelido para o fundo do mar pela interface com dreno (13) ou pelo mandril do anular (7) e eventualmente recuperado por ROV, caso não seja biodegradável.

[0016] A invenção ainda revela um método de comutação de água e gás na injeção alternada em poços injetores satélites dotados de uma única linha de injeção, utilizando um fluxo de nitrogênio para remover a água para o fundo do mar ou opcionalmente para dentro do poço até que a linha de injeção seja esvaziada ficando inertizada com nitrogênio, utilizando um procedimento em bateladas com despressurização da linha seguida de nova pressurização com nitrogênio até que tenha diluído o gás da linha de injeção.

[0017] Opcionalmente, uma tubulação no umbilical pode ser utilizada para a remoção do nitrogênio da linha de injeção.

[0018] Adicional e complementarmente, em casos de parada de produção, é adicionado gás nitrogênio na coluna de injeção para garantir um selo gasoso na região superior com alto teor de nitrogênio, mitigando a formação de hidrato na coluna do poço.

Breve Descrição dos Desenhos

[0019] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se:

• - A Figura 1 ilustra esquematicamente um sistema de injeção alternada de acordo com uma primeira concretização da presente invenção, compreendendo um poço injetor satélite dotado de uma única linha de injeção.
• - A Figura 2 ilustra uma vista esquemática de um poço injetor e respectiva ANM dotada de uma linha de injeção de Nitrogênio no topo da coluna de injeção.

Descrição Detalhada da Invenção

[0020] Preliminarmente, ressalta-se que a descrição que se segue partirá de concretizações preferenciais da invenção. Como ficará evidente para qualquer técnico no assunto, no entanto, a invenção não está limitada a essas concretizações particulares.

[0021] Em uma primeira concretização da presente invenção, ilustrada na vista esquemática da figura 1, um poço submarino de injeção (4) contendo uma ANM (5), é interligado através de uma linha de injeção (1), a uma unidade de produção (3), tal como um FPSO (do inglês, Floating Production Storage and Offloading), um umbilical eletro-hidráulico (2) dotado de uma linha HCR (9) e uma unidade de geração de nitrogênio localizada no FPSO, além dos principais elementos internos de uma coluna de injeção.

[0022] A presente invenção provê um método para comutação de fluido injetado, ora água ora gás, utilizando Nitrogênio como elemento de deslocamento e condicionamento da linha de injeção.

[0023] Opcionalmente, o método da presente invenção compreende a etapa adicional, de em caso de paradas, injetar Nitrogênio através da linha (9) no topo da coluna de injeção (15) formando um volume gasoso de Nitrogênio (14), para inibir e mitigar o risco de hidrato devido a migração de gases do reservatório para o interior da coluna de injeção (15).

[0024] O método para comutar o fluido de injeção de água para gás, será por utilizar um fluxo de Nitrogênio injetado pelo topo da linha de injeção (1), para drenar a água para o fundo do mar através do dreno (13), até que a linha de injeção (1) fique sem água e totalmente inertizada com Nitrogênio. Neste momento a linha de injeção está completamente preenchida apenas com água do mar, não sendo utilizado a água produzida e assim evitando contaminar o mar com água com metais e outros contaminantes.

[0025] Opcionalmente, a agua poderá ao invés de drenada para o fundo do mar, ser injetada no poço injetor, entretanto tal procedimento requer quantidades e pressões maiores de Nitrogênio, além de ser mais demorado. Quando a linha estiver totalmente inertizada inicia-se o fluxo de gás de injeção pela mesma. Neste caso poderá ser utilizado tanto a água produzida quanto a dessulfatada ou a mistura de ambas.

[0026] Para comutar o fluido de injeção de gás para água, existem dois métodos, com ou sem linha auxiliar de circulação. No método sem linha auxiliar de circulação será utilizado um procedimento em bateladas com despressurização da linha seguida de nova pressurização com Nitrogênio, repetindo-se o ciclo até que o Nitrogênio tenha diluído o gás de injeção da linha de injeção. Opcionalmente, uma linha auxiliar de circulação, do tipo HCR integrada no umbilical, pode ser utilizada para circulação de Nitrogênio removendo o gás da linha de injeção, com retorno para o FPSO.

[0027] O uso de um gás inerte, a exemplo do Nitrogênio, ao invés de colchões de diesel como fluido de barreira, reduz os riscos ambientais além de permitir que em caso de hidrato a linha de injeção seja facilmente despressurizada por embarcações e ferramentas mais simples; já que não haverá hidrocarbonetos líquidos na linha de injeção, existindo somente uma quantidade limitada de gás de injeção que geralmente pode ser facilmente dispersa na atmosfera.

[0028] Para facilitar o entendimento, ainda são ilustradas nas figuras 1 e 2 os elementos mandril de injeção (6), mandril de serviço (7), válvulas de bloqueio (11) e (12) e as válvulas comumente existentes no conjunto composto por base de produção e árvore de natal molhada, instalado usualmente na cabeça dos poços submarinos, sendo:
M1 – válvula master de injeção;
M2 – válvula de anular;
W1 – válvula Wing principal;
W2 – válvula Wing de anular;
S1 – válvula Swab principal;
S2 – válvula Swab de anular;
XO – válvula cross over;
PXO – válvula pig cross over;
DHSV – válvula downhole safety valve.

[0029] Preferencialmente, o sistema submarino de injeção de água do mar no reservatório de petróleo (18) compreende poço injetor (4), suspensor (10), obturador (17), válvula do tipo DHSV, coluna de injeção (15) e válvula de gás lift (16).

[0030] Assim, como já mencionado anteriormente, há um maior controle da injeção permitindo que o contato entre água e gás seja realizado apenas no interior do poço, aumentando significativamente a vida útil das linhas submarinas. Além disso, dispensa-se a necessidade de injeção de colchões de fluidos inertes entre porções injetadas de água e gás nas linhas submarinas.

[0031] Portanto, ressalta-se que inúmeras vantagens técnicas são obtidas através da presente invenção, já que a mesma:

• (i) provê um sistema submarino de injeção alternada de gás e água, baseado em poços satélites, mais simples; com a finalidade de melhorar o fator de recuperação em projetos de produção de petróleo em águas profundas;
• (ii) provê um método de chaveamento de fluidos mais robusto, por facilitar a despressurização das linhas e inertização com Nitrogênio reduzindo riscos de formação de hidratos;
• (iii) não apresenta obstáculos tecnológicos no que diz respeito aos equipamentos utilizados, já que o sistema de acordo com a presente invenção compreende a integração de componentes e tecnologias consagradas;
• (iv) provê um sistema submarino e método de injeção alternada de água e gás com um único riser e linha de injeção, reduzindo significativamente os custos e complexidade do arranjo, construção, instalação e manutenção;
• (v) permite uma operação com menor risco ao meio ambiente, já que os tradicionais colchões de diesel são substituídos por drenagem e inertização com Nitrogênio; e
• (vi) provê um sistema e método de injeção de Nitrogênio no topo da coluna de injeção, mitigando riscos de hidrato durante paradas devido à eventual migração (refluxo) de gases para o interior da coluna de injeção.

[0032] 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.

Claims (9)

1. SISTEMA SUBMARINO PARA PRESSURIZAÇÃO caracterizado por compreender pelo menos um poço submarino de injeção (4) satélite interligado a uma unidade de produção (3), por meio de uma única linha de injeção (1); e uma interface dotada de dreno (13) localizada na ANM (5) operada por ROV e uma unidade de geração de nitrogênio localizada na unidade de produção (3);
2. SISTEMA SUBMARINO PARA PRESSURIZAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender uma linha de injeção de Nitrogênio (9) diretamente no topo da coluna de injeção (15);
3. SISTEMA SUBMARINO PARA PRESSURIZAÇÃO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender um umbilical eletro-hidráulico (2) dotado de uma linha (9) do tipo HCR;
4. Método para comutação de fluido, de água para gás, em linha de injeção, caracterizado por compreender a etapa de:

   • - injetar um fluxo de Nitrogênio pelo topo da linha de injeção (1),
   • - abrir o dreno (13) para remover a água para o fundo do mar, processo realizado por bateladas;
   • - fechar o dreno e inserir gás produzido na linha de injeção (1), comutando o arranjo de válvulas, encaminhando-o para dentro da coluna de injeção (15);
5. Método para comutação de fluido, de água para gás, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por lançar um raspador (pig), rígido ou gel, entre o fluxo de água e Nitrogênio para dar maior garantia de que toda água é removida da linha de injeção (1).
6. Método para comutação de fluido, de água para gás, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por água ser drenada (injetada) para dentro do poço submarino de injeção (4).
7. Método para comutação de fluido, de gás para água, em linha de injeção, caracterizado por compreender a etapa de:

   • - um procedimento em bateladas com despressurização da linha de injeção (1) seguida de nova pressurização com Nitrogênio, repetindo-se o ciclo até que o Nitrogênio tenha diluído o gás de injeção da linha de injeção (1);
8. Método para comutação de fluido, de gás para água, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por

   • - através de uma linha auxiliar de circulação (9), circular Nitrogênio removendo o gás da linha de injeção (1);
9. Método, conforme reivindicação 4 ou 7, devido a eventual migração de gases do reservatório para o interior da coluna de injeção (15), durante paradas, caracterizado por compreender uma etapa de injeção de Nitrogênio através da linha (9) diretamente no topo da coluna de injeção (15).

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