BR102022009474B1

BR102022009474B1 - Sistema e processo de tratamento autônomo assistido em plataformas de produção do pré-sal

Info

Publication number: BR102022009474B1
Application number: BR102022009474-8A
Authority: BR
Inventors: Tatiana Pitchon Sampaio; Lilia Naveira Bukahi; Fernando Antonio Moreira Da Silva; Marcelo Almeida Gomes; Patricia Braga Gusmao; Mario Germino Ferreira Da Silva; Bernardo Caldeira Dias; Leandro Fernandes Telles; Valtair Marcos Cristante; Geraldo Marcel Gomes Calil; Pedro Andre Nogueria Souza De Oliveira Vale; Tiago Cavalcante Freitas; Daniel Monteiro Pimentel; Thiago Da Costa Ribeiro
Original assignee: Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
Priority date: 2022-05-16
Filing date: 2022-05-16
Publication date: 2023-12-19
Also published as: BR102022009474A2; CN117072117A; US20230407726A1

Abstract

sistema e processo de tratamento autônomo assistido em plataformas de produção do pré-sal, e seus usos. a presente invenção se refere a um sistema e a um processo de tratamento autônomo assistido para remoção e/ou inibição de incrustação com água do mar dessulfatada em plataformas de produção do pré-sal, utilizando as facilidades de produção e de água de injeção, sem a necessidade de utilização de barco de estimulação ou sonda de intervenção.

Description

CAMPO DA INVEÇÃO

[001] A presente invenção se insere no campo da Exploração e Produção de Petróleo e Gás, mais precisamente na área de gerenciamento de reservatório e garantia de escoamento para manutenção da produção, e refere-se a um sistema e a um processo de tratamento autônomo assistido para remoção de incrustação usando água do mar dessulfatada e desaerada produzida em plataformas de produção do pré-sal.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[002] O tratamento de remoção ou inibição da incrustação geralmente é realizado em duas etapas separadas com a utilização de recursos críticos, que podem ser realizados através da utilização do barco de estimulação, interligado à plataforma através de conexões rígidas e berço certificados com equipe especializada, ou de sonda de intervenção, conectada diretamente a ANM do poço. Vale ressaltar que, normalmente, as equipes da plataforma de produção optam pela realização dessas operações com utilização de barco de estimulação, por ser um recurso mais barato que a sonda, contudo, as atividades de poço com uso deste tipo de embarcação concorrem com as operações realizadas com o barco de offloading e UMS (Unidade de Manutenção e Segurança de Plataforma), sendo necessário muitas vezes reagendar as operações previstas, com grande ônus para a companhia. Adicionalmente, alterações nas condições climáticas ou perda de posicionamento dinâmico podem ocasionar o abalroamento entre embarcações e Unidades Estacionária de Produção, portanto, a aplicação dessa nova tecnologia também elimina esse risco.

[003] Entre os pontos que motivaram a busca por soluções alternativas estão (1) detecção de dano ao berço coflexip da plataforma, (2) a incompatibilidade da execução dos tratamentos remotos com o barco de estimulação durante a presença de outras embarcações, (3) a redução de custos por operação e (4) elimina a necessidade de recebimento de água industrial, através do uso de água do mar tratada pela própria UEP. A solução alcançada foi a realização do tratamento de remoção e inibição da incrustação de poço produtor de petróleo do pré-sal utilizando as facilidades de teste de produção e de água de injeção, sem a necessidade de utilização de barco de estimulação ou sonda de intervenção. O campo de aplicação dessa nova tecnologia será no gerenciamento de reservatório e garantia de escoamento para manutenção da produção nos campos do Pré-Sal.

ESTADO DA TÉCNICA

[004] Alguns documentos presentes no estado da técnica propõem procedimentos no sentido de (1) evitar a necessidade de utilização de barcos de estimulação para a remoção de incrustações em plataformas de produção do pré-sal, (2) paralisação da produção e/ou (3) injeção contínua de produtos químicos em poços produtores off-shore, por exemplo:

[005] O documento BR 10 2020 016720-0, intitulado “MÉTODO AUTÔNOMO DE REMOÇÃO E INIBIÇÃO DE INCRUSTAÇÃO”, foca na remoção de incrustações salinas efetivamente solubilizadas pelo uso de água industrial. Conforme descrito na patente BR 10 2020 016720-0, essa água industrial é entregue à UEP com o uso de barcos, o que torna o volume do tratamento o principal ponto limitante. No caso da presente invenção, é utilizado um sistema alimentado por uma fonte de água de injeção (dessulfatada e desaerada) proveniente da própria UEP, permitindo o preparo de fluido de tratamento sem a necessidade de reabastecimento por unidade externa. Esse sistema também permite a mistura em linha diretamente do produto químico sem necessitar de tanque de mistura.

[006] O documento em nome de Jordan et al. intitulado “Life Cycle Management of Scale Control within Subsea Fields and its Impact on Flow Assurance, Gulf of Mexico and the North Sea Basin” é um artigo científico apresentando uma visão geral do gerenciamento de garantia de fluxo de ciclo de vida para uma plataforma/desenvolvimento submarino. Para ilustrar esta abordagem, exemplos de métodos de controle de incrustação para campos submarinos em águas profundas são citados, abrangendo aspectos como (1) tratamento do reservatório antes da produção para evitar a formação de incrustação dentro do poço próximo (sistema de sólidos e fluidos para implantação de inibidor), (2) controle de escala de fundo de poço usando injeção contínua (elevação de gás, capilar) e (3) tratamentos de compressão à medida que os poços de produção se movem através de seu ciclo de vida e o corte de água aumenta. Não apresenta conflito com a invenção, por não propor especificamente um sistema para remoção de incrustações, mas sim, opções para a realização de um tratamento relacionado.

[007] Desse modo, de maneira distinta ao estado da técnica, a presente invenção propõe um sistema de tratamento autônomo assistido para remoção e/ou inibição de incrustação com água dessulfatada em plataformas de produção do pré-sal. Verifica-se que o redirecionamento em contrafluxo da água dessulfatada do sistema de injeção para os poços injetores de água possibilita realizar tanto o tratamento de remoção quanto de inibição de incrustações mediante a injeção de produto químico à jusante da válvula principal do poço produtor.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[008] A presente invenção tem por objetivo propor um sistema de tratamento autônomo assistido para remoção e/ou inibição de incrustação utilizando água do mar dessulfatada e desaerada em plataformas de produção do pré-sal, compreendendo os seguintes componentes: Bomba de injeção de água (1); Bomba de injeção química triplex (2); Manômetros (3a; 3b); Mangotes flexíveis (4); Header de injeção química (5); Recebedor de PIG (6a, 6b); Linhas de sucção da bomba triplex (7); Header do Recebedor de PIG (8a; 8b); Contentor de produto químico (9); Tanque de diesel (10); By-pass do recebedor de PIG (11a; 11b); Separador de teste (12); Ponto de medição de pressão a jusante da SDV principal de produção (13); Válvulas de bloqueio / alinhamento (14a-i); Conexão WECO (15); Medidor de vazão de injeção de água (16); Mangote de despressurização (17); Sistema de tratamento de água de injeção, incluindo a dessulfatadora (18); Conexões de interligação do skid da bomba triplex com o ponto de injeção (19); Válvulas de controle de vazão (20a, 20b, 20c); Válvulas de shut down (SDV) (21a, 21b, 21c); Header de teste (22); Header de produção (23); Poço injetor WAG (24); Poço produtor (25); Fronteira do sistema de injeção de água (26); Fronteira do sistema de coleta (27); e Fronteira do sistema de teste de produção (28).

[009] Adicionalmente, a presente invenção propõe um processo de tratamento autônomo assistido para remoção de incrustação com água do mar dessulfatada em plataformas de produção do pré-sal compreendendo as seguintes etapas: (a) Identificação dos indícios de incrustação em poços produtores e definição de sua localização; (b) Definição da estratégia de tratamento a ser adotada; (c) Detalhamento da estratégia adotada e criação de procedimento para atendimento da proposta, definindo prazos, responsáveis e pareceres técnicos pertinentes; (d) Verificação da situação operacional dos recursos necessários, embarque dos recursos adicionais alugados e dos produtos químicos e montagem do sistema; (e) Testagem da produção do poço para determinação de condição referencial pré-tratamento; (f) Parada do poço produtor que se deseja acidificar e/ou inibir; (g) Execução do procedimento de remoção e inibição de incrustação (h) Repartida do poço produtor alinhado para o sistema de teste; e (i) Coleta das amostras e novo teste de produção para determinação da eficiência do tratamento.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[010] Para obter uma total e completa visualização do objetivo desta invenção, é apresentada a figura a qual se faz referências, conforme segue.

[011] A Figura 1 apresenta um esquema mostrando o sistema proposto na presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[012] A presente invenção descreve um sistema de tratamento autônomo assistido para remoção de incrustação com água do mar dessulfatada em plataformas de produção do pré-sal compreendendo os seguintes componentes: - Bomba de injeção de água (1); - Bomba de injeção química triplex (2); - Manômetros (3a; 3b); - Mangotes flexíveis (4); - Header de injeção química (5); - Recebedor de PIG (6a, 6b); - Linhas de sucção da bomba triplex (7); - Header do Recebedor de PIG (8a; 8b); - Contentor de produto químico (9); - Tanque de diesel (10); - By-pass do recebedor de PIG (11a; 11b); - Separador de teste (12); - Ponto de medição de pressão a jusante da SDV principal de produção (13); - Válvulas de bloqueio / alinhamento (14a-i); - Conexão WECO (15); - Medidor de vazão de injeção de água (16); - Mangote de despressurização (17); - Sistema de tratamento de água de injeção, incluindo a dessulfatadora (18); - Conexões de interligação do skid da bomba triplex com o ponto de injeção (19); - Válvulas de controle de vazão (20a, 20b, 20c); - Válvulas de shut down (SDV) (21a, 21b, 21c); - Header de teste (22); - Header de produção (23); - Poço injetor WAG (24); - Poço produtor (25); - Fronteira do sistema de injeção de água (26); - Fronteira do sistema de coleta (27); e - Fronteira do sistema de teste de produção (28).

[013] Adicionalmente, a presente invenção propõe um processo de tratamento autônomo assistido para remoção e/ou inibição de incrustação com água dessulfatada em plataformas de produção do pré-sal utilizando o sistema previamente definido, compreendendo as seguintes etapas: (a) Identificação dos indícios de incrustação em poços produtores e definição de sua localização; (b) Definição da estratégia de tratamento a ser adotada; (c) Detalhamento da estratégia adotada e criação de procedimento para atendimento da proposta, definindo prazos, responsáveis e pareceres técnicos pertinentes; (d) Verificação da situação operacional dos recursos necessários, embarque dos recursos adicionais alugados e dos produtos químicos e montagem do sistema; (e) Testagem da produção do poço para determinação de condição referencial pré-tratamento; (f) Parada do poço produtor que se deseja acidificar e/ou inibir; (g) Execução do procedimento de remoção e inibição de incrustação (h) Repartida do poço produtor alinhado para o sistema de teste; e (i) Coleta das amostras e novo teste de produção para determinação da eficiência do tratamento.

[014] As etapas do processo realizado serão descritas em mais detalhes a seguir. (a) Identificação dos indícios de início e evolução de incrustação em poços produtores e definição de sua localização:

[015] Nesta etapa são realizadas análises da evolução e comparação dos dados de pressão e temperatura nos sensores do poço, além de simulações de reservatórios e de elevação e escoamento, por exemplo, o monitoramento de variações nos parâmetros de (a) aumento do diferencial de pressão entre o PDG coluna e o PDG anular em cerca de 4 a 10 kgf/cm2, (b) variações de temperatura no PDG coluna de -2 a 2°C e (c) queda no potencial do poço que atinjam valores superiores a 5%. (b) Definição da estratégia de tratamento a ser adotada:

[016] Nesta etapa, uma equipe multidisciplinar é convocada para avaliação dos dados coletados e discussão das possíveis estratégias, com avaliação econômica. (c) Detalhamento da estratégia adotada e criação de procedimento para atendimento da proposta, definindo prazos, responsáveis e abertura de estudos técnicos para suprir demandas específicas;

Criação do procedimento operacional a ser seguido:

[017] Neste procedimento detalha-se a sequência operacional que será realizada de acordo com o tipo de unidade marítima e buscando a melhor eficiência de execução. Por exemplo: Definição das volumetrias de tratamento que varia na faixa de 500 bbl a 4500 bbl; sequência de bombeio; sequência de injeção dos produtos químicos; alinhamento dos trens de produção e injeção; definição do acompanhamento dos medidores de pressão (faixas de pressão observadas no topside durante o procedimento operacional variando de 80 a 220 kgf/cm2) e vazão (faixas de vazão de injeção de diesel e de injeção de solução de tratamento aplicadas variando de 2 bpm a 30 bpm); requisitos de segurança, com realização das análises de risco pertinentes, e tempo de contato do tratamento com o sistema de produção topside, subsea e a rocha reservatório.

[018] A montagem do arranjo do sistema de injeção do produto químico se dá utilizando os seguintes componentes: bomba triplex (2), header de injeção química (5), tanque de diesel (10), contentores do produto químico (9), linha de sucção da bomba triplex (7), com suas válvulas de alinhamento/bloqueio, conexões em T ou Y e adaptações, mangote de injeção química de 6,89 x 104 KPa (10.000 psi) (4), conexões (19) de interligação do skid da bomba triplex com o ponto de injeção e mangote de despressurização (17); (d) Verificação da situação operacional dos recursos necessários, embarque dos recursos adicionais alugados e dos produtos químicos e montagem do sistema:

[019] Antes de cada operação, é necessária a verificação das condições operacionais e disponibilidade do sistema próprio a ser utilizado, do planejamento e aluguel de recursos extras para garantia das adaptações necessárias. Nesta etapa do processo, também é definido o tipo de produto químico em função do tratamento que será realizado no poço, e.g., no caso da remoção e inibição de incrustação utiliza- se um produto com função mista (removedor e inibidor). (e) Testagem da produção do poço (25) para determinação de condição referencial pré-tratamento (alinhamento para separador de teste, 12):

[020] Esta testagem irá garantir uma avaliação da performance do tratamento, através de dados de vazão e perfil de produção, com curto espaço de tempo entre o teste prévio é pós-tratamento; (f) Parada do poço produtor que se deseja acidificar e/ou inibir;

[021] Nesta etapa, o poço produtor é limpo com diesel. Há também a desconexão de medidor de pressão (13) de jusante da válvula SDV principal de produção (21c). Além disso, após a montagem do sistema de injeção química, a conexão alugada (19) deve ser conectada no ponto de medição de pressão (13), utilizando uma conexão WECO (15); (g) Execução do procedimento de remoção e inibição de incrustação:

[022] Nessa etapa, a água dessulfatada será enviada para o poço produtor através do alinhamento: poço injetor WAG parado (24), passando pelo instrumento de medição de vazão de água (16) e pelo choke de controle de vazão de água (20a), passando pelo by-pass do recebedor de PIG do poço injetor WAG (8a), indo para o header de teste (22) e, de lá, sendo desviado para o by-pass do recebedor de PIG do poço produtor (11b) e sendo injetado no poço produtor (25). A partir deste momento, alguns pontos são observados: - Alinhamento do fluxo de água pela linha de injeção da água do mar dessulfatada (abertura da válvula 14a) para poço WAG fora de operação (24); - Abertura de alinhamento do slot vazio de poço injetor de água (válvula 14b para header 8a) com o by-pass (11a) do recebedor de PIG dos injetores (6a); - Alinhamento do slot vazio de poço injetor de água com o sistema de teste de produção da plataforma (abertura das válvulas 14d e 14e); - Alinhamento do poço produtor para o sistema de teste de produção (abertura das válvulas 14i para header 8b, bypass 11b e válvula 14f), com exceção de uma única válvula do alinhamento do by-pass (14g) do recebedor de PIG produtor (6b); - Abertura da válvula SDV do poço produtor (21c); - Pressurização da linha de produção do poço produtor com diesel; - Abertura da ANM do poço produtor; - Controle das pressões observadas no alinhamento topside (sensores 3a e 3b); - Abertura da válvula de alinhamento do by-pass do recebedor de PIG produtor (6b) para o header de teste (abertura da válvula 14g para header 22); - Monitoramento e controle das pressões e taxas de pressurização observadas no alinhamento da linha submarina de produção (sensores 3a e 3b); - Ajuste da vazão (sensor 16 e controle da vazão pelas choque 20a e 20b) de água do mar dessulfatada injetada no poço produtor; - O inibidor de incrustação será injetado através do instrumento de pressão (13), localizado a jusante da válvula principal de superfície (SDV) do poço produtor (21c). Através desse ponto, o inibidor e/ou ácido é injetado na corrente de água do mar dessulfatada, com o uso da bomba triplex, gerando uma solução de inibidor e/ou ácido a concentração desejada em linha (faixa relativa às concentrações de inibição de incrustação e/ou acidificação em poços produtores: de 2 a 20% v/v), que será injetada no poço produtor. - Abertura do alinhamento da bomba triplex, partida da mesma e ajuste da vazão do produto químico concentrado (ajuste da vazão na própria triplex); - Bombeio da solução de tratamento na concentração e vazão desejadas até totalizar o volume necessário. - Aguardo dos tempos de exposição da incrustação e do reservatório ao produto injetado; (h) Repartida do poço produtor alinhado para o separador de teste (12); (i) Coleta das amostras e novo teste de produção para determinação da eficiência do tratamento.

Aplicação

[023] A tecnologia proposta na presente invenção pode ser aplicada integralmente no gerenciamento de reservatório e na garantia de escoamento na prevenção, restauração ou manutenção da produção de petróleo com ganhos substanciais para a companhia e baixo custo. A tecnologia também pode ser aplicada em Unidades Estacionárias de Produção (UEP) onde o sistema de tratamento via barco encontra-se degradado ou com as inspeções vencidas.

[024] As adaptações necessárias consistem no aproveitamento da facilidade do sistema de injeção de água do mar dessulfatada para poços injetores de água, incluindo um slot vazio de um poço injetor do tipo WAG (Water and Gás). Esta água dessulfatada é direcionada para o header de teste, através do alinhamento do poço injetor de água com seu respectivo recebedor de PIG, passando pelo seu by-pass. Chegando ao header de teste, a água é direcionada em contrafluxo pelo by-pass do recebedor de PIG de produção e de lá para o poço produtor, no qual se deseja realizar o tratamento de remoção e/ou inibição de incrustação. O produto químico a ser utilizado no tratamento será injetado em linha em um ponto de instrumento de pressão a jusante da SDV principal do poço produtor, utilizando um mangote de injeção química de 6,89 x 104 KPa (10.000 psi).

Exemplos da Invenção

[025] O poço BXY apresentou sinais claros de incrustação na coluna de produção e na zona intermediária, identificadas pelos sensores PDG e seus diferenciais, assim como pelos testes de produção de definição de potencial, com subsequente perda de produção associada. Contudo, apesar das equipes terem dimensionado um tratamento capaz de remover a incrustação formada e manter o poço inibido por alguns meses, não foi possível a realização do procedimento via barco de estimulação devido ao dano identificado no berço do COFLEXIP após evento de abalroamento entre o barco de extensão de convés e a Unidade Estacionária de Produção (UEP). Dessa maneira, a única alternativa de tratamento do poço seria por intervenção com sonda, que se trata de uma solução extremamente cara e com elevada complexidade operacional e de programação. Dessa forma, foi proposta a alternativa de tratamento autônomo que aproveita as facilidades do sistema de injeção de água do mar dessulfatada para poços injetores de água do tipo WAG.

[026] Após a realização do novo processo desenvolvido, foi possível a remoção da incrustação do poço produtor BXY com a redução do custo da manobra em 99,98%, redução de emissão de CO2 equivalente em toneladas da ordem de 97%, redução do tempo de execução do procedimento de 15 para 7 dias e redução da perda de produção associada.

[027] Adicionalmente, o sistema desenvolvido foi capaz de trazer mais segurança na operação de remoção e/ou inibição da incrustação, tanto por tornar a UEP a única controladora dos parâmetros operacionais, trazendo mais sensibilidade e flexibilidade nesse controle, quanto reduzindo a presença de embarcações extras nas proximidades da plataforma.

Vantagens da Invenção Economia/Produtividade

[028] A economia gerada com a utilização da tecnologia proposta gira em torno de U$ 1.900.000,00 de dólares em cada operação de remoção ou inibição quando comparado com o uso de barco de estimulação. Caso seja necessário a utilização de sonda, a economia associada é de U$ 1.200.000,00 à 1.800.000,00 de dólares por dia. A operação com sonda, em geral, dura 15 dias para a acidificação e inibição e, portanto, os gastos totais com sonda são de no mínimo seis milhões de dólares. Se realizada juntamente com o planejamento da parada operacional, pode representar uma economia de até U$ 2.200.000,00 por dia durante o tempo de parada necessário para a execução do tratamento remoto, considerando que o poço tenha alto potencial de produção de óleo.

Saúde/Segurança

[029] Ausência de interferência da embarcação de estimulação com outras operações em paralelo, tal como offloading ou UMS. Possível redução da necessidade de POB quando a operação autônoma entra em rotina operacional.

[030] Aumento da segurança na operação de remoção e/ou inibição da incrustação, por tornar a UEP a única controladora dos parâmetros operacionais, trazendo mais sensibilidade e flexibilidade nesse controle.

[031] Melhoria do acompanhamento e controle das vazões implementadas, com possibilidade de rápida resposta em caso de variações não esperadas.

Confiabilidade

[032] Como este processo dispensa embarcações do tipo WSSV com posicionamento dinâmico, se evitam falhas eventuais no sistema de navegação, que geram um risco de abalroamento entre as embarcações, e eventualmente causam o cancelamento total da intervenção. Como o sistema de segurança da operação é da própria UEP, fica facilitada a análise de risco operacional, já que são usados os sistemas de segurança rotineiros dessas unidades. Esse sistema de intervenção autônoma dispensa a necessidade do controle de equipamentos (bombas, válvulas, PITs, medidores de vazão etc) externos à embarcação e que são necessários estarem em monitoramento na embarcação WSSV.

Ambientais

[033] Descarte de resíduos do tratamento podem ser realizados na própria unidade marítima. Em caso de cancelamento da operação, os colchões de tratamento químico preparados pelo WSSV permanecem como resíduo na embarcação até que seja autorizado o descarte.

[034] Redução de emissão de CO2 equivalente em toneladas da ordem de 97%.

Outras Vantagens

[035] O sistema poderá servir como base para implantação tanto em unidades marítimas próprias quanto afretadas. Além disso, o presente sistema poderá ser adaptado para realização de tratamentos com sonda não assistidas por WSSV em workovers de poços de produção, reduzindo a utilização de recursos críticos.

[036] Como a água utilizada no tratamento autônomo proposto é a própria água do mar dessulfatada produzida pela UEP, não há um limite de volume de água para a aplicação, evitando a necessidade de navegação para terra em busca de reabastecer a embarcação com água.

[037] Embora a invenção tenha sido amplamente descrita, é óbvio para aqueles versados na técnica que várias alterações e modificações podem ser feitas sem que as referidas alterações não estejam cobertas pelo escopo da invenção.

Claims

1. Sistema de tratamento autônomo assistido em plataformas de produção do pré-sal caracterizado pelo fato de que compreende os seguintes componentes: - Bomba de injeção de água (1); - Bomba de injeção química triplex (2); - Manômetros (3a; 3b); - Mangotes flexíveis (4); - Header de injeção química (5); - Recebedor de PIG (6a, 6b); - Linhas de sucção da bomba triplex (7); - Header do Recebedor de PIG (8a; 8b); - Contentor de produto químico (9); - Tanque de diesel (10); - By-pass do recebedor de PIG (11a; 11b); - Separador de teste (12); - Ponto de medição de pressão a jusante da SDV principal de produção (13); - Válvulas de bloqueio / alinhamento (14a-i); - Conexão WECO (15); - Medidor de vazão de injeção de água (16); - Mangote de despressurização (17); - Sistema de tratamento de água de injeção, incluindo a dessulfatadora (18); - Conexões de interligação do skid da bomba triplex com o ponto de injeção (19); - Válvulas (chocke) de controle de vazão (20a, 20b, 20c); - Válvulas de shut down (SDV) (21a, 21b, 21c); - Header de teste (22); - Header de produção (23); - Poço injetor WAG (24); - Poço produtor (25); - Fronteira do sistema de injeção de água (26); - Fronteira do sistema de coleta (27); e - Fronteira do sistema de teste de produção (28); em que a água dessulfatada é enviada para o poço produtor através do alinhamento: poço injetor WAG parado (24), passando pelo medidor de vazão de injeção de água (16) e pela válvula de controle de vazão de água (20a), passando pelo by-pass do recebedor de PIG do poço injetor WAG (8a), indo para o header de teste (22) e, de lá, sendo desviada para o by-pass do recebedor de PIG do poço produtor (11b) e sendo injetado no poço produtor (25).

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de haver um alinhamento do fluxo de água pela linha de injeção da água do mar dessulfatada pela abertura da válvula 14a para poço WAG fora de operação (24).

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ocorrer a abertura de alinhamento do slot vazio de poço injetor de água pela válvula 14b para header 8a com o by-pass (11a) do recebedor de PIG dos injetores (6a).

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de haver um alinhamento do slot vazio de poço injetor de água com o sistema de teste de produção da plataforma pela abertura das válvulas 14d e 14e.

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de haver um alinhamento do poço produtor para o sistema de teste de produção pela abertura das válvulas 14i para header 8b, by-pass 11b e válvula 14f), com exceção de uma única válvula do alinhamento do by-pass (14g) do recebedor de PIG produtor (6b).

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de haver uma abertura da válvula SDV do poço produtor (21c) e pressurização da linha de produção do poço produtor com diesel.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ocorrer a abertura da ANM do poço produtor e controle das pressões observadas no alinhamento topside (sensores 3a e 3b).

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ocorrer a abertura da válvula de alinhamento do by-pass do recebedor de PIG produtor (6b) para o header de teste, em que ocorre a abertura da válvula 14g para header 22.

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de haver um ajuste de vazão de água do mar dessulfatada injetada no poço produtor pelo sensor 16 e controle da vazão pelas válvulas 20a e 20b.

10. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do inibidor de incrustação ser injetado através do instrumento de pressão (13), localizado a jusante da válvula principal de superfície (SDV) do poço produtor (21c).

11. Processo de tratamento autônomo assistido em plataformas de produção do pré-sal utilizando o sistema conforme definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que compreende as seguintes etapas: (a) Identificação dos indícios de incrustação em poços produtores e definição de sua localização, mediante o monitoramento de variações nos parâmetros de aumento do diferencial de pressão entre o PDG coluna e o PDG anular de 4 a 10 kgf/cm2, variações de temperatura no PDG coluna de - 2 a 2 °C e queda no potencial do poço que atinjam valores superiores a 5%; (b) Definição da estratégia de tratamento a ser adotada; (c) Detalhamento da estratégia adotada e criação de procedimento para atendimento da proposta, definindo prazos, responsáveis e pareceres técnicos pertinentes, em que o procedimento operacional segue os seguintes parâmetros: definição das volumetrias de tratamento que varia na faixa de 500 bbl a 4500 bbl; sequência de bombeio; sequência de injeção dos produtos químicos; alinhamento dos trens de produção e injeção; definição do acompanhamento dos medidores de pressão em faixas no topside durante o procedimento operacional variando de 80 a 220 kgf/cm2 e faixas de vazão de injeção de diesel e de injeção de solução de tratamento aplicadas variando de 2 bpm a 30 bpm; requisitos de segurança, com realização das análises de risco pertinentes, e tempo de contato do tratamento com o sistema de produção topside, subsea e a rocha reservatório; (d) Verificação da situação operacional dos recursos necessários, embarque dos recursos adicionais alugados e dos produtos químicos e montagem do sistema; (e) Testagem da produção do poço para determinação de condição referencial pré-tratamento; (f) Parada do poço produtor que se deseja acidificar e/ou inibir; (g) Execução do procedimento de remoção e inibição de incrustação (h) Repartida do poço produtor alinhado para o sistema de teste; e (i) Coleta das amostras e novo teste de produção para determinação da eficiência do tratamento.

12. Processo, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato da etapa (d) ser realizada antes de cada operação, onde é definido o tipo de produto químico em função do tratamento que será realizado no poço.

13. Processo, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato da etapa (e) garantir uma avaliação da performance do tratamento, através de dados de vazão e perfil de produção, com curto espaço de tempo entre o teste prévio é pós-tratamento.