BR112014012285B1

BR112014012285B1 - método para a produção de hidrocarbonetos usando-se cavernas

Info

Publication number: BR112014012285B1
Application number: BR112014012285A
Authority: BR
Inventors: P Leta Daniel; S Brown James Iii; d barry Michael; K Minta Moses; L Tanaka Paul; M Whitney Scott
Original assignee: Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date: 2012-01-03
Filing date: 2012-11-16
Publication date: 2019-08-27
Also published as: BR112014012285A2; CN104040114A; CA2857393C; EA031016B1; EP2807338A1; CA2857393A1; MX2014006362A; SG11201402374SA; AU2012363755B2; US20140338921A1; CN104040114B; MY170916A; MX352243B; EP2807338A4; EA201491306A1; WO2013103448A1; AU2012363755A1; US9322253B2

Abstract

1/1 resumo método para a produção de hidrocarbonetos usando-se cavernas as formas de realização descritas aqui fornecem um sistema e métodos para a produção de hidrocarbonetos. o método inclui fluir uma corrente diretamente a partir de um reservatório de hidrocarboneto para uma caverna e realizar uma separação de fase da corrente dentro da caverna para formar uma fase aquosa e uma fase orgânica. o método também inclui fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna para um local de subsuperfície e descarregar pelo menos uma porção da fase orgânica da caverna para uma superfície.

Description

“MÉTODO PARA A PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS USANDO-SE CAVERNAS”

REFERÊNCIA CRUZADA COM PEDIDO RELACIONADO [0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido de Patente Condicional U. S. 61/582,600 depositado em 3 de janeiro de 2012 intitulado método para a produção de hidrocarbonetos usando-se cavernas, cuja totalidade é incorporada aqui por referência.

CAMPO DA INVENÇÃO [0002] As formas de realização exemplares da inovação do assunto dizem respeito à produção de subsuperfície, armazenagem e descarregamento de hidrocarbonetos que usam cavernas no campo.

FUNDAMENTO [0003] O gás natural e óleo que é obtido a partir dos poços de óleo podem ser armazenados em uma instalação de gás natural subterrânea e armazenagem de óleo. Existem três tipos gerais de instalações de gás natural subterrânea e armazenagem de óleo, que incluem aquíferos, reservatórios de campo de óleo e gás esgotados e cavernas formadas no sal ou formações de carbonato. Estas facilidades subterrâneas são caracterizadas principalmente por sua capacidade, isto é, a quantidade do gás natural ou óleo que pode ser mantido na instalação e sua capacidade de liberação, isto é, a taxa em que o gás natural ou óleo dentro da instalação podem ser retirados.

[0004] As cavernas do sal são tipicamente criadas pela perfuração de um poço em uma formação de sal, por exemplo, um domo de sal ou leito de sal e usando água para dissolver e sal de extrato a partir da formação de sal, levando um amplo espaço vazio ou caverna, atrás. Isto é conhecido como “lixiviação da caverna de sal”. Enquanto as cavernas de sal tende-se a ser caro comparado aos aquíferos e reservatórios, estes também tem capacidade de liberação muito alta, isto é, taxas de retirada e taxas de injeção. Além disso, as paredes de uma caverna de sal tem um grau alto de força e elasticidade a degradação e são essencialmente impermeável, permitindo o pouco gás natural ou óleo para escapar a partir da instalação a não ser

2/32 que intencionalmente extraído. As instalações de armazenagem de caverna de sal são usualmente apenas cerca de um centésimo do tamanho do aquífero e instalações de armazenagem de reservatório, medindo cerca de trezentos a seiscentos pés de diâmetro e dois mil a três mil pés na altura. Consequentemente, a capacidade das cavernas de sal pode variar entre cerca de um milhão de barris a vinte milhões de barris de gás natural e óleo.

[0005] Além disso, as considerações de armazenagem, o processamento e descarregar o gás natural e óleo também é de importância significante. Correntemente, produção de flutuação, armazenagem, unidades de descarregamento (FPSO) são frequentemente usados para encontrar estas demandas pelos ambientes em alto mar. Os FPSOs são recipientes flutuantes que são usados pela indústria de óleo para a produção e armazenagem do gás natural e óleo a partir das plataformas próximas até o gás natural e óleo podem ser descarregados em um petroleiro ou navio ou transportado através de um oleoduto. Entretanto, o custo alto de tal processamento de superfície, armazenagem e descarregar os limites do equipamento a capacidade para monetizar eficientemente as fontes, especialmente nos ambientes remotos ou desafiadores, tais como desenvolvimentos árticos ou em águas profundas. Por exemplo, em alguns casos, a maioria do custo total do desenvolvimento pode ser usada pelos custos de capital e operação altos da instalação. Consequentemente, um número de estudos de busca tem focado nas técnicas alternativas para fornecer o processamento e instalações de armazenagem.

[0006] Publicação do Pedido de Patente U.S. N°. 2009/0013697 por Charles, et al., divulga um método e sistema para desenvolvimento da caverna simultânea ou subterrânea e armazenagem de fluido. O método e sistema são direcionados a criação de um centro energia integrada que é capaz de conduzir junto os aspectos diferentes do hidrocarboneto e outro movimento de produto de fluido sob as condições controladas. O método e sistema podem ser aplicáveis para a recepção, armazenagem, processamento, coleta e transmissão a jusante dos hidrocarbonetos ou outros produtos de fluido. A entrada do produto de fluido ao centro de energia

3/32 pode incluir o gás natural e óleo bruto a partir de um oleoduto ou um carregador, gás natural liquefeito (LNG) a partir de um carregador, gás natural comprimido (CNG) a partir de um carregador e LNG regaseificado por carregador, bem como outros produtos a partir de um oleoduto ou um carregador. A armazenagem do produto de fluidos pode estar acima da superfície, nas cavernas de sal ou nas formações subterrâneas e cavidades. A transmissão do fluido a jusante pode ser realizado por um recipiente ou outro tipo do carregador ou por meios de um sistema de oleoduto. Além disso, os fluidos de temperatura baixa podem ser descarregados e enviados a um tanque de manutenção de subsuperfície de centro de energia, então bombeados aos vaporizadores de centro de energia e enviados para armazenagem ou distribuição subterrânea.

[0007] Patente U.S. N°. 5.129.759 a Bishop divulga uma instalação de armazenagem em alto mar e terminal. A instalação de armazenagem e alto mar e terminal inclui um número das cavernas subterrâneas, uma plataforma em alto mar que inclui um oleoduto de hidrocarboneto estendendo-se em cada uma das cavernas, uma linha de fluxo que estende-se a partir da plataforma às amarras de ponto simples pela conexão para descarregar ou carregar super-petroleiros, um deslocamento de oleoduto de fluido entende-se entre as cavernas de sal e um reservatório submarino e um oleoduto na costa estende-se a partir da plataforma para a costa. Como os hidrocarbonetos são descarregados a partir de um superpetroleiro, uma porção da corrente de hidrocarboneto é direcionada ao oleoduto na costa, enquanto o restante é direcionado aos oleodutos de hidrocarboneto nas cavernas subterrâneas. Como os fluxos de hidrocarboneto nas cavernas, fluido imiscível é apresentado no deslocamento do oleoduto de fluido e o reservatório. Subsequentemente, como hidrocarbonetos são removidos a partir das cavernas subterrâneas, o fluido imiscível é bombeado a partir do reservatório nas cavernas subterrâneas. A caverna subterrânea deste modo pode ser usada tanto como armazenagem de oscilação para descarregar super-petroleiros quando para a armazenagem de longo prazo para hidrocarbonetos.

[0008] A Publicação de Patente Internacional N°. W02000/036270 de Siegfried,

4/32 et al., divulga um sistema e um método para o transporte, armazenagem e processamento de hidrocarbonetos. O método pode ser usado para formar uma caverna de armazenagem associada com um poço de petróleo pela lixiviação do sal a partir de uma formação de condução de sal. O método também pode ser usado para a produção do petróleo a partir de uma formação que conduz petróleo, que envolve conectar uma caverna na formação de sal a formação que conduz petróleo e mantendo a pressão na caverna em uma pressão pré-determinada para causar uma taxa de fluxo pré-determinada a partir da formação na caverna. Ainda, o método pode ser usado pela produção do petróleo a partir da formação que conduz petróleo para perfurar um furo de poço simples que conecta a superfície, a formação que conduz petróleo e a formação que conduz sal. Depois, o sal pode ser lixiviado a partir da formação que conduz sal para formar uma caverna, a formação que conduz petróleo pode ser usada para produzir petróleo e a pressão na caverna pode ser mantida em um nível pré-determinado para causar petróleo para fluir na caverna. Além disso, um sistema para produzir óleo pode ser criado. O sistema pode incluir um furo de poço com uma abertura que conecta a formação que conduz petróleo e uma caverna. O sistema também pode incluir um conduíte de deslocamento para a injeção ou remoção do fluido de deslocamento na caverna.

[0009] A Patente U.S. N°. 3.438.203 a Lamb, et al., divulga um método para a remoção dos hidrocarbonetos a partir das cavernas de sal. O método envolve remover os hidrocarbonetos de óleo e gás a partir das cavernas subterrâneas de sal pelo fluxo e óleo e gás em uma primeira caverna contendo salmoura e armazenar os fluidos até o óleo, gás e salmoura separada. A fase gasosa pode então ser removida através de uma corrente de gás principal para a costa, enquanto o óleo pode ser fluido em uma segunda caverna contendo salmoura pela utilização da pressão acumulada dentro da primeira caverna. O gás pode ser desviado a partir da corrente de gás principal em uma terceira caverna contendo salmoura até a salmoura ser substituída pela pressão de gás e fluída em uma segunda caverna, portanto substituindo o óleo dentro da segunda caverna. O óleo pode então ser fluido em uma zona de carregamento.

5/32 [0010] Patente U.S. N°. 6.820.696 a Bergman, et al., divulga um método e sistema pela produção do petróleo de uso de uma caverna de sal. O método envolve a perfuração de um furo de poço, em que a superfície está na comunicação de fluido com uma condução de óleo e a formação que conduz sal. Uma caverna de sal pode ser formada pela lixiviação de sal a partir da formação que conduz sal, enquanto a formação que conduz óleo pode ser preparada pela produção. A pressão na caverna de sal pode ser mantida abaixo a pressão na formação que conduz óleo a fim de permitir a coleta do óleo na caverna do sal. Periodicamente, o óleo pode ser substituído a partir da caverna de sal a superfície pela injeção de um fluido na caverna de sal.

[0011] Entretanto, as técnicas acima falham em divulgar sistemas ou método para a disposição do resíduo a partir da caverna de sal sem causar uma pegada de superfície. Antes de todas das técnicas acima contarem com a remoção dos produtos residuais, tal como água, salmoura ou excesso de hidrocarbonetos, a partir da caverna de sal a superfície para o processamento e disposição subsequente. Deste modo, existe uma necessidade para sistemas e métodos novos e melhorados que lidem eficazmente com o problema dos produtos residuais, enquanto reduz-se o custo de operação e o efeito no ambiente.

[0012] Além disso, a técnica acima também falha em divulgar a separação total de uma corrente de hidrocarboneto dentro de uma formação subterrânea, tal como uma caverna de sal. Em vez de um método para remover uma corrente volumosa do gás ou óleo a partir da caverna de sal é divulgada. Entretanto, os métodos de separação utilizados não podem permitir pela separação clara de fases múltiplas dentro da caverna de sal. Portanto, métodos novos e melhorados para separação das correntes de hidrocarboneto dentro das formações subterrâneas também são necessárias.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0013] A vantagem das presentes técnicas é melhor entendida para referir-se à seguinte descrição detalhada e os desenhos anexos, em que:

[0014] A Fig. 1 é um sistema para processar, armazenar e descarregar

6/32 hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando uma caverna de sal no campo;

[0015] A Fig. 2 é um sistema para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando uma caverna de sal no campo conectada a alimentações de poços múltiplos;

[0016] A Fig. 3 é um sistema para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando duas cavernas de sal no campo;

[0017] A Fig. 4 é um sistema para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando três cavernas de sal no campo; e [0018] A Fig. 5 é um processo de diagrama de fluxo mostrando um método para o processamento, armazenagem e descarregamento do hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando uma caverna de sal.

DESCRIÇÃO DETALHADA [0019] Na seguinte seção de descrição detalhada, as formas de realização específicas das presentes técnicas são descritas. Entretanto, a extensão que a seguinte descrição é específica em uma forma de realização particular ou um uso particular da presente técnica, este é pretendido ser para os propósitos exemplares apenas e simplesmente fornece uma descrição das formas de realização exemplares. Consequentemente, as técnicas não são limitadas às formas de realização específicas descritas abaixo, mas antes, inclui todas as alternativas, modificações e equivalentes divergindo dentro do espírito verdadeiro e escopo das reivindicações anexas.

[0020] No início, para aliviar a referência, certos termos usados nesta aplicação e seus significados como usado neste contexto são apresentados. A extensão de um termo usado neste não é definido abaixo, deve ser dada aos indivíduos por definição mais ampla na técnica pertinente tem dado que o termo como refletido em pelo menos uma publicação impressa ou Patente emitida. Ainda, as presentes técnicas não são limitadas pelo uso dos termos mostrados abaixo, como todos os

7/32 equivalentes, sinônimos, novos desenvolvimentos e termos ou técnicas que servem o mesmo ou um propósito similar são considerados estar dentro do escopo das presentes reivindicações.

[0021] Uma “instalação” como usado neste é uma representação de uma peça tangível do equipamento físico através do qual os fluidos de hidrocarboneto são produzidos a partir de um reservatório ou injetado em um reservatório. Neste sentido mais amplo, o termo instalação é aplicado em qualquer equipamento que pode estar presente junto com um caminho de fluxo entre um reservatório e o destino para um produto de hidrocarboneto. As instalações podem incluir plataformas de perfuração, plataformas de produção, poços de produção, poços de injeção, poços tubulares, equipamento de nascente, linhas de acúmulo, conjunto de válvulas, bombas, compressores, separadores, linhas de fluxo de superfície e saídas de liberação. Em alguns exemplos, o termo “instalação de superfície” é usado para distinguir aquelas instalações outros do que poços. Uma “rede de instalação” é a coleta completa das instalações que estão presentes no modelo, que deve incluir todos os poços e as instalações de superfície entre as cabeças de poço e as saídas de liberação.

[0022] O termo “gás” é usado permutavelmente com “vapor'’ e significa uma substância ou mistura das substâncias no estado gasoso como distinguido a partir do líquido ou estado sólido. Igualmente, o termo “líquido” significa uma substância ou mistura de substâncias no estado líquido como distinguido a partir do gás ou estado sólido. Como usado neste, “fluido” é um termo genérico que pode incluir gases, líquidos, combinações de e fluidos supercríticos.

[0023] Um “hidrocarboneto” é um composto orgânico que principal mente inclui os elementos de hidrogênio e carbono embora nitrogênio, enxofre, oxigênio, metais ou qualquer número de outros elementos podem estar presentes em quantidades menores. Como usado neste, hidrocarbonetos geralmente refere-se aos materiais orgânicos que são transportados pelo oleoduto, tal como qualquer forma de gás natural, condensado, óleo bruto ou combinações destes. Uma “corrente de hidrocarboneto” é uma corrente enriquecida nos hidrocarbonetos pela remoção de outros materiais, tal como água. Uma corrente de hidrocarboneto também pode ser

8/32 referida como uma “fase orgânica.” [0024] O “gás natural liquefeito” ou “LNG” é gás natural que foi processado para remover as impurezas, tal como, por exemplo, nitrogênio e água ou hidrocarbonetos pesados e então condensados em um líquido em aproximadamente pressão atmosférica pelo esfriamento e despressurização.

[0025] Como usado neste, o termo “gás natural,” ou simplesmente “gás”, referese a um gás de componente múltiplo obtido a partir de um óleo bruto ou poço condensado de gás (denominado gás associado) ou de uma formação que conduz gás subterrâneo (denominado gás não associado). A composição e a pressão do gás natural podem variar significantemente. Uma corrente de gás natural típica contém metano (CH4) como um componente significante. O gás natural bruto também tipicamente conterá etano (C2H₆), outros hidrocarbonetos, um ou mais gases ácidos (tal como dióxido de carbono, sulfeto de hidrogênio, sulfeto de carbonila, bissulfeto de carbono e mercaptanos) e quantidades menores de contaminantes, tais como água, nitrogênio, sulfeto de ferro, cera e óleo bruto.

[0026] A “pressão” é a força exercida pela área unitária pelo fluido nas paredes do volume. A pressão pode ser mostrada como libras por polegada quadrada (psi). A “pressão atmosférica” refere-se a pressão local do ar. A “pressão absoluta” (psia) refere-se a soma da pressão atmosférica (14,7 psia nas condições padrão) mais a medida de pressão (psig). A “medida de pressão” (psig) refere-se a pressão medida por uma medição, que indica apenas a pressão excedendo a pressão atmosférica local (isto é, uma medição da pressão de 0 psig corresponde a uma pressão absoluta de 14,7 psia).

[0027] O “fluido de produção” refere-se a uma corrente gasosa ou líquida removida a partir da uma formação de subsuperfície, tal como uma formação de rocha rica orgânica. Os fluidos produzidos podem incluir tanto os fluidos de hidrocarboneto quanto fluidos de não hidrocarboneto. Por exemplo, os fluidos de produção podem incluir, mas não são limitados a, óleo, condensado, gás natural e água.

[0028] O “substancial” quando usado em referência em uma quantidade ou

9/32 quantidade de um material ou uma característica específica deste, refere-se a uma quantidade que é suficiente para fornecer um efeito que o material ou característico foi pretendido fornecer. O grau exato do desvio permissível pode em alguns casos depender do contexto específico.

[0029] O “reservatório” ou “furo do poço” refere-se a um orifício na subsuperfície feita para perfurar ou inserção de um conduíte na subsuperfície. Os termos são permutável referindo-se a uma abertura na formação. Um poço pode ter uma seção cruzada substancial mente circular ou outras formas seccionais cruzadas, tal como, por exemplo, círculos, ovais, quadrados, retângulos, triângulos, fendas ou outras formas regulares ou irregulares. Os poços podem ser revestidos, revestidos e cimentados ou de furo aberto e podem ser de qualquer tipo, que incluem, mas não são limitados a um poço de produção, um poço experimental e um poço exploratório ou outros. Um poço pode ser vertical, horizontal ou qualquer ângulo entre vertical e horizontal (um poço desviado), por exemplo, um poço vertical pode incluir um componente não vertical.

[0030] A “capacidade de armazenagem total” refere-se a quantidade máxima ou volume maior, de óleo, condensado e gás natural que pode ser armazenado em uma instalação de armazenagem subterrânea. O “hidrocarboneto total em armazenagem” refere-se à quantidade atual de hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural que é uma instalação de armazenagem subterrânea em um ponto específico de tempo. O “hidrocarboneto base,” ou “hidrocarboneto amortecedor,” é a quantidade mínima ou volume inferior, que pode ser em uma instalação de armazenagem subterrânea em qualquer ponto de tempo para manter a pressão adequada e taxas de capacidade de liberação dentro da instalação. A “capacidade de trabalho do hidrocarboneto” é a capacidade de armazenagem total menos o hidrocarboneto amortecedor ou a quantidade máxima de hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural que pode ser produzido a partir de uma instalação de armazenagem subterrânea. O “hidrocarboneto de trabalho” é o hidrocarboneto total na armazenagem menos o hidrocarboneto amortecedor ou a quantidade total de hidrocarboneto que é disponível a ser produzido a partir de uma

10/32 instalação de armazenagem subterrânea em qualquer ponto de tempo.

[0031] As “perfurações” são passagens, fendas, aberturas ou orifícios em uma parede de um conduíte, tubular, tubo ou outro caminho de fluxo que permite o fluxo dentro ou fora do conduíte, tubular, tubo ou outro caminho de fluxo. As perfurações podem fornecer a comunicação a partir de um furo de poço a um reservatório e as perfurações podem ser colocadas para penetrar através do invólucro e do revestimento de cimento que circunda o invólucro para permitir o fluxo de hidrocarboneto no furo de poço e, se necessário, para permitir que os fluidos de tratamento fluam a partir de um furo de poço na formação. As perfurações podem ter qualquer forma, por exemplo, redonda, retangular, com fenda ou outros. O termo não é pretendido limitar a maneira em que os furos são feitos, isto é, não requer que estes são feitos pela perfuração ou a disposição dos furos. Um poço perfurado pode ser usado para injetar ou coletar fluidos a partir de um reservatório, tal como fraturas em uma camada de rocha seca quente.

[0032] O “estímulo” refere-se a qualquer técnica de estímulo conhecida na técnica para aumentar a produção dos fluidos desejados a partir de uma formação subterrânea adjacente a uma porção de um furo de poço. Tais técnicas incluem, mas não são limitadas a, acidificar uma matriz, fratura ácida, fratura hidráulica, perfuração e hidro jateamento.

[0033] A “fratura hidráulica”, também referida simplesmente como “fratura” refere-se a degradação estrutural de um intervalo do tratamento, tal como uma formação de xisto de subsuperfície, a partir da tensão mecânica ou térmica aplicada. Tal degradação estrutural geralmente intensifica a permeabilidade do intervalo de tratamento aos fluidos e aumenta a acessibilidade dos componentes de hidrocarboneto aos tais fluidos. A fratura também pode ser realizada pela degradação das rochas nos intervalos de tratamento por meios químicos. A fratura pode ser usada para quebrar uma formação geológica e criar uma fratura, isto é a formação da rocha em torno de um furo de poço, pelo bombeamento de fluido nas pressões mais altas, a fim de aumentar as taxas de produção a partir de um reservatório de hidrocarboneto.

11/32 [0034] “Acidificar” refere-se ao processo geral de introduzir um ácido furo abaixo para realizar uma função desejada, por exemplo, para acidificar uma porção de uma formação subterrânea ou qualquer dano contido neste. Acidificar, usualmente intensifica a produção de hidrocarboneto para dissolver a rocha em uma formação para dilatar as passagens através do qual a corrente de hidrocarboneto pode fluir, portanto aumentando o raio de poço efetivo.

[0035] Como usado neste, o termo “conclusão” pode referir ao processo de preparação de um poço para produção ou injeção para realização das tarefas múltiplas, tal como empacotadores de fixação, válvulas de instalação, cimentação, fratura hidráulica, acidificação, perfuração e outros. Esta série de procedimentos resulta no estabelecimento ou melhora da conexão física entre um poço e a rocha do reservatório, de modo que os hidrocarbonetos e água possam fluir mais facilmente entre o reservatório e o poço e na estabilização mecânica do poço quanto a tensões físicas. Por exemplo, os procedimentos de finalização podem incluir a preparação da parte funda do furo a especificação requerida, escoando a produção tubulação abaixo do furo de poço e realizando a perfuração e estímulo a fim de preparar o poço para a produção ou injeção. A “produção da tubulação” é um tipo de tubulação que é usada em um furo de poço para fornecer os meios de viagem para a produção dos fluidos.

[0036] Uma “finalização de poço aberto” refere-se a um método de finalizar um furo de poço, em que o invólucro não estende-se substancialmente na parte inferior do furo de poço. Para um “poço de furo aberto”, o anel de revestimento está em comunicação de fluido direto com a formação. Uma “finalização de poço tampado” refere-se a um método de finalizar um furo de poço, em que o invólucro estende-se substancialmente até a parte inferior do furo de poço. Para um “poço de furo tampado”, o anel de revestimento não está em comunicação de fluido direto com a formação, mas, em vez de, ser revestido com cimento ou “invólucro”.

[0037] Formações de sal na forma de leito, isto é, “leitos de sal,” tipicamente incluem camadas múltiplas de sal separadas pelas camadas de outras rochas, tal como xisto, arenitos, dolomita e anidrita e frequentemente contém impurezas. Os

12/32 leitos de sal geralmente tem profundidades que variam em tomo de quinhentos a seis mil pés abaixo da superfície e podem ter até em torno de três mil pés de espessura. Um leito de sal também pode ser referido como uma “camada de lâmina de sal.” [0038] “Domos de sal” são projeções semelhantes a dedo grandes de sais quase puros que foram para cima da lâmina do sal de fonte. Os domos de sal são lentamente formados quando o sal torna-se encoberto sob formações rochosas excessivamente pesadas. Óleo, gás e outros minerais são frequentemente encontrados em torno das bordas dos domos de sal. As partes superiores dos domos de sal podem atingir a superfície ou podem estar milhares de pés abaixo da superfície. Além disso, os domos de sal, em gera, variam em largura em torno meia a cinco milhas.

[0039] Uma “formação subterrânea” é uma estrutura biológica subterrânea, indiferente do tamanho, compreendendo a agregação da subsuperfície sedimentar, metamórfica ou matéria ígnea, consolidada ou não consolidada e outro material de subsuperfície, em um estado sólido, semi-sólido, líquido ou gasoso, relacionado com o desenvolvimento geológico da região de subsuperfície. Uma formação subterrânea pode conter numerosos estratos geológicos de idades, texturas e composições mineralógicas diferentes. Uma formação subterrânea pode incluir um reservatório subterrâneo ou de subsuperfície, que inclui óleo ou outros hidrocarbonetos gasosos ou líquidos, água ou outros fluidos. Uma formação subterrânea pode incluir, mas não limita-se a, reservatórios geotérmicos, reservatórios de petróleo reservatórios sequestrantes e outros.

[0040] Um “reservatório” é uma formação de rocha de subsuperfície a partir da qual um fluido de produção pode coletado ou em que um subproduto pode ser injetado novamente. A formação rochosa pode incluir granito, sílica, carbonatos, argilas e matéria orgânica, tal como óleo, gás ou carvão, entre outros. Os reservatórios podem variar em espessura de menos do que um pé a centenas de pés. A permeabilidade do reservatório fornece o potencial para a produção. Como usado aqui, um reservatório também pode incluir uma camada de rocha seca quente

13/32 usada para a produção de energia geotérmica. Um reservatório pode, frequentemente, estar localizado em uma profundidade de cinquenta metros ou mais abaixo da superfície da terra ou o fundo do mar.

[0041] Um “buraco de minhoca” é um canal de permeabilidade alta em uma formação gerada como um resultado de um processo feito pelo homem. Mais especificamente, os buracos de minhoca podem ser criados pelo processo de dissolução de carbonatos com ácido ou pela remoção de óleo pesado, os sólidos particulados ou outros materiais da formação través de um furo de poço, desse modo criando uma zona de pressão inferior em torno do furo de poço. Os materiais adicionais podem então fluir nesta zona de pressão baixa, deixando para trás os buracos de minhoca. Os buracos de minhoca, tipicamente estendem-se além da região de pressão baixa em torno do furo de poço e podem ser abertos, vias grosseiramente tubulares ou simplesmente zonas de porosidade e permeabilidade mais alta do que a formação de ocorrência natural circundante.

[0042] Visão geral [0043] As formas de realização divulgadas aqui fornecem métodos e sistemas que permitem a produção, armazenagem e descarregamento de hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado ou gás natural ou qualquer combinação destes, usando-se cavernas subterrâneas. O sistema descrito aqui pode ser referido como uma caverna de “produção, armazenagem e descarregamento de subsuperfície” ou unidade SPSO. A unidade SPSO do sistema corrente pode substituir uma unidade FPSO (armazenagem e descarregamento de produção flutuante) a fim de reduzir o custo alto de processamento acima da superfície, equipamento de armazenagem e descarregamento, como debatido acima. Dependendo do custo de operação para a unidade SPSO, processamento de subsuperfície, armazenagem e descarregamento podem diminuir o custo de operação, especialmente em locais em alto mar, águas profundas, árticas ou remotas. Por exemplo, o custo de operação pode ser reduzido pela diminuição dos requerimentos de energia para reinjeção e bombeamento furo abaixo. Além disso, o processamento de subsuperfície pode reduzir ou eliminar o volume dos recipientes

14/32 separadores e de armazenagem e, potencial mente, pegada de superfície permitindo a criação de uma instalação que não um sistema de chama e, em alguns casos, quase não tem emissões.

[0044] O sistema e os métodos divulgados aqui pode envolver a criação de cavernas de sal grandes com capacidades altas de armazenamento total, por exemplo, na ordem de um milhão a dezenas de milhões de barris. O uso de tais cavernas de sal grandes pode fornecer tempos de residência longos para a separação ou armazenamento de hidrocarbonetos. Portanto, os poços e os reservatórios podem ser produzidos de maneira mais lenta e uniforme no curso de meses ou anos, com navios ou petroleiros apenas chegando periodicamente para coletar os hidrocarbonetos. Além disso, os tempos de residência potencialmente longos podem causar o desenvolvimento de instalações em reservatórios pequenos ou isolados econômicos, particularmente em locais remotos que experimentam clima severo durante algumas estações. Além disso, tais sistemas podem permitir o desenvolvimento de recursos em ambientes árticos, em que os poços são cobertos de gelo durante porções substancias de cada ano.

[0045] A Fig. 1 é um sistema 100 para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando-se uma caverna de sal no campo 102. Nesta forma de realização, o óleo é o hidrocarboneto líquido exemplar. O sistema 100 inclui a caverna de sal 102 ligado a uma plataforma 104 ou outra instalação temporária ou permanente. Qualquer número de tipos diferentes de plataformas, equipamentos ou outras instalações pode ser usado. Além disso, a plataforma 104 pode incluir o equipamento auxiliar 106, tal como uma torre ou guindaste e recipientes de armazenagem para hidrocarbonetos descarregados ou água para lixiviação de caverna de sal. A plataforma 104 pode ser usada para transportar fluidos de produção para instalações costeiras por oleoduto (não mostrado) ou podem armazenar fluidos em tanques para descarregar a outros recipientes. Além disso, a plataforma 104 pode ser ancorada ao fundo do mar 108 por diversas travas 110 ou pode ser um recipiente de fluxo livre. A caverna de sal 102 pode ser ligada a uma plataforma 104, por exemplo, por linhas de produção 112

15/32 e 114. As linhas de produção 112 e 114 podem ser flexíveis para permitir o movimento de uma plataforma 104. Uma linha de transferência de óleo 112 pode ser usada para carregar o óleo para uma plataforma 104, enquanto uma linha de gás 114 pode ser usado para carregar gás para uma plataforma 104.

[0046] A caverna de sal 102 também pode ser conectada a diversas outras linhas, tais como linhas 116, 118 e 120. Em algumas formas de realização, as linhas 116, 118 e 120 podem ser envolvidas para evitar o fechamento devido ao desmoronamento ou desenvolvimento descontrolado do sal se exposto à água produzida. Uma linha bem alimentada 116 pode ser usada para realizar uma corrente de hidrocarboneto a partir de uma formação que carrega hidrocarboneto 122 a uma caverna de sal 102. A caverna de sal 102 pode ser utilizada como um recipiente de separação de fase múltipla a fim de separar a corrente em gás 124, óleo 126, água 128 e sólidos 130. Alguma quantidade do gás separado 124 pode ser injetada novamente na formação que carrega hidrocarboneto 122 através de uma linha de reinjeção de gás 118. Além disso, alguma quantidade da água separada 128 pode ser injetada novamente em um aquífero 132 ou qualquer outro corpo próximo de água através de uma linha de injeção de água 120.

[0047] Em algumas formas de realização, a caverna de sal 102 pode ser criada dentro de uma camada de lâmina de sal 134. Em outras formas de realização, a caverna de sal 102 pode ser criada em um domo de sal (não mostrado). A camada de lâmina de sal 134 ou domo de sal pode estar localizada entre uma camada de rocha sobrecarregada 136, que pode estar localizada entre um oceano 138 ou outro corpo de água. Entretanto, as técnicas não são limitadas às operações subterrâneas e pode ser usado para campos de superfície, por exemplo, em áreas remotas. O reservatório de hidrocarboneto 122 e o aquífero 132 podem estar localizados em uma ou mais formações subterrâneas 140 localizadas entre, ao lado ou acima da camada de lâmina de sal 134 ou domo de sal. Além disso, o aquífero 132 pode ser fluidicamente ligada ao reservatório de hidrocarboneto 122, tal que qualquer água injetada no aquífero mantém ou aumenta a pressão do reservatório de hidrocarboneto.

16/32 [0048] A caverna de sal 102 pode ser formada por diversos métodos diferentes. Em geral, as cavernas de sal podem ser formadas por um processo denominado mineração de solução ou lixiviação de caverna de sal. O equipamento de perfuração de poço pode ser usado para perfurar um furo à profundidade da camada de lâmina de sal 134. A porção do poço acima da camada de lâmina de sal 134 pode ser suportada por diversas camadas concêntricas do tubo conhecido como invólucro. O invólucro é frequentemente cimentado no lugar e é usado para evitar o colapso do furo. Um tubo de diâmetro menor pode ser diminuído através do meio da sequência do invólucro, criando um caminho através do qual os fluidos podem entrar ou sair do poço.

[0049] A fim de formar uma caverna de sal 102, a lixiviação de água do poço pode ser realizada pelo bombeamento da água insaturada, isto é, água fresca, água salobra ou água oceânica, através do poço. Quando a água insaturada contata a camada de lâmina de sal 134, o sal pode dissolver até a água torna-se saturada com sal. A solução salina salgada pode ser então bombeada à superfície ou outro local de subsuperfície, por exemplo, o aquífero 132, que cria um espaço de caverna. O tamanho e a forma desejados da caverna de sal 102 podem ser então atingidos alternando entre a retirada da salmoura da caverna de sal 102 a injeção de água insaturada adicional em uma caverna de sal 102. O tamanho e a forma desejados da caverna de sal 102 podem ser determinados com base no uso pretendido da caverna de sal 102 e a natureza da camada de lâmina de sal 134 ou outra formação de sal com a qual esta é formada. Uma vez que a caverna de sal 102 foi formada, as paredes da caverna de sal 102 são muito fortes devido à pressões geológicas extremas. Quaisquer quebras que podem ocorrer nas paredes da caverna são quase imediatamente seladas devido à natureza de “auto-cura” da caverna de sal 102.

[0050] Deve ser entendido que o processo já mencionado para formar caverna de sal 102 é apenas entendido como um exemplo de uma de muitas técnicas diferentes para criar cavernas de sal no campo. Em algumas formas de realização, outras tecnologias de escavação também podem ser usadas para formar a caverna

17/32 de sal 102. Os exemplos destas tecnologias de escavação incluem escavação de micro-túnel, sub-alargamento, perfuração, hidro-escavação ou o uso de sistemas mecânicos ou quaisquer combinações destes, ligados com a estabilização da rocha quando necessário. Além disso, em outras formas de realização, uma caverna de sal simples pode ser projetado para reservatórios de hidrocarboneto separados múltiplos de serviço através do uso de técnicas de perfuração direcional de alcance estendido. Isto pode permitir o desenvolvimento econômico de depósitos de óleo e gás filamentados muito pequenos. Ainda em uma outra forma de realização, a caverna de sal 102 pode ser criada usando-se água insaturada para criar buracos de minhoca dentro de uma formação de sal e, desta maneira, aumentam o tamanho de uma caverna de sal 102. A água insaturada pode ser injetada em taxas de fluxo específicas a fim de garantir a formação apropriada da caverna de sal 102.

[0051] A caverna de sal 102 pode ser formada em qualquer uma de uma variedade de formas diferentes. A forma da caverna de sal 102 pode ser determinada com base em muitos fatores diferentes, tais como requerimentos de eficiência e capacidade. Além disso, uma formação de sal subterrânea 134 é um domo de sal ou um leito de sal também pode desempenhar um papel na determinação da forma de uma caverna de sal 102. A formas da caverna de sal possíveis incluem as formas cilíndricas, formas cônicas ou formas irregulares.

[0052] Caverna de sal no campo [0053] A Fig. 2 é um sistema 200 para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando-se uma caverna de sal no campo 102 conectado a alimentações de poço múltiplos. Por exemplo, nas formas de realização divulgadas aqui, o óleo é utilizado como o hidrocarboneto líquido. O sistema 200 pode incluir a caverna de sal 102 ligada a uma plataforma 104 ou outra instalação. Os itens numerados semelhantes são como descritos com respeito à Fig. 1. A caverna de sal 102 pode ser conectada a uma plataforma 104 pela linha de produção 202. A linha de produção 202 pode ser flexível para permitir o movimento de uma plataforma 104. Além disso, a linha de produção 202 pode ser usada para carregar gás e óleo uma plataforma 104, por

18/32 exemplo, dentro de tubos múltiplos em uma linha de produção 202. Qualquer número de linhas adicionais (não mostrado) pode ser adicionado ao sistema 200 e pode ser usado para o transporte de fluidos de produção, tais como óleo e gás, para uma plataforma 104.

[0054] A caverna de sal 102 também pode ser conectada a diversas outras linhas, tais como linhas 204, 206 e 208. Uma linha de fluido de produção 204 pode ser usados para carregar a corrente de hidrocarboneto do reservatório de hidrocarboneto 122 a uma caverna de sal 102. Por exemplo, as linhas de alimentação de poço 210, 212 e 214 podem ser ligadas à linha de fluidos de produção 204 a fim de permitir a injeção da corrente de hidrocarboneto a partir do reservatório de hidrocarboneto 122 em uma caverna de sal 102. A linha de fluido de produção 204 pode usar o equipamento auxiliar 216 para auxiliar no movimento da corrente de hidrocarboneto através da linha 204. O equipamento auxiliar 216 pode incluir bombas, compressores e válvulas, dependendo das características da corrente de hidrocarboneto e da pressão diferencial entre o reservatório de hidrocarboneto 122 e a caverna de sal 102.

[0055] A caverna de sal 102 pode ser utilizada como um recipiente se separação de fase múltipla a fim de separar a corrente em gás 124, óleo 126, água 128 e sólidos 130, como debatido com respeito à Fig. 1. Alguma quantidade do gás separado 124 pode ser injetado novamente no reservatório de hidrocarboneto 122 através da linha de gás 206. Além disso, alguma quantidade da água separada 128 pode ser injetada no aquífero 132 ou qualquer outro corpo próximo de água através da linha de injeção de água 208. As linhas 206 e 208 também podem incluir equipamento auxiliar 216 para auxiliar no movimento dos fluidos, como debatido acima.

[0056] Duas Cavernas de Sal no Campo [0057] A Fig. 3 é um sistema 300 para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando-se duas cavernas de sal no campo 102 e 302. Os itens numerados semelhantes são descritos com respeito à Fig. 1. Por exemplo, nas formas de realização divulgadas

19/32 aqui, óleo é utilizado como o hidrocarboneto líquido. As cavernas de sal 102 e 302 podem ser ligadas umas às outras usando-se a linha de produção 304. A linha de produção 304 também pode ser usada para carregar a corrente de hidrocarboneto a partir da primeira caverna de sal 102 à segunda caverna de sal 302 após um processo de separação inicial ser completado dentro da primeira caverna de sal 102. [0058] A corrente de hidrocarboneto pode ser realizada a partir do reservatório de hidrocarboneto 122 para a caverna de sal 102 através de uma linha de alimentação de poço 306. Na primeira caverna de sal 102, uma separação de fase múltipla pode separar a corrente de hidrocarboneto em gás 124, óleo 126, água 128 e sólidos 130 ou quaisquer combinações destes, como debatido com respeito à Fig. 1. Algum do gás 124 pode ser então injetado no reservatório de hidrocarboneto 122 através da linha de reinjeção do gás 308. Além disso, alguma da água 128 pode ser injetada no aquífero 132 ou outro corpo de água próximo através da linha de injeção de água 310.

[0059] Na segunda caverna de sal 302, a corrente de hidrocarboneto ainda pode ser separada no gás 312 e óleo 314. O gás 312 pode ser enviado a uma plataforma 104 ou outra instalação através de uma linha de produção de gás 316, enquanto o óleo 314 pode ser enviado para uma plataforma 104 através de uma linha de produção de óleo 318 para armazenagem ou produção. As linhas de produção 316 e 318 também podem ser usadas para ligar tanto as cavernas de sal 102 quanto 302 para uma plataforma 104. As linhas de produção 316 e 318 podem ser flexíveis para permitir o movimento da plataforma 104.

[0060] Três cavernas de sal no campo [0061] A Fig. 4 é um sistema 400 para processar, armazenar e descarregar hidrocarboneto líquido, tal como óleo ou condensado e gás natural usando três cavernas de sal no campo 102, 402 e 404. Os itens numerados semelhantes são como descritos com relação a Fig. 1. Por exemplo, nas formas de realização divulgadas aqui, óleo é utilizado como o hidrocarboneto líquido. As primeiras duas cavernas de sal 102 e 402 podem ser ligadas a cada outro usando uma linha de produção 406. Deste modo, a linha de produção 406 pode ser usada para realizar a

20/32 corrente de hidrocarboneto a partir da primeira caverna de sal 102 à segunda caverna de sal 402 após um processo de separação inicial ser completado dentro da primeira caverna de sal 102.

[0062] A corrente de hidrocarboneto pode ser realizada a partir de um reservatório de hidrocarboneto 410 a primeira caverna de sal 102 através das linhas de produção 410 e 412. Dentro da caverna de sal 102, um processo de separação de fase múltipla pode ser usado para separar uma corrente de hidrocarboneto no gás 124, óleo 126, água 128 e sólidos 130 ou quaisquer combinações destes, como descrito com relação às Figs. 1, 2 e 3. Algum gás 124 então pode ser injetado novamente no reservatório de hidrocarboneto 122 através da linha de injeção novamente do gás 414. Além disso, alguma água 128 pode ser injetada no aquífero 132 ou outro corpo aproximado de água através de uma linha de injeção de água 416.

[0063] A corrente de hidrocarboneto separada pode ser realizada a partir da primeira caverna de sal 102 à segunda caverna de sal 402 através de uma linha de produção 406, como debatido acima. Na segunda caverna de sal 402, a corrente de hidrocarboneto ainda pode ser separada no gás 418 e óleo 420. O gás 418 pode ser enviado para uma plataforma 104 ou outra instalação através da linha de produção 422, enquanto o óleo 420 pode ser enviado para uma plataforma 104 através da linha de produção 424 para armazenagem ou produção. As linhas de produção 422 e 424 também podem ser usadas ligar as cavernas de sal 102 e 402 para uma plataforma 104. As linhas de produção 422 e 424 podem ser flexíveis para permitir movimento da plataforma 104.

[0064] A terceira caverna de sal 404 pode ser usada como um recipiente de armazenagem de gás. A terceira caverna de sal 404 pode ser ligada a primeira caverna de sal 102 por uma linha de gás 426. Além disso, a terceira caverna de sal 404 também pode ser ligada à segunda caverna de sal 402 por uma linha de gás 428. O gás 124 a partir da primeira caverna de sal 102 e o gás 418 a partir da segunda caverna de sal 402 pode ser injetada em uma terceira caverna de sal 404 a fim de manter pressões apropriadas dentro das primeiras duas cavernas de sal 102

21/32 e 402. O gás então pode ser armazenado dentro da terceira caverna de sal 404 pelos períodos estendidos de tempo ou até este ser desejado pelos propósitos de pressurização, produção ou injeção novamente.

[0065] Em várias formas de realização, os sistemas 100, 200, 300 e 400, isto é, os sistemas SPSO ou unidades, podem incluir qualquer número das cavernas de sal adicionais. As cavernas de sal podem ser usadas pela separação da corrente de hidrocarbonetos ou pela armazenagem das correntes de hidrocarbonetos previamente separadas. Além disso, em uma forma de realização, qualquer número das cavernas de sal pode ser conectada em séries e utilizadas como recipientes de separação de fase múltipla a fim de atingir o grau desejado de separação. Em outra forma de realização, a caverna de sal pode funcionar o recipiente da separação de fase múltipla e pode ser conectado em qualquer número das cavernas de sal adicionais, em que a caverna de sal adicional pode armazenar as correntes de hidrocarboneto pelos períodos estendidos de tempo ou até o hidrocarboneto ser desejado pelos propósitos de produção.

[0066] Os sistemas SPSO podem incluir os controles ativos para o monitoramento da pressão e níveis de fluido dentro das cavernas de sal. Qualquer número de tipos diferentes de pressão ou detectores do nível ou sensores podem ser usados para este propósito. Por exemplo, um detector de nível nucleônico pode ser usado como um detector de nível dentro da caverna de sal. Estes sistemas envolvem uma fonte que emite um ventilação estreita de radiação através do fluido e em direção a um detector. O detector então pode medir a energia eletromagnética a partir da fonte como o nível de fluido eleva dentro do recipiente. O detector pode exatamente determinar o nível do fluido de acordo com a quantidade da energia eletromagnética detectada, visto que o fluido pode progressivamente proteger a radiação que atinge o detector. Em algumas formas de realização, o detector e as fontes podem ser ligadas à tubulação ou cadeias de revestimento ou espaçamentos anulares neste, para efetuar a medição dos níveis entre o detector e a fonte.

[0067] Em algumas formas de realização, um transmissor de nível de célula por pressão diferencial (DP) pode ser usado para medir o nível de fluido com uma

22/32 caverna de sal. Um transmissor do nível da célula DP mede o nível do fluido em um recipiente para determinar a pressão superior do fluido no recipiente usando um detector montado na parte inferior do recipiente. Em algumas formas de realização, um detector de nível ótico pode medir o nível de fluido dentro da caverna de sal através da detecção da luz refletida dentro da caverna como o nível de fluido elevase. Além disso, em algumas formas de realização, um detector de nível de índice de refração também pode ser usado para medir o nível de fluido dentro da caverna de sal. O detector do nível do índice refrativo, similarmente ao detector do nível óptico, pode medir o nível de fluido dentro da caverna de sal pela detecção da refração ou perda de um suporte de luz dentro do detector como o nível de fluido eleva-se no detector.

[0068] Em algumas formas de realização, o nível de pressão dentro da caverna de sal pode ser monitorado usando uma medida de força com base em diafragma. A medida da força com base em diafragma pode detectar a pressão dentro da caverna de sal pela medição da deformidade de um diafragma como a pressão dentro da caverna de sal exerce uma força no diafragma. Quaisquer outros tipos dos detectores de pressão ou sensores, tal como, por exemplo, sensores de pressão diferencial, podem ser usados. Os controles ativos para pressão e nível de fluido também podem incluir bombas, válvulas de verificação ou quaisquer outros tipos de válvulas ou quaisquer combinações destes, a fim de permitir para o controle efetivo da pressão e o nível de fluido dentro da caverna de sal.

[0069] A força pode ser fornecida aos sistemas SPSO a partir de um número de fontes. A força pode ser fornecida continuamente por uma fonte superior, por exemplo ou pode ser fornecida temporariamente por um navio, petroleiro ou outro recipiente nas aplicações em alto mar. Ainda, a força pode ser gerada usando turbinas levando-se vantagens dos diferenciais de pressão entre as formações de subsuperfície diferente. Em outras formas de realização, uma fonte de força nuclear pode ser usada para gerar força por um sistema SPSO. Além disso, uma fonte de força não pode ser necessária para certas partes de um sistema SPSO. Por exemplo, a pressão diferencial entre um aquífero e uma caverna de sal pode ser tal

23/32 que a fonte de energia não é necessária a fim de conduzir a injeção de água a partir da caverna de sal ao aquífero. Em algumas aplicações, a pressão dentro da caverna de sal pode ser mantida em um nível relativamente alto a fim de reduzir os requerimentos de energia pela água produzida ou injeção de gás nos aquíferos quase esgotados, reservatórios de hidrocarboneto ou outras formações subterrâneas. Em algumas formas de realização, a primeira caverna de sal no sistema SPSO 300 ou 400 pode ser mantida na pressão mais alta, enquanto a última caverna de sal pode ser mantida na pressão mais inferior a fim de conduzir o movimento da corrente de hidrocarboneto através do sistema SPSO 300 ou 400 e auxiliar na estabilização do hidrocarboneto líquido. As condições de cada sistema SPSO podem variar de acordo com a localização do sistema particular e as profundidades relativas e pressões de várias formações. Portanto, os parâmetros de cada sistema SPSO podem ser ajustados para calcular as condições e restrições específicas do sistema.

[0070] As paredes das cavernas de sal no sistema SPSO podem ser revestidas para diminuir a taxa de dissolução das cavernas de sal e, deste modo, fornece para um grau maior de estabilidade dentro das cavernas de sal. Tais revestimentos podem incluir os polímeros e sais menos solúveis.

[0071] As cavernas de sal podem manter pelo menos um certo nível de fluido em todos os tempos a fim de garantir que a caverna de sal permanece dentro da faixa de pressão específica. Este pode ser referido como o hidrocarboneto base ou hidrocarboneto amortecedor, nível para uma caverna de sal. A manutenção pelo menos o nível de hidrocarboneto base dentro da caverna de sal ajuda a evitar a caverna de sal de colapsar e também mantém as taxas de capacidade de liberação em um nível desejado.

[0072] Os sólidos separados a partir da corrente de hidrocarboneto dentro da caverna de sal podem fornecer a estabilidade adicional para a caverna de sal pela atuação como uma barreira protetora junto com a parte inferior de uma caverna de sal. Os sólidos podem atuar como um retardante contra a dissolução descendente adicional devido a uma redução na quantidade potencial da água insaturada que

24/32 pode contatar o sal na parte inferior da caverna.

[0073] Em algumas formas de realização, a plataforma que é ligada a uma caverna de sal no sistema SPSO também pode ser outros tipos de sistemas de transporte, tal como navios ou petroleiros. O sistema de transporte pode transportar os hidrocarbonetos através de um oleoduto em algum local na costa ou em alto mar para produção ou armazenagem. Em algumas aplicações, um sistema de plataforma ou transporte pode ser desconectado a partir da caverna de sal e movido em outra localização. Neste caso, a caverna de sal pode funcionar independentemente até outro sistema de transporte chega para continuar a remoção do hidrocarboneto. Este tipo de coleta intermitente pode ser particularmente útil nos ambientes extremos, tal como no ártico, onde gelo e outras condições climáticas podem evitar a produção de hidrocarboneto durante a estação do inverno.

[0074] Enquanto os sistemas divulgados aqui são descritos com relação ao uso da caverna de sal, deve ser entendido que qualquer outro tipo da caverna de subsuperfície também pode ser usada conjunção com os sistemas correntes. Por exemplo, as cavernas de carbonato podem ser usadas em conjunção com os sistemas correntes. Os carbonatos são uma classe de rochas sedimentares compostas principalmente de uma ou mais categorias dos minerais de carbonato, que incluem calcário e dolomita. Enquanto a caverna de sal pode ser criada através da lixiviação da água, como debatido acima, uma caverna de carbonato pode ser criada através da lixiviação de ácido. As cavernas de carbonato podem ser preferíveis em algumas aplicações devido a sua estabilidade estrutural alta. Devido as características de carbonato, as cavernas de carbonato podem ser menos propensas ao ácido subsequente ou lixiviação de água após a caverna ser criada. Ainda, quaisquer outros tipos adequados de formações de rocha podem ser dissolvidos com a água de temperatura alta, ácido ou cáustico para criar cavernas de subsuperfície.

[0075] Método para a produção de hidrocarboneto líquido usando caverna de sal [0076] A Fig. 5 é um processo de diagrama de fluxo mostrando um método 500 para o processamento, armazenagem e descarregamento do hidrocarboneto líquido,

25/32 tal como óleo ou condensado e gás natural usando uma caverna de sal. Por exemplo, nas formas de realização divulgadas aqui, óleo é utilizado como o hidrocarboneto líquido. O método inicia no bloco 502 com o fluxo de uma corrente diretamente a partir de um reservatório de hidrocarboneto em uma caverna de sal. Em algumas formas de realização, a corrente pode ser fluida diretamente a partir do reservatório de hidrocarboneto em uma caverna de sal sem atingir a superfície. Por exemplo, a corrente pode fluir a partir de um reservatório de hidrocarboneto localizado em uma formação subterrânea a uma caverna de sal localizada em uma formação de sal sem entrar em contato com uma camada de rocha de sobrecarga localizada acima da formação de sal.

[0077] No bloco 504, a separação de fase pode ser realizada dentro da caverna de sal para formar uma fase aquosa e uma fase orgânica. A fase aquosa pode incluir água com algum grau da substância particular, tal como areia e outros sólidos, dissolvidos na água. A fase orgânica pode incluir o gás ou óleo ou qualquer combinação destes. Ainda, em algumas formas de realização, a fase orgânica inclui mais do que uma fase orgânica, tal como um fase de hidrocarboneto líquido e uma fase de gás natural. A separação de fase pode incluir um processo de separação de fase múltipla em que a fase orgânica menos densa é deixada flutuar na parte superior da caverna de sal, enquanto uma fase aquosa mais densa afunda para a parte inferior da caverna de sal. Os parâmetros da pressão, temperatura e nível de fluido dentro da caverna de sal podem ser controlados usando os sensores ou detectores anteriormente mencionados a fim de permitir a separação efetiva da fase aquosa a partir da fase orgânica.

[0078] No bloco 506, pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, pode ser fluida da caverna de sal para um outro local de subsuperfície. Em algumas formas de realização, a fase aquosa podem ser fluida a partir de uma a caverna de sal para um aquífero, um corpo de água, uma formação de areia ou uma formação subterrânea ou quaisquer combinações destes, enquanto a fase orgânica podem ser fluida a partir da caverna de sal ao reservatório de hidrocarboneto, uma formação de areia ou uma formação subterrânea ou quaisquer

26/32 combinações destes. Por exemplo, uma porção da fase aquosa pode ser injetada em um aquífero a fim de dispor o excesso de água dentro da caverna de sal, enquanto uma porção da fase orgânica podem ser injetada novamente de volta no reservatório de hidrocarboneto a fim de dispor de gás natural em excesso dentro da caverna de sal sem causar uma pegada de superfície ou quaisquer outras ramificações ambientais.

[0079] No bloco 508, pelo menos uma porção da fase orgânica pode ser descarregada da caverna de sal para a superfície. Especificamente, uma porção da fase orgânica pode ser descarregada a um sistema de transporte, em que o sistema de transporte pode incluir um oleoduto, um petroleiro, um navio ou uma plataforma ou quaisquer combinações destes. Em algumas formas de realização, a caverna de sal podem ser desconectada do sistema de transporte na superfície por certos períodos de tempo. Uma conexão marcada com boia pode ser usada para indicar o local da caverna de sal durante os períodos de tempo quando o sistema de transporte é desconectado da caverna de sal. Em tais casos, o tamanho da caverna de sal pode grande o bastante para permitir tempos de residência longos para o armazenamento de hidrocarboneto dentro da caverna de sal. Além disso, um sistema de transporte pode ser conectado novamente à caverna de sal em qualquer ponto no tempo por uma coleta aperiódica dos hidrocarbonetos da caverna de sal.

[0080] O fluxo da corrente ou das fases aquosas ou orgânicas separadas, nos blocos 502, 506 e 508 pode ser auxiliado por diversas fontes de energia diferentes, tal como uma fonte de energia contínua fornecida por uma fonte superior, uma fonte de energia episódica fornecida por um navio ou navio tanque, uma fonte de energia fornecida por uma pressão diferencial entre locais de superfície ou quaisquer combinações destes. Além disso, maquinário furo abaixo ou na caverna também pode ser usado para ajudar o fluxo da corrente ou das fases aquosas ou orgânicas separadas. O maquinário furo abaixo ou na caverna pode incluir, por exemplo, compressores ou bombas ou qualquer combinação destes.

[0081] Deve ser observado que o diagrama de fluxo do processo não é pretendido indicar que as etapas de método 500 devam ser executadas em qualquer

27/32 ordem particular ou que cada etapa deve ser incluída para cada caso. Ainda, as etapas adicionais podem ser incluídas, não sendo mostradas na Fig. 5. Por exemplo, em algumas formas de realização, os métodos nos blocos 506 e 508 podem ser removidos totalmente. Além disso, em outras formas de realização, qualquer número de cavernas de sal adicionais pode estar ligado à caverna de sal inicial e pode ser usada para armazenar a fase orgânica ou ao processo adicional da fase orgânica pela realização de qualquer número de processos de separação de fase adicionais. Por exemplo, as cavernas de sal conectadas múltiplas podem ser usadas para afetar a separação de fase de estágio múltiplo de uma corrente, enquanto qualquer número de cavernas conectadas adicionais pode ser usado para armazenar a fase orgânica, a fase aquosa ou qualquer combinação destes, por períodos variantes de tempo. Além disso, as cavernas de sal podem ser desconectadas umas das outras usando-se um dispositivo de dedo frio para selar novamente a interconexão entre as cavernas de sal pelos sais de redeposição dentro da interconexão. Portanto, o método 500 pode incluir um número variante de cavernas de sal conectadas, dependendo da aplicação específica. A caverna de sal pode ser configurada para aceitar diversas correntes a partir de diversos reservatórios de hidrocarboneto diferentes ou a caverna de sal podem ser configurada para fluir porções da fase orgânica ou da fase aquosa ou ambas, a locais diferentes múltiplos de superfície de maneira simultânea.

Formas de realização [0082] As formas de realização da invenção podem incluir quaisquer combinações dos métodos e sistemas mostrados nos parágrafos numerados seguintes. Esta não deve ser considerada uma listagem completa de todas as formas de realização possíveis, como qualquer número de variações pode ser previsto a partir da descrição acima.

[0083] 1. Método para a produção de hidrocarbonetos, que inclui:

[0084] fluir uma corrente diretamente a partir de um reservatório de hidrocarboneto para uma caverna;

[0085] realizar uma separação de fase da corrente dentro da caverna para

28/32 formar uma fase aquosa e uma fase orgânica;

[0086] fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna para um local de subsuperfície e [0087] descarregar pelo menos uma porção da fase orgânica da caverna para uma superfície.

[0088] 2. O método do parágrafo 1, em que a realização da separação de fase da corrente dentro da caverna inclui separar a corrente em hidrocarboneto fluido, água, gás ou sólidos ou quaisquer combinações destes.

[0089] 3. O método do parágrafo 1 ou 2, que inclui armazenar pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, dentro da caverna.

[0090] 4. O método de qualquer um dos parágrafos 1, 2 ou 3, em que fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna para o local de subsuperfície inclui fluir pelo menos uma porção da fase aquosa em um aquífero, um corpo de água, uma formação de areia ou uma formação subterrânea ou quaisquer combinações destes.

[0091] 5. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos precedentes, em que fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna para o local de subsuperfície inclui fluir pelo menos uma porção da fase orgânica no reservatório de hidrocarboneto, uma formação de areia ou uma formação subterrânea ou quaisquer combinações destes.

[0092] 6. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos precedentes, em que descarregar pelo menos uma porção da fase orgânica da caverna para a superfície inclui enviar pelo menos uma porção da fase orgânica a um sistema de transporte, em que o sistema de transporte inclui um navio tanque, uma plataforma, um navio, um oleoduto ou quaisquer combinações destes.

[0093] 7. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos precedentes, que inclui fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna a uma segunda caverna, em que a segunda caverna inclui um recipiente de armazenagem ou um recipiente de separação de estágio múltiplo ou ambas.

29/32 [0094] 8. O método de acordo com qualquer um dos parágrafos precedentes, que inclui fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna a cada uma de diversas novos locais de superfície. [0095] 9. Um sistema para a produção de hidrocarbonetos, que inclui:

[0096] uma caverna configurada para afetar a separação de fase;

[0097] um reservatório de hidrocarboneto ligado à caverna diretamente através de uma subsuperfície;

[0098] um sistema de reinjeção configurado para reinjetar uma corrente de gás no reservatório de hidrocarboneto da caverna diretamente através da subsuperfície;

[0099] um sistema de injeção configurado para injetar uma corrente aquosa da caverna em um aquífero diretamente através da subsuperfície e [00100] uma ligação configurada para permitir descarregar pelo menos uma porção de uma fase orgânica da caverna a um sistema de transporte.

[00101] 10. O sistema do parágrafo 9, em que o aquífero é fluidicamente ligado ao reservatório de hidrocarboneto.

[00102] 11. O sistema do parágrafo 9 ou 10, em que a caverna inclui uma caverna de sal, uma caverna de carbonato ou qualquer outra caverna solúvel em água ou solúvel em ácido.

[00103] 12. O sistema de qualquer parágrafo 9, 10 ou 11, em que a caverna inclui um separador de fase subterrâneo para separar gás, hidrocarboneto líquido, água ou sólidos ou quaisquer combinações destes.

[00104] 13. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 12, em que a caverna inclui qualquer uma de diversas formas, que inclui uma forma cilíndrica, uma forma cônica ou uma forma irregular.

[00105] 14. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 13, em que a caverna inclui controles ativos para pressão e nível de fluido.

[00106] 15. O sistema do parágrafo 14, em que os controles ativos para pressão e nível de fluido incluem um detector de nível nucleônico, um transmissor de nível de célula por pressão diferencial (DP), um detector de nível ótico, um detector de nível de índice de refração ou uma medida de força com base em diafragma ou

30/32 quaisquer combinações destes.

[00107] 16. O sistema do parágrafo 14, em que os controles ativos para pressão e nível de fluido incluem bombas, válvulas e válvulas de verificação ou quaisquer combinações destes.

[00108] 17. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14, em que o sistema é configurado para reduzir um requerimento de energia para a caverna por aumento ou diminuição de um nível de pressão dentro da caverna.

[00109] 18. O sistema de qualquer um dos parágrafos 9 a 14 ou 17, em que o sistema inclui cavernas conectadas múltiplas e em que cada caverna inclui um recipiente de separação de fase ou um recipiente de armazenagem ou ambos.

[00110] 19. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14, 17 ou 18, em que o sistema inclui:

[00111] uma primeira caverna configurada para criar uma primeira corrente separada; e [00112] uma segunda caverna fluidicamente ligada à primeira caverna, em que a segunda caverna aceita a primeira corrente separada e cria uma segunda corrente separada.

[00113] 20. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14 ou de 17 a

19, em que o sistema de transporte inclui a oleoduto, uma plataforma, um navio tanque ou um navio ou quaisquer combinações destes.

[00114] 21. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14 ou de 17 a

20, em que a caverna é configurada para armazenar um hidrocarboneto amortecedor dentro da caverna, em que o hidrocarboneto amortecedor é um nível de volume de hidrocarboneto de base para a caverna.

[00115] 22. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14 ou de 17 a

21, em que a caverna é configurada para aceitar diversas correntes diretamente a partir de diversos reservatórios de hidrocarboneto.

[00116] 23. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14 ou de 17 a

22, que inclui maquinário furo abaixo ou na caverna para a compressão ou reinjeção de uma corrente, em que o maquinário furo abaixo ou na caverna inclui

31/32 compressores ou bombas ou qualquer combinação destes.

[00117] 24. O sistema de qualquer um dos parágrafos de 9 a 14 ou de 17 a

23, em que o sistema inclui uma fonte de energia contínua fornecida por uma fonte superior, uma fonte de energia episódica fornecida por um navio ou navio tanque, uma fonte de energia fornecida por uma pressão diferencial entre locais de superfície ou quaisquer combinações destes.

[00118] 25. Método para coletar hidrocarbonetos, que inclui:

[00119] fluir uma corrente de hidrocarboneto a partir de um reservatório de hidrocarboneto diretamente para uma caverna;

[00120] realizar uma separação de fase da corrente de hidrocarboneto dentro da caverna para recuperar diversas correntes separadas, em que diversas correntes separadas incluem uma corrente de hidrocarboneto líquido, uma corrente de gás, uma corrente aquosa e uma corrente de sólidos e [00121] injetar uma quantidade da corrente de gás diretamente de volta no reservatório de hidrocarboneto em uma primeira vez;

[00122] injetar uma quantidade da corrente aquosa diretamente em um aquífero em uma segunda vez e [00123] enviar pelo menos uma porção de qualquer uma das diversas correntes separadas a um novo local de subsuperfície através de uma linha de subsuperfície.

[00124] 26. O método do parágrafo 25, em que o aquífero é fluidicamente ligado ao reservatório de hidrocarboneto.

[00125] 27. O método do parágrafo 25 ou 26, que inclui enviar pelo menos uma porção da corrente de hidrocarboneto líquido ou a corrente de gás ou ambas, a um local acima da superfície, em que o local acima da superfície inclui um sistema de transporte.

[00126] 28. O método de qualquer um dos parágrafos 25, 26 ou 27, em que enviar pelo menos uma porção de qualquer uma das diversas correntes separadas ao novo local de subsuperfície inclui enviar pelo menos uma porção da corrente aquosa ou a corrente de gás ou ambas, a uma outra caverna para a separação ou armazenamento adicionais ou qualquer combinação destes.

32/32 [00127] 29. Método de qualquer um dos parágrafos de 25 a 28, em que a corrente de hidrocarboneto líquido inclui óleo ou condensado.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para a produção de hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de que compreende:

formar uma caverna (102) usando mineração de solução;

fluir uma corrente (116) diretamente a partir de um reservatório de hidrocarboneto (122) para uma caverna sem atingira superfície (108);

realizar uma separação de fase da corrente dentro da caverna para formar uma fase aquosa (128) e uma fase orgânica (124);

fluir pelo menos uma porção (118) da fase orgânica, diretamente da caverna para um local de subsuperfície separado sem atingir a superfície; e descarregar pelo menos uma porção (114) da fase orgânica da caverna para uma superfície.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a realização da separação de fase da corrente dentro da caverna compreende separara corrente em hidrocarboneto líquido (126), água (128), gás (124) ou sólidos (130) ou quaisquer combinações destes.
3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende armazenar pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, dentro da caverna.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda fluir pelo menos uma porção (120) da fase aquosa em um aquífero (132), um corpo de água, uma formação de areia ou uma formação subterrânea ou quaisquer combinações destes.
5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que fluir pelo menos uma porção da fase orgânica diretamente da caverna para o local de subsuperfície compreende fluir pelo menos uma porção da fase orgânica em uma formação de areia ou uma formação subterrânea ou quaisquer combinações destes.

Petição 870190047139, de 20/05/2019, pág. 6/12

2/5
6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que descarregar pelo menos uma porção da fase orgânica da caverna à superfície compreende enviar pelo menos uma porção da fase orgânica a um sistema de transporte, em que o sistema de transporte (508) compreende um petroleiro, uma plataforma, um navio, um oleoduto ou quaisquer combinações destes.
7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna (102) a uma segunda caverna (302, 402, 404) sem atingir a superfície, em que a segunda caverna compreende um recipiente de armazenagem ou um recipiente de separação de estágio múltiplo ou ambos.
8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende fluir pelo menos uma porção da fase aquosa ou da fase orgânica ou ambas, diretamente da caverna a cada um de uma pluralidade de novos locais de sub-superfície sem atingir a superfície.
9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a caverna tem uma capacidade de pelo menos um milhão de barris.
10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a caverna é uma caverna de sal.
11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a caverna tem a forma cônica ou irregular.
12. Sistema para a produção de hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de que compreende:

uma caverna (102) formada por mineração de solução e configurada para afetar a separação de fase;

um reservatório de hidrocarboneto (122) ligado à caverna diretamente através de uma sub-superfície sem atingir a superfície;

um sistema de reinjeção (118) configurado para reinjetar uma corrente de gás no reservatório de hidrocarboneto da caverna diretamente através da sub-superfície sem atingir a superfície;

Petição 870190047139, de 20/05/2019, pág. 7/12

3/5 um sistema de injeção (120) configurado para injetar uma corrente aquosa da caverna em um aquífero (132) diretamente através da sub-superfície; e uma ligação (104) configurada para permitir descarregar pelo menos uma porção de uma fase orgânica da caverna a um sistema de transporte.
13. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o aquífero é fluidicamente ligado ao reservatório de hidrocarboneto.
14. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna compreende uma caverna de sal, uma caverna de carbonato ou qualquer outra caverna solúvel em água ou solúvel em ácido.
15. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna compreende um separador de fase subterrâneo para separar gás, hidrocarboneto líquido, água ou sólidos ou quaisquer combinações destes.
16. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna compreende qualquer um de uma pluralidade de formas, que compreende uma forma cilíndrica, uma forma cônica ou uma forma irregular.
17. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna compreende controles ativos para pressão e nível de fluido.
18. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que os controles ativos para pressão e nível de fluido compreende um detector de nível nucleônico, um transmissor de nível de célula por pressão diferencial (DP), um detector de nível ótico, um detector de nível de índice de refração ou uma medida de força com base em diafragma ou quaisquer combinações destes.
19. Sistema de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que os controles ativos para pressão e nível de fluido compreende bombas, válvulas e válvulas de verificação ou quaisquer combinações destes.
20. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o sistema é configurado para reduzir um requerimento de energia para a caverna por aumento ou diminuição de um nível de pressão dentro da caverna.
21. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende cavernas múltiplas (302, 402, 404) conectadas uma a

Petição 870190047139, de 20/05/2019, pág. 8/12

4/5 outra sem atingir a superfície, e em que cada caverna compreende um recipiente de separação de fase ou um recipiente de armazenagem ou ambos.
22. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende:

uma primeira caverna (102) configurada para criar uma primeira corrente separada e uma segunda caverna (302, 402, 404) fluidicamente ligada à primeira caverna sem atingir a superfície, em que a segunda caverna aceita a primeira corrente separada e cria uma segunda corrente separada (316, 318, 422, 424).
23. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o sistema de transporte compreende um oleoduto, uma plataforma, um petroleiro ou um navio ou quaisquer combinações destes.
24. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna é configurada para armazenar um hidrocarboneto amortecedor dentro da caverna, em que o hidrocarboneto amortecedor é um nível de volume de hidrocarboneto de base para a caverna.
25. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna é configurada para aceitar uma pluralidade de correntes diretamente de uma pluralidade de reservatórios de hidrocarboneto sem atingir a superfície.
26. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que compreende maquinário furo abaixo ou na caverna para a compressão ou reinjeção de uma corrente, em que o maquinário furo abaixo ou na caverna compreende compressores ou bombas ou qualquer combinação destes.
27. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende uma fonte de energia contínua fornecida por uma fonte superior, uma fonte de energia episódica fornecida por um navio ou petroleiro, uma fonte de energia fornecida por uma pressão diferencial entre locais de subsuperfície ou quaisquer combinações destes.
28. Sistema de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a caverna tem uma capacidade de pelo menos um milhão de barris.

Petição 870190047139, de 20/05/2019, pág. 9/12

5/5
29. Método para coletar hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de que compreende:

fluir uma corrente de hidrocarboneto (116) a partir de um reservatório de hidrocarboneto (122) diretamente para uma caverna (102) de sal formada por mineração de solução;

realizar uma separação de fase da corrente de hidrocarboneto dentro da caverna de sal para recuperar uma pluralidade de correntes separadas, em que a pluralidade de correntes separadas compreende uma corrente de hidrocarboneto líquido, uma corrente de gás, uma corrente aquosa e uma corrente de sólidos;

injetar uma quantidade (118) da corrente de gás diretamente de volta no reservatório de hidrocarboneto em uma primeira vez;

injetar uma quantidade (120) da corrente aquosa diretamente em um aquífero (132) em uma segunda vez; e enviar pelo menos uma porção de qualquer uma da pluralidade de correntes separadas a uma nova caverna (302, 402, 404) de subsuperfície separada através de uma linha de sub-superfície que não atinja a superfície.