BR112016017703A2 - Sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção - Google Patents
Sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção Download PDFInfo
- Publication number
- BR112016017703A2 BR112016017703A2 BR112016017703-7A BR112016017703A BR112016017703A2 BR 112016017703 A2 BR112016017703 A2 BR 112016017703A2 BR 112016017703 A BR112016017703 A BR 112016017703A BR 112016017703 A2 BR112016017703 A2 BR 112016017703A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- tube
- separator
- liquid
- evacuation
- pump
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
- E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/045—Breaking emulsions with coalescers
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Abstract
SISTEMA PARA TRATAMENTO DE UMA MISTURA A PARTIR DE UM POÇO DE PRODUÇÃO
A presente invenção se refere a um sistema (100) para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção (101), em que a dita mistura compreende um primeiro líquido aquoso e um segundo líquido oleoso, sendo que o sistema de tratamento compreende um tubo de extração (103) instalado no dito poço (101) e capaz de conduzir a dita mistura a partir do fundo do dito poço (101a), um separador (104) capaz de separar o primeiro líquido a partir do segundo líquido na dita mistura, sendo que uma primeira extremidade (106) do dito tubo é conectada ao separador, um primeiro meio de injeção (109) capaz de injetar um primeiro produto dentro do dito tubo (103), em que o dito primeiro produto é capaz de melhorar a floculação e a coalescência do segundo fluido na mistura. Qualquer diâmetro (d1, d2) do tubo entre a dita primeira extremidade (106) do tubo e uma segunda extremidade (107) do dito tubo se situa em um intervalo de 10% em volta de um diâmetro predeterminado.
Description
[0001] Esta invenção refere-se ao campo de tratamento de fluido extraído a partir de um poço operação, em particular, na hipótese em que esse fluido extraído contém uma mistura de água e óleo (isto é, água e hidrocarboneto).
[0002] A separação da água a partir do hidrocarboneto durante o funcionamento de um poço é um ponto importante de atenção na economia geral do funcionamento. De fato, na estrutura de muitos poços não convencionais, a porção aquosa do fluido trazida para cima a partir da zona de produção tem se tornado progressivamente maior.
[0003] Além disso, em particular, na estrutura de um poço que compreende uma bomba no fundo do poço, o fluido que sobe a partir do poço pode ser relativamente turbulento, e a emulsão de água e óleo pode ser substancial (isto é, o tamanho das gotas de óleo na água pode ser bastante fino), o que torna, como tal, qualquer separação posterior de óleo/água mais complexa.
[0004] Existe tal necessidade de propor um sistema para tratamento de fluido de produção a fim de simplificar a separação de água e óleo.
[0005] Esta invenção como tal otimiza a situação.
[0006] Para esse efeito, esta invenção propõe um sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção, sendo que a dita mistura compreende um primeiro líquido aquoso e um segundo líquido oleoso, o sistema para tratamento compreende: - um tubo de extração instalado no dito poço e que tem a capacidade de conduzir a dita mistura a partir de um fundo do dito poço, - um separador que tem a capacidade de separar o primeiro líquido a partir do segundo líquido na dita mistura, sendo que uma primeira extremidade do dito tubo é conectada ao separador, - um primeiro meio de injeção que tem a capacidade de injetar um primeiro produto no dito tubo, sendo que o dito primeiro produto tem a capacidade de melhorar a floculação e a coalescência do segundo fluido na mistura, 5/18
[0007] Qualquer diâmetro do tubo entre a dita primeira extremidade do tubo e uma segunda extremidade do dito tubo se situa em um intervalo de 10% ao redor de um diâmetro predeterminado.
[0008] Em uma modalidade particular, o separador pode compreender uma primeira evacuação para líquido aquoso, e em que o sistema compreende adicionalmente um bico que tem a capacidade de regular uma taxa de vazão de líquido que sai a partir da dita primeira evacuação.
[0009] Vantajosamente, o separador pode compreender uma segunda evacuação para líquido oleoso, e em que o sistema compreende adicionalmente um bico que tem a capacidade de regular uma taxa de vazão de líquido que sai a partir da dita segunda evacuação.
[0010] Além disso, a maior dimensão do separador pode ser cinco vezes menor que o diâmetro predeterminado.
[0011] Em uma modalidade da invenção, o sistema para tratamento pode compreender adicionalmente: - uma bomba de fundo, em que a dita bomba de fundo compreende uma entrada e uma saída, sendo que a segunda extremidade do dito tubo é conectada à saída da dita bomba de fundo, - um segundo meio de injeção que tem a capacidade de injetar um segundo produto ativo nas interfaces de água e óleo na mistura em uma zona localizada a montante da bomba de fundo em relação a uma circulação da dita mistura a partir da entrada da dita bomba de fundo para a saída da dita bomba de fundo.
[0012] Vantajosamente, o segundo meio de injeção pode ter a capacidade de injetar um terceiro produto antidepósito.
[0013] Em particular, a bomba de fundo pode ser uma bomba hidráulica ou uma bomba hidráulica centrífuga ou uma bomba elétrica.
[0014] Além disso, o diâmetro predeterminado pode ter a capacidade de maximizar, para uma dada taxa de vazão de mistura no dito tubo, um efeito de floculação e de coalescência do líquido oleoso da dita mistura no dito tubo.
6/18
[0015] Em uma modalidade particular da invenção, o separador pode compreender uma primeira evacuação para líquido aquoso, sendo que a dita evacuação é conectada a um reservatório subterrâneo.
[0016] O separador pode também compreender uma primeira evacuação para líquido aquoso, sendo que a dita evacuação é conectada a um reservatório subterrâneo, e uma bomba instalada na superfície pode ter a capacidade de pressurizar um líquido que sai a partir da dita evacuação para uma injeção do dito líquido que sai para o reservatório subterrâneo.
[0017] Como um suplemento ou como uma alternativa, o separador pode compreender uma primeira evacuação para líquido aquoso, sendo que a dita evacuação é conectada a um reservatório subterrâneo, a bomba de fundo pode ter a capacidade de pressurizar um líquido que sai a partir da dita evacuação para uma injeção do dito líquido que sai para o reservatório subterrâneo.
[0018] Por exemplo, o separador pode ser um separador ciclônico.
[0019] Em uma modalidade particular, o separador pode ser um separador ativo do qual uma velocidade de ativação é independente de uma velocidade da bomba de fundo.
[0020] Vantajosamente, o separador pode ser instalado na superfície ou no poço.
[0021] A distância entre uma cabeça de poço do dito poço e o separador pode ser menos do que 100 metros.
[0022] Em uma modalidade vantajosa, o primeiro meio de injeção pode ser posicionado de tal maneira que a injeção do primeiro produto seja realizada em um primeiro terço do tubo que compreende a segunda extremidade do dito tubo.
[0023] Por exemplo, o primeiro meio de injeção pode ser posicionado de tal maneira que a injeção do primeiro produto seja realizada em uma porção contínua do tubo que compreende a segunda extremidade do dito tubo, sendo que a dita porção contínua tem um comprimento menor do que 20 metros.
[0024] Outras características e vantagens da invenção se tornarão evidentes quando lida a seguinte descrição. O último é puramente para o propósito ilustrativo, 7/18 e deve ser lido em relação aos desenhos anexos em que: - a Figura 1 mostra uma modalidade particular de um sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção de acordo com a invenção.
[0025] A Figura 1 mostra uma modalidade particular de um sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção de acordo com a invenção.
[0026] Esse sistema 100 para tratamento é instalado em um poço de produção 101 perfurado de antemão.
[0027] Durante o funcionamento, o fluido de produção contido no reservatório infiltra no poço 101 no fundo do poço 101a e através das perfurações 102.
[0028] A fim de extrair o fluido de produção, é frequentemente útil instalar um tubo de extração 103 no poço. Esse tubo se estende a partir da superfície (isto é, a partir da cabeça de poço) para o fundo do poço 101a, ou pelo menos para uma distância em que o fluido de produção existe.
[0029] Por razões de segurança, e a fim de ter a capacidade de impedir qualquer elevação de fluido na porção anular 101b, é útil instalar uma vedação de isolamento 113 (ou obturador) na porção inferior do poço, que deixa, como tal, a única saída para o fluido, à cabeça de poço, o tubo de extração 103.
[0030] Se o poço for um poço eruptivo, não será necessário instalar uma bomba no fundo do poço a fim de auxiliar com a elevação do fluido de produção para a superfície. No caso em que o poço não é eruptivo (por exemplo, na maioria dos assim chamados poços “não convencionais”), é útil conectar ao tubo de extração (por exemplo, na sua extremidade de fundo 107) uma bomba 108. Essa bomba é chamada de “bomba de fundo”. A bomba 108 compreende uma entrada 108e e uma saída 108s.
[0031] Essa bomba pode ser, em particular, uma bomba hidráulica, uma bomba hidráulica centrífuga ou, ainda, uma bomba elétrica.
[0032] No mínimo, essa bomba é suficientemente potente para proporcionar a elevação do fluido a partir da zona de bombeamento (isto é, a partir da entrada da 8/18 bomba 108e) para a cabeça de poço.
[0033] Durante a elevação do fluido de produção de “água e óleo” no tubo de extração, esse fluido pode ter o aspecto de uma “emulsão”. Esse fenômeno é reforçado pelo uso de uma bomba de fundo. De fato, devido à turbulência induzida pela infiltração no poço, às cavitações, às modificações no fluxo e ao movimento da bomba, o óleo contido no líquido aquoso tende a formar gotículas de tamanho pequeno durante a elevação no tubo.
[0034] A fim de buscar separar o óleo a partir do resto do líquido, é, dessa forma, útil instalar um separador de “água e óleo” 104 nesse sistema. Esse separador 104 tem a capacidade de separar o óleo a partir do resto do segundo líquido na dita mistura (isto é, o fluido de produção). Esse separador 104 é conectado à extremidade de topo 106 do tubo de extração.
[0035] O separador 104 compreende uma evacuação 105 para o líquido não oleoso. Um bico 110 (isto é, uma válvula de fechamento) torna possível regular uma taxa de vazão do líquido que sai através dessa evacuação 105.
[0036] Essa evacuação 105 pode ser conectada a um reservatório subterrâneo 115 acessível, por exemplo, por meio de um poço de operação antigo 114 a fim de armazenar e evacuar esse líquido aquoso.
[0037] A pressão hidrostática da coluna de líquido aquoso pode ser suficiente para aplicar uma pressão que tem a capacidade de injetar esse líquido no reservatório 115. Entretanto, o reservatório 115 pode também exercer uma contrapressão excessiva e, como tal, bloquear a injeção do líquido nesse reservatório 115.
[0038] Logo, pode ser útil adicionar à linha 105 uma bomba de superfície 116 que torna possível pressurizar o líquido evacuado por meio dessa linha e com a capacidade de superar a contrapressão do reservatório 115.
[0039] Entretanto, essa pressurização não é necessariamente realizada com o uso de uma bomba de superfície: a bomba de fundo 108 pode também proporcionar essa pressurização na hipótese em que a mesma é suficientemente potente e dimensionada para uma injeção do líquido da linha 105 para o reservatório 9/18 subterrâneo 115.
[0040] De modo semelhante, esse separador 104 compreende uma evacuação 118 para líquido oleoso, dotada de um bico 111 que tem a capacidade de regular uma taxa de vazão de líquido evacuado por essa evacuação 118.
[0041] O ajuste da distribuição da extração entre a saída de óleo e a saída de água (através da abertura ou fechamento parcial dos bicos) torna possível simplesmente atingir uma qualidade de água com um alto grau de pureza: o risco de poluição por meio de reinjeção em um reservatório 115 é, portanto, grandemente limitado. Além disso, é possível instalar na linha de evacuação 105 um sensor de poluição que torna possível aquecer um agente ou interromper a injeção no caso da presença (possivelmente, traços) de óleo no líquido para ser reinjetado.
[0042] O separador 104 pode ser um separador ciclônico, por exemplo, colocado em rotação com o uso de um dispositivo compartilhado com a bomba 108 (por exemplo, o mesmo sistema hidráulico, o mesmo eixo de acionamento, etc.).
[0043] Entretanto, apesar de o separador poder ser um separador ativo, o mesmo pode ser útil para a velocidade de ativação do último (por exemplo, a velocidade de rotação de um filtro ciclônico ativo) para ser independente da velocidade de bombeamento da bomba de fundo (por exemplo, a velocidade de ativação que depende da densidade do óleo no líquido, não na taxa de vazão do líquido bombeado).
[0044] Além disso, apesar de a Figura 1 mostrar um separador 104 instalado além da cabeça de poço (isto é, na superfície), pode ser útil instalar o mesmo no poço a fim de proporcionar uma instalação dos mecanismos de segurança de poço padrão acima do separador. De fato, frequentemente, os dispositivos de segurança criam modificações no diâmetro que podem resultar em fluxos turbulentos no fluido de operação e, como tal, os mesmos podem perturbar/bloquear a separação posterior do óleo contido no fluido de operação.
[0045] Como tal, é vantajoso que o separador usado seja compacto a fim de ter a capacidade de ser introduzido sem dificuldade no poço: por exemplo, a maior dimensão (L) do separador 104 pode ser cinco vezes menor que do que o diâmetro 10/18 do tubo 103.
[0046] É por exemplo possível usar o separador Optisep compacto (US
7.462.274 B2). A compacidade desse dispositivo facilita sua resistência à pressão, simplifica a montagem e facilita as operações na cabeça de poço. Além disso, é possível regular o diâmetro de corte (isto é, o diâmetro além do qual as gotículas de óleo são separadas) por uma modificação da velocidade de rotação do separador.
[0047] Em qualquer caso, pode ser vantajoso para o separador para não ser excessivamente distante da cabeça de poço (por exemplo, 100m): - se o separador estiver no poço, isso torna possível impedir o separador de ficar demasiadamente próximo à bomba ou às zonas de turbulências do poço. Como tal, o sistema toma vantagem da coalescência e da floculação natural do óleo durante sua elevação no tubo 103; - se o separador estiver fora do poço, isso torna possível impedir um transporte horizontal do fluido não oleoso e, portanto, não necessário para a produção.
[0048] A fim de facilitar a separação do óleo e aumentar a eficácia do separador 104, o sistema compreende adicionalmente um tubo de injeção 109 que torna possível injetar um produto no tubo de extração 103 a fim de aprimorar a floculação e a coalescência do óleo no fluido de produção.
[0049] A floculação é o processo físico-químico durante o qual uma matéria suspensa em um líquido aglomera a fim de formar partículas maiores. O agente de floculação pode ser, por exemplo, íons de metal (ferro, alumínio) ou macromoléculas (polieletrólitos) a fim de favorecer a agregação.
[0050] A coalescência é um fenômeno pelo qual duas substâncias idênticas, porém, dispersas, tendem a se juntar. O fenômeno principal trazido à tona é que o material otimiza sua superfície sob a ação da tensão de superfície de tal maneira a atingir um mínimo de energia.
[0051] O tubo 109 é vantajosamente posicionado para proporcionar uma injeção no primeiro terço do fundo tubo do tubo 103 (isto é, o terço que compreende a extremidade 107 do tubo). Essa localização permite que o produto que otimiza a 11/18 floculação e a coalescência do óleo atue por um longo período de tempo durante a elevação do fluido de produção. Por exemplo, a injeção é realizada em uma altura h=20m acima da bomba ou a partir da extremidade de fundo do tubo 103.
[0052] Além disso, a fim de impedir qualquer efeito de turbulência no tubo que poderia ter um efeito no controle da floculação ou na coalescência, é vantajoso que nenhuma válvula ou estreitamento saia do tubo 103 entre a bomba e o separador
104. Para propósitos ilustrativos, pode ser vantajoso que o diâmetro (d 1 ou d2) do tubo 103 não se mova na direção oposta mais do que um determinado percentual (por exemplo, 5% ou 10%) ao redor de um diâmetro predeterminado sobre toda a altura do tubo (isto é, a partir da interface 106 para a interface 107). É também possível limitar a variação do tubo entre o menor diâmetro e o maior diâmetro sobre qualquer seção de deslize de um predeterminado comprimento (por exemplo, 1): como tal, sobre qualquer seção do tubo de comprimento 1, a diferença entre o menor diâmetro e o maior diâmetro não excede um determinado percentual do menor ou do maior diâmetro.
[0053] O diâmetro predeterminado pode ter a capacidade de maximizar, para uma dada taxa de vazão de mistura no dito tubo, um efeito de floculação e de coalescência. De fato, se o diâmetro for demasiadamente pequeno para uma dada taxa de vazão, a velocidade do fluido que se eleva no tubo 103 será substancial, e o atrito induzido nas paredes do tubo 103 poderá resultar em fluxos turbulentos que vão contra a floculação ou a coalescência. É, então, vantajoso determinar (algorítmica ou experimentalmente) um diâmetro que proporcione um fluxo em uma velocidade "baixa" no tubo, para uma dada taxa de vazão. Se, inversamente, o diâmetro for demasiadamente grande (e, portanto, se a velocidade do fluido for demasiadamente baixa), as partículas de óleo podem ter dificuldades para se encontrar, e, como tal, para se agrupar. Então, um compromisso pode ser encontrado em relação ao diâmetro a fim de maximizar o efeito de coalescência e de floculação do óleo: esse compromisso pode depender do fluido de produção e da taxa de vazão.
[0054] Vantajosamente, é possível fornecer uma linha de injeção 112 (que 12/18 passa, por exemplo, através da vedação 113) para uma injeção de um produto ativo nas interfaces de água e óleo (por exemplo, um tensoativo) e, possivelmente, um produto antidepósito em uma zona localizada a montante (101a) da bomba de fundo em relação à circulação (seta 117) do fluido de produção para a superfície.
[0055] Essa injeção antes da bomba proporciona uma mistura eficaz desse produto com o fluido de produção e torna possível maximizar a separação subsequente.
[0056] Foi observado experimentalmente que injetar esse segundo produto a jusante da bomba não tornou possível atingir uma boa separação.
[0057] Além disso, injetar o produto que otimiza a floculação e a coalescência a montante da bomba (se o mesmo for usado no sistema) não é tão bom quanto injetar a jusante conforme mostrado na Figura 1.
[0058] Certamente, esta invenção não se limita às modalidades anteriormente descritas no presente documento como exemplos; a mesma se estende para outras alternativas.
[0059] Outras modalidades são possíveis.
13/18
Claims (18)
1. Sistema (100) para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção (101), em que a dita mistura compreende um primeiro líquido aquoso e um segundo líquido oleoso, sendo que o sistema para tratamento é caracterizado pelo fato de que compreende: - um tubo de extração (103) instalado no dito poço (101) e que tem a capacidade de conduzir a dita mistura a partir de um fundo do dito poço (101a), - um separador (104) que tem a capacidade de separar o primeiro líquido do segundo líquido na dita mistura, sendo que uma primeira extremidade (106) do dito tubo é conectada ao separador, - um primeiro meio de injeção (109) que tem a capacidade de injetar um primeiro produto dentro do dito tubo (103), em que o dito primeiro produto tem a capacidade de melhorar a floculação e a coalescência do segundo fluido na mistura, em que, qualquer diâmetro (d1, d2) do tubo entre a dita primeira extremidade (106) do tubo e uma segunda extremidade (107) do dito tubo se situa em um intervalo de 10% em volta de um diâmetro predeterminado.
2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o separador (104) compreende uma primeira evacuação (105) para líquido aquoso, e em que o sistema compreende adicionalmente um bico (110) que tem a capacidade de regular uma taxa de vazão de líquido que sai a partir da dita primeira evacuação.
3. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o separador compreende uma segunda evacuação (118) para líquido oleoso, e em que o sistema compreende adicionalmente um bico (111) que tem a capacidade de regular uma taxa de vazão de líquido que sai a partir da dita segunda evacuação.
4. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que uma dimensão maior (L) do separador (104) é cinco vezes menor do que o diâmetro predeterminado.
5. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4,
caracterizado pelo fato de que o sistema para tratamento compreende adicionalmente: - uma bomba de fundo (108), sendo que a dita bomba de fundo compreende uma entrada (108e) e uma saída (108s), em que a segunda extremidade (107) do dito tubo é conectada à saída (108s) da dita bomba de fundo, - um segundo meio de injeção (112) que tem a capacidade de injetar um segundo produto ativo nas interfaces de água e óleo na mistura em uma zona localizada a montante (101a) da bomba de fundo em relação a uma circulação da dita mistura a partir da entrada da dita bomba de fundo para a saída da dita bomba de fundo.
6. Sistema, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o segundo meio de injeção tem a capacidade de injetar um terceiro produto antidepósito.
7. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 6, caracterizado pelo fato de que a bomba de fundo é uma bomba hidráulica ou uma bomba hidráulica centrífuga ou uma bomba elétrica.
8. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o diâmetro predeterminado tem a capacidade de maximizar, para uma dada taxa de vazão de mistura no dito tubo, um efeito de floculação e de coalescência do líquido oleoso da dita mistura no dito tubo.
9. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o separador compreende uma primeira evacuação para líquido aquoso, sendo que a dita evacuação é conectada a um reservatório subterrâneo (115).
10. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o separador compreende uma primeira evacuação para líquido aquoso, sendo que a dita evacuação é conectada a um reservatório subterrâneo (115), e em que uma bomba instalada (116) sobre a superfície tem a capacidade de pressurizar um líquido que sai a partir da dita evacuação para uma injeção do dito líquido que sai para dentro do reservatório subterrâneo.
11. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 5 a 8, caracterizado pelo fato de que o separador compreende uma primeira evacuação para líquido aquoso, sendo que a dita evacuação é conectada a um reservatório subterrâneo (115), e em que a bomba de fundo (108) tem a capacidade de pressurizar um líquido que sai a partir da dita evacuação para uma injeção do dito líquido que sai para dentro do reservatório subterrâneo.
12. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que o separador é um separador ciclônico.
13. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que o separador é um separador ativo do qual uma velocidade de ativação é independente de uma velocidade da bomba de fundo.
14. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o separador é instalado sobre a superfície.
15. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que o separador é instalado no poço (101).
16. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que uma distância entre uma cabeça de poço do dito poço e o separador é de menos do que 100 metros.
17. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado pelo fato de que o primeiro meio de injeção é posicionado de forma que a injeção do primeiro produto seja realizada em um primeiro terço do tubo, que compreende a segunda extremidade do dito tubo.
18. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 17, caracterizado pelo fato de que o primeiro meio de injeção é posicionado de forma que a injeção do primeiro produto seja realizada em uma porção contínua do tubo que compreende a segunda extremidade do dito tubo, em que a porção contínua tem um comprimento (h) de menos do que 20 metros.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EPEP14290014.1 | 2014-01-30 | ||
| EP14290014 | 2014-01-30 | ||
| PCT/FR2015/050225 WO2015114275A2 (fr) | 2014-01-30 | 2015-01-30 | Systeme de traitement d'un melange issu d'un puits de production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR112016017703A2 true BR112016017703A2 (pt) | 2020-11-17 |
Family
ID=50101838
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR112016017703-7A BR112016017703A2 (pt) | 2014-01-30 | 2015-01-30 | Sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10900340B2 (pt) |
| EP (1) | EP3102783A2 (pt) |
| BR (1) | BR112016017703A2 (pt) |
| WO (1) | WO2015114275A2 (pt) |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2335376B (en) * | 1998-02-13 | 2002-03-06 | Framo Eng As | Downhole apparatus and method for separating water from an oil mixture |
| US6336504B1 (en) * | 2000-03-03 | 2002-01-08 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole separation and injection of produced water in naturally flowing or gas-lifted hydrocarbon wells |
| NO316837B1 (no) * | 2001-10-17 | 2004-05-24 | Norsk Hydro As | Anordning for separasjon av fluider |
| US7462274B2 (en) | 2004-07-01 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid separator with smart surface |
| US7530392B2 (en) * | 2005-12-20 | 2009-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates |
| GB2435436B (en) | 2006-02-25 | 2009-08-26 | Cooper Cameron Corp | Method and apparatus for fluid separation |
| US7806186B2 (en) | 2007-12-14 | 2010-10-05 | Baker Hughes Incorporated | Submersible pump with surfactant injection |
| FR2976031B1 (fr) * | 2011-06-01 | 2014-05-09 | IFP Energies Nouvelles | Procede de transport d'un liquide avec agents reducteurs de trainee en conditions de degradations mecanique limitee |
| US20130082010A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | Tank dewatering sensing and valve control method and apparatus |
-
2015
- 2015-01-30 WO PCT/FR2015/050225 patent/WO2015114275A2/fr active Application Filing
- 2015-01-30 EP EP15707165.5A patent/EP3102783A2/fr not_active Withdrawn
- 2015-01-30 US US15/115,849 patent/US10900340B2/en active Active
- 2015-01-30 BR BR112016017703-7A patent/BR112016017703A2/pt active Search and Examination
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US10900340B2 (en) | 2021-01-26 |
| WO2015114275A3 (fr) | 2015-11-05 |
| WO2015114275A2 (fr) | 2015-08-06 |
| EP3102783A2 (fr) | 2016-12-14 |
| US20170009564A1 (en) | 2017-01-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3084947C (en) | Inflow control device and system having inflow control device | |
| AU2013330449B2 (en) | Multiphase separation system | |
| US20220396502A1 (en) | Bubble size monitoring and control | |
| DK179810B1 (en) | MULTIPHASE SEPARATION SYSTEM | |
| Zhao et al. | Experimental study on the separation performance of air-injected de-oil hydrocyclones | |
| BR112016017703A2 (pt) | Sistema para tratamento de uma mistura a partir de um poço de produção | |
| US11441403B2 (en) | Method of improving production in steam assisted gravity drainage operations | |
| RU2708430C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненной газовой или газоконденсатной скважины | |
| BR112015002575A8 (pt) | processamento submarino. | |
| US20220212964A1 (en) | Water treatment for injection in hydrocarbon recovery | |
| Abubakar et al. | Effect of water-soluble drag-reducing polymer on flow patterns and pressure gradients of oil/water flow in horizontal and upward-inclined pipes | |
| RU2498050C2 (ru) | Способ добычи метана из придонных залежей твердых гидратов | |
| CN104818966A (zh) | 一种采收井 | |
| CN204571961U (zh) | 带有化学药剂注入功能的海上大排量井下油水分离装置 | |
| BR102020012928A2 (pt) | Duto siamês | |
| RU2538181C1 (ru) | Погружной струйный насос | |
| CN104775793A (zh) | 一种采油装置 | |
| CN104832147A (zh) | 一种油藏采收器 | |
| Saracheva et al. | Bypassing annular gas by means of jet device in oil wells with electric submersible pumping units | |
| Zhang et al. | Shear Effects on Phase Inversion in Oil-Water Flow | |
| Yan et al. | The Numerical Simulation Research of Spiral Solid-Liquid Separators | |
| Yan et al. | Design and Optimization of Downhole Oil-water Separation System for High Volume in Oil Recovery | |
| BR112021011677A2 (pt) | Prevenção do ponto de derramamento no processamento e transporte de óleo/água | |
| KR20170052227A (ko) | 해저의 유수분리를 이용한 중질오일 생산 시스템 | |
| BRPI0805282A2 (pt) | dispositivo ciclÈnico gerador de escoamento anular |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
| B350 | Update of information on the portal [chapter 15.35 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B11D | Dismissal acc. art. 38, par 2 of ipl - failure to pay fee after grant in time |