BR112017004686B1

BR112017004686B1 - Método para produzir pelo menos um poço submarino e sistema de bombeamento de poço submarino

Info

Publication number: BR112017004686B1
Application number: BR112017004686-5A
Authority: BR
Inventors: Mr. Lance Portman
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2014-09-19
Filing date: 2015-08-13
Publication date: 2022-03-29
Also published as: CA2961469A1; CA2961469C; GB201705934D0; NO342961B1; BR112017004686A2; GB2546663A; US9181786B1; NO20170508A1; WO2016043877A1; GB2546663B

Abstract

Trata-se de um método e sistema para produzir um poço submarino que inclui instalar uma bomba e um separador de gás e líquido em um leito do mar. O sistema faz com que o fluido de poço flua poço acima até a bomba, intensificando a pressão do fluido de poço. O sistema faz com que o fluido de poço flua a partir da bomba para o separador de gás e líquido e separa o gás do fluido de poço. A corrente de líquido flui duto de fluxo acima para uma instalação de produção remota. A corrente de gás é injetada de novo no poço em uma profundidade selecionada para misturar com o fluido de poço que flui poço acima. A injeção de gás cria um sistema de elevação a gás que alivia a pressão hidrostática do fluido de poço no poço.

Description

Referência cruzada aos pedidos relacionados

[0001] Este pedido reivindica o benefício sobre o Pedido no US 14/491593, depositado em 19 de setembro de 2014, que é incorporado ao presente documento, em sua totalidade, a título de referência. Antecedentes

[0002] Esta revelação refere-se, em geral, a poços submarinos e, em particular, a uma bomba de reforço de leito do mar e separador de gás para direcionar uma corrente de líquido do poço para a superfície e reinjetar gás em um poço para elevação a gás.

[0003] Os poços de hidrocarboneto submarinos em águas profundas têm, inicialmente, pressão natural ou em reservatório suficiente para fazer com que os fluidos de poço fluam para uma cabeça de poço no leito do mar, mais para cima de um riser ou duto de fluxo para uma instalação de processamento na superfície do mar. A pressão em reservatório diminui com o tempo e, eventualmente, se torna inadequada para elevar o fluido de poço até a instalação de processamento de superfície, que pode estar a centenas de pés acima do leito do mar. Muito embora o poço possa ter pressão suficiente para elevar a coluna até o leito do mar, a mesma pode ter sido fechada dentro a menos que algum tipo de elevação artificial seja empregado.

[0004] As bombas de poço submersíveis são comumente usadas em poços baseados em terra para bombear o fluido de poço para a cabeça de poço quando a pressão em reservatório for inadequada. Um tipo de bomba de poço submersível é uma bomba elétrica submersível (ESP), que emprega, normalmente, um motor elétrico trifásico para acionar uma bomba centrífuga. Na maioria das instalações, a ESP é sustentada em uma coluna de tubulação de produção que se estende no poço. As ESPs têm capacidade de não apenas elevar a coluna de fluido de poço para a cabeça de poço, mas, caso instalada em um poço submarino, também acima de um riser ou duto de fluxo até uma instalação de produção. No entanto, as ESPs têm que ser puxadas do poço de tempos em tempos para manutenção ou substituição. Em águas profundas, o puxamento de uma ESP a partir de um poço submarino é muito caro. Normalmente, uma sonda semissubmersível é necessária para puxar a tubulação de produção e a ESP de um poço. Consequentemente, os operadores são relutantes a instalar ESPs em poços submarinos em águas profundas.

[0005] As bombas de leito do mar foram propostas para reforçar a pressão do fluido de poço que flui para fora da cabeça de poço. Uma bomba de leito do mar eleva a coluna de fluido de poço do leito do mar até uma instalação de produção na superfície. No entanto, as bombas de leito do mar também são um tanto caras se instaladas em águas profundas.

[0006] Tanto dos poços baseados em terra quanto os submarinos usaram uma técnica conhecida como elevação a gás para intensificar a produção de um poço. Em uma técnica, um mandril de elevação a gás será preso na tubulação de produção. O mandril de elevação a gás tem uma porta que leva do espaço anular de tubulação circundando a tubulação de produção até o interior da tubulação de produção. Uma válvula de retenção pode ser abaixada em um cabo de aço através da tubulação e instalada no mandril de elevação a gás. O operador bombeia gás comprimido no espaço anular de tubulação, que flui através da válvula de retenção na coluna de fluido de poço na tubulação de produção. O gás injetado alivia a coluna de fluido de poço na tubulação, facilitando o fluxo para a cabeça de poço. Uma desvantagem da elevação a gás submarina é a exigência de uma fonte de gás e um compressor para injetar o gás no espaço anular de tubulação. Em águas profundas, a fonte de gás e o compressor precisariam, igualmente, estar localizados no leito do mar. O custo pode ser muito grande para poços offshore profundos.

Sumário

[0007] Um método para produzir um poço submarino inclui instalar uma bomba e um separador de gás e líquido em um leito do mar. Uma descarga da bomba se conecta a uma entrada do separador. O método inclui fazer com que um fluido de poço flua poço acima, e sendo que o separador separa gás de líquido. O líquido separado flui a partir do separador para uma instalação de produção remota. O gás separado é injetado em uma profundidade selecionada no mesmo poço ou em um outro poço e no fluido de poço que flui poço acima para servir como uma elevação a gás.

[0008] O poço emprega a tubulação de produção que pode ter uma porta localizada na profundidade selecionada. O gás injetado flui para a porta na tubulação de produção. A porta pode estar em um mandril de elevação a gás que contém uma válvula de retenção. O gás é injetado no espaço anular da tubulação de produção circundando a tubulação de produção.

[0009] Alternativamente, se a tubulação de produção não tiver um mandril de elevação a gás, o operador pode abaixar um duto de injeção na tubulação de produção até a profundidade selecionada. O gás é injetado no duto de injeção.

[00010] A bomba pode ser uma bomba elétrica submersível instalada em uma ligação direta de duto de fluxo no leito do mar. Se for o caso, o separador de gás é instalado no leito do mar fora da ligação direta de duto de fluxo. A ligação direta de duto de fluxo é recuperável com a bomba no lado de dentro.

[00011] O método pode incluir captar uma razão de gás para líquido no fluido de poço que flui para a bomba. O sistema pode injetar gás a partir de uma instalação de armazenamento no poço caso a razão devido ao gás naturalmente produzido inadequado seja menor que uma quantidade desejada.

[00012] O sistema pode incluir uma pluralidade de poços submarinos que é conectada a uma válvula de distribuição. O fluido de poço flui a partir de cada um dos poços para a válvula de distribuição, e a partir da válvula de distribuição para a bomba. O sistema injeta pelo menos alguma porção do gás separado pelo separador em pelo menos um dos poços.

Breve descrição das figuras

[00013] A presente tecnologia será mais bem compreendida com a leitura da descrição detalhada a seguir das modalidades não limitantes da mesma e com a análise dos desenhos anexos, nos quais:

[00014] A Figura 1 é uma vista esquemática de uma modalidade de um sistema de bombeamento de poço submarino de acordo com esta revelação.

[00015] A Figura 2 é uma vista esquemática de um modo alternativo à Figura 1 de injetar gás no poço da Figura 1, empregando um tubo de injeção de gás ao invés de um mandril de elevação a gás.

[00016] A Figura 3 é uma vista esquemática de um sistema de bombeamento de poço submarino alternativo ao sistema da Figura 1, empregando um abastecimento externo de gás para injeção.

[00017] A Figura 4 é uma vista esquemática de uma alternativa para o sistema de bombeamento de poço submarino da Figura 1, mostrando a injeção de gás em múltiplos poços por um único sistema de bombeamento.

[00018] A Figura 5 é uma vista esquemática de uma alternativa para a bomba multifásica da Figura 1, mostrando uma bomba elétrica submersível instalada em uma ligação direta de duto de fluxo.

Descrição detalhada

[00019] Os aspectos, recursos e vantagens anteriormente mencionados da presente tecnologia serão observados adicionalmente quando considerados com referência à descrição a seguir das modalidades preferenciais e dos desenhos anexos, em que as referências numéricas semelhantes representam elementos semelhantes. Na descrição das modalidades preferenciais da tecnologia ilustrada nos desenhos anexos, a terminologia específica será usada por questões de clareza. No entanto, deve-se compreender que a terminologia específica não é limitante e que cada termo específico inclui equivalentes que operam de uma maneira semelhante para alcançar um propósito semelhante.

[00020] Com referência à Figura 1, o poço revestido 11 tem aberturas, como perfurações 13 para admitir o fluido de poço. O poço revestido 11 pode ser vertical, conforme mostrado, ou o mesmo pode ser inclinado ou ter uma seção horizontal. Uma coluna de tubulação de produção 15 se estende no poço revestido 11. Um packer 17 pode ser empregado acima das perfurações 13 para isolar a extremidade aberta inferior da tubulação de produção 15 do poço revestido 11 acima do packer 17. Na Figura 1, o poço revestido 11 é disposto para uma operação de elevação a gás e tem um mandril de elevação a gás 19, que também pode ser chamado de um mandril de acesso lateral, preso na tubulação de produção 15 acima do packer 17. O mandril de elevação a gás 19 é um dispositivo convencional que tem uma válvula de retenção 21 que é normalmente recuperável e instalável em um cabo de aço (não mostrado) abaixado na tubulação de produção 15. A válvula de retenção 21 está localizada dentro de uma porta na tubulação de produção 21 que tem um lado de entrada em comunicação com um espaço anular 23 que circunda a tubulação de produção 15. Um lado de saída da válvula de retenção 21 está em comunicação fluida com o interior da tubulação de produção 15. O mandril de elevação a gás 19 está localizado em uma profundidade selecionada no poço revestido 11, que pode ser apenas alguns pés acima do packer 17.

[00021] Uma árvore de produção 25 localizada na extremidade superior do poço revestido 11 sustenta a tubulação de produção 15. A árvore 25 estará localizada no leito do mar 27 ou próximo dele. A árvore 25 tem uma saída 29 para descarregar fluido de poço que flui tubulação 15 acima.

[00022] A saída de árvore 29 leva a uma bomba 31 com capacidade de bombear fluido de poço que contém líquido e uma porcentagem significativa de gás, possivelmente 40 por cento ou mais. A bomba 31 também está localizada no leito do mar 27 ou próximo do mesmo, e pode ser uma bomba multifásica de um tipo muito grande em diâmetro para ser instalada no poço revestido 11.

[00023] A descarga da bomba 31 se conecta à entrada de um separador de gás e líquido 35, também localizado no leito do mar 27 ou próximo do mesmo. O separador 35 pode ser um tipo convencional que não tem partes móveis e separa gás e líquido com o uso de uma estrutura de vórtice ou gravidade ou ambos. O separador 35 tem uma saída com densidade maior ou de líquido 37 que descarrega uma corrente com densidade maior que contém, predominantemente, líquido. O separador 35 tem uma saída com densidade menor ou de gás 39 que descarrega, predominantemente, gás. De preferência, as pressões em fluxo na saída de densidade maior 37 e na saída de densidade menor 39 são substancialmente as mesmas. A saída de densidade maior 37 se conecta a um riser ou duto de fluxo 38 que se estende até um processador de fluido de poço remoto 41, que pode estar em uma embarcação de produção 43 na superfície do mar 45. A saída de densidade menor 39 se conecta a um duto de injeção no leito do mar 47 que se estende para trás da árvore 25. O duto de injeção no leito do mar 47 está em comunicação fluida com o espaço anular do poço 23.

[00024] Vários sensores 46 estão na entrada da bomba 31 para captar os parâmetros de fluido como a pressão, temperatura e/ou taxa de fluxo de fluido de poço em fluxo. Um controlador 48, normalmente na embarcação de produção 43, está em comunicação elétrica com os sensores 46. Um estrangulador ou válvula 50 na saída com densidade baixa 39 é controlada pelo controlador 48 para alterar a área de fluxo através do duto de injeção 47. Um estrangulador ou válvula (não mostrado) também poderia estar localizado na saída de densidade maior 37 do separador de gás 35. Os vários estranguladores e válvulas podem ser fixos ou variáveis para controlar a quantidade de gás que é reinjetada no poço revestido 11. O controlador 48 pode controlar, opcionalmente, a velocidade da bomba 31.

[00025] Na operação da modalidade da Figura 1, o fluido de poço que flui a partir das perfurações 13 pode compreender um fluxo misturado de líquido e gás. A bomba 31 aumenta a pressão de fluido de poço que flui a partir da saída de árvore 29 e entrega o fluido de poço em uma pressão maior para o separador 35. O separador 35 separa pelo menos uma porção do gás do fluido de poço e entrega o fluido com densidade maior de poço fora da saída de densidade maior 37 para o duto de fluxo 38. Uma bomba adicional a jusante do separador 35 para bombear o fluido com densidade maior duto de fluxo 38 acima não é necessária. O separador 35 entrega a corrente com densidade menor da saída de densidade menor 39 para o duto de injeção no leito do mar 47. O fluido com densidade menor, predominantemente, gás, flui espaço anular 23 abaixo, entra na válvula de retenção 21 de mandril de elevação a gás 19 e flui para o interior da tubulação de produção 15. O fluido com densidade menor misturado com o fluido de poço que flui a partir das perfurações 13, alivia o peso da coluna de fluido de poço na tubulação de produção 15. A carga hidrostática reduzida da coluna de fluido de poço na tubulação 15 acima do mandril de elevação a gás 19 facilita o fluxo de fluido de poço tubulação de produção 15 acima.

[00026] Com base na pressão captada pelos sensores 46, o controlador 48 pode aumentar ou diminuir a abertura do estrangulador 50. O controlador 48 pode incluir também a velocidade da bomba de acionamento de motor 31. Por exemplo, se a pressão captada pelos sensores 46 diminuir, o controlador 48 pode aumentar a velocidade da bomba 31 ou aumentar a abertura do estrangulador 50. Essa ação aumentaria a razão de gás no poço, fazendo com que a pressão de admissão da bomba 31 aumente. É provável que mais sensores e controles sejam necessários.

[00027] O gás produzido pelo poço revestido 11 pode permanecer em um circuito essencialmente fechado, com um pouco do mesmo fluindo duto de fluxo 38 acima. Em geral, a razão de gás que sai das perfurações 13 é a mesma que a razão de gás que sai do separador de gás saída de densidade maior 37 para o duto de fluxo 38.

[00028] Alguns poços submarinos não têm um mandril de elevação a gás 19 na tubulação de produção 15. Com referência à Figura 2, em cujo evento um tubo de injeção de gás 49 pode ser inserido na tubulação de produção 15. Os componentes nas Figuras 2 a 6 que são essencialmente as mesmas que na Figura 1 têm as mesmas referências numéricas. O tubo de injeção de gás 49 tem uma extremidade inferior em uma profundidade selecionada na tubulação de produção 15, que pode ser uma distância curta acima do packer 17. O tubo de injeção de gás 49 pode compreender tubulação em espiral. A extremidade superior do tubo de injeção de gás 49 será sustentada na árvore de produção 25 (Figura 1) em comunicação fluida com o duto de injeção de gás no leito do mar 47 (Figura 1). A modalidade da Figura 2 opera da mesma maneira que a modalidade da Figura 1. Na modalidade da Figura 2, o gás não é injetado no espaço anular de tubulação 23.

[00029] Na Figura 3, os sensores 51 na saída de árvore 29 ou outros locais submarinos monitoram o teor de gás no fluido de poço que flui tubulação de produção 15 acima. Os sensores 51, que podem inclui sensores de pressão e temperatura, fornecem leituras para um controlador 53, que pode estar localizado na embarcação de produção 43. Um compressor 55, que também pode estar localizado na embarcação de produção 43 ou no leito do mar e controlado pelo controlador 53, entrega gás comprimido por meio de um duto de fluxo de gás 57 para a árvore 25. Alternativamente, um tanque submarino ou acumulador (não mostrado) pode ser empregado no leito do mar para armazenar e injetar gás no espaço anular 23. O gás não precisa ser gás natural ou de produção produzido por meio de perfurações 13. Ao invés disso, o gás poderia ser um gás de não produção como nitrogênio.

[00030] O gás fluirá a partir do mandril de elevação a gás 19 para a tubulação de produção 15 quando os sensores 51 determinarem que a quantidade de gás que entra na bomba 31 é inadequada para manter a elevação a gás desejada. O separador 35 irá separar o gás do fluido de poço que é bombeado pela bomba 31 e entregar o gás para o duto de injeção no leito do mar 47 da mesma maneira que na Figura 1. Um estrangulador ou válvula (não mostrada) no duto de injeção 47 também podem ser controlados pelo controlador 53. A modalidade da Figura 3 poderia, alternativamente, usar um tubo de injeção de gás na tubulação 15, conforme mostrado na Figura 2, ao invés de um mandril de elevação a gás 19.

[00031] Mais de um poço revestido 11 poderia entregar fluido de poço que contém gás injetado para a bomba 31. Na Figura 4, uma pluralidade de poços 59, 61 (dois mostrados) são conectados a uma válvula de distribuição no leito do mar 63. A válvula de distribuição 63 combina os fluxos de fluido de poço de poços 59, 61 e entrega o fluxo de fluido de poço combinado para a bomba 31. A bomba 31 aplica pressão ao fluido de poço e entrega o fluido de poço com pressão elevada para o separador 35. O separador 35 separa pelo menos parte do gás do fluido de poço com pressão elevada e direciona o gás separado para separar dutos de injeção de gás no leito do mar 65, 67 que levam aos poços 59, 61, respectivamente. Os sensores 68 monitoram a razão entre gás e líquido em cada saída de árvore 29, e um controlador (não mostrado) controla a quantidade de gás separado que flui de volta através de cada duto de injeção de gás no leito do mar 65, 67. A quantidade de gás que flui através de cada duto de injeção de gás no leito do mar 65, 67 pode diferir. O gás pode ser, opcionalmente, recirculado de volta para apenas um dos poços 59, 61. A modalidade de múltiplos poços da Figura 4 poderia ser empregada com todas as outras modalidades.

[00032] Alternativamente, um ou mais dos poços 59, 61 da modalidade da Figura 4 poderiam ser, completamente, não produtores de gás. Por exemplo, o poço 61 poderia ser não produtor de gás enquanto o poço 59 produz mais gás do que o suficiente para o poço de elevação a gás 59. O separador 35 injetaria no poço 61 uma porção do gás produzido pelo poço 59 e, caso necessário, reinjetaria uma porção do gás separado no poço 59. Possivelmente, a elevação a gás do poço 59 pode não ser necessária, então, apenas a injeção pode ser no poço 61.

[00033] Com referência à modalidade da Figura 5, uma ligação direta de duto de fluxo 83 conecta a árvore 25 a uma válvula de distribuição ou ao separador de gás e líquido 35. A ligação direta de duto de fluxo 83 tem um comprimento dimensionado para o espaçamento entre a árvore 25 e o separador 35. A ligação direta de duto de fluxo 83 tem uma extremidade a montante ou entrada 85 e uma extremidade a jusante ou saída 87. Os conectores 89 conectam a entrada de ligação direta 85 à saída de árvore 29 e a saída de ligação direta 87 à entrada 90 do separador 35. A entrada 85 e a saída 87 de ligação direta são ilustradas para ter pernas voltadas para baixo para a conexão à saída de árvore 29 voltada para cima e a entrada do separador 90; no entanto, as mesmas poderiam ser orientadas horizontalmente.

[00034] A ligação direta de duto de fluxo 83 inclui uma câmara horizontal alongada 91 que contém uma bomba elétrica submersível (ESP) 93. A ESP 93 reforça a pressão do fluido de poço que flui a partir da árvore 25 e entrega o fluido em uma pressão elevada para o separador 35. A ESP 93 tem um motor elétrico 95 que é tipicamente um motor de CA trifásico. O motor 95 é cheio com um lubrificante dielétrico para lubrificar e resfriar. Uma seção de vedação 97 se conecta ao motor 95 para vedar o lubrificante dentro do motor 95 e reduz uma diferença de pressão entre o fluido de poço pressão na câmara 91 e a pressão de lubrificante.

[00035] Uma bomba giratória 99 acionada pelo motor 95 se conecta à seção de vedação 97. A bomba 99 pode ser uma bomba centrífuga que tem um grande número de estágios, sendo que cada estágio tem um propulsor e um difusor. Cada estágio é, de preferência, um tipo de fluxo misturado, que faz com que o fluido de poço flua tanto radial quanto axialmente à medida que o mesmo flui através da bomba 99. Os estágios são projetados para acomodar uma quantidade considerável de gás no fluido de poço, como até 40%. A bomba 99 tem uma admissão 101 que está em comunicação de fluido com o fluido de poço que flui para a câmara 91 a partir da árvore 25. A bomba 99 tem uma descarga 103 que é isolada da pressão de fluido de poço na câmara 91 no exterior da ESP 93.

[00036] Na operação da modalidade da Figura 5, o fluido de poço flui a partir da árvore 25 para a câmara 91 em uma pressão positiva. O fluido de poço flui além do motor 95 para a admissão da bomba 101. A bomba 99 aumenta a pressão do fluido de poço em relação à pressão na entrada de ligação direta 85. A bomba 99 descarrega o fluido de poço com pressão elevada no separador 35, que separa gás de líquido, e opera da mesma maneira que nas outras modalidades.

[00037] Para a manutenção ou substituição de ESP 93, a ligação direta de duto de fluxo 83 é recuperável enquanto a ESP 93 permanece no lado de dentro. As ligações diretas de duto de fluxo 83 adicionais (não mostradas) que contêm ESPs 93 poderiam estar localizadas em paralelo com a ligação direta de duto de fluxo 83, para que uma ESP 93 possa continuar operando enquanto a outra é recuperada. Opcionalmente, um separador de gás e líquido giratório acionado pelo motor 95 poderia estar localizado dentro da ligação direta de duto de fluxo 83 em vez do separador 35 no exterior. Embora a tecnologia no presente documento tenha sido descrita com referência às modalidades específicas, pode-se compreender que essas modalidades são meramente ilustravas dos princípios e aplicações da presente tecnologia. Deve-se, portanto, compreender que inúmeras modificações podem ser feitas às modalidades ilustrativas e que outras disposições podem ser concebidas a partir do espírito e do escopo da presente tecnologia.

Claims

1. Método para produzir pelo menos um poço submarino (11), compreendendo: instalar uma bomba (13) e um separador de gás e líquido (35) em um leito do mar (27), caracterizado pelo fato de: conectar uma descarga da bomba para uma admissão do separador de gás e líquido; fazer com que um fluido de poço flua poço acima até a bomba (31), e aumentar uma pressão do fluido de poço com a bomba; fazer com que o fluido de poço flua a partir da bomba (31) para o separador de gás e líquido (35) e separar o gás do fluido de poço, criando uma corrente de fluido com densidade maior (37) e uma corrente de fluido com densidade menor (39), sendo que ambas as correntes estão em uma mesma pressão elevada; fazer com que a corrente de fluido com densidade maior (37) flua para uma instalação de produção remota (43); injetar a corrente de fluido com densidade menor (39) em uma profundidade selecionada no poço (11) no fluido de poço que flui poço acima; captar uma pressão de admissão do fluido de poço que flui para a bomba (31); e com um controlador (48) e em resposta à pressão de admissão captada, controlar uma quantidade da corrente de fluido com densidade menor (39) que é injetada no poço (11).

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: montar um estrangulador (50) em pelo menos uma das correntes de fluido com densidade maior e com densidade menor(37, 39); e em que o controlador (48) controla o estrangulador (50) em resposta a um parâmetro de fluido captado do fluido de poço que flui para a bomba (31).

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: o poço (11) tem uma coluna de tubulação de produção (15) que tem um mandril de elevação a gás (19) com uma válvula de retenção (21); fazer com que o fluido de poço flua poço acima compreende fazer com que o fluido de poço flua tubulação de produção (15) acima; e injetar a corrente de fluido com densidade menor (39) compreende injetar a corrente de fluido com densidade menor em um espaço anular (23) que circunda a tubulação de produção (15) e a partir do espaço anular através da válvula de retenção (21) na tubulação de produção.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: a corrente de fluido com densidade maior (37) tem um teor de gás substancialmente igual a um teor de gás do fluido de poço em um ponto (13) abaixo da profundidade selecionada.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que o poço (11) tem uma coluna de tubulação de produção (15), e sendo que o método é caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: abaixar um tubo de injeção (49) na tubulação de produção (15) até a profundidade selecionada; e injetar a corrente de fluido com densidade menor (37) compreende injetar a corrente de fluido com densidade menor no tubo de injeção (49).

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: captar uma razão de gás para líquido no fluido de poço que flui para a bomba (31); e introduzir gás a partir da instalação de produção remota (43)no poço (11) se a razão for menor que uma quantidade desejada.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: o dito pelo menos um poço submarino compreende uma pluralidade de poços submarinos (59, 61) que são conectados a uma válvula de distribuição (63); fazer com que o fluido de poço flua para a bomba (31) compreende fazer com que o fluido de poço flua a partir de cada um dos poços (59, 61) para a válvula de distribuição (63), e da válvula de distribuição para a bomba; e injetar em uma profundidade selecionada compreende injetar pelo menos alguma porção da corrente de fluido com densidade menor em pelo menos um dos poços (59, 61).

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de instalar a bomba (31) e o separador de gás e líquido (35) compreende: instalar uma bomba elétrica submersível (93) em uma ligação direta de duto de fluxo (83), e conectar a ligação direta de duto de fluxo em um duto de fluxo submarino (29, 38); e instalar o separador (35) no leito do mar (27) fora da ligação direta de duto de fluxo (83).

9. Sistema de bombeamento de poço submarino, compreendendo: uma coluna de tubulação de produção (15) posicionada no poço (11); uma bomba (99) adaptada para ser montada em um leito do mar (27), sendo que a bomba tem uma entrada (101) conectada à tubulação de produção (15) para receber fluido de poço que flui tubulação de produção acima; um separador de gás e líquido (35) adaptado para ser montado no leito do mar (27); caracterizado pelo fato de que o separador (35) tem uma entrada conectada a uma descarga (103) da bomba (99) para separar gás do líquido no fluido de poço descarregado pela bomba, sendo que o separador tem uma saída de densidade maior (37) para entregar uma corrente de fluido com densidade maior e uma saída de densidade menor (39) para entregar uma corrente de fluido com densidade menor; em que a saída de densidade maior (37) é adaptada para ser conectada a um duto de fluxo (38) que leva a uma instalação de produção remota (43); a saída de densidade menor (49) é conectada ao poço (11) para injetar a corrente de fluido com densidade menor na tubulação de produção (15) em uma profundidade selecionada; em que o sistema compreende ainda: uma ligação direta de duto de fluxo (83) conectado a um duto de fluxo submarino (29, 28); em que a bomba (99) compreende uma bomba submersível elétrica (93) montada na ligação direta de duto de fluxo (83); e o separador (35) está localizado fora da ligação direta de duto de fluxo (83).

10. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que uma pressão na saída de densidade maior (37) é a mesma que uma pressão na saída de densidade menor (39).

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: um mandril de elevação a gás (19) localizado na tubulação de produção (15) na profundidade selecionada, sendo que o mandril de elevação a gás tem uma válvula de retenção (21); e em que a saída de densidade menor (39) é conectada a um espaço anular (23) que circunda a tubulação de produção (15) e injeta a corrente de fluido com densidade menor no espaço anular, sendo que a corrente de fluido com densidade menor flui através da válvula de retenção na tubulação de produção.

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: um tubo de injeção (49) que se estende até a profundidade selecionada na tubulação de produção (15); e em que a saída de densidade menor (39) é conectada ao tubo de injeção.