BR112018005050B1 - Método e sistema para processar fluido produzido a partir de um poço - Google Patents

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Abstract

método e sistema para processar fluido produzido a partir de um poço. trata-se de um método de processamento de um fluido produzido a partir de um poço, sendo que o fluido produzido é um fluido de alta pressão, sendo que o método compreende: reduzir a pressão do fluido para uma pressão reduzida de modo que uma fase gasosa e uma fase líquida sejam formadas; separar a fase gasosa da fase líquida, formando, desse modo, um produto gasoso e um produto líquido; e armazenar o produto líquido em um tanque de armazenamento a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante o armazenamento, em que a pressão reduzida é maior do que a pressão atmosférica.

Description

[0001] A presente invenção refere-se a um método e a um sistema de processamento de um fluido produzido a partir de um poço, preferencialmente um poço de hidrocarboneto.
[0002] O processamento e o transporte de fluidos produzidos a partir de poços submarinos é importante no campo de óleo e gás. No que se refere aos campos de gás condensado, é prática comum separar a água produzida de hidrocarbonetos produzidos em um local offshore e eliminar a água, por exemplo, ao ser injetada em um poço submarino. Além disso, é prática comum separar hidrocarbonetos líquidos produzidos, isto é, os condensados e o gás liquefeito de petróleo (GLP), a partir do gás natural nos hidrocarbonetos produzidos em um local offshore. O gás natural separado é tipicamente transportado de volta onshore através de uma tubulação. Os hidrocarbonetos líquidos ficam completamente estabilizados offshore, de tal forma que estão em uma fase líquida estável à pressão atmosférica. Essa estabilização é feita por meio da redução da pressão em múltiplos estágios, de modo a formar fases gasosas e líquidas, e por meio da separação do gás evaporado do líquido a cada pressão reduzida. Uma vez que a pressão é reduzida à pressão atmosférica e temperatura atmosférica ambiente (por exemplo, cerca de 30 a 40 °C e 0,1 MPa (1 bar)) e o gás evaporado foi removido, o líquido remanescente está em uma fase líquida estável à pressão atmosférica e à temperatura ambiente e assim pode ser armazenado à pressão atmosférica e à temperatura ambiente. Os hidrocarbonetos líquidos completamente estabilizados são reunidos e armazenados à pressão atmosférica e à temperatura ambiente na superfície e são transportados de volta onshore à pressão atmosférica usando uma embarcação.
[0003] Em um aspecto, a invenção fornece um método de processamento de um fluido produzido a partir de um poço, sendo que o fluido produzido é um fluido de alta pressão, sendo que o método compreende: reduzir a pressão do fluido a uma pressão reduzida de modo que uma fase gasosa e uma fase líquida sejam formadas; separar a fase gasosa da fase líquida, formando, desse modo, um produto gasoso e um produto líquido; e armazenar o produto líquido em um tanque de armazenamento a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante o armazenamento, em que a pressão reduzida é maior do que a pressão atmosférica.
[0004] Quando o fluido é produzido a partir de um poço submarino, o fluido é tipicamente um líquido de pressão muito alta. O líquido pode compreender componentes que são líquidos estáveis em condições atmosféricas (por exemplo, pressão e temperatura atmosféricas) e componentes que são gasosos em condições atmosféricas. Pode ser necessário processar o fluido produzido a fim de extrair a quantidade máxima de produtos úteis do fluido e facilitar o transporte dos produtos do local offshore. No presente método, esse processamento inclui reduzir a pressão do fluido a uma pressão reduzida que é maior do que a pressão atmosférica e armazenar o fluido separado sob pressão. A pressão do fluido (isto é, a mistura de gás/líquido) na etapa de separação é maior do que as condições atmosféricas. A pressão do fluido na etapa de separação pode ser a pressão à qual o fluido é reduzido de modo a formar as fases gasosa e líquida (isto é, a "pressão reduzida" da reivindicação 1), isto é, deve ser entendido que a pressão reduzida é a menor pressão na qual ocorre a separação da fase gasosa e da fase líquida.
[0005] Um produto líquido instável é um líquido que está em uma fase líquida instável. Tal líquido pode estar em condições de temperatura e pressão tais que pelo menos um componente do líquido possa ser capaz de evaporar. No campo de óleo e gás, esses líquidos instáveis podem ser indesejáveis, uma vez que a evaporação de líquidos pode levar à presença de hidrocarbonetos gasosos altamente inflamáveis, o que pode ser perigoso. Por essas razões, não é desejável transportar produtos líquidos instáveis. Tipicamente, o fluido produzido a partir de um poço, se fosse trazido às condições atmosféricas, seria um líquido altamente instável devido à presença de grandes componentes de gás natural.
[0006] É conhecida na técnica a estabilização completa de produtos líquidos instáveis, tais como fluido produzido a partir de um poço, para armazenamento anterior ao transporte para longe do poço. A estabilização completa é obtida por meio da diminuição da pressão do fluido produzido à pressão atmosférica e da separação das fases gasosa e líquida separadas. Um líquido completamente estabilizado é aquele que se encontra em uma fase líquida completamente estável em condições atmosféricas, isto é, não se evapora à pressão atmosférica e à temperatura atmosférica ambiente, isto é, a sua pressão de vapor à temperatura ambiente está abaixo da pressão atmosférica. Tal líquido completamente estabilizado pode então ser transportado para outro local, por exemplo, onshore, em condições atmosféricas e ele permanecerá estável.
[0007] No presente método, o produto líquido que é criado e armazenado sob pressão pode ser considerado como sendo um produto líquido semiestável. O termo "semiestável" aqui é usado para descrever um líquido que foi estabilizado até certo ponto, mas não foi completamente estabilizado. No presente método, o produto líquido foi estabilizado apenas até certo ponto, porque durante as etapas de separação e de redução de pressão, a pressão é reduzida para uma pressão que é maior do que a pressão atmosférica. Desse modo, o produto líquido semiestabilizado está apenas em um estado estável se for armazenado a uma pressão ao longo de um certo nível de pressão, isto é, superior à pressão atmosférica, como definido no presente método. Desse modo, para o presente método, um produto líquido semiestável pode ser um produto líquido que está apenas em um estado estável devido ao fato de estar sob pressão elevada, à temperatura ambiente ou acima. O líquido semiestável compreende alguns, mas não todos, dos componentes gasosos do fluido produzido.
[0008] Criar e armazenar tal produto líquido semiestável é vantajoso uma vez que a quantidade de processamento do fluido produzido nas proximidades do poço (por exemplo, anterior ao transporte) é reduzida. Os inventores perceberam que não há necessidade de criar um produto líquido completamente estabilizado anterior ao transporte do produto líquido para longe do poço. Pelo contrário, meios de transporte pressurizados podem ser usados. Tais meios de transporte pressurizados podem ser conhecidos na técnica, conforme discutido abaixo. Desse modo, os inventores constataram que apenas um produto líquido semiestabilizado precisa ser criado nas proximidades do poço anterior ao transporte. Produzir um produto semiestabilizado requer menos etapas de processamento e menos equipamentos do que produzir um produto completamente estabilizado. Desse modo, a quantidade de equipamento necessária na proximidade do poço para criar um produto líquido que é capaz de ser transportado com segurança pode ser reduzida. Isto é particularmente vantajoso quando o poço está offshore.
[0009] Além disso, quando o produto líquido é criado por meio de sua separação de um gás no fluido produzido, uma vez que o produto líquido é armazenado separadamente do gás, o produto gasoso pode ser canalizado durante o processo em um gasoduto puro. Essa tubulação pode não necessitar de qualquer aquecimento ou inibição, como necessário na técnica anterior, por exemplo, a fim de evitar a formação de hidratos, já que não há mais nenhum líquido passando pela tubulação.
[0010] O fluido produzido no poço pode tipicamente ter uma pressão de aproximadamente 10 MPa (100 bar) ou aproximadamente 100 MPa (1.000 bar), preferencialmente 10 a 100 MPa (100 a 1.000 bar), preferencialmente 20 a 100 MPa (200 a 1.000 bar), tal como maior que 10 MPa (100 bar), 20 MPa (200 bar), 30 MPa (300 bar), 40 MPa (400 bar) ou 50 MPa (500 bar). A pressão precisa é específica do local.
[0011] Por “MPa” (“bar”) no presente pedido, entende-se pressão absoluta.
[0012] A pressão reduzida pode ser de aproximadamente 0,1 a 2 MPa (1 a 20 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). O produto líquido pode ser armazenado entre aproximadamente 0,1 a 2 MPa (1 a 20 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). Assim, o produto líquido pode ser criado de tal modo que tenha uma pressão de vaporização entre aproximadamente 0,1 a 2 MPa (1 a 20 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). Isto é preferível uma vez que o produto líquido é estabilizado utilizando uma pressão entre aproximadamente 0,1 a 2 MPa (1 a 20 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar) e assim um navio gaseiro de GLP padrão pode ser usado para transportar o produto líquido de volta para a costa em um estado semiestabilizado (os navios gaseiro de GLP padrão podem manter uma pressão de até 0,55 MPa (5,5 bar) e os navios gaseiro de GLP completamente pressurizados até cerca de 1,8 a 2 MPa (18 ou 20 bar)).
[0013] A pressão reduzida pode ser significativamente maior do que a pressão atmosférica (em torno de 0,1 MPa (1 bar)). A pressão reduzida pode ser suficientemente baixa para poder ser armazenada e/ou transportada com segurança utilizando navios gaseiro de GLP padrão ou completamente pressurizados. É vantajoso ter a pressão reduzida estando significativamente acima da pressão atmosférica, uma vez que quanto maior a pressão reduzida, menor é o processamento requerido offshore.
[0014] Por exemplo, a pressão reduzida pode ser superior a 0,2 MPa (2 bar), preferencialmente superior a 0,3 MPa (3 bar), preferencialmente superior a 0,4 MPa (4 bar), preferencialmente superior a 0,5 MPa (5 bar), preferencialmente superior a 1 MPa (10 bar). O produto líquido pode ser armazenado a mais de 0,2 MPa (2 bar), preferencialmente superior a 0,3 MPa (3 bar), preferencialmente superior a 0,4 MPa (4 bar), preferencialmente superior a 0,5 MPa (5 bar), preferencialmente superior a 1 MPa (10 bar). Desse modo, o produto líquido pode ser criado de modo a ter uma pressão de vaporização superior a 0,2 MPa (2 bar), preferencialmente superior a 0,3 MPa (3 bar), preferencialmente superior a 0,4 MPa (4 bar), preferencialmente superior a 0,5 MPa (5 bar), preferencialmente superior a 1 MPa (10 bar).
[0015] Adicionalmente/alternativamente, a pressão reduzida pode ser inferior a 3 MPa (30 bar), preferencialmente inferior a 2 MPa (20 bar), preferencialmente inferior a 1,5 MPa (15 bar), preferencialmente inferior a 1 MPa (10 bar). O produto líquido pode ser armazenado a menos de 3 MPa (30 bar), preferencialmente inferior a 2 MPa (20 bar), preferencialmente inferior a 1,5 MPa (15 bar), preferencialmente inferior a 1 MPa (10 bar). Desse modo, o produto líquido pode ser criado de tal modo que tenha uma pressão de vaporização inferior a 3 MPa (30 bar), preferencialmente inferior a 2 MPa (20 bar), preferencialmente inferior a 1,5 MPa (15 bar), preferencialmente inferior a 1 MPa (10 bar). O produto líquido na presente invenção pode consistir em todos os componentes no fluido produzido que são líquidos em condições atmosféricas (por exemplo, pressão atmosférica e temperatura ambiente). Esses componentes são denominados a seguir como “componentes líquidos”. Cada componente líquido do fluido produzido pode estar no produto líquido. O produto líquido pode também compreender alguns dos componentes gasosos do fluido produzido que são líquidos estáveis à pressão e temperatura sob a qual o produto líquido é armazenado. O produto líquido pode ser a porção do fluido produzido que é armazenado como um líquido no presente método. O produto gasoso pode ser a porção do fluido produzido que é separada da porção líquida durante a etapa de separação.
[0016] O método pode compreender: a transferência do produto líquido do tanque de armazenamento para um transportador de líquido, em que a transferência ocorre a uma pressão tal que o produto líquido permanece em uma fase líquida estável durante a transferência; e o transporte do produto líquido para outro local utilizando o transportador de líquido, em que o transporte ocorre a uma pressão tal que o produto líquido permanece em uma fase líquida estável durante o transporte.
[0017] Desse modo, o método pode fornecer uma cadeia de etapas de produção de fluido desde a produção de fluido até o armazenamento de produto líquido semiestável sob pressão na proximidade do poço e o transporte do produto líquido semiestável sob pressão para outro local distante do poço. Isso permite o manuseio seguro e eficiente do fluido produzido.
[0018] A etapa de redução de pressão, a etapa de separação, a etapa de armazenamento e/ou a etapa de transporte podem ser realizadas nas proximidades do poço. Por “proximidade” do poço, entende-se a área ao redor do poço que é suficientemente próxima, de modo que não é necessário um meio de transporte de longa distância (tal como uma embarcação). A proximidades do poço pode ser considerada como a área ao redor do poço em que o fluido produzido pode ser transportado de modo eficiente e seguro através de condutos padrão, tais como risers, tubulações e/ou carretéis.
[0019] Essas etapas podem ser realizadas a 10 m, 50 m, 100 m ou 1.000 m do poço.
[0020] Além disso, se uma tubulação for usada para conectar o poço ao equipamento de processamento/armazenamento pelo método atual, o equipamento de processamento pode ser localizado em até 50 km, até 40 km, até 20 km, até 10 km ou até 5 km do poço. O fluido produzido pode ser transportado do poço para o equipamento de processamento e armazenamento (que pode ser considerado uma instalação de processamento) em uma tubulação. A tubulação pode ser de alta pressão e/ou temperatura (por exemplo, substancialmente à pressão e temperatura do fluido produzido que sai do poço, embora a pressão e a temperatura do fluido no cano possam diminuir levemente com a distância). Ainda se pretende que isso esteja nas “proximidades” do poço.
[0021] O equipamento de processamento/armazenamento para o presente método pode ser colocado dentro da faixa de numerosos poços, os quais todos alimentam o mesmo equipamento de processamento.
[0022] O outro local pode estar distante do poço. O outro local pode ser um local onshore. Por distante, entende-se um local que esteja suficientemente longe do poço, de tal modo que seja necessário um meio de transporte de longa distância (tal como uma embarcação). A outra localização pode ser de pelo menos 10 km, 50 km, 100 km, 500 km ou 1.000 km de distância do poço.
[0023] O transportador de líquido pode ser uma embarcação. O transportador de líquido pode ser um navio gaseiro de GLP, tal como uma embarcação de GLP. O transportador de líquido pode ser capaz de transportar o produto líquido pressurizado. O transportador de líquido pode ser capaz de transportar o produto líquido pressurizado entre aproximadamente 0,1 a 1 MPa (1 a 10 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). Os transportadores de líquidos existentes podem ser capazes de transportar líquidos pressurizados de até 1,8 a 2 MPa (18 a 20 bar). No futuro, os transportadores de líquidos que podem transportar até 5 MPa (50 bar) ou mais podem se tornar disponíveis.
[0024] O transportador de líquido pode ser um transportador de líquido completamente pressurizado ou parcialmente pressurizado, tal como uma embarcação de GLP padrão ou completamente pressurizada. O produto líquido criado pela etapa de separação pode, por conseguinte, ter sido criado de modo a poder estabilizar-se sob pressão em uma embarcação de GLP convencional. Deve-se entender que a pressão a que o produto líquido será estabilizado dependerá da pressão em que ocorre a separação da fase gasosa e da fase líquida. É essa pressão que é selecionada de modo a formar um produto líquido com a pressão de estabilização correta.
[0025] O método pode compreender: a transferência do produto líquido para a outra localização, em que a transferência ocorre a uma pressão tal que o produto líquido permanece em uma fase líquida estável durante a transferência; e a redução da pressão do produto líquido à pressão atmosférica.
[0026] Desse modo, o método pode fornecer uma cadeia de etapas desde a produção de fluido até o processamento do produto líquido em um local distante do poço. Na técnica anterior, um produto líquido à pressão atmosférica é tipicamente produzido nas proximidades do poço, por exemplo, em um local offshore. A presente invenção permite que essa etapa ocorra em um local diferente, reduzindo assim a necessidade de equipamento nas proximidades do poço. Isso é particularmente vantajoso quando o poço está offshore, já que o outro local pode ser um local onshore. É preferível realizar o menor processamento possível offshore e, tanto quanto possível, onshore, uma vez que isso reduz a necessidade de pessoal e equipamentos offshore, que é mais caro e menos eficiente.
[0027] A pressão do produto líquido pode ser mantida em torno de 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar) ou mais nas etapas de armazenamento, transferência e/ou transporte. Após a etapa de separação, a pressão do produto líquido pode ser mantida pelo menos à pressão na qual ocorreu a separação. Isso garante que nenhum outro componente gasoso evapore do produto líquido.
[0028] Durante qualquer uma ou de todas as etapas de separação, armazenamento, transferência e/ou transporte, a pressão pode ser mantida a uma pressão aproximadamente igual ou maior que a pressão reduzida. Isso evita que o produto líquido separado se torne instável. Dito de forma diferente, durante e ao longo de qualquer uma ou de todas as etapas de separação, armazenamento, transferência e/ou transporte, a pressão pode não ficar abaixo da pressão reduzida.
[0029] Durante qualquer uma das etapas de separação, armazenamento, primeira transferência, transporte e segunda transferência, a temperatura e a pressão do produto líquido são mantidas em valores tais que o produto líquido permanece em uma fase líquida estável. A temperatura pode variar dependendo das condições de temperatura ambiente do ambiente local (por exemplo, quando o produto líquido é submarino, a temperatura pode ser diferente em comparação com quando está na superfície, devido às variações da temperatura ambiente). O importante é que a pressão seja alta o suficiente para que, em qualquer temperatura do produto líquido, o produto líquido semiestabilizado esteja em uma fase líquida estável.
[0030] Durante as etapas de controle de temperatura ou controle de pressão, tanto a pressão quanto a temperatura podem variar. Assim, se a pressão for alterada, a temperatura pode precisar ser controlada também e vice-versa.
[0031] A temperatura do fluido produzido e/ou produto líquido pode ser mantida de modo a ficar acima da temperatura do hidrato do fluido produzido e/ou do produto líquido. A temperatura do hidrato pode depender da composição do fluido/líquido em questão, da pressão, etc.
[0032] O produto líquido e/ou fluido pode ser resfriado a uma temperatura entre a temperatura do poço e a temperatura do ambiente ao redor (por exemplo, a água do mar ao redor, quando o método realizado é submarino) ou a temperatura do hidrato do produto líquido/fluido.
[0033] A temperatura do fluido produzido e/ou produto líquido pode ser mantida acima de cerca de 20 °C, 30 °C, 40 °C ou 50 °C.
[0034] A temperatura do fluido produzido pode variar ao longo do processo ou pode ser mantida substancialmente constante.
[0035] O produto líquido pode compreender todos os componentes líquidos presentes no fluido produzido a partir do poço. O produto líquido pode compreender hidrocarbonetos líquidos e água. O produto líquido pode compreender óleo e água. O produto líquido pode compreender condensado e água. O produto líquido pode compreender condensado, água e/ou GLP. O produto líquido pode compreender água. Pode haver até 5% em volume ou mais de água no fluido. Pode haver mais de 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 10%, 15%, 20%, 30%, 40% ou 50% (em volume) de água no produto líquido. O produto líquido pode consistir em hidrocarbonetos líquidos e água. O produto líquido pode consistir em óleo e água. O produto líquido pode consistir em condensado e água. O produto líquido pode consistir em condensado, água e/ou GLP. O produto líquido pode compreender alguns dos componentes gasosos do fluido produzido, por exemplo, aqueles que são líquidos estáveis à pressão e temperatura sob a qual o produto líquido é armazenado. O produto líquido pode compreender (ou consistir de) todos os componentes do fluido produzido que são líquidos estáveis à pressão e temperatura sob a qual o produto líquido é armazenado.
[0036] A água pode ser água produzida e/ou água dissolvida nos hidrocarbonetos.
[0037] Desse modo, o produto líquido emitido a partir do presente método pode compreender (ou consistir de) exatamente os mesmos componentes líquidos (isto é, os componentes do fluido produzido que seriam líquidos estáveis em condições atmosféricas) presentes no fluido produzido a partir do poço.
[0038] Na técnica anterior, para tratar os componentes líquidos de um fluido produzido, muitos equipamentos nas proximidades do poço, por exemplo, offshore, são necessários. Dado que o presente método permite que o produto líquido emitido compreenda (ou consista em) todos os componentes líquidos no fluido produzido, a necessidade de equipamento de processamento nas proximidades do poço é reduzida. Ao invés vez disso, o produto líquido pode ser processado distante do poço, por exemplo, onshore.
[0039] Por exemplo, na técnica anterior, os hidrocarbonetos líquidos e a água no fluido produzido seriam separados nas proximidades do poço, por exemplo, em um local offshore. A água poderia ser descartada ao ser injetada em um poço, por exemplo. Os hidrocarbonetos líquidos podem então ser completamente estabilizados, por meio da realização da separação em condições atmosféricas e transportados das proximidades do poço, por exemplo, de volta onshore. No presente método, no entanto, o produto líquido pode também compreender a água. Os inventores constataram surpreendentemente que pode ser vantajoso não separar os hidrocarbonetos líquidos da água antes do transporte e, portanto, constataram que é vantajoso incluir água no produto líquido armazenado (e transportado). Isto é vantajoso, uma vez que reduz a necessidade de mais equipamento de separação nas proximidades do poço, por exemplo, offshore. Isto é surpreendente, uma vez que seria de se esperar que fosse desvantajoso ter água no produto líquido, uma vez que normalmente não é desejado que a água seja transportada a longas distâncias, por exemplo, de volta onshore.
[0040] No presente método, o processamento do produto líquido semiestabilizado no local distante do poço pode compreender a separação dos hidrocarbonetos líquidos da água líquida no produto líquido. Isto pode ser conseguido usando um quarto separador.
[0041] Adicionalmente/alternativamente, o processamento do produto líquido semiestabilizado no local distante do poço pode compreender estabilizar completamente o produto líquido reduzindo a pressão do produto líquido à pressão atmosférica, gerando assim uma fase gasosa e uma fase líquida, e separando a fase gasosa da fase líquida. Essa fase líquida separada é, portanto, um produto líquido completamente estabilizado. Desse modo, nesse estágio, a pressão sob a qual o produto líquido está sendo mantido pode ser reduzida à pressão atmosférica. O produto líquido completamente estabilizado pode então ser armazenado e processado por qualquer técnica/equipamento padrão conhecido na técnica.
[0042] Dessa maneira, o presente método permite que hidrocarbonetos líquidos completamente estabilizados sejam obtidos em um local distante do poço, por exemplo onshore, sem ter que separar a água dos hidrocarbonetos líquidos ou estabilizar completamente o produto líquido no poço. Isto significa efetivamente que algumas das etapas de processamento da técnica anterior que ocorreram nas proximidades do poço, por exemplo, offshore, podem agora ser realizadas onshore, por exemplo, onshore.
[0043] O fluido produzido a partir do poço pode compreender um componente gasoso e um componente líquido. Tipicamente, o fluido produzido pode compreender ou consistir em hidrocarbonetos gasosos, hidrocarbonetos líquidos e água. Os hidrocarbonetos líquidos podem ser óleo e/ou podem ser condensados e/ou GLP. O componente gasoso do fluido produzido pode estar em uma fase líquida dissolvida ou condensada no fluido produzido devido à pressão muito grande presente no poço. O termo "componente gasoso" deve ser entendido como significando um componente do fluido produzido que seria gasoso sob condições atmosféricas, por exemplo, pressão atmosférica e temperatura atmosférica ambiente.
[0044] O presente método é particularmente vantajoso para utilização em campos de gás condensado, em que o fluido produzido a partir do poço compreende tipicamente hidrocarbonetos líquidos leves, tais como os condensados e os hidrocarbonetos gasosos, com uma pequena quantidade de água. O presente método também pode ser usado para campos de óleo em que o fluido produzido compreende óleo, com ou sem hidrocarbonetos gasosos e/ou água.
[0045] O condensado pode ser um condensado de gás natural.
[0046] O método pode compreender a separação do componente gasoso do fluido produzido a partir do componente líquido do fluido produzido e criar um produto líquido instável a partir do componente líquido, por meio da redução da pressão do componente líquido.
[0047] A etapa de redução de pressão e a etapa de separação do método podem compreender a redução da pressão do fluido produzido para uma primeira pressão reduzida, de tal modo que uma primeira fase gasosa e uma primeira fase líquida sejam formadas. Essa redução de pressão pode ser considerada como tendo formado um líquido instável, do qual parte do componente gasoso se evapora. O método pode compreender a separação da primeira fase gasosa da primeira fase líquida para formar um primeiro produto gasoso e um primeiro produto líquido e reduzir ainda mais a pressão do primeiro produto líquido para uma segunda pressão reduzida, de tal modo que uma segunda fase gasosa e uma segunda fase líquida são formadas. Essa redução de pressão pode ser considerada como tendo formado outro líquido instável, a partir do qual mais componentes gasosos evaporam. O método pode compreender a separação da segunda fase gasosa da segunda fase líquida para formar um segundo produto gasoso e um segundo produto líquido. O segundo produto líquido pode ser o produto líquido armazenado. A primeira pressão reduzida pode ser maior do que a segunda pressão reduzida e a segunda pressão reduzida pode ser maior do que a pressão atmosférica.
[0048] O segundo produto gasoso pode ser combinado com o primeiro produto gasoso e/ou combinado com o fluido produzido.
[0049] A primeira pressão reduzida pode ser a pressão de processamento do equipamento de processamento. A primeira pressão de redução pode ser de 2 a 10 MPa (20 a 100 bar), preferencialmente de 5 a 7 MPa (50 a 70 bar). A redução da pressão a tal pressão permite que alguns dos componentes gasosos sejam separados na primeira etapa de separação e significa que o equipamento de processamento (por exemplo, os separadores, etc.) não precisa ser capaz de lidar com a alta pressão do fluido no poço (que pode ser 10 ou 100 MPa (100 ou 1.000 bar)).
[0050] A segunda pressão reduzida pode ser a pressão desejada do produto líquido semiestável discutido acima, por exemplo, uma pressão suficientemente baixa para que possam ser utilizados transportadores de líquidos padrão, tais como a aproximadamente 0,1 a 1 MPa (1 a 10 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar).
[0051] A etapa de redução de pressão e a etapa de separação podem também compreender a redução da temperatura do primeiro produto gasoso a uma temperatura reduzida, de modo a formar outra fase gasosa e outra fase líquida; e a separação dessas fases gasosa e líquida da segunda fase líquida para formar outro produto gasoso e outro produto líquido, em que esse produto líquido pode ser combinado com o primeiro e/ou segundo produto líquido, sendo os produtos líquidos combinados armazenados no tanque de armazenamento.
[0052] Desse modo, a etapa de separação pode compreender múltiplas etapas de separação. A etapa de redução de pressão e a etapa de separação podem compreender uma ou mais etapas adicionais de separação e de redução de pressão antes da etapa de armazenamento. O uso de várias etapas ajuda a garantir que todos os componentes gasosos possíveis sejam removidos do produto líquido para que o produto líquido seja realmente estável quando armazenado às pressões de armazenamento e de transporte relativamente baixas.
[0053] Uma vez estando a uma pressão elevada, o produto líquido armazenado pode compreender uma porção do componente gasoso do fluido produzido.
[0054] A pressão pode ser reduzida por meio do uso de uma válvula, tal como um estrangulador ou um expansor.
[0055] A temperatura do fluido/líquido pode ser reduzida quando a pressão for reduzida. A pressão pode ser reduzida adiabaticamente. A pressão pode ser reduzida isotermicamente.
[0056] As fases líquida e gasosa podem ser separadas por meio do uso de um ou mais separadores. O separador pode separar o gás no fluido produzido do líquido no fluido produzido. O separador pode separar hidrocarbonetos gasosos e/ou água gasosa de hidrocarbonetos líquidos e/ou água líquida. Os hidrocarbonetos gasosos podem compreender gás natural e/ou gás de petróleo. Os hidrocarbonetos líquidos podem incluir óleos, óleos leves e/ou condensados.
[0057] O separador pode ser conectado ao poço por meio de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O separador pode ser conectado a um riser de produção conectado ao poço por meio de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O separador pode ser conectado ao tanque de armazenamento através de pelo menos um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O separador pode ser conectado a qualquer possível separador subsequente ou precedente por meio de um carretel, tal como um carretel flexível ou rígido.
[0058] Antes de entrar no separador, o fluido produzido pode ter sido pré-resfriado e/ou ter tido areia/lama removida dele, o que pode ter ocorrido em local submarino ou na superfície. Isso pode melhorar a separação do gás natural e do gás de petróleo dos condensados e da água. O pré-resfriamento pode ocorrer antes ou depois da etapa de redução de pressão. O fluido produzido pode ser o fluxo de poço puro.
[0059] O método pode compreender o resfriamento do fluido produzido. Isso pode ocorrer antes ou depois da etapa de redução de pressão. Isso pode ocorrer antes da etapa de separação. O fluido produzido no poço pode tipicamente estar em alta temperatura, por exemplo, de 50 a 200 °C ou 100 a 150 °C. O fluido produzido pode ser resfriado a uma temperatura mais baixa, preferencialmente por volta da temperatura ambiente atmosférica, preferencialmente entre 10 e 50 °C, preferencialmente entre 20 e 40 °C, preferencialmente 30 °C. Isto pode ser referido como a temperatura de processamento.
[0060] Uma vez resfriado, a(s) etapa(s) de redução da pressão e a(s) etapa(s) de separação do produto líquido podem prosseguir substancialmente de modo isotérmico. Alternativamente, o produto líquido pode ser resfriado antes de cada etapa de separação para baixar continuamente a temperatura do produto líquido para a temperatura ambiente. Isto pode ocorrer antes, durante ou após a respectiva etapa de redução de pressão.
[0061] Preferencialmente, a temperatura do produto líquido na etapa de separação (final) (por exemplo, a etapa de separação antes da etapa de armazenamento) pode estar aproximadamente em temperatura ambiente e, preferencialmente, acima da temperatura ambiente, tal como 30 °C ou 40 °C. Estando por volta dessa temperatura ou ligeiramente acima, a temperatura ambiente significa que o líquido semiestável produzido permanecerá semiestável, se for mantido sob pressão, sem que seja necessário que seja resfriado durante o armazenamento e o transporte. Se a etapa de separação (final) ocorrer a uma temperatura abaixo da temperatura ambiente e se o produto líquido subsequentemente aquecer à temperatura ambiente, o líquido semiestabilizado pode se tornar instável. Isso é evitado se a etapa de separação (final) ocorrer em temperatura ambiente ou acima da temperatura ambiente.
[0062] Ao selecionar a temperatura e a pressão na qual a separação ocorre, tanto o ponto de orvalho de hidrocarbonetos do produto gasoso quanto a pressão/temperatura na qual o produto líquido é estável podem ser controlados.
[0063] O separador pode ser um primeiro separador.
[0064] O produto gasoso separado pode passar para um segundo separador, preferencialmente através de um resfriador. O resfriador e/ou o segundo separador podem agir para purificar o gás natural, por meio da condensação de toda a água restante ou do gás de petróleo fora do produto gasoso. O gás pode ser resfriado até aproximadamente a temperatura ambiente do ambiente ao redor do segundo separador (por exemplo, a temperatura da água do mar) e, preferencialmente, abaixo da temperatura do hidrato. A temperatura é selecionada dependendo da especificação requerida do produto gasoso. O produto gasoso resfriado (que pode agora compreender uma fase gasosa e um líquido) pode então passar através do segundo separador para separar o líquido condensado do gás. A água condensada (líquida) e o gás de petróleo condensado (liquefeito) podem ser alimentados na saída de fase líquida separada do primeiro separador. A água líquida condensada e o petróleo liquefeito podem ser alimentados na saída do componente líquido separado do primeiro separador. A água líquida condensada e o gás de petróleo liquefeito são preferencialmente alimentados no componente líquido separado a montante do terceiro separador (ver abaixo). Alternativamente, no entanto, o líquido condensado pode ser alimentado no componente líquido separado a jusante do terceiro separador (ver abaixo).
[0065] O resfriador e/ou o separador podem ser conectados ao primeiro separador por meio de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível.
[0066] Quando o método é realizado em local submarino, um riser de gás pode ser conectado à saída de gás do primeiro separador e/ou do resfriador e/ou do segundo separador para transportar o produto gasoso do fundo do mar para a superfície, por exemplo, para uma plataforma, como uma plataforma de cabeça de poço não tripulada.
[0067] O resfriador e/ou o segundo separador podem ser conectados à saída de líquido do primeiro separador por meio de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível.
[0068] O resfriador pode ser um resfriador ativo ou um resfriador passivo. Os condutos, tubulações e/ou carretéis também podem ser usados para resfriamento, ou seja, transportar o fluido até uma certa distância para pelo menos ajudar a atingir a temperatura necessária usando a temperatura ambiente do ambiente ao redor (tal como a água do mar) para o resfriamento.
[0069] Como discutido acima, a saída do componente líquido separado do primeiro separador pode ter qualquer gás remanescente (por exemplo, gás natural) removido, preferencialmente usando um terceiro separador. Deve-se notar que a etiqueta "terceiro" aqui não implica necessariamente que o segundo separador (ver acima) esteja presente, por exemplo, quando o segundo separador não estiver presente, pode ser mais lógico considerar o terceiro separador como um segundo separador. Isto pode ser conseguido por meio da redução da pressão do componente líquido separado, por exemplo, usando um estrangulador ou expansor, para permitir que o gás evapore. A pressão pode ser reduzida para entre aproximadamente 0,1 MPa a 1 MPa (1 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). Esse gás pode então ser separado do líquido usando o terceiro separador. Esse gás pode ser alimentado na saída do produto gasoso separado do primeiro separador, preferencialmente a jusante do resfriador e/ou do segundo separador. Esse gás pode ser alimentado na saída do produto gasoso separado do primeiro separador usando um ejetor, que pode ser um ejetor de dois ou três conjuntos. Um ejetor pode ser necessário porque o gás separado usando o separador pode estar a uma pressão mais alta do que o gás remanescente removido do componente líquido porque o componente líquido pode ter passado por mais etapas de redução de pressão em comparação com a saída do produto gasoso do primeiro separador. Um ejetor usa a energia em um fluxo de fluido de alta pressão (o componente gasoso separado) para arrastar e comprimir um fluxo de fluido de baixa pressão (o gás remanescente removido do componente líquido) para uma pressão intermediária. Alternativa ou adicionalmente, um compressor pode ser usado.
[0070] O gás removido usando o terceiro separador pode ser alimentado na saída separada do componente gasoso do primeiro separador a montante do segundo separador e/ou do resfriador.
[0071] O gás removido usando o terceiro separador pode ser alimentado no resfriador e/ou no segundo separador.
[0072] O gás removido do terceiro separador pode ser alimentado no fluido produzido a montante do primeiro separador.
[0073] O gás removido usando o terceiro separador pode ser comprimido (o que pode ser considerado uma recompressão) na saída de fluxo de gás (alta pressão) do primeiro separador.
[0074] Em qualquer uma dessas opções, pode ser necessário aumentar a pressão do gás removido do terceiro separador. Isso pode ser feito usando um compressor. Alternativamente, isso pode ser feito usando ejetor(es), pelo qual pelo menos uma porção da saída de gás do primeiro separador, do resfriador, do segundo separador e/ou de um compressor a jusante do segundo separador, é usado pelo(s) ejetor(es) para aumentar a pressão do gás removido do terceiro separador. O restante da saída do produto gasoso do primeiro separador, do resfriador, do segundo separador e/ou do compressor a jusante do segundo separador pode prosseguir para o transporte e/ou secagem do gás.
[0075] O produto gasoso a jusante do primeiro separador e, preferencialmente, a jusante do resfriador, o segundo separador, o compressor e/ou o ejetor, pode passar para um conduto para o levá-lo onshore ou de volta a uma matriz ou a um sistema de secagem ou a um compressor (submarino) ou a um riser ou a uma plataforma. O produto gasoso pode estar em um estado transportável de tal forma que possa ser transportado por longa distância ou pode necessitar de processamento adicional. Após a separação do componente líquido, o componente gasoso pode ser comprimido e/ou resfriado.
[0076] Separar o componente gasoso do componente líquido e armazenar o componente líquido, como discutido acima, é vantajoso, pois permite que o gás apenas seja transportado para longe do poço. Normalmente, todos os produtos no fluxo de fluido produzido são transportados para longe do poço. Em um poço submarino, se todo o fluido produzido é transportado para a superfície, devido ao componente líquido estar presente, há uma enorme perda de pressão devido a uma grande cabeça estática. Separar e armazenar o componente líquido, preferencialmente submarino, remove essa grande perda de pressão no gás que está sendo transportado na superfície. Assim, o poço pode ser operado a uma pressão mais baixa, por meio de separação e armazenamento do componente líquido submarino. Desse modo, o método pode compreender o envio do produto gasoso para uma localização na superfície e a manutenção do produto líquido em um local submarino.
[0077] A pressão do componente líquido pode ser reduzida usando a válvula de estrangulamento ou expansora como discutido acima. Adicionalmente/alternativamente, um meio de aquecimento pode ser usado.
[0078] Após a etapa de separação, o produto líquido pode passar através de um trocador de calor, preferencialmente um resfriador, e/ou uma bomba e para o tanque de armazenamento. O trocador de calor pode ser conectado ao (primeiro) separador ou ao estrangulador ou expansor ou ao terceiro separador através de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O trocador de calor pode ser um trocador de calor ativo ou passivo, preferencialmente um resfriador ativo ou passivo. A temperatura do fluido armazenado pode estar entre a temperatura do poço e a temperatura do ambiente ao redor (por exemplo, da água do mar, quando o tanque é submarino) ou por volta da temperatura do ambiente ao redor. A temperatura pode ser em torno de 30 °C ou 40 °C.
[0079] A temperatura do produto líquido é selecionada/controlada dependendo da pressão na qual ele é armazenado (o que pode estar relacionado à profundidade do mar) ou a pressão na qual ele é transportado e as propriedades do produto líquido (tal como a composição). A temperatura pode estar entre a temperatura ambiente do ambiente ao redor do tanque de armazenamento e a temperatura à qual os hidratos no produto líquido se formam.
[0080] O produto líquido pode ser transferido do tanque de armazenamento para o transportador usando uma bomba. Preferencialmente, no entanto, a transferência pode ocorrer passivamente. A transferência passiva pode ser obtida usando a pressão aumentada do produto líquido no tanque de armazenamento para transferir o produto líquido. Por exemplo, quando o tanque de armazenamento é submarino e o transportador está na superfície marítima, a pressão hidrostática no local do tanque de armazenamento pode ser usada para transferir o produto líquido para o transportador.
[0081] O tanque de armazenamento pode compreender um tanque de armazenamento do tipo bexiga, tal como o tanque de armazenamento Kongsberg. O tanque de armazenamento pode compreender um tanque de armazenamento de concreto.
[0082] O tanque de armazenamento pode ter um volume entre aproximadamente 1.000 m3 e 50.000 m3, preferencialmente entre aproximadamente 5.000 m3 e 10.000 m3, e preferencialmente aproximadamente 7.500 m3. Esses volumes são preferíveis para permitir vários dias ou semanas de produção do poço antes que o tanque de armazenamento esteja cheio. Além disso, esses volumes podem corresponder aproximadamente ao volume de um transportador típico, como uma embarcação de GLP. Contudo, se o volume do tanque de armazenamento exceder o volume do transportador, então simplesmente múltiplas viagens e/ou múltiplos transportadores podem ser usados para esvaziar o tanque. O volume de um transportador típico pode estar entre aproximadamente 1.000 m3 e 30.000 m3, preferencialmente entre aproximadamente 5.000 m3 e 25.000 m3 e preferencialmente aproximadamente 22.500 m3.
[0083] Como o produto líquido é armazenado no tanque de armazenamento, a água líquida pode se separar dos hidrocarbonetos líquidos ao longo do tempo. A água líquida tenderá a afundar e os hidrocarbonetos líquidos tenderão a flutuar no tanque. Essa separação pode ser usada para purificar ainda mais os hidrocarbonetos líquidos no produto líquido por meio da remoção da água. Por exemplo, quando o produto líquido é transferido do tanque de armazenamento para o transportador, os hidrocarbonetos líquidos relativamente puros podem ser transferidos para um primeiro local (por exemplo, um primeiro tanque) no transportador (ou em um primeiro transportador) e a água separada em um segundo local (por exemplo, um segundo tanque) no transportador (ou em um segundo transportador). Tal método também pode ser usado para separar hidrocarbonetos de diferentes densidades. Se o conduto para transferir o líquido estiver ligado ao topo do tanque, o líquido mais leve (por exemplo, hidrocarbonetos líquidos) pode ser transferido para fora do primeiro tanque e o líquido mais pesado (por exemplo, a água) pode ser transferido para fora do segundo tanque. Se o conduto para transferir o líquido estiver ligado ao fundo do tanque, o líquido mais pesado (por exemplo, a água) pode ser transferido para fora do primeiro tanque e o líquido mais leve (por exemplo, hidrocarbonetos líquidos) pode ser transferido para fora do segundo tanque. Assim, preferencialmente, o conduto para transferir o líquido do tanque de armazenamento para o transportador é conectado ao topo ou ao fundo do tanque.
[0084] O tanque de armazenamento pode preferencialmente estar em um local submarino, tal como no fundo do mar. Isto é vantajoso, uma vez que a pressão hidrostática da água do mar ao redor pode atuar para pressurizar o componente líquido e, consequentemente, semiestabilizá-lo à medida em que é armazenado. Além disso, a colocação do tanque de armazenamento no fundo do mar reduz a necessidade de grandes estruturas de superfície, o que pode ser particularmente útil se for desejada uma plataforma de cabeça de poço não tripulada. O tanque de armazenamento tipo bexiga pode ser particularmente vantajoso porque o componente líquido pode ser transferido para fora do tanque de armazenamento tipo bexiga, utilizando a pressão hidrostática do mar ao redor, como é conhecido na técnica. Além disso, a localização do tanque de armazenamento no fundo do mar, em comparação com a superfície do tanque de armazenamento, pode reduzir a pressão diferencial entre o interior e o exterior do tanque e, assim, pode reduzir a tensão nas paredes do tanque. Desse modo, há vantajosamente menos necessidade de o tanque ser capaz de lidar com grandes diferenciais de pressão.
[0085] Alternativamente, no entanto, o tanque de armazenamento pode ser fornecido na superfície marítima. Por exemplo, o tanque de armazenamento pode ser uma embarcação de GLP, preferencialmente um que seja estacionário (por exemplo, amarrado ou ancorado perto do poço) e preferencialmente adaptado de acordo para funcionar como um tanque de armazenamento adequado.
[0086] Pelo menos parte das etapas de redução de pressão e/ou separação podem ser realizadas em um local submarino, tal como o fundo do mar. Por exemplo, o (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o estrangulador ou o expansor, os trocadores de calor e/ou o terceiro separador podem estar em local submarino. Realizar a etapa de separação submarina reduz a necessidade de grandes estruturas de superfície, o que pode ser particularmente útil se uma plataforma de cabeça de poço não tripulada for desejada. Alternativamente/adicionalmente, pelo menos parte das etapas de redução de pressão e/ou separação podem ser realizadas em um local na superfície.
[0087] Desse modo, as etapas de redução de pressão, separação e armazenamento do presente método podem ser realizadas offshore. A etapa de armazenamento pode compreender o armazenamento do componente líquido semiestabilizado pressurizado em um local submarino. O produto líquido pode ser pressurizado (por exemplo, mantido sob pressão) utilizando a pressão do ambiente ao redor do tanque de armazenamento. Quando a etapa de armazenamento é realizada offshore, o próprio mar pode ser usado para fornecer a pressão para o armazenamento do produto líquido. Assim, os presentes inventores reconheceram que o ambiente local de um poço de produção offshore pode ser usado para estabilizar um produto líquido semiestabilizado do fluido produzido.
[0088] Além disso, o trocador de calor e/ou a bomba podem estar em uma localização submarina. Alternativamente, esses componentes podem estar localizados em um local na superfície.
[0089] O ejetor e/ou compressor pode preferencialmente estar em uma localização submarina, mas pode estar localizado na superfície.
[0090] Pelo menos alguns de todos os componentes discutidos em relação às etapas de redução de pressão, separação e armazenamento podem preferencialmente estar em uma localização submarina, mas podem estar localizados na superfície.
[0091] Realizar o armazenamento e as outras etapas do método, pode ocorrer a uma profundidade de cerca de 50 m a 10.000 m, preferencialmente em torno de 70 m a 1.000 m. Essas profundidades podem fornecer a pressão ideal para criar e armazenar o produto líquido semiestabilizado.
[0092] O ejetor pode ser montado no (primeiro) separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no (primeiro) separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no resfriador. O ejetor pode ser montado no resfriador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no segundo separador. O ejetor pode ser montado no segundo separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no terceiro separador. O(s) ejetor(es) e/ou compressor(es) podem ser montados no terceiro separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no trocador de calor. O (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o(s) ejetor(es) e/ou compressor(es), o estrangulador ou expansor, o terceiro separador e/ou o trocador de calor podem ser fisicamente ligados entre si em uma única unidade integral. A bomba pode ser montada no tanque de armazenamento ou pode estar separada do tanque de armazenamento. O (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o(s) ejetor(es) e/ou compressor(es), o estrangulador ou expansor, o terceiro separador, o trocador de calor e/ou a bomba podem ser montados no tanque de armazenamento ou pode ser separado do tanque de armazenamento. Alternativamente, pelo menos alguns destes componentes podem ser conectados através de carretéis, como discutido acima. Os carretéis podem ter aproximadamente 50 m de comprimento.
[0093] Pelo menos alguns dos componentes discutidos em relação ao método acima podem fazer parte de uma instalação de processamento. A instalação de processamento pode estar em uma localização submarina.
[0094] O primeiro, segundo, terceiro ou quarto separador pode ser um separador horizontal, um separador vertical, um separador esférico, um depurador, um depurador ciclônico, um separador ciclônico cilíndrico gás-líquido (GLCC) ou o aparelho de separação apresentado em WO 2015/118072. Em outro aspecto, a invenção fornece um sistema para processar um fluido produzido a partir de um poço, sendo o fluido produzido um fluido de alta pressão, o sistema compreendendo: meios para reduzir a pressão do fluido para uma pressão reduzida tal que uma fase gasosa e uma fase líquida são formadas; meios para separar a fase gasosa da fase líquida, formando assim um produto gasoso e um produto líquido; e um tanque de armazenamento para armazenar o produto líquido a uma pressão tal que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante o armazenamento, em que a pressão reduzida é superior à pressão atmosférica.
[0095] Em geral, o sistema pode ser qualquer sistema capaz de realizar qualquer um dos métodos acima discutidos e pode compreender qualquer uma das características acima discutidas.
[0096] Os meios de separação podem ser quaisquer meios capazes de o fazer, tais como um ou mais separadores, resfriadores, bombas e/ou trocadores de calor.
[0097] Os meios de redução de pressão podem ser quaisquer meios capazes de o fazer, como um ou mais expansores ou carretéis ou válvulas.
[0098] O sistema pode compreender: um meio de transferência para transferir o produto líquido do tanque de armazenamento para um transportador de líquido; e um transportador de líquido para transportar o produto líquido para outro local utilizando o transportador de líquido, sendo os meios de transferência e o transportador de líquido configurados de tal modo que a transferência e o transporte podem ocorrer a uma pressão de modo que o produto líquido permanece em uma fase líquido estável durante a transferência e o transporte.
[0099] O transportador de líquido pode ser uma embarcação. O transportador de líquido pode ser um navio gaseiro de GLP, tal como uma embarcação de GLP. O transportador de líquido pode ser capaz de transportar o produto líquido pressurizado. O transportador de líquido pode ser capaz de transportar o produto líquido pressurizado entre aproximadamente 0,1 MPa a 1 MPa (1 a 10 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). O transportador de líquido pode ser um transportador de líquido completamente pressurizado ou parcialmente pressurizado, tal como uma embarcação de GLP padrão ou completamente pressurizado.
[0100] Os meios de transferência podem compreender um conduto que conduz do tanque de armazenamento para o transportador de líquido. Os meios de transferência podem compreender uma bomba para transferir ativamente o líquido. Alternativamente, nenhuma bomba pode ser fornecida e o líquido pode ser transferido passivamente.
[0101] O sistema pode compreender: um segundo meio de transferência para transferir o produto líquido do transportador de líquido para a outra localização, sendo o segundo meio de transferência configurado de modo a que a transferência possa ocorrer a uma pressão tal que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante a transferência; e outro meio para reduzir a pressão do produto líquido à pressão atmosférica no outro local.
[0102] O segundo meio de transferência pode compreender um conduto que conduz o transportador de líquido para outra localização. O segundo meio de transferência pode compreender uma bomba para transferir ativamente o líquido. Alternativamente, nenhuma bomba pode ser fornecida e o líquido pode ser transferido passivamente.
[0103] O poço, os meios de redução de pressão, os meios de separação, o tanque de armazenamento e/ou o primeiro meio de transferência podem estar offshore, preferencialmente em locais submarinos. O outro local pode ser um local onshore. A localização onshore pode incluir um segundo tanque de armazenamento.
[0104] O meio de redução de pressão pode ser qualquer meio para reduzir a pressão, tal como uma ou mais válvulas, estrangulador(es) e/ou expansor(es).
[0105] O sistema também pode compreender um resfriador no outro local para o resfriamento do produto líquido, de modo a formar um produto líquido estabilizado onshore. O resfriador pode estar a montante ou a jusante dos meios de redução de pressão no outro local.
[0106] O fluido produzido a partir do poço pode compreender um componente gasoso e um componente líquido. Tipicamente, o fluido produzido pode compreender ou consistir em hidrocarbonetos gasosos, hidrocarbonetos líquidos e água. Os hidrocarbonetos líquidos podem ser óleo e/ou podem ser condensados e/ou GLP. O condensado pode ser um condensado de gás natural.
[0107] O sistema pode compreender um separador para separar a fase gasosa da fase líquida.
[0108] Uma pluralidade de separadores pode ser usada para separar o componente gasoso do componente líquido.
[0109] O fluido produzido pode ser separado usando um separador. O separador pode separar a fase gasosa da fase líquida. O separador pode separar hidrocarbonetos gasosos e água gasosa de hidrocarbonetos líquidos e água líquida. Os hidrocarbonetos gasosos podem compreender gás natural e/ou gás de petróleo. Os hidrocarbonetos líquidos podem incluir óleos, óleos leves e/ou condensados.
[0110] O separador pode ser conectado ao poço por meio de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O separador pode ser conectado a um riser de produção conectado ao poço por meio de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O separador pode ser conectado ao tanque de armazenamento através de pelo menos um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível.
[0111] Antes de entrar no separador, o fluido produzido é reduzido em pressão e pode ter sido pré-resfriado e/ou ter tido sedimentos/areia/lama removidos dele. Desse modo, o sistema pode compreender um pré-resfriador e/ou um separador de sedimentos/areia/lama a montante do separador e a montante e/ou a jusante dos meios de redução de pressão. Isso pode melhorar a separação do gás natural e do gás de petróleo dos condensados e da água. O fluido produzido pode ser o fluxo de poço puro.
[0112] O separador pode ser um primeiro separador.
[0113] O sistema pode compreender um resfriador a jusante do primeiro separador conectado à saída do produto gasoso do primeiro separador. O sistema pode compreender um segundo separador a jusante do primeiro separador conectado à saída do produto gasoso do primeiro separador. O segundo separador pode preferencialmente estar a jusante do resfriador.
[0114] O produto gasoso separado pode passar para o segundo separador, preferencialmente através do resfriador. O resfriador e/ou o segundo separador podem agir para purificar o gás natural, condensando qualquer água ou gás de petróleo remanescente do componente gasoso. O produto gasoso resfriado (que pode agora compreender líquidos) pode então passar através do segundo separador para separar o líquido condensado do gás. A água condensada (líquida) e o gás de petróleo condensado (liquefeito) podem ser alimentados na saída do produto líquido separado do primeiro separador. A água líquida condensada e o gás de petróleo liquefeito são preferencialmente alimentados no produto líquido separado a montante do terceiro separador (ver abaixo). Alternativamente, no entanto, o líquido condensado pode ser alimentado no componente líquido separado a jusante do terceiro separador (ver abaixo).
[0115] O resfriador e/ou o segundo separador podem ser conectados ao primeiro separador através de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. Um riser de gás pode ser conectado à saída de gás do primeiro separador e/ou resfriador e/ou do segundo separador para transportar o gás do fundo do mar para a superfície, por exemplo, para uma plataforma, tal como uma plataforma de cabeça de poço não tripulada.
[0116] O resfriador e/ou o segundo separador podem ser conectados à saída de líquido do primeiro separador através de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível.
[0117] O resfriador pode ser um resfriador ativo ou um resfriador passivo.
[0118] O sistema pode compreender um terceiro separador a jusante do primeiro separador conectado à saída do produto líquido do primeiro separador. O sistema pode compreender um estrangulador ou expansor ou válvula a jusante do primeiro separador conectado à saída do componente líquido do primeiro separador. O terceiro separador pode preferencialmente estar a jusante do estrangulador ou expansor ou válvula.
[0119] A saída de produto líquido separada do primeiro separador pode ter outros componentes gasosos (por exemplo, gás natural) removidos, preferencialmente utilizando o terceiro separador. Isto pode ser conseguido reduzindo a pressão da saída do produto líquido separado do primeiro separador, por exemplo, usando o expansor, para permitir que o gás evapore. A pressão pode ser reduzida para entre aproximadamente 0,1 a 1 MPa (1 a 10 bar), preferencialmente 0,5 a 1 MPa (5 a 10 bar), preferencialmente 0,5 MPa (5 bar). Esse gás pode então ser separado do líquido usando o terceiro separador, que pode ser, por exemplo, o aparelho de separação mostrado em WO 2015/118072.
[0120] A saída de gás do terceiro separador pode ser conectada à saída de gás do primeiro separador, a montante ou a jusante do resfriador e/ou do segundo separador ou no resfriador e/ou segundo separador.
[0121] O sistema pode compreender um ejetor para aumentar a pressão da saída de gás do terceiro separador. O ejetor pode ser utilizado para alimentar a saída de gás do terceiro separador para a saída de gás do primeiro/segundo separador ou do fluido produzido. Adicionalmente/alternativamente, um compressor pode ser usado para recomprimir a saída de produto gasoso do terceiro separador, de tal modo que possa ser alimentado na saída de gás do segundo separador e/ou do fluido produzido. O ejetor pode ser um ejetor de dois ou três conjuntos.
[0122] O sistema pode compreender um conduto para transportar o produto gasoso purificado (isto é, o produto gasoso a jusante do primeiro separador e preferencialmente a jusante do resfriador, o segundo separador e/ou o ejetor/compressor). O conduto pode levar o gás onshore ou de volta a uma matriz, ou a um sistema de secagem, ou a um compressor (submarino), a um riser ou a uma plataforma. O sistema pode, portanto, incluir qualquer um desses recursos.
[0123] O meio de redução de pressão pode compreender uma ou mais válvulas/estrangulador(es) e/ou expansor(es). Os meios de redução de pressão podem estar localizados a montante e/ou a jusante do primeiro separador. Pode ser conectado a jusante do primeiro separador e pode ser configurado para receber o produto líquido da saída de líquido do primeiro separador. Os meios de redução de pressão podem estar entre o primeiro e o terceiro separadores e/ou a montante do primeiro separador. O sistema pode compreender um trocador de calor a jusante dos meios de separação. O trocador de calor pode estar disposto para controlar a temperatura do produto líquido. O sistema pode compreender uma bomba a jusante dos meios de separação. A bomba pode ser preparada para bombear o produto líquido. A bomba pode estar a jusante do trocador de calor. A bomba e/ou o trocador de calor podem estar a montante do tanque de armazenamento. A bomba pode ser usada para bombear o produto líquido para o tanque de armazenamento. O trocador de calor pode aquecer ou resfriar o produto líquido até a temperatura de armazenamento desejada.
[0124] Assim, o produto líquido pode passar através do trocador de calor, que pode ser um resfriador ou um aquecedor, e/ou a bomba e para dentro do tanque de armazenamento. O trocador de calor pode ser conectado ao (primeiro) separador ou ao estrangulador ou expansor ou ao terceiro separador através de um carretel, tal como um carretel rígido ou flexível. O trocador de calor pode ser um trocador de calor ativo ou passivo, preferencialmente um resfriador ativo ou passivo.
[0125] O sistema pode compreender uma (segunda) bomba para transferir o produto líquido do tanque de armazenamento para o transportador. Preferencialmente, no entanto, a transferência pode ocorrer passivamente.
[0126] O tanque de armazenamento pode compreender um tanque de armazenamento do tipo bexiga, tal como o tanque de armazenamento Kongsberg. O tanque de armazenamento pode incluir um tanque de armazenamento de concreto.
[0127] O tanque de armazenamento pode ter um volume entre aproximadamente 1.000 m3 e 50.000 m3, preferencialmente entre aproximadamente 5.000 m3 e 10.000 m3, e preferencialmente aproximadamente 7.500 m3. Esses volumes são preferíveis para permitir vários dias ou semanas de produção do poço antes que o tanque de armazenamento esteja cheio. Além disso, esses volumes podem corresponder aproximadamente ao volume de um transportador típico, como uma embarcação de GLP. O volume de um transportador típico pode estar entre aproximadamente 1.000 m3 e 30.000 m3, preferencialmente entre aproximadamente 5.000 m3 e 25.000 m3, e preferencialmente aproximadamente 22.500 m3.
[0128] O sistema pode compreender um conduto conectado ao tanque de armazenamento para transferir o produto líquido armazenado para o transportador de líquido. Preferencialmente, o conduto está conectado ao topo ou ao fundo do tanque. A (segunda) bomba pode ser conectada ao conduto.
[0129] O tanque de armazenamento pode preferencialmente estar em uma localização submarina tal como no fundo do mar. Alternativamente, no entanto, o tanque de armazenamento pode ser fornecido na superfície marítima.
[0130] Pelo menos parte dos meios de separação pode estar localizada em um local submarino, tal como o fundo do mar. Por exemplo, o (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o aquecedor, a válvula/estrangulador ou expansor e/ou o terceiro separador podem estar em uma localização submarina. Alternativamente, pelo menos parte da etapa de separação pode ser realizada em um local da superfície.
[0131] Desse modo, os meios para pressurizar (por exemplo, manter sob pressão) o produto líquido e o tanque de armazenamento podem estar localizados offshore. O tanque de armazenamento pode estar localizado em um local submarino. O produto líquido pode ser armazenado sob pressão usando a pressão do ambiente ao redor do tanque de armazenamento.
[0132] Pelo menos alguns dos equipamentos de processamento do sistema podem estar localizados em um local submarino. Por exemplo, o (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o estrangulador/válvula/expansor e/ou o terceiro separador podem estar localizados submersos. Além disso, o trocador de calor e/ou a bomba podem estar localizados submersos. O estrangulamento / expansor e/ou o terceiro separador podem estar em uma localização submarina. Alternativamente, pelo menos parte desses componentes pode estar localizada em um local na superfície. De um modo preferido, o sistema pode ser configurado de modo a que o líquido permaneça em uma localização submarina desde o poço até ao armazenamento. O gás pode ser enviado para a superfície. Isso permite que o poço opere a pressões mais baixas.
[0133] O ejetor/compressor pode preferencialmente estar em uma localização submarina, mas pode estar localizado na superfície.
[0134] Os componentes submarinos podem estar a uma profundidade de cerca de 50 m a 10.000 m, preferencialmente em torno de 70 m a 1.000 m.
[0135] O ejetor/compressor pode ser montado no (primeiro) separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no (primeiro) separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no resfriador. O ejetor/compressor pode ser montado no resfriador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no segundo separador. O ejetor/compressor pode ser montado no segundo separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no terceiro separador. O ejetor/compressor pode ser montado no terceiro separador. O estrangulador ou expansor pode ser montado no trocador de calor. O terceiro separador pode ser montado no trocador de calor. O (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o ejetor/compressor, o estrangulador ou expansor, o terceiro separador e/ou o trocador de calor podem ser fisicamente conectados entre si em uma unidade integral. A bomba pode ser montada no tanque de armazenamento ou pode estar separada do tanque de armazenamento. O (primeiro) separador, o resfriador, o segundo separador, o ejetor/compressor, o reator ou expansor, o terceiro separador, o trocador de calor e/ou a bomba podem ser montados no tanque de armazenamento ou podem ser separados do tanque de armazenamento. Alternativamente, pelo menos alguns destes componentes podem ser conectados através de carretéis, como discutido acima. Os carretéis podem ter aproximadamente 50 m de comprimento.
[0136] O primeiro, segundo, terceiro ou quarto separador pode ser um separador horizontal, um separador vertical, um separador esférico, um depurador, um depurador ciclônico ou um separador ciclônico cilíndrico gás-líquido (GLCC) ou o aparelho de separação apresentado em WO 2015/118072.
[0137] Certas modalidades preferidas serão agora descritas a título de exemplo apenas com referência aos desenhos anexos em que:
[0138] A Figura 1 mostra uma primeira modalidade da presente invenção;
[0139] A Figura 2 mostra outra modalidade da presente invenção; e
[0140] A Figura 3 mostra outra modalidade da presente invenção.
[0141] Em relação à Figura 1, ela mostra uma cabeça de poço 1 de um campo de gás condensado no fundo do mar 2. O fluxo de poço puro passa pelo riser 3 até a plataforma de cabeça não tripulada (UWP) 4 na superfície marítima 5. O fluxo de poço puro compreende um fluido, compreendendo água, gás natural e hidrocarbonetos líquidos leves, e sedimentos como areia e lama. Os sedimentos podem ser removidos do fluxo de poço puro na UWP 4.
[0142] O fluido produzido passa da UWP 4 para um meio para criar um produto líquido semiestabilizado 7 que está localizado no fundo do mar 2 através de um carretel flexível 6. Um fluxo de gás puro separado do fluido produzido pode ser enviado a partir do meio para criar um produto líquido 7 através de um carretel flexível 8. O carretel flexível 8 entrega o fluxo de gás purificado ao equipamento de processamento de gás 9 na UWP 4. O equipamento de processamento de gás 9 pode compreender um compressor ou uma bomba e pode ser utilizado para transportar o gás a uma matriz ou para onshore através de um gasoduto.
[0143] Um fluxo de produto líquido semiestabilizado separado do fluido produzido pode ser enviado do meio para criar um produto líquido 7 através do carretel flexível 10. O produto líquido compreende todos os componentes não gasosos do fluido produzido, por exemplo, água, GLP e óleos leves, e pode incluir alguns componentes que seriam gasosos sob condições atmosféricas. O carretel flexível 10 entrega o produto líquido semiestabilizado a um tanque de armazenamento submarino 11. Uma vez que o tanque de armazenamento 11 é submarino, ele armazena o produto líquido sob pressão, sendo a pressão gerada pela pressão hidrostática do ambiente local. Essa pressão hidrostática é usada para manter o produto líquido semiestabilizado em um estado estável. Entre os meios para criar um produto líquido 7 e o tanque de armazenamento 11, pode haver um trocador de calor e/ou uma bomba (não mostrada).
[0144] Um conduto de transferência 12 conecta o tanque de armazenamento 11 à superfície marítima 5. O conduto de transferência 12 pode estar permanentemente presente. No entanto, o conduto de transferência 12 nem sempre precisa estar presente, uma vez que o tanque de armazenamento 11 pode recolher o produto líquido durante um período de dias ou semanas sem ser esvaziado. Contudo, quando se deseja esvaziar o tanque de armazenamento 11, o conduto de transferência 12 permite a transferência do produto líquido do tanque de armazenamento 11 para uma embarcação 13 na superfície marítima. 5.
[0145] A embarcação 13 mantém o produto líquido semiestável em um estado estável mantendo o produto líquido sob pressão. A embarcação 13 pode ser utilizada para transferir o líquido estável onshore 14. Mais uma vez, o produto líquido pode ser mantido sob pressão durante essa etapa, de modo a que permaneça em um estado estável. O produto líquido pode então ser transferido para o equipamento de processamento onshore 15 que pode reduzir a pressão do produto líquido e realizar nova separação das fases gasosa e líquida produzidas pela redução da pressão adicional, de modo a formar um produto líquido completamente estabilizado à pressão atmosférica.
[0146] Com relação à Figura 2, ela mostra uma cabeça de poço 1 de um campo de gás condensado no fundo do mar 2. O fluxo do poço puro passa da cabeça do poço 1 pelo riser 3 até a plataforma do poço não tripulado (UWP) 4 na superfície marítima 5. O fluxo do poço puro compreende um fluido produzido, compreendendo água, gás natural e hidrocarbonetos líquidos leves, e sedimentos como areia e lama. Os sedimentos podem ser removidos do fluxo de poço puro na UWP 4.
[0147] O fluido produzido passa por um meio para criar um produto líquido 7 que está localizado na UWP 4. Um fluxo de gás puro separado do fluido produzido pode ser enviado dos meios para criar um produto líquido 7 através de um conduto 8’. O conduto 8’ fornece o fluxo de gás puro ao equipamento de processamento de gás 9 na UWP 4. O equipamento de processamento de gás 9 pode compreender um compressor ou uma bomba e pode ser utilizado para transportar o gás para uma matriz ou para onshore através de um gasoduto.
[0148] Um fluxo de produto líquido semiestabilizado separada do fluido produzido pode ser enviado do meio para criar um produto líquido 7 através do carretel flexível 10. O produto líquido compreende todos os componentes não gasosos do fluido produzido, por exemplo, água, GLP e óleos leves, e pode incluir alguns componentes que seriam gasosos sob condições atmosféricas. O carretel flexível 10 entrega o produto líquido semiestabilizado a um tanque de armazenamento submarino 11. Uma vez que o tanque de armazenamento 11 é submarino, ele armazena o produto líquido sob pressão, sendo a pressão gerada pela pressão hidrostática do ambiente local. Essa pressão hidrostática é usada para manter o produto líquido semiestável em um estado estável. Entre os meios para criar um produto líquido 7 e o tanque de armazenamento 11, pode haver um trocador de calor e/ou uma bomba (não mostrada).
[0149] Um conduto de transferência 12 conecta o tanque de armazenamento 11 à superfície marítima 5. O conduto de transferência 12 pode estar permanentemente presente. No entanto, o conduto de transferência 12 não necessita de estar sempre presente, uma vez que o tanque de armazenamento 11 pode recolher o produto líquido durante um período de dias ou semanas sem ser esvaziado. Contudo, quando se deseja esvaziar o tanque de armazenamento 11, o conduto de transferência 12 permite a transferência do produto líquido do tanque de armazenamento 11 para uma embarcação 13 na superfície marítima 5.
[0150] A embarcação 13 mantém o produto líquido semiestabilizado sob pressão em um estado estável e pode ser utilizado para transferir o líquido semiestável onshore 14. Mais uma vez, o produto líquido semiestabilizado pode ser mantido sob pressão durante essa etapa de tal forma que permaneça em um estado estável. O produto líquido semiestabilizado pode então ser transferido para o equipamento de processamento onshore 15, o que pode reduzir a pressão do produto líquido e realizar mais separação das fases gasosa e líquida produzidas pela redução da pressão adicional, de modo a formar um produto líquido completamente estabilizado.
[0151] Relativamente à Figura 3, ela mostra em maior detalhe os meios para criar um produto líquido semiestabilizado 7. O fluido produzido entra em um primeiro separador 102 através de um primeiro conduto 101.
[0152] O fluido produzido que sai do poço está tipicamente a alta pressão e temperatura. O fluido produzido compreende componentes gasosos e líquidos (isto é, componentes que seriam gases e líquidos em condições atmosféricas), mas devido à alta pressão o fluido produzido é um líquido. A montante do primeiro separador 102, o fluido produzido é resfriado e tem a sua pressão reduzida. Isso forma uma fase gasosa e uma fase líquida a montante do primeiro separador 102. O primeiro separador 102 separa a fase gasosa do fluido produzido de pressão reduzida da fase líquida do fluido produzido de pressão reduzida, formando assim um primeiro produto gasoso e um primeiro produto líquido.
[0153] O produto gasoso sai através de um segundo conduto 103 e passa para um resfriador 104 que arrefece o gás, permitindo assim a liquefação de quaisquer hidrocarbonetos pesados remanescentes. O produto gasoso resfriado é então alimentado em um segundo separador 105 que separa o gás dos hidrocarbonetos remanescentes liquefeitos. O produto gasoso purificado sai do segundo separador 105 através do conduto 106 para um ejetor 108. Os hidrocarbonetos pesados remanescentes saem do segundo separador 105 através do conduto 107.
[0154] O produto líquido do fluido produzido separado no primeiro separador 102 sai do primeiro separador 102 através do conduto 109. O conduto 107 une o conduto 109 a montante de um estrangulador ou expansor 110. Assim, substancialmente todos os componentes líquidos do fluido produzido são alimentados no estrangulador ou expansor 110. O estrangulador ou expansor 110 é usado para reduzir a pressão do líquido. Além disso, reduzir a pressão do líquido permite que quaisquer componentes gasosos remanescentes no líquido evaporem para fora do líquido. A combinação de líquido e gás com pressão reduzida passa para um terceiro separador 111. A pressão nessa fase é baixa, mas acima da pressão atmosférica, tal como 0,1 a 1 MPa (1 a 10 bar).
[0155] O terceiro separador 111 envia o gás evaporado como um segundo produto gasoso através do conduto 112. O gás passa através do conduto 112 para o ejetor 108. O ejetor combina o gás de baixa pressão no conduto 112 com o gás de alta pressão no conduto 106. O gás combinado deixa o ejetor através do carretel flexível 8 ou conduto 8', como se vê nas Figuras 1 e 2. Alternativamente a um ejetor, pode ser utilizado um compressor para comprimir o produto gasoso no conduto 112.
[0156] O terceiro separador 111 envia o produto líquido purificado através do carretel flexível 10. O líquido no carretel flexível 10 está a baixa pressão em comparação com a pressão do poço, mas está a uma pressão superior à pressão atmosférica. O produto líquido é mantido a uma pressão tal que esteja em uma fase líquida estável.
[0157] Além disso, devido à separação em dois estágios e a realimentação do fluxo de gás e do fluxo líquido, a saída de produto gasoso do ejetor 108 compreende substancialmente todos os componentes de gás no fluido produzido e a saída de líquido do terceiro separador 111 compreende substancialmente todos os componentes líquidos no fluido produzido.
[0158] A saída do produto líquido instável do terceiro separador 111 é armazenada no tanque de armazenamento 11, em que é mantida em um estado estável, sendo armazenada sob pressão gerada pela pressão hidrostática do ambiente marinho ao redor. Para que o produto líquido de baixa pressão que sai do terceiro separador 111 seja capaz de entrar no tanque de armazenamento pressurizado 11, pode ser fornecida uma bomba entre o terceiro separador e o tanque de armazenamento 11. Além disso, a fim de armazenar o produto líquido na temperatura correta (por exemplo, a fim de manter o produto líquido semiestável em um estado estável) pode ser fornecido um trocador de calor entre o terceiro separador 111 e o tanque de armazenamento 11. O trocador de calor pode aquecer ou resfriar o produto líquido conforme necessário.

Claims (16)

1. Método de processamento de um fluido produzido a partir de um poço, sendo que o fluido produzido é um fluido de alta pressão, sendo que o método compreende: reduzir a pressão do fluido para uma pressão reduzida de modo que uma fase gasosa e uma fase líquida sejam formadas; separar a fase gasosa da fase líquida formando, desse modo, um produto gasoso e um produto líquido; e armazenar o produto líquido em um tanque de armazenamento a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante o armazenamento, caracterizado pelo fato de que a pressão reduzida é maior do 0,2 MPa (2bar), em que a pressão do produto líquido é mantida a uma pressão substancialmente igual ou maior do que a pressão reduzida nas etapas de separação, e/ou armazenamento.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende: transferir o produto líquido do tanque de armazenamento para um transportador líquido, em que a transferência ocorre a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante a transferência; e transportar o produto líquido para outro local com o uso do transportador líquido, em que o transporte ocorre a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante o transporte.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende: transferir o produto líquido para o outro local, em que a transferência ocorre a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante a transferência; e reduzir a pressão do produto líquido à pressão atmosférica.
4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o produto líquido compreende hidrocarbonetos líquidos e água.
5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a etapa de armazenar compreende armazenar o produto líquido em um local submarino.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que pelo menos parte da fonte de pressão para armazenar o produto líquido sob pressão é do ambiente que circunda o tanque de armazenamento.
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o poço é um poço offshore e a etapa de redução de pressão, a etapa de separação e a etapa de armazenamento são realizadas offshore.
8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a etapa de redução de pressão e a etapa de separação compreendem: reduzir a pressão do fluido produzido para uma primeira pressão reduzida de modo que uma primeira fase gasosa e uma primeira fase líquida sejam formadas; separar a primeira fase gasosa da primeira fase líquida para formar um primeiro produto gasoso e um primeiro produto líquido; reduzir a pressão do primeiro produto líquido para uma segunda pressão reduzida de modo que uma segunda fase gasosa e uma segunda fase líquida sejam formadas; e separar a segunda fase gasosa da segunda fase líquida para formar um segundo produto gasoso e um segundo produto líquido, em que o segundo produto líquido é o produto líquido armazenado, e em que a primeira pressão reduzida é maior do que a segunda pressão reduzida e a segunda pressão reduzida é maior do que a pressão atmosférica.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o segundo produto gasoso é combinado com o primeiro produto gasoso e/ou combinado com o fluido produzido.
10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a etapa de redução de pressão e a etapa de separação compreendem: reduzir a pressão do fluido produzido para uma primeira pressão reduzida de modo que uma primeira fase gasosa e uma primeira fase líquida sejam formadas; separar a primeira fase gasosa da primeira fase líquida para formar um primeiro produto gasoso e um primeiro produto líquido; reduzir a temperatura do primeiro produto gasoso para uma temperatura reduzida de modo que uma segunda fase gasosa e uma segunda fase líquida sejam formadas; e separar a segunda fase gasosa da segunda fase líquida para formar um segundo produto gasoso e um segundo produto líquido, em que o segundo produto líquido é combinado com o primeiro produto líquido, sendo que os produtos líquidos combinados são armazenados no tanque de armazenamento.
11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que pelo menos parte da etapa de redução de pressão e/ou da etapa de separação é realizada em um local submarino.
12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que compreende enviar o produto gasoso a um local no convés de produção e manter o produto líquido em um local submarino.
13. Sistema para processamento de um fluido produzido a partir de um poço, sendo que o fluido produzido é um fluido de alta pressão, sendo que o sistema compreende: meios para reduzir a pressão do fluido para uma pressão reduzida de modo que uma fase gasosa e uma fase líquida sejam formadas; meios para separar a fase gasosa da fase líquida formando, desse modo, um produto gasoso e um produto líquido; e um tanque de armazenamento para armazenar o produto líquido em um tanque de armazenamento a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante o armazenamento, caracterizado pelo fato de que os meios para reduzir a pressão são configurados de modo que a pressão reduzida seja maior do que 0,2 MPa (2bar), em que a pressão do produto líquido é mantida a uma pressão substancialmente igual ou maior do que a pressão reduzida nas etapas de separação, e/ou armazenamento.
14. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que compreende: um meio de transferência para transferir o produto líquido do tanque de armazenamento para um transportador líquido; e um transportador líquido para transportar o produto líquido para outro local com o uso do transportador líquido, sendo que o meio de transferência e o transportador líquido são configurados de modo que a transferência e o transporte possam ocorrer a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante a transferência e o transporte.
15. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que compreende: um segundo meio de transferência para transferir o produto líquido do transportador líquido para o outro local, sendo que o segundo meio de transferência é configurado de modo que a transferência possa ocorrer a uma pressão de modo que o produto líquido permaneça em uma fase líquida estável durante a transferência; e outros meios para reduzir a pressão do produto líquido para a pressão atmosférica no outro local.
16. Sistema, de acordo com a reivindicação 13, 14 ou 15, caracterizado pelo fato de que é configurado para realizar qualquer um dos métodos, conforme definido nas reivindicações 1 a 12.
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