BR112019019216B1

BR112019019216B1 - Sistema submarino de separação de fluidos de fases múltiplas e método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de fases múltiplas

Info

Publication number: BR112019019216B1
Application number: BR112019019216-6A
Authority: BR
Inventors: Sigbjorn Daasvatn; Ratnam SATHANANTHAN
Original assignee: Subsea 7 Norway As
Priority date: 2017-04-18
Filing date: 2018-04-18
Publication date: 2023-10-10
Also published as: GB201706110D0; AU2018253883B2; AU2018253883A1; GB2561568A; WO2018193004A1; EP3612715A1; US20200139266A1; EP3612715B1; US11577180B2; BR112019019216A2

Abstract

a presente invenção refere-se a um sistema submarino de separação de fluidos de fases múltiplas, que compreende: um separador de gás (22) para separar gás de uma corrente de poço contendo óleo; um estágio de separação de água a jusante do separador de gás, compreendendo pelo menos um separador de tubo duplo (24) para separar água do óleo da corrente de poço; e um sistema de tratamento de água (54) para remover óleo da água que é produzida pelo estágio de separação de água. em um caminho de saída de água, a jusante do ou de cada separador de tubo duplo (24), há um eletrocoalescedor (108) e pelo menos um segundo separador (112) em série.

Description

[0001] A presente invenção refere-se ao processamento submarine de óleo cru, especialmente para separar água de uma corrente de poço com a finalidade de garantia de fluxo e dispor essa água sem danificar o meio ambiente marinho.

[0002] Os aspectos específicos da invenção se referem aos desafios de desenvolver campos de óleo submarinos marginais, incluindo campos pequenos, remotos ou inacessíveis. Para abordar esses desafios, a invenção busca reduzir o custo de produção e o investimento de capital associado. A invenção também facilita a instalação e a operação da infraestrutura submarina necessária.

[0003] Um sistema de produção de óleo submarino típico compreende poços de produção, todos com uma cabeça de poço, dutos se estendendo no fundo do mar, armações para suportar válvulas, e conectores, derivações múltiplas ("manifolds") e tubos ascendentes ("risers") para levar os fluidos de produção à superfície. Na superfície, uma instalação acima da linha d'água, que pode ser uma plataforma ou uma embarcação, recebe os fluidos de produção antes do transporte deles adiante.

[0004] O óleo cru é um fluido de fases múltiplas, que contém, geralmente, areia, óleo, água/gás. Esses componentes da corrente de poço interagem de vários modos, que tendem a diminuir a vazão no sistema de produção, da cabeça do poço ao armazenamento. Um modo de falha crítico na produção de óleo cru é o entupimento ou obstrução de dutos por sólidos, porque o reparo desses bloqueios pode ser extremamente caro, especialmente em águas profundas.

[0005] Quando a temperatura de uma corrente de poço diminui abaixo de um determinado limiar, a uma dada pressão, os componentes do óleo cru podem reagir conjunta ou individualmente para coagular ou precipitar como cera sólida, asfaltenos ou hidratos, que podem entupir um duto. Por exemplo, a cera vai tipicamente aparecer no óleo a uma temperatura em torno de 30°C.

[0006] Como o óleo cru é quente na saída da cabeça de poço, tipicamente em torno de 200°C, uma abordagem na produção submarina de óleo é manter a temperatura do óleo acima do limiar crítico, até que o óleo tenha sido transferido a uma instalação acima da linha d'água. Ali, o óleo pode ser tratado para permitir que o óleo tratado seja transportado à temperatura ambiente em navios-tanque ou em dutos. Por exemplo, a separação de fases múltiplas pode ser feita na instalação acima da linha d'água, como descrito no pedido de patente internacional WO 2015/167778. O pedido de patente internacional WO 2007/085900 descreve outra unidade de separação acima da linha d'água, típica, em cujo caso compreendendo tanques de gravidade e pelo menos uma bomba.

[0007] Duas abordagens principais são conhecidas na técnica para reduzir o custo de produção de óleo de campos submarinos, especialmente campos submarinos marginais. A primeira abordagem é simplificar, tanto quanto possível, o equipamento submarino, por exemplo, por uso de um duto isolado, longo, que se estende de uma cabeça de poço, e de equipamento submarino adicional mínimo. A segunda abordagem adota uma tática oposta, isto é, transferir pelo menos algumas funções de produção de armazenamento convencionalmente altas a um local submarino, para exportar intermitentemente o óleo por meio de navios-tanque. Por exemplo, o pedido de patente EP 1554197 descreve o uso de um tanque de armazenamento submarino como um armazenamento temporário, dentro do qual óleo e água na corrente de poço vão eventualmente se separar um do outro.

[0008] Um desafio da primeira abordagem é que o custo do duto se torna um grande elemento do custo de desenvolvimento de campos isolados ou remotos. Nesse aspecto, as soluções convencionais para manter a temperatura do óleo empregam isolamento térmico "úmido", que envolve a cobertura do duto com materiais termicamente isolantes. O duto também pode ser aquecido por aquecimento elétrico ou por transferência térmica de fluidos quentes. No entanto, como alguns dutos podem ser muito longos, por exemplo, mais longos do que 100 km, essas soluções podem ficar muito caras.

[0009] Também, em vista da viscosidade do óleo, pode ser necessário empregar bombeamento de reforço ou de fases múltiplas para tratar golfadas em dutos. Por exemplo, o pedido de patente internacional WO 2011/051453 e o pedido de patente internacional WO 2007/140151 descrevem sistemas de bombeamento de reforço. O uso de bombas multifásicas de reforço pode manter uma pressão suficiente no fluxo para impedir o entupimento, mas não permite uma redução suficiente da espessura de revestimento para superar as desvantagens em dutos longos.

[0010] Por essas razões, a presente invenção é relacionada com a segunda abordagem, que envolve o processamento e o armazenamento submarino de óleo produzido. Por deslocamento de pelo menos algumas das etapas de processamento acima da linha d'água para o fundo do mar, o isolamento térmico ou o aquecimento pode ser reduzido e, idealmente, em princípio, eliminado. A invenção é particularmente relacionada com os desafios de lidar com uma corrente de poço, que é de qualidade insuficiente para ser armazenada e transportada, o que torna necessário processar a corrente de poço no mar.

[0011] A técnica anterior apresenta várias propostas para o processamento submarino em conjunto com a exploração de campos de óleo submarinos. Por exemplo, o pedido de patente internacional WO 2017/001567 descreve um sistema típico de reinjeção de água, no qual a água para injeção é extraída da água do mar.

[0012] De modo similar, no pedido de patente internacional WO 2017/010892, sal é extraído da água do mar para permitir a reinjeção de água em um poço. Substâncias químicas também podem ser adicionadas à água reinjetada.

[0013] Para reduzir a necessidade de revestimento termicamente isolante ou para aquecimento de dutos, estão sendo desenvolvidas tecnologias de "fluxo frio". O princípio do fluxo frio se baseia na remoção de tanta água quanto possível da corrente de poço, de modo que a coalescência ou deposição de cera, asfalteno ou hidratos não seja iniciada ou pelo menos possa ser atenuada antes de ocorrência de entupimento nos dutos. O pedido de patente internacional do requerente WO 2016/195842 descreve outros tipos de reatores de fluxo frio.

[0014] Os sistemas submarinos de separação de água e óleo são conhecidos na técnica, mas o desempenho deles não é suficiente para instalações de fluxo frio. O processo de separação submarino tem, como um todo, que ser aperfeiçoado em relação à técnica anterior para atingir um nível de desempenho adequado, que pode ser expresso em termos da relação de água em óleo (WiO).

[0015] Os sistemas eficientes de separação de água e óleo são conhecidos por uso acima da linha d'água ou em terra. No entanto, tendem a não ser uma boa solução para uso submarino, em virtude da dificuldade de fornecer alta energia elétrica sob o mar por longas distâncias. Por essa razão, a separação baseada em hidrociclones deve ser evitada. Também, esses separadores precisam de manutenção, que não pode ser feita na prática sob o mar. Os separadores de gravidade também devem ser evitados porque precisam de pressão atmosférica,o que vai impedir que o fluido de produção escoe para a superfície.

[0016] Genericamente, há uma necessidade para os desenvolvimentos denominados "campos marrons" para aperfeiçoar as condições de fluxo dentro das linhas de amarração existentes, devido à produção gradualmente crescente de água com o tempo de um campo submarino. Também, na medida em que as áreas amadurecem, novos reservatórios são revelados, e novos poços são encadeados em um cordão de margaridas ou amarrados às linhas de amarração existentes. Alternativamente, novos campos são amarrados às instalações existentes, com grandes custos associados acima da linha d'água.

[0017] Nessas circunstâncias, a vazão adicional pode provocar à "inundação" das linhas existentes, pois essas linhas não são projetadas para tratar corrente de produção adicionais. O modo convencional de lidar com isso tem sido o de estender novas linhas ou obstruir algumas linhas de produção para enfrentar temporariamente o problema no fundo do mar, e depois promover modificações acima da linha d'água para aumentar a capacidade de separação. Isso pode ser extremamente caro.

[0018] Um problema particular é como muitos campos submarinos amadurecem, o aumento típico na produção de água na corrente de poço com o tempo vai aumentar a necessidade de disposição dessa água, que, geralmente, contém óleo. Isso vai contra os antecedentes de legislações ambientais cada vez mais rígidas, o que significa que a relação de óleo em água (OiW) é tipicamente muito mais alta para permitir que a água produzida seja liberada diretamente no mar. Em geral, portanto, a água, produzida após a separação, tem sido tratada por injeção de substâncias químicas, armazenada sob o mar ou recuperada na superfície por um duto de água. Nenhuma dessas soluções é inteiramente desejável, econômica ou ambientalmente.

[0019] Em alguns desenvolvimentos de campos, a estratégia tem sido evitar a produção de água para a superfície por uso de separadores de água de fundo de poço. Esses separam a água de corrente de óleo ou gás no fundo do poço para dissipação em formações geológicas adequadas. Ainda que essas soluções possam eliminar a produção de água residual, não são sempre possíveis na prática ou economicamente viáveis.

[0020] Outro modo de controlar a água produzida é injetá-la na formação petrológica da qual se originou, ou em outra formação adequada. Isso envolve o transporte da água produzida do local de produção para o local de injeção, além de bombeamento para obter uma pressão de injeção adequada. Também aumenta o risco de escape de água oleosa para o mar.

[0021] O pedido de patente internacional WO 2016/108697 ensina uma combinação de unidades de separação submarinas para remoção de componentes ácidos, em particular gás ácido, de uma corrente de óleo, para reduzir a corrosão de dutos e equipamentos submarinos. No entanto, isso não remove água suficiente do óleo para permitir o armazenamento submarino do óleo.

[0022] O pedido de patente internacional WO 2008/051087 descreve um sistema de separação de água e óleo para reinjeção de água. O seu ensinamento é aquecer o separador para aperfeiçoar o corte de água no óleo.

[0023] O pedido de patente US 2016/138762 descreve outra disposição de processamento submarino, que injeta uma substância química de catalisador e depois a separa.

[0024] Ainda que unidades de produção submarina sejam conhecidas, persiste uma necessidade para sistemas mais simples, que permitam o desenvolvimento de custo efetivo de pequenos campos de óleo remotos.

[0025] O pedido de patente internacional WO 2017/027943 descreve uma estação compacta integrada com sistema de separação e bombeamento de fluidos submarinos. A separação de uma corrente de poço é feita por um separador de gás e líquido gravitacional do tipo harpa, para separar gás de líquido, e por um separador de líquido e líquido, para separar água de óleo.

[0026] Em algumas concretizações do pedido de patente internacional WO 2017/027943, o separador líquido - líquido pode ter uma seção troncocônica com uma série de válvulas de controle. Um hidrociclone é preferido. Contrariamente, em outra concretização do pedido de patente internacional WO 2017/027943, um separador de tubo gravitacional horizontal executa a separação de líquido e líquido. No entanto, nessa última concretização, o separador de tubo é localizado fora da, e conectado à armação compacta porque o separador de tubo ocupa um espaço significativo. Desse modo, o pedido de patente internacional WO 2017/027943 ensina que o separador de tubo é muito volumoso para ser integrado dentro da armação e tem que ser separado dela, quando uma solução do separador de tubo for selecionada para separação líquido - líquido.

[0027] Um separador de gás do tipo harpa é também descrito no pedido de patente internacional WO 2006/098637, que foca na separação de gás e também ensina a combinação do separador do tipo harpa com um separador de tubo para separação líquido - líquido.

[0028] O pedido de patente internacional WO 2005/005777 descreve um separador de tubo convencional, cuja eficiência de separação é insuficiente para a finalidade de fluxo frio.

[0029] O pedido de patente internacional WO 03/033872 descreve um sistema, que compreende um separador de tubo e um coalescedor elétrico que, beneficamente, não tem quaisquer partes móveis. No entanto, essa abordagem também atinge uma eficiência de separação inferior e requer uma bomba para repressurizar o fluido por causa de perda de carga. O pedido de patente internacional WO 2013/179252 também descreve um coalescedor elétrico como aquele do pedido de patente internacional WO 03/033872.

[0030] Um coalescedor é montado usualmente a jusante de um separador de água / óleo, para produzir maiores gotículas que são mais facilmente separadas no separador.

[0031] O pedido de patente internacional WO 2014/096330 descreve um separador de tubo duplo ou DPS, referido nesse documento como um separador de óleo tubular, que diferente de um separador de tubo usual pelo fato de que o separador é inclinado para maior eficiência. Um DPS é também mais compacto do que um separador de tubo.

[0032] O pedido de patente internacional WO 2016/148577 se refere a um sistema e um método para purificação submarina de água produzida, no qual óleo, gás e areia são separados passivamente em um conjunto de tanques por meio de gravidade, antes da água purificada ser liberada para o mar.

[0033] Em desacordo com esses antecedentes, a invenção proporciona um sistema submarino de separação de fluidos de fases múltiplas. O sistema compreende: um separador de gás para separar gás de uma corrente de poço contendo óleo; um estágio de separação de água a jusante do separador de gás, compreendendo pelo menos um separador de tubo duplo inclinado para separar água do óleo da corrente de poço, que pelo menos um separador de tubo duplo compreende um tubo interno perfurado contido dentro de um tubo externo; um sistema de tratamento de água para remover óleo da água que é produzida pelo estágio de separação de água.; e um sensor de água em óleo a jusante do estágio de separação de água.

[0034] O separador de gás e o estágio de separação de água podem ser dispostos substancialmente sem partes móveis, para separar passivamente gás e água da corrente de poço.

[0035] O estágio de separação de água compreende ainda um eletrocoalescedor e pelo menos um segundo separador em série, a jusante de cada separador de tubo duplo em um caminho de saída de óleo. Nesse caso, o sistema de tratamento de água pode ser conectado aos caminhos de saída de água do ou de cada separador de tubo duplo e do ou de cada segundo separador. O segundo separador pode compreender pelo menos um separador de tubo duplo, por exemplo, um primeiro conjunto de separadores de tubo duplo em paralelo, a montante do eletrocoalescedor, e um segundo conjunto de separadores de tubo duplo em paralelo, a jusante do eletrocoalescedor. O segundo conjunto pode conter menos separadores de tubo duplo do que o primeiro conjunto.

[0036] Um sensor de óleo em água é posicionado adequadamente a jusante do sistema de tratamento de água.

[0037] O sistema de tratamento de água pode compreender uma entrada de gás, em comunicação com o sistema de separação, e pode ser disposto para misturar a água produzida com o gás separado do óleo.

[0038] O sistema de tratamento de água pode ter ainda outra entrada para receber água decantada em um tanque de armazenamento.

[0039] O sistema de tratamento de água compreende, adequadamente, pelo menos uma unidade de flotação tendo: uma entrada de água para água a ser purificada de óleo; uma saída de óleo para água purificada de óleo; e uma saída de rejeito para gás misturado com óleo purificado da água. O sistema de tratamento de água pode compreender uma primeira e uma segunda unidades de flotação em série, a saída de água da primeira unidade de flotação em comunicação com a entrada de água da segunda unidade de flotação. A entrada de água da ou de cada unidade de flotação se comunica com um misturador para misturar gás com água a ser purificada de óleo.

[0040] O sistema de tratamento de água compreende, adequadamente, uma saída de descarga para descarregar a água purificada na água do mar circundante. Alternativa ou adicionalmente, o sistema de tratamento de água pode se comunicar com um sistema de injeção de água para injetar a água purificada em um reservatório submarino. Nesse caso, o sistema de injeção de água pode compreender uma entrada de gás em comunicação com o separador de gás e, desse modo, disposto também para receber e injetar o gás separado da corrente de poço. O sistema de injeção de água compreende, adequadamente, uma entrada de água processada em comunicação com um sistema de processamento de água do mar e, desse modo, disposto também para receber e injetar água processada oriunda da água do mar circundante.

[0041] Uma seção tubular de pré-separador é adequadamente posicionada a montante do ou de cada separador de tubo duplo. Uma unidade de remoção de areia é adequadamente posicionada a montante do separador de gás, em cujo caso um tanque de armazenamento de areia recuperável pode ser proporcionado para receber areia da unidade de remoção de areia.

[0042] Convenientemente, o separador de gás, o estágio de separação de água e o sistema de tratamento de água são implementados em uma armação de suporte comum. Nesse caso, os componentes do separador de gás, do estágio de separação de água e do sistema de tratamento de água podem ser substituíveis modularmente sob o mar por levantamento, sem levantar a armação. Para esse fim, a armação define adequadamente silos de abertura para cima dispostos para acomodar os respectivos componentes. Os componentes podem ser suportados nas respectivas estruturas de transporte e instalação, que são acopláveis com os silos da armação para movimento vertical relativo à armação, durante instalação ou remoção. A armação é, adequadamente, uma estrutura unitária que é transportável por reboque ou levantamento, quando do suporte dos componentes do separador de gás, do estágio de separação de água e do sistema de tratamento de água.

[0043] O conceito inventivo também abrange um método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de fases múltiplas. O método compreende executar as seguintes etapas sob o mar: separar gás da corrente de poço; subsequentemente, separar água do óleo da corrente de poço por passagem da corrente de poço por pelo menos um separador de tubo duplo inclinado, em que pelo menos um separador de tubo duplo compreende um tubo interno perfurado, contido dentro de um tubo externo; e remoção de óleo da água separada. O gás e a água podem ser, por exemplo, separados passivamente da corrente de poço.

[0044] O óleo do ou de cada separador de tubo duplo é passado por, sucessivamente, um eletrocoalescedor e pelo menos um segundo separador. O óleo pode ser removido da água separada escoando do ou de cada separador de tubo duplo e do ou de cada segundo separador.

[0045] A relação de água em óleo pode ser detectada após a etapa de separação de água. A relação de água em óleo pode ser detectada após a etapa de purificação.

[0046] A etapa de purificação pode compreender mistura da água separada com gás separado da corrente de poço na etapa de separação. A etapa de purificação também pode ser executada na água decantada do óleo produzido pelo método da invenção.

[0047] A etapa de purificação é adequadamente executada por passagem da água separada por pelo menos uma unidade de flotação, e pode ser executada por passagem da água separada por uma primeira e uma segunda unidades de flotação em série, a saída de água da primeira unidade de flotação sendo introduzida na segunda unidade de flotação.

[0048] A água separada pode ser descarregada na água do mar circundante após purificação, em cujo caso a relação de água em óleo da água separada descarregada é mantida adequadamente abaixo de 30 ppm. Alternativa ou adicionalmente, a água separada pode ser injetada em um reservatório submarino após purificação. Opcionalmente, a água processada retirada da água do mar circundante e/ou separada de gás da corrente de poço, na etapa de separação, é injetada com a água separada.

[0049] A corrente de poço pode ser condicionada em uma seção tubular de pré-separador, a jusante da separação de gás e a montante do separador de tubo duplo.

[0050] A invenção separa eficientemente a corrente de poço para permitir armazenamento submarino e descarga de óleo. O resultado é um desenvolvimento de campo submarino de baixo custo, flexível, que requer um mínimo de recursos para se desenvolver em qualquer lugar no mundo. É também simples relocalizar o aparelho da invenção entre campos de óleo submarinos, quando um campo tiver sido exaurido e outro campo marginal, em qualquer lugar, vai ser explorado.

[0051] As concretizações da invenção introduzem uma derivação múltipla, uma remoção de areia, um processo de separação, um processo de tratamento de água e um processo de injeção de água/gás. A energia pode ser proporcionada por meio de uma boia de energia submersa ou um umbilical de energia e controle.

[0052] Inicialmente, nas concretizações da invenção, a corrente de poço derivada a pontos múltiplos escoa por um removedor de areia ciclônico, que reduz o efeito de qualquer areia entranhada na corrente de poço. Qualquer areia coletada pelo removedor de areia pode ser, por exemplo, depositada em um tanque de armazenamento de areia removível.

[0053] A seguir, a corrente de poço escoa por uma unidade de separação de gás, de preferência, um separador de gás do tipo harpa adaptado para uso no mar, para remover uma grande parte de gás da corrente de poço. Isso aperfeiçoa a eficiência da separação subsequente de água de óleo.

[0054] Depois, a parte líquida desgaseificada da corrente de poço escoa para pelo menos um separador de tubo duplo (DSP), de preferência, uma disposição em paralelo de DPSs, do qual o óleo vai escoar diretamente em um tanque de armazenamento de óleo submarino, por exemplo, dentro de um saco inflável. O tanque de armazenamento de óleo é adequadamente passível de ser rebocado, sendo, de preferência, suportado pela mesma armação rígida que suporta outros elementos do sistema.

[0055] A água do DPS é alimentada a um sistema de tratamento de água adaptado para uso no mar. O sistema de tratamento de água compreende um, dois ou possivelmente mais estágios de Unidades de Flotação Compactas (CFU), para permitir a reinjeção da água produzida contendo óleo a um nível de, preferivelmente, < 100 ppm, ou a descarga submarina de água produzida contendo óleo a um nível de, preferivelmente, < 30 ppm.

[0056] O gás pode ser adicionado à linha de água produzida a montante de uma bomba de injeção de água. A bomba de injeção de água pode ser uma bomba de fase única ou uma bomba multifásica, mas pode tratar, tipicamente, até 10% em volume de gás misturado com a água produzida.

[0057] Apenas uma separação de óleo e água em massa é necessária antes do óleo ser armazenado no tanque de armazenamento. Tipicamente, portanto, o óleo escoando para o tanque de armazenamento vai conter ainda 5 - 10% em volume de água. Depois, o tanque vai funcionar como um tanque de decantação, que separa efetivamente água do óleo a uma qualidade de exportação.

[0058] O acúmulo de água na parte inferior do tanque de armazenamento pode ser bombeado de volta para o processo, a montante do sistema de tratamento de água. Contrariamente, quaisquer gases coletados na parte de topo do tanque de armazenamento podem ser descarregados de volta na linha de água produzida, a montante da bomba de injeção de água.

[0059] A descarga de óleo do tanque de armazenamento a um navio-tanque de transporte pode ser feita por meio de um sistema de descarga flexível em água rasa. Se a água for muito profunda para que essa solução seja usada, um sistema de tubo ascendente em águas profundas pode ser usado alternativamente, em combinação com um sistema de descarga na sua parte superior.

[0060] Unidades de processamento podem ser integradas no sistema por meio de armações de transporte e instalação, propiciando a funcionalidade modular de instalar e usar. Toda a unidade, ou determinados componentes básicos dela, é adequadamente localizada dentro de uma armação de suporte como uma unidade de produção submarina.

[0061] Em princípio, como mencionado acima, outros projetos de separadores de água, como os separadores por gravidade ou separadores de tubos, podem ser usados para separação volumosa. No entanto, esses separadores são muito volumosos para os fins da invenção. De modo similar, as tecnologias de hidrociclones podem ser aplicadas para purificação de água, embora seja desafiador proporcionar energia suficiente para esse equipamento submarino. Também, o manuseio de areia é simplificado no sistema da invenção.

[0062] Em suma, portanto, as concretizações da invenção proporcionam um sistema compacto para tratamento e armazenamento submarino de óleo. O sistema compreende uma armação, essa armação compreendendo ou suportado uma unidade de separação de fases múltiplas e uma unidade de tratamento de água. Convenientemente, as unidades podem ser substituíveis sob o mar sem levantamento da armação.

[0063] A unidade de separação de fases múltiplas compreende, sucessivamente: uma unidade de remoção de areia; uma unidade de separação de gás, de preferência, um separador de gás do tipo harpa; e uma unidade de separação de água e óleo. Um tanque de armazenamento de areia recuperável pode ser incluído para reter material particulado descarregado pela unidade de remoção de areia.

[0064] A unidade de tratamento de água compreende, adequadamente, pelo menos uma bomba.

[0065] Um tanque de armazenamento submarino, que pode ser aquecido, pode ser proporcionado para receber óleo da unidade de separação de fases múltiplas. Convenientemente, o tanque de armazenamento submarino também pode ser montado na armação.

[0066] O tanque de armazenamento submarino compreende, adequadamente, saídas para água residual e gás, que decantam nesse tanque, e linhas de retorno que levam dessas saídas para, respectivamente, à unidade de tratamento de água e a uma saída de gás. Contrariamente, uma saída de óleo do tanque de armazenamento alimenta adequadamente um tubo ascendente ou uma linha de exportação para fornecer óleo a um navio-tanque na superfície.

[0067] A armação pode também compreender ou suportar uma unidade de reinjeção de água. Essa unidade mistura adequadamente gás com água e reinjeta essa água por meio de um poço dedicado.

[0068] Qualquer ou todos os componentes ou unidades mencionados acima podem ser montados na mesma armação.

[0069] Um sistema de controle monitora adequadamente todas as unidades e atua válvulas relevantes para garantir uma operação correta. O sistema de controle pode ser controlado da superfície e/ou pode ser automatizado.

[0070] A invenção proporciona um sistema submarino de controle de água, que combina separação em massa no fundo do mar com tratamento associado da água produzida. O objetivo desse processo é remover uma massa de água de um sistema de fluxo em linha existente para gerar espaço para mais hidrocarbonetos.

[0071] A separação de água em massa seguida por tratamento submarino da água para despejo ou reinjeção é um modo efetivo de aumentar o uso de uma infraestrutura submarina existente em áreas de campos marrons. Como mencionado acima, novas descobertas aumentam a necessidade para amarrações de linhas de escoamento adicionais par correntes de poços. Em virtude da invenção, o uso de infraestrutura existente pode ser considerado em vez de ser necessário instalar novas amarrações nessa situação.

[0072] Um local comum para o sistema de tratamento de água da invenção vai ser na extremidade de uma linha de amarração existente de um campo submarino existente. Uma derivação múltipla reúne adequadamente correntes de poços em um local central, a montante da linha de escoamento a ser usada. Se correntes de poços adicionais estão sendo misturadas conjuntamente com infraestrutura já existente, os pontos de amarração submarinos devem ser desenvolvidos para conexão das linhas de escoamento no campo à derivação múltipla, antes de entrada na linha de transporte comum.

[0073] Em geral, a otimização da posição do sistema de controle de água vai depender da disposição do campo particular. É vantajoso propiciar uma conexão flexível sem que se tenha que reconstruir muito da estrutura existente. Nesse caso, grandes economias tanto de custo quanto de tempo podem ser obtidas por maior utilização da infraestrutura existente, em vez de dispor novos dutos para novas correntes de poços. Além disso, qualquer água residual pode ser facilmente tratada na superfície, sem grandes custos de modificação acima da linha d'água.

[0074] As concretizações da invenção proporcionam uma unidade submarina completa na menor escala possível. A invenção difere das soluções de fluxo frio conhecidas pelo fato de que uma unidade de controle de cera e as linhas de amarração são evitadas por adição de unidades de armazenamento submarino e de um sistema de descarga no lugar delas. Como não há qualquer necessidade para linhas de amarração, não há qualquer necessidade para estações de bombeamento de reforço e há muito menos necessidade para substâncias químicas. Consequentemente, a invenção reduz bastante o consumo total de energia e de substâncias químicas em comparação com as soluções de fluxo frio existentes.

[0075] Ainda que algumas concretizações da invenção estejam particularmente aptas para serem usadas em campos menores, as suas soluções são relevantes também para a exploração de maiores campos.

[0076] A invenção também proporciona um sistema de separação submarino de fluidos de fases múltiplas. O sistema compreende: um separador do tipo harpa para separação de gás; e um estágio de separação de água e óleo, o estágio de separação de água e óleo compreendendo pelo menos um separador de tubo duplo; e um sistema de tratamento de água. O sistema de tratamento de água pode ser capaz de garantir que a concentração de óleo residual em água, após tratamento da água, fique abaixo de 10 ppm.

[0077] O sistema não precisa conter partes móveis, por conseguinte, se baseia em separação passiva, sem necessitar compreender uma bomba.

[0078] O sistema de tratamento de água pode compreender uma saída de água para o mar e/ou uma linha de água, por exemplo, levando a outro local submarino ou à superfície.

[0079] O estágio de separação de água e óleo pode compreender ainda um eletrocoalescedor e um segundo separador em série. De preferência, o segundo separador compreende um segundo separador de tubo duplo. É também possível que os elementos do estágio de separação de água e óleo sejam, em série, um separador de tubo duplo, um coalescedor e um separador de tubo único.

[0080] Os elementos do sistema podem ser montados em uma única armação, ou em ou sobre uma estrutura comum.

[0081] Um sistema de monitoramento, na saída do sistema de tratamento de água, mede, adequadamente, a relação de óleo em água e controla a vazão de cada elemento desse sistema.

[0082] De modo similar, um sistema de monitoramento mede adequadamente a relação de água em óleo na saída do estágio de separação de água e óleo e controla a vazão para cada elemento desse estágio.

[0083] Desse modo, a invenção reconhece o benefício de separação de óleo e água, antes de outro tratamento de controle de cera, para permitir transporte de longa distância. Uma redução do teor de WiO a abaixo de 1% pode ser benéfica para reduzir a quantidade de substâncias químicas necessárias para evitar a formação de hidratos ao longo de uma amarração de longa distância à temperatura ambiente.

[0084] É desafiador separar o residual de 1 a 2% de água de oleo antes de transporte de longa distância. A separação submarina de água de óleo, a um nível suficientemente baixo, é obtida na invenção por aplicação de um conjunto de funções de processamento, como descrito no presente relatório descritivo. A corrente de poço escoa por uma harpa de gás para remover a maior parte do gás. Depois, a parte líquida escoa para um DPS de primeiro estágio. O óleo escoa por um coalescedor eletrostático em linha, antes de entrar em um DPS de segundo estágio. A água entra em um sistema de tratamento de água, que compreende um estágio de CFU para reinjeção de água e dois estágios de CFU para descarregar água no mar. Se a água está sendo reinjetada, então o gás pode ser adicionado à linha de água produzida, antes de uma bomba de injeção de água. Alternativamente, o gás pode ser retornado a uma linha de escoamento de fases múltiplas, a ser transportada com óleo para o hospedeiro.

[0085] Para que a invenção seja entendida mais facilmente, vai-se fazer agora referência, por meio exemplificativo, aos desenhos em anexo, em que:a Figura 1 é um diagrama esquemático de um sistema de processamento submarino de acordo com a invenção; a Figura 2 é uma vista lateral esquemática de uma seção tubular de pré- separador do sistema da Figura 1, em seção longitudinal; a Figura 3 é uma vista lateral esquemática de um separador de tubo duplo em seção longitudinal, que é posicionado no sistema da Figura 1 imediatamente a jusante da seção tubular de pré-separador exemplificada na Figura 2; a Figura 4 é uma vista em perspectiva de uma unidade de produção submarina, de acordo com a invenção, instalada no fundo do mar, mostrando um módulo funcional sendo removido de uma armação circundante da unidade, para que seja levantada para a superfície para operação; a Figura 5 é uma vista em perspectiva mostrando a disposição posicional de vários módulos funcionais da unidade de produção submarina da Figura 4, com a armação da umidade omitida para facilitar a visualização; a Figura 6 é uma vista lateral, detalhada, esquemática mostrando a disposição compacta de uma seção tubular de pré-separador e de um separador de tubo duplo na disposição mostrada na Figura 5; a Figura 7 é um diagrama de blocos de instalações submarinas de desgaseificação e separação de água alternativas, mostrando um estágio adicional de separador de tubo para separação de água; a Figura 8 é um diagrama de blocos correspondente à Figura 7, mas mostrando um estágio adicional de separador de tubo duplo para separação de água; e a Figura 9 é um fluxograma de processamento esquemático correspondente à disposição mostrada na Figura 8.

[0086] Deve-se notar que o equipamento de dutos convencional, tais como algumas válvulas, pode não estar representado nesses desenhos simplificados por clareza.

[0087] Com referência, primeiramente, ao sistema de processamento submarino 10, mostrado na Figura 1 dos desenhos, esse sistema tem provisões opcionais para descarga e reinjeção de água. A reinjeção de água pode ser benéfica para manter a pressão do reservatório, para manter ou aumentar a produção.

[0088] No sistema 10 mostrado na Figura 1, uma corrente de poço de fluidos de produção escoa de uma cabeça de poço de produção submarina 12 por meio de uma estrutura de "árvore de natal" 12, instalada na parte de topo da cabeça de poço 12.

[0089] Opcionalmente, a corrente de poço escoa para uma tubulação principal de produção 16, que serve como uma derivação múltipla para dividir o fluxo em caminhos paralelos. O processamento da parte da corrente de poço, em um desses caminhos paralelos, vai ser descrito a seguir, devendo-se entender que outras partes da corrente de poço, nos outros caminhos, podem sofrer etapas de processamento em paralelo, similares. As saídas dessas etapas de processamento em paralelo podem ser combinadas em qualquer estágio conveniente.

[0090] Inicialmente, a corrente de poço pode escoar por um dispositivo de remoção de areia ciclônico 18, para remover substancialmente toda a areia que possa ficar retida nos fluidos de produção. Essa areia pode, de outro modo, promover erosão, corrosão ou entupimento das tubulações e dos equipamentos a jusante. Outras tecnologias de remoção de areia são conhecidas, por exemplo, aquelas que empregam gravidade.

[0091] Convencionalmente, o controle de areia se baseia geralmente em sistemas de fundo de poço, tais como telas de areia ou empacotadores de areia. No entanto, esses sistemas de fundo de poço não podem ser sempre usados porque podem prejudicar a produção. Mesmo quando sistemas de fundo de poço são usados, qualquer falha, que provoque que a areia, a ser produzida, tenha que ser controlada por sistemas adicionais.

[0092] A areia oleosa removida pelo dispositivo removedor de areia 18 é acumulada convenientemente em um tanque de armazenamento de areia 20 removível, que pode ser levantado periodicamente para a superfície para tratamento acima da linha d'água ou disposição da areia dentro dessa área e ser substituído por um tanque de armazenamento de areia 20 vazio. Essa solução é prática para escalas de baixa a moderada de produção de areia. As maiores escalas de produção de areia podem ser controladas, alternativamente, por recombinação da areia removida com os fluidos de produção após processamento submarino, para separação posterior e purificação acima da linha d'água.

[0093] A seguir, a corrente de poço purificada de areia escoa por uma unidade de separação de gás em massa, exemplificada no presente relatório descritivo por um separador de gás do tipo harpa 22. Esse remove uma grande parte do gás na corrente de poço, que é descarregado de uma ramificação superior do separador de gás 22 como gás úmido. Uma parte do gás vai se manter na corrente de poço a jusante do separador de gás 22, mas não de forma problemática. Em qualquer caso, muito desse gás residual vai ser removido em etapas de processamento submarino subsequentes, como vai ser explicado.

[0094] A parte líquida substancialmente desgaseificada da corrente de poço escoa do separador de gás 22 para uma unidade de separação de gás em massa, exemplificada no presente relatório descritivo por separadores de tubo duplo (DPSs) 24 operando isoladamente ou, de preferência, em paralelo. Essa etapa de separação de água em massa remove uma grande parte da água da corrente de poço, que é descarregada dos DPSs 24 como água oleosa. Tipicamente, no entanto, o óleo resultante ainda vai conter 5 a 10% em volume de água.

[0095] Mais especificamente, em concretizações práticas, o fluxo basicamente líquido, a jusante do separador de gás 22, entra em uma derivação múltipla, que divide o fluxo em várias ramificações correspondentes ao número de DPSs 24 em uma disposição em paralelo. O número de DPSs 24 em paralelo pode ser selecionado para instalações específicas com bases em fatores tais como o perfil de produção do reservatório, os resultados dos testes de separação em alta pressão, executados em fluidos de produção durante qualificação do projeto, e requisitos para flexibilidade pelo tempo de vida útil do projeto do sistema 10.

[0096] Da derivação múltipla, cada DPS 24 é precedido por uma seção tubular de pré-separador substancialmente horizontal 26 de tipicamente 5 a 10 metros em comprimento, antes que o fluxo entre no próprio DPS 14 inclinado para cima. Nesse aspecto, faz-se referência à Figura 2 dos desenhos, que mostra o fluxo estratificado de óleo 28 e de água 30 ao longo de uma seção tubular de pré-separador 26, e as características de mistura dessas camadas 28, 30 em diferentes pontos ao longo de seu comprimento.

[0097] O fluxo é pré-separado dentro da seção tubular de pré- separador 26 antes de entrar no DPS 24 por uma entrada 32 na extremidade inferior do DPS 24, como mostrado na Figura 3. A velocidade de escoamento na seção tubular de pré-separador 26 é controlada para ser tipicamente entre 0,5 a 1,5 m/s, dependendo do comprimento dessa seção. Tipicamente, o fluxo vai se separar nessa seção 26 por cerca de cinco a dez segundos antes de entrar no próprio DPS 24.

[0098] Com referência à Figura 2, o princípio associado a esses parâmetros de pré-separação se baseia na observação de que faixa de dispersão estabelecida 34, ou a fase entre o óleo 28 e a água 30, diminui rapidamente se a velocidade de escoamento diferir entre essas duas fases líquidas principais. Esse requisito de velocidade é satisfeito se uma curva tubular ligeiramente para cima de 10 - 15 graus da horizontal for proporcionada na entrada 32 do DPS 24, correspondente à saída da seção tubular de pré-separador 26, como mostrado na Figura 2.

[0099] A Figura 3 mostra que a entrada 32 do DPS 24 conduz o oleo 28 e a água 30 pré-separados a um tubo interno perfurado 36 do DPS 24. O tubo interno 36 é concêntrico com, e contido dentro de, um tubo externo fechado 38 do DPS 24 e se estende apenas por metade do caminho ao longo desse tubo externo 38.

[00100] Uma diferença de velocidade entre o óleo 28 e a água 30 é estabelecida devido às diferenças de densidade relativa entre esses líquidos, na medida em que sobem dentro do DPS inclinado para cima 24. Essa diferença de densidade também aperfeiçoa a separação de água 30 dispersa no óleo 28, fazendo com que a água 30 mais pesada afunde e o óleo 28 mais leve suba dentro do tubo externo 38 do DPS 24.

[00101] O tubo externo 38 tem uma saída de água 40 na sua extremidade inferior e uma saída de óleo 42 na sua extremidade superior para retirada das suas respectivas saídas de líquido 28, 30. Como mencionado acima, é inevitável, na prática, que a saída de óleo contenha alguma água e que a saída de água contenha algum óleo.

[00102] De preferência, em concretizações práticas, a geometria da tubulação, entre o separador de gás 22 e o DPS 24, cria uma retenção de líquido por localização na parte de top da saída de água 40 do DPS 24 substancialmente no mesmo nível que o da entrada para o separador de gás 22. Essa retenção de líquido impede o arraste de gás e garante que a seção tubular de pré-separador 26 seja basicamente enchida com água. Como o óleo 28 entrante é forçado pela água 30 na retenção de líquido, vai ocorrer separação.

[00103] A separação de água 30 do óleo 28 é controlada adequadamente por uso de uma tecnologia conhecida de medida de capacitância. O conjunto selecionado do nível de água no DPS 24, que é a interface da emulsão 44 entre óleo 28 e água 30, pode ser, consequentemente, monitorado para controlar uma válvula de descarga de água (não mostrada).

[00104] O uso de DPSs 24 compactos garante uma separação recuperável e efetiva com pequena área operacional de óleo 28 e água 30. A tubulação deles de pequeno diâmetro facilita o uso do sistema 10 na faixa de profundidade total de águas rasas a águas ultraprofundas.

[00105] Verificou-se ser benéfico remover o gás livre da corrente de poço, antes que o líquido remanescente entre na unidade de separação de água em massa, que compreende a seção tubular de pré-separador 26 e o DPS 24. O gás livre pode, por outro lado, influenciar adversamente o fluxo, produzindo um modelo de fluxo intermitente. Nesse aspecto, os tubos verticais do separador de gás do tipo harpa 22 proporcionam um grande volume, para absorver os fluidos chegando rapidamente e proporcionar um volume suficiente para o gás livre. Desse modo, o separador de gás 22 elimina a intermitência para uniformizar o fluxo líquido entrando na unidade de separação de água residual, além de remover o gás livre.

[00106] Consequentemente, por separação do gás do líquido na corrente de poço, a unidade de separação de água residual executa, mais eficientemente, a separação de água. Sinergicamente, o gás separado é também usado para purificar o óleo residual da água separada, permitindo que a água separada seja descarregada ou reinjetada, como vai ser explicado abaixo.

[00107] O óleo escoando do DPS 24 é canalizado diretamente a um tanque de armazenamento e estabilização de óleo submarino aquecido 46, que decanta e separa no tanque 46 uma camada de óleo, de qualidade de exportação, acima de uma camada de água oleosa. O óleo pode ser periodicamente descarregado do tanque a um navio-tanque de transporte 48 na superfície, por meio de um sistema de descarga flexível 50, nesse exemplo de águas rasas. Convenientemente, o navio-tanque de transporte 48 pode conduzir o equipamento de bombeamento, que é necessário para retirar óleo do tanque 46.

[00108] O gás úmido se acumulando na parte de topo do tanque de armazenamento e estabilização de óleo 46 é extraído para ser combinado com o gás úmido escoando do separador de gás 22. Contrariamente, uma bomba de remoção de água 52 retira a água oleosa acumulada da parte inferior desse tanque 46. A água oleosa do tanque 46 é combinada com a água oleosa, descarregada dos DPSs 24, e com qualquer óleo, que tenha sedimentado da areia oleosa no tanque de armazenamento de areia 20. Por meio de ilustração, o óleo pode estar inicialmente presente no fluxo combinado resultante a um nível > 4.500 ppm.

[00109] A água oleosa então entra no sistema de tratamento de água 54. Nesse exemplo, o sistema de tratamento de água 54 compreende uma série de dois estágios de unidades de flotação compactas (CFU). Em cada estágio, um misturador 56 mistura a água oleosa com parte do gás úmido descarregado do separador de gás 22. A mistura resultante de água oleosa e gás é depois separada em uma CFU 58 a uma saída de água tratada e outra saída de uma mistura de gás/óleo.

[00110] Uma CFU 58 é um separador de fases múltiplas, que não precisa de partes móveis e não requer alimentação externa de energia. É segura e altamente eficiente na separação de água, óleo e gás, para produzir água tratada de alta qualidade, mesmo com um tempo de retenção curto.

[00111] A CFU 58 compreende um recipiente cilíndrico vazado, que é resistente à pressão hidrostática. Esse recipiente define uma câmara de flotação interna, que é geralmente circular em seção transversal horizontal. A água oleosa entrante entra na câmara substancialmente horizontal e tangencialmente para conferir redemoinho. O processo de separação é auxiliado por itens internos do recipiente e por um efeito de flotação de gás, provocado pela liberação de gás residual da água e/ou por adição de gás.

[00112] Esses processos combinados agem em componentes fluidos de diferentes densidades relativas. As pequenas gotículas de óleo são forçadas a se aglomerarem e coalescerem para produzir gotículas de óleo maiores, facilitando a separação delas da água. Uma camada contínua de óleo ou emulsão é criada em um nível de líquido superior da câmara de flotação, enquanto que a água tratada sai pelo fundo do recipiente. Ocasionalmente, no entanto, a otimização do processo pode envolver a introdução de gás e/ou floculantes externos.

[00113] A mistura de gás/óleo separada é removida continuamente da CFU 58 por meio de um tubo de descarga suspenso na parte de topo do recipiente. Esse fluxo de rejeito de fases múltiplas pode ser controlado por uma válvula no tubo de descarga. A vazão de líquido do fluxo de rejeito é tipicamente em torno de 1% do fluxo de água de entrada total para a CFU 58, e o teor de óleo nesse líquido é tipicamente de 0,5 a 10%.

[00114] Por meio de exemplo, uma CFU 58, tendo uma câmara de flotação com um volume operacional de apenas 2,4 m3, pode tratar um fluxo de água de até 220 m3/h (33.000 bpd - barris por dia). Maiores vazões podem ser obtidas por disposição em paralelo de múltiplas CFUs 58.

[00115] A CFU 58 no primeiro estágio do sistema de tratamento de água produz uma descarga de água tratada parcialmente com um teor de óleo muito reduzido de cerca de 100 ppm, que serve como a entrada de água no misturador 56 do segundo estágio do sistema. A CFU 58, no segundo estágio, reduz ainda mais o teor de óleo na água tratada parcialmente de modo a descarregar água produzida inteiramente tratada, que contém, de preferência, óleo a um nível < 30 ppm, por exemplo, 9 ppm.

[00116] As descargas da mistura de gás/óleo dos sucessivos estágios de CFUs são combinadas e alimentadas a um separador de gás/óleo 60, que é exemplificado no presente relatório descritivo por um tambor de separação de gás/óleo. O separador de gás/óleo 60 descarrega óleo, que pode conter ainda uma pequena fração de água. Esse óleo é alimentado ao tanque de armazenamento e estabilização de óleo 46, para decantação e separação antes de descarga. O separador de gás/óleo 60 também descarrega gás úmido, que é combinado com o gás úmido escoando do separador de gás 22.

[00117] A água produzida do sistema de tratamento de água de dois estágios 54 é suficientemente pura para ser descarregada, opcionalmente, diretamente no mar por meio de uma válvula 62 e uma saída de descarga 64. Alternativamente, a água produzida pode ser reinjetada no poço convencionalmente por meio de uma estrutura de árvore de natal 66, acima de uma cabeça de poço de injeção de água/gás 68. Nesse caso, o segundo estágio de tratamento de água pode ser omitido.

[00118] Um sensor de óleo em água em um medidor de vazão 70 mede a concentração de óleo na água produzida, para garantir que a concentração esteja abaixo de limites adequados, por exemplo, < 100 ppm para reinjeção ou < 30 ppm para descarga no mar.

[00119] A capacidade de descarregar ou reinjetar a água produzida economiza um espaço valioso em linhas de transporte de óleo, aumentando a quantidade de óleo que pode ser produzida por uso da infraestrutura disponível. Por exemplo, a separação em massa de tipicamente 50 - 70% de água da corrente de poço permite a amarração de mais poços em uma derivação múltipla.

[00120] A descarga submarina de água produzida apresenta outros importantes benefícios. Por exemplo, elimina a necessidade para o transporte de grandes volumes de água de locais de produção a hospedeiros de amarração, reduzindo o custo do sistema de produção. Esse benefício aumenta com a profundidade da água e a distância de amarração;

[00121] Por diminuição da pressão hidrostática nas linhas de escoamento submarinas, uma descarga submarina de água produzida ajuda a reduzir a contrapressão em uma cabeça de poço submarino e propicia mais produção. O efeito resultante proporciona efeitos econômicos adicionais para justificar o custo de capital para a instalação.

[00122] A descarga submarina de água produzida também minimiza o espaço ocupado pelo equipamento acima da linha d'água e, desse modo, protege a maior parte do equipamento de produção de dano por mau tempo.

[00123] Com a finalidade de reinjeção, a água produzida passa por um sistema de injeção de água/gás 72. Nesse caso, o gás úmido escoando do separador de gás 22, complementado com gás úmido do separador de gás/óleo 60 e do tanque de armazenamento e estabilização de óleo 46, é combinado com a água produzida para ser reinjetada.

[00124] No sistema de injeção de água/gás 72, a água produzida é alimentada por meio de uma válvula de via única a um coletor de sucção de injeção de água 74, do qual uma bomba de injeção de água de fases múltiplas 76 retira a água e a descarrega na estrutura de árvore de natal 66 sob pressão. A água escoando pela bomba de injeção de água 76 pode conter até cerca de 10% em volume de gás.

[00125] Opcionalmente, como mostrado, a água pressurizada da bomba de injeção de água 76 escoa por um coletor de descarga de injeção de água 78, interposto entre a bomba de injeção de água 76 e a estrutura de árvore de natal 76. O coletor 78 é uma estrutura de derivação múltipla, que pode receber água em caminhos paralelos de quaisquer unidades de tratamento de água em paralelo (não mostradas) e/ou que possam descarregar água em caminhos paralelos a quaisquer outras cabeças de poço de injeção por meio das respectivas estruturas de árvore de natal (também não mostradas).

[00126] Usando-se um coletor 78 como esse as disposições de injeção de água podem ser ajustadas para o reservatório individual. Os sistemas de injeção de água/gás 72 podem ser localizados em poços individuais, ou linhas no campo de alta pressão podem distribuir o fluido de injeção em múltiplos poços de um único sistema de injeção de água/gás 72.

[00127] Quando água produzida escoando do sistema de tratamento de água 54 vai ser reinjetada, o gás úmido pode ser simplesmente combinado com essa água produzida. Nesse exemplo, no entanto, a água do mar é também retirada do mar e processada em uma instalação de filtração e tratamento 80, para complementar a água produzida por mistura conjunta, por exemplo, em um sistema de venturi, para reinjeção. Desse modo, o gás úmido é primeiramente misturado com a água do mar tratada em um ejetor de gás 82, e depois a mistura de fases múltiplas resultante é combinada com a água produzida no coletor de sucção de injeção de água 74.

[00128] Indo agora para as Figuras 4 e 5 dos desenhos, essas mostram uma unidade de produção submarina 84 em uma concretização prática da invenção. Os números similares são usados para itens similares.

[00129] A Figura 4 mostra a unidade 84 instalada no fundo do mar, completa com uma armação de suporte alongada 86, que circunda vários módulos funcionais ou de processamento dentro da unidade 84. Esses módulos implementam os vários subsistemas do sistema 10 descrito acima.

[00130] A Figura 5 omite a armação 86 para facilitar a visualização da disposição posicional dos módulos ilustrados. A disposição mostrada nela é um exemplo que omite alguns dos módulos necessários para implementar o sistema 10 descrito acima, que pode ser proporcionado a bordo da unidade 84 ou fora dela e conectado à unidade 84, por exemplo, em uma unidade de construção similar vizinha instalada no fundo do mar.

[00131] Especificamente, a armação 86 da unidade de produção submarina 84, mostrada na Figura 4, compreende um deque de aço 88, que suporta vários módulos de processamento e a tubulação deles de conexão. Uma estrutura de GRP 90 é fixada conjuntamente e conectada ao deque 88, de modo que o deque 88 e a superestrutura 90 formem conjuntamente uma estrutura de amarração para transportar a carga útil pesada da unidade de processamento, durante reboque e instalação. Convenientemente, a flutuabilidade necessária para reboque da unidade 84 para o local de produção pode ser pré-formada e montada na superestrutura 90.

[00132] As unidades de produção submarina 84 da invenção são aptas para serem fabricadas em instalações de cais secos. Para maximizar a seleção de instalações de fabricação disponíveis, é importante que o tamanho dessas unidades 84 seja minimizado. Por meio de exemplo, uma unidade de produção submarina 84, mostrada na Figura 4, pode ter um comprimento de cerca de 41,3 m, uma largura de cerca de 9,2 m e uma altura de cerca de 7,6 m.

[00133] Uma vantagem da estrutura híbrida de GRP / aço da armação 86 é que as seções da superestrutura 90 podem de fabricadas de acordo com as premissas do fornecedor e transportadas ao local de lançamento, para que sejam montadas na fundação do deque de aço 88 em um curto período de tempo. Outro benefício significativo é que essa solução permite a pré-fabricação em terra firme e que o cheque de todo o sistema seja feito em terra, ou perto da costa em águas rasas, antes de reboque para um local em alto-mar.

[00134] Como é convencional, a superestrutura 90 tem extremidades afiladas para proteger a unidade 84 contra arrasto excessivo. Os painéis de cobertura de GRP removíveis podem ser proporcionados na superestrutura para minimizar os riscos de retenção e reduzir o fluxo hidrodinâmico de água dentro da unidade, na medida em que a unidade se movimenta pela água durante a instalação.

[00135] Alguns painéis de cobertura, particularmente nas partes laterais da superestrutura, podem ser removidos após instalação para facilitar o acesso de ROV. Também, os painéis de cobertura voltados para cima 92 na parte de topo da superestrutura 90 podem ser abertos para proporcionar aberturas aos módulos de processamento, suportados em silos de abertura para cima abaixo do deque de aço 88.

[00136] Os módulos de processamento são recuperáveis dos seus silos por serem levantados pelas aberturas como mostrado na Figura 4, que mostra um módulo 94 compreendendo um medidor de vazão 70, que é levantado por um arame 96 pendente de um guincho ou guindaste de uma embarcação, não mostrada. Um ROV de classe operacional (WROV) 98 é mostrado executando e supervisionando as necessárias operações submarinas de conexão, orientação e monitoramento. Vai ficar evidente que o tanque de are removível, a bordo, opcional mencionado acima pode ser levantado e substituído de uma maneira similar.

[00137] Genericamente, os sistemas de processamento submarino 84 da invenção podem compreender vários módulos de processamento, dependendo do tipo de processamento necessário para um desenvolvimento de campo particular. Para reduzir custos, os projetos modulares padronizados são preferivelmente usados em todo o sistema da invenção. Isso permite que os fornecedores de equipamentos de processamento submarino desenvolvam os seus próprios módulos de sistemas, e, depois, esses módulos possam ser integrados na unidade de processamento submarino 84, muito similar aos módulos de plataformas acima da linha d'água.

[00138] As armações de transporte e instalação padronizadas 100, circundando os módulos necessários, podem ser instalados na unidade de processamento submarino 84 em um modo automático. Essas armações 100 também ajudam a reduzir as variações em termos de procedimentos de manuseio e instalação.

[00139] A instalação e a recuperação de módulos podem ser feitas de acordo com o processo simplificado apresentado a seguir.

[00140] 1. Um módulo, tal como um módulo de medidor de vazão 94 incluindo uma armação de transporte e instalação 100, é abaixado de uma embarcação por uma abertura em forma de cratera lunar da embarcação, quando possível, para reduzir a dependência das condições climáticas. Alternativamente, o módulo 94 pode ser abaixado pela parte lateral da embarcação.

[00141] 2. O WROV 98 orienta o módulo 94 a um silo adequado da unidade de produção submarina 84 pela parte de topo da unidade 84. Não são necessários quaisquer arames. Um cabo pode ser proporcionado no módulo 94 para que o WROV 98 fique preso para aplicar forças de orientação laterais no módulo 94. As formações de guia se estendendo para cima em torno do silo orientam a armação de transporte e instalação 100 para a posição correta na unidade 84, enquanto também alinhando a tubulação e os conectores elétricos entre a unidade 84 e o módulo 94.

[00142] 3. Uma vez alinhado, o módulo 94 é abaixado ainda mais no silo da unidade 84. Amortecedores são proporcionados adequadamente para garantir que o módulo 94 pare suavemente cerca de 300 mm acima dos conectores mecânicos. O WROV 98 vão então abaixar o módulo 94, por exemplo, por um mecanismo de rosca ou hidraulicamente, e acoplar os conectores em uma maneira inteiramente controlada.

[00143] 4. Dependendo do módulo 94, várias conexões vão ser necessárias, por exemplo, conexões elétricas, conexões hidráulicas e tubulação. Normalmente, essas conexões vão ser orientadas verticalmente, originando-se da tubulação principal que se estende no nível do deque 88. As conexões de tubos podem ser feitas por conectores de aperto padronizados atuados pelo WROV 98.

[00144] O sistema de controle de água da invenção não requer bombas ou compressores, que demandam uma grande alimentação de energia. No entanto, algumas unidades, tais como os medidores de vazão, os medidores de óleo em água e as válvulas controladas remotamente, vão requerer cabos de controle e cabos de energia pequenos. Os conectores de conexão a úmido são disponíveis para esse fim. Desse modo, a energia pode ser facilmente proporcionada no campo de uma estação de energia central para os sistemas de controle de água localizados remotamente.

[00145] Voltando então para a disposição dos módulos mostrada na Figura 5 e esquematicamente na Figura 6, um separador de gás do tipo harpa 22 e uma disposição de DPSs em paralelo 24 são mostrados lado a lado. Os DPSs 24 da disposição são substancialmente paralelos entre si, se estendendo lado a lado em um plano inclinado que se eleva longitudinalmente com relação ao deque 88 subjacente da unidade de processamento submarino 84, mostrada na Figura 4.

[00146] O separador de gás 22 e os DPSs 24 são centralizados longitudinalmente com relação à unidade de processamento submarino 84. Essa centralização dessas grandes massas em posições situadas longitudinalmente a bordo aperfeiçoa a estabilidade da unidade 84 durante transporte e instalação. Nesse aspecto, deve-se notar que módulos mais leves, menores, tais como CFUS 58 e o medidor de vazão 70, estão em posições situadas longitudinalmente fora de bordo com relação ao separador de gás 22 e aos DPSs 24.

[00147] A corrente de poço escoa pelo separador de gás 22 em uma primeira direção longitudinal. A corrente de poço desgaseificada, escoando para fora do separador de gás 22, entra depois em uma ramificação ou derivação múltipla 102, que divide esse fluido em vários caminhos de escoamento correspondentes ao número de DPSs 24 na disposição. A derivação múltipla 102 também reverte da direção de escoamento para uma segunda direção longitudinal, oposta à primeira direção longitudinal.

[00148] Antes de atingir os respectivos DPSs 24, os caminhos de escoamento seguem primeiro as respectivas seções tubulares de pré- separadores 26, que, nesse exemplo, são deformadas longitudinalmente ao serem sinuosamente encurvadas ou dobradas. Isso define as partes superior e inferior 26A, 26B das seções tubulares de pré-separadores 26, que ficam em uma relação espaçada verticalmente, empilhadas mutuamente entre si, e que têm uma inclinação rasa mutuamente oposta entre si. Nesse aspecto, faz-se referência à vista detalhada esquemática da Figura 6.

[00149] Mais especificamente, cada seção tubular de pré-separador 26 compreende uma parte superior 26A, na qual o fluido da corrente de poço escoa na segunda direção longitudinal de uma extremidade de derivação múltipla, adjacente à saída de líquido do separador de gás 22. A parte superior 26A é inclinada ascendentemente na segunda direção longitudinal, correspondente à direção de escoamento nessa parte.

[00150] Uma primeira curvatura descendente 104, na outra extremidade da parte superior 26A, une a parte superior 26A à parte inferior 26B, invertendo o fluxo entre as partes superior e inferior 26A, 26B. Consequentemente, o fluido da corrente de poço escoa na parte inferior 26B na primeira direção longitudinal, geralmente paralela ao fluxo no separador de gás 22. A parte inferior 26B é inclinada ascendentemente na primeira direção longitudinal, correspondendo de novo à direção de escoamento nessa parte.

[00151] A parte inferior 26B, por sua vez, termina em uma segunda curvatura descendente 106, que é oposta longitudinalmente à primeira curvatura descendente 104 e que é disposta sob a extremidade da parte superior 26A, adjacente à derivação 102. A segunda curvatura descendente 106 une a parte inferior 26B à entrada do DPS 24 associado e, de novo, inverte o fluxo entre a parte inferior 28B e o DPS 24. Desse modo, o fluido da corrente de poço escoa pelo DPS 24 na segunda direção longitudinal. A inversão resultante do fluxo entre o separador de gás 22 e a disposição de DPSs 24 facilita a disposição compacta lado a lado desses componentes volumosos.

[00152] Nesse exemplo, o comprimento do sistema é também minimizado relativo ao uso de um separador tubular padronizado de outros modos. Primeiramente, a inclinação dos DPSs 24 diminui os seus comprimentos totais paralelos ao comprimento da unidade de processamento submarino 84, enquanto mantendo os seus comprimentos efetivos. Em segundo lugar, a inversão da direção do fluxo nas seções tubulares de pré-separadores 26A, 26B reduz aproximadamente à metade os seus comprimentos totais paralelos ao comprimento da unidade 84, em comparação com os seus comprimentos efetivos. Em terceiro lugar, a maior parte das partes superior e inferior 26A, 26B das seções tubulares de pré-separadores 26 é empilhada acima dos DPSs 24, em vez de ser deslocada longitudinalmente dos DPSs 24, se beneficiando do espaço propiciado pela inclinação dos DPSs 24.

[00153] Convencionalmente, as embarcações de construção em alto-mar específicas, grandes são usadas para a instalação de estruturas submarinas pesadas por içamento. Em virtude dos seus tamanhos, essas estruturas são frequentemente divididas em componentes menores, por conseguinte, requerendo múltiplas operações para instalação e conexão. Isso aumenta o número de operações em alto-mar e a necessidade para trabalho de conexão submarina. A resultante dependência de condições climáticas favoráveis para instalação se torna um fator importante no custo e no risco de um projeto de instalação.

[00154] Por combinação de componentes, tais como uma derivação múltipla, uma unidade de remoção de areia, um separador de gás do tipo harpa, DPSs em paralelo e CFUs em série, em uma armação de suporte 86, como uma unidade de processamento submarino 84, as operações de içamento em alto-mar e as operações de conexão submarina são minimizadas. No entanto, o tamanho e o peso da unidade 84 indicam que apenas podem ser içadas por relativamente poucas embarcações de içamento pesadas, disponíveis.

[00155] Consequentemente, outros métodos de instalação são preferidos para fins da invenção, tais como os sistemas de produção rebocados exemplificados no pedido de patente internacional WO 2014/095942 e no pedido de patente internacional WO 2016/071471. Nessa abordagem, grandes instalações de processamento submarino podem ser montadas em áreas costais como unidades de produção submarina 84.

[00156] Após montagem e testes do sistema, a unidade de produção submarina 84 pode ser rebocada ao campo por uso do Método de Reboque de Profundidade Controlada (CDTM) bem provado. Isso reduz o custo e o risco da instalação em comparação com as soluções de içamento, devido à menor necessidade para recursos de instalação.

[00157] Um reboque de profundidade controlada pode ser feito em estados de condições mais intensas do mar do que em operações de içamento em alto-mar e minimiza significativamente os requisitos de acesso ao campo. O uso de métodos de instalação de reboque para unidades de produção submarina 84 reduz o impacto ambiental e o risco para o pessoal por minimização da exposição dos seus componentes. As operações de reboque e abaixamento impõem menores forças dinâmicas de instalação na unidade 84 do que para instalação por içamento. A duração e o custo da operação de instalação pode ser reduzida bastante.

[00158] Muitas variações são possíveis dentro do conceito inventivo. Por exemplo, as Figuras 7, 8 e 9 mostram sistemas de separação de água aperfeiçoados, nos quais a descarga de óleo do DPS 24 é submetida a um segundo estágio de separação de água. Essas variantes estão aptas para serem usadas em, ou em conjunto com, unidades de processamento submarino 84, como aquelas mostradas na Figura 4, mas também podem ter uma aplicação mais abrangente. De novo, os números similares são usados para itens similares.

[00159] Em todas as Figuras 7, 8 e 9, uma corrente de poço entra em um separador de gás do tipo harpa 22, que executa separação de gás em massa. A corrente de poço é, de preferência, purificada de areia de antemão, mas essa etapa foi omitida nesses desenhos para simplicidade. Como antes, o gás úmido separado é canalizado para uso subsequente em um sistema de tratamento de água 54 para purificar o óleo da água produzida, e, opcionalmente, também para reinjeção em um poço.

[00160] A corrente de poço desgaseificada passa depois por um DPS 24, que é precedido adequadamente por uma seção tubular de pré- separador 26, como antes. A seção tubular de pré-separador 26, mostrada nas Figuras 7 e 8, é omitida da Figura 9, mas é opcional. Na prática, a seção tubular de pré-separador 26 e o DPS 24 podem ser formados e posicionados de forma compacta relativamente entre eles, como os componentes correspondentes mostrados nas Figuras 5 e 6.

[00161] Nas variantes mostradas nas Figuras 7, 8 e 9, o segundo estágio de separação de água é executado por um eletrocoalescedor 108, a jusante do DPS 24, em combinação com outro separador líquido - líquido em série com o, e a jusante, do eletrocoalescedor 108. Esse outro separador líquido - líquido é exemplificado por um separador tubular 110 na Figura 7 e por um DPS 112 nas Figuras 8 e 9. Esta opção é a preferida para eficiência e compactação.

[00162] Em cada caso, o outro separador líquido - líquido 110 / 112 produz: óleo contendo uma fração de água reduzida, cujo óleo pode ser enviado a um tanque 46, como mostrado na Figura 1, para decantação, se necessário, e para descarga periódica; e água oleosa, que é adicionada à descarga de água oleosa do DPS 24 no primeiro estágio de separação, antes do tratamento em um sistema de tratamento de água 54, que é, de preferência, como aquele descrito acima em relação à Figura 1.

[00163] Por promoção de coalescência de menores gotículas de óleo em maiores gotículas de óleo, o eletrocoalescedor 108 condiciona a mistura de óleo e água escoando do DPS 24 do primeiro estágio para aperfeiçoar a eficiência do outro separador líquido - líquido 110 / 112, a jusante no segundo estágio.

[00164] Sinergicamente, por desaguamento da corrente de poço e por modificação do escoamento, o DPS 24 do primeiro estágio aperfeiçoa a eficiência do eletrocoalescedor 108, e, por conseguinte, por sua vez, a eficiência do outro separador líquido - líquido 110 / 112, a jusante no segundo estágio.

[00165] Também sinergicamente, por desgaseificação da corrente de poço, a montante do DPS 24 de primeiro estágio, e por modificação do escoamento, o separador de gás 22 aperfeiçoa a eficiência do eletrocoalescedor 108 e, por conseguinte, por sua vez, a eficiência do outro separador líquido - líquido 110 / 112, a jusante no segundo estágio.

[00166] Essas sinergias se combinam beneficamente com a sinergia mencionada acima entre o separador de gás 22 e o DPS 24 do primeiro estágio, que, como mencionado acima, aperfeiçoa a eficiência do DPS 24 do primeiro estágio.

[00167] O resultado dessas várias sinergias é que substancialmente mais água é removida do óleo na corrente de poço do que se apenas um estágio de separação líquido - líquido fosse usado. De modo similar, substancialmente mais água é removida do óleo na corrente de poço do que se sucessivos estágios de separação líquido - líquido fossem usados sem a etapa intermediária de promover coalescência. Também, substancialmente mais água é removida do óleo na corrente de poço do que se a etapa de desgaseificação preliminar fosse omitida antes do, ou do primeiro, estágio de separação líquido - líquido.

[00168] Em virtude de conter substancialmente menos água, a descarga de óleo do outro separador líquido - líquido 110 / 112 é menos suscetível à formação de hidratos ou outros sólidos que poderiam subsequentemente entupir uma tubulação ou outro equipamento de produção.

[00169] Uma consequência desafiadora da separação aperfeiçoada de água de óleo na corrente de poço é que mais água precisa ser purificada, de preferência, submarina pelo sistema de tratamento de água 54. A operação preferivelmente de dois estágios do sistema de tratamento de água 54 e o uso de CFUs, como descrito acima em relação à Figura 1, é benéfica para tratar esse maior fluxo de água, enquanto garantindo que a relação OiW seja substancialmente baixa para permitir a reinjeção ou descarga dessa água, dependendo do caso.

[00170] A Figura 9 mostra que o DPS 24 do primeiro estágio, mostrado esquematicamente nas Figuras 7 e 8, é, de preferência, um conjunto de DPSs dotados de derivações múltiplas, em paralelo 24, nesse exemplo um conjunto de quatro DPSs 24. A Figura 9 também mostra que o DPS 112 do segundo estágio é, de preferência, também um conjunto de DPSs dotados de derivações múltiplas, em paralelo 112, nesse exemplo um par de DPSs 112. Os DPSs 112 do segundo estágio são em menor número do que os DPSs 24 do primeiro estágio, para refletir que menos água está presente para ser separada do óleo no segundo estágio do que no primeiro estágio.

[00171] A Figura 9 também mostra, esquemática, as provisões para controlar o sistema de separação e tratamento para manter as condições de descarga adequadas. Provisões similares podem ser, naturalmente, adaptadas ao sistema mostrado na Figura 1. Nesse aspecto, um sensor de óleo em água 114 monitora a relação OiW na água produzida pelo sistema de tratamento de água 54 e um sensor de água em óleo 116 monitora a relação WiO em um óleo deixando os DPSs 112 de segundo estágio. Opcionalmente, outro sensor de água em óleo pode monitorar a relação WiO no óleo deixando os DPS 24 do primeiro estágio. Ambos os sensores 114, 116 se associam a um sistema de controle 118, que, por sua vez, controla as válvulas 120 adequadas para modificar o escoamento de fluidos no sistema, se necessário, para manter as características de descarga desejadas.

Claims

1. Sistema submarino de separação de fluidos de fases múltiplas (10), caracterizado pelo fato de que compreende: um separador de gás (22) para separar gás de um corrente de poço contendo óleo; um estágio de separação de água a jusante do separador de gás (22), compreendendo pelo menos um separador de tubo duplo (24) inclinado para separar água do óleo da corrente de poço, em que pelo menos um separador de tubo duplo (24) compreende um tubo interno perfurado (36) contido dentro de um tubo externo (38), um eletrocoalescedor (108) e pelo menos um segundo separador (110, 112) em série, a jusante do ou de cada separador de tubo duplo (24) em um caminho de descarga de óleo; um sistema de tratamento de água (54) para remover óleo da água que é produzida pelo estágio de separação de água; e um sensor de água em óleo (116) a jusante do estágio de separação de água.

2. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o separador de gás (22) e o estágio de separação de água são dispostos substancialmente sem partes móveis, para separar passivamente gás e água da corrente de poço.

3. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) é conectado aos caminhos de saída de água do ou de cada separador de tubo duplo (24) e do ou de cada segundo separador (110, 112).

4. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o segundo separador (110, 112) compreende pelo menos um separador de tubo duplo.

5. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que compreende um primeiro conjunto de separadores de tubo duplo (24) em paralelo a montante do eletrocoalescedor (108) e um segundo conjunto de separadores de tubo duplo (112) em paralelo, a jusante do eletrocoalescedor (108).

6. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o segundo conjunto contém menos separadores de tubo duplo (112) do que o primeiro conjunto.

7. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende um sensor de óleo em água (114) a jusante do sistema de tratamento de água (54).

8. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) compreende uma entrada de gás, em comunicação com o sistema de separação, e é disposto para misturar a água produzida com o gás separado do óleo.

9. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) tem outra entrada para receber água decantada em um tanque de armazenamento (46).

10. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) compreende pelo menos uma unidade de flotação (58) tendo: uma entrada de água para água a ser purificada de óleo; uma saída de óleo para água purificada de óleo; e uma saída de rejeito para gás misturado com óleo purificado da água.

11. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) compreende uma primeira e uma segunda unidades de flotação (58) em série, a saída de água da primeira unidade de flotação em comunicação com a entrada de água da segunda unidade de flotação.

12. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que a entrada de água da ou de cada unidade de flotação (58) se comunica com um misturador (56) para misturar gás com água a ser purificada de óleo.

13. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) compreende uma saída de descarga para descarregar a água purificada na água do mar circundante.

14. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) se comunica com um sistema de injeção de água (72) para injetar a água purificada em um reservatório submarino.

15. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o sistema de injeção de água (72) compreende uma entrada de gás em comunicação com o separador de gás (22) e é disposto também para receber e injetar o gás separado da corrente de poço.

16. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 14 ou 15, caracterizado pelo fato de que o sistema de injeção de água (72) compreende uma entrada de água processada em comunicação com um sistema de processamento de água do mar (80), e é disposto também para receber e injetar água processada oriunda da água do mar circundante.

17. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma seção tubular de pré-separador (26) a montante do ou de cada separador de tubo duplo (24, 112).

18. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende ainda uma unidade de remoção de areia (18) a montante do separador de gás (22).

19. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um tanque de armazenamento de areia recuperável (20) para receber areia da unidade de remoção de areia (18).

20. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o separador de gás (22), o estágio de separação de água e o sistema de tratamento de água (54) são implementados em uma armação de suporte comum (86).

21. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que os componentes do separador de gás (22), do estágio de separação de água e do sistema de tratamento de água (54) são substituíveis modularmente sob o mar por levantamento, sem levantar a armação (86).

22. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que a armação (86) define silos de abertura para cima dispostos para acomodar os respectivos componentes.

23. Sistema (10), de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que os componentes são suportados nas respectivas estruturas de transporte e instalação (100), que são acopláveis com os silos da armação (86) para movimento vertical relativo à armação (86), durante instalação ou remoção.

24. Sistema (10), de acordo com qualquer uma das reivindicações 20 a 23, caracterizado pelo fato de que a armação (86) é uma estrutura unitária que é transportável por reboque ou levantamento, quando do suporte dos componentes do separador de gás (22), do estágio de separação de água e do sistema de tratamento de água (54).

25. Método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de fases múltiplas, caracterizado pelo fato de que compreende executar as seguintes etapas sob o mar: separar gás da corrente de poço; subsequentemente, separar água do óleo da corrente de poço por passagem da corrente de poço por pelo menos um separador de tubo duplo (24) inclinado, em que pelo menos um separador de tubo duplo (24) compreende um tubo interno perfurado (36) contido dentro de um tubo externo (38); remover óleo da água separada; passar óleo do ou de cada separador de tubo duplo (24), sucessivamente, por um eletrocoalescedor (108) e pelo menos um segundo separador (110, 112); e detectar água em óleo após a etapa de separação de água.

26. Método, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de que compreende separar passivamente gás e água da corrente de poço.

27. Método, de acordo com a reivindicação 25 ou 26, caracterizado pelo fato de que compreende remover óleo da água separada escoando do ou de cada separador de tubo duplo (24) e do ou de cada segundo separador (110, 112).

28. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 27, caracterizado pelo fato de que compreende detectar óleo em água após a etapa de purificação.

29. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 28, caracterizado pelo fato de que a etapa de purificação compreende mistura da água separada com gás separado da corrente de poço na etapa de separação.

30. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 29, caracterizado pelo fato de que compreende executar a etapa de purificação também na água decantada do óleo produzido pelo método.

31. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 30, caracterizado pelo fato de que compreende executar a etapa de purificação por passagem da água separada por pelo menos uma unidade de flotação (58).

32. Método, de acordo com a reivindicação 31, caracterizado pelo fato de que compreende a passagem da água separada por uma primeira e uma segunda unidades de flotação (58) em série, a saída de água da primeira unidade de flotação sendo introduzida na segunda unidade de flotação.

33. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 32, caracterizado pelo fato de que compreende descarregar a água separada na água do mar circundante após purificação.

34. Método, de acordo com a reivindicação 33, caracterizado pelo fato de que compreende manter uma relação de óleo em água da água separada descarregada abaixo de 30 ppm.

35. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 34, caracterizado pelo fato de que compreende injetar a água separada em um reservatório submarino após purificação.

36. Método, de acordo com a reivindicação 35, caracterizado pelo fato de que compreende ainda injetar, com a água separada, o gás separado da corrente de poço na etapa de separação.

37. Método, de acordo com a reivindicação 35 ou 36, caracterizado pelo fato de que compreende ainda injetar, com a água separada, a água processada oriunda da água do mar circundante.

38. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 37, caracterizado pelo fato de que compreende condicionar a corrente de poço em uma seção tubular de pré-separador (26), a jusante da separação de gás e a montante do separador de tubo duplo (24).