BR112019019329B1 - Unidade de produção submarina para tratamento submarino de óleo e método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de multifase - Google Patents

Abstract

Uma unidade de produção submarina para tratamento submarino de óleo compreende uma estrutura que suporta: um sistema de separação de multifase a bordo para separação de gás e água de uma corrente de poço contendo óleo; e um sistema de tratamento de água a bordo para limpeza de óleo da água que é produzida pelo sistema de separação.

Description

[001] Esta invenção se relaciona a processamento submarino de óleo bruto, especialmente para separar água de uma corrente de poço submarino para a proposta de garantia de escoamento e dispor daquela água sem danificar o ambiente marinho.

[002] Aspectos específicos da invenção se relacionam aos desafios de desenvolvimento de campos de óleo submarinos marginais, incluindo campos pequenos remotos ou inacessíveis. Para determinar estes desafios, a invenção objetiva reduzir o custo de produção e investimento de capital relacionado. A invenção também facilita a instalação e operação da infraestrutura submarina necessária.

[003] Sistema de produção de óleo submarino atípico compreende poços de produção, cada com uma cabeça de poço, tubulações se estendendo no leito marinho, estruturas para suportar válvulas e conectores, coletores e ascensores para trazer fluidos de produção para a superfície. Na superfície, uma instalação lateral superior que pode ser uma plataforma ou um navio, recebe os fluidos de produção antes de seu transporte subsequente.

[004] Óleo bruto é um fluido multiface que geralmente contém areia, óleo, água e gás. Estes componentes da corrente de poço interagem em vários modos que tendem a diminuir a taxa de fluxo no sistema de produção, a partir da cabeça de poço para armazenagem. Um modo de falha crítico na produção de óleo bruto é entupimento ou tamponamento das tubulações por sólidos porque a remediação de tais bloqueios pode ser extremamente custosa, especialmente em água profunda.

[005] Quando a temperatura de uma corrente de poço diminui abaixo de um certo limite, a uma dada pressão, os componentes de óleo bruto podem reagir juntos ou individualmente para coagular ou precipitar como cera sólida, asfaltenos ou hidratos que podem obstruir uma tubulação. Por exemplo, a cera aparecerá tipicamente em óleo à uma temperatura de ao redor de 30°C.

[006] À medida que óleo bruto está quente na saída da cabeça de poço, tipicamente ao redor de 200°C, uma abordagem na produção de óleo submarina é para manter a temperatura do óleo acima do limite crítico até que o óleo tenha sido distribuído a uma instalação lateral superior. Ali, o óleo pode ser tratado para permitir que o óleo tratado seja transportado à temperatura ambiente em tanques ou em tubulações. Por exemplo, separação de multifase pode ser realizada na instalação lateral superior, conforme revelado no WO 2015/167778. O WO 2007/085900 revela outra unidade de separação lateral superior típica, em cada caso compreendendo tanques de gravidade e pelo menos uma bomba.

[007] 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 equipamento submarino o mais possível, por exemplo, pelo uso de tubulação isolada longa extendendo-se de uma cabeça de poço e equipamento submarino adicional mínimo. A segunda abordagem adota uma tática oposta, a saber, transferir pelo menos algumas funções de produção e armazenagem convencionalmente lateral superior para uma localização submarina para exportação intermitente de óleo por navios tanques. Por exemplo, o EP 1554197 revela o uso de um tanque de armazenagem submarino como armazenagem temporária, dentro do qual óleo e água na corrente de poço eventualmente separarão.

[008] Um desafio da primeira abordagem é que o custo da tubulação torna-se um grande elemento de custo desenvolvimento onde os campos são isolados ou remotos. Neste particular, soluções convencionais para manter a temperatura do óleo empregam isolamento térmico ‘úmido’, que envolve cobrir a tubulação com materiais termicamente isolados. A tubulação pode também ser aquecida por aquecimento elétrico, ou por transferência de calor de fluidos quentes. Contudo, à medida que algumas tubulações podem ser muito longas, por exemplo, mais longas do que 100 km, tais soluções podem se tornar muito custosas.

[009] Também, em vista da viscosidade do óleo, pode ser necessário empregar melhoramento ou bombeio multifase para controlar aglomerações nas tubulações. Por exemplo, o WO 2011/051453 e o WO 2007/140151 revelam sistemas de bomba de reforço. O uso de bombas de multifase de reforço pode manter pressão suficiente no fluxo para evitar tamponamento, mas não permite uma redução suficiente de espessura de revestimento para superar as desvantagens relacionadas em tubulações longas.

[0010] Por estas razões, a presente invenção é relacionada com a segunda abordagem, que envolve Processamento submarino e armazenagem de óleo produzido. Pelo deslocamento de pelo menos algumas etapas de processamento de óleo a partir do lado superior para o leito marinho, isolamento térmico ou aquecimento pode ser reduzido e idealmente, em princípio, removido. A invenção é particularmente relacionada com os desafios de lidar com uma corrente de poço que é de qualidade insuficiente a ser armazenada e transportada, que torna necessário processar a corrente de poço submarina.

[0011] A técnica anterior caracteriza várias propostas para processamento submarino em conjunto com a exploração de campos de óleo submarinos. Por exemplo, o WO 2017/001567 revela um sistema de injeção de água típico, em que água para injeção é extraída da água do mar.

[0012] Similarmente, no WO 2017/010892, sal é extraído da água do mar para permitir reinjeção de água em um poço. Químicos podem também serem adicionados à água reinjetada.

[0013] De modo a reduzir a necessidade de revestimento termicamente isolante ou para aquecimento de tubulações, tecnologias de ‘fluxo frio’ estão sendo desenvolvidas. O princípio de fluxo frio conta com a remoção de mais água possível a partir da corrente de poço de modo que coalescência ou deposição de cera, asfalteno ou hidratos, não iniciam, ou pelo menos podem ser evitados antes do tamponamento da tubulação ocorrer. Os requerentes do WO 2014/095941 descrevem um exemplo de instalação de fluxo frio. O WO 2016/195842 revela outros tipos de reatores de fluxo frio.

[0014] Sistemas de separação de água/óleo submarinos são conhecidos na técnica, mas seu desempenho não é suficiente para instalações de fluxo frio. O processo de separação submarino como um todo tem que ser aperfeiçoado sobre tal técnica anterior para alcançar um nível apropriado de desempenho, que pode ser expresso em termos da proporção de Água em Óleo (WiO).

[0015] Sistemas de separação de água/óleo eficientes são conhecidos para uso lateral superior ou em terra. Contudo, eles tendem a não serem uma boa solução para uso submarino por causa da dificuldade de suprimento de alta energia elétrica sob o mar sobre longas distâncias. Por esta razão: separação à base de hidro ciclone deve ser evitada. Também, tais separadores necessitam de manutenção que não podem ser feitas praticamente submarina. Separadores de gravidade devem também serem evitados porque eles requerem pressão atmosférica, que deve impedir a produção de fluido que escoa para a superfície.

[0016] Mais geralmente, existe uma necessidade dos assim denominados desenvolvimentos de ‘área industrial’ para aperfeiçoar as condições de fluxo dentro das linhas de articulação posterior existentes devido à produção gradualmente aumentada de água sobrea vida útil de um campo submarino. Também, como aperfeiçoamento, novos reservatórios são revelados, e novos poços são, ou de ligação em cascata, ou articulados em direção às linhas de articulação posterior existentes. Alternativamente, novos campos são articulados posteriormente às facilidades existentes, com custos da lateral superior associados grandes.

[0017] Nestas circunstâncias, a taxa de fluxo adicional pode conduzir a ‘inundação’ das linhas existentes à medida que aquelas linhas não são designadas para manipular os produtores adicionais. O modo convencional de lidar com isto foi assentar novas linhas, ou impedir alguns produtores de abordarem o problema temporariamente no leito marinho, e, em seguida, efetuar modificações na lateral superior para adicionar capacidade de separação. O último pode ser extremamente custoso.

[0018] Um problema particular é que como muitos campos submarinos maturos, o aumento típico na produção de água na corrente de poço sobre o tempo aumentará a necessidade de dispor daquela água, que geralmente contém óleo. Isto é contra o antecedente de regulações ambientais ainda mais estringentes, que significa que a proporção 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 separação foi tratada por injeção de químicos, armazenada ou recuperada para a superfície por uma tubulação de água. Nenhuma destas Soluções são totalmente desejáveis, ou economicamente ou ambientalmente.

[0019] Em alguns desenvolvimentos de campo, a estratégia tem sido evitar a produção de água na superfície pelo uso de separadores de água de poço profundo. Estes separam água de poço profundo de correntes de óleo ou gás para dissipação em formações geológicas adequadas. Enquanto que estas Soluções podem eliminar a produção de água de despejo, elas não são sempre praticamente possíveis ou economicamente viáveis.

[0020] Outro modo de controlar a água produzida é injetar a água produzida na formação petrológica da qual ela vem, ou em outra formação adequada. Isto envolve o transporte da água produzida a partir do local de produção para o local de injeção, e bombeando para alcançar uma pressão de injeção adequada. Isto também aumenta o risco de água oleosa que escapa no mar.

[0021] O WO 2016/108697 ensina uma combinação de unidades de separação submarina para remoção de componentes ácidos, em particular, gás azedo, de uma corrente de óleo de modo a reduzir a corrosão de tubulação e equipamento submarino. Contudo, estes não removem água bastante a partir do óleo para permitir armazenagem submarina do óleo.

[0022] O WO 2008/051087 revela um sistema de separação de água-óleo submarino para reinjeção de água. Seu ensinamento é aquecer o separador para aperfeiçoar o corte de água em óleo.

[0023] O US 2016/138762 revela outro arranjo de Processamento submarino que injeta um Químico catalisador e, em seguida, separa este Químico.

[0024] Enquanto que unidades de produção submarina compactas são conhecidas, permanece uma necessidade de sistemas mais simples que permitirão desenvolvimento de custo efetivo de campos de óleo remotos pequenos.

[0025] O WO 2017/027943 revela uma estação compacta integrada com sistemas de separação e bombeio de fluido submarino. A separação de uma corrente de poço é efetuada por um separador de gás-líquido gravitacional tipo harpa para separar gás de líquido e por um separador de líquido-líquido para separar água de óleo.

[0026] Em algumas concretizações do WO 2017/027943, o separador de líquido-líquido pode ter uma seção frusto-cônico com uma série de válvulas de controle. Um hidro ciclone é preferido. Inversamente, em outra concretização do WO 2017/027943, um separador de tubo gravitacional horizontal realiza separação líquido- líquido, nesta última concretização, o separador de tubo está localizado no exterior, e conectado a, estrutura compacta porque o separador de tubo ocupa espaço significante. Desse modo, o WO 2017/027943 ensina que o separador de tubo é muito volumoso para ser integrado dentro da estrutura e, assim, tem que ser separado da estrutura quando uma solução de separador de tubo é escolhida para separação de líquido-líquido.

[0027] Um separador de gás do tipo harpa é também revelado no WO 2006/098637, que foca na separação de gás, e também ensina combinar o separador de do tipo harpa com um separador de tubo para separação de líquido-líquido.

[0028] O WO 2005/005777 revela um separador de tubo convencional cuja eficiência de separação é insuficiente para a proposta de fluxo frio.

[0029] O WO 03/033872 revela um sistema compreendendo um separador de tubo e um coalescedor elétrico que, beneficamente, não tem partes móveis. Contudo, esta abordagem também alcança eficiência pobre de separação, e requer uma bomba para repressurizar o fluido devido à perda de carga. O WO 2013/179252 também revela um coalescedor elétrico similar àquele do WO 03/033872.

[0030] Um coalescedor é usualmente montado a jusante de um separador de água/óleo. Contudo, no WO 2004/007908, um coalescedor está localizado a montante de um separador de água/óleo para produzir gotículas maiores que são mais facilmente separadas no separador.

[0031] O WO 2014/096330 descreve um separador de tubo duplo ou DPS, referido naquele documento como um separador de óleo tubular, que difere de um separador de tubo Padrão em que o separador é inclinado para maior eficiência. Um DPS é também mais compacto do que um separador de tubo.

[0032] O US 6197095 se relaciona a um sistema e método para separação de fluido multifase submarino. O sistema pode ser de construção modular, os módulos sendo fixados em uma estrutura a ser abaixada como uma unidade no leito marinho. Contra este antecedente, a invenção proporciona uma unidade de produção submarina para tratamento submarino de óleo, a unidade compreendendo uma estrutura que suporta: um sistema de separação de multifase a bordo para separação de gás e água de uma corrente de poço contendo óleo; e um sistema de tratamento de água a bordo para limpeza de óleo da água que é produzida pelo sistema de separação.

[0033] O sistema de tratamento de água pode compreender uma entrada de gás que se comunica com o sistema de separação, e é disposta para misturar a água produzida com gás separado do óleo. O sistema de tratamento de água pode ter uma entrada adicional para receber água que assenta em um tanque de armazenagem, cujo tanque de armazenagem é adequadamente um tanque a bordo também suportado pela estrutura.

[0034] O sistema de tratamento de água compreende adequadamente pelo menos uma unidade de flotação tendo: uma entrada de água para água a ser limpa de óleo; uma saída de água para água limpa de óleo; e uma saída de rejeito para gás misturado com óleo limpo da água. Por exemplo, pode existir primeira e segunda unidades de flotação em série, a saída de água da primeira unidade de flotação que se comunica com a entrada de água da segunda unidade de flotação. A ou cada unidade de flotação se comunica adequadamente com um misturador para mistura de gás com água a ser limpa de óleo.

[0035] O sistema de tratamento de água pode compreender uma saída de descarga para descarga da água limpa na água do mar circundante, e/ou pode se comunicar com um sistema de injeção de água para injeção da água limpa em um reservatório submarino. Neste último caso, o sistema de injeção de água pode compreender uma entrada de gás que se comunica com o sistema de separação, e é disposta também para receber e injetar gás separado do óleo. O sistema de injeção de água pode também compreender uma entrada de água processada que se comunica com um sistema de processamento submarino, e é disposta também para receber e injetar água processada retirada da água do mar circundante.

[0036] Um sensor de óleo em água é adequadamente associado com uma saída de água limpa do sistema de tratamento de água.

[0037] O sistema de separação pode compreender um separador de gás a montante de um separador de água/óleo. Neste caso, o separador de gás e o separador de água/óleo estão adequadamente em posições longitudinais correspondentes com relação a uma direção do comprimento da unidade.

[0038] O separador de gás pode estar além do separador de água/óleo, e fluxo de fluido através do separador de água/óleo pode ser em uma direção substancialmente oposta ao fluxo de fluido através do separador de gás com relação à direção do comprimento.

[0039] Um sensor de água em óleo é adequadamente associado com uma saída de óleo do separador de água/óleo.

[0040] O separador de água/óleo pode compreender pelo menos um separador de tubo duplo, por exemplo, uma série de separadores de tubo duplo paralelos.

[0041] Uma seção de tubo de pré-separador é adequadamente posicionada a montante do ou cada separador de tubo duplo. A seção de tubo de pré-separador pode ser dobrada sinuosamente para definir porções superior e inferior em relação mutuamente empilhada, verticalmente espaçada. Estas porções superior e inferior da seção de tubo de pré-separador podem ter inclinação mutuamente oposta. A direção de fluxo adequadamente inverte entre as porções superior e inferior da seção de tubo do pré-separador.

[0042] As porções superior e inferior da seção de tubo de pré- separador podem se inclinar ascendentemente em uma direção de fluxo dentro de cada porção, e podem ser empilhadas acima do separador de tubo duplo.

[0043] O sistema de separação compreende adicionalmente adequadamente uma unidade de remoção de areia a montante do separador de gás. Neste caso, um tanque de armazenagem de areia recuperável pode receber areia a partir da unidade de remoção de areia.

[0044] Componentes dos respectivos sistemas a bordo são adequadamente substituíveis modularmente submarino por elevação, sem elevação da estrutura. Para esta proposta, a estrutura pode definir silos de abertura ascendente dispostos para acomodar os respectivos componentes. Os componentes podem, em seguida, serem suportados nas respectivas estruturas de transporte e instalação que são engatáveis com os silos da estrutura para movimento vertical relativo à estrutura na instalação ou remoção.

[0045] Convenientemente, a estrutura é uma estrutura unitária que é transportável por rebocamento ou elevação, enquanto que suporta os componentes dos respectivos sistemas a bordo.

[0046] O conceito inventivo também envolve um método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de multifase. O método compreende: separar gás e água a partir da corrente de poço para produzir óleo; e limpeza do óleo a partir da água que é produzida pela etapa de separação; a etapa de separação e etapa de limpeza ambas sendo realizadas submarinas a bordo de uma unidade de produção submarina transportável. O método pode, portanto, ser precedido ou seguido por transporte da unidade de produção submarina para ou de uma localização submarina.

[0047] A etapa de limpeza adequadamente compreende mistura da água produzida com gás separado a partir da corrente de poço na etapa de separação. A etapa de limpeza pode ser realizada também na água assentada do óleo produzido pela etapa de separação.

[0048] Óleo é adequadamente limpo a partir da água produzida por passagem da água produzida através de pelo menos uma unidade de flotação, por exemplo, por passagem da água produzida através das primeira e segunda unidades de flotação em série, a saída de água a partir da primeira unidade de flotação sendo admitida à segunda unidade de flotação.

[0049] A água produzida pode ser descarregada na água do mar circundante após limpeza, adequadamente enquanto que mantendo uma proporção de óleo em água da água produzida descarregada abaixo de 30 ppm.

[0050] A água produzida pode ser injetada em um reservatório submarino após limpeza. A água processada retirada da água do mar circundante e/ou gás separado da corrente de poço na etapa de separação pode ser injetada com a água produzida.

[0051] Separação de gás é adequadamente efetuada na corrente de poço a montante da separação de água na corrente de poço. A separação de água pode ser realizada em pelo menos um separador de tubo duplo.

[0052] A corrente de poço pode ser condicionada em uma seção de tubo de pré-separador a jusante da separação de gás, e a montante do separador de tubo duplo. A corrente de poço pode ser guiada para seguir uma trajetória sinuosa na seção de tubo de pré- separador, e pode inverter na direção de fluxo naquela seção de tubo.

[0053] A invenção separa a corrente de poço eficientemente para capacitar armazenagem e descarregamento submarino de óleo. O resultado é um desenvolvimento de campo submarino de baixo custo flexível com baixo consumo de energia que requer um mínimo de recursos para se desenvolver em qualquer lugar no mundo. É também simples relocar o aparelho da invenção entre campos de óleo submarinos quando um campo foi exaurido e outro campo marginal em outro lugar é para ser explorado.

[0054] As concretizações da invenção introduzem uma tubulação, remoção de areia, um processo de separação, um processo de tratamento de água, e um processo de injeção de água e gás. Energia pode ser proporcionada, via, ou uma boia de energia submersa, ou uma energia e umbilical de controle.

[0055] Inicialmente, nas concretizações da invenção, a corrente de poço coletada escoa através de um extrator de areia ciclônico que reduz o efeito de qualquer areia arrastada na corrente de poço. Qualquer areia coletada pelo extrator de areia pode, por exemplo, ser despejada em um tanque de armazenagem de areia removível.

[0056] Em seguida, a corrente de poço escoa através de uma unidade de separação de gás, de preferência, um separador de gás de do tipo harpa marinizado, para remover uma maior porção de gás a partir da corrente de poço. Isto aperfeiçoa a eficiência de subsequente separação de água de óleo.

[0057] Em seguida, a parte líquida desgaseificada da corrente de poço escoa em pelo menos um separador de tubo duplo (DPS), de preferência, uma série paralela de DPSs, da qual óleo, em seguida, escoará diretamente em um tanque de armazenagem de óleo submarino, por exemplo, no interior de saco inflável. O tanque de armazenagem de óleo é adequadamente rebocável, de preferência, sendo suportado pela mesma estrutura rígida que suporta outros elementos do sistema.

[0058] Água a partir do DPS é alimentada em um sistema de tratamento de água marinizado. O sistema de tratamento de água compreende um, dois ou possivelmente mais estágios de Unidade de flotação compacta para capacitar reinjeção de água produzida contendo óleo a um nível de, de preferência, < 100 ppm, ou descarga submarina de água produzida contendo óleo a um nível de, de preferência, < 30 ppm.

[0059] 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 simples, ou uma bomba de multi- fase, mas pode tipicamente manipular até 10% de gás por volume misturado com a água produzida.

[0060] Somente uma separação volumosa de óleo e água é necessária antes do óleo ser armazenado no tanque de armazenagem. Tipicamente, portanto, o óleo que escoa no tanque de armazenagem ainda conterá 5%-10% de água por volume. Em seguida, o tanque operará como um tanque de assentamento, que separa água do óleo efetivamente para uma qualidade de exportação.

[0061] A água que se acumula na parte inferior do tanque de armazenagem pode ser bombeada de volta para o processo a montante do sistema de tratamento de água. Inversamente, qualquer os gases coletados no topo do tanque de armazenagem podem ser lavados de volta para a linha de água produzida a montante da bomba de injeção de água.

[0062] O descarregamento de óleo a partir do tanque de armazenagem para um navio-tanque de transporte na superfície pode ser efetuado via um sistema de descarregamento flexível em água rasa. Se a água é muito profunda para que esta solução seja usada, um sistema ascensor de água profunda pode ser usado ao invés de em combinação com um sistema de descarregamento em sua parte superior.

[0063] Unidades de processamento podem ser integradas no sistema por meio de estruturas de transporte e instalação que permitem funcionalidade modular plug-&-play. A instalação total, ou certos componentes-chave da instalação, são adequadamente localizados dentro de uma estrutura de suporte como uma unidade de produção submarina.

[0064] Em princípio, conforme notado acima, outros desenhos de separador de água similares à separadores de gravidade ou separador de tubo podem ser usados para separação de volume. Contudo, tais separadores são muito volumosos para a proposta da invenção. Similarmente, tecnologias de hidro ciclone podem ser usadas para limpeza de água, mas seria desafiante para proporcionar energia suficiente para tal equipamento submarino. Também, o manuseio de areia é simplificado no sistema da invenção.

[0065] Em suma, portanto, concretizações da invenção proporcionam um sistema compacto para tratamento e armazenagem submarino de óleo. O Sistema compreende uma estrutura, esta estrutura compreendendo ou suportando uma unidade de separação de multifase e uma unidade de tratamento de água. Convenientemente, as unidades podem ser substituíveis submarinas sem elevação da estrutura.

[0066] A unidade de separação de multifase adequadamente compreende, em sucessão: 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-óleo. Um tanque de armazenagem de areia recuperável pode ser incluído para reter saída de material particulado pela unidade de remoção de areia.

[0067] A unidade de tratamento de água adequadamente compreende pelo menos uma bomba.

[0068] Um tanque de armazenagem submarino, que pode ser aquecido, pode ser provido para recebimento de óleo a partir da unidade de separação de multifase. Convenientemente, o tanque de armazenagem submarino pode também ser montado na estrutura.

[0069] O tanque de armazenagem submarino adequadamente compreende saídas para água e gás residual que assentam no tanque e retornam para as linhas conduzindo daquelas saídas para, respectivamente, a unidade de tratamento de água e uma saída de gás. Inversamente, uma saída de óleo do tanque de armazenagem adequadamente alimenta um ascensor ou linha de exportação para suprimento de óleo a um navio-tanque na superfície.

[0070] A estrutura pode também compreender ou suportar uma unidade de rejeição de água. Tal unidade adequadamente mistura gás com água, e reinjeta aquela água, via um poço dedicado.

[0071] Qualquer ou todos os componentes ou unidades acima podem ser montados na mesma estrutura.

[0072] Um sistema de controle adequadamente monitora todas das unidades, e atua válvulas relevantes para assegurar operação correta. O sistema de controle pode ser controlado a partir da superfície, e/ou pode ser automatizado.

[0073] A invenção proporciona um sistema de controle de água submarino que combina separação de volume de leito marinho com tratamento associado de água produzida. O objetivo deste processo é remover água de volume de um sistema de linha de fluxo existente para produzir espaço para mais hidrocarbonetos.

[0074] A separação de volume de água seguida por tratamento de água submarina para despejo ou reinjeção é um modo efetivo de aumentar o uso de infraestrutura submarina existente em áreas industriais. Conforme notado acima, novas descobertas aumentam a requisição de braçadeiras de linha de fluxo adicional para correntes de poço. Em virtude da invenção, o uso de infraestrutura existente pode ser considerado ao invés de ter que instala novas braçadeiras nesta situação.

[0075] Uma localização comum para o sistema de controle de água da invenção será na extremidade de uma linha de braçadeiras existente de um campo submarino existente. Uma tubulação adequadamente une as correntes de poço à uma localização central a montante da linha de fluxo a ser usada. Se correntes de poço adicionais estão sendo co-misturadas com infraestrutura já existente, pontos de ligação submarinos devem ser desenvolvidos para conectar as linhas de fluxo de campo à tubulação antes da entrada na linha de transporte comum.

[0076] Em geral, a otimização da posição do sistema de controle de água dependerá do layout do campo particular. É vantajoso capacitar uma conexão flexível sem ter que reconstruir muito da estrutura existente. Neste caso, grandes economias de ambos custo e tempo podem ser alcançadas por utilização aumentada de infraestrutura existente ao invés de contar com novas tubulações para novas correntes de poço. Em adição, qualquer água residual pode ser manuseada facilmente na superfície, sem grandes custos de modificação de lado superior.

[0077] As concretizações da invenção proporcionam uma usina submarina completa na menor escala possível. A invenção difere de soluções de fluxo frio conhecidas em que uma unidade de controle de cera e linhas de braçadeira são evitadas por adição de unidades de armazenagem submarinas e um sistema de descarregamento ao invés. À medida que não há necessidade de linhas de braçadeira, não existe necessidade de estações de bomba impulsionadoras, e existe menos necessidade de químicos. Consequentemente, a invenção reduz o consumo de energia total e químicos dramaticamente em comparação com as soluções de fluxo frio existentes.

[0078] Enquanto que algumas concretizações da invenção são particularmente aptas para serem usadas em campos menores, suas soluções são relevantes também para exploração de campos maiores.

[0079] A invenção também proporciona um sistema de separação de fluido de multifase submarino. O Sistema compreende: um separador do tipo harpa para separação de gás; e um estágio de separação de água-óleo, o estágio de separação de água-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 assegurar que o óleo residual na concentração de água, após tratamento de água, é abaixo de 10 ppm.

[0080] O sistema não necessita conter partes móveis, consequentemente contando com separação passiva, e não necessita compreender uma bomba.

[0081] O sistema de tratamento de água pode compreender uma saída de água para o mar, e/ou uma linha de água, por exemplo, conduzindo a outra localização submarina, ou à superfície.

[0082] O estágio de separação de água-óleo pode adicionalmente compreender 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-óleo estejam em série, um separador de tubo duplo, um coalescedor e um separador de tubo único.

[0083] Os elementos do sistema podem ser montados em uma única estrutura, ou em, ou na, estrutura comum.

[0084] Um sistema de monitoramento na saída do sistema de tratamento de água adequadamente mede a proporção de óleo em água e controla a taxa de fluxo para cada elemento daquele sistema.

[0085] Similarmente, um sistema de monitoramento adequadamente mede a proporção de Água em Óleo na saída do estágio de separação de água-óleo e controla a taxa de fluxo para cada elemento daquele estágio.

[0086] Desse modo, a invenção reconhece o benefício de separação de óleo e água antes do tratamento de controle de cera adicional para capacitar transporte de longa distância. Uma redução do teor de WiO a abaixo de 1% pode ser benéfica para reduzir a quantidade de químicos requerida para evitar a formação de hidratos ao longo de uma linha de braçadeiras de longa distância à temperatura ambiente.

[0087] É desafiante separar o residual 1% a 2% de água de oleo antes do transporte de longa distância. A separação submarina de água do óleo a um nível suficientemente baixo é alcançada na invenção por aplicação de um conjunto de funções de processamento conforme aqui descrito. A corrente do poço escoa através de uma harpa de gás para remover muito do gás. Em seguida, a parte líquida escoa em um DPS de primeiro estágio. O óleo escoa através do coalescedor eletrostático em linha antes de entrar em um DPS de segundo estágio. A água que entra em um sistema de tratamento de água que compreende um estágio de CFU para reinjeção de água e dois estágios de CFU para descarregamento de água no mar. Se água está sendo reinjetada, em seguida gás pode ser adicionado à linha de água produzida antes de uma bomba de injeção de água. Alternativamente, gás pode ser retornado para uma linha de fluxo de multi-fase a ser transportado com óleo para a sede.

[0088] De modo que a invenção pode ser mais prontamente compreendida, referência será agora feita, por meio de exemplo, aos desenhos acompanhantes, em que:

[0089] a Figura 1 é um diagrama esquemático de um Sistema de processamento submarino de acordo com a invenção;

[0090] a Figura 2 é uma vista lateral esquemática de uma seção de tubo de pré-separador do sistema da Figura 1, em seção longitudinal;

[0091] a Figura 3 é uma vista lateral esquemática de um separador de tubo duplo em seção longitudinal, que está posicionado no sistema da Figura 1 imediatamente a jusante da seção de tubo de pré- separador exemplificado na Figura 2;

[0092] a Figura 4 é uma vista em perspectiva de uma unidade de produção submarina de acordo com a invenção instalada no leito marinho, mostrando um módulo funcional sendo removido de uma estrutura circundante da unidade a ser elevada para a superfície para manutenção;

[0093] a Figura 5 é uma vista em perspectiva mostrando o layout posicional de vários módulos funcionais da unidade de produção submarina da Figura 4, com a estrutura da unidade omitida para facilidade de visualização;

[0094] a Figura 6 é uma vista lateral em detalhe esquemática mostrando o arranjo compacto de uma seção de tubo de pré- separador e um separador de tubo duplo no layout mostrado na Figura 5;

[0095] a Figura 7 é um diagrama de blocos de facilidades alternativas de desgaseificação submarina e de separação de água, mostrando um estágio de separador de tubo adicional para separação de água;

[0096] a Figura 8 é um diagrama de blocos correspondente à Figura 7, mas mostrando um estágio de separador de tubo duplo adicional para separação de água; e

[0097] a Figura 9 é um diagrama de fluxo de processo esquemático correspondente ao arranjo mostrado na Figura 8.

[0098] Deve ser notado que equipamento de tubulação convencional, tal como algumas válvulas, pode não ser representado nestes desenhos simplificados para clareza.

[0099] Referindo-se primeiramente ao sistema de processamento submarino mostrado na Figura 1 dos desenhos, este sistema tem provisões opcionais para descarga de água e para reinjeção de água. A reinjeção de água pode ser benéfica para manter pressão no reservatório, ou para manter ou para aumentar a produção.

[00100] 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, via uma estrutura de ‘Árvore de natal’ convencional 14 instalada na parte superior da cabeça de poço 12.

[00101] Opcionalmente, a corrente de poço escoa em uma cabeça de produção 16 que serve como um coletor para dividir o fluxo em trajetórias paralelas. O processamento da porção da corrente de poço em uma daquelas trajetórias paralelas será agora descrito, sendo compreendido que outras porções da corrente de poço nas outras trajetórias podem suportar etapas de processamento paralelas similares. As saídas destas etapas de processamento paralelas podem ser combinadas em qualquer estágio conveniente.

[00102] Inicialmente, a corrente de poço pode escoar através de um extrator de areia ciclônico 18 para remover substancialmente toda da areia que pode ser arrastada nos fluidos de produção. Tal areia pode, de outro modo, promover erosão, corrosão ou entupimento da tubulação e equipamento a jusante. Outras tecnologias de extração de areia são conhecidas, por exemplo, aquelas que empregam gravidade.

[00103] Convencionalmente, o controle de areia geralmente conta com sistemas de furo de poço tais como peneiras de areia ou filtros de cascalho. Contudo, tais sistemas de furo de poço não podem sempre serem usados porque eles podem prejudicar a produção. Mesmo quando os sistemas de furo de poço são usados, qualquer falha que faz com que a areia seja produzida terá que ser controlada por sistemas de apoio.

[00104] A areia oleosa removida pelo extrator de areia 18 é convenientemente despejada em um tanque de armazenagem de areia removível 20, que pode ser elevado para a superfície periodicamente para tratamento de lados superiores ou descarte da areia dentro de e para ser substituído com um tanque de armazenagem de areia vazio 20. Esta solução é prática para taxas baixas a moderadas de produção de areia. Taxas mais altas de produção de areia podem ser controladas por, ao invés, recombinação da areia removida com os fluidos de produção após processamento submarino, para separação posterior e lados superiores de limpeza.

[00105] Em seguida, a corrente de poço extraída de areia escoa através de uma unidade de separação de gás de volume, exemplificada aqui por um separador de gás do tipo harpa 22. Este remove uma porção maior do gás na corrente de poço, que é saído de uma ramificação superior do separador de gás 22 como gás úmido. Algum gás permanecerá na corrente de poço a jusante do separador de gás 22, mas não a uma extensão problemática. Em qualquer caso, muito daquele gás residual será removido em etapas subsequentes de processamento submarino, conforme será explanado.

[00106] A porção de líquido substancialmente desgaseificada da corrente de poço escoa a partir do separador de gás 22 em uma unidade de separação de gás de volume, exemplificada aqui por separadores de tubo duplo (DPSs) 24 que operam simplesmente ou, de preferência, em paralelo. Esta etapa de separação de água de volume remove uma maior porção da água a partir da corrente de poço, que é retirada das DPSs 24 como uma água oleosa. Tipicamente, contudo, o óleo resultante ainda conterá 5% a 10% de água por volume.

[00107] Mais especificamente, em concretizações práticas, o líquido que principalmente escoa a jusante do separador de gás 22 entra em uma tubulação que divide o fluxo em um número de ramificações correspondente ao número de DPSs 24 em uma série paralela. O número de DPSs paralelos 24 pode ser escolhido para instalações específicas baseado em fatores tal como o perfil de produção do reservatório, os resultados de testes de separabilidade de alta pressão realizados em fluidos de produção durante qualificação de projeto, e requisições para flexibilidade através da vida do projeto do Sistema 10.

[00108] A partir da tubulação, cada DPS 24 é precedido por uma seção de tubo do pré-separador substancialmente horizontal 26 de tipicamente 5 a 10 metros de comprimento antes do fluxo entrar na própria DPS ascendentemente inclinada 24. Neste particular, referência é feita à Figura 2 dos desenhos, que mostra o fluxo em camadas de óleo 28 e água 30 ao longo de uma seção de tubo de pré- separador 26, e as características de mistura daquelas camadas 28, 30 em pontos diferentes ao longo de seu comprimento.

[00109] O fluxo é pré-separado dentro da seção de tubo de pré- separador 26 antes de entrar no DPS 24 através de uma entrada 32 na extremidade inferior do DPS 24, conforme mostrado na Figura 3. A velocidade de fluxo na seção de tubo de pré-separador 26 é controlada para ser tipicamente entre 0,5 a 1,5 m/s, dependendo do comprimento daquela seção. Tipicamente, o fluxo pré- separará naquela seção 26 por cerca de cindo a dez segundos antes de entrar no próprio DPS 24.

[00110] Com referência à Figura 2, o princípio subjacente destes parâmetros de pré-separação ocorre a partir da observação que a banda de dispersão estabelecida 4, ou a fase entre óleo 28 e água 30, diminui rapidamente se a velocidade de fluxo difere entre estas duas fases de líquido principais. Esta requisição de velocidade é preenchida se um encurvamento de tubo levemente para cima de 10-15 graus a partir da horizontal é provido na entrada 32 do DPS 24, correspondente à saída da seção de tubo de pré-separador 26 conforme mostrado na Figura 2.

[00111] A Figura 3 mostra que a entrada 32 do DPS 24 transporta o óleo pré-separado óleo 28 e água 30 em um tubo interno alargado e 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 extende apenas sobrea meio caminho ao longo daquele tubo externo 38.

[00112] Uma diferença de velocidade entre o óleo 28 e a água 30 é estabelecida devido às diferenças de gravidade específicas entes aqueles líquidos à medida que eles sobem dentro do DPS ascendentemente inclinado 24. Esta diferença de densidade também aperfeiçoa a separação de água 30 dispersa no óleo 28, fazendo com que água mais pesada 30 afunde, e o óleo mais leve 28 se eleve dentro do tubo externo 38 do DPS 24.

[00113] O tubo externo 38 tem uma saída de água 40 em sua extremidade inferior, e uma saída de óleo 42 em sua extremidade superior para extrair respectivas saídas de líquido 28, 30. Conforme notado acima, é inevitável que a saída de óleo conterá alguma água, e que a saída de água conterá algum óleo na prática.

[00114] De preferência, nas concretizações práticas, a geometria da tubulação entre o separador de gás 22 e o DPS 24 cria um bloqueio de líquido por localização no topo da saída de água 40 do DPS 24 em substancialmente o mesmo nível como a entrada para o separador de gás 22. Este bloqueio de líquido impede o transporte de gás, e assegura que a seção de tubo de pré-separador 26 seja principalmente enchida com água. À medida que o óleo entrante 28 é forçado através da água 30 no bloqueio de líquido, separação ocorrerá.

[00115] A separação de água 30 do óleo 28 é adequadamente controlada usando tecnologia de medição de capacitância conhecida. A localização ajustada do nível da água no DPS 24, sendo a interface de emulsão 44 entre o óleo 28 e a água 30, pode ser monitorada para controlar uma válvula de saída de água (não mostrada) consequentemente.

[00116] O uso de DPSs compactos 24 assegura uma pegada pequena, recuperabilidade e separação efetiva de óleo 28 e água 30. Sua tubulação de diâmetro pequeno facilita o uso do sistema 10 na faixa de profundidade total de águas rasas a ultra profundas.

[00117] Considera-se ser benéfico remover gás livre da corrente de poço antes do líquido remanescente entrar na unidade de separação de gás de volume compreendendo a seção de tubo de pré-separador 26 e o DPS 24. O gás livre pode, de outro modo, influenciar adversamente o fluxo, produzindo um padrão de fluxo. Neste particular, os tubos verticais do separador de gás do tipo harpa 22 proporciona um grande volume para absorver os fluidos de rápida chegada e proporcionar volume suficiente para o gás livre. Desse modo, o separador de gás 22 suprime aglomerações para suavizar o fluxo de líquido que entra na unidade de separação de gás de volume, em adição à remoção do gás livre.

[00118] Consequentemente, por separação de gás do líquido na corrente de poço, a unidade de separação de gás de volume realiza subsequente separação de água mais efetivamente. Sinergisticamente, o gás separado é também usado para limpeza de óleo residual da água separada, permitindo que a água separada seja descarregada ou reinjetada conforme será explanado abaixo.

[00119] O óleo que escoa a partir do DPS 24 é canalizado diretamente em um tanque de armazenagem e estabilização de óleo submarino aquecido 46 que assenta e se separa no tanque 46 na camada de óleo de qualidade de exportação no topo de uma camada de água oleosa. O óleo pode ser descarregado periodicamente a partir do tanque para um navio aliviador 48 na superfície, via um sistema de descarregamento flexível 50 neste exemplo de água rasa. Convenientemente, o navio aliviador 48 pode transportar o equipamento de bombeio que é necessário para retirar óleo a partir do tanque 46.

[00120] O gás úmido que se acumula no topo do tanque de armazenagem e estabilização de óleo 46 é retirado para ser combinado com o gás úmido que escoa a partir do separador de gás 22. Inversamente, uma bomba de remoção de água 52 retira água oleosa acumulada da parte inferior do tanque 46. A água oleosa a partir do tanque 46 é combinada com a saída de água oleosa a partir dos DPSs 24, e com qualquer óleo que pode ter assentado a partir da areia oleosa mantido no tanque de armazenagem de areia 20. Por meio de ilustração, óleo pode inicialmente estar presente no fluxo combinado resultante a um nível de > 4500 ppm.

[00121] A água oleosa em seguida entra em um sistema de tratamento de água 54. Neste exemplo, o sistema de tratamento de água 54 compreende uma série de dois estágios compactos da unidade de flotação (CFU). Em cada estágio, um misturador 56 mistura água oleosa entrante com alguma da saída de gás úmido a partir do separador de gás 22. A mistura resultante de água oleosa e gás é em seguida separada em uma CFU 58 em uma saída de água tratada e outra saída de uma mistura de gás/óleo.

[00122] Uma CFU 58 é um separador de multifase que não necessita de partes móveis e não requer entrada de energia externa. Ela é segura e altamente eficiente na separação de água, óleo e gás, para produzir água tratada de alta qualidade, mesmo com um curto tempo de retenção.

[00123] A CFU 58 compreende um vaso cilíndrico vazado que é resistente à pressão hidrostática. Este vaso define uma câmara de flotação interna que é geralmente circular em seção transversal horizontal. A água oleosa entrante entra na câmara substancialmente horizontalmente e tangencialmente para conceder turbilhão. O processo de separação é auxiliado por características internas do vaso e por um efeito de flotação de gás causado pela liberação de gás residual a partir da água e/ou por gás adicionado.

[00124] Estes processos combinados atuam nos componentes de fluido de gravidades específicas diferentes. Pequenas gotículas de óleo são impelidas a aglomerarem-se e coalescerem para produzir gotículas de óleo grandes, tornando mais fácil separá-las da água. Uma camada continua de óleo ou de emulsão é criada em um nível de líquido superior da câmara de flotação, enquanto que a água trada sai através do fundo do vaso. Na ocasião, contudo, a otimização do processo pode envolver a introdução de gás externo e/ou floculantes.

[00125] A mistura separada de gás/óleo é removida continuamente a partir da CFU 58, via um tubo de saída suspenso na parte superior do vaso. Este fluxo de rejeito de multifase pode ser controlado por uma válvula no tubo de saída. A taxa de fluxo de líquido do fluxo de rejeito é tipicamente cerca de 1% do fluxo de água de entrada total para a CFU 58, e o teor de óleo em que líquido é tipicamente 0,5% a 10%.

[00126] 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). Taxas de fluxo mais altas podem ser alcançadas por disposição de múltiplas CFUs 58 em paralelo.

[00127] A CFU 58 no primeiro estágio do sistema de tratamento de água produz uma saída de água parcialmente tratada 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 adicionalmente reduz o teor de óleo na água parcialmente tratada como para retirar a água totalmente tratada produzida que, de preferência, contém óleo a um nível de < 30 ppm, por exemplo, 9 ppm.

[00128] As saídas de mistura de gás/óleo a partir de estágios de CFU sucessivos são combinadas e alimentadas em um separador de gás/óleo 60, que é exemplificado aqui por um tambor eliminatório de gás/óleo. O separador de gás/óleo 60 retira óleo que pode ainda conter uma fração menor de água. Este óleo é alimentado no tanque de armazenagem e estabilização de óleo 46 para assentar e se separar antes de ser descarregado. O separador de gás/óleo 60 também retira gás úmido, que é combinado com I gás úmido que escoa a partir do separador de gás 22.

[00129] A água produzida a partir do sistema de tratamento de água de dois estágios 54 é limpa bastante para ser descarregada, opcionalmente, diretamente no mar, via uma válvula 62 e uma saída de descarga 64. Alternativamente, a água produzida pode ser reinjetada no poço, convencionalmente via uma estrutura de árvore de natal 66 no topo de uma cabeça de poço de injeção de água/gás 68. Neste último caso, o segundo estágio de tratamento de água pode ser omitido.

[00130] Um sensor de óleo em água em um fluxômetro 70 mede a concentração de óleo na água produzida para assegurar que a concentração esteja abaixo de limites apropriados, por exemplo < 100 ppm para reinjeção ou < 30 ppm para descarga no mar.

[00131] A capacidade de descarregar ou de reinjetar a água produzida economiza espaço valioso em linhas de transporte de óleo, aumentando a quantidade de óleo que pode ser produzido usando a infraestrutura disponível. Por exemplo, separação de volume de tipicamente 50%-75% de água a partir da corrente de poço permite ligação de mais poços para uma tubulação.

[00132] A descarga submarina de água produzida tem outros benefícios importantes. Por exemplo, ela elimina a necessidade de transportar grandes volumes de água de locais de produção sedes de braçadeira, reduzindo o custo do sistema de produção. Este benefício aumenta com a profundidade da água e a distância da braçadeira.

[00133] Por diminuição da pressão hidrostática nas linhas de fluxo de produção submarina, a descarga submarina de água produzida ajuda a reduzir contrapressão em uma cabeça de poço submarina, e permite mais produção. O efeito resultante proporciona benefícios econômicos adicionais para justificar o dispêndio de capital para a instalação.

[00134] A descarga submarina de água produzida também minimiza a pegada do equipamento lateral superior e assim protege muito do equipamento de produção de dano por mau tempo.

[00135] Para a proposta de reinjeção, a água produzida passa através de um sistema de injeção de água/gás 72. Aqui, o gás úmido que escoa do separador de gás 22, suplementado com gás úmido do separador de gás/óleo 60, e a partir do tanque de armazenagem e estabilização de óleo 46, é combinado com a água produzida a ser reinjetada.

[00136] No sistema de injeção de água/gás 72, a água produzida é alimentada via uma válvula de uma via a uma cabeça de sucção de injeção de água 74, da qual uma bomba de injeção de água multifase 76 retira a água e envia a água para a estrutura de árvore de natal 66 sob pressão. A água que escoa através da bomba de injeção de água 76 pode conter até cerca de 10% de gás por volume.

[00137] Opcionalmente, conforme mostrado, a água pressurizada a partir da bomba de injeção de água 76 escoa através de uma cabeça de descarga de injeção de água 78 interposta entre a bomba de injeção de água 76 e a estrutura de árvore de natal 66. A cabeça 78 é uma estrutura de tubulação que pode receber água de quaisquer unidades de tratamento de água paralelas (não mostradas), e/ou que pode enviar água em trajetórias paralelas para quaisquer outras cabeças de poço de injeção, via respectivas estruturas de árvore de natal (também não mostradas).

[00138] Usando uma cabeça 78 tal como esta, arranjos de injeção de água podem ser abrigados no reservatório individual. Sistemas de injeção de água/gás separados 72 podem estar localizados em poços individuais, ou linhas em campo de alta pressão podem distribuir fluido de injeção para poços múltiplos de um sistema de injeção de água/gás simples 72.

[00139] Onde água produzida escoando a partir do sistema de tratamento de água 54 é para ser reinjetada, o gás úmido pode simplesmente ser combinado com aquela água produzida. Neste exemplo, contudo, água do mar é também retirada do mar e processada em uma instalação de filtração e tratamento 80 para suplementar a água produzida por co-mistura, por exemplo, em um sistema venturi, para reinjeção. Desse modo, o gás úmido é primeiramente misturado com a água do mar tratada em um ejetor de gás 82 e, em seguida, a mistura de multifase resultante é combinada com a água produzida na cabeça de sucção de injeção de água 74.

[00140] Indo agora para as Figuras 4 e 5 dos desenhos, estas mostram uma unidade de produção submarina 84 em uma concretização prática da invenção. Numerais similares são usados para características similares.

[00141] A Figura 4 mostra a unidade 84 instalada no leito marinho, completa com uma estrutura de suporte alongada 86 que circunda vários módulos funcionais ou de processamento no interior da unidade 84. Estes módulos implementam os vários subsistemas do Sistema 10 descrito acima.

[00142] A Figura 5 omite a estrutura 86 para facilidade de visualização do layout posicional dos módulos ilustrados. O layout mostrado é um exemplo que omite alguns dos módulos requeridos para implementar o Sistema 10 descrito acima, que pode ser provido ou a bordo da unidade 84, ou fora e conectado à unidade 84, por exemplo, em uma unidade construída similarmente vizinha instalada no leito marinho.

[00143] Especificamente, a estrutura 86 da unidade de produção submarina 84 mostrada na Figura 4 compreende um convés de aço 88 que suporta vários módulos de processamento e sua tubulação de conexão. Uma superestrutura GPR 90 é aparafusada junta e conectada ao convés 88 de modo que o convés 88 e a superestrutura 90 juntos formam uma estrutura de armação para transportar a carga útil pesada da instalação de processamento durante rebocamento e instalação. Convenientemente, a flutuabilidade requerida para rebocamento da unidade 84 ao local de produção pode ser pré- formada e montada na superestrutura 90.

[00144] As unidades de produção submarina 84 da invenção são aptas a serem fabricadas em facilidade de doca seca. Para maximizar a escolha de facilidades de fabricação disponíveis, é importante que o tamanho de muitas unidades 84 é minimizado. Por meio de exemplo, uma unidade de produção submarina 84 conforme mostrada in 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.

[00145] Uma vantagem da estrutura híbrida GRP/aço da estrutura 86 é que seções da superestrutura 90 podem ser fabricadas em uma instalação de fornecedores e carregadas ao local de lançamento a ser montado na fundação do convés de aço 88 em um curto período de tempo. Outro benefício significante é que esta solução permite fabricação em terra, e que uma checagem do sistema total seja realizada em terra, ou em água rasa perto da costa, antes de reboque fora, a uma localização offshore.

[00146] Como é convencional, a superestrutura 90 tem extremidades afiladas para proteger a unidade 84 contra sobrearrasto. Os painéis de cobertura GRP removíveis podem ser providos na superestrutura para minimizar riscos de obstáculos e beneficamente reduzir fluxo hidrodinâmico de água no interior da unidade à medida que a unidade se move através da água durante instalação.

[00147] Alguns painéis de cobertura, particularmente nos lados da superestrutura, podem ser removidos após instalação para facilitar o acesso do ROV. Também, os painéis de cobertura que faceiam ascendentemente 92 no topo da superestrutura 90 podem ser abertos para proporcionar aberturas para acesso aos módulos de processamento suportados em silos de abertura ascendente no convés de aço 88 abaixo.

[00148] Os módulos de processamento são recuperáveis de seus silos por serem elevados através das aberturas conforme mostrado na Figura 4, que mostra um módulo 94 compreendendo um fluxômetro 70 sendo elevado por um fio 96 suspenso de um guincho ou guindaste de um navio de superfície, não mostrado. Um ROV de classe de operação (WROV) 98 é mostrado realizando e supervisionando a conexão submarina necessária, guiando e monitorando operações. Será aparente que o tanque de armazenagem de areia removível a bordo opcional antes mencionado pode ser elevado e substituído em um modo similar.

[00149] Mais geralmente, os sistemas de processamento submarino 84 da invenção podem compreender uma variedade de módulos de processamento dependendo do tipo de processamento necessário para um desenvolvimento de campo particular. Para reduzir custos, desenhos modulares padrões são, de preferência, usados através de todo o sistema da invenção. Isto permite que os provedores de equipamento de processamento submarino desenvolvam seus próprios módulos de sistema, e, em seguida, aqueles módulos podem ser integrados na unidade de processamento submarina 84 em muito do mesmo modo como módulos de plataforma laterais superiores.

[00150] Estruturas de transporte e instalação padronizadas 100 que circundam os módulos requeridos podem ser instaladas na unidade de processamento submarina 84 em um modo plug-&-play. Tais estruturas 100 também ajudam a reduzir variações em termos de procedimentos de manipulação e instalação.

[00151] Instalação e recuperação de módulos podem ser realizadas de acordo com o seguinte processo simplificado:

[00152] Um módulo, tal como um módulo de fluxômetro 94 incluindo uma estrutura de transporte e instalação 100, é abaixado de um navio através de um moonpool do navio, onde possível, para reduzir dependência do clima. Alternativamente, o módulo 94 pode ser abaixado sobrea lateral do navio.

[00153] O WROV 98 guia o módulo 94 em um silo apropriado da unidade de produção submarina 84 através do topo da unidade 84. Nenhum fio guia é requerido. Um manípulo pode ser provido no módulo 94 para o WROV 98 para aplicar forças guias laterais ao módulo 94. Formações de guia entendendo-se ascendentemente ao redor do silo guiam a estrutura de transporte e instalação 100 na posição correta na unidade 84, enquanto que também alinhando a tubulação e conectores elétricos entre a unidade 84 e o módulo 94.

[00154] Uma vez alinhado, o módulo 94 é abaixado adicionalmente no silo da unidade 84. Amortecedores são adequadamente providos para assegurar que o módulo 94 cessará brandamente alguns 300 mm acima dos conectores mecânicos. O WROV 98 em seguida abaixará o módulo 94, por exemplo, por um mecanismo de parafuso ou hidraulicamente, e unirá os conectores em uma maneira totalmente controlada.

[00155] Dependendo do módulo 94, várias conexões serão necessárias, por exemplo, conexões elétricas, conexões hidráulicas, e tubulação. Normalmente, tais conexões serão verticalmente orientadas, provenientes da tubulação principal que se estende no nível do convés 88. As conexões de tubo podem ser produzidas por conectores de grampo padrões atuados pelo WROV 98.

[00156] O sistema de controle de água da invenção necessita de bombas ou compressores que demandam um grande suprimento de energia. Contudo, algumas unidades, tais como fluxômetros, medidores de óleo-em-água e válvulas controladas remotas requererão cabos de controle e cabos de energia menores. Conectores de união úmidos são disponíveis para esta proposta. Desse modo, energia pode facilmente ser provida no campo de uma estação de energia central para sistemas de controle de água remotamente localizados.

[00157] Voltando em seguida ao layout dos módulos mostrados na Figura 5 e esquematicamente na Figura 6, um separador de gás do tipo harpa 22 e uma série de DPSs paralelos 24 são mostrados lado a lado. Os DPSs 24 da série são substancialmente paralelos entre si, assentando lado a lado em um plano inclinado que se eleva longitudinalmente com relação ao convés subjacente 88 da unidade de processamento submarina 84 mostrada na Figura 4.

[00158] O separador de gás 22 e os DPSs 24 são centralizados longitudinais com relação à unidade de processamento submarina 84. A centralização destas massas grandes em posições longitudinalmente a bordo desse modo aperfeiçoa a estabilidade da unidade 84 durante transporte e instalação. Neste particular, será notado que módulos mais leves menores, tais como as CFUs 58 e o fluxômetro 70, estão em posições longitudinalmente for a de bordo com relação ao separador de gás 22 e aos DPSs 24.

[00159] A corrente de poço escoa através do separador de gás 22 em uma primeira direção longitudinal. O fluido da corrente de poço desgaseificada que escoa para fora do separador de gás 22 em seguida entra em uma ramificação ou tubulação 102 que divide este fluido em um número de trajetórias de fluxo correspondente ao número de DPSs 24 na série. A tubulação 102 também inverte a direção de fluxo em uma segunda direção longitudinal oposta à primeira direção longitudinal.

[00160] Antes de alcançar os respectivos DPSs 24, as trajetórias de fluxo primeiro seguem respectivas seções de tubo do pré-separador 26 que, neste exemplo, são colapsadas longitudinalmente por serem encurvadas ou dobradas sinuosamente. Isto define porções superior e inferior 26A, 26B das seções de tubo do pré-separador 26 que estão em relação mutuamente empilhadas, verticalmente espaçadas, e que têm inclinação rasa mutuamente oposta. Neste particular, referência é feita à vista em detalhe esquemática da Figura 6.

[00161] Mais especificamente, cada seção de tubo de pré-separador 26 compreende uma porção superior 26A na qual o fluido da corrente de poço escoa na segunda direção longitudinal de uma extremidade da tubulação adjacente à saída de líquido do separador de gás 22. A porção superior 26A é inclinada ascendentemente na segunda direção longitudinal, correspondente à direção de fluxo naquela porção.

[00162] Um primeiro encurvamento descendente 104 na outra extremidade da porção superior 26A une a porção superior 26A à porção inferior 26B, invertendo o fluxo entre as porções superior e inferior 26A, 26B. Consequentemente, o fluido da corrente de poço escoa na porção inferior 26B na primeira direção longitudinal, geralmente paralela ao fluxo no separador de gás 22. A porção inferior 26B é inclinada na primeira direção longitudinal, novamente correspondendo à direção de fluxo naquela porção.

[00163] A porção inferior 26B, por sua vez, termina em um segundo encurvamento descendente 106 que é longitudinalmente oposto ao primeiro encurvamento descendente 104, e que é disposto sob a extremidade da porção superior 26A adjacente à tubulação 102. O segundo encurvamento descendente 106 une a porção inferior 26B à entrada dos DPS associados 24, e novamente inverte o fluxo entre a porção inferior 26B e o DPS 24. Desse modo, o fluido da corrente de poço escoa através da DPS 24 na segunda direção longitudinal. A reversão resultante de fluxo entre o separador de gás 22 e a série de DPSs 24 facilita a disposição lado a lado compacta daqueles componentes volumosos.

[00164] Neste exemplo, o comprimento do sistema é também minimizado relativo ao uso de um separador de tubo padrão em outros modos. Primeiramente, a inclinação dos DPSs 24 encurta seu comprimento total paralelo ao comprimento da unidade de processamento submarina 84, enquanto que mantendo seu comprimento efetivo. Segundo, a reversão da direção de fluxo nas seções de tubo do pré-separador 26A, 26B aproximadamente reduz à metade seu comprimento total paralelo ao comprimento da unidade 84 comparado com seu comprimento efetivo. Terceiro, muitas das porções superior e inferior 26A, 26B das seções de tubo de pré- separador 26 são empilhadas acima dos DPSs 24 preferivelmente do que sendo afastadas longitudinalmente a partir das DPSs 24, beneficiando-se do espaço permitido pela inclinação dos DPSs 24.

[00165] Convencionalmente, navios de construção offshore especialistas grandes são usados para a instalação de estruturas submarinas pesadas por elevação. Devido ao seu tamanho, tais estruturas são frequentemente divididas em componentes menores, consequentemente requerendo operações múltiplas para instalação e conexão. Isto aumenta o número de operações offshore e a necessidade de operação de conexão submarina. A dependência resultante do clima favorável para instalação torna-se um fator importante no custo e risco de um projeto de instalação.

[00166] Por combinação dos componentes tais como tubulação, unidade de remoção de areia, separador de gás do tipo harpa, DPSs paralelos e CFUs em série em uma estrutura de suporte 86 como uma unidade de processamento submarina 84, operações de elevação offshore e operações de conexão submarina, são minimizadas. Contudo, o tamanho e peso da unidade 84 significam que ela pode somente ser elevada por navios de elevação pesados relativamente poucos disponíveis.

[00167] Consequentemente, outros métodos de instalação são preferidos para a proposta da invenção, tal como os sistemas de produção rebocados exemplificados nos WO 2014/095942 e WO 2016/071471. Nesta abordagem, instalações grandes de processamento submarino podem ser montadas em jardas do litoral como unidades de produção submarina 84.

[00168] Tendo montado e testado o sistema, a unidade de produção submarina 84 pode ser rebocada para o campo usando o Método de Rebocamento de Profundidade Controlado bem comprovado (CDTM). Isto reduz o custo e risco de instalação comparados às soluções de elevação, devido à necessidade reduzida de recursos de instalação.

[00169] Um reboque de profundidade controlada pode ser realizado em estados do mar mais altos do que operações de elevação offshore, e minimiza as requisições de acesso de campo significantemente. O uso de métodos de instalação de rebocamento para as unidades de produção submarina 84 reduz o impacto ambiental e o risco de pessoal por minimização da exposição de componentes. As operações de rebocamento e abaixamento impõem forças de instalação dinâmica inferiores na unidade 84 do que para instalação por elevação. A duração e custo da operação de instalação podem ser reduzidos grandemente.

[00170] Muitas variações são possíveis dentro do conceito da invenção. Por exemplo, as Figuras 7, 8 e 9 mostram sistemas de separação de água aperfeiçoados em que a saída de óleo do DPS 24 é submetida a um segundo estágio de separação de água. Estas variantes são aptas a serem usadas em, ou em conjunto com unidades de processamento submarino 84 similares àquelas mostradas na Figura 4, mas elas podem também terem aplicação mais ampla. Novamente, numerais similares são usados para características similares.

[00171] Em cada uma das Figuras 7, 8 e 9, uma corrente de poço entra em um separador de gás do tipo harpa 22 que realiza separação de gás de volume. A corrente de poço é, de preferência, extraída de areia previamente, mas que a etapa foi omitida nestes desenhos para simplicidade. Como antes, o gás úmido separado é canalizado para longe para subsequente uso em um sistema de tratamento de água 54 para limpar óleo da água produzida, e, opcionalmente, também para reinjeção em um poço.

[00172] A corrente de poço desgaseificada, em seguida, passa através de um DPS 24 que é adequadamente precedido por uma seção de tubo de pré-separador 26 como antes. A seção de tubo de pré-separador 26 mostrada nas Figuras 7 e 8 é omitida da Figura 9, mas é opcional. Na prática, a seção de tubo de pré-separador 26 e o DPS 24 podem ser formados e posicionados compactamente relativos entre si similar aos correspondentes componentes mostrados nas Figuras 5 e 6.

[00173] Nas variantes mostradas nas Figuras 7, 8 e 9, o segundo estágio de separação de água é realizado por um eletrocoalescedor 108 a jusante do DPS 24 em combinação com um separador líquido- líquido adicional em série com, e a jusante de, o eletrocoalescedor 108. Este separador líquido-líquido adicional é exemplificado por um separador de tubo 110 na Figura 7, e por um DPS 112 nas Figuras 8 e 9. A última opção é preferida para eficiência e compacidade.

[00174] Em cada caso, o separador líquido-líquido adicional 110/112 produz:

[00175] óleo contendo uma fração reduzida de água, cujo óleo pode ser enviado para um tanque 46 conforme mostrado na Figura 1 para assentamento, se necessário, e para descarregamento periódico; e água oleosa que é adicionada à saída de água oleosa a partir do DPS 24 no primeiro estágio de separação, antes do tratamento em um sistema de tratamento de água 54 que é, de preferência, similar àquele descrito acima em relação à Figura 1.

[00176] Por promoção de coalescência de gotículas pequenas de óleo em gotículas grandes de óleo, o eletrocoalescedor 108 condiciona a mistura de óleo e água que escoa a partir do DPS de primeiro estágio 24 para aperfeiçoar a eficiência do separador líquido-líquido adicional 110/112 a jusante no segundo estágio.

[00177] Sinergisticamente, por desidratação da corrente de poço, e por modificação do fluxo, o DPS de primeiro estágio 24 aperfeiçoa a eficiência do eletrocoalescedor 108 e, consequentemente, por sua vez, a eficiência do separador líquido-líquido adicional 110/112 a jusante no segundo estágio.

[00178] Também sinergisticamente, por desgaseificação da corrente de poço a montante do DPS de primeiro estágio 24, e por modificação do fluxo, o separador de gás 22 aperfeiçoa a eficiência do eletrocoalescedor 108 e, consequentemente, por sua vez, a eficiência do separador líquido-líquido adicional 110/112 a jusante no segundo estágio.

[00179] Estas sinergias se combinam beneficamente com a sinergia antes mencionada entre o separador de gás 22 e o DPS de primeiro estágio 24, que, conforme notado previamente, aperfeiçoa a eficiência do DPS de primeiro estágio 24.

[00180] O resultado destas várias sinergias é que substancialmente mais água é removida do óleo na corrente de poço do que se somente um estágio de separação líquido-líquido foi usado.

[00181] Similarmente, substancialmente mais água é removida do óleo na corrente de poço do que se sucessivos estágios de separação líquido-líquido foram usados sem a etapa intermediária de promoção de coalescência. Também, substancialmente mais água é removida do óleo na corrente de poço do que se a etapa de desgaseificação preliminar foi omitida antes de, ou o primeiro estágio de separação líquido-líquido.

[00182] Em virtude de conter substancialmente menos água, a saída de óleo a partir do separador líquido-líquido adicional 110/112 é mesmo susceptível à formação de hidratos ou outros sólidos que podem subsequentemente tamponar uma tubulação ou outro equipamento de produção.

[00183] Uma consequência desafiante da separação aperfeiçoada de água do óleo na corrente de poço é que mais água tem que ser limpa, de preferência, submarina pelo sistema de tratamento de água 54. A, de preferência, operação de dois estágios do sistema de tratamento de água 54 e o uso de CFUs, conforme descrito acima em relação à Figura 1, é benéfica para manusear este fluxo aumentado de água, enquanto que assegura que a proporção de OiW seja suficientemente baixa para permitir reinjeção ou descarga daquelas água, conforme pode ser o caso.

[00184] A Figura 9 mostra que o DPS de primeiro estágio 24 mostrado esquematicamente nas Figuras 7 e 8 é, de preferência, uma série de DPSs tubulados paralelos 24, neste exemplo, uma série de quatro DPSs 24. A Figura 9 também mostra que o DPS de segundo estágio 112 é, de preferência, também uma série de DPSs tubulados paralelos 112, neste exemplo, um par dois DPSs 112. Os DPSs 112 do segundo estágio são poucos em 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.

[00185] A Figura 9 também mostra esquematicamente provisões para controle do sistema de separação e tratamento para manter características de saída apropriadas. Provisões similares podem, naturalmente, serem adicionadas ao sistema mostrado na Figura 1. Neste particular, um sensor de óleo em água 114 monitora a proporção OiW na água produzida pelo sistema de tratamento de água 54, e um sensor de água em óleo 116 monitora a proporção WiO no óleo que sai no segundo estágio DPSs 112. Opcionalmente, um sensor de água em óleo adicional pode monitorar uma proporção WiO no óleo que sai do primeiro estágio DPSs 24. Ambos sensores 114, 116 reportam a um sistema de controle 118 que, por sua vez, controla válvulas apropriadas 120 para modificar o fluxo de fluidos no sistema, se requerido, para manter as características de saída desejadas.

Claims (39)

1. Unidade de produção submarina (84) para tratamento submarino de óleo, a unidade (84) compreendendo uma estrutura (86) que suporta: um sistema de separação de multifase a bordo para separação de gás e água de uma corrente de poço contendo óleo; e um sistema de tratamento de água a bordo (54) para limpeza de óleo de água que é produzida pelo sistema de separação, a unidade (84) sendo caracterizada pelo fato de que: o sistema de tratamento de água (54) compreende uma entrada de gás que se comunica com o sistema de separação, e é disposta para misturar a água produzida com gás separado do óleo; o sistema de tratamento de água (54) tem uma entrada adicional para receber água que assenta em um tanque de armazenagem de óleo produzido (46), em que o tanque de armazenagem de óleo produzido (46) é um tanque a bordo também suportado pela estrutura (86); e em que o sistema de tratamento de água (54) compreende ainda pelo menos uma unidade de flotação (58) tendo: uma entrada de água para água ser limpa de óleo; uma saída de água para água limpa de óleo; e uma saída de rejeito para gás misturado com óleo limpo da água.

2. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) compreende primeira e segunda unidades de flotação (58) em série, a saída de água da primeira unidade de flotação que se comunica com a entrada de água da segunda unidade de flotação.

3. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizada pelo fato de que a entrada de água da ou cada unidade de flotação (58) se comunica com um misturador (56) para mistura de gás com água a ser limpa de óleo.

4. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) compreende uma saída de descarga para descarga da água limpa na água do mar circundante.

5. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o sistema de tratamento de água (54) se comunica com um sistema de injeção de água (72) para injeção de água limpa em um reservatório submarino.

6. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 5, caracterizada pelo fato de que o sistema de injeção de água (72) compreende uma entrada de gás que se comunica com o sistema de separação, e é disposto também para receber e injetar gás separado do óleo.

7. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 5 ou 6, caracterizada pelo fato de que o sistema de injeção de água (72) compreende uma entrada de água processada que se comunica com um sistema de processamento submarino (80), e é disposta também para receber e injetar água processada retirada da água do mar circundante.

8. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações 4 a 7, caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um sensor de óleo em água (114) associado com uma saída de água limpa do sistema de tratamento de água (54).

9. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o sistema de separação compreende um separador de gás (22) a montante de um separador de água/óleo (24, 110, 112).

10. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que o separador de gás (22) e o separador de água/óleo estão em posições longitudinais correspondentes com relação a uma direção do comprimento da unidade (84).

11. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 10, caracterizada pelo fato de que o separador de gás (22) está além do separador de água/óleo e o fluxo de fluido através do separador de água/óleo está em uma direção substancialmente oposta ao fluxo de fluido através do separador de gás (22) com relação à direção do comprimento.

12. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 11, caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente um sensor de água em óleo (116) associado com uma saída de óleo do separador de água/óleo.

13. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 12, caracterizada pelo fato de que o separador de água/óleo compreende pelo menos um separador de tubo duplo (24, 112).

14. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que o separador de água/óleo compreende uma série de separadores de tubo duplo paralelos (24).

15. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 13 ou 14, caracterizada pelo fato de compreender adicionalmente uma seção de tubo de pré-separador (26) a montante do ou cada separador de tubo duplo (24, 112).

16. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 15, caracterizada pelo fato de que a seção de tubo de pré-separador (26) é dobrada sinuosamente para definir porções superior e inferior (26A, 26B) em relação mutuamente empilhada, verticalmente espaçada.

17. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 16, caracterizada pelo fato de que as porções superior e inferior (26A, 26B) da seção de tubo de pré-separador (26) têm inclinação mutuamente oposta.

18. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 16 ou 17, caracterizada pelo fato de que a direção de fluxo inverte entre as porções superior e inferior (26A, 26B) da seção de tubo de pré- separador (26).

19. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizada pelo fato de que as porções superior e inferior (26A, 26B) da seção de tubo de pré-separador (26) se inclinam ascendentemente em uma direção de fluxo dentro de cada porção.

20. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 19, caracterizada pelo fato de que as porções superior e inferior (26A, 26B) da seção de tubo de pré-separador (26) são empilhadas acima do separador de tubo duplo (24).

21. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o sistema de separação compreende adicionalmente uma unidade de remoção de areia (18) a montante do separador de gás (22).

22. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 21, caracterizada pelo fato de que o sistema de separação compreende adicionalmente um tanque de armazenagem de areia recuperável (20) para recebimento de areia a partir da unidade de remoção de areia (18).

23. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que componentes dos respectivos sistemas a bordo são modularmente substituíveis submarinos por elevação, sem elevação da estrutura (86).

24. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de que a estrutura (86) define silos de abertura ascendente dispostos para acomodar os respectivos componentes.

25. Unidade (84), de acordo com a reivindicação 24, caracterizada pelo fato de que os componentes são suportados em respectivas estruturas de transporte e instalação (100) que são engatáveis com os silos da estrutura (86) para movimento vertical relativo à estrutura (86) na instalação ou remoção.

26. Unidade (84), de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que a estrutura (86) é uma estrutura unitária que é transportável por rebocamento ou elevação, enquanto suportando os componentes dos respectivos sistemas a bordo.

27. Método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de multifase, caracterizado pelo fato de compreender: separar gás e água a partir da corrente de poço para produzir óleo; limpar óleo a partir da água que é produzida pela etapa de separação por passagem da água produzida através de pelo menos uma unidade de flotação (58), e misturar a água produzida com gás separado a partir da corrente de poço na etapa de separação; e realizar a etapa de limpeza também na água assentada de óleo produzido pela etapa de separação; as etapas de separação e de limpeza ambas sendo realizadas submarinas a bordo de uma unidade de produção submarina transportável (84).

28. Método, de acordo com a reivindicação 27, caracterizado pelo fato de compreender passagem da água produzida através das primeira e segunda unidades de flotação (58) em série, a saída de água a partir da primeira unidade de flotação sendo admitida à segunda unidade de flotação.

29. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 27 a 28, caracterizado pelo fato de compreender descarregar a água produzida na água do mar circundante após limpeza.

30. Método, de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de compreender manter uma proporção de óleo em água da água produzida descarregada abaixo de 30 ppm.

31. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 27 a 30, caracterizado pelo fato de compreender injetar a água produzida em um reservatório submarino após limpeza.

32. Método, de acordo com a reivindicação 31, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente injetar, com a água produzida, gás separado a partir da corrente de poço na etapa de separação.

33. Método, de acordo com a reivindicação 31 ou 32, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente injetar, com a água produzida, água processada retirada da água do mar circundante.

34. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 27 a 33, caracterizado pelo fato de compreender efetuar separação de gás na corrente de poço a montante da separação de água na corrente de poço.

35. Método, de acordo com a reivindicação 34, caracterizado pelo fato de compreender realizar a separação de água em pelo menos um separador de tubo duplo (24, 112).

36. Método, de acordo com a reivindicação 35, caracterizado pelo fato de compreender condicionar a corrente de poço em uma seção de tubo de pré-separador (26) a jusante da separação de gás, e a montante do separador de tubo duplo (24, 112).

37. Método, de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de compreender guiar a corrente de poço para seguir uma trajetória sinuosa na seção de tubo de pré-separador (26).

38. Método, de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de compreender guiar a corrente de poço para inverter na direção de fluxo na seção de tubo de pré-separador (26).

39. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 27 a 38, caracterizado pelo fato de ser precedido ou seguido pelo transporte da unidade de produção submarina (84) para ou a partir de uma localização submarina.