BR112020021742A2

BR112020021742A2 - sistema e método para produção e armazenamento de hidrocarboneto offshore

Info

Publication number: BR112020021742A2
Application number: BR112020021742-5A
Authority: BR
Inventors: Cecilie Gotaas JOHNSEN; Arild SAMUELSBERG
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2018-04-24
Filing date: 2019-04-24
Publication date: 2021-01-26
Also published as: CA3098279A1; GB202018425D0; GB2588312B; GB2588312A; NO346560B1; NO20201238A1; US11549352B2; WO2019209119A1; US20210079777A1; GB2588022A; GB202018439D0; AU2019260345A1; BR112020021740A2; MX2020011236A; US20210079764A1; NO20180573A1; GB2588022B; CA3098281A1; EA202092527A1; MX2020011169A

Abstract

Trata-se de um sistema para produção de hidrocarboneto compreendendo um hospedeiro 11 para receber hidrocarboneto produzido; uma instalação de produção de hidrocarboneto offshore compreendendo: uma cabeça de poço de produção 1 para conexão a um reservatório de hidrocarboneto submarino; uma plataforma de produção 9 configurada para receber fluido produzido a partir da cabeça de poço e estando em comunicação de fluido com o hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância 10; em que a cabeça de poço é local para a plataforma de produção, e a plataforma de produção é configurada para processar o fluido produzido para fornecer um produto de óleo semiestável adequado para exportação ao longo do oleoduto de longa distância 10 para o hospedeiro; em que o hospedeiro 10 é configurado para armazenar o produto de óleo semiestável.

Description

“SISTEMA E MÉTODO PARA PRODUÇÃO E ARMAZENAMENTO DE HIDROCARBONETO OFFSHORE”

[0001] A presente invenção se refere a um sistema para produção de hidrocarbonetos que é útil (mas não limitado) à exploração de reservas de óleo submarinas marginais, particularmente aquelas distribuídas em grandes áreas do fundo do mar, onde não é viável implementar plataformas tripuladas dedicadas para cada reserva.

[0002] Superar as atuais dificuldades econômicas na exploração de reservatórios marginais de óleo está se tornando cada vez mais importante à medida que grandes reservas conhecidas estão esgotadas e torna-se mais desejável explorar reservas menores que muitas vezes estão distribuídas em grandes áreas dentro de um dado campo de óleo. Para tornar a exploração de tais reservatórios marginais mais economicamente sustentável, é desejável explorar a maior área possível de reservatórios marginais de óleo com o mínimo de equipamento/pessoal, despesas e custos de operação.

[0003] Uma abordagem conhecida é conectar (“amarrar”) uma série de poços remotos (“satélite”) a uma única plataforma para explorar vários reservatórios que estão a alguma distância. No entanto, o fluido produzido a partir de um poço de hidrocarboneto é tipicamente uma mistura incluindo óleo, água e gás. Essa mistura de fluido não pode ser facilmente transportada pelo oleoduto, pelo menos por longas distâncias, porque as múltiplas fases tornam difícil o bombeamento e porque hidratos podem se formar e bloquear o oleoduto.

[0004] Os hidratos são sólidos cristalinos semelhantes ao gelo compostos de água e gás, e a deposição de hidratos na parede interna de oleodutos de gás e/ou óleo é um problema grave na infraestrutura de produção de óleo e gás. Conforme discutido abaixo com referência à Figura 4, para um dado fluido de hidrocarboneto, hidratos se formam a pressões mais altas e temperaturas mais baixas. Quando o fluido de hidrocarboneto quente contendo água flui através de um oleoduto com paredes frias, os hidratos se precipitam e aderem às paredes internas. Isso reduz a área da seção transversal do oleoduto, o que, sem contramedidas adequadas, levará a uma perda de pressão e, finalmente, a um bloqueio completo do oleoduto ou outro equipamento de processo. O transporte de gás à distância, portanto, normalmente requer controle de hidrato.

[0005] As tecnologias existentes que lidam com o problema da formação de hidratos em curtas distâncias incluem: • Raspagem mecânica dos depósitos da parede interna do tubo em intervalos regulares por limpeza de oleoduto. • Aquecimento elétrico e isolamento mantendo o oleoduto quente (acima da temperatura de formação de hidrato). • Adição de inibidores (termodinâmicos ou cinéticos), que evitam a formação e/ou deposição de hidratos.

[0006] A limpeza de oleoduto é uma operação complexa e cara. Também não é adequada para oleodutos submarinos porque o raspador deve ser inserido usando veículos submarinos operados remotamente.

[0007] O aquecimento elétrico é possível abaixo do mar se o oleoduto não for muito longo, como da ordem de 1 a 30 km, mas não é viável atualmente em distâncias maiores, digamos 50 a 100 km, ou mais. No entanto, mesmo em distâncias mais curtas, os custos de instalação e operação são novamente elevados. Além disso, a formação de hidratos ocorrerá durante as paradas ou desacelerações da produção, pois os hidrocarbonetos esfriarão abaixo da temperatura de formação do hidrato.

[0008] A adição de um inibidor de hidrato, como um álcool (metanol ou etanol) ou um glicol, como monoetilenoglicol (MEG ou 1,2-etanodiol), é barata e o inibidor é simples de injetar. No entanto, se o teor de água for alto, quantidades proporcionalmente maiores de inibidor são necessárias, o que na extremidade receptora exigirá uma unidade de processo de regeneração de inibidor de hidrato com capacidade suficiente para recuperar e reciclar o inibidor.

[0009] As técnicas acima podem, portanto, ser utilizadas para transporte de curta distância (até aproximadamente 60 km), por exemplo, da cabeça do poço para um hub de processamento central. No entanto, eles não são adequados para transporte em longas distâncias.

[0010] Também é conhecido na técnica como realizar algum processamento de hidrocarbonetos produzidos em poços antes do transporte. No entanto, as instalações de processamento tradicionais (tipicamente submarinas) processam apenas minimamente a corrente de entrada contendo hidrocarbonetos, que é então transportada como uma mistura bifásica ou multifásica para um hub de processamento offshore central localizado entre vários reservatórios/cabeças de poço de óleo e gás; consultar GB 1244273, por exemplo. O processamento adicional dos hidrocarbonetos para atender às especificações de transporte por oleoduto é então realizado utilizando a capacidade de processamento do hub de processamento offshore central.

[0011] Embora tal processamento permita que uma mistura multifásica de hidrocarboneto seja transportada por distâncias relativamente curtas de volta para um centro de processamento que realiza processamento adicional, não é extenso o suficiente para transporte de longa distância.

[0012] Uma solução conhecida é fornecer armazenamento local para as cabeças de poço para fluidos separados, como óleo e gás, no fundo do mar ou em uma plataforma de superfície local, consultar GB 2544715 e CN 102337868, por exemplo. No entanto, um navio (isto é, um navio-tanque) é então necessário para coletar os fluidos armazenados e recuperá-los para um hospedeiro mestre ou plataforma. Isso é obviamente ineficiente e o próprio navio representa um grande gasto de capital.

[0013] Também é conhecido na técnica como estabilizar totalmente o fluido de hidrocarboneto produzido a partir de um poço, separando seus constituintes e condicionando-os para armazenamento antes do transporte para longe do poço. A estabilização completa é alcançada diminuindo a pressão do fluido produzido para a pressão atmosférica e separando as fases gasosa e líquida resultantes. (Um líquido totalmente estabilizado é aquele que está em uma fase líquida totalmente estável em condições atmosféricas, isto é, não irá evaporar ou precipitar em hidratos à pressão atmosférica e à temperatura atmosférica ambiente). Esse líquido totalmente estabilizado pode então ser transportado para outro local, por exemplo, onshore, em condições atmosféricas e permanecerá estável. No entanto, uma quantidade substancial de processamento e, portanto, equipamento de processamento, é necessária na reserva para se conseguir isso.

[0014] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é fornecido um sistema para produção de hidrocarboneto compreendendo: um hospedeiro para receber hidrocarboneto produzido; uma instalação de produção de hidrocarboneto offshore compreendendo: uma cabeça de poço de produção para conexão a um reservatório de hidrocarboneto submarino; uma plataforma de produção configurada para receber fluido produzido a partir da cabeça de poço e estando em comunicação de fluido com o hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância; em que a cabeça de poço é local para a plataforma de produção, e a plataforma de produção é configurada para processar o fluido produzido para fornecer um produto de óleo semiestável adequado para exportação ao longo do oleoduto de longa distância para o hospedeiro; em que o hospedeiro é configurado para armazenar o produto de óleo semiestável ou um produto de óleo produzido a partir do mesmo.

[0015] O termo “semiestável” neste documento é usado para descrever um líquido que foi estabilizado até certo ponto, mas não foi totalmente estabilizado. Isso significa que sob certas condições de pressão e temperatura (neste caso, as condições encontradas em um oleoduto de longa distância) ele permanecerá em uma única fase (líquida), evitando a evaporação e a precipitação (isto é, a precipitação de hidratos no líquido). No entanto, ao contrário de um líquido totalmente estabilizado, ele deve ser mantido a uma pressão acima da pressão atmosférica. Consequentemente, o produto de óleo é retirado do “envelope de hidrato” nas condições em que será mantido durante o transporte para o hospedeiro.

[0016] O produto semiestável pode ser armazenado desse modo (isto é, mantido em seu estável semiestável enquanto armazenado) no hospedeiro. Consequentemente, o produto de óleo pode ser obtido adicionalmente fora do “envelope de hidrato” para as condições sob as quais o mesmo será mantido enquanto estiver no hospedeiro.

[0017] Alternativamente, o produto de óleo semiestável pode ser estabilizado adicionalmente no hospedeiro de modo que o produto de óleo armazenado no hospedeiro seja, ou esteja próximo de ser, um produto de óleo completamente estabilizado. A estabilização adicional do produto de óleo semiestabilizado no hospedeiro compreende o processamento adicional do produto de óleo semiestabilizado no hospedeiro, conforme ficará claro a partir da discussão a seguir. Tal equipamento de processamento adicional pode ser obtido por um equipamento de processamento adicional incluindo um ou mais separados, um ou mais lavadores, um ou mais compressores ou qualquer outro equipamento que pode ser usado para processamento adicional do produto de óleo semiestável para estabilização adicional, A natureza exata do processamento adicional no hospedeiro e no equipamento usado para o dito processamento adicional dependerá da natureza do fluido semiestabilizado de entrada, do nível desejado de estabilização a ser alcançado no hospedeiro, no próprio hospedeiro etc.

[0018] Um produto de óleo é semiestabilizado por processamento, e tal processamento envolve tipicamente a desgaseificação do produto de óleo e/ou a separação de água do produto de óleo até certo ponto. A extensão desse processamento depende das condições em que o produto de óleo será retido durante o transporte e opcionalmente durante o armazenamento, de modo que seja retirado do envelope de hidrato, conforme observado acima. O fluido esfria ao passar ao longo de um oleoduto (devido ao resfriador de água em torno do oleoduto) e também pode resfriar uma vez que é armazenamento, de igual modo, a pressão do fluido será reduzida com a distância (devido ao atrito), durante o transporte e também pode ser reduzida durante armazenamento (por exemplo, devido à vedação imperfeita). Portanto, é necessário considerar as condições ao longo do comprimento do oleoduto e também pode ser necessário considerar as condições sob as quais o fluido semiestável no hospedeiro. Um produto de óleo semiestável tipicamente ainda compreende algumas frações de gás do fluido produzido combinadas com frações de óleo e alguma água do fluido produzido em uma única fase líquida, em que as frações de gás permanecem arrastadas no produto líquido sob condições pressurizadas.

[0019] A estabilidade de um produto de óleo é frequentemente descrita por sua pressão de vapor verdadeira (TVP), que (conforme é conhecido) é a pressão parcial de equilíbrio exercida pelo produto de óleo a uma temperatura de 37,8 °C (100 °F). A pressão de vapor verdadeira de um produto totalmente estabilizado é normalmente em torno de 0,97 bar, e tal produto de óleo será estável sob as condições atmosféricas. O processamento do fluido produzido para formar um produto de óleo semiestável pode diminuir o TVP do produto de óleo abaixo do TVP de fluido no reservatório, porém acima de 1 bar e, mais tipicamente, acima de 1,3 bar. A produção de tal produto líquido semiestável é vantajosa, uma vez que a quantidade de processamento do fluido produzido na vizinhança do poço (por exemplo, antes do transporte) é reduzida em comparação com um produto totalmente estabilizado.

[0020] Assim, a invenção se refere parcialmente no reconhecimento pelos inventores de que não há necessidade de criar um produto de óleo totalmente estabilizado antes do transporte e armazenamento do produto de óleo para longe do poço, desde que esteja estabilizado a ponto de poder ser transportado por meio de oleodutos de longa distância como uma fase única e fora do envelope de formação de hidrato. A produção de um produto de óleo semiestabilizado requer menos etapas de processamento e menos equipamentos do que a produção de um produto totalmente estabilizado. Assim, por meio da invenção, é possível transportar o fluido produzido por distâncias muito longas para um hospedeiro sem a necessidade de um oleoduto aquecida ou uma instalação local capaz de estabilizar totalmente os fluidos produzidos, qualquer um dos quais é impraticável e comercialmente inviável no caso de uma reserva marginal.

[0021] Isso significa que um hospedeiro pode explorar mais prontamente uma área muito grande do fundo do mar, utilizando uma série de instalações de processamento “satélite” que são “amarradas” ao hospedeiro por meio de oleodutos de longa distância. Cada hospedeiro pode explorar uma série de cabeças de poço/reservatórios locais, explorando assim uma maior área de reservatórios de óleo marginais e aumentando ainda mais a sustentabilidade econômica de tais operações.

[0022] A invenção também se refere parcialmente ao reconhecimento de que o produto de óleo semiestável, após o transporte por meio do oleoduto de longa distância, pode ser armazenado no hospedeiro, ou como ou após estabilização adicional do produto de óleo. A capacidade para armazenar o produto de óleo após o transporte por meio de amarração de longa distância fornece inúmeras vantagens nas várias aplicações de produção de hidrocarboneto que não foram obtidas anteriormente na técnica anterior. A título de exemplo, em situações em que a instalação de produção é situada em uma reserva de hidrocarbonetos marginal (remota) que tem um baixo volume de produção, o produto de óleo semiestável formado na plataforma pode ser transportado, por meio do oleoduto de longa distância, a um hospedeiro em uma localização menos remota (talvez, onde já há alguma infraestrutura pré-existentes) e armazenado na mesma até que um volume significativa de produto de óleo semiestável tenha sido recebido na mesma. Nesse momento, pode ser viável (tanto comercial quanto tecnicamente) coletar o produto semiestável armazenado, por exemplo, com um navio-tanque. Sem a sinergia fornecida tanto pelo armazenamento no hospedeiro quanto a amarração de longa distância possibilidade pela natureza semiestável do produto de óleo, a recuperação do produto de óleo do reservatório do reservatório de hidrocarboneto marginal (remoto) pode, de outro modo, nunca ter sido viável (comercial e/ou tecnicamente).

[0023] A pressão mais alta na qual o produto de óleo semiestabilizado é mantido durante o transporte, em comparação com um produto de óleo totalmente estabilizado, também pode ajudar no transporte ao longo do oleoduto de longa distância sem o uso de reforçadores, reduzindo assim ainda mais o custo e a dificuldade de configuração da instalação.

[0024] O fluido produzido no poço pode tipicamente ter uma pressão na faixa de 100 a 1000 bar (absoluta) e uma temperatura geralmente na, mas não limitada à, faixa de 60 a 130 °C. Na verdade, a temperatura pode ser tão baixa quanto 20 °C e tão alta quanto 200 °C em poços de HTHP (alta pressão-alta temperatura), por exemplo. Além dos hidrocarbonetos, o fluido produzido frequentemente conterá água líquida e água na fase gasosa correspondente à pressão de vapor de água na temperatura e pressão atuais. Conforme discutido acima, se o fluido produzido for transportado não tratado por longas distâncias e deixado resfriar, então a água na fase gasosa irá condensar e, abaixo da temperatura de formação de hidrato, hidratos se formarão. A temperatura de formação do hidrato está na faixa de 20 a 30 °C a pressões entre 100 a 400 bar. A temperatura dentro do oleoduto de longa distância é normalmente entre 3 °C e 25 °C, mas também pode variar entre -5 °C e 100 °C. Sujeito a qualquer reforço por meio de bombas que possam ser fornecidas, a pressão dentro do oleoduto irá reduzir com a distância. No entanto, a pressão deve ser suficiente para permanecer acima da exigida no hospedeiro. A pressão dentro do oleoduto é normalmente de 10 a 80 bar, mais tipicamente 20 a 60 bar ou 30 a 40 bar, mas também pode variar até 300 a 400 bar. A temperatura e a pressão não estão limitadas a essas condições e dependem da temperatura do mar, profundidade, teor de sal e outros dados metoceanos. Conforme observado acima, essas condições devem ser consideradas ao determinar o grau de processamento para fornecer o produto de óleo semiestável para transporte. Com base nas condições de temperatura e pressão ao longo/dentro do oleoduto, o produto de óleo deve permanecer fora do envelope de formação de hidrato (isto é, abaixo da curva de hidrato) ao longo do comprimento do oleoduto à medida que é transportado.

[0025] No caso de uma paralisação (isto é, a cessação da produção e processamento de óleo), o clima temperado pode cair a um nível que traria o produto de óleo para o envelope de formação de hidrato. No entanto, isso pode ser resolvido despressurizando o oleoduto.

[0026] Embora a invenção possa ser realizada usando uma plataforma de produção tripulada convencional, uma vez que apenas o processamento limitado do fluido produzido é necessário, uma plataforma de produção não tripulada (UPP TM) é adequada e preferida. O uso de uma UPPTM melhora muito a viabilidade comercial da produção de uma reserva marginal.

[0027] O sistema empregará tipicamente, e de preferência, uma pluralidade de tais instalações de produção de hidrocarbonetos offshore (de preferência UPP TMs), que podem ser distribuídas por uma área muito ampla, a fim de explorar múltiplas reservas marginais dentro de um dado campo de óleo. Cada uma dentre a pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto é, então, “amarrada” ao hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância a partir das respectivas plataformas de produção e, então, o hospedeiro pode armazenar o óleo semiestável que se origina de uma pluralidade de instalações de hidrocarboneto e/ou uma pluralidade de reservas marginais. Isso é particularmente vantajoso visto que o produto de óleo semiestável produzido a partir de uma pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto e/ou uma pluralidade de servas marginais pode ser centralizado em uma única localização. Desse modo, as demandas de infraestrutura em termos de serviços públicos (por exemplo, energia) fornecimento de produtos químicos, transporte do produto de óleo para mais uso, demandas estruturais submarinas etc. podem ser significativamente reduzidas em comparação, por exemplo, a situações em que o armazenamento é obtido localmente em cada instalação de produção e/ou reserva marginal.

[0028] Embora o sistema só possa ser usado para fornecer um produto de óleo transportável, de preferência a plataforma de produção é ainda configurada para processar o fluido produzido para produzir um produto de gás e/ou um produto de água. Além disso, a plataforma de produção pode ser configurada para reinjetar pelo menos parte do produto de gás e/ou pelo menos parte do produto de água no reservatório de óleo submarino.

[0029] Além disso ou alternativamente, a plataforma de produção pode ser configurada para gerar energia elétrica pela combustão pelo menos parte do produto de gás. Isso reduz ou elimina a necessidade de uma fonte separada de energia. Em outra alternativa (que pode ser usada em combinação com as alternativas acima), o gás pode ser transportado para suprimento como combustível em outro lugar. Assim, o gás pode ser utilizado para injeção, para geração de energia localmente, ou para fornecimento como produto combustível.

[0030] A cabeça do poço de produção pode ser inteiramente submarina, mas, alternativamente, pode estar parcial ou totalmente localizada na superfície, como em uma cabeça de poço/árvore seca. Essas cabeças de poço secas podem ser fornecidas em uma estrutura de camisa em águas rasas (menos de 150 m de profundidade de água). A cabeça do poço de produção é preferencialmente disposta para fornecer fluido produzido para a plataforma de produção por meio de linhas de fluxo submarinas, uma base de tubo ascendente e um tubo ascendente. Da mesma forma, é preferencialmente disposto para fornecer água do produto de água e/ou gás do produto de gás para cabeças de poço de injeção no fundo do mar por meio de um tubo ascendente, uma base de tubo ascendente e linhas de fluxo submarinas. As cabeças de poço de injeção podem ser configuradas para injetar o produto de água, produto de gás ou ambos, e podem injetar no reservatório do qual o fluido produzido é removido ou em um poço adicional separado.

[0031] Embora o hospedeiro possa estar relativamente próximo, por exemplo, a menos de 50 km da cabeça do poço, a invenção é particularmente útil quando a distância é maior, por exemplo, pelo menos 50 km, pelo menos 100 km ou pelo menos 200 km da instalação de produção de hidrocarbonetos offshore.

[0032] Em modalidades que compreendem uma pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto, o hospedeiro pode estar relativamente perto (por exemplo, menos de 50 km) e até mesmo local para (isto é, próximo) uma dentre a pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto, ao passo que o restante da pluralidade das instalações de produção pode ser posicionado em maiores distâncias, por exemplo, a pelo menos 50 km, pelo menos 100 km ou pelo menos 200 km do hospedeiro. Desse modo, o hospedeiro pode depender da infraestrutura (por exemplo, do fornecimento de serviços públicos, alimentação de produtos químicos e materiais etc.) da instalação de produção de hidrocarbonetos relativamente próxima a fim de manter sua função apropriada.

[0033] O sistema pode ser usado com qualquer hospedeiro adequado, que pode, quando a geografia for apropriada, ser onshore. No entanto, acredita-se que na maioria dos casos será mais conveniente para o hospedeiro estar offshore e, portanto, o hospedeiro pode ser uma plataforma offshore ou navio que compreende a capacidade de armazenamento para o produto semiestável ou um produto de óleo produzido a partir do mesmo.

[0034] De preferência, o hospedeiro é uma instalação submarina de armazenamento. Por exemplo, o hospedeiro pode compreender um ou mais tanques submarinos de armazenamento. O(s) tanque(s) submarino(s) de armazenamento pode(m) ser, por exemplo, tanque(s) de armazenamento do tipo bexiga conforme são conhecidos na técnica. A instalação submarina de armazenamento pode ser configurada para manter o produto de óleo semiestável como tal (isto é, manter o produto de óleo em seu estado semiestável) ao mesmo tempo que é armazenado no mesmo. Logo, o produto de óleo semiestável pode ser mantido sob condições de pressão e de temperatura na instalação submarina de armazenamento que retém o produto de óleo semiestável fora do envelope de hidrato enquanto armazenamento no mesmo. As condições de pressão em armazenamento submarino podem ser iguais às condições de pressão dentro do(s) oleoduto(s) de longa distância, ou em cada um dos mesmos. A pressão elevada (isto é, a pressão acima da pressão atmosférica) dentro da instalação submarina de armazenamento pode, pelo menos em parte, ser mantida pela pressão hidrostática do mar circundante, particularmente em modalidade em que os tanques de armazenamento do tipo bexiga são empregados. Isso é particularmente vantajoso, visto que reduz as demandas estruturais da instalação submarina de armazenamento. O hospedeiro pode ser configurado para estabilizar adicionalmente o produto de óleo semiestável recebido antes no mesmo. Desse modo, o produto de óleo armazenado na instalação submarina de armazenamento pode ser um produto de óleo semiestável que tem uma estabilidade maior que o produto de óleo transportado para a mesma por meio do oleoduto de longa distância e pode, em alguns exemplos, ser um produto de óleo completamente estabilizado. A estabilização adicional do produto de óleo no hospedeiro pode ser obtida por meio do processamento adicional do produto óleo semiestável devido ao equipamento de processamento adicional localizado na instalação submarina de armazenamento (separadores, lavadores e semelhantes.)

[0035] Nas modalidades que o hospedeiro é uma instalação submarina de armazenamento, a instalação compreende, de preferência, pelo menos um conduíte (por exemplo, um tubo ascendente) pelo qual o produto de óleo armazenado pode ser carregado a partir da instalação submarina de armazenamento a um navio (por exemplo, um navio-tanque). O navio pode, então, transportar o produto de óleo para uso e/ou processamento adicional. Uma bomba, ou bombas, pode ser associada ao conduíte e pode auxiliar na passagem do produto de óleo armazenado através do mesmo até o navio. Alternativamente, a pressão elevada na qual o produto de óleo armazenado pode ser mantido pode ser suficiente na passagem do fluido da localização debaixo d’água do armazenamento e para o navio-tanque. O carregamento do navio por meio do conduíte também pode ser auxiliado por meio da pressão hidrostática circundante, particularmente, em modalidades que empregam os tanques de armazenamento do tipo bexiga.

[0036] Alternativamente, a instalação submarina de armazenamento pode ser conectada a um oleoduto que permite o transporte do produto de óleo armazenamento para uso e/ou processamento adicional.

[0037] A instalação submarina de armazenamento pode compreender sua própria fonte de serviços públicos (por exemplo, uma fonte de alimentação) e/ou uma fonte de abastecimentos (por exemplo, produtos químicos) necessários para o funcionamento e manutenção apropriados da instalação submarina de armazenamento, alternativamente estes podem ser roteados (por exemplo, por meio de um oleoduto, cabos etc.) a partir da infraestrutura existente circundante (por exemplo, de uma instalação de produção próxima). Os serviços públicos/abastecimentos necessários para manutenção e funcionamento adequados da instalação submarina de armazenamento variam dependendo de vários fatores (por exemplo, seu tamanho, profundidade, natureza do produto de óleo a ser armazenado na mesma etc.); no entanto, a pessoa versada na técnica observará prontamente os serviços públicos e/ou abastecimentos necessários para a manutenção adequada de uma instalação submarina de armazenamento e a cada caso.

[0038] Como observado acima, a invenção é particularmente vantajosa porque o produto de óleo precisa apenas ser parcialmente estabilizado de modo que hidratos não possam se formar no oleoduto de longa distância para o hospedeiro na temperatura e pressão nele (a plataforma normalmente sendo não aquecida). O grau mínimo de estabilização necessário depende, portanto, dessas condições (que são bem compreendidas e podem ser determinadas em um dado caso pela pessoa versada na técnica). Da mesma forma, pelo menos com base no ensinamento aqui, a pessoa versada seria prontamente capaz de fornecer tal grau de estabilização. Será apreciado que o sistema permanece funcional em graus mais elevados de estabilidade, mas isso envolveria um processamento maior do que o necessário na plataforma remota. Assim, a plataforma de produção pode tipicamente ser configurada para processar o fluido produzido para fornecer um produto de óleo que seja suficientemente estável para ser transportado para um hospedeiro localizado a pelo menos 50 km ou pelo menos 100 km ou pelo menos 200 km distante dele por meio de um oleoduto submarino não aquecido sem formação de hidratos.

[0039] O produto de óleo que é armazenado no hospedeiro pode ser coletado posteriormente por um navio (navio-tanque ou semelhante). Alternativamente, o produto de óleo pode ser transportado por meio de um oleoduto, opcionalmente para uma instalação de processamento adicional. Desta forma, um único hospedeiro pode armazenar ou transportar o produto de óleo de uma série de instalações de processamento de satélite locais para reservatórios, reduzindo assim o armazenamento e o equipamento de transporte necessário.

[0040] Como observado anteriormente, o processamento do fluido produzido envolverá tipicamente uma ou mais etapas de separação. A pessoa versada pode aplicar uma variedade de projetos de separador, mas de preferência a plataforma de produção compreende um sistema de separação de dois estágios para produzir o produto de óleo semiestável. Em tal arranjo, uma saída de produto de óleo pode ser fornecida a partir de um segundo estágio do sistema de separação de dois estágios, que está conectado ao oleoduto de longa distância por meio de um tubo ascendente e uma base de tubo ascendente no fundo do mar. Além disso, pode haver uma saída de produto de água do primeiro estágio do sistema de separação de dois estágios que está conectada às cabeças de poço de injeção no fundo do mar.

[0041] No que diz respeito ao produto de gás, ambas as fases do sistema de separação de duas fases podem ter saídas de gás que conduzem a uma pluralidade de compressores de gás dispostos em série, com o compressor final tendo uma saída para o produto de gás.

[0042] A invenção também se estende a um método correspondente. Assim, um outro aspecto da invenção fornece um método de produção de hidrocarboneto compreendendo fornecendo: um hospedeiro para receber hidrocarboneto produzido; e uma instalação de produção de hidrocarboneto offshore, a dita instalação compreendendo: uma cabeça de poço de produção para conexão a um reservatório de hidrocarboneto submarino; uma plataforma de produção local para a plataforma de produção configurada para receber fluido produzido a partir da cabeça de poço e estando em comunicação de fluido com o hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância; em que a plataforma de produção processos o fluido produzido para fornecer produto de óleo exportar ao longo do oleoduto de longa distância para o hospedeiro, e em que o hospedeiro armazena o produto de óleo semiestável. De preferência, o método compreende fornecer e usar um sistema de acordo com qualquer uma das formas do sistema anteriormente descritas.

[0043] Certas modalidades da presente invenção serão agora descritas, apenas a título de exemplo, com referência aos desenhos anexos, em que:

[0044] A Figura 1 é uma vista em perspectiva de um campo de satélite e hospedeiro de uma modalidade da presente invenção;

[0045] A Figura 2 é uma visão geral da modalidade da Figura 1;

[0046] A Figura 3 é uma vista em perspectiva de uma pluralidade de campos de satélite e um hospedeiro de uma modalidade adicional da invenção;

[0047] A Figura 4 é um diagrama de fluxo de fluido esquemático que mostra as características de separação e processamento de uma Plataforma de Produção Não Tripulada local (UPPTM), que forma parte da modalidade; e

[0048] A Figura 4 mostra um diagrama de fase de formação de hidrato genérico para um produto de óleo.

[0049] As modalidades ilustradas são sistemas de produção de hidrocarboneto submarino no qual uma série de campos de satélite são conectados a uma plataforma hospedeira remota, navio ou instalação submarina de armazenamento a longas distâncias. Os campos remotos contêm o que tradicionalmente seria considerado como reservas marginais. Na Figura 1, apenas um desses campos de satélite é mostrado em primeiro plano e um hospedeiro remoto em segundo plano, mas outros campos de satélite são fornecidos em outros locais remotos. Conforme será descrito abaixo, o campo de satélite tem uma Plataforma de Produção Não Tripulada local (UPPTM), que separa o fluido contendo hidrocarbonetos produzidos a partir de poços locais, estabiliza parcialmente um produto de óleo em a e, subsequentemente, transporta o produto de óleo por meio de um oleoduto de longa distância para um hospedeiro para processamento posterior, conforme será descrito abaixo.

[0050] Na Figura 1, as cabeças de poço 1 são mostradas no fundo do mar em comunicação com um reservatório de hidrocarboneto submarino (não mostrado). As cabeças de poço compreendem os produtores 2 e os injetores 3. As cabeças de poço 1 são conectadas por meio de linhas de fluxo 5, bombas multifásicas submarinas 6 e uma base de tubo ascendente 7 a um tubo ascendente 8, que fornece múltiplos conduítes de fluxo de fluido de e para UPPTM 9.

[0051] Estendendo-se para longe da base de tubo ascendente 7 ao longo do fundo do mar está o oleoduto de longa distância 10, que se estende até um hospedeiro remoto 11, na forma de um navio-tanque 11.

[0052] A UPPTM 9 é uma plataforma flutuante ancorada no fundo do mar. Ele fornece várias instalações para o tratamento de fluidos contendo hidrocarbonetos (doravante também denominado como o fluido produzido). Estes incluem um sistema de separação 16, que é ilustrado na Figura 4, sistema de tratamento de água 14, uma unidade de produção de energia alimentada a gás 15 e um sistema de condicionamento de gás.

[0053] O fluido produzido é uma mistura de óleo, água e gás natural. É produzido a partir do reservatório da maneira convencional nos produtores 2. Ele então passa pelas linhas de fluxo 5 e é impulsionado através das bombas multifásicas submarinas 6 para a base de tubo ascendente 7. O fluido contendo hidrocarbonetos é então elevado através de um conduíte no tubo ascendente 8 para UPPTM 9.

[0054] Na UPPTM 9, o fluido contendo hidrocarboneto é processado parcialmente para produzir um produto de óleo semiestável. O processamento parcial envolve várias operações de separação que envolvem o separador 16, conforme será discutido mais detalhadamente a seguir com referência à Figura 4. O produto de óleo semiestável é, então, transportado por meio do tubo ascendente 8 e da base de tubo ascendente 7 para um oleoduto de longa distância 10 no fundo do mar.

[0055] O produto de óleo é parcialmente estabilizado (isto é, se torna semiestável) devido à desgaseificação e desidratação, de modo que fique fora do envelope de formação de hidrato do oleoduto de longa distância 10, embora também esteja dentro da capacidade de processamento final do hospedeiro 11. Isso permite que o produto de óleo semiestável seja transportado por meio de oleodutos de longa distância 10 (até 250 ou até 500 km) até o hospedeiro 11.

[0056] Com referência à Figura 4, um diagrama de fase de formação de hidrato de um produto de óleo típico (que pode conter óleo, água e gás) pode ser visto, com a temperatura e a pressão que o produto de óleo pode ser mantido mostrado nos eixos X e Y respectivamente. Há uma região livre de hidrato 401 no lado direito de uma curva de dissociação de hidrato 402, uma região estável de hidrato 403 (isto é, uma região onde hidratos se formaram e são estáveis no fluido) no lado esquerdo de uma curva de formação de hidrato 404 e uma região metaestável 405 entre a curva de formação de hidrato e a curva de dissociação de hidrato onde existe o risco de formação de hidrato.

[0057] Um produto de óleo mantido em baixa pressão e alta temperatura reduzirá a formação de hidratos, enquanto altas pressões e baixas temperaturas aumentam a formação de hidratos.

[0058] A desgaseificação e separação da água do produto altera a localização das curvas de formação e dissociação do hidrato. Normalmente, esse processamento moverá a curva de formação de hidrato para a esquerda da figura, de modo que o produto de óleo possa ser mantido a pressões e temperaturas mais altas sem a formação de hidratos.

[0059] Tipicamente, quanto mais longo for o oleoduto de longa distância (não aquecido), mais frio o produto de óleo semiestabilizado se tornará conforme sua temperatura se aproxima da água do mar em torno do tubo, aumentando assim o risco de formação de hidrato. Como resultado, um oleoduto mais longa exigirá um produto de óleo que seja mais processado (por exemplo, por desgaseificação e/ou separação de água), a fim de alterar a curva de formação de hidrato e evitar a região de formação de hidrato.

[0060] Nessas modalidades, o produto de óleo é processado apenas na medida em que é levado para fora do envelope de hidrato para as condições do oleoduto de longa distância, de modo que a formação significativa de hidrato no oleoduto possa ser evitada (junto com o uso de um oleoduto do aquecedor e / ou reforçadores), além de evitar o uso de equipamentos de processamento desnecessários na UPP, reduzindo assim o custo, tamanho e dificuldade na montagem e manutenção dessas instalações.

[0061] No hospedeiro, o produto de óleo semiestável para um produto totalmente é, então, armazenado para transporte subsequente para um terminal.

[0062] O gás separado do fluido contendo hidrocarboneto é condicionado na UPPTM 9 de modo que possa ser usado para injeção de gás de volta no reservatório de óleo submarino. Após o condicionamento, o gás passa por um conduíte no tubo ascendente 8, por meio de base de tubo ascendente 7 e linhas de fluxo 5 para os injetores 3, onde é reinjetado no reservatório. A reinjeção de gás é um processo conhecido que suporta a pressão do poço à medida que o fluido é produzido e também pode fazer com que a pressão aumente no poço, fazendo com que mais moléculas de gás se dissolvam no óleo, diminuindo assim sua viscosidade e aumentando a saída do poço.

[0063] Na modalidade ilustrada, parte do gás é usado como combustível para geração de energia na UPPTM 9. Isso é realizado pela unidade de produção de energia de turbina a gás 15 na qual o gás (contendo hidrocarbonetos de cadeia curta, ou seja, gás natural) é queimado para gerar energia. Essa produção de energia elétrica pode ser usada para atender parte ou toda a demanda de energia no reservatório.

[0064] Em uma variante desta modalidade, em vez de usar o gás para a reinjeção, ele também é condicionado na UPPTM 9, (separadamente do óleo), de modo que também esteja fora da região de formação de hidrato de um oleoduto de distância 10’ que se estende até o hospedeiro 11 para armazenamento, ao longo do qual é então transportado. Isso melhora ainda mais a sustentabilidade econômica do reservatório.

[0065] A água separada do fluido contendo hidrocarboneto é tratada e condicionada na UPPTM 9 pelo sistema de tratamento de água produzida 14 a um padrão que pode ser reinjetado no reservatório para suportar sua pressão. Esta água tratada passa da UPPTM, para baixo através de um conduíte no tubo ascendente 8 por meio de base de tubo ascendente 7, linhas de fluxo 5 e bombas de injeção de água 13 para os injetores de água 34.

[0066] O processo de separação é adaptado para ter qualidades de injeção específicas, dependendo dos requisitos do reservatório. A água poderia ser adaptada dependendo dos requisitos de fraturamento hidráulico no reservatório, para suporte de pressão, ou tratada com uma qualidade ultrapura para atender aos padrões ambientais, por exemplo. No entanto, a principal exigência é que o tratamento permita que a água produzida seja reinjetada no reservatório por meio de bombas injetoras de água 13.

[0067] Parte ou toda a água recuperada do fluido contendo hidrocarboneto pode ser tratada na UPPTM 9 a um nível que permite que ela seja liberada no mar.

[0068] A temperatura de processamento dos líquidos (separação óleo/água e tratamento de água produzida na UPPTM 9) é governada principalmente pela temperatura do reservatório, tipicamente variando de cerca de 20 °C para cima, mas o calor pode ser adicionado aos líquidos para a temperatura de processamento ideal.

[0069] As longas distâncias nas quais o produto de óleo é transportado podem ser vistas na Figura 2, que mostra várias instalações de produção de óleo offshore 101 localizadas em campos marginais no Mar de Barents. Cada uma dessas instalações de produção de óleo offshore 101 corresponde ao sistema local descrito acima e inclui pelo menos uma Plataforma de Produção Não Tripulada que é “amarrada” por meio de um oleoduto de longa distância 10 a um hospedeiro 11 para armazenamento, permitindo assim o transporte do produto de óleo para o hospedeiro. Nesta modalidade, uma instalação de produção offshore 101 está ligada a 175 km a um hospedeiro 11.

[0070] A Figura 3 mostra uma modalidade alternativa da invenção. Muitos dos recursos retratados na modalidade da Figura 3 correspondem aos recursos da modalidade das Figuras 1 e 2 e, portanto, uma descrição detalhada desses recursos não será repetida no presente documento.

[0071] Na Figura 3, são retratados três campos de satélite remoto. Um primeiro campo remoto 101, um segundo campo remoto 102 e um terceiro campo remoto 103. Cada campo 101, 102, 103 compreende sua própria instalação de produção de hidrocarboneto local ao mesmo. Conforme pode ser visualizado na Figura, uma UPPTM 9 associada a cada instalação de produção de hidrocarboneto está posicionada local a cada campo remoto 101, 102, 103.

[0072] A produção de hidrocarboneto inicial em cada campo de satélite remoto 101, 102, 103 na modalidade da Figura 3 ocorre de maneira correspondente à produção inicial descrita acima com relação à Figura 1. De modo semelhante, o processamento inicial do fluido produzido em cada UPPTM 9 para formar o produto de óleo semiestável na modalidade da Figura 3 ocorre de maneira correspondente ao processamento na UPPTM 9 da modalidade da Figura 1 (que é descrita mais detalhadamente a seguir em relação à Figura 4). Ademais, quanto à UPP TM 9 da modalidade da Figura 1, cada UPPTM 9 em cada campo de satélite remoto 101, 102, 103 está conectada a um oleoduto de longa distância respectiva 10 que conecta de maneira fluida cada UPPTM 9 a um hospedeiro 11. Será verificado que na modalidade da Figura 3, cada oleoduto de longa distância 10 se conecta de volta para o mesmo hospedeiro único 11. Desse modo, o hospedeiro 11 da modalidade da Figura 3 pode ser considerado como centralizado uma vez que está conectado a uma pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto, e configurado para receber um produto semiestável das mesmas.

[0073] O fato em que a modalidade da Figura 3 é significativamente diferente em comparação à modalidade descrita acima está relacionado ao hospedeiro 11. O hospedeiro 11 da modalidade de Figura é uma instalação submarina de armazenamento 11. A instalação submarina de armazenamento 11 é formada por uma pluralidade de tanques submarinos 11a que são configurados para armazenar o produto de óleo semiestável que parte de cada um dos oleodutos de longa distância

10. Cada um dos tanques submarinos de armazenamento 11a é um navio pressurizado e, então quando o produto de óleo semiestável é recebido e armazenado no mesmo, o produto de óleo semiestável é mantido como tal (isto é, o produto de óleo é mantido em seu estado semiestável).

[0074] Um conduíte 105 é conectado, e em comunicação fluida, à instalação submarina de armazenando 11 em uma primeira extremidade do conduíte. Uma segunda extremidade do conduíte 105 está posicionado a nível do mar é configurada para conexão a um navio. Conforme mostrado na Figura, a segunda extremidade do conduíte 105 é conectada a um navio-tanque 106. O conduíte 105 permite que o produto de óleo semiestável dentro dos tanques submarinos de armazenamento 11a seja carregado dos para um navio, tal como o navio-tanque 106, quando o navio é conectado aos mesmos. Uma bomba 104 está posicionada ao longo do conduíte 105 para auxiliar na propulsão do produto de óleo semiestável através do conduíte 105 e para o navio (por exemplo, o navio-tanque 106). O carregamento do navio (navio- tanque 106) por meio do conduíte 105 é realizado ao mesmo tempo que o produto de óleo semiestável é mantido como tal. Desse modo, o produto de óleo que chega no navio é um produto de óleo semiestável.

[0075] A modalidade da Figura 3 permite que o produto de óleo produzido em várias reservas marginais seja colocado em uma localização única centralizada e armazenado até o momento que um navio chegue para coletar o dito produto de óleo. Desse modo, as exigências de transportem são significativamente reduzidas em comparação a uma situação em que um navio teria de percorrer a cada reserva marginal individual. Ademais a capacidade de armazenar o produto de baixo d’água no hospedeiro significa que a descarga contínua do produto de óleo produzido a partir de cada uma das reservas marginais não é necessária. Isso é particularmente benéfico quando a taxa de produção das reservas marginais é baixa ou quando as reservas marginais são localizadas em uma localização remota de difícil alcance de modo que a descarga contínua (por exemplo, por meio do oleoduto do produto de óleo não seja comercial e/ou tecnicamente viável.

[0076] O diagrama de fluxo da Figura 4 mostra esquematicamente as características de separação e processamento da UPPsTM 9 locais das modalidades descritas acima mais detalhadamente, juntamente com os componentes submarinos das modalidades, que já foram descritos com referência às Figuras 1 e 3. Assim, o fluido produzido a partir de uma série das cabeças de poço 1 são impulsionadas por meio da bomba multifásica 6 e, em seguida, passam pelas linhas de fluxo 5 e pela base de tubo ascendente 7 e pelo conduíte do tubo ascendente de produção 17 para a UPPTM (que abriga os componentes mostrados acima da linha divisória horizontal central). Também são mostrados certos componentes de injeção de água, incluindo bombas de injeção de água 13, que são alimentadas com água produzida por conduíte de tubo ascendente de injeção de água e injetores de água 34. Além disso, os injetores de gás 3 são mostrados conectados ao conduíte de tubo ascendente de injeção de gás 20.

[0077] Deve-se notar que o conduíte de tubo ascendente de produção 17, o conduíte de tubo ascendente de água produzida 18, o conduíte de tubo ascendente de óleo bruto semiestável 19 e o conduíte de tubo ascendente de injeção de gás 20 estão todos incluídos na estrutura do tubo ascendente 8 (consultar Figura 1). Eles são mostrados separados na Figura 3 apenas para maior clareza.

[0078] O conduíte de tubo ascendente de produção 17 leva a um primeiro estágio, trifásico, separador 21 tendo conduítes de saída 23 para gás, 24 para óleo e 36 para água. O primeiro é conectado à saída de um compressor de gás flash a jusante, que será discutido abaixo. O segundo conduz através da válvula 26 para a entrada do separador de segundo estágio 28. Os separadores podem ser separadores por gravidade, separadores de ciclone ou qualquer outro separador conhecido na técnica. O terceiro conduíte de saída leva, através da unidade de tratamento de água 29 e da bomba de água produzida 31, ao tubo ascendente de água produzida 18.

[0079] O separador de segundo estágio 28 é bifásico, com conduítes de saída 44 para gás e 45 para produto de óleo. O primeiro está conectado ao compressor de gás flash 35 que tem um conduíte de saída 43 que se conecta ao conduíte de saída de gás 23 do separador de primeiro estágio e leva ao primeiro resfriador de gás intermediário 36 e, em seguida, ao depurador de sucção de primeiro estágio 37. O último 45 conduz por meio de bomba de produto de óleo 30 e tubo ascendente de óleo bruto semiestável 19 para o oleoduto de longa distância 10 que leva ao hospedeiro 11 (consultar Figura 1).

[0080] O depurador de sucção de primeiro estágio 37 tem um único conduíte de saída 46 que conduz ao compressor de injeção de gás de primeiro estágio 38. O conduíte de saída 47 deste conduz através de um segundo resfriador de gás intermediário 39 para um depurador de sucção de segundo estágio 40 e um compressor de injeção de gás de segundo estágio 41 que alimenta o conduíte de tubo ascendente de entrada de gás 20, que leva aos injetores de gás 3 no fundo do mar.

[0081] Os depuradores de sucção também têm conduítes de saída 47, 48 para óleo que foi removido do gás. Aquele do depurador de sucção de segundo estágio 48 leva de volta através da válvula 49 para o depurador de primeiro estágio e aquele do depurador de primeiro estágio 47 conduz de volta através da válvula 50 para o separador de segundo estágio 28.

[0082] Após o fluido produzido ter sido elevado através do tubo ascendente de produção 17 para a UPPTM 9, ele entra no separador de primeiro estágio 21. Este mantém o fluido contendo hidrocarboneto a uma pressão de aproximadamente 15 bar e separa parcialmente o fluido em três componentes: consistindo principalmente em óleo, gás e água, respectivamente, da maneira conhecida.

[0083] O componente separado consiste primariamente no óleo separado é então passado através do conduíte 24 e válvula 26 para o segundo estágio do separador

28. A água separada é passada através do conduíte de água 25 para a unidade de tratamento de água 29 e o gás separado é passado através do conduíte de gás 23.

[0084] O separador de segundo estágio 28 reduz o componente de fluido de óleo a uma pressão de aproximadamente 4 bar, uma pressão mais baixa do que o separador de primeiro estágio a fim de descarregar o componente de fluido de óleo, liberando assim gás de dentro do fluido. Este gás flash é separado do componente de fluido de óleo de forma que o produto de óleo seja condicionado (desidratado e desgaseificado) a um nível no qual é semiestabilizado. O nível de desidratação e desgaseificação necessário depende das condições em que o óleo será retido,

particularmente quando transportado através do oleoduto de longa distância 10, e do envelope de formação de hidrato correspondente para o produto petrolífero sob essas condições.

[0085] Assim, o produto de óleo semiestabilizado passa do separador de segundo estágio 28 em uma condição que está fora do envelope de formação de hidrato do oleoduto de longa distância 10 para o hospedeiro 11. Em seguida, o produto de óleo semiestabilizado é reforçado através da bomba de produto de óleo 30, e passado para baixo do tubo ascendente de produto de óleo semiestável 19, após o qual é exportado para o hospedeiro ao longo de linhas de exportação de longa distância submarinas

10. Como o produto de óleo semiestabilizado está fora da região de formação de hidrato, o uso de aquecimento, isolamento, introdução de inibidores de hidrato e/ou limpeza de oleoduto não é necessário no oleoduto de longa distância 10.

[0086] Nesta modalidade, o gás instantâneo produzido no separador de segundo estágio 28 (a uma pressão de 4 bar) é removido do separador de segundo estágio 28 e recomprimido a uma pressão de 15 bar (a mesma pressão que o gás removido do separador de primeiro estágio 21) no compressor de gás flash 35. O gás flash é então recombinado com o gás removido através do separador de primeiro estágio 21 e passado através de um primeiro resfriador de gás interestágio 36 a fim de resfriar o gás e remover o calor resultante da compressão anterior. Nesta modalidade, o resfriamento em cada resfriador é realizado por meio de uma relação de troca de calor com água do mar e/ou ar.

[0087] O gás combinado (“o gás”) é então passado pelo depurador de sucção de primeiro estágio 37 para remover partículas e condensados do gás e proteger os compressores de gás posteriores. Isso melhora o desempenho de compressores de gás de estágio posterior e outros componentes.

[0088] O gás é então passado através do compressor de injeção de gás de primeiro estágio 38 a fim de aumentar sua pressão para 38 bar. O gás é subsequentemente resfriado no segundo resfriador de gás intermediário 39.

[0089] O gás, então, entra no depurador de sucção de segundo estágio 40 a fim de remover quaisquer partículas ou condensados adicionais antes de entrar em um compressor de injeção de gás de segundo estágio 41 que aumenta a pressão do gás para 100 bar, a pressão final antes da reinjeção no reservatório submarino.

[0090] O gás a 100 bar é então passado para baixo através do tubo ascendente de injeção de gás 20 para os injetores de gás 3, onde é reinjetado no reservatório para suportar a pressão do reservatório.

[0091] A água separada do separador de primeiro estágio 21 é condicionada na unidade de tratamento de água 29 a fim de atender às condições necessárias para a reinjeção na reserva de óleo submarina, como discutido acima. Esta água produzida é então bombeada através da bomba de água produzida 31 e passada para baixo do oleoduto de tubo ascendente de água produzido 18.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema para produção de hidrocarboneto caracterizado pelo fato de que compreende: um hospedeiro para receber hidrocarboneto produzido; uma instalação de produção de hidrocarboneto offshore compreendendo: uma cabeça de poço de produção para conexão a um reservatório de hidrocarboneto submarino; uma plataforma de produção configurada para receber fluido produzido a partir da cabeça de poço e estando em comunicação de fluido com o hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância; em que a cabeça de poço é local para a plataforma de produção, e a plataforma de produção é configurada para processar o fluido produzido para fornecer um produto de óleo semiestável adequado para exportação ao longo do oleoduto de longa distância para o hospedeiro; e em que o hospedeiro é configurado para armazenar o produto de óleo semiestável ou um produto de óleo produzido a partir do mesmo.

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o processamento do fluido produzido compreende desgaseificar o fluido produzido e/ou separar água do fluido produzido a uma extensão que o fluido semiestabilizado é levado para fora do envelope de hidrato para as condições dentro do oleoduto de longa distância, pelo qual a formação significativa de hidratos no oleoduto de longa distância é evitada.

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o produto de óleo semiestável tem uma pressão de vapor verdadeira (TVP) de mais do que 1 bar e menos do que a pressão de vapor verdadeira do fluido produzido a partir do poço.

4. Sistema, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o produto de óleo semiestável tem uma pressão de vapor verdadeira maior do que 1,3 bar e menor do que 400 bar, preferencialmente uma pressão de vapor verdadeira de mais do que 20 bar e menos do que 60 bar, e mais preferencialmente uma pressão de vapor verdadeira de mais do que 30 bar e menos do que 40 bar.

5. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro é localizado pelo menos 50 km ou pelo menos 100 km ou pelo menos 200 km da instalação de produção de hidrocarboneto offshore.

6. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro é uma instalação submarina de armazenamento.

7. Sistema, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a instalação submarina de armazenamento compreende um ou mais tanques submarinos de armazenamento.

8. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro é configurado para manter o produto de óleo semiestável como tal ao mesmo tempo que é armazenamento no mesmo.

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro mantém as condições de temperatura e de pressão do produto de óleo semiestável fora do envelope de formação de hidrato enquanto armazenamento no mesmo.

10. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro é configurado para processar adicionalmente o produto de óleo semiestável a fim de estabilizar adicionalmente o produto de óleo semiestável antes do armazenamento no mesmo.

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro é configurado para estabilizar completamente o produto de óleo semiestável para armazenamento no mesmo.

12. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende um conduíte conectado ao hospedeiro, sendo que o conduíte é configurado para carregar produto de óleo armazenado no hospedeiro a um navio.

13. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores,

caracterizado pelo fato de que a instalação de produção de óleo é uma plataforma de produção não tripulada (UPP).

14. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende uma pluralidade de tais instalações de produção de hidrocarboneto offshore, em que a plataforma de cada instalação de produção de hidrocarboneto está conectada ao hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância respectivo de modo que o hospedeiro seja configurado para armazenar produto de óleo de cada uma dentre a pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto.

15. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que cada instalação de produção de hidrocarboneto está localizada em uma reserva de hidrocarboneto marginal diferente.

16. Sistema, de acordo com a reivindicação 14 ou 15, caracterizado pelo fato de que o hospedeiro está posicionado local a uma dentre a pluralidade de instalações de produção de hidrocarboneto.

17. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a plataforma de produção é configurada para processar o fluido produzido para fornecer um produto de óleo que é suficientemente estável para ser transportado para um hospedeiro localizado pelo menos 50 km ou pelo menos 100 km ou pelo menos 200 km distante deste por meio de um oleoduto submarino não aquecido, sem o uso de inibidores de hidrato, pelo qual a formação de hidratos significativos no oleoduto de longa distância é evitada.

18. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a plataforma de produção compreende um sistema de separação de dois estágios para produzir o produto de óleo semiestável.

19. Sistema, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que uma saída de produto de óleo de um segundo estágio do sistema de separação de dois estágios é conectada ao oleoduto de longa distância por meio de um tubo ascendente e uma base de tubo ascendente no fundo do mar.

20. Sistema, de acordo com a reivindicação 18 ou 19, caracterizado pelo fato de que uma saída de produto de água a partir do primeiro estágio do sistema de separação de dois estágios é conectada às cabeças de poço de injeção no fundo do mar.

21. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 20, caracterizado pelo fato de que ambos os estágios do sistema de separação de dois estágios têm saídas de gás que levam a uma pluralidade de compressores de gás dispostos em série e em que o compressor final tem uma saída para o produto de gás.

22. Método de produção de hidrocarboneto caracterizado pelo fato de que compreende fornecer: um hospedeiro para receber hidrocarboneto produzido; e uma instalação de produção de hidrocarboneto offshore, sendo que a dita instalação compreende: uma cabeça de poço de produção para conexão a um reservatório de hidrocarboneto submarino; uma plataforma de produção local para a cabeça de poço de produção, configurada para receber fluido produzido a partir da cabeça de poço e estando em comunicação de fluido com o hospedeiro por meio de um oleoduto de longa distância; em que a plataforma de produção processa o fluido produzido para fornecer um produto de óleo semiestável e exporta ao longo do oleoduto de longa distância para o hospedeiro; e em que o hospedeiro armazena o produto de óleo semiestável.

23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que compreende fornecer e usar o sistema como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 21.