BRPI0403295B1 - Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo - Google Patents
Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0403295B1 BRPI0403295B1 BRPI0403295-0A BRPI0403295A BRPI0403295B1 BR PI0403295 B1 BRPI0403295 B1 BR PI0403295B1 BR PI0403295 A BRPI0403295 A BR PI0403295A BR PI0403295 B1 BRPI0403295 B1 BR PI0403295B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- base
- production
- pumps
- module
- line
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 68
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000011990 functional testing Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
Description
SISTEMA SUBMARINO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO, MÉTODO DE INSTALAÇÃO E USO DO MESMO CAMPO DA INVENÇÃO A presente invenção se insere no campo dos sistemas submarinos com elevação artificial para a produção de petróleo.
FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A utilização de bombas centrífugas no interior de poços de petróleo permite quando aplicável aumentar a produção do poço. No entanto, o tempo entre falhas destes equipamentos e sistemas é curto, da ordem de 24 meses. Quando empregados em instalações de poços de completação molhada, a intervenção para manutenção fica cara visto que são necessárias, i) a interrupção da produção, ii) a retirada da coluna de produção, da bomba e acessórios (“desequipagem”) do poço e iíi) a presença de uma sonda para manutenção. Em muitos casos esses itens representam um obstáculo não só para os ganhos de produção, mas para o próprio desenvolvimento da produção.
Uma alternativa para a solução desse problema, objeto do pedido da Requerente n° PI 0400926-6 sob o título de “Sistema de Módulo de Bombeio Submarino e Método de Instalação do Mesmo” compreende instalar o conjunto de bombeio em um poço auxiliar ou falso, onde é mais fácil a retirada do conjunto de bombeio em caso de manutenção. No entanto, é preciso construir esse poço auxiliar ou falso, o que representa um problema de custo. Mesmo a construção através de uma estaca oca pode representar um custo elevado. A patente US 6.508.308 ensina métodos para a produção em estágios a partir de um poço que incluem bombas operadas seqüencialmente durante a vida do poço. Nas modalidades descritas, montagens de produção são usadas para processos de produção em estágios progressivos nos quais a coluna de produção é bifurcada para prover um par de pernas. Uma das pernas inclui uma primeira bomba que pode ser atuada de modo seletivo para fazer fluir fluido através de uma das pernas. São também providos dispositivos incluindo uma luva deslizante e uma válvula de retenção tipo portinhola (flapper valve diverter) para bloquear o fluxo de fluido produzido através de uma ou outra perna. Uma segunda bomba de fluido é descida no interior da coluna de produção para bombear fluido depois que a primeira bomba não mais funciona.
Esta mesma patente norte-americana cita que sistemas de produção podem produzir sem a necessidade de remover a coluna de produção do poço. Os sistemas descritos incluem um bloco em Y com duas pernas. O bloco em Y é suspenso na extremidade inferior de uma coluna de produção. Uma das pernas suporta uma primeira bomba para fluido. Uma modalidade incorpora um diverter para isolar de modo seletivo o fluxo através de uma das pernas de modo a permitir o uso seletivo da primeira bomba de fluido. A primeira bomba, colocada na coluna de produção, é operada até que não funcione mais. Uma segunda bomba é introduzida na coluna de produção com auxílio de coiled tubing. O fluido é assim levado à superfície usando a segunda bomba, o que elimina a necessidade de remover a coluna de produção do poço e então substituir a primeira bomba. Quando a segunda bomba parar de funcionar, ela pode ser facilmente removida do poço e substituída sem o custo e tempo associados com a remoção da coluna de produção do poço.
No entanto, apesar dos avanços da técnica, ainda há necessidade de um sistema submarino de produção de petróleo onde são empregadas uma ou mais BCSs (Bombas Centrífugas Submersas) do tipo utilizado no interior de poços de petróleo, no leito submarino, as bombas com motor e acessórios sendo montados com inclinação de até 85 graus em um Módulo de BCS, instalável e recuperável a cabo, dito Módulo sendo instalado sobre uma Base de Fluxo Pigável dotada de saia para estabilização no solo, tal sistema de produção sendo descrito e reivindicado no presente pedido.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
De um modo amplo, a presente invenção refere-se a um sistema de produção submarino que compreende um Sistema de Bombeio Submarino com BCSs a jusante da ANM, instalado no leito submarino, compreendendo um Módulo de BCSs constituído de bombas centrífugas, dito Módulo sendo acoplável a uma Base de Fluxo para permitir o "Bypass” da produção, e onde o dito Módulo de BCSs e Base de Fluxo são instaláveis e recuperáveis a cabo.
Assim, a invenção provê um sistema de produção submarino que compreende um sistema de bombeio submarino com BCSs a jusante da ANM, instalado no leito submarino. A invenção provê também um sistema de produção submarino instalado por barco de manuseio de âncora ou barco de instalação de linhas de baixo valor de diária. A invenção provê adicionalmente um sistema de produção submarino que integra tecnologias consagradas como bombas centrífugas de transferência operando na horizontal, engenharia submarina e tecnologia de instalação. A invenção provê também um sistema de produção submarino que é testado e substituído rapidamente bastando para isso dispor de um conjunto sobressalente (back-up). A invenção provê ainda um sistema de produção submarino que permite testes funcionais de integração do sistema bomba/motor/sistema elétrico em terra antes da instalação e offshore antes de seu posicionamento no fundo do mar. A invenção provê também um sistema de produção submarino que possibilita o reaproveitamento de cabos, conectores elétricos, fíying leads, etc. por ocasião da substituição da bomba. A invenção provê também um sistema de produção submarino que simultaneamente evita a interrupção da produção, a desequipagem do poço e a necessidade de recursos de sonda. A invenção provê também um sistema de produção submarino que trabalha no leito marinho sujeito a trocas térmicas com temperaturas as menores possíveis. A invenção provê também um sistema de produção submarino que contempla o lançamento da estrutura junto com a linha de produção. A invenção provê também um sistema de produção submarino que contempla a relocação do sistema Base e módulo de bombas. A invenção provê também um sistema de produção submarino com menor tempo de retirada do sistema de bomba para manutenção, com grande economia de custos. A invenção provê igualmente um sistema de produção submarino para efetuar a energização do escoamento multifásico. A invenção provê também um sistema de produção submarino que permite efetuar injeção de água em um poço injetor para manter a pressão do reservatório enquanto o poço produtor produz o petróleo desejado. A invenção provê também um sistema de produção submarino que permite efetuar transferências de petróleo entre pontos de coleta, como duas plataformas ou entre uma plataforma e um navio. A invenção provê ainda um sistema de produção submarino para ser usado em série objetivando levar o fluido multifásico produzido para grandes distâncias. A invenção provê também um método de instalação do dito sistema de produção submarino.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A FIGURA 1 anexa é uma vista esquemática do Módulo de BCS instalado sobre a Base de fluxo pigável conforme a invenção. A FIGURA 2 anexa mostra a conexão da Base de fluxo com as bombas centrífugas. A FIGURA 3 anexa ilustra modalidades de arranjos de bombas centrífugas. A FIGURA 3A ilustra o arranjo com duas bombas centrífugas em X (série). A FIGURA 3B ilustra o arranjo com duas bombas em paralelo. A FIGURA 3C ilustra dois pares de bombas centrífugas em X (série). A FIGURA 4 anexa ilustra um método de instalação do sistema X-BCS para uma nova instalação de um poço. As FIGURAS 4A até 4E anexas ilustram as várias etapas do dito método. A FIGURA 5 anexa ilustra um outro método de instalação do sistema X-BCSs em um poço já existente, com um bundle. As FIGURAS 5A até 5D ilustram as etapas do método.
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS
Como visto acima, a presente invenção compreende o emprego de uma ou mais BCS, do tipo utilizado no interior de poços de petróleo, no leito submarino. Nesta configuração, um ou mais conjuntos BCSs (motor, bomba e acessórios) de cerca de dezessete metros total são montados com inclinação de até 85 graus em relação à vertical em uma estrutura denominada Módulo de BCSs, instalável e recuperável a cabo. Esse Módulo de BCSs é instalado sobre uma Base de Fluxo Pigável, que possui uma saia para estabilização no solo, e que por sua vez é apoiada diretamente no leito marinho. A Base de Fluxo pode ser instalada sozinha. Alternativamente, esta Base de Fluxo é instalada junto com a linha flexível.
Conforme a arquitetura descrita acima, o sistema permite que em caso de retirada do Módulo de BCSs o poço continue em produção através de um método alternativo, por exemplo, o gas lift. O presente conceito emprega equipamentos-componentes “de prateleira" de fornecedores. Assim, a própria bomba, motor e seus acessórios são de linha convencional de fornecimento.
Conectores submarinos mecânicos e elétricos, bem como interfaces para ROV etc são aqueles padronizados para fornecimento pelo mercado.
Um dos aspectos importantes também é a instalação e recuperação do sistema a cabo empregando o método “Bóia e Corrente” consagrado pela PETROBRAS evitando a necessidade de uma sonda para tal. A invenção será descrita a seguir com referência às Figuras anexas. A Figura 1 ilustra uma vista esquemática do Módulo de BCS instalado sobre a Base de Fluxo pigável conforme a invenção.
Embora a Figura 1 ilustre uma modalidade com duas BCSs, o conceito da invenção contempla igualmente uma única BCS. É evidente também que módulos com número ímpar de bombas estão compreendidos no escopo da invenção, por exemplo, um módulo com três BCSs.
Nessa Figura, o sistema de produção submarino da invenção, geralmente designado pelo numeral (100), compreende uma Base de Fluxo (10), um módulo de bombas (20) e entre a Base (10) e o módulo (20), uma estrutura (13) da Base de fluxo (10). A Base (10) é dotada de uma conexão de entrada (hub ou flange) (12) para receber a linha de produção (31) a montante do sistema (100), e uma linha de produção (32) a jusante do sistema (100). Válvulas de manobra (14) permitem dirigir os fluxos de entrada e saída conforme se faz necessário. O módulo de bombas (20) compreende uma ou mais bombas centrífugas (21) em série ou paralelo, inclinadas de até 85 graus em relação à vertical. O módulo (20) compreende ainda o conector hidráulico (22) para conectar o módulo (20) à Base (10). Uma estrutura (23) protege as bombas (21) de choques externos. A estrutura (23) é dotada de dispositivos (25) para ferramenta de instalação. Um painel (24) efetua as conexões elétricas necessárias. A Figura 2 ilustra a conexão da Base de fluxo (10) com as bombas centrífugas (21). Na Base (10) estão representados a conexão (12) (hub ou flange), a conexão (15) (hub ou flange) da saída da Base (10) e o hub (16) da Base (10) para o módulo de BCSs. O conector hidráulico (22) conecta as bombas centrífugas (21) à Base (10) via o /7tvò (16). A Figura 3A ilustra o sistema submarino com um arranjo típico das bombas centrífugas (21) em forma de X, denominado arranjo X-BCSs. Neste arranjo as bombas (21) estão colocadas em série.
Verifique-se nas Figuras 3A, 3B e 3C, que o fluxo nas bombas (21) é sempre ascendente a fim de evitar problemas decorrentes da presença de gás. Por isso as bombas (21) são sempre colocadas com uma inclinação em relação à vertical, de até 85 graus. A Figura 3B representa um arranjo de bombas centrífugas (21) em paralelo em que é possível obter um aumento de vazão enquanto ΔΡ é mantido constante. A Figura 3C representa um arranjo de bombas centrífugas (21) com dois conjuntos de bombas em série em que é possível obter um aumento de ΔΡ enquanto a vazão é mantida constante.
As Figuras 4A até 4E ilustram o método de instalação do sistema submarino (100) da invenção para um poço (50), novo. A Figura 4A ilustra uma nova instalação de um poço (50) com uma unidade de produção (51). A unidade de produção (51) é uma plataforma, ou qualquer outro tipo de unidade de produção. Uma estaca (52) é fixada no solo marinho para orientação da posição final de locação da Base de Fluxo (10) e sistema (100). A fixação de uma estaca é uma técnica usual para posicionamento de componentes no fundo do mar. A Figura 4B ilustra a instalação por um barco (53) que pode ser um barco de instalação de linha ou de âncora. O transporte da Base (10) pode ser feito pelo próprio barco (53), por balsa ou por rebocador. A Figura 4C ilustra a Base (10) instalada com a linha (32) e pull-in realizado na unidade de produção (51). A Figura 4D ilustra a instalação do Módulo de Bombas (20) sobre a Base (10). Vantajosamente, conforme a invenção a Base (10) pode ser instalada junto com a linha (32). Alternativamente, a Base (10) é instalada primeiro, seguido da instalação da linha (32). Uma linha (31) liga a Base (10) ao poço (50). A Figura 4E ilustra o sistema submarino (100) instalado no fundo do mar.
As Figuras 5A até 5D ilustram o método de instalação do sistema (100) para um poço (50) já existente. A Figura 5A ilustra um poço (50) já existente, com um bundle (60). Conforme é conhecido, um bundle é um conjunto de linhas. O bundle (60) é constituído de três linhas, uma linha de produção (61), uma linha de serviço (62) e uma linha de controle (63). A Figura 5B ilustra o barco (53) que recolhe a linha de produção (61) enquanto as linhas (62) e (63) permanecem ligadas à unidade de produção (51). A linha (61) é levada para o barco (53).
Na etapa seguinte do método de instalação, é determinada por cálculos a posição da linha (61) onde será colocada a Base (10), e então, conforme ilustrado na Figura 5C, é iniciada a descida da dita Base (10) para o fundo do mar. A Figura 5D ilustra o término da instalação da Base (10). Já a instalação do módulo de bombas (20) é como na Figura 4D. À guisa de conclusão, pode-se dizer que a presente invenção representa uma alternativa entre outras sobre o emprego de BCSs em poço auxiliar e sobre o emprego de bombas multifásicas até o limite aproximado de 60% de fração de gás presente no fluxo multifásico.
Deve ficar bem claro que a descrição dos métodos de instalação do sistema (100) da invenção contempla várias modificações alternativas, todas compreendidas dentro do escopo da invenção. A seguir são listados alguns aspectos para distinguir as vantagens da invenção sobre o estado da técnica. • Capacidade de continuar produzindo mesmo que um conjunto de bombeio falhe. A arquitetura da presente invenção com dois conjuntos independentes permite que haja continuidade da produção com um único conjunto com uma vazão maior do que cinqüenta por cento (metade). • Capacidade de testar todo o conjunto antes de instalar A arquitetura da presente invenção permite que todo o sistema seja ensaiado em terra com todos os recursos necessários e a um custo menor. • Capacidade de testar o conjunto sem comprometer recursos estratégicos (tipo sonda ou navio de instalação) ou sem altos custos com recursos caros • Rapidez da instalação • Possibilidade de otimizar recursos durante a instalação de outros equipamentos Na arquitetura presente a instalação da Base de Fluxo pode ser feita juntamente com a linha de produção.
Recursos de sonda: Tempo para obtenção do recurso: Há mais recursos disponíveis para instalação a cabo que para instalação por sonda.
Custo DTM (Desmobilização, Transporte e Montagem) e Custo/dia de uso: DTM e diária de barco são da ordem da metade ou um terço;
Tempo empregando o recurso: Instalação a cabo é muito mais rápida;
Velocidade de substituição do sistema: A cabo é muito mais rápida nesta arquitetura.
Velocidade de relocação do sistema: A presente arquitetura é mais rápida, a diferença é de dias para horas. Já em relação à bomba multifásica rotodinâmica tipo a do fabricante FRAMO, as vantagens são: O presente fabricante, o mais adiantado no assunto, tem um projeto para 45 bar. O mercado e a própria Requerente necessitam de projetos para 90 bar ou mais. Isto significa a necessidade de alteração de projeto e nova qualificação, o que já se encontra em andamento.
Ocorre que certamente no futuro será necessário 100 bar, 110 bar, 150 bar e assim por diante. O projeto irá requerer novas alterações e novas qualificações. No caso as BCSs dão incrementos da ordem de pelo menos 80 bar a cada bomba colocada em série hidraulicamente sem requerer um novo projeto e uma nova qualificação. Assim, quando se quiser 160 bar, serão colocadas duas bombas em série e assim por diante. E em relação a outros sistemas do estado da técnica, é conveniente destacar as seguintes vantagens do sistema submarino (100) objeto da invenção: • Instalação por barco de manuseio de âncora de baixo valor de diária; • Ausência de obstáculos tecnológicos, já que o sistema da invenção compreende a integração de componentes e tecnologias consagradas: bombas centrífugas de transferência operando na horizontal, engenharia submarina e tecnologia de instalação; • Não-necessidade de recursos específicos, o que implica em menor tempo aguardando recursos para substituição de bomba; • Menor tempo de retirada do sistema de bomba para manutenção; • Testes e substituição rápida ao dispor de um conjunto de back-up\ • Possibilidade de testes funcionais de integração do sistema bomba/motor/sistema elétrico em terra antes da instalação e off shore antes do posicionamento do sistema submarino no fundo do mar; • Reaproveitamento de cabos, conectores elétricos, flying leads etc. por ocasião da substituição de bomba; • Trabalho do sistema submarino no leito do mar sujeito a trocas térmicas efetuadas com temperaturas as menores possíveis, traduzindo-se numa melhor refrigeração do motor elétrico; • Possibilidade de lançamento da estrutura junto com a linha de produção; • Possibilidade de relocação do sistema Base (10) e módulo de bombas (20); e • Montagem de componentes motor/bomba/selos feita em fábrica sob condições ambientais ideais.
Claims (14)
1. SISTEMA SUBMARINO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO com elevação artificial utilizando bombas centrífugas (BCSs), caracterizado por que compreende uma ou mais BCS (21) a jusante de uma ANM, ditas bombas (21) sendo montadas com inclinação de até 85 graus em relação à vertical em um módulo (20) de BCSs, o fluxo multifásico nas ditas bombas (21) sendo sempre ascendente, dito módulo (20) sendo instalado no leito marinho e acoplado a uma Base de Fluxo (10) pigável para permitir o by-pass da produção de petróleo, a Base (10) sendo dotada de uma saia (11) para estabilização no solo, a saia (11) sendo apoiada/cravada diretamente no leito marinho.
2- Sistema submarino de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a Base de Fluxo (10) é instalada junto com a linha flexível (32).
3. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que dito módulo (20) e Base (10) são instaláveis e recuperáveis a cabo.
4. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a Base (10) é dotada de uma conexão de entrada (hub ou flange) (12) para receber a linha de produção (31) a montante do dito sistema, e uma conexão de saída (hub ou flange) (15) para receber a linha de produção (32) a jusante do mesmo.
5. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por prover uma estrutura (13) entre a Base (10) e o módulo (20).
6. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o módulo de bombas (20) compreende uma ou mais bombas centrífugas (21), um conector hidráulico (22) para conectar o módulo (20) â Base (10), uma estrutura (23) de proteção das bombas (21) contra choques externos, dita estrutura (23) sendo dotada de dispositivos (25) para ferramenta de instalação e de um painel (24) para efetuar conexões elétricas.
7. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por que o módulo de bombas (20) compreende duas bombas (21) em série,
8. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por que o módulo de bombas (20) compreende dois conjuntos de duas bombas (21) em série.
9. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por que o módulo de bombas (20) compreende duas bombas (21) em paralelo.
10. Sistema submarino de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o conector hidráulico (22) conecta as bombas centrífugas (21) à Base (10) via a conexão (16), um hub.
11. Método de instalação do sistema submarino (100) com elevação artificial de petróleo utilizando BCSs de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que compreende, para a instalação de um poço novo (50): a) prover uma estaca (52) a ser fixada no solo marinho para orientação da posição final de locação da Base de fluxo (10) e sistema (100); b) fazer o barco (53) transportar a Base (10) sobre uma estrutura de transporte; c) instalar a Base (10) com a linha (32) e pulNn na unidade de produção (51); d) instalar o módulo de bombas (20) sobre a Base (10); e) conectar linhas de produção (31) a montante do sistema (100); e f) produzir óleo por elevação artificial utilizando o sistema (100).
12. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por que a Base (10) é instalada junto com a linha de produção (32).
13. Método de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por que, alternativamente, a Base (10) é instalada primeiro, seguido da instala- ção da linha de produção (32).
14, Método de instalação do sistema submarino (100), com elevação artificial de petróleo utilizando BCS de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que compreende, para a instalação de um poço (50) já existente e provido de um bundle (60) constituído de uma linha de produção (61), uma linha de serviço (62) e uma linha de controle (63): a) com auxílio de um barco (53), recolher a linha de produção (61) enquanto as linhas (62) e (63) permanecem ligadas à unidade de produção (51); b) dirigir a linha (61) para o barco (53); c) calcular a posição da linha (61) onde será colocada a Base (10); d) iniciar a descida da Base (10) para o fundo do mar; e) instalar o módulo de bombas (20) sobre a Base (10); f) conectar linhas de produção (31) a montante do sistema (100) e (32) a jusante do sistema (100); e g) produzir óleo por elevação artificial utilizando o sistema (100).
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BRPI0403295-0A BRPI0403295B1 (pt) | 2004-08-17 | 2004-08-17 | Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo |
| US11/205,872 US7516795B2 (en) | 2004-08-17 | 2005-08-17 | Subsea petroleum production system method of installation and use of the same |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BRPI0403295-0A BRPI0403295B1 (pt) | 2004-08-17 | 2004-08-17 | Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0403295A BRPI0403295A (pt) | 2006-04-04 |
| BRPI0403295B1 true BRPI0403295B1 (pt) | 2015-08-25 |
Family
ID=36118329
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0403295-0A BRPI0403295B1 (pt) | 2004-08-17 | 2004-08-17 | Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7516795B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0403295B1 (pt) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7481270B2 (en) * | 2004-11-09 | 2009-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
| US20090200036A1 (en) * | 2006-03-22 | 2009-08-13 | Ltrec B.V. | Method for Subsea Hydrocarbon Recovery |
| AU2009201961B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-04-14 | Valkyrie Commissioning Services, Inc | Apparatus and methods for subsea control system testing |
| BRPI0702808A2 (pt) * | 2007-06-22 | 2009-08-04 | Petroleo Brasileiro Sa | sistema para instalação e troca de módulos submarinos e métodos de instalação e troca de módulos submarinos |
| BRPI0703726B1 (pt) | 2007-10-10 | 2018-06-12 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Módulo de bombeio e sistema para bombeio submarino de produção de hidrocarbonetos com alta fração de gás associado |
| US8961153B2 (en) * | 2008-02-29 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea injection system |
| US8622137B2 (en) | 2008-08-21 | 2014-01-07 | Shell Oil Company | Subsea structure installation or removal |
| US8500419B2 (en) | 2008-11-10 | 2013-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system with interchangable pumping units |
| US8382457B2 (en) * | 2008-11-10 | 2013-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
| US8083501B2 (en) * | 2008-11-10 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system including a skid with wet matable electrical and hydraulic connections |
| US20100147388A1 (en) * | 2008-12-12 | 2010-06-17 | Paulo Cezar Silva Paulo | Directional gate valve |
| US9157302B2 (en) * | 2008-12-19 | 2015-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for providing rotational power in a subsea environment |
| US8708675B2 (en) * | 2009-06-29 | 2014-04-29 | Baker Hughes Incorporated | Systems and methods of using subsea frames as a heat exchanger in subsea boosting systems |
| WO2015070219A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Conocophillips Company | Subsea platform transporter (spt) |
| US20160059944A1 (en) * | 2014-09-03 | 2016-03-03 | Conocophillips Company | Subsea system for seabed operations |
| WO2016036563A1 (en) * | 2014-09-03 | 2016-03-10 | Conocophillips Company | Subsea system delivery to seabed |
| GB2532028B (en) | 2014-11-05 | 2017-07-26 | Subsea 7 Norway As | Transportation and installation of heavy subsea structures |
| US10065714B2 (en) * | 2015-02-25 | 2018-09-04 | Onesubsea Ip Uk Limited | In-situ testing of subsea power components |
| US9727054B2 (en) | 2015-02-25 | 2017-08-08 | Onesubsea Ip Uk Limited | Impedance measurement behind subsea transformer |
| US9679693B2 (en) | 2015-02-25 | 2017-06-13 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea transformer with seawater high resistance ground |
| US9945909B2 (en) | 2015-02-25 | 2018-04-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | Monitoring multiple subsea electric motors |
| US10026537B2 (en) | 2015-02-25 | 2018-07-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | Fault tolerant subsea transformer |
| NO20160416A1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-08-21 | Aker Solutions Inc | Flexible subsea pump arrangement |
| US10712183B2 (en) * | 2016-03-09 | 2020-07-14 | Onesubsea Ip Uk Limited | Determining flow rates of multiphase fluids |
| BR102017009298B1 (pt) * | 2017-05-03 | 2022-01-18 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema e método de bombeamento submarino acionado hidraulicamente |
| AU2017415065B2 (en) | 2017-05-15 | 2021-09-16 | Aker Solutions As | System and method for fluid processing |
| WO2020051659A1 (pt) * | 2018-09-12 | 2020-03-19 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema não residente e método para despressurização de equipamentos e linhas submarinas |
| BR102018069104A2 (pt) * | 2018-09-19 | 2020-03-31 | Ouro Negro Tecnologias Em Equipamentos Industriais S/A | Sistema e método de monitoramento de poços submarinos abandonados com árvore de natal molhada |
| WO2022194426A1 (en) | 2021-03-15 | 2022-09-22 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Subsea pumping and booster system |
| CN116411838B (zh) * | 2023-06-09 | 2023-08-15 | 西南石油大学 | 用于海洋石油钻井的浅层气回收分流结构 |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4194857A (en) * | 1976-11-22 | 1980-03-25 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Subsea station |
| US4813495A (en) * | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
| BR9003370A (pt) * | 1990-07-13 | 1992-01-21 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de producao de oleo e gas em aguas profundas |
| US6068053A (en) * | 1996-11-07 | 2000-05-30 | Baker Hughes, Ltd. | Fluid separation and reinjection systems |
| US6102673A (en) * | 1998-03-27 | 2000-08-15 | Hydril Company | Subsea mud pump with reduced pulsation |
| US6230824B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
| US6230810B1 (en) * | 1999-04-28 | 2001-05-15 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for producing wellbore fluids from a plurality of wells |
| US6457529B2 (en) * | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
| US6508308B1 (en) | 2000-09-26 | 2003-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Progressive production methods and system |
| US6474422B2 (en) * | 2000-12-06 | 2002-11-05 | Texas A&M University System | Method for controlling a well in a subsea mudlift drilling system |
| US6394195B1 (en) * | 2000-12-06 | 2002-05-28 | The Texas A&M University System | Methods for the dynamic shut-in of a subsea mudlift drilling system |
| US6651745B1 (en) * | 2002-05-02 | 2003-11-25 | Union Oil Company Of California | Subsea riser separator system |
| US7150325B2 (en) * | 2003-07-25 | 2006-12-19 | Baker Hughes Incorporated | ROV retrievable sea floor pump |
| BR0303094A (pt) * | 2003-08-14 | 2005-04-05 | Petroleo Brasileiro Sa | Aparelhagem para produção de poços de petróleo |
| BRPI0400926B1 (pt) * | 2004-04-01 | 2015-05-26 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de módulo de bombeio submarino e método de instalação do mesmo |
-
2004
- 2004-08-17 BR BRPI0403295-0A patent/BRPI0403295B1/pt active IP Right Grant
-
2005
- 2005-08-17 US US11/205,872 patent/US7516795B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7516795B2 (en) | 2009-04-14 |
| US20060118310A1 (en) | 2006-06-08 |
| BRPI0403295A (pt) | 2006-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0403295B1 (pt) | Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo | |
| BRPI0903198A2 (pt) | sistema de bombeamento para utilização em uma localização submarina, sistema para utilização em uma aplicação de bombeamento submarino, método para bombeamento de fluido em uma localização submarina, e método | |
| BRPI0904639A2 (pt) | sistema de bombeio para movimentar um fluido em uma localização submarina, método para movimentar fluido em um local submarino, e sistema | |
| RU2416712C2 (ru) | Подводное устройство (варианты) и способ перекачки скважинного флюида | |
| RU2500925C2 (ru) | Подводная насосная система | |
| AU2015280768B2 (en) | System for subsea pumping or compressing | |
| BRPI0803619A2 (pt) | sistema de execução simultánea de operações em sonda marìtima e método | |
| US20120138307A1 (en) | Integrated production manifold and multiphase pump station | |
| US9038726B2 (en) | Light well intervention umbilical and flying lead management system and related methods | |
| BRPI1012886B1 (pt) | Instalação de superfície modular, sistema, e, método para instalar uma instalação de superfície em uma estrutura fora da costa | |
| BR112012023298B1 (pt) | Método de instalar uma tubulação flexível com um conector submarino | |
| Ju et al. | Perdido development: subsea and flowline systems | |
| BR102013018935A2 (pt) | Aparelho e método para o fornecimento de um sistema de controle de recondicionamento de intervenção para um poço subaquático | |
| US20220290538A1 (en) | Subsea pumping and booster system | |
| US10392869B2 (en) | Marine drilling riser joint | |
| GB2471531A (en) | Buoyant subsea equipment support system. | |
| BR102013009262A2 (pt) | Estação integrada de produção submarina e processo de separação de água, óleo, gás e sólidos | |
| AU2022240798A1 (en) | Subsea pumping and booster system | |
| Chatas et al. | Subsea manifold system | |
| NO20151708A1 (no) | Robust og enkel installerbar undersjøisk esp | |
| van Bilderbeek | Early Subsea Production System | |
| WO2016201531A1 (pt) | Sistema de intervenção e instalação de pelo menos um equipamento de elevação e escoamento de produção no interior de pelo menos um riser de produção em uma unidade de produção flutuante | |
| Denney | Perdido Development: Subsea and Flowline Systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B15G | Petition not considered as such [chapter 15.7 patent gazette] |
Free format text: DESCONHECO A PETICAO NO 020100097937 DE 20/10/2010, COM BASE NO DISPOSITIVO NO ART. 219, II DA LEIDA PROPRIEDADE INDUSTRIAL, UMA VEZ QUE O INTERESSADO NAO TEM LEGITIMIDADE PARA O ATO. |
|
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 25/08/2015, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |