BRPI0810674B1 - Dispositivo de separação líquido/gás e método de separação líquido/gás, nomeadamente as fases líquida e gasosa de um petróleo bruto - Google Patents

Description

(54) Título: DISPOSITIVO DE SEPARAÇÃO LÍQUIDO/GÁS E MÉTODO DE SEPARAÇÃO LÍQUIDO/GÁS, NOMEADAMENTE AS FASES LÍQUIDA E GASOSA DE UM PETRÓLEO BRUTO (51) Int.CI.: B01D 19/00; E21B 43/36 (30) Prioridade Unionista: 26/04/2007 FR 07 54714 (73) Titular(es): SAIPEM S.A.

(72) Inventor(es): STÉPHANIE ABRAND; MARC BONNISSELL; ROBERTO Dl SILVESTRO; RAYMOND HALLOT

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para DISPOSITIVO DE SEPARAÇÃO LÍQUIDO/GÁS E MÉTODO DE SEPARAÇÃO LÍQUIDO/GÁS, NOMEADAMENTE AS FASES LÍQUIDA E GASOSA DE UM PETRÓLEO BRUTO.

A presente invenção refere-se a um separador líquido/gás de tipo vertical, bem como um método de separação de fluido polifásico, nomeadamente, óleo-água e gás contidos em petróleo bruto.

O setor técnico da invenção é, mais particularmente, o domínio da produção petrolífera e, mais particularmente, o domínio dos campos de petróleo em mar a grande profundidade.

A produção de petróleo em mar profundo é realizada, de um modo geral, a partir de um suporte flutuante ancorado na proximidade dos poços de petróleo situados ao nível do fundo do mar, ou seja, a profundidades variáveis de 1000 à 2500 m, ou mesmo mais. O suporte flutuante compreende, de um modo geral, meios de ancoragem para permanecer no lugar apesar dos efeitos das correntes, dos ventos e da ondulação. Compreende também, de um modo geral, meios de armazenamento e tratamento do petróleo bem como meios de descarga para petroleiros transportadores, apresentando-se estes a intervalos regulares para fazer a recolha da produção. A denominação corrente destes suportes flutuantes é o termo anglo-saxônico Floating Production Storage Offloading (significando meio flutuante de armazenamento, produção e descarga) do qual se utiliza o termo abreviado FPSO no conjunto da descrição seguinte.

As cabeças de poços estão, de um modo geral, ligadas ao referido FPSO por tubulações submarinas quer de tipo SCR, ou seja, tubulações suspensas em configuração de catenária, quer de tipo torre híbrida compreendendo:

- uma coluna ascendente vertical cuja extremidade inferior está ancorada ao fundo do mar e a extremidade superior é esticada por um flutuador imergido em sub-superfície ao qual está ligada, e

- uma tubulação de ligação, de um modo geral, uma tubulação de ligação flexível, entre a extremidade superior da referida coluna ascen2 dente e um suporte flutuante à superfície, adoptando a referida tubulação de ligação flexível, se for caso disso, devido ao seu próprio peso, a forma de uma curva em catenária mergulhante, ou seja, que desce muito abaixo do flutuador para tornar a subir até ao referido suporte flutuante.

A totalidade da produção de petróleo bruto é, assim, de um modo geral, conduzida até bordo do FPSO para aí ser tratada com vista a separar o petróleo propriamente dito, da água, do gás e de eventuais componentes arenosos. O petróleo, uma vez separado é, assim, armazenado a bordo, o gás é lavado e, depois, enviado para as turbinas a gás para a produção da eletricidade e do calor necessário a bordo, seguidamente o excesso é reinjetado no reservatório do campo petrolífero de modo a pressurizar o referido reservatório. A água, após ter sido libertada da areia em suspensão é, por último, despejada para o mar após extração forçada de qualquer partícula de óleo ou reinjetada, também ela, no reservatório, sendo, de um modo geral, um complemento de água de mar captada em sub-superfície, utilizado como complemento para atingir o débito necessário de injeção de água no reservatório. A areia extraída, que representa apenas quantidades mínimas é, por fim, lavada e, depois, despejada no mar.

Conhece-se o método de separação dos gases, água e óleo de petróleo bruto correntemente empregado nas instalações fixas de terra que consiste em utilizar reservatórios de volumes elevados, de um modo geral, de forma cilíndrica alongada, entrando o petróleo bruto por uma extremidade e progredindo ao longo do referido reservatório durante, aproximadamente, 5 a 10 min durante os quais as diversas fases se separam naturalmente por gravidade para atingir a segunda extremidade. O gás é, então, recuperado na parte elevada do reservatório, a água e a areia na parte baixa e o petróleo (óleo) na parte intermédia. Existe uma muito grande variedade de separadores deste tipo que integram, de um modo geral, dispositivos complementares internos, tais como écrans horizontais, verticais ou oblíquos, cujo objetivo é facilitar a separação das fases e evitar que se tornem a misturar em uma etapa posterior.

Estes separadores funcionam a baixa pressão, por exemplo,

0,3 mPa a 1,0 mPa (3-10 bar), às vezes, mesmo em depressão, de modo a optimizar a desgasificação do petróleo bruto. Se se quiser instalar este tipo de separador no fundo do mar, o reservatório deve poder resistir à implosão sob o efeito da pressão que é, sensivelmente, de 100 bar, ou seja, sensivelmente, 10 MPa por fração de 1000 m de água. Assim, a transposição de um reservatório deste tipo para a sua utilização em grande e muito grande profundidade necessitaria de paredes com espessuras de 100 a 150 mm para resistir à implosão e o fabrico e instalação destes elementos de caldeiraria no fundo do mar a grande profundidade seria muito delicado e muito dispendioso.

Um objetivo da presente invenção é proporcionar um dispositivo de separação gás/líquido melhorado, apto a ser instalado e funcionar no fundo do mar a grande profundidade, nomeadamente, pelo menos 1000 m, cujo fabrico, instalação e aplicação no fundo do mar seja mais simples e menos dispendioso.

Para o efeito, a presente invenção proporciona um dispositivo de separação líquido/gás de duas fases, respectivamente líquida e gasosa de um fluido, nomeadamente as fases líquida e gasosa de um petróleo bruto, compreendendo, pelo menos, um primeiro reservatório de forma alongada com secção circular cujas extremidades inferior e superior têm, ainda de um modo preferido, a forma de cúpula esférica parcial, de tipo charuto, disposta verticalmente, caracterizado por:

a) o referido primeiro reservatório compreender uma parede equipada com:

- um primeiro orifício inferior, na sua extremidade inferior, ligado a uma tubulação de chegada do referido fluido e compreendendo um dispositivo de baixa de pressão e, de um modo preferido, uma válvula de controle do débito de fluido a montante,

- pelo menos, um primeiro orifício superior, na sua extremidade superior, e

- uma pluralidade de primeiros orifícios intermédios, e

b) estando o referido primeiro reservatório ligado a uma plurali4 dade de segundos reservatórios por uma pluralidade de primeiras tubulações de transferência e, pelo menos, uma segunda tubulação de transferência,

- tendo os referidos segundos reservatórios, igualmente, uma forma alongada com secção circular cujas extremidades inferior e superior têm, ainda de um modo preferido, a forma de cúpula esférica parcial, de tipo charuto, e dispostas verticalmente,

c) compreendendo cada um dos referidos segundos reservatórios:

- um segundo orifício superior, na sua extremidade superior, ligado a uma mesma tubulação de evacuação de gás, e

- um segundo orifício intermediário, disposto a um nível inferior relativamente ao referido primeiro orifício intermediário, ao qual está ligado por uma referida primeira tubulação de transferência inclinada, e um segun15 do orifício inferior, na sua extremidade inferior, ligado a uma mesma tubulação de evacuação de fluido desgaseificado, compreendendo a jusante uma bomba de exportação apta a trasfegar o referido fluido desgaseificado na extremidade inferior dos referidos segundos reservatórios, e

d) estando o referido primeiro orifício superior do referido primei20 ro reservatório ligado por, pelo menos, uma segunda tubulação de transferência a, pelo menos, um terceiro orifício intermediário de, pelo menos, um referido segundo reservatório, estando o referido terceiro orifício intermediário situado acima do referido segundo orifício intermediário do mesmo referido segundo reservatório.

O posicionamento vertical e a forma dos referidos reservatórios conferem-lhes uma boa resistência à pressão hidrostática no fundo do mar, permitindo utilizar paredes de reservatório com uma espessura de apenas 20 a 30 mm.

Compreende-se que o escoamento de petróleo bruto que preen30 che o primeiro reservatório, ou seja, que sobe dentro do primeiro reservatório, permite uma primeira desgasificação durante a subida. Seguidamente, o fluido parcialmente desgaseificado que se escoa para baixo dentro dos se5 gundos reservatórios permite, igualmente, uma desgasificação complementar.

A divisão do escoamento de fluido, desde o referido primeiro reservatório até à pluralidade dos referidos segundos reservatórios, permite despejar, nos referidos reservatórios, o fluido já parcialmente desgaseificado, mas ainda contendo gás, de modo a que este se escoe com um débito e velocidade reduzidos nos referidos segundos reservatórios, descendo para as suas extremidades inferiores, ou seja, com uma velocidade menor que a velocidade de enchimento e de subida do fluido no referido primeiro reservatório. Isto permite que o gás residual tenha mais tempo para se escapar do fluido parcialmente desgaseificado e, por conseguinte, favorecer uma desgasificação complementar dentro dos referidos segundos reservatórios.

A parte superior do referido primeiro reservatório, acima dos referidos primeiros orifícios intermédios, cria um volume livre cheio com gás que permite amortecer e, por conseguinte, controlar os rebentamentos e projeção de fluido que podem ocorrer quando, ao penetrar na extremidade inferior do primeiro reservatório, determinadas bolsas de gás (bolsa de gás) se dilatam brutalmente dando origem a projeções violentas de líquido dentro do referido primeiro reservatório.

A segunda tubulação de transferência, entre a extremidade superior do primeiro reservatório, permite recuperar o gás na extremidade superior dos referidos segundos reservatórios, permitindo, ao mesmo tempo, se for caso disso, que o líquido que atingiu a extremidade superior do primeiro reservatório, após as referidas projeções devidas às bolsas de gases, seja redirecionado para o interior dos referidos segundos reservatórios para ser sujeito a uma separação líquido/gás. O referido terceiro orifício intermediário está situado acima, de um modo preferido, na proximidade do referido segundo orifício intermediário do segundo reservatório, de modo a não interferir com o petróleo bruto em curso de desgasificação e não perturbar a subida dos gases no interior do referido segundo reservatório.

Em uma forma de realização preferida, o dispositivo de separação, de acordo com a invenção, compreende um dispositivo de controle do nível do fluido no interior de um referido reservatório, de um modo preferido, dentro de um referido segundo reservatório, que permite controlar uma referida válvula de controle do débito de fluido a montante do referido primeiro orifício inferior do primeiro reservatório e/ou uma referida bomba de exportação de fluido desgaseificado a jusante dos referidos segundos orifícios inferiores dos segundos reservatórios.

Este dispositivo de controle de nível que pode ser, por exemplo, uma sonda de tipo radar ou sonar, permite assegurar que o nível de fluido dentro do referido primeiro reservatório chega, pelo menos, até ao nível dos referidos primeiros orifícios intermédios, de modo a que o fluido se possa escoar no interior dos referidos segundos reservatórios, mas permite, igualmente, que o nível do fluido não exceda o nível do referido terceiro orifício intermediário no interior do referido segundo reservatório em causa.

De um modo vantajoso, o comprimento L1 do referido primeiro reservatório é superior ou igual a 10 vezes o seu diâmetro D1, de um modo preferido, de 15 a 30 vezes o seu diâmetro D1.

Este dimensionamento assegura uma ótima resistência à compressão a grande profundidade para as paredes do referido reservatório.

Mais particularmente, o quadrado do diâmetro dos referidos segundos reservatórios (D2)² é superior ou igual a (1/n) x (Dl )², sendo η o número de referidos segundos reservatórios e D1 o diâmetro do referido primeiro reservatório.

Esta característica permite que a velocidade das partículas de fluido parcialmente desgaseificado, que se escoa de modo descendente dentro dos referidos segundos reservatórios, seja inferior ou igual a 1/n vezes a velocidade das partículas de fluido bruto de enchimento do referido primeiro reservatório que se escoa de modo ascendente no interior do referido primeiro reservatório na sua parte inferior.

Mais particularmente ainda, o diâmetro dos referidos segundos reservatórios é inferior ao diâmetro do referido primeiro reservatório e, de um modo preferido, o comprimento dos referidos segundos reservatórios é inferior ao comprimento dos referidos primeiros reservatórios.

De um modo vantajoso, os referidos primeiros orifícios intermédios do referido primeiro reservatório estão situados, respectivamente, a uma altura H em relação à extremidade inferior do referido primeiro reservatório, correspondendo a uma altura de 1/4 a 1/2 do comprimento total L1 do referido primeiro reservatório e, de um modo preferido, cerca de 1/3.

De um modo preferido ainda, o dispositivo de acordo com a invenção compreende, no interior do referido primeiro reservatório, na extremidade das referidas primeiras tubulações de transferência, dispositivos de controle do débito da transferência de fluido por perda de carga, de um mo10 do preferido, de tipo ciclone com entrada tangencial de um modo sensivelmente paralelo à direção axial do referido primeiro_reservatório e com saída axial sensivelmente no eixo das referidas primeiras tubulações de transferência.

Tais dispositivos de controle permitem controlar o débito de flui15 do parcialmente desgaseificado que se escoa nas referidas primeiras tubulações de transferência entre o referido primeiro reservatório e os referidos segundos reservatórios.

Mais particularmente, estes dispositivos de controle de débito de transferência por perda de carga permitem, com efeito, atenuar e uniformizar os débitos de fluido que se escoam dentro das diferentes referidas primeiras tubulações e referidos segundos reservatórios, tendo em conta os regimes instáveis e perturbadores que podem resultar dos rebentamentos de bolhas ou bolsas de gases, aquando da sua desgasificação no interior do referido fluido bruto dentro do referido primeiro reservatório.

Mais particularmente, o dispositivo de acordo com a invenção compreende um primeiro reservatório central circundado por uma pluralidade de referidos segundos reservatórios, de um modo preferido, 4 a 12, dispostos verticalmente, repartidos, de um modo preferido, de modo sensivelmente regular e circularmente em torno do referido primeiro reservatório.

Mais particularmente ainda, as referidas primeiras tubulações de transferência, entre o referido primeiro reservatório e os referidos segundos reservatórios, chegam ao nível dos referidos segundos orifícios intermédios, de modo a que o fluido se escoe, inicialmente, chegando tangencialmente ao interior da parede cilíndrica dos referidos segundos reservatórios.

Esta configuração da ligação entre os referidos, primeiro e segundos reservatórios, permite atenuar as perturbações eventuais do débito de fluido e favorecer a separação dos gases residuais no interior dos referidos segundos reservatórios.

Em uma forma de realização particular do dispositivo de acordo com a invenção, os diferentes referidos segundos orifícios inferiores dos referidos segundos reservatórios, estão ligados a um primeiro coletor inferior, de um modo preferido tórico, ele próprio ligado a uma única tubulação de evacuação de líquido ou a um único segundo elemento de tubulação ligado a esta, e

- os diferentes referidos segundos orifícios superiores dos referidos segundos reservatórios estão ligados a um mesmo segundo coletor su15 perior, ele próprio ligado a uma única tubulação de evacuação de gás ou a um único terceiro elemento de tubulação ligado a esta.

Mais partícularmente ainda, os diferentes primeiros e segundos reservatórios são solidários com uma estrutura de apoio compreendendo, pelo menos, um chassis disposto por baixo dos referidos reservatórios e su20 portando partes de conectores automáticos conectados aos referidos primeiro orifício inferior e segundos orifícios inferiores e superiores ou a extremidades de elementos de tubulação ligados aos referidos primeiro orifício inferior e segundos orifícios inferiores e superiores.

De acordo com uma variante preferida de realização, o dispositi25 vo da invenção é instalado no fundo do mar, assegurando a referida tubulação de chegada de fluido a ligação entre, pelo menos, uma cabeça de poço e o referido primeiro orifício inferior do referido primeiro reservatório ou um único primeiro elemento de tubulação ligado a este.

Mais particularmente, a referida tubulação de evacuação de flui30 do coopera com uma referida bomba de exportação, inserida em um segundo poço, referido poço de bomba, enfiado no fundo do mar ao lado da referida âncora por sucção da referida base, estando o referido poço de bomba, de um modo preferido, solidário com a referida âncora por sucção.

De um modo vantajoso, os referidos reservatórios são isolados termicamente por um mesmo invólucro rígido de isolamento térmico preenchido com água de mar e em comunicação com o mar por, pelo menos, um orifício de comunicação, compreendendo a parede do referido invólucro, de um modo preferido, espuma sintática ou um isolador térmico protegido por um apoio rígido em metal ou em materiais compósitos, de um modo preferido ainda, com um dispositivo de aquecimento da água de mar dentro do referido invólucro, situando-se o referido orifício de comunicação e dispositivo de aquecimento, ainda de um modo preferido, na parte baixa do referido invólucro.

Esta forma de realização permite manter o fluido de petróleo bruto à temperatura elevada de 50 a 70 °C, à qual sai da cabeça de poço e facilitar, assim, a subida do fluido para a superfície, evitando a solidificação das parafinas ou a formação de hidratos de gás por arrefecimento do petróleo bruto abaixo de 30 a 35 °C.

A presente invenção proporciona, igualmente, um método de separação das duas fases líquida e gasosa de um fluido através de um dispositivo de separação gás/líquido de acordo com a invenção, caracterizado por se realizarem as etapas seguintes, nas quais:

1) envia-se o petróleo bruto, através de uma tubulação de chegada, até ao referido primeiro orifício inferior do referido primeiro reservatório, e

2) o petróleo bruto sobe no interior do referido primeiro reservatório e preenche-o até aos referidos primeiros orifícios intermediários, escoase, depois, na parte desgaseificada, pelo menos, através das referidas primeiras tubulações de transferência para tornar a descer para os segundos orifícios inferiores na extremidade inferior dos referidos segundos reservatórios, e

3) recupera-se, ao nível de, pelo menos, um referido primeiro orifício superior, gás separado do referido petróleo produto bruto no interior do referido primeiro reservatório e, se for caso disso, petróleo líquido apenas parcialmente desgaseificado, que é transportado por uma referida segunda tubulação de transferência ao nível de, pelo menos, um terceiro orifício intermediário no interior de, pelo menos, um referido segundo reservatório, e

4) recupera-se o gás separado do referido petróleo no interior do referido segundo reservatório, ao nível dos referidos segundos orifícios superiores e, depois, no interior de uma referida tubulação de evacuação de gás, e

5) recupera-se o líquido ou fluido substancialmente desgaseificado ao nível dos referidos segundos orifícios inferiores dos referidos se10 gundos reservatórios, que é encaminhado por intermediário de uma referida tubulação de evacuação de líquido subindo até à superfície ou enviado para um dispositivo de separação líquido/líquido de forma a separar as pluralidades de fases líquidas contidas no referido fluido desgaseificado, nomeadamente para separar o óleo e a água de um petróleo desgaseificado, e se for caso disso um remanescente de gás ainda presente em um petróleo bruto imperfeitamente desgaseificado.

De um modo vantajoso, envia-se o referido petróleo bruto na extremidade inferior do referido primeiro reservatório a uma pressão P1 reduzida, inferior à pressão P2 estática no fundo do mar, de um modo preferi20 do, tal como o diferencial de pressões ΔΡ = P1-P0, sendo P0 a pressão em superfície, ou seja, superior às perdas de cargas nas tubulações de evacuação de gás desde os referidos segundos orifícios superiores até à superfície. Isto permite fazer subir o gás à superfície sem material complementar e/ou sem o contributo de uma energia complementar externa, nomeadamente sem a aplicação de um compressor.

Em uma forma de realização particular, exporta-se o líquido de fluido desgaseificado desde o fundo do mar até à superfície através de uma referida bomba de exportação.

De um modo vantajoso, controla-se o débito de chegada de flui30 do bruto a montante do referido primeiro reservatório pelas referidas válvulas de controle de débito e/ou controla-se o débito de evacuação do fluido desgaseificado a jusante dos segundos reservatórios pela velocidade da referida bomba de exportação em função das medidas de, pelo menos, um dispositivo de controle do nível do fluido no interior de, pelo menos, um referido segundo reservatório.

Mais particularmente, o controle do nível de fluido bruto no interior do referido segundo reservatório, de um modo preferido, umas sondas, permite controlar o aumento ou a diminuição do débito de fluido bruto que chega à extremidade inferior do primeiro reservatório ao nível da referida válvula de controle de débito e/ou controlar a diminuição ou, respectivamente, o aumento da velocidade da bomba de exportação que trasfega o fluido desgaseificado na extremidade inferior dos referidos segundos reservatórios se o nível de fluido detectado no referido segundo reservatório estiver situado abaixo do nível dos referidos segundos orifícios intermédios ou, respectivamente, por cima do referido terceiro orifício intermediário ou, de um modo preferido, por cima dos referidos segundos orifícios intermediários.

Em uma forma de realização particular, o referido dispositivo de separação é instalado no fundo do mar, a uma profundidade de 100 a 4000 m e estabelece-se uma pressão P2 de 1 a 5 mPa (10 a 50 bar), de um modo preferido, 2 mPa (20 bar) (20x10⁵ Pa) no interior dos referidos, primeiro e segundos, reservatórios, reduzindo a pressão através de um dispositivo de baixa de pressão que coopera com a referida tubulação de chegada de fluido bruto a montante do referido primeiro orifício inferior do primeiro reservatório.

Outras características e vantagens da presente invenção aparecerão face à descrição pormenorizada das formas de realização que se vai seguir, fazendo referência às figuras 1 a 4:

- a figura 1 é uma vista de frente de um separador submarino vertical, de acordo com a invenção, em curso de descida para a sua base solidária com uma âncora por sucção instalada no fundo do mar,

- a figura 1A é uma vista de uma secção da âncora por sucção segundo o plano AA da figura 1,

- a figura 2 é uma vista lateral do separador submarino instalado na sua base,

- a figura 2A é uma vista de uma secção do separador submarino segundo o plano BB da figura 2,

- a figura 3 é uma vista em planta, em corte parcial, ao nível do plano BB da figura 2, que ilustra um dispositivo de perda de carga controla5 da,

- a figura 3A é uma vista em planta do encaminhamento do fluido no interior do referido dispositivo de perda de carga controlada da figura 3,

- a figura 3B é uma vista lateral segundo YY do encaminhamento do fluido no interior do dispositivo de perda de carga controlada da figura 3,

- a figura 3C é um gráfico que ilustra as perdas de carga, respectivamente, em um dispositivo de acordo com a disposição da figura 2A e de acordo com o dispositivo de perda de carga controlada da figura 3,

- a figura 4 é uma vista lateral de um separador submarino instalado na sua base e equipado com uma campânula isolante.

Na figura 1, representou-se a descida de um dispositivo 1 separador líquido/gás submarino de acordo com a invenção, desde a superfície, através de um cabo, não representado, para uma base assente no fundo do mar solidária com uma âncora 11 por sucção enfiada no fundo do mar 12.

A base está disposta na proximidade de um poço 14 de petróleo equipado com uma cabeça 14a de poço ligada por uma tubulação 2d de chegada de petróleo bruto, que encaminha o petróleo bruto desde a cabeça de poço até à referida base.

O separador submarino, de acordo com a invenção, compreende um primeiro reservatório 2 central na forma de charuto, ou seja com uma secção principal cilíndrica de secção circular obturada nas suas extremidades, de um modo preferido, com cúpulas semiesféricas, de modo a resistir, de modo óptimo, à pressão hidrostática do fundo do mar, por exemplo, com um diâmetro D1 de 0,75 a 1,50 m e altura H1 de 10 a 35 m fabricado com paredes metálicas com uma espessura de 20 a 30 mm.

A uma altura H da extremidade inferior do referido primeiro reservatório 1 central, ou seja, a partir do fundo deste, correspondendo H a cerca de 25 a 50% da altura total do referido primeiro reservatório, dispõem13 se primeiros orifícios 4a intermédios, uniformemente repartidos na periferia do primeiro reservatório, comunicando através de primeiras tubulações 4 de ligação inclinadas com segundos orifícios 4b intermédios, de segundos reservatórios 3.

Estes segundos reservatórios têm, igualmente, uma forma de charuto com uma secção principal cilíndrica, obturada nas suas extremidades por cúpulas semiesféricas.

Na figura 2A, representou-se um primeiro reservatório 2 central, circundado por seis segundos reservatórios 3a a 3f, uniformemente repartidos e a uma distância constante, dispostos vertical e paralelamente em relação ao referido primeiro reservatório.

Cada um dos referidos primeiros orifícios 4a intermédios do primeiro reservatório comunica com um único segundo orifício 4b intermediário de cada um dos referidos segundos reservatórios.

As referidas primeiras tubulações 4 de ligação são todas idênticas em termos de diâmetro, comprimento e modo de ligação do primeiro reservatório 2 a cada um dos segundos reservatórios 3a-3f.

Os segundos orifícios 4b intermédios dos segundos reservatórios 3 são dispostos a um nível inferior em relação aos referidos primeiros orifícios intermédios do primeiro reservatório, de modo a que as referidas primeiras tubulações de ligação fiquem inclinadas com um ângulo a, por exemplo, de 5 a 10°.

O dispositivo separador compreende, por baixo dos referidos reservatórios, um chassis 1a na forma de plataforma, compreendendo quatro perfurações equipadas com quatro guias na forma de funis 1 b que cooperam com postes 10a correspondentes, solidários com a base e que ascendem verticalmente acima desta, de modo a que, aquando da descida do dispositivo em direção da base, no fim da descida, as partes 2b-3g-3j fêmeas de uma série de conectores automáticos situados por baixo do referido chassis, cooperem com as partes 2c-3h-3k macho complementares de conectores automáticos dispostos na referida base.

O referido primeiro reservatório 2 compreende, na sua extremi14 dade inferior, um orifício inferior solidário com um elemento 2a de tubulação em cuja extremidade, na face inferior do chassis 1a, se encontra a parte 2b fêmea de um conector automático que cooperará com a parte 2c complementar macho do conector automático na referida base, na extremidade da referida tubulação 2d de chegada de fluido bruto.

Na extremidade inferior de cada um dos referidos segundos reservatórios 3, segundos orifícios 3i inferiores estão ligados a um primeiro coletor 1 -i tórico, estando este último ligado por um elemento 32 de tubulação, terminando na parte 3g fêmea de um conector automático, cooperando com a parte 3h complementar macho do conector automático solidário com a referida base, estando este último na extremidade de uma tubulação 3m de evacuação de fluido desgaseificado ou líquido.

Os segundos reservatórios têm um comprimento ligeiramente menor que o do primeiro reservatório, de modo a que a extremidade inferior do referido primeiro reservatório passe através do referido primeiro coletor 11 tórico inferior de modo a que o referido primeiro orifício inferior e o referido primeiro elemento 2a de tubulação se estendam por baixo do referido primeiro coletor 11 tórico.

A extremidade inferior do primeiro reservatório 2, bem como o primeiro coletor 1i tórico, estão ligados ao referido chassis 1a por uma série de suportes, sendo representado um único suporte.

O referido primeiro reservatório 2 central compreende, na sua extremidade superior, um primeiro orifício 5a superior.

Pelo menos, um dos referidos reservatórios 3 compreende um terceiro orifício 5b intermediário situado acima do segundo orifício 4b intermediário correspondente.

O referido primeiro reservatório 2 está ligado a, pelo menos, um dos referidos segundos reservatórios 3a-3f por uma segunda tubulação de transferência 5, assegurando a ligação entre o referido primeiro orifício 5a superior e o referido terceiro orifício 5b intermediário.

Cada um dos referidos segundos reservatórios 3a-3f compreende, na sua extremidade superior, um segundo orifício superior que coopera com um segundo elemento de tubulação 33 ligado a um segundo coletor 1₂ tórico superior, estando este último ligado a um elemento 3i de tubulação de evacuação de gás, cuja extremidade inferior está solidária com a referida base 10 na face inferior desta e compreende a parte 3j fêmea de um conec5 tor automático que coopera com a parte 3k complementar macho do conector automático solidário com a referida base 10 quando o dispositivo de separação é fixo na referida base.

A referida parte 3k macho, na referida base, está fixa à extremidade de uma tubulação 3I de evacuação de gás.

As extremidades superiores dos referidos, primeiro e segundo, reservatórios estão, eventualmente, solidarizadas com o referido segundo coletor 1₂ superior tórico por suportes de manutenção, não representados.

No entanto, em uma forma de realização, os elementos de tubulação, nas extremidades inferior e superior dos referidos, primeiro e segun15 do, reservatórios, que asseguram as ligações com os referidos, primeiro e segundo, coletores tóricos e o referido chassis 1a, bem como as referidas primeiras tubulações de transferência 4, são suficientemente rígidos para assegurar a manutenção do conjunto da estrutura.

O petróleo bruto a alta pressão, por exemplo, a 10 a 20 mPa (100-200 bar), ou mesmo mais, provém do poço 14, encimado pela cabeça

14a de poço, equipado com um dispositivo 14b de baixa de pressão de tipo bocal e com uma válvula 14c automatizada de controle de débito pilotados desde a superfície e ligados a uma tubulação 2d que conduz o petróleo bruto a pressão reduzida, por exemplo, 2 mPa (20 bar), para o separador subma25 rino 1.

O petróleo bruto penetra no primeiro reservatório 1, na parte baixa, e preenche este último até atingir 0 plano BB no qual estão situados os primeiros orifícios 4a intermédios e o petróleo é despejado nas referidas primeiras tubulações de transferência 4 para os segundos reservatórios.

Durante a subida do petróleo bruto no primeiro reservatório, devido ao petróleo se encontrar a uma pressão reduzida em relação à sua pressão à saída do poço, começa uma fase de desgasificação durante a qual bolhas de gases se expandem rapidamente e atingem a superfície livre situada acima do plano BB:

- o encaminhamento do petróleo faz-se, então, de baixo para cima, com uma velocidade de partícula V2 = Q/S2, em que Q é o débito e S2 a secção do referido primeiro reservatório 2.

Quando o petróleo bruto atinge as primeiras tubulações de transferência 4 na direção dos segundos reservatórios 3, o escoamento e, por conseguinte, o débito encontra-se, então, sensivelmente dividido em tantos escoamentos quanto o número dos referidos segundos reservatórios, neste caso, dividido por 6, como ilustrado na figura 2A.

As primeiras tubulações de transferência 4 são ligadas, de um modo preferido, radialmente ao referido primeiro reservatório, mas apresentam uma inclinação a, por exemplo, de 5 a 10°, de modo a que o petróleo bruto se escoe naturalmente desde o primeiro reservatório para os segundos reservatórios, aos quais podem ser ligadas, quer de um modo simplesmente radial, quer de um modo tangencialmente vantajoso, como representado na figura 2A.

Neste último caso, representado na figura 2A, o petróleo bruto entra, então, no segundo reservatório com um ligeiro efeito de turbilhão e, depois, continua a sua progressão, por simples gravidade, para baixo do referido segundo reservatório.

Neste segundo reservatório, o petróleo bruto termina a sua desgasificação durante toda a progressão para baixo das partículas até ao orifício 3i inferior de saída do referido segundo reservatório e as bolhas sobem para a superfície e atravessam o plano rodopiante de petróleo bruto ao nível do plano BB.

A velocidade das partículas para baixo é, então, V3 = Q/n/S3, em que Q é o débito global, η o número de segundos reservatórios e S3 a secção dos referidos segundos reservatórios 3.

Assim, se o primeiro reservatório e os seis segundos reservatórios tiverem o mesmo diâmetro e, por conseguinte, a mesma secção, a velocidade das partículas para baixo é seis vezes mais lenta nos segundos re17 servatórios que a velocidade das partículas para cima no primeiro reservatório, o que facilita e melhora a qualidade da desgasificação nos segundos reservatórios.

No primeiro reservatório efetua-se uma desgasificação grosseira das maiores bolhas de gás, enquanto nos segundos reservatórios se efetua a desgasificação final das bolhas de gases mais pequenas.

O primeiro reservatório estende-se ao longo de uma distância considerável por cima do plano BB para amortecer os fenômenos denominados, em inglês, slugs, ou seja escoamento tamponado, que correspondem à chegada brutal, pela tubulação 2a inferior, de bolsas de gases importantes ou rolhas de petróleo entre duas bolsas de gases.

Estes fenômenos são muito violentos e perturbam completamente o processo de separação, porque uma grande parte do petróleo bruto na zona do plano BB é, então, projectada brutalmente para cima do referido primeiro reservatório.

Aumentando de modo considerável o comprimento do referido primeiro reservatório acima do plano BB, minimiza-se os efeitos perturbadores das bolsas de gás e a separação do gás torna a ser rapidamente estabilizada no plano BB a partir do momento em que o escoamento de petróleo bruto se toma estável.

Na parte elevada do primeiro reservatório; a referida segunda tubulação 5 de transferência recupera o gás e dirige-o para, pelo menos, um dos segundos reservatórios, de um modo preferido, ao nível da parte mediana dos referidos segundos reservatórios, acima do plano BB, por exemplo, a 2 m acima do referido plano BB.

Assim, o gás separado do petróleo bruto no primeiro reservatório é evacuado pela parte superior através da tubulação 5 e reúne-se ao(s) segundo(s) reservatório(s) acima do plano BB, por conseguinte, na zona onde se reúne o gás que se escapa do produto bruto que penetra nos referidos segundos reservatórios. Assim, todo o gás separado a nível do primeiro reservatório e segundos reservatórios reúne-se nos referidos segundos reservatórios e é dirigido, em seguida, para o coletor U tórico superior e, depois, evacuado pela tubulação 3I de evacuação de gás, como explicado previamente.

Os segundos reservatórios têm, de um modo vantajoso, um diâmetro semelhante ou superior ao do primeiro reservatório se se quiser diminuir a velocidade vertical para baixo das partículas de petróleo bruto e, assim, melhorar a qualidade de desgasificação.

Assim, no caso de produto bruto viscoso, as bolhas de desgasificação terão dificuldades em vencer a corrente descendente nos segundos reservatórios e dispor-se-á, então, e de um modo vantajoso, um maior número de segundos reservatórios e com um maior diâmetro, por exemplo, 8 ou 12 segundos reservatórios de 1,25m de diâmetro para um primeiro reservatório de 1m de diâmetro.

Os segundos reservatórios são, pelo menos, dois, dispostos simetricamente de um lado e do outro do primeiro reservatório, de um modo preferido, 4-6-8-12, ou mesmo mais, ou ainda em número ímpar.

A sua altura pode ser semelhante à do primeiro reservatório ou ser mais baixa, como representado na figura 4.

O petróleo bruto desgaseificado é recuperado na parte baixa dos segundos reservatórios por meio do primeiro coletor 1-, que dirige o fluido para um primeiro elemento 3d de tubulação de evacuação de fluido desgaseificado.

Esta alimenta a bomba 13c de exportação imersa, representada na figura 4, alojada em um poço 13 contíguo à âncora 11 por sucção e solidarizada com este último por suportes 13b representados na figura 1A, mas não representado nas figuras 1 -2-4.

À saída da bomba, o petróleo bruto desgaseificado é expelido por um segundo elemento 13a de tubulação de evacuação de fluido desgaseificado, quer para um suporte flutuante à superfície, quer para um separador secundário água-óleo, de modo a que só o óleo seja expedido para a superfície, sendo a água reinjetada em um poço semelhante ao poço 14 ou, ainda, simplesmente despejada no mar, na medida em que apresenta uma limpeza aceitável, ou seja uma quantidade suficientemente pequena de par19 tículas residuais de petróleo bruto.

Do mesmo modo, o gás separado na parte elevada dos referidos segundos reservatórios é expedido pela tubulação 3I de evacuação de gás para a superfície ou torna a ser comprimido e, depois, reinjetado em um poço semelhante ao poço 14.

O funcionamento de conjunto do dispositivo 1 de separação é controlado graças, pelo menos, a um dispositivo 6 de medida de nível instalado no topo de, pelo menos, um dos referidos segundos reservatórios, como representado na figura 2.

Este dispositivo de medida ou sensor do tipo radar ou sonar informa sobre o nível do plano de separação do petróleo bruto e do gás no referido segundo reservatório e permite ajustar o débito de petróleo bruto que chega ao primeiro reservatório através do controle da abertura da válvula 14c reguladora de débito da cabeça 14a de poço e/ou a velocidade da bomba 13c de exportação. Se o nível estiver acima do plano BB, o segundo reservatório fica demasiado cheio, o débito de chegada de petróleo bruto será reduzido ao nível da válvula 14c do poço 14 ou o regime da bomba aumentado.

Se o nível for mais baixo que o plano BB, o débito de fluido na cabeça de poço será aumentado ou o regime da bomba de exportação diminuído. A pressão do gás na tubulação 3I de expedição para o suporte flutuante é controlada por ajustamento ao nível do suporte flutuante.

Para evitar ter que se recomprimir o gás antes de o expedir para a superfície, ajusta-se, de um modo vantajoso, a pressão de funcionamento do separador submarino, ou seja, a pressão P1 dentro dos referidos reservatórios, para uma pressão largamente superior à perda de carga na referida tubulação de gás, por exemplo, para uma pressão de funcionamento de 2 mPa (20 bar), enquanto a perda de carga seria apenas de 0,3 mPa (3 bar) ao longo do comprimento completo da tubulação 3I de subida para a superfície para o débito máximo de gás.

Nas figuras 3-3A-3B, representou-se, em corte e em vista lateral, uma disposição preferida da primeira tubulação 4 de transferência entre o primeiro reservatório e um segundo reservatório, na qual a referida tubulação 4 penetra dentro do referido primeiro reservatório e está equipada, na sua extremidade, com um dispositivo 15 adicional de tipo ciclone, destinado a criar uma perda de carga suplementar no caso de aumento significativo do débito. Para esse efeito, o dispositivo 15 de tipo ciclone é constituído por um invólucro compreendendo uma parede 15b cilíndrica concêntrica com a primeira tubulação de transferência 4 e com um diâmetro compreendido, de um modo preferido, entre 1,2 e 4 vezes o diâmetro da referida tubulação 4.

A parede 15b cilíndrica do invólucro é fechada e vedada nas suas extremidades ao nível das faces 15c-15d opostas. Uma das suas duas faces, a face 15d, é atravessada pela extremidade da referida primeira tubulação de transferência 4.

A parede 15b cilíndrica do dispositivo 15 possui uma derivação tubular que permite uma entrada 15a tangencial do petróleo bruto contra a superfície interna da referida parede 15b cilíndrica em uma direção paralela sensivelmente à direção ZZ axial do referido primeiro reservatório 2.

Em funcionamento normal e regular, o escoamento do petróleo bruto permanece sensivelmente ao nível do plano CC axial da tubulação 4 de inclinação com um ângulo α em relação à horizontal e o dispositivo 15 não altera o funcionamento do sistema que apresenta os mesmos desempenhos que o descrito previamente relativamente às figuras 2-2A.

No caso de aumento importante do débito ou de instabilidade do sistema devido ao aparecimento de um bolsa de gás, o escoamento no dispositivo 15 torna-se rodopiante, como indicado na figura 3B, criando, assim, uma perda de carga importante, reduzindo, consequentemente, a transmissão da instabilidade temporária do processo para o segundo reservatório.

Este efeito é ilustrado no diagrama 3C que representa, em ordenadas, as perdas de carga e em abcissas os débitos de fluido.

No caso de uma conexão directa da tubulação 4 ao primeiro reservatório, como ilustrado na figura 2A, a curva 16b das perdas de cargas é sensivelmente parabólica, enquanto com o dispositivo 15, a curva 16a cor21 respondente é sensivelmente parabólica para débitos pequenos, mas cresce de modo assintótico para os débitos importantes.

Pelo facto de o dispositivo estar instalado a grande profundidade, a temperatura da água de mar é de 3 a 5 °C e, para evitar que o petróleo bruto se solidifique em parafina ou se formem hidratos, criando assim bloqueios generalizados que é difícil, ou mesmo, em certos casos, impossível reabsorver, procura-se isolar cada um dos elementos entre a saída de terra do poço 14 e a superfície, ou os poços de reinjeção.

Para esse efeito, instala-se, de um modo vantajoso, um invólu10 cro 17 isolante que envolve integralmente os reservatórios e a base 10 do separador submarino, sendo o invólucro 17 rigidificado, por exemplo, por uma estrutura metálica ou compósita e compreendendo um isolador 17a interno que pode ser uma espuma sintática, um gel de isolamento ou qualquer outro sistema de isolamento compatível com a pressão do fundo do mar que é, sensivelmente, de 100 bar, ou seja, sensivelmente, 10 MPa por fração de 1000 m de água.

Ter-se-ia podido isolar separadamente cada um dos componentes do separador submarino, ou seja o primeiro reservatório independentemente dos segundos reservatórios e das diversas tubulações, mas estando a parte elevada acima do plano BB, de um modo geral, em fase gasosa, os riscos de pontos frios encontra-se então fortemente aumentado. Ao criar um volume 17b interno isolado em 17a, a água de mar contida no referido volume estará, de um modo permanente, sensivelmente à temperatura T1 do petróleo bruto que entra por 2d. Com efeito, uma corrente de convecção in25 terna no volume 17b agitará, permanentemente, o referido volume, mantendo, assim, durante toda a duração do processo uma temperatura sensivelmente constante no separador submarino, cuja altura pode exceder 35 m e, mais particularmente, na parte elevada do referido separador, a qual se encontra, de modo quase permanente, com gás.

Para limitar as transferências de calor na parte baixa, dispor-seá, de um modo vantajoso, um isolamento 17c complementar ao nível da base 10.

Um orifício inferior do invólucro 17, não representado, põe, de um modo vantajoso, o volume 17b interno em comunicação com o meio ambiente de modo a evitar as variações de pressão devidas às dilatações, mas terá um diâmetro pequeno, por exemplo, 50 mm, para evitar os fenômenos de convecção indesejáveis.

Como representado na figura 4, dispõe-se, de um modo vantajoso, na parte baixa do invólucro 17 isolante e dentro deste último, um dispositivo 18 de pré-aquecimento/reaquecimento da água, de modo a manter o seu volume interno de água de mar a uma temperatura suficiente que evite a formação de tampões de parafina ou de hidratos durante as fases de arranque, de paragem prolongada ou de produção a baixo regime. Este dispositivo de aquecimento pode ser eléctrico ou um circuito fechado de fluido circulante, por exemplo, uma derivação do petróleo bruto de produção que passa por uma serpentina não resistente ao calor, no interior do referido volume de água interno no invólucro resistente ao calor.

O invólucro isolante é manipulado, de um modo vantajoso, desde a superfície ou por um ROV, submarino automatizado pilotado desde a superfície, graças ao ponto 17e de fixação superior.

Nesta mesma figura 4, representou-se a bomba 13c de exportação instalada no seu poço 13 e que pode, de um modo vantajoso, ser extraída verticalmente segundo 13d, sem ter que desmontar o separador submarino, para efetuar a sua manutenção à superfície.

O poço de bomba 13, solidário com a âncora por sucção, encontrar-se-á assim instalado ao mesmo tempo que a referida âncora 11 por sucção e em uma posição geométrica conhecida em relação à base 10 de estrutura de suporte do separador 1 submarino.

Esta disposição específica da bomba 13c, instalada a vários metros ou mesmo várias dezenas de metros debaixo do separador, permite melhorar, de um modo vantajoso, o reforço da referida bomba 13c e, assim, fiabilizar o seu funcionamento e o seu tempo de vida.

A título de exemplo, um separador vertical de acordo com a invenção apresenta uma capacidade de separação de 500 m3/hora de petró23 leo bruto com uma GOR (proporção gás/óleo), ou seja, relação gás/petróleo bruto de 100, ou seja, 100 Nm3 de gás (Nm3 = m3 de gás à pressão atmosférica) por m3 de petróleo bruto. É constituído por um primeiro reservatório de L1 = 25 m de altura e de diâmetro D1 = 1m, estando os orifícios 4a das primeiras tubulações de ligação situados a 8m do fundo. Os segundos reservatórios são em número de 6 e o seu diâmetro é de D2 = 1,2 m, a sua altura é de L2 = 16 m e os orifícios 4b das primeiras tubulações de ligação estão situados a 7 m do fundo. O débito de 500 m3/h, ou seja, 138,9 L/s, representa uma velocidade ascendente das partículas no primeiro reservatório de

17,68 cm/s, o que corresponde a uma duração de separação no interior do referido primeiro reservatório de 45,2 s, ou seja, 0,75 min. A velocidade descendente das partículas no interior dos referidos segundos reservatórios é, então, de 2,05 cm/s, o que corresponde a uma duração de separação no interior dos referidos segundos reservatórios de 342s, ou seja, 5,7 min. O tempo global de separação é, assim, de 6,45 minutos, realizando se 88,3% da duração de separação nos referidos segundos reservatórios em condições operacionais ótimas que permitem extrair de 90 a 95% do gás contido no petróleo bruto.

Claims (5)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Dispositivo de separação líquido/gás de duas fases, respectivamente liquida e gasosa, de um fluido, nomeadamente as fases líquida e gasosa de um petróleo bruto, compreendendo, pelo menos, um primeiro reservatório (2) de forma alongada com secção circular, cujas extremidades, inferior e superior, têm, ainda de um modo preferido, a forma de cúpula esférica parcial, de tipo charuto, disposta vertiealmente, caracterizado por:

   a) o referido primeiro reservatório (2) compreender uma parede equipada com:

   - um primeiro orifício (2a) inferior, na sua extremidade inferior, ligado a uma tubulação (2d) de chegada do referido fluido e compreendendo um dispositivo (14b) de baixa de pressão e, de um modo preferido, uma válvula (14c) de controle do débito de fluido a montante,

   - pelo menos, um primeiro orifício (5a) superior na sua extremidade superior, e

   - uma pluralidade de primeiros orifícios(4a) intermédios, e

   b) estando o referido primeiro reservatório (2) ligado a uma pluralidade de segundos reservatórios (3, 3a-3f) por uma pluralidade de primeiras tubulações (4) de transferência e, pelo menos, uma segunda tubulação(5) de transferência,

   - tendo os referidos segundos reservatórios (3, 3a-3f), igualmente, uma forma alongada com secção circular cujas extremidades, inferior e superior, têm, ainda de um modo preferido, a forma de cúpula esférica parcial, tipo charuto, e dispostas vertiealmente,

   c) compreendendo cada um dos referidos segundos reservatórios (3, 3a-3f):

   - um segundo orifício (33) superior, na sua extremidade superior, ligado a uma mesma tubulação (3I) de evacuação de gases, e

   - um segundo orifício (4b) intermediário disposto a um nível inferior em relação ao referido primeiro orifício (4a) intermediário, ao qual está ligado por uma referida primeira tubulação (4) de transferência inclinada e um segundo orifício (3-i) inferior, na sua extremidade inferior, ligado a uma mesma tubulação (3d, 13a) de evacuação de fluido desgaseificado, compreendendo a jusante uma bomba (13c) de exportação apta a trasfegar o referido fluido desgaseificado na extremidade inferior dos referidos segundos reservatórios, e

   d) estando o referido primeiro orifício (5a) superior do referido primeiro reservatório (2) ligado, pelo menos, por uma segunda tubulação (5) de transferência a, pelo menos, um terceiro orifício (5b) intermediário de, pelo menos, um referido segundo reservatório (3, 3a-3f), estando o referido terceiro orifício (5b) intermediário situado acima do segundo orifício (4b) intermediário do mesmo referido segundo reservatório.

   2. Dispositivo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender um dispositivo (6) de controle do nível do fluido dentro de um referido reservatório, de um modo preferido, dentro de um referido segundo reservatório, que permite controlar uma referida válvula (14c) de controle do débito de fluido a montante do referido primeiro orifício inferior do primeiro reservatório e/ou uma referida bomba (13b) de exportação de fluido desgaseificado a jusante dos referidos segundos orifícios inferiores dos segundos reservatórios.

   3. Dispositivo de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado por o comprimento L1 do referido primeiro reservatório ser superior ou igual a 10 vezes o seu diâmetro D1, de um modo preferido, de 15 a 30 vezes o seu diâmetro D1.

   4. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por o quadrado do diâmetro dos referidos segundos reservatórios (D2)² ser superior ou igual a (1/n)x(D1)², sendo η o número de referidos segundos reservatórios e D1 o diâmetro do referido primeiro reservatório.

   5. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por o diâmetro (D2) dos referidos segundos reservatórios ser inferior ao diâmetro (D1) do referido primeiro reservatório e, de um modo preferido, o comprimento (L2) dos referidos segundos reservatórios ser inferior ao comprimento (L1) do referido primeiro reservatório.

   6. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 5, ca3 racterizado por os referidos primeiros orifícios (4a) intermédios do referido primeiro reservatório estarem situados, respectivamente, a uma altura H em relação à extremidade inferior do referido primeiro reservatório, correspondente a uma altura de 1/4 a 1/2 do comprimento L1 total do referido primeiro reservatório e, de um modo preferido, cerca de 1/3.

   7. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por compreender, dentro do referido primeiro reservatório, na extremidade das referidas primeiras tubulações (4) de transferência, dispositivos (15) de controle do débito da transferência de fluido por perda de carga, de um modo preferido, de tipo ciclone de entrada tangencial (15a) de um modo sensivelmente paralelo à direção (ZZ) axial do referido primeiro reservatório e de saída axial de um modo sensivelmente perpendicular ao eixo (YY) das referidas primeiras tubulações de transferência (4).

   8. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado por compreender um primeiro reservatório (2) central circundado por uma pluralidade de referidos segundos reservatórios, de um modo preferido, de 4 a 12, dispostos verticalmente, repartidos, de um modo preferido, de modo sensivelmente regular e circularmente em torno do referido primeiro reservatório (3a-3f).

   9. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações anteriores, caracterizado por as referidas primeiras tubulações de transferência (4), entre o referido primeiro reservatório (2) e os referidos segundos reservatórios (3, 3a-3f), chegarem ao nível dos referidos segundos orifícios (4b) intermédios, de modo a que o fluido se escoe, inicialmente, chegando tangencialmente ao interior da parede cilíndrica dos referidos segundos reservatórios.

   10. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado por:

   - os diferentes referidos segundos orifícios (3fi inferiores dos referidos segundos reservatórios estarem ligados a um primeiro coletor (1-0 inferior, de um modo preferido tórico, ele próprio ligado a uma única tubulação (3m) de evacuação de líquido ou a um único segundo elemento (3₂) de tubulação ligado a esta, e

   - os diferentes referidos segundos orifícios (33) superiores dos referidos segundos reservatórios (3) estarem ligados a um segundo coletor (I2) superior, ele próprio ligado a uma única tubulação (3i) de evacuação de gás ou a um único terceiro elemento (3i) de tubulação ligado a esta.

   11. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado por os diferentes primeiros e segundos reservatórios serem solidários com uma estrutura de apoio compreendendo, pelo menos, um chassis (1a) disposto por baixo dos referidos reservatórios e suportando partes (2b, 3g e 3j) de conectores automáticos ligadas aos referidos primeiro orifício (2a) inferior e segundos orifícios inferiores (3i) e superiores (33) ou a extremidades de elementos (2a, 32, 3i) de tubulação ligadas aos referidos primeiro orifício inferior e segundos orifícios inferiores e superiores.

   12. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado por ser instalado no fundo do mar (12), assegurando a referida tubulação (2b) de chegada de fluido a ligação entre, pelo menos, uma cabeça (14) de poço e o referido primeiro orifício inferior do referido primeiro reservatório ou um único primeiro elemento (2a) de tubulação ligado a este.

   13. Dispositivo de acordo com a reivindicação 12, caracterizado por o referido dispositivo (1) de separação líquido/gás ser ligado a uma base (10) assente no fundo do mar (12), estando a referida base (10), de um modo preferido, ancorada no fundo do mar por uma âncora (11) por sucção, suportando a referida base uma série de partes (2c, 3h, 3k) macho ou fêmea de conectores automáticos, respectivamente, nas extremidades das referidas tubulação (2d) de chegada de fluido, tubulação (3m) de evacuação de líquido desgaseificado e tubulação (3I) de evacuação de gás, cooperando com as partes (2b, 3h, 3j) complementares fêmeas ou, respectivamente, macho de conectores automáticos ligadas aos referidos, primeiro e segundos, orifícios (2a, 3_Ί) inferiores e referidos segundos orifícios (3₃) superiores ou às extremidades dos referidos primeiro, segundo e terceiro elementos (2a, 3₂ e 3i) de tubulação, assegurando a ligação com os referidos primeiro orifício (2a) inferior, segundos orifícios (3-i) inferiores e, respectivamente, segundos orifícios (33) superiores.

   14. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 12 ou 13, caracterizado por a referida tubulação (3m, 13a) de evacuação de fluido cooperar com uma referida bomba (13b) de exportação, inserida em um segundo poço (13) enfiado no fundo do mar ao lado da referida âncora (11) por

   5 sucção da referida base (10), estando o referido segundo poço, de um modo preferido, solidário com a referida âncora por sucção.

   15. Dispositivo de acordo com uma das reivindicações 12 a 14, caracterizado por os referidos reservatórios serem isolados termicamente por um mesmo invólucro (17) rígido de isolamento térmico preenchido com

   10 água de mar e em comunicação com o mar, pelo menos, por um orifício de comunicação, de um modo preferido, com um dispositivo (18) de aquecimento da água de mar dentro do invólucro, estando os referidos orifício de comunicação e dispositivo (18) de aquecimento, ainda de um modo preferido, situados na parte baixa do invólucro.

   15 16. Método de separação das duas fases, líquida e gasosa, de um fluido através de um dispositivo como definido em uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado por se realizarem as etapas seguintes, nas quais:

   1) envia-se o petróleo bruto, por intermediário de uma tubulação (2d) de chegada, até ao referido primeiro orifício (2a) inferior do referido pri20 meiro reservatório, e
2. 2) o petróleo bruto sobe no interior do referido primeiro reservatório e preenche-o até aos referidos primeiros orifícios (4a) intermediários e, depois, escoa-se, em parte desgaseificada, pelo menos, através das referidas primeiras tubulações de transferência (4) para tomar a descer para os

   25 segundos orifícios (3-i) inferiores na extremidade inferior dos referidos segundos reservatórios (3), e
3. 3) recupera-se, ao nível de, pelo menos, um referido primeiro orifício (5a) superior, gás separado do referido petróleo bruto no interior do referido primeiro reservatório e, se for caso disso, petróleo líquido apenas

   30 parcialmente desgaseificado, que é transportado por uma referida segunda tubulação de transferência (5) ao nível de, pelo menos, um terceiro orifício (5b) intermediário no interior de, pelo menos, um referido segundo reservató6 rio (3), e
4. 4) recupera-se o gás separado do referido petróleo no interior do referido segundo reservatório, ao nível dos referidos segundos orifícios (33) superiores e, depois, no interior de uma referida tubulação (3I) de evacuação de gás, e
5. 5) recupera-se o líquido ou fluido substancialmente desgaseificado ao nível dos referidos segundos orifícios (3i) inferiores dos referidos segundos reservatórios, que é encaminhado por intermediário de uma referida tubulação (3d) de evacuação de líquido subindo até à superfície ou enviado para um dispositivo de separação líquido de forma a separar as pluralidades de fases líquidas contidas no referido fluido desgaseificado, nomeadamente para separar o óleo e a água de um petróleo desgaseificado, e, se for caso disso, um remanescente de gás ainda presente em um petróleo bruto imperfeitamente desgaseificado.

   17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por se enviar o referido petróleo bruto, na extremidade inferior do referido primeiro reservatório, com uma pressão P1 reduzida, inferior à pressão P2 estática no fundo do mar, de um modo preferido, tal como o diferencial de pressões ΔΡ = P1-P0, sendo PO a pressão à superfície, ou seja, superior às perdas de cargas nas tubulações (3I) de evacuação de gás, desde os referidos segundos orifícios (32) superiores até à superfície.

   18. Método de acordo com uma da reivindicação 16 ou 17, caracterizado por se exportar o líquido de fluido desgaseificado desde o fundo do mar até à superfície através de uma referida bomba (13c) de exportação.

   19. Método de acordo com uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado por se controlar o débito de chegada de fluido bruto a montante do referido primeiro reservatório pela referida válvula (14c) de controle de débito e/ou se controlar o débito de evacuação do fluido desgaseificado a jusante dos segundos reservatórios pela velocidade da referida bomba (13c) de exportação em função das medidas, pelo menos, de um dispositivo (6) de controle do nível do fluido no interior, pelo menos, de um referido segundo reservatório.

   20. Método de acordo com a reivindicação 19, caracterizado por o controle do nível de fluido bruto no interior do referido segundo reservatório, de um modo preferido, uma sonda (6), permitir controlar o aumento ou diminuição do débito de fluido bruto que chega à extremidade inferior do primeiro reservatório ao nível da referida válvula (14c) de controle de débito e/ou controlar a diminuição ou, respectivamente, o aumento da velocidade da bomba (13c) de exportação que trasfega o fluido desgaseificado na extremidade inferior dos referidos segundos reservatórios se o nível de fluido detectado no referido segundo reservatório estiver situado abaixo do nível dos referidos segundos orifícios (4b) intermédios ou, respectivamente, acima do referido terceiro orifício (5b) intermediário ou, de um modo preferido, acima dos referidos segundos orifícios (4b) intermédios.

   21. Método de acordo com uma das reivindicações 16 a 20, caracterizado por o referido dispositivo de separação ser instalado no fundo do mar, a uma profundidade de 100 a 4000 m e se estabelecer uma pressão P2 de 10 a 50, de um modo preferido, 2 mPa (20 bar) (20x10⁵ Pa) no interior dos referidos, primeiro e segundos, reservatórios, reduzindo a pressão através de um dispositivo (14b) de baixa de pressão que coopera com a referida tubulação (2d) de chegada de fluido bruto a montante do referido primeiro orifício inferior do primeiro reservatório.

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