WO2021168525A1 - System and method for offshore gas production with a single-phase flow to shore - Google Patents

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WO2021168525A1
WO2021168525A1 PCT/BR2021/050076 BR2021050076W WO2021168525A1 WO 2021168525 A1 WO2021168525 A1 WO 2021168525A1 BR 2021050076 W BR2021050076 W BR 2021050076W WO 2021168525 A1 WO2021168525 A1 WO 2021168525A1
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liquid
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PCT/BR2021/050076
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Roberto Rodrigues
Guilherme MIRANDA PATERNOST
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Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
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    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
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    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36Underwater separating arrangements
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Abstract

The present invention relates to an undersea system for offshore gas production in deep water with separation and re-injection of the water produced into a shallow aquifer using a simplified injection well, and flow of the dry gas through a single gas line connected directly to the onshore production unit (subsea to shore), with no need for an offshore production unit, in order to reduce CAPEX and OPEX costs, increase flow rates and the recovery factor of an offshore gas field when compared to the production system without liquid separation. The dry gas preferably flows under its own pressure, with reduced risk of hydrate formation and lower quantities of inhibitor, with no need for higher flow rates to reduce the risk of slugging, it being possible to use greater diameters that reduce the back pressure at the heads of producers, increasing the volumes produced and the recovery factor. The invention also reduces the risk of hydrate formation in the gas line during stoppages by operating in a single-phase mode with close to 100% gas.

Description

“SISTEMA E MÉTODO DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO MONOFASICAMENTE PARA TERRA” "OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM AND METHOD SINGLE-PHASE DRAINAGE TO EARTH"
Campo da Invenção Field of Invention
[0001] A presente invenção está relacionada à produção e garantia de escoamento de poços submarinos de gás em campos offshore afastados da costa. Mais particularmente, a presente invenção está relacionada a um sistema e método para escoamento monofásico de gás, que viabiliza o uso de um único gasoduto de diâmetro maior, reduzindo à contrapressão na cabeça dos poços produtores com propósito de aumento da produção e do fator de recuperação de um campo offshore de gás. [0001] The present invention is related to the production and guarantee of the flow of subsea gas wells in offshore fields far from the coast. More particularly, the present invention is related to a system and method for single-phase gas flow, which enables the use of a single larger diameter pipeline, reducing back pressure at the head of producing wells for the purpose of increasing production and the recovery factor of an offshore gas field.
Descrição do Estado da Técnica Description of the State of the Art
[0002] Para viabilizar a produção económica de campos offshore de gás, em águas profundas e afastados da costa, têm se buscado arranjos de sistemas de produção, sem unidade de produção (plataforma) offshore. Tais arranjos, denominados de produção direta para terra ( subsea to shore) coletam e combinam os volumes produzidos de um grupo de poços submarinos, escoando a produção total através de um ou dois gasodutos. Usualmente o escoamento ocorre sem separação do líquido do gás, apresentando diversas limitações, tais como: risco de hidrato, dificuldade de arraste e eventual acúmulo de líquido, podendo gerar instabilidades e golfadas indesejáveis para a planta de separação e processamento, localizada em terra, além de reduzir a vazão produzida. [0002] To enable the economic production of offshore gas fields, in deep waters and far from the coast, arrangements of production systems without an offshore production unit (platform) have been sought. Such arrangements, called direct production to shore (subsea to shore), collect and combine the volumes produced from a group of subsea wells, flowing the total production through one or two pipelines. Usually the flow occurs without separating the liquid from the gas, presenting several limitations, such as: risk of hydrate, difficulty in dragging and eventual accumulation of liquid, which can generate instabilities and undesirable slugs for the separation and processing plant, located on land, in addition to to reduce the flow produced.
[0003] Na produção de campos de gás no mar, à medida que os reservatórios são produzidos a pressão dos mesmos diminui, reduzindo o potencial de produção e piorando as condições de arraste de líquidos. [0003] In the production of gas fields at sea, as the reservoirs are produced their pressure decreases, reducing the production potential and worsening the conditions for carrying liquids.
[0004] Junto com o gás, também é produzido líquido, sendo uma mistura de hidrocarbonetos condensados e água. Em cenários de reservatórios de gás seco, isto é, com alto percentual de metano, a quantidade de hidrocarbonetos condensados é mínima. Entretanto a quantidade de água pode ser significativa, podendo chegar a dezenas ou centenas de m3 por dia. [0005] Para evitar grande acumulo de líquido em gasodutos com escoamento multifásico são utilizadas velocidades de escoamento maiores, com diâmetros menores. Tanto a maior velocidade como a maior densidade média do fluido devido ao líquido causam uma maior contrapressão na cabeça dos poços, reduzindo os volumes produzidos e o fator de recuperação do campo. [0004] Along with gas, liquid is also produced, being a mixture of condensed hydrocarbons and water. In scenarios of dry gas reservoirs, that is, with a high percentage of methane, the amount of condensed hydrocarbons is minimal. However, the amount of water can be significant, reaching tens or hundreds of m 3 per day. [0005] To avoid large accumulation of liquid in gas pipelines with multiphase flow, higher flow velocities are used, with smaller diameters. Both the higher velocity and higher average fluid density due to the liquid cause higher back pressure at the wellhead, reducing produced volumes and the field's recovery factor.
[0006] Para mitigar tais limitações, por vezes são utilizados dois gasodutos que ainda acrescentam a vantagem de facilitar a passagem de pig para remoção destes líquidos acumulados na linha. Entretanto além dos custos maiores da instalação de dois gasodutos, existem perdas de produção durante a passagem dos pigs, além de poder haver um desequilíbrio entre a quantidade de líquido escoada em cada gasoduto. [0006] To mitigate such limitations, sometimes two gas pipelines are used, which also add the advantage of facilitating the passage of a pig to remove these liquids accumulated in the line. However, in addition to the higher costs of installing two gas pipelines, there are production losses during the passage of the pigs, in addition to an imbalance between the amount of liquid drained in each pipeline.
[0007] Um problema inerente à produção de gás em grandes profundidades diz respeito ao risco de obstrução de dutos por formação de hidratos, resultado do contato direto de gás e água em condições de alta pressão e baixa temperatura. [0007] A problem inherent to gas production at great depths concerns the risk of obstruction of pipelines by formation of hydrates, resulting from the direct contact of gas and water under conditions of high pressure and low temperature.
[0008] Para contornar tais riscos, usualmente são utilizados inibidores de hidrato que demandam tubulação de longo comprimento para transporte de grandes volumes de inibidor (MEG) até os pontos de injeção no fundo do mar. No caso de produção de gás destaca-se o uso de MEG, que pode ser regenerado. Por vezes metanol e etanol também podem ser utilizados, mas sem regeneração. [0008] To circumvent such risks, hydrate inhibitors are usually used that require long-length piping to transport large volumes of inhibitor (MEG) to the injection points on the seabed. In the case of gas production, the use of MEG, which can be regenerated, stands out. Sometimes methanol and ethanol can also be used, but without regeneration.
[0009] Usualmente, a ordem de grandeza de volume de inibidor necessário é na razão de 1 para 1 , ou seja, para cada litro de água é necessário um litro de inibidor. Isto aumenta o volume de líquido do escoamento multifásico do gasoduto aumentando os riscos de acúmulo de líquido e golfadas e consequentemente a frequência de passagem de pig. [0009] Usually, the order of magnitude of volume of inhibitor required is in the ratio of 1 to 1, that is, for each liter of water, a liter of inhibitor is needed. This increases the liquid volume of the pipeline's multiphase flow, increasing the risks of liquid accumulation and slugs and consequently the frequency of pig passage.
[0010] Alguns estudos de produção de campos de gás em águas profundas, com altas razões de gás e líquido, têm sugerido a utilização de separadores in Une para separar o líquido do gás. [0011] Neste sentido um novo conceito de tecnologia vem sendo proposto e desenvolvido, conhecido como “pseudo dry gas Systems " muito bem descrita no trabalho OTC 28949 “Long Gas Tiebacks - Pseudo Dry Gas Systems”. Este conceito utiliza separadores gás- líquido ao longo do gasoduto (in Une), onde o líquido separado é coletado e escoado, numa tubulação paralela ao gasoduto, até a unidade de produção em terra. [0010] Some studies of the production of gas fields in deep waters, with high gas and liquid ratios, have suggested the use of in Une separators to separate the liquid from the gas. [0011] In this sense a new concept of technology has been proposed and developed, known as "pseudo dry gas Systems" very well described in the work OTC 28949 "Long Gas Tiebacks - Pseudo Dry Gas Systems". This concept uses gas-liquid separators when along the pipeline (in Une), where the separated liquid is collected and drained, in a pipeline parallel to the pipeline, to the onshore production unit.
[0012] Apesar dos méritos de tais sistemas, os mesmos apresentam algumas limitações tais como: precisam de uma linha paralela ao longo de todo gasoduto, o uso de um conjunto de separadores, uma linha de longo comprimento para transporte de grandes volumes de inibidor (MEG), além de uma bomba para escoamento do líquido. [0012] Despite the merits of such systems, they have some limitations such as: they need a parallel line along the entire pipeline, the use of a set of separators, a long-length line to transport large volumes of inhibitor ( MEG), in addition to a pump to drain the liquid.
[0013] Desta forma, ainda existe grande interesse em se desenvolver soluções inovadoras que mitiguem os riscos de hidratos, que viabilizem o escoamento monofásico por um único gasoduto de grande diâmetro para reduzir a contrapressão na cabeça dos poços, e que dispense o uso de grandes volumes de inibidores de hidrato sem prejudicar a robustez do projeto. [0014] Ressalte-se que o escoamento monofásico é menos sensível a relevo do fundo do mar, já que desníveis de elevação ao longo do trajeto não serão pontos de acumulo de líquido gerando instabilidades, contrapressões e riscos de grandes golfadas que podem desestabilizar a unidade de produção terrestre. [0013] In this way, there is still great interest in developing innovative solutions that mitigate the risks of hydrates, which enable the single-phase flow through a single large diameter pipeline to reduce the back pressure at the wellhead, and which dispenses with the use of large volumes of hydrate inhibitors without compromising the robustness of the design. [0014] It should be noted that the single-phase flow is less sensitive to the relief of the seabed, since unevennesses of elevation along the path will not be points of accumulation of liquid, generating instabilities, back pressures and risks of large slugs that can destabilize the unit of terrestrial production.
[0015] O escoamento multifásico demanda uma tubulação ascendente evitando-se pontos baixos (vales) no traçado, que podem acumular grande quantidade de líquido gerando perdas de carga, instabilidade e golfadas. [0015] The multiphase flow demands an ascending pipe, avoiding low points (valleys) in the route, which can accumulate large amounts of liquid, generating head losses, instability and slugs.
[0016] O documento W02005088071 A1 se refere à recuperação de hélio ou gás metano, que está em mistura com a água no fundo do mar ou do oceano e, em particular, a um procedimento e a aparelhos para a sua extração, onde em uma primeira operação ocorre a subida, do fundo do mar, de uma mistura de gás metano e água até uma unidade de processo ao nível do mar. Em seguida, devido à ação de redução da pressão da mistura, bem como o aumento da temperatura, se obtém a separação do gás da água do mar. Posteriormente acontece a aspiração do gás livre do lado superior da unidade de processo e por último acontece a aspiração da água e a sua descarga de volta no mar. O documento também mostra que o compartimento de separação gás/líquido pode estar no mar ou em terra. O local de separação dentro da água só é efetivo quando se possui uma distância maior da costa, pois é necessária uma estação de compressão intermediária entre a separação e a costa. A mistura é coletada e enviada a uma plataforma de separação submersa, com posterior envio do gás para a unidade de produção em terra e descarte da água da plataforma diretamente no mar, diferentemente da invenção que injeta a água em um aquífero raso. Apesar de o documento tratar também de um processo de separação de gás/água bombeando para a unidade onshore, utiliza uma estação de compressão intermediária entre o local da separação e a unidade onshore, diferentemente da presente invenção que utiliza uma ligação direta. [0016] Document W02005088071 A1 refers to the recovery of helium or methane gas, which is mixed with water at the bottom of the sea or ocean and, in particular, to a procedure and apparatus for its extraction, where in a The first operation is the rise, from the seabed, of a mixture of methane gas and water to a process unit at sea level. Then, due to the pressure reducing action of the mixture, as well as the increase in temperature, the separation of gas from sea water is obtained. Subsequently, the suction of free gas from the upper side of the process unit takes place, and finally, the suction of water and its discharge back into the sea takes place. The document also shows that the gas/liquid separation compartment can be at sea or on land. The in-water separation site is only effective when there is a greater distance from the coast, as an intermediate compression station between the separation and the shore is required. The mixture is collected and sent to a submerged separation platform, with subsequent delivery of the gas to the onshore production unit and discharge of water from the platform directly into the sea, unlike the invention that injects the water into a shallow aquifer. Although the document also deals with a gas/water separation process pumping to the onshore unit, it uses an intermediate compression station between the separation site and the onshore unit, unlike the present invention, which uses a direct connection.
[0017] O documento US20170037720A1 revela um sistema e método de processamento de gás natural, produzido de um poço submarino. O sistema inclui um processamento submarino para receber gás natural, separar líquidos livres e condensáveis, compreendendo água e, opcionalmente, hidrocarbonetos líquidos, e produzir um gás seco monofásico. Possui uma unidade de processamento submarino que recebe o gás natural do poço, separando líquidos livres e condensáveis comprimindo água e opcionalmente, hidrocarbonetos líquidos e produzem um gás monofásico. Posteriormente os fluidos são transportados por risers para uma instalação de produção de superfície com um sistema de processamento localizado nela para processar os líquidos livres e condensáveis separados no sistema submarino. Em seguida um pipeline transporta o gás monofásico para a unidade de produção onshore. O gás seco monofásico produzido no sistema de processamento submarino é transportado para uma instalação de produção em terra através de um gasoduto submarino. O sistema submarino opera em alta pressão e o sistema de superfície opera em baixa pressão. Os líquidos de hidrocarbonetos processados nas instalações de produção de superfície podem ser combinados com o gás seco monofásico para produzir uma fase seca densa para o transporte através do gasoduto submarino. O documento também faz referência a um método de gerenciamento de hidratos e corrosão em um sistema submarino de produção. Diferentemente da invenção que usa a própria pressão de fluido para diminuir o risco de hidrato e de golfadas, o documento revela o uso de alta pressão no sistema de processamento submarino além de não enviar o gás diretamente para a unidade onshore. [0017] The document US20170037720A1 discloses a system and method of processing natural gas, produced from a subsea well. The system includes subsea processing to receive natural gas, separate free and condensable liquids comprising water and optionally liquid hydrocarbons, and produce a single-phase dry gas. It has a subsea processing unit that receives natural gas from the well, separating free and condensable liquids, compressing water and optionally, liquid hydrocarbons and producing a single-phase gas. The fluids are then transported by risers to a surface production facility with a processing system located therein to process the separated free and condensable liquids in the subsea system. A pipeline then transports the single-phase gas to the onshore production unit. The single-phase dry gas produced in the subsea processing system is transported to an onshore production facility via a subsea pipeline. The subsea system operates at high pressure and the surface system operates at low pressure. Hydrocarbon liquids processed in surface production facilities can be combined with single-phase dry gas to produce a dense dry phase for transport through the subsea pipeline. The document also makes reference to a method of managing hydrates and corrosion in a subsea production system. Unlike the invention that uses the fluid pressure itself to reduce the risk of hydrate and slugs, the document reveals the use of high pressure in the subsea processing system in addition to not sending the gas directly to the onshore unit.
[0018] O documento WO2015048186A1 revela um sistema automatizado para extrair gás de um aquífero subterrâneo e métodos como o de separação gás/líquido e reinjeção do líquido em um aquífero. O sistema é composto por compressores, unidades de filtragem, sensores para medir os parâmetros e controladores de fluxo que regulam o fluxo de gás e líquido e coordenam o funcionamento do sistema para produzir gás e introduzir o fluido ou vapor de fluido em um aquífero. O processo consiste em produzir gás, realizar separação gás/líquido, condicionamento do gás em um recipiente por um período de tempo que permita o gás se separar do líquido, compressão do gás, distribuição, tratamento do fluido e injeção do fluido em um aquífero. A manutenção do fluido em estado anaeróbico é desejável para prevenir o crescimento de bactérias no fluido durante o processamento para evitar a introdução de algas e bactérias no aquífero quando o fluido é reintroduzido no aquífero. Apesar de mostrar que existe injeção do fluido em um aquífero após ocorrer a separação, não é possível verificar no documento o escoamento do gás diretamente para uma unidade de produção onshore. Além disso, o documento revela um tanque de armazenamento para a separação gás/líquido, o que difere da invenção que utiliza um separador submarino com sistema de despressurização. [0019] Como será melhor detalhado a seguir, a presente invenção visa a solução dos problemas do estado da técnica acima descritos, de forma prática e eficiente. [0018] The document WO2015048186A1 discloses an automated system to extract gas from an underground aquifer and methods such as gas/liquid separation and reinjection of the liquid into an aquifer. The system consists of compressors, filtration units, sensors to measure parameters and flow controllers that regulate the flow of gas and liquid and coordinate the operation of the system to produce gas and introduce the fluid or fluid vapor into an aquifer. The process consists of producing gas, performing gas/liquid separation, conditioning the gas in a container for a period of time that allows the gas to separate from the liquid, gas compression, distribution, fluid treatment and injection of the fluid into an aquifer. Maintaining the fluid in an anaerobic state is desirable to prevent the growth of bacteria in the fluid during processing to prevent the introduction of algae and bacteria into the aquifer when the fluid is reintroduced into the aquifer. Despite showing that there is injection of fluid into an aquifer after separation occurs, it is not possible to verify in the document the flow of gas directly to an onshore production unit. Furthermore, the document discloses a storage tank for gas/liquid separation, which differs from the invention that uses a subsea separator with a depressurization system. [0019] As will be further detailed below, the present invention aims to solve the problems of the prior art described above, in a practical and efficient way.
Descrição Resumida da Invenção Brief Description of the Invention
[0020] A presente invenção trata de um sistema submarino de produção de gás offshore, em águas profundas, com separação e reinjeção de água produzida em um reservatório, por exemplo um aquífero raso, através de um poço de injeção simplificado ou com aproveitamento de poço exploratório seco, sem coluna de produção e escoamento do gás seco através de um único gasoduto, interligado diretamente com a unidade de produção em terra ( subsea to shoré), sem a necessidade de unidade de produção offshore, com a finalidade de reduzir custos CAPEX e OPEX, aumentar as vazões e o fator de recuperação de um campo offshore de gás, se comparado com o sistema de produção sem separação de líquido. O gás seco flui preferencialmente com a própria pressão, com menor risco de hidrato e quantidade menor de inibidor, sem necessidades de velocidades maiores de escoamento para reduzir o risco de golfadas, sendo possível utilizar diâmetros maiores que reduzem a contrapressão na cabeça dos poços produtores, aumentando os volumes produzidos e o fator de recuperação. A invenção também provê uma redução do risco de hidrato no gasoduto durante as paradas por operar em regime monofásico com quase 100% de gás. [0020] The present invention deals with a subsea offshore gas production system, in deep waters, with separation and reinjection of produced water into a reservoir, for example a shallow aquifer, through a simplified injection well or with well exploitation dry exploration, without a production column and flow of dry gas through a single pipeline, directly interconnected with the onshore production unit (subsea to shore), without the need for an offshore production unit, in order to reduce CAPEX and OPEX, to increase the flow rate and the recovery factor of an offshore gas field, compared to a production system without liquid separation. The dry gas preferentially flows with its own pressure, with less risk of hydrate and a smaller amount of inhibitor, without the need for higher flow velocities to reduce the risk of slugs, and it is possible to use larger diameters that reduce the back pressure at the head of the producing wells, increasing the volumes produced and the recovery factor. The invention also provides a reduction in the risk of hydrate in the pipeline during shutdowns by operating in a single-phase regime with almost 100% gas.
Objetivos Goals
[0021] A presente invenção tem como objetivo prover um sistema de escoamento de gás baseado em um único gasoduto, com separação da fase líquida utilizando um único trem de separação e injeção da mesma preferencialmente em um aquífero raso através de um poço de descarte. [0021] The present invention aims to provide a gas flow system based on a single pipeline, with liquid phase separation using a single separation train and injection of the same preferably into a shallow aquifer through a disposal well.
[0022] A presente invenção tem como objetivo descartar líquido em um aquífero raso através de um poço de descarte simples. [0022] The present invention aims to dispose of liquid in a shallow aquifer through a simple disposal well.
[0023] A presente invenção tem como objetivo evitar que contaminantes sejam lançados ao fundo do mar. [0024] A presente invenção tem como objetivo escoar o gás seco através de um único gasoduto, interligado diretamente com a unidade de produção em terra, sem a necessidade de unidade de produção offshore. [0023] The present invention aims to prevent contaminants from being released to the bottom of the sea. [0024] The present invention aims to flow the dry gas through a single pipeline, directly interconnected with the onshore production unit, without the need for an offshore production unit.
[0025] A presente invenção tem como objetivo reduzir custos CAPEX e OPEX. [0025] The present invention aims to reduce CAPEX and OPEX costs.
[0026] A presente invenção tem como objetivo aumentar as vazões e o fator de recuperação de um campo offshore de gás, se comparado com o sistema de produção sem separação de líquido. [0026] The present invention aims to increase the flow rates and the recovery factor of an offshore gas field, if compared to the production system without liquid separation.
[0027] A presente invenção tem como objetivo prover métodos operacionais para produção de gás por um único gasoduto, de forma segura, minimizando riscos de hidrato. [0027] The present invention aims to provide operational methods for producing gas by a single pipeline, safely, minimizing hydrate risks.
[0028] Esses e outros objetivos serão alcançados pelo objeto da presente invenção. [0028] These and other objectives will be achieved by the object of the present invention.
Breve Descrição dos Desenhos Brief Description of Drawings
[0029] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos da mesma. Nos desenhos, têm-se: [0029] The present invention will be described in more detail below, with reference to the attached figures which, in a schematic and not limiting of the inventive scope, represent examples thereof. In the drawings, there are:
- A Figura 1 ilustrando esquematicamente um sistema de produção de gás de acordo com uma primeira concretização da presente invenção, compreendendo um conjunto de poços produtores de gás acoplados a uma única linha de injeção; - Figure 1 schematically illustrating a gas production system according to a first embodiment of the present invention, comprising a set of gas producing wells coupled to a single injection line;
- A Figura 2 ilustrando um sistema de dissolução de hidrato integrado ao separador submarino líquido gás; - Figure 2 illustrating a hydrate dissolution system integrated to the gas liquid subsea separator;
- A Figura 3 ilustrando uma concretização onde o líquido separado é escoado até a unidade de produção terrestre; - Figure 3 illustrating an embodiment where the separated liquid is drained to the onshore production unit;
- A Figura 4 ilustrando uma concretização onde o líquido separado é armazenado em uma monoboia; - Figure 4 illustrating an embodiment where the separated liquid is stored in a monobuoy;
- A Figura 5 ilustrando esquematicamente uma concretização onde o separador é um vaso para separação gravitacional e a bomba de injeção é montada num skid. Descrição Detalhada da Invenção - Figure 5 schematically illustrates an embodiment where the separator is a vessel for gravitational separation and the injection pump is mounted on a skid. Detailed Description of the Invention
[0030] Preliminarmente, ressalta-se que a descrição que se segue partirá de concretizações preferenciais da invenção. Como ficará evidente para qualquer técnico no assunto, no entanto, a invenção não está limitada a essas concretizações particulares. [0030] Preliminarily, it should be noted that the description that follows will depart from preferred embodiments of the invention. As will be apparent to anyone skilled in the art, however, the invention is not limited to these particular embodiments.
[0031] Em uma primeira concretização da presente invenção, ilustrada na vista esquemática da figura 1 , um ou mais poços de gás (Pg1) (Pg2), são interligados através de linhas de produção (9, 10), a um separador líquido de gás (2), por exemplo, um separador do tipo VASPS, do inglês, Vertical Annular Separation and Pumping System, ou outro tipo de separador gravitacional. O líquido separado, composto principalmente por água produzida, é admitido pela bomba (3) através da tubulação (11) e injetado em um poço injetor (Pi) pela tubulação de descarga (14). O gás seco retirado do topo do separador (2) é enviado através do gasoduto (1) a uma unidade de produção (5) localizada em terra. Uma das linhas integrada na estrutura de um umbilical de controle eletrohidráulico (8), IPU - Integrated Production Umbilical, injeta pig gel através de um sistema de injeção (4) de pig gel no gasoduto (1). Para facilitar o entendimento ainda são ilustrados os elementos: compressor de superfície (6) e gasoduto terrestre (7) e superfície do mar (19). [0031] In a first embodiment of the present invention, illustrated in the schematic view of figure 1, one or more gas wells (Pg1) (Pg2) are interconnected through production lines (9, 10), to a liquid separator of gas (2), eg a VASPS type separator, Vertical Annular Separation and Pumping System, or another type of gravity separator. The separated liquid, composed mainly of produced water, is admitted by the pump (3) through the piping (11) and injected into an injection well (Pi) through the discharge piping (14). The dry gas taken from the top of the separator (2) is sent through the pipeline (1) to a production unit (5) located on land. One of the lines integrated in the structure of an electrohydraulic control umbilical (8), IPU - Integrated Production Umbilical, injects pig gel through an injection system (4) of pig gel in the pipeline (1). To facilitate understanding, the elements are also illustrated: surface compressor (6) and land pipeline (7) and sea surface (19).
[0032] Um raspador (pig), rígido ou gel, pode ser utilizado periodicamente para dar maior garantia de que o eventual líquido seja removido do gasoduto. [0033] Opcionalmente, um lançador submarino de pig tipo cartucho (13) pode ser adicionado ao sistema dando maior robustez e flexibilidade operacional. [0032] A scraper (pig), rigid or gel, can be used periodically to give greater assurance that any liquid is removed from the pipeline. [0033] Optionally, a cartridge-type pig underwater launcher (13) can be added to the system giving greater robustness and operational flexibility.
[0034] Opcionalmente, a agua poderá, ao invés de ser injetada no poço injetor (Pi), ser drenada para o fundo do mar ou para um reservatório ou, ainda, para um aquífero raso (15), entretanto tal procedimento requer aprovação de órgão ambiental competente. [0034] Optionally, the water may, instead of being injected into the injector well (Pi), be drained to the seabed or to a reservoir or even to a shallow aquifer (15), however this procedure requires approval of competent environmental agency.
[0035] A Figura 2 ilustra uma concretização opcional onde um compressor de gás úmido (20) pode ser utilizado para eventual despressurização de linhas e equipamentos submarinos para mitigar hidratos. O compressor despressuriza o separador através da linha de sucção do compressor (21). Todo o fluido removido é injetado no poço de descarte (Pi) pela linha de descarga do compressor (22). Diversas válvulas de bloqueio (24) permitem selecionar qual tubulação será despressurizada. [0035] Figure 2 illustrates an optional embodiment where a wet gas compressor (20) can be used for eventual depressurization of lines and subsea equipment to mitigate hydrates. The compressor depressurizes the separator through the compressor suction line (21). All fluid removed is injected into the waste pit (Pi) through the compressor discharge line (22). Several shut-off valves (24) allow you to select which piping will be depressurized.
[0036] Opcionalmente, uma ou mais interfaces similares a interface de despressurização (23) para conexão com ferramentas de despressurização operadas por ROV, permitem despressurizações adicionais e contingências através de embarcações de serviço, conferindo maior robustez ao sistema. [0037] A Figura 3 ilustra uma concretização onde o líquido separado é bombeado e escoado até a unidade de produção terrestre (5) através de uma tubulação longa (10a) de menor diâmetro, com provável traçado paralelo ao gasoduto (1). [0036] Optionally, one or more interfaces similar to the depressurization interface (23) for connection with depressurization tools operated by ROV, allow additional depressurizations and contingencies through service vessels, providing greater robustness to the system. [0037] Figure 3 illustrates an embodiment where the separated liquid is pumped and drained to the onshore production unit (5) through a long pipe (10a) of smaller diameter, with likely parallel to the pipeline (1).
[0038] A Figura 4 ilustra uma concretização onde o líquido separado é armazenando numa monoboia (16). Ainda são indicados os elementos: linhas de ancoragem (17) da monoboia (16) e embarcação de offloading e alívio (18). Opcionalmente, a monoboia (16) pode também hospedar sistemas de geração de energia renovável, tipo turbina eólica (26) e painéis solares (27). Embora não esteja ilustrado nas figuras, a monoboia (16) pode ainda hospedar outras utilidades como: geração de energia a gás, sistema de controle remoto etc. [0039] A Figura 5 ilustra esquematicamente uma concretização onde o separador (2) é um vaso para separação gravitacional e a bomba de injeção (3) é montada num Skid (25). Opcionalmente, é possível conectar um compressor submarino (28) na saída do separador (2), de forma a reduzir a contrapressão na cabeça dos poços e também enviar o gás para locais mais afastados, dezenas e até centenas de quilómetros. [0038] Figure 4 illustrates an embodiment where the separated liquid is stored in a monobuoy (16). The elements are still indicated: mooring lines (17) of the monobuoy (16) and offloading and relief vessel (18). Optionally, the monobuoy (16) can also host renewable energy generation systems, such as wind turbine (26) and solar panels (27). Although not illustrated in the figures, the monobuoy (16) can also host other utilities such as: gas power generation, remote control system, etc. [0039] Figure 5 schematically illustrates an embodiment where the separator (2) is a vessel for gravitational separation and the injection pump (3) is mounted on a Skid (25). Optionally, it is possible to connect a subsea compressor (28) at the separator outlet (2), in order to reduce the back pressure at the wellhead and also to send the gas to more distant places, tens and even hundreds of kilometers.
[0040] A presente invenção provê ainda um método para produção de gás Offshore com redução da contrapressão na cabeça dos poços produtores, compreendendo as etapas de: [0040] The present invention further provides a method for Offshore gas production with reduction of back pressure at the head of producer wells, comprising the steps of:
- Produzir um ou mais poços de gás; - Coletar e juntar os volumes produzidos; - Produce one or more gas wells; - Collect and gather the volumes produced;
- Separar o líquido do gás; - Separate the liquid from the gas;
- Reinjetar o líquido produzido; - Reinject the liquid produced;
- Misturar inibidor de hidrato ao fluxo de gás; - Mix hydrate inhibitor to the gas flow;
- Escoar de maneira monofásica o gás por um gasoduto; - Single-phase flow of gas through a pipeline;
- Receber e processar o gás em terra; - Receive and process the gas on land;
- Comprimir o gás tratado; - Compress the treated gas;
- Escoar o gás tratado através de um gasoduto terrestre para consumo. [0041] Opcional e complementarmente, o método da presente invenção compreende a etapa adicional, de periodicamente passar pig para remover eventual líquido acumulado no gasoduto, medir os volumes de líquido removidos nas operações de pigagem, otimizar a frequência de passagem de pig, injetar inibidor de hidrato nas extremidades do gasoduto submarino, injetar inibidor de hidrato nas tubulações de produção e árvores de natal de cada poço. - Flow the treated gas through a land pipeline for consumption. [0041] Optionally and in addition, the method of the present invention comprises the additional step of periodically pigging to remove any liquid accumulated in the pipeline, measuring the volumes of liquid removed in pigging operations, optimizing the frequency of pig passage, injecting inhibitor of hydrate at the ends of the subsea pipeline, inject hydrate inhibitor into the production lines and Christmas trees of each well.
[0042] Portanto, ressalta-se que inúmeras vantagens técnicas são obtidas através da presente invenção, já que a mesma: a. Provê um sistema submarino de produção de gás em águas profundas, com separação e reinjeção de água produzida, e escoamento do gás seco através de um único gasoduto (1) interligado diretamente com uma unidade de produção terrestre (5); com a finalidade de aumentar as vazões e fator de recuperação do reservatório comparado com sistema de produção sem separação de líquido; e b. Provê um método de escoamento mais robusto, por reduzir os riscos de hidrato no gasoduto (1), facilitando a despressurização das linhas e reduzindo a necessidade de passagem de pig, reduzindo significativamente perdas de produção e consumo de produto inibidor de hidrato; c. Provê um sistema de produção de gás com sistema de separação gás-líquido com a função adicional de dissolução de hidrato remotamente nas tubulações, equipamentos e gasoduto submarinos, sem necessidade de mobilização de embarcação ou sonda marítima; e d. Provê um sistema de produção de gás diretamente para terra com um único gasoduto (1), sem necessidade de unidade de produção offshore, reduzindo significativamente a complexidade das instalações offshore resultando numa diminuição dos custos de construção, instalação, operação e manutenção (CAPEX e OPEX); e e. Permite uma operação com menor risco ao meio ambiente, já que a água produzida é reinjetada, reduzindo o consumo de produtos químicos de inibição de hidrato; e f. Mitiga riscos de hidrato no gasoduto (1) durante paradas já que o mesmo opera em regime monofásico, com quase 100% de gás; e g. Não apresenta obstáculos tecnológicos no que diz respeito aos equipamentos utilizados, já que o sistema de acordo com a presente invenção compreende a integração de componentes e tecnologias consagradas. [0042] Therefore, it is noteworthy that numerous technical advantages are obtained through the present invention, since it: a. It provides a subsea gas production system in deep waters, with separation and reinjection of produced water, and dry gas flow through a single pipeline (1) directly interconnected with an onshore production unit (5); in order to increase the flow and recovery factor of the reservoir compared to a production system without liquid separation; and b. It provides a more robust flow method, by reducing the risk of hydrate in the pipeline (1), facilitating the depressurization of the lines and reducing the need for pig passage, significantly reducing production losses and consumption of a hydrate-inhibiting product; ç. It provides a gas production system with a gas-liquid separation system with the additional function of dissolving the hydrate remotely in subsea pipelines, equipment and pipeline, without the need to mobilize a vessel or offshore probe; and d. It provides a gas production system directly to land with a single pipeline (1), without the need for an offshore production unit, significantly reducing the complexity of offshore installations resulting in a reduction in construction, installation, operation and maintenance costs (CAPEX and OPEX ); and is. It allows an operation with less risk to the environment, since the water produced is reinjected, reducing the consumption of hydrate inhibiting chemicals; and f. Mitigates hydrate risks in the pipeline (1) during stoppages as it operates in a single-phase regime, with almost 100% gas; and g. It does not present technological obstacles with regard to the equipment used, since the system according to the present invention comprises the integration of components and established technologies.
[0043] Inúmeras variações incidindo no escopo de proteção do presente pedido são permitidas. Dessa forma, reforça-se o fato de que a presente invenção não está limitada às configurações e concretizações particulares acima descritas. [0043] Numerous variations focusing on the scope of protection of this application are permitted. Thus, it is reinforced the fact that the present invention is not limited to the particular configurations and embodiments described above.

Claims

Reivindicações Claims
1- SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO MONOFASICAMENTE PARA TERRA, caracterizado por compreender: pelo menos um poço de gás (Pg1/Pg2); e um separador gás/líquido (2); e uma bomba de injeção (3) de líquido produzido; e um poço de descarte (Pi) conectado a um reservatório ou a um aquífero raso (15); e um gasoduto (1) com escoamento monofásico. 1- OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM SINGLE-PHASE DRAINED TO EARTH, characterized by comprising: at least one gas well (Pg1/Pg2); and a gas/liquid separator (2); and an injection pump (3) of produced liquid; and a discharge well (Pi) connected to a reservoir or a shallow aquifer (15); and a pipeline (1) with single-phase flow.
2- SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO2- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado pelo separador (2) realizar a separação entre gás e líquido, onde o gás será enviado para um gasoduto (1) e o líquido enviado para um poço de descarte (Pi) e injetado em um reservatório (15) através de uma bomba de injeção (3). SINGLE-PHASE FOR EARTH, according to claim 1, characterized in that the separator (2) performs the separation between gas and liquid, where the gas will be sent to a pipeline (1) and the liquid sent to a disposal well (Pi) and injected in a reservoir (15) through an injection pump (3).
3- SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO3- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo gás seco retirado do topo do separador (2) ser enviado através do gasoduto (1) a uma unidade de produção (5) localizada em terra.SINGLE-PHASE FOR GROUND, according to claim 2, characterized in that the dry gas removed from the top of the separator (2) is sent through the pipeline (1) to a production unit (5) located on land.
4- SISTEMA SUBMARINO DE PRODUÇÃO DE GÁS, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado por compreender opcionalmente um umbilical eletrohidraúlico (8), dotado de uma tubulação rígida de aço, para injeção de pig gel no gasoduto (1). 4- SUBSEA GAS PRODUCTION SYSTEM, according to claim 1, characterized in that it optionally comprises an electrohydraulic umbilical (8), equipped with a rigid steel pipe, for injecting pig gel into the pipeline (1).
5- SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO5- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado por compreender um sistema de dissolução de hidrato integrado ao separador gás/líquido (2). SINGLE-PHASE FOR EARTH, according to claim 1, characterized in that it comprises a hydrate dissolution system integrated to the gas/liquid separator (2).
6- SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO6- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado por compreender opcionalmente um lançador de pig do tipo cartucho (13). 7- SISTEMA DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADOSINGLE-PHASE FOR EARTH, according to claim 1, characterized in that it optionally comprises a cartridge-type pig launcher (13). 7- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION SYSTEM
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizado pelo líquido proveniente do separador (2) ser bombeado para uma unidade de produção em terra (5) através da tubulação longa (10a). SINGLE-PHASE FOR GROUND, according to claim 1, characterized in that the liquid coming from the separator (2) is pumped to a production unit on land (5) through the long pipe (10a).
8- MÉTODO DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO8- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION METHOD
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, utilizando o sistema conforme definido na reivindicação 1 , o referido método caracterizado por compreender as etapas de: a - Produzir um ou mais poços de gás; b - Coletar e medir os volumes produzidos; c - Separar o líquido do gás; d - Reinjetar o líquido produzido; e - Misturar inibidor de hidrato ao fluxo de gás; f - Escoar de maneira monofásica o gás por um gasoduto; g - Receber e processar o gás em terra; h - Comprimir o gás tratado; i - Escoar o gás tratado através de um gasoduto terrestre para consumo. SINGLE-PHASE FOR EARTH, using the system as defined in claim 1, said method characterized by comprising the steps of: a - Producing one or more gas wells; b - Collect and measure the volumes produced; c - Separate the liquid from the gas; d - Reinject the liquid produced; and - Mixing hydrate inhibitor to the gas flow; f - Single-phase flow of gas through a pipeline; g - Receive and process the gas on land; h - Compress the treated gas; i - Flow the treated gas through a land pipeline for consumption.
9- MÉTODO DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO9- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION METHOD
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por compreender opcionalmente as etapas adicionais: a) Um raspador {pig), rígido ou gel, ser lançado periodicamente para remoção do líquido do gasoduto (1); b) medir os volumes de líquido removidos nas operações de pigagem; c) otimizar a frequência de passagem de pig; d) Injetar inibidor de hidrato nas extremidades do gasoduto submarino; e) Injetar inibidor de hidrato nas tubulações de produção (9, 10) e árvores de natal de cada poço. SINGLE-PHASE FOR EARTH, according to claim 8, characterized in that it optionally comprises the additional steps: a) A scraper (pig), rigid or gel, is periodically launched to remove the liquid from the pipeline (1); b) measure the volumes of liquid removed in the pigging operations; c) optimize the pig pass frequency; d) Inject hydrate inhibitor at the ends of the subsea pipeline; e) Inject hydrate inhibitor in the production lines (9, 10) and Christmas trees of each well.
10- MÉTODO DE PRODUÇÃO DE GÁS OFFSHORE ESCOADO10- DRAINAGE OFFSHORE GAS PRODUCTION METHOD
MONOFASICAMENTE PARA TERRA, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo líquido proveniente do separador (2) ser bombeado para uma monoboia (16) dotada de capacidade de armazenamento do líquido produzido coletado periodicamente para uma embarcação de offloading e alivio (18). SINGLE-PHASE FOR GROUND, according to claim 8, characterized in that the liquid coming from the separator (2) is pumped to a monobuoy (16) equipped with storage capacity for the produced liquid collected periodically for an offloading and relief vessel (18).
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