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WO2017027943A1 - Estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio - Google Patents

Estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio Download PDF

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Publication number
WO2017027943A1
WO2017027943A1 PCT/BR2016/050187 BR2016050187W WO2017027943A1 WO 2017027943 A1 WO2017027943 A1 WO 2017027943A1 BR 2016050187 W BR2016050187 W BR 2016050187W WO 2017027943 A1 WO2017027943 A1 WO 2017027943A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
separation
integrated
module
pump
submarine
Prior art date
Application number
PCT/BR2016/050187
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Alan ZARAGOZA LABES
Heloisa Helena DA SILVA FOLHADELLA
Hermes MACHADO
Andréa SOUZA CARVALHO
Original Assignee
Fmc Technologies Do Brasil Ltda
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Fmc Technologies Do Brasil Ltda filed Critical Fmc Technologies Do Brasil Ltda
Priority to US15/752,857 priority Critical patent/US10570719B2/en
Priority to EP16767128.8A priority patent/EP3336306B1/en
Publication of WO2017027943A1 publication Critical patent/WO2017027943A1/pt

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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials

Definitions

  • the present invention is an integrated compact station for subsea fluid separation and pumping systems which is suitable for application in any subsea system for fluid and / or solids separation.
  • the fluid produced by petroleum reservoirs typically contains a mixture of hydrocarbons, gas and oil, together with water and sand.
  • the production curve of an oil well over time describes a significant inversion with which fractions of fluid components are produced. It is known that the initial phase of production of an oil well is the period in which the largest fraction of oil is obtained, the most profitable component, while the fraction of water produced has its lowest percentages.
  • the minimum water fraction increases significantly reaching major production fraction levels. In this scenario, the capacities of surface facilities for primary separation and water treatment may reach their maximum capacity and commonly be exceeded.
  • Separation of fluids produced by the oil reservoir is typical activity of surface installations of a production platform. Several processing steps are required to be able to meet the oil's minimum solids, water and salt content requirements for export or to be delivered to the refinery.
  • treatment of the water produced by the reservoir also requires several steps of solids separation and maximum oil content to be suitable for disposal at sea within environmental specifications required by law. Similarly with gas and sand.
  • modules comprising equipment, piping, sensors and structures are designed to provide all the functions necessary for the individual processing of each of these phases produced by the oil reservoir.
  • These modules generally occupy all surface installations.
  • any expansion required to adapt treatment systems to a new operating condition requires space, high investment and often downtime for the processing plant to be adapted.
  • These three items usually set the conditions for a significant expansion in oil production to occur.
  • Submarine three-phase or two-phase separation systems are already known in the oil industry. Underwater separation of fluids produced by the oil reservoir is motivated by important advantages compared to the fluid separation typically used in production platforms. For example, there is the possibility of creating space on the platform by replacing the fluid separation equipment with those now in the subsea bed. There is also the possibility of increasing the reservoir production recovery factor by reducing the pressure drop obtained by separating and reinjecting the water produced in oil reservoir in the seabed. It also provides, by reducing the percentage of water transported to the surface, the clearance of production transport pipelines from the reservoir to the platform, storage tanks and equipment of the platform processing plant for water treatment. In addition, a significant reduction in operating costs related to surface water treatment is added.
  • Intervention of a subsea system can have several implications, such as high cost of intervention service and possible system unavailability if there is no spare for immediate replacement of the undersized or oversized item.
  • Another object of the present invention is to provide a subsea separation system solution that simultaneously provides localized intervention on low weight modules, sizing reduction and significant weight reduction.
  • Another object of the present invention is to provide a subsea separation system solution that provides the best cost-benefit ratio for its acquisition.
  • Figure 2 Perspective view of a first design of the integrated compact station of subsea fluid separation and pumping systems according to the present invention.
  • FIG 3 perspective view of the integrated compact station of subsea fluid separation and pumping systems of Figure 2, illustrating details of the assembly of its components.
  • Figure 4 is a perspective view of a second embodiment of the integrated compact station of subsea fluid separation and pumping systems according to the present invention.
  • FIG 1 illustrates the oil processing steps obtained from subsea reservoirs or wells, according to the separation system traditionally used and discussed above.
  • this diagram we look at the typical fluid separation functionality in the subsea system. This system is also applicable in scenarios where gas and oil fractions must be exported separately or where appropriate for whatever export needs of combined produced fractions or
  • the oil is collected (2) and sent to the subsea separation system (3). It is subjected to mechanical, physical, chemical and / or combination operations in order to separate the gas (4), oil (5), sand (6) and water (7) fractions.
  • This processing may include several different parameters in order to achieve the best possible yield, both regarding the quality of the oil (5) produced and the water (7) to be discharged into the environment by reinjection into the reservoir (8).
  • Gas (4), oil (5) and sand (6) fractions are routed, by appropriate means, to the surface or topside (9), where will receive the required additional treatments, while water (7) is generally reinjected into the oil reservoir.
  • the integrated compact station of subsea fluid separation and pumping systems has a modular arrangement concept for intervention. located in equipment and component integration for compacting and reducing module sizing and weight, thus composing an improved submarine three-phase fluid separation and pumping system.
  • Figures 2 and 3 illustrate a first configuration of the integrated compact station of subsea fluid separation and pumping systems according to the present invention.
  • the modularization that composes the station comprises only two modules, one first separation module (10) and a second reinjection water pump module (40).
  • the separation module (10) comprises an oil and water separating vessel (11) having a frusto-conical portion (12) along which is an integrated block assembly of the gate valves (13) opposite control or choke valve assembly (14) and cyclonic device bank (15), such as hydrocyclones, adjacent said gate valve block (13). At least one cyclonic sand or deaerator separator (15 ') is provided at the inlet of the separation module (10).
  • said first separation module (10) comprises a robotic arm (16) mounted on a cover (17) which surrounds and thus protects said separation module (10).
  • the robotic arm (16) acts on the valves (13, 14) in place of prior art electric or hydraulic actuators.
  • Residual oil removal is performed by the hydrocyclone bank (15) which is designed with a limited amount of removable liners (18).
  • the design of the mentioned cyclonic devices bank (15) provides greater flexibility with respect to increasing and decreasing treatment capacity in relation to the system inlet flow. Therefore, with this modularization it is possible to select the amount of hydrocyclones that are sufficient to treat the produced water covering a staggering, for example, of 1: 10 in cubic meters / hour.
  • the use of removable liner hydrocyclones facilitates system maintenance.
  • the pumping module (30) is positioned in the proximal region of the oil production reservoir and is intended for the reinjection of water produced by the separation module (10). More broadly, it is entirely possible to include pumping modules intended for artificial lifting of fluids produced by including a multiphase pumping module (not shown). For these, individual intervention in the pumping module (1 1) is also possible. Also, it is possible to provide a line dedicated to the exclusive separation of gas, composing three possible system outputs with the majority of the following fluids: water for reinjection (8) in the reservoir (1), oil (5) with or sand-free (6) for surface installations (9) and gas (4) also for surface installations (9).
  • the separation module (10) further comprises a harp as a gas-liquid gravitational separator (19), or other device for primary gas separation, positioned opposite the hydrocyclone bank (15), which performs the processing. gas separation that will be sent to the topside (9).
  • the supply of the integrated compact separation station according to the present invention receives the production of the oil reservoir directly in the separation module (10) by means of a pipe (20), while the reinjection water produced in said module ( 10) is directed to the reservoir (1) by a pipe (21). Additionally, said module (10) has a topside return pipe (22) through which oil and gas are sent to the surface (9).
  • Said pipes (20, 21, 22) are connected to the separation module (10) by means of respective horizontal connectors (20 ', 21', 22 ').
  • first separation module (10) and the second reinjection water pump module (40) are mounted on a preferably metallic support structure (50) for accommodating the entire station set over the undersea bed.
  • the three-phase separation station and pumping system according to the present invention may comprise a liquid-liquid gravitational tubular separator module (30), such as the Pipe Separator® system.
  • the liquid-liquid gravitational tubular separator module (30) is individually removable and is located outside the separation module (10), but connected to it by pipes (31, 32) and double connector (33).
  • This second alternative arrangement is intended to provide a significant reduction in the weight and length of the underwater fluid separation station in accordance with the present invention.
  • the separator tube 30 is usually the equipment of significant length and its dimensioning is crucial for the good liquid-liquid separation performance.
  • this modularization not only provides compaction but also enables localized intervention on the equipment if required.
  • robotic arm for valve actuation minimizing and / or eliminating the need for individual hydraulic or electric actuation per valve, which reduces the number of system components.
  • integrated compact station of subsea fluid separation and pumping systems according to the present invention can be applied to any subsea fluid separation system connected to the production well. of oil and gas, typically, or dietically connected to the production manifold.

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Abstract

A presente invenção trata de uma estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos, a qual é adequada para aplicação em qualquer sistema submarino que tenha como objetivo a separação de fluidos e ou sólidos. A estação compacta integrada de acordo com a invenção compreende um primeiro módulo de separação (10) e um segundo módulo de bombeio de água de reinjeção (40), uma harpa como separador gravitacional gás-líquido (19) e, opcionalmente, um braço robótico (16) instalado sobre uma capa (17) que envolve referido módulo de separação (10) e um módulo separador tubular gravitacional líquido-líquido (30). A estação compacta integrada pode ser aplicada a qualquer sistema submarino de separação de fluidos ligado ao poço de produção de óleo e gás, ou alternativamente, instalada conectada diretamente ao manifold de produção.

Description

"ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE
SEPARAÇÃO E BOMBEIO"
Carnpo de Aplicação
[001 ] A presente invenção trata de uma estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos, a qual é adequada para aplicação em qualquer sistema submarino que tenha como objetivo a separação de fluidos e ou sólidos.
Estado da técnica
[002] O fluido produzido pelos reservatórios de petróleo contém tipicamente uma mistura de hidrocarbonetos, gás e óleo, juntamente com água e areia. A curva de produção de um poço de petróleo descreve ao longo do tempo uma inversão significativa com que as frações dos componentes do fluido são produzidas. É conhecido que a fase inicial de produção de um poço de petróleo é o período em que se obtém a maior fração do óleo, componente mais rentável, enquanto que a fração de água produzida apresenta seus menores percentuais. Porém, com o decorrer da vida do poço e a necessidade de se fazer uso de injeção de água em reservatórios aquíferos para manter a pressão no reservatório de produção, a fração de água que era mínima aumenta significativamente alcançando níveis de fração majoritária da produção. Nesse cenário, as capacidades das instalações de superfície para separação primária e tratamento de água podem alcançar sua capacidade máxima e, comumente, ser excedida.
[003] A separação de fluidos produzidos pelo reservatório de petróleo é atividade típica de instalações de superfície de uma plataforma de produção. Várias etapas de processamento são necessárias para que se consiga adequar o óleo aos requisitos mínimos de conteúdo de sólidos, água e sais para sua exportação ou para que possa ser entregue na refinaria.
[004] Adicionalmente, o tratamento da água produzida pelo reservatório também requer diversas etapas de separação de sólidos e conteúdo máximo de óleo para que esteja adequada ao descarte no mar, dentro das especificações ambientais exigidas pela legislação. Da mesma forma ocorre com o gás e a areia.
[005] Com essa finalidade, grandes módulos compondo equipamentos, tubulação, sensores e estruturas são projetados de forma a contemplar todas as funções necessárias para o processamento individual de cada uma dessas fases produzidas pelo reservatório de petróleo. Esses módulos, em geral ocupam, em sua totalidade, as instalações de superfície. Dessa forma, qualquer expansão necessária para se adequar os sistemas de tratamento a uma nova condição de operação requer espaço, alto investimento e, muitas vezes, a parada da planta de processamento para sua adequação. Esses três itens normalmente estabelecem condições impeditivas para que ocorra uma expansão significativa na produção do óleo.
[006] Não obstante, é típico o cenário em que a estimativa da curva de produção não condiz com a produção real, o que significa a produção de volumes de água, óleo, gás e areia superiores ou mesmo inferiores às capacidades dos equipamentos de tratamento, implicando, por exemplo, na perda da qualidade da água para descarte. Se isso ocorre, não há permissão dos órgãos ambientais para o descarte da água. Em tal situação, uma alternativa comumente adotada é transportar a água através de navio aliviador para instalações terrestres, onde ocorrerá a finalização do tratamento e posterior descarte da água. Ocorre que esse procedimento aumenta significativamente os custos operacionais da plataforma de produção.
[007] Sistemas submarinos de separação trifásica ou bifásica já são conhecidos na indústria petrolífera. A separação submarina de fluidos produzidos pelo reservatório de petróleo é motivada por importantes vantagens quando comparada com a separação de fluidos tipicamente utilizada em plataformas de produção. Por exemplo, existe a possibilidade de criação de espaços na plataforma pela substituição dos equipamentos de separação de fluidos por aqueles agora no leito submarino. Também existe a possibilidade de se aumentar o fator de recuperação da produção do reservatório pela redução de perda de carga, obtidas pela separação e reinjeção da água produzida em reservatório de petróleo no leito marinho. Proporciona, ainda, pela redução do percentual de água transportado à superfície, a desocupação dos oleodutos de transporte de produção do reservatório até a plataforma, dos tanques de estocagem e dos equipamentos da planta de processamento da plataforma destinados ao tratamento de água. Âcrescente-se, ainda, a obtenção de significativa redução de custos operacionais relacionados ao tratamento da água na superfície.
[008] Pelos motivos acima elencados, vários sistemas submarinos de separação de fluidos com diferentes finalidades já foram empregados na indústria do petróleo. Um dos pioneiros é o sistema de separação submarina trifásica do campo de Troll, na Noruega. A finalidade desse sistema constitui-se na necessidade de remover grandes volumes de água produzida pelo reservatório e reinjetá-los através de bombeamento centrífugo submerso para direcionar a água separada para o reservatório aquífero de destino. Outra aplicação de sistemas submarinos de separação trifásica é o piloto Separador Submarino Âgua-Óíeo, SSAO, aplicado ao campo de arlim, no Brasil.
[009] No entanto, diversos desafios estão envolvidos em projetos de sistemas submarinos de separação. A seleção dos equipamentos considerando-se as condições operacionais e requisitos exigidos para qualificar a água de injeção é requisito importante para o desempenho requerido para a separação. A precisa estimativa do pacote operacional do sistema de separação que irá operar por aproximadamente 20 anos é crucial para a correta seleção e dimensionamento dos equipamentos, modos operacionais e controle do sistema.
[0010] Como se sabe, a prática de engenharia exige que fatores de segurança sejam adotados no dimensionamento dos equipamentos de separação. Porém, caso a estimativa da curva de produção tenha um desvio significativo da produção real, é muito provável que o equipamento não fornecerá o desempenho desejado pelo projeto. Nesse cenário, operar com o equipamento fora de suas especificações incorre em provável impossível de se controlar as perturbações não previstas ou mesmo se alcançar os requisitos desejados de qualidade da água. [001 1 ] Sabe-se ainda que em fase de projeío, o dimensionamento, peso final do sistema e a quantidade de componentes são os parâmetros que irão definir o custo de construção e de instalação do sistema. Quanto maior esses parâmetros, maior o custo total do sistema submarino de separação de fluidos, tornando-o, assim, pouco atrativo,
[0012] De forma análoga ocorre com o custo de intervenção que, quanto maior o peso do sistema e maior seus pacotes, maior a capacidade da embarcação requerida para a instalação e/ou intervenção dos módulos. A intervenção de um sistema submarino pode acarretar diversas implicações, como alto custo do serviço de intervenção e possível indisponibilidade do sistema caso não haja nenhum sobressalente para substituição imediata do item subdimensionado ou superdimensionado.
Breve Descrição da Invenção
[0013] Portanto, é um dos objetivos da presente invenção prover uma solução de sistema de separação submarina, compacto, com funcionalidades integradas e modularização.
[0014] Outro objetivo da presente invenção é prover uma solução de sistema de separação submarina que proporciona, concomitantemente, a intervenção localizada em módulos de baixo peso, a redução de dimensionamento e a redução significativa de peso.
[0015] Outro objetivo da presente invenção é prover uma solução de sistema de separação submarina que proporciona melhor relação custo x benefício para sua aquisição.
[0016] Esses e outros objetivos serão alcançados com a estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos segundo a presente invenção, a qual é adequada para aplicação em qualquer sistema submarino que tenha como objetivo a separação de fluidos e/ou sólidos e bombeio.
Breve Descrição das Figuras
[0017] Para proporcionar um perfeito entendimento da presente invenção, assim como de seus fundamentos, descreveremos a seguir as figuras esquemáticas em anexo, as quais servem apenas como ilustração não limitativa do escopo da presente invenção. Essas figuras representam:
- A Figura 1 - diagrama de blocos funcionais do sistema de separação submarina.
- A Figura 2 - vista em perspectiva de uma primeira concepção da estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos segundo a presente invenção.
- A Figura 3 - vista em perspectiva da estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos da Figura 2, ilustrando detalhes do conjunto de seus componentes.
- A Figura 4 - vista em perspectiva de uma segunda configuração da estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos segundo a presente invenção.
[0018] A Figura 1 ilustra um as etapas de processamento do petróleo obtido de reservatórios ou poços submarinos, segundo o sistema de separação tradicionalmente utilizado e acima discutido. Nesse diagrama, observamos as funcionalidades típicas de separação de fluidos no sistema submarino. Esse sistema também é aplicável em cenários onde as frações de gás e óleo devem ser exportadas separadamente ou ainda quando adequado para quaisquer que sejam as necessidades de exportação de frações produzidas combinadas ou
[0019] Assim, verifica-se que em um poço de produção (1 ), o petróleo é coletado (2) e encaminhado para o sistema submarino de separação (3). Neste é submetido a operações mecânicas, físicas, químicas e/ou suas combinações, de forma a se separar as frações de gás (4), óleo (5), areia (6) e água (7). Esse processamento pode incluir vários diferentes parâmetros a fim de se conseguir o melhor rendimento possível, tanto no que diz respeito à qualidade do óleo (5) produzido, como da água (7) a ser descartada no meio ambiente por reinjeção no reservatório (8). As frações de gás (4), óleo (5) e areia (6) são encaminhadas, por meios adequados, para à superfície ou topside (9), onde receberá os tratamentos adicionais requeridos, enquanto que a água (7) é em geral reinjetada no reservatório de petróleo.
[0020] Com a finalidade de executar essas operações de forma otimízada e proporcionando alta qualidade da água a ser descartada no meio ambiente, a estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos segundo a presente invenção possui conceito de arranjo modular para intervenção localizada em equipamentos e integração de componentes para compactação e redução de dimensionamento e peso dos módulos, compondo, assim, um aperfeiçoado sistema submarino de separação trifásica de fluidos e bombeio.
[0021 ] As Figuras 2 e 3 ilustram uma primeira configuração da estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos segundo a presente invenção. Nestas observa-se que a modularização que compõe a estação compreende apenas dois módulos, sendo um primeiro módulo de separação (10) e um segundo módulo de bombeio de água de reinjeção (40).
[0022] O módulo de separação (10) compreende um vaso separador de óleo e água (1 1 ) dotado de porção tronco-cônica (12), ao longo do qual se encontra um conjunto de blocos integrados das válvulas tipo gaveta (13), conjunto de válvulas de controle ou chokes (14) posicionado do lado oposto e banco de dispositivos ciclônicos (15), tal como hidrociclones, contíguo ao referido bloco de válvulas tipo gaveta (13). Pelo menos um separador ciclônico de areia ou desareandor (15') é provido na entrada do módulo de separação (10).
[0023] Na porção superior, referido primeiro módulo de separação (10) compreende um braço robótico (16) instalado sobre uma capa (17) que envolve e assim protege referido módulo de separação (10). O braço robótico (16) atua nas válvulas (13, 14) em substituição aos atuadores elétricos ou hidráulicos do estado da técnica.
[0024] Será apreciado que a integração de componentes na estação submarina de separação segundo a presente invenção se realiza pela integração das referidas válvulas tipo gaveta (13) e válvulas de controle e/ ou chokes (14) em blocos de forjados únicos, minimizando e/ou eliminando a utilização de tubulações para e interligação dos equipamentos, além de entrada e saída do sistema de separação. Dessa forma, fica garantida a eliminação de componentes e, com isso, reduzindo comprimento e peso da estação.
[0025] A remoção de óleo residual é realizada pelo banco de hidrociclones (15) que são projetados com uma quantidade limitada de liners removíveis (18). O projeto do referido banco dispositivos ciclônicos (15) proporciona uma maior flexibilidade com relação ao aumento e diminuição da capacidade de tratamento em relação a vazão de entrada no sistema. Portanto, com essa modularização é possível selecionar a quantidade de hidrociclones que são suficientes para tratar a água produzida abrangendo um escalonamento, por exemplo, de 1 :10 em metros cúbicos/hora. A utilização de hidrociclones com liners removíveis facilitam a manutenção do sistema.
[0026] O módulo de bombeio (30) resta posicionado na região proximal do reservatório de produção de petróleo, sendo destinado para a reinjeção de água produzida pelo módulo de separação (10). De forma mais abrangente é inteiramente possível a inclusão de módulos de bombeio destinados a elevação artificial de fluidos produzidos por meio de inclusão de módulo de bombeamento multifásico (não ilustrado). Para os mesmos, é também possível a intervenção individual no módulo de bombeio (1 1 ). Ainda, da mesma forma, é possível prever uma linha dedicada à separação exclusiva de gás, compondo três possíveis saídas do sistema com a fração majoritária dos seguintes fluidos: água para reinjeção (8) no reservatório (1 ), óleo (5) com ou sem areia (6), para as instalações de superfície (9), e gás (4) também para as instalações de superfície (9).
[0027] O módulo de separação (10) compreende ainda uma harpa como separador gravitacional gás-líquido (19), ou outro dispositivo para a separação primária de gás, posicionada opostamente ao banco de hidrociclones (15), a qual realiza o processa mento de separação do gás que será enviado ao topside (9). [0028J A alimentação da estação submarina de separação compacta integrada segundo a presente invenção recebe a produção do reservatório de petróleo diretamente no módulo de separação (10) por meio de uma tubulação (20), enquanto que a água de reinjeção produzida no dito módulo (10) é direcionada ao reservatório (1 ) por uma tubulação (21 ), Adicionalmente, referido módulo (10) possui uma tubulação (22) de retorno de topside, por onde ocorre o envio de óleo e gás para a superfície (9). Ditas tubulações (20, 21 , 22) são conectadas ao módulo de separação (10) por meio de respectivos conectores horizontais (20', 21 ', 22').
[0029J Observa-se, ainda, que o primeiro módulo de separação (10) e o segundo módulo de bombeio de água de reinjeção (40) estão montados sobre uma estrutura de apoio (50), preferencialmente metálica, para a acomodação de todo o conjunto da estação sobre o leito submarino.
[0030] De forma alternativa e opcional, a estação de separação trifásica e sistema de bombeio segundo a presente invenção pode compreender um módulo separador tubular gravitacional líquido-líquido (30), tipo o sistema Pipe Separator®.
[0031 ] O módulo separador tubular gravitacional líquido-líquido (30) é individualmente removível e está localizado fora do módulo de separação (10), mas a ele conectado por tubulações (31 , 32) e conector duplo (33). Esse segundo arranjo alternativo tem como objetivo prover uma redução significativa no peso e no comprimento da estação submarina de separação de fluidos de acordo com a presente invenção. Nessa alternativa, o tubo separador (30), normalmente, é o equipamento de comprimento significativo e seu dimensionamento é determinante para o bom desempenho de separação líquido-líquido. Além disso, essa modularização além de proporcionar compactação, habilita a intervenção localizada no equipamento caso seja necessária.
[0032J Os versados na arte apreciarão que a estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos de acordo com a presente invenção proporciona uma série de efeitos aperfeiçoados e vantagens decorrentes de sua concepção e arranjo estrutural dentre os quais se destacam:
- sistema submarino compacto constituído basicamente por três módulos;
- modularização do tubo separador, possibilitando sua localização independente do módulo da estação de separação;
- utilização de maior número de dispositivos ciclônicos(ou hidrociclones) com menor quantidade de íiners, por exemplo, aproximadamente 25 liners contidos em aproximadamente 6 hidrociclones para obter maior flexibilidade de ajuste de capacidade de tratamento da água para reinjeção;
- utilização de dispositivos ciclônicos para a separação de areia.
- integração de todos os corpos de válvulas tipo gaveta, válvulas de controle e ou chokes, minimizando a utilização de tubulação para interligação de equipamentos;
- utilização ou não, de braço robótico para atuação das válvulas, minimizando e/ou eliminando a necessidade de atuação hidráulica ou elétrica individual por válvula, o que diminuí a quantidade de componentes do sistema.
- proporcionar, concomitantemente, a intervenção localizada em módulos de baixo peso, a redução de dimensionamento e a redução significativa de peso;
- proporcionar solução de sistema de separação submarina com melhor relação custo x benefício para sua aquisição.
[0033] Adicionalmente, os versados na arte também apreciarão o fato de que a estação compacta integrada de sistemas submarinos de separação e bombeio de fluidos de acordo com a presente invenção pode ser aplicada a qualquer sistema submarino de separação de fluidos ligado ao poço de produção de óleo e gás, tipicamente, ou conectada dietamente ao manifoldde produção.

Claims

Reivindicações
1 . ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, caracterizada por compreender um primeiro módulo de separação (10) e um segundo módulo de bombeio de água de reinjeção (40).
2. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que dito módulo de separação (10) compreende um banco de dispositivos ciclônicos (15).
3. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que compreende pelo menos um separador ciclônico de areia ou desareandor (15') provido na entrada do dito módulo de separação (10).
4. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que dito módulo de separação (10) compreende ainda uma harpa como separador gravitacíonal gás-líquido (19) posicionada opostamente a um banco de dispositivos ciclônicos (15), dita harpa (19) realizando o processamento de separação do gás enviado ao topside.
5. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que compreende um braço robótico (16) instalado sobre uma capa (17) que envolve referido módulo de separação (10).
8. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que dito módulo de separação (10) compreende um vaso separador de óleo e água (1 1 ), ao longo do qual se encontra um conjunto de blocos integrados das válvulas tipo gaveta (13), conjunto de válvulas de controle ou chokes (14) posicionado do lado oposto e banco de hidrociclones (15) contíguo ao referido bloco de válvulas tipo gaveta (13).
7. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizada pelo fato de que dito braço robótico (1 6) atua nas válvulas (1 3, 14) em substituição aos atuadores elétricos ou hidráulicos.
8. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato de que ditas válvulas tipo gaveta (1 3) e válvulas de controle e/ ou chokes (14) em blocos de forjados únicos.
9. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato de que referidos dispositivos ciclonicos (1 5) são projetados com uma quantidade limitada de Íiners removíveis (1 8).
10. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que referido módulo de bombeio (30) resta posicionado na região proximal do reservatório de produção de petróleo, sendo destinado para a reinjeção de água produzida pelo módulo de separação (10).
1 1 . ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que compreende uma tubulação (20) de alimentação, uma tubulação (21 ) de reinjeção de água, uma tubulação de retorno de tops/de (22), sendo ditas tubulações (20, 21 , 22) conectadas ao módulo de separação (1 0) por meio de respectivos conectores horizontais (20', 21 ', 22').
12. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que o primeiro módulo de separação (1 0) e o segundo módulo de bombeio de água de reinjeção (40) estão montados sobre uma estrutura de apoio (50) de acomodação de todo o conjunto da estação sobre o leito submarino.
13. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo faio de que compreende, opcionalmente, um módulo separador tubular gravitaciona! líquido-líquido (30).
14. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que dito módulo separador tubular gravitacional líquido-líquido (30) é individualmente removível e está localizado fora do módulo de separação (10), mas a ele conectado por tubulações (31 , 32) e conector duplo (33).
15. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que é aplicada a qualquer sistema submarino de separação de fluidos ligado ao poço de produção de óleo e gás.
18. ESTAÇÃO COMPACTA INTEGRADA DE SISTEMAS SUBMARINOS DE SEPARAÇÃO E BOMBEIO, de acordo com a reivindicação 1 , caracterizada pelo fato de que está instalada conectada diretamente ao manifold de produção.
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