BR102013019601A2 - sistema integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios de petróleo e método - Google Patents

Abstract

sistema integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios de petróleo e método. o sistema integrado de escoamento de fluido produzido e injeção de água ao longo de uma tubulação (riser) do tipo pipe-in-pipe pip em reservatórios de petróleo garante o escoamento pela troca de calor ao longo da tubulação (riser) e aumenta o fator de recuperação do reservatório através da aplicação da água ainda aquecida. em um riser do tipo pip, o método integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios de petróleo combina o escoamento do fluido produzido de um reservatório de petróleo com a injeção de água captada na superfície e aquecida à temperatura suficiente para simultaneamente promover condições de produção e de recuperação de petróleo.

Description

SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO E MÉTODO

CAMPO DA INVENÇÃO

Um sistema e um método que se aplicam ao campo de produção e recuperação de petróleo, uma vez que se refere a um sistema e a um método integrado para a garantia de escoamento de hidrocarbonetos e injeção de água aquecida em reservatórios de petróleo. Mais especificamente a presente invenção descreve um sistema e um método em que o controle da temperatura de escoamento de hidrocarbonetos pelo duto interno de um riser do tipo “pipe-in-pipe” (PIP) é realizada pela temperatura da água que é escoada pelo espaço anular do PIP, sendo essa água posteriormente injetada no reservatório de petróleo. O sistema e o método proposto combina um sistema de garantia de escoamento por aquecimento do fluido produzido com um sistema de injeção no reservatório de água captada na superfície para recuperação secundária de petróleo.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

Em sistemas de produção de petróleo em ambiente submarino, este é escoado até a superfície, para uma unidade flutuante, por meio de tubulações denominadas risers.

Na baixa temperatura da água no fundo do mar, o escoamento do petróleo fica comprometido devido à troca térmica pelas paredes das tubulações (risers/ No escoamento, recomenda-se que a temperatura do fluido produzido esteja sempre acima da TIAC (temperatura de início de aparecimento de cristais), pois abaixo desta temperatura aumenta significativamente o risco de ocorrer deposição de parafina do fluido produzido e possível tamponamento da tubulação. Outro risco é a formação de hidratos quando há presença de água e gás no interior da tubulação (riser) aliada às condições de pressão e temperatura favoráveis. Além dos riscos mencionados, o abaixamento de temperatura também aumenta a viscosidade do fluido produzido, resultando em queda na vazão de produção do mesmo.

Observa-se que a perda de temperatura para o meio externo é maior no trecho vertical da tubulação (riser). Observação esta que se justifica pela perda de calor do fluido em função das transformações termodinâmicas ocorridas pela expansão dos gases em solução no petróleo líquido, chegando a ser observado em simulações uma perda em torno de 22°C. Uma vez que a produção de petróleo em ambiente submarino tem-se dado em profundidades cada vez maiores, a variação de temperatura pode ser ainda maior. A solução convencional para escoamento de petróleos com elevados valores de TIAC consiste na utilização de produtos químicos para inibição da formação da parafina ou no uso de sistemas de aquecimento por energia elétrica.

Um exemplo de técnica que utiliza adição de produtos químicos é ensinado no documento BR PI 9700727-7. Nesse documento é descrito um processo termo-químico para desparafinação de dutos em regime de fluxo de petróleo com auxílio de sistema gerador de nitrogênio em que o fluido de tratamento a ser usado na desparafinação do duto compreende: uma solução de sais nitrogenados ativada por ácido acético emulsionado e destinada a produzir nitrogênio e calor. Muitas dessas técnicas que utilizam produtos químicos são eficazes, mas incorrem invariavelmente no aumento dos custos de produção.

Com relação às técnicas que utilizam o uso de energia elétrica para garantir o escoamento dos petróleos produzidos em águas profundas, pode ser citado o documento BR PI 9004240-9. Nele é descrito um processo de aquecimento de uma tubulação onde escoa um fluido viscoso contendo resíduos orgânicos, que compreende a introdução de um elemento de aquecimento no interior da tubulação por um carretei de acoplamento que é instalado em um ponto da tubulação, de modo que o elemento de aquecimento atravesse a região obstruída pelos resíduos orgânicos, transmitindo-lhes calor suficiente para provocar o descolamento desses resíduos das paredes da tubulação e restabelecer as condições para o escoamento do fluido.

Uma evolução dessa técnica é descrita na patente US 7,243,716 onde uma tubulação (riser) do tipo PIP tem a parede externa de sua tubulação aquecida por um cabo elétrico e a transferência de calor entre o fluido produzido e o meio externo é reduzida por meio de um material isolante no anular entre os dois dutos. Uma combinação dessa técnica com a tecnologia de tubulações (risersj flexíveis para grandes profundidades é conhecida como “Integrated Production Bundle” - IPB. Neste caso, o IPB é composto de um duto flexível padrão para o transporte de fluidos de produção envolto por outros dutos, cabos elétricos, umbilicais e camadas isolantes.

Uma opção para sistemas que utilizam energia elétrica no aquecimento de tubulações é a técnica conhecida em inglês como “Direct Eletrical Heatíng”, na qual o calor é gerado pela aplicação de uma corrente alternada diretamente no duto a ser aquecido. A eficiência dessa técnica está relacionada diretamente com a permeabilidade e resistividade do duto, assim como ensina o documento US 2007/098375 A1.

Dependendo da profundidade da água e o comprimento das tubulações (risersj, soluções baseadas no uso de energia elétrica implicam no aumento do número de turbogeradores (TG) do sistema de geração de energia da plataforma, aumentando o custo da produção e diminuindo a eficiência energética, o que além de impactos econômicos, implica também em impactos ambientais, constituindo uma desvantagem para esse tipo de solução.

Uma das alternativas conhecidas para diminuir a perda de calor do fluido produzido para o meio externo é descrita no documento US 6,955,221, no qual uma tubulação (riser/ do tipo PIP onde o fluido que escoa no tudo interno é aquecido por água que circula no anular entre a parede externa do duto interno e a parede interna do duto externo. No método descrito existe um meio dedicado para o aquecimento da água o que implica em maior custo de operação.

Sendo assim, o estado da técnica não se verifica um sistema de escoamento de fluidos em uma linha de produção de petróleo integrado à injeção de água para recuperação avançada de petróleo tal como descrito e reivindicado a seguir.

Na presente invenção, é aproveitado o calor dos gases superaquecidos descartados pelos turbogeradores para aquecer a água, não gerando custos financeiros ou ambientais adicionais para o aquecimento da água.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO A invenção é aplicada na exploração de petróleo, e se refere a um sistema integrado de escoamento de fluido produzido e injeção de água ao longo de uma tubulação (riser) do tipo pipe-in-pipe PIP em reservatórios de petróleo, com o objetivo de garantir o escoamento pela troca de calor ao longo da tubulação (riser) e aumentar o fator de recuperação do reservatório através da aplicação da água ainda aquecida. O sistema integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios e petróleo é constituído por: a) um subsistema de captação de água para injeção (1); b) um subsistema de tratamento de água para injeção (2); c) um subsistema de aquecimento de água para injeção; d) pelo menos uma tubulação (riser) do tipo PIP (6) para produção de hidrocarbonetos e injeção de água aquecida em reservatórios. O presente sistema apresenta vantagens sobre as técnicas utilizadas atualmente, pois aproveita o calor desperdiçado nos turbogeradores que alimentam uma Unidade de Exploração de Petróleo -UEP para aquecer a água que garante o escoamento do fluido produzido e proporciona que essa mesma água aquecida seja injetada em reservatórios subterrâneos aumentando a fração de óleo recuperada. O referido sistema também é útil quando paradas temporárias na produção são necessárias permitindo que o óleo não diminua a temperatura e possa retomar a posterior produção facilmente. A presente invenção abrange ainda um método integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios de petróleo que combina o escoamento de fluido produzido de um reservatório de petróleo com a injeção de água captada na superfície, por meio de um riser do tipo Pipe-in-Pipe, respectivamente pela tubulação interior e pelo anular, em sentidos opostos ao longo do riser, de modo a favorecer a troca de calor entre o fluido e a água e promover, simultaneamente, condições de escoamento de produção e de recuperação do petróleo, onde: a) a água captada é bombeada para o reservatório, após passar por tratamento de filtração com retenção de sólidos, seguido de aquecimento para entrar no anular à temperatura de no máximo 100°C, a depender da especificidade do projeto. b) o fluido produzido chega à superfície em condições de escoamento sem ocorrer solidificação e deposição de hidrocarbonetos ao longo do riser.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS O(s) desenho(s) ilustra(m) a(s) modalidade(s) da invenção, e indica(m) suas partes constituintes, com números de referência correspondentes. A Figura 1 ilustra o esquema de um sistema integrado para a garantia de escoamento de hidrocarbonetos e injeção de água aquecida em reservatórios. A Figura 2 ilustra uma configuração preferida onde a água aquecida é injetada em um mesmo reservatório produtor. A Figura 3 ilustra uma configuração alternativa onde a água aquecida é injetada em um reservatório produtor diferente. A Figura 4 ilustra a configuração construtiva do riser do tipo PIP. A Figura 5 ilustra o gradiente de temperatura (°C) da água injetada e do óleo produzido ao longo da profundidade da água quando a vazão da água injetada é de 10 m3/h. A Figura 6 ilustra o gradiente de temperatura (°C) da água injetada e do óleo produzido ao longo da profundidade da água quando a vazão da água injetada é de 40 m3/h, A Figura 7 ilustra o perfil de temperatura (°C) da água injetada e do óleo produzido ao longo da profundidade da água quando a vazão da água injetada é de 150 m3/h. A Figura 8 ilustra um gráfico da temperatura (°C) de saída da água de injeção de acordo com a vazão de injeção. A Figura 9 ilustra um exemplo de configuração do riser do tipo PIP para a presente invenção. A Figura 10 ilustra um gráfico da pressão interna de produção ao longo do riser. A Figura 11 ilustra um gráfico da pressão de injeção de água no anular ao longo do riser.

A Figura 12 ilustra um gráfico da pressão externa ao longo do riser. DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO A presente invenção se refere a um sistema e a um método integrado de escoamento de fluido produzido e injeção de água ao longo de uma tubulação (riser) do tipo pipe-in-pipe PIP em reservatórios de petróleo, com o objetivo de garantir o escoamento pela troca de calor ao longo da tubulação (riser) e aumentar o fator de recuperação do reservatório através da aplicação da água ainda aquecida. Método Integrado de Escoamento de Produção e Iniecão de Água em Reservatórios de Petróleo O método integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios de petróleo combina o escoamento de fluido produzido de um reservatório de petróleo com a injeção de água captada na superfície, por meio de um riser do tipo Pipe-in-Pipe, respectivamente pela tubulação interior e pelo anular, em sentidos opostos ao longo do riser, de modo a favorecer a troca de calor entre o fluido e a água e promover, simultaneamente, condições de escoamento de produção e de recuperação do petróleo, onde: a) a água captada é bombeada para o reservatório, após passar por tratamento de filtração com retenção de sólidos, seguido de aquecimento para entrar no anular à temperatura de no máximo 100°C, a depender da especificidade do projeto. b) o fluido produzido chega à superfície em condições de escoamento sem ocorrer solidificação e deposição de hidrocarbonetos ao longo do riser.

Sistema Integrado de Escoamento de Produção e Iniecão de Áaua em Reservatórios de Petróleo O sistema integrado de escoamento de produção e injeção de água em reservatórios e petróleo, conforme por ser visto na figura 1, compreende: a) um subsistema de captação de água para injeção (1); b) um subsistema de tratamento de água para injeção (2); c) um subsistema de aquecimento de água para injeção; d) pelo menos uma tubulação (riser) do tipo PIP (6) para produção de hidrocarbonetos e injeção de água aquecida em reservatórios; e) camada de material isolante. O subsistema de captação de água para injeção (1) compreende tubulações, válvulas, bombas, filtros, sensores e outros equipamentos, com objetivo de captar a água do mar que será injetada. O subsistema de tratamento de água para injeção (2) compreende tubulações, válvulas, bombas, filtros, sensores e outros equipamentos, com objetivo de captar a água do mar e tratá-las para que as mesmas atinjam as condições adequadas/desejadas para injeção, O subsistema de aquecimento de água para injeção compreende uma Unidade de Recuperação de Calor Desperdiçado (URCD) (5) que permite recuperar o calor descartado por turbogeradores (TGs) (7) presentes em uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) e transferir esse calor a um circuito fechado de água quente (4).

Esse circuito fechado de água quente (4) compreende tubulações, válvulas, bombas, filtros, sensores e outros equipamentos, com objetivo de armazenar e transportar o calor dos TGs (7) recuperado pela URCD (5) até um trocador de calor (3) que aquece a água proveniente do subsistema de captação (1) e tratamento (2) de água para injeção. A água aquecida é conduzida pelo anular entre o duto externo e o duto interno de uma tubulação (riser) do tipo PIP (6) onde primeiramente é responsável pelo aquecimento e/ou manutenção da temperatura de escoamento dos hidrocarbonetos produzidos pelo duto interno da referida tubulação (riser) e posteriormente é injetada (8) em um reservatório para promover a recuperação avançada de hidrocarbonetos.

Em uma modalidade preferida, a água aquecida é injetada (8) no reservatório produtor em um ponto diferente do ponto de produção (9) de acordo com a geometria do reservatório e o projeto de injeção como pode ser visto na figura 2. Alternativamente, a água aquecida é injetada (8) em outro reservatório produtor como pode ser visto na figura 3.

Na figura 4 pode-se observar a seção transversal de uma tubulação (riser) Pipe-in-Pipe típica. As dimensões apresentadas podem variar em função de vários aspectos como vazões, classes de pressão, perfil de temperatura, lâmina d’água, tipo de unidade estacionária de produção, condições meteoceanográficas, método de instalação, etc. A tubulação interna é a responsável pela produção (9) dos hidrocarbonetos. Concentricamente a tubulação interna, há a tubulação externa, no qual o espaço anular formado entre as duas permite o escoamento da água para aquecimento do hidrocarboneto escoado na tubulação interna. Ao redor da tubulação externa é aplicada uma camada isolante para reduzir a perda de calor da água de aquecimento para o meio ambiente. Para esta aplicação, são especificados materiais tipicamente utilizados em sistemas de isolamento molhados para dutos submarinos, como polietileno, polipropileno, etc. A configuração geométrica do perfil do riser Pipe-in-Pipe ao longo da lâmina d’água é definida em função dos perfis de pressão, dos carregamentos estáticos e dinâmicos e da lâmina d’água. Por questões econômicas, a configuração preferida é a SCR (Steel Catenary Riser) ou a SLWR (Steel Lazy Wave Riser). Alternativamente, a configuração geométrica do riser pode assumir configurações desacopladas da unidade com o uso de bóias, como ocorre nos sistemas BSR (Bóia de Sustentação de Risers) e RHAS (Risers Híbrido Auto Sustentável, ou FSHR em inglês -Free Standing Hybrid Riser).

Esse sistema permite que a água seja aquecida até uma temperatura de 30°C até 100°C e que a mesma seja injetada a pressões que podem chegar a 700 kgf/cm2 na unidade estacionária de produção. A seleção dos materiais e o dimensionamento das espessuras de parede devem estar de acordo com as condições operacionais limites estabelecidas para o projeto.

Exemplo de Concretização da Invenção As características dessa invenção poderão ser melhor percebidas pela apresentação do seguinte exemplo. Em uma simulação computacional a eficiência do sistema pode ser prevista.

Foi tomado como premissa as seguintes características desse sistema: - Tubo Interno: ID 7,439” OD 8,625”; - Tubo Externo: ID 11,06” OD 12,75”; - Espessura do Isolamento (K=0,167W/m*K): 1,625”; - Temperatura da água na entrada: 90°C; - Vazão de óleo 1.200 m3/dia;

Simulador leva em conta as perdas para o ambiente e troca térmica água/óleo, com comprimento de 2.500 m. Para diferentes vazões de água no anular temos variações no perfil de temperatura da água injetada e do óleo produzido.

Para uma vazão de água de 10 m3/h temos o perfil de temperatura visto na Figura 5.

Para uma vazão de água de 40 m3/h temos o perfil de temperatura visto na Figura 6.

Para uma vazão de água de 150 m3/h temos o perfil de temperatura visto na Figura 7.

Na Figura 8 é observado um gráfico da temperatura de saída da água de injeção de acordo com a vazão de injeção.

Nesse exemplo a tubulação (riser) foi disposta em uma configuração do tipo “Lazy Wave” e pode ser visto na figura 9, mas essa configuração não é limitante da invenção.

Os limites de pressão interna na tubulação de produção, pressão de injeção de água no anular e pressão externa ao longo de todo o trecho do riser também foram simulados e podem ser vistos nas Figuras 10, 11 e 12 respectivamente.

REIVINDICAÇÕES

Claims (15)

1- MÉTODO INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, caracterizado pelo fato de combinar o escoamento de fluido produzido de um reservatório de petróleo com a injeção de água captada na superfície, por meio de um riser do tipo Pipe-in-Pipe, respectivamente pela tubulação interior e pelo anular, em sentidos opostos ao longo do riser, de modo a favorecer a troca de calor entre o fluido e a água e promover, simultaneamente, condições de escoamento de produção e de recuperação do petróleo, onde: a) a água captada é bombeada para o reservatório, após passar por tratamento de filtração com retenção de sólidos, seguido de aquecimento para entrar no anular à temperatura de no máximo 100°C, a depender da especificidade do projeto. b) o fluido produzido chega à superfície em condições de escoamento sem ocorrer solidificação e deposição de hidrocarbonetos ao longo do riser.

2- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, caracterizado pelo fato de compreender: a) um subsistema de captação de água para injeção (1); b) um subsistema de tratamento de água para injeção (2); c) um subsistema de aquecimento de água para injeção; d) pelo menos uma tubulação (riser) do tipo PIP (6) para produção de hidrocarbonetos e injeção de água aquecida em reservatórios; e) camada de material isolante.

3- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato do subsistema de captação de água para injeção (1) compreender tubulações, válvulas, bombas, filtros, e sensores captadores de água do mar.

4- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato do subsistema de tratamento de água para injeção (2) compreender tubulações, válvulas, bombas, filtros e sensores aptos ao tratamento de água do mar.

5- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato do subsistema de aquecimento de água para injeção compreender uma Unidade de Recuperação de Calor Desperdiçado (URCD) (5) que permite recuperar 0 calor descartado por turbogeradores (TGs) (7) presentes em uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) e transferir esse calor a um circuito fechado de água quente (4).

6- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E IN IFCÃO HF ÁfilIA FM RFSFRVATÓRIO^ DF PFTRÓI FO Hp 1 Iτΐΐ# Ibm mJWmm L_IVI I \L«W In TF r\ I Vr RilVr W wmM Imb I ~ Lm I V·# La Ca· ValF J vJ vlí acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato do circuito fechado de água quente (4) compreender tubulações, válvulas, bombas, filtros, sensores e outros equipamentos, capazes de armazenar e transportar o calor dos TGs (7) recuperado pela URCD (5) até um trocador de calor (3).

7- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato do trocador de calor (3) aquecer a água proveniente do subsistema de captação (1) e tratamento (2) de água para injeção.

8- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato da água aquecida ser conduzida pelo anular entre o duto externo e o duto interno de uma tubulação (riser) do tipo PIP (6).

9- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da água aquecida ser injetada (8) no reservatório produtor em um ponto diferente do ponto de produção (9).

10- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato da água aquecida ser injetada (8) em outro reservatório produtor.

11- INITFRRAnn DF F^milUlFNITO HF PROnilCÃO F INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato da água escoar no espaço anular formado entre as a tubulação externa e a tubulação interna.

12- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E IKI ΙΕΛΑΛ nc ΑΛΙ |A CM DCCCDUATÓDIAQ HC DCTDÓI CO Aty IINI%lClUiZ» Clwl I*Εΐ·νϊC·i\\r r\ I * /rvlUlZ ·* ** I I*VJL*CZ*«*j Oíw acordo com ás reivindicações 2 ou 8, caracterizado pelo fato de ser aplicada uma camada isolante ao redor da tubulação externa.

13- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato da camada isolante ser de polietileno ou polipropileno.

14- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato da água ser aquecida até uma temperatura de 30°C até 100°C.

15- SISTEMA INTEGRADO DE ESCOAMENTO DE PRODUÇÃO E INJEÇÃO DE ÁGUA EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato da água ser injetada a pressões que chegam até 700 kgf/cm2 na unidade estacionária de produção.