BRPI0902753A2 - sistema e método para separador submarino de óleo e gás - Google Patents
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Abstract
SISTEMA E MéTODO PARA SEPARADOR SUBMARINO DE óLEO E GáS. A presente invenção refere-se a um sistema de contenção de hidrocarboneto passivo para conter hidrocarbonetos em um fluido, compreende um domo separador submarino, uma passagem de óleo em comunicação fluida com o coletor de hidrocarboneto disposto dentro do domo de coleta, e uma saida de gás tendo uma altura de descarga dimensionada e adaptada em relação à altura da passagem de óleo o suficiente para manter uma porção de uma passagem de óleo submerso em um fluido de tal como água do mar presente no vácuo interior do domo de coleta. Um sistema de contenção de hidrocarboneto pode ser ancorado no fundo do mar e usado para coletar óleo e gás proveniente do fundo do oceano. Uma vantagem do sistema de contenção de hidrocarboneto é que não há partes móveis. Uma outra vantagem é que o sistema de contenção de hidrocarboneto requer manutenção limitada para bombear para fora o óleo coletado, conforme necessário.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SISTEMA EMÉTODO PARA SEPARADOR SUBMARINO DE ÓLEO E GÁS".
Referência a outros pedidos
Este pedido refere-se e reivindica prioridade do Pedido Provisó-rio dos Estados Unidos 61/088.182.
CAMPO DA INVENÇÃO
Recuperação de óleo e/ou gás submarino especialmente de es-truturas abatidos por ciclones com poços de produção vazando. Em sua mo-dalidade preferida, os trabalhos do separador funcionam melhor com vaza-mento de óleo e gás. Apesar de atualmente as modalidades contempladastambém funcionarem com vazamentos de somente de óleo, estes normal-mente requerem posicionamento quase vertical para os domos usados paracapturar a produção vazando.
ANTECEDENTE DA INVENÇÃO
Plataformas caídas e condutos de hidrocarbonetos submersospodem tornar-se vítimas de vazamentos de óleo e gás sem controle. Porexemplo, plataformas tombada devido a ciclones podem ter múltiplos poçosvazando óleo e gás, criando um óleo brilhatne na superfície e poluindo lito-rais expostos. A separação atual de óleo e gás atual é realizada na superfí-cie da água utilizando embarcações de suporte com equipamento separador,ou embarcações do tipo skimmer, e/ou tripulações de limpeza para removeróleo vazado das praias. Embarcações de superfície possuem unidades se-paradas e recuperam o óleo da superfície uma vez que tenha sido criadobrilho o suficiente. Normalmente, uma torre do queimador não é necessáriaconforme a profundidade do gás está ventilado e há bolhas de gás visíveisaparecendo na superfície.
Domos de coleta podem ser usados para coletar eficazmentefluxos de óleo e gás vazando, mas, conforme a profundidade da água (porexemplo, acima de 30,48 m (100 pés) de água do mar),e a distância de ou-tras estruturas fixas aumentam, a capacidade de separar o óleo e gás cole-tado de poços vazando torna-se um desafio necessitando de uma embarca-ção de suporte de borda. Além disso, instalação submarina evita que embar-cações de suporte de borda, que podem ou não ser capazes de permanecerno local durante mau tempo.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
Figura 1 é uma vista parcial em perspectiva de uma modalidadeatualmente visionada;
Figura 2 é uma vista parcial em perspectiva de uma porção su-perior de uma modalidade visionada; e
Figura 3 é uma outra vista parcial em perspectiva de um exem-plo de lançamento.
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS
Referindo-se agora a Figura 1, sistema de contenção de hidro-carboneto 10 pode ser ancorado no fundo do mar e usado para coletar óleoe gás proveniente do fundo do oceano. O sistema de contenção de hidrocar-boneto 10 compreende de uma área de armazenamento de coleta de hidro-carboneto 26, porção superior de separador de hidrocarboneto 30, dispostona porção superior do vácuo interior do separador 21, passagem de óleo 40na comunicação de fluido com o coletor de hidrocarboneto 30, passagem deóleo 40 disposto dentro do vácuo interior do separador de coleta 21 e tendouma altura predeterminada, uma ou mais passagens de drenagem de óleo42, e tubo de saída de gás 50 tendo uma altura de descarga dimensionada eadaptada em relação à altura da passagem de drenagem de óleo 42 o sufi-ciente para manter uma porção de passagem de drenagem de óleo 42 sub-merso dentro do fluido 100 presente no vácuo interior do armazenamento doseparador 26.
A área mais baixa do separador 20 compreende o vácuo interior22, extremidade superior substancialmente fechada 23, e extremidade inferi-or substancialmente aberta 26.
Em certas modalidades, a área do separador 30 ainda compre-ende um ou mais defletores 32 os quais compreendem um ou mais placasde defletor 33. O defletor 32 pode ser angulado em um ângulo predetermi-nado. Em uma modalidade, defletor 32, por exemplo, suas placas de defle-xão 33, são anguladas. Em outras modalidades, uma área de superfície po-de ser acrescentada, por exemplo entre defletor 32 e as áreas de entrada40, para proporcionar uma superfície adicional à qual o óleo pode aderir-se.
Referindo-se adicionalmente à Figura 3, o sistema de contençãode hidrocarboneto 10 pode ainda compreender um colar flutuante 28 inte-grado dentro e/ou anexado ao separador 10 e usado para controlar a pro-fundidade do separador 10 na coluna d'água. As unidades montadas no fun-do do oceano normalmente não necessitariam de colares flutuantes 28 osquais podem ser usados para levantar o sistema de contenção de hidrocar-boneto 10 para permitir um fluxo para cima adequado tal como utilizar man-gotes 39 de domos de coleta 110.
Uma vantagem do sistema de contenção de hidrocarboneto 10 éque não há partes móveis. Uma outra vantagem é que o sistema de conten-ção de hidrocarboneto 10 requer manutenção limitada para bombear parafora o óleo coletado conforme necessário.
Na operação de uma modalidade preferida, referindo-se à Figura1 e em geral à Figura 3, o sistema de contenção de hidrocarboneto 10 é u-sado como um separador submarino de óleo e gás o qual pode ser instaladosob a água para coleta de óleo e gás, por exemplo, de plataformas caídas,exsudação natural e dutos danificados. O óleo e/ou gás coletado pode sercoletado, por exemplo nos domos de coleta 110, e direcionado para dentrodo sistema de contenção de hidrocarboneto 10 tal como utilizar mangotes30. Em uma modalidade, o sistema de contenção de hidrocarboneto 10 re-move o óleo do gás, retém o óleo, e ventila o gás.
Uma vez dentro da área do separador 20, o óleo será separadoe gravitado para baixo dentro da área do separador 20 enquanto o gás podeser ventilado de volta para a água do mar por tubo de ventilação 50.
Múltiplas descargas de hidrocarbonetos podem ser contidas soba água ao localizar uma fonte de vazamento de hidrocarbonetos, normal-mente um duto partido ou dispositivo de cabeça de poço; coletar os hidro-carbonetos vazando utilizando um ou mais domos de coleta 100, e encana-mento dos hidrocarbonetos coletados para o sistema de contenção de hidro-carboneto 10 com mangotes 39 utilizando um fluido tal como água do mar.Mangote 39 normalmente encaixa-se com o tubo de entrada do separador40, permitindo que os hidrocarbonetos entrem no sistema de contenção dehidrocarboneto 10 através do tubo de entrada separador 40.
Os hidrocarbonetos no fluido 100 condensam para dentro docoletor tal como um defletor 32 e drenam para baixo os hidrocarbonetos 42 eos componentes não-gasosos dos hidrocarbonetos fluem gás para fora 50.Por exemplo, água do mar ambiente fornece pressão balanceada para o sis-tema de contenção de hidrocarboneto 10, utilizando o gás entrando na áreado separador 20 para criar o fluxo e manter o envelope de gás necessário nodomo de coleta 20 de modo que a gravidade pode auxiliar na coleta do óleo,separar o óleo e o gás por fluxo através dos defletores 32, e permitir que omaterial coletado flua para baixo na área de armazenamento do separador26 passando pelos drenos 42. Consequentemente, o fluido de hidrocarbone-to armazenado 100 é permitido entrar parcialmente no vácuo interior do se-parador 22 acima das extremidades inferiores dos drenos 42 de modo que aporção de drenos 42 esteja submersa para dentro do fluido do hidrocarbone-to armazenado 100 no vácuo interior inferior 22.
A porta de saída do gás 50, a qual está em comunicação fluidano lado de descarga com a água do mar ambiente ou outro fluido e localiza-da próxima à extremidade superior substancialmente fechada, e porta desaída de gás 50 disposta fora do separador 20 pode estar presente, como namodalidade preferida. Nesta modalidade, o componente de gás presente novácuo interior do separador 22 sai do vácuo interior do separador 21 atravésda porta de saída de gás 50 e é ventilado para dentro da água do mar ambi-ente ou fluido através da porta de saída de gás 50. A extremidade de des-carga da porta de saída de gás 50 é posicionada em uma altura relativa aovácuo do separador 20 suficiente para controlar o nível de fluido 100 dentrodo domo de coleta 20. Além disso, o tubo de saída de gás 50 pode ser di-mensionado de modo que sua altura de descarga, em relação ao compri-mento do dreno 42, é suficiente para manter uma porção de dreno 42 sub-merso para dentro do fluido 100 presente no interior do vácuo do separador 22.O sistema de contenção de hidrocarboneto 10 pode ser posicio-nado utilizando a gravidade, um veículo operado remotamente (ROV) (não-mostrado nas figuras), ou similar, ou uma combinação do deste. Além disso,o colar flutuante 28 (Figura 3) pode ser integrado para dentro e/ou anexadoao domo de coleta 20 e usado para controlar uma profundidade de domo decoleta 20 no fluido. Como exemplo e sem-limitação, o separador 10 pode serancorado, por exemplo, a um dispositivo sob a água tal como uma cabeçade poço ou duto, para alcançar um local predeterminado relativo à fonte dehidrocarbonetos no fluido. Esta ancoragem pode ser fixa para permitir que osistema de contenção de hidrocarboneto 10 use de flutuante, seja um flutu-ante natural ou flutuante criado ou aumentado por colar flutuante 28, paraflutuar à meia-água, por separador de ancoragem 10 a uma estaca de suc-ção, ao anexar o separador 10 a uma estrutura submarina fixa, ou similar, ouuma combinação do destes. Bóia de superfície 120 pode ser presa ao siste-ma de contenção de hidrocarboneto 10 de modo que pelo conector 38 e oponto terminal 25 (Figura2).
Posicionar estrategicamente a altura da saída de descarga degás 50 em relação à altura do dreno 42 mantém as saídas de dreno sob osníveis de fluido 100 e evita que o fluxo de gás desvie da trajetória de fluxoatravés de defletores 32. Todo o processo de separação é completado semqualquer parte móvel.
A descrição anterior e descrição das invenções são ilustrativas eexplicatórias. Várias mudanças no tamanho, forma, e materiais, assim comonos detalhes da construção ilustrativa e/ou um método ilustrativo podem serfeitos sem sair do espírito da invenção.
Claims (15)
1. Sistema de contenção de hidrocarboneto, compreendendo:a) um separador submarino compreendendo de um vácuo interi-or, uma extremidade superior substancialmente fechada e uma extremidadeinferior substancialmente fechada;b) um separador de hidrocarboneto disposto na porção superiordo vácuo do interior do separador submarino;c) uma passagem de óleo em comunicação fluida com a área dearmazenamento do separador de hidrocarboneto, a passagem de óleo dis-posta dentro do vácuo do domo do separador e tendo uma altura; ed) um tubo de saída de gás tendo uma altura de descarga di-mensionada e adaptada em relação à altura da passagem de óleo o suficien-te para manter a porção de passagem de óleo submerso no fluido presenteno vácuo interior do domo de coleta.
2. Sistema de contenção de hidrocarboneto de acordo com areivindicação 1, em que o separador ainda compreende de um defletor.
3. Sistema submarino separador de hidrocarboneto como defini-do na reivindicação 2, em que o defletor compreende de uma placa de defle-tor.
4. Sistema submarino separador de hidrocarboneto como defini-do na reivindicação 2, em que o defletor é angulado em um ângulo prede-terminado.
5. Sistema submarino separador de hidrocarboneto como defini-do na reivindicação 1, em que a passagem de óleo compreende de um re-servatório elevado (standpipe).
6. Sistema separador submarino de hidrocarboneto como defini-do na reivindicação 1, ainda compreendendo de um colar flutuante afixadoao domo separador.
7. Sistema separador submarino de hidrocarboneto como defini-do na reivindicação 6, em que o colar de flutuação é integrado ao domo se-parador.
8. Método de contenção de hidrocarbonetos submarino, com-preendendo:a) localizar uma fonte de hidrocarbonetos em um fluido, os hi-drocarbonetos compreendendo de um componente gasoso e um componen-te não-gasoso.b) posicionar um sistema de contenção de hidrocarboneto pró-ximo à fonte o suficiente para permitir que os hidrocarbonetos entrem no sis-tema de contenção, o sistema de contenção compreendendo de:i) um domo separador compreendendo de um vácuo interior,uma extremidade superior substancialmente fechada e uma extremidadeinferior substancialmente fechada;ii) um separador disposto na porção superior do vácuo interior doseparador; eiii) uma passagem de óleo em comunicação fluida com o sepa-rador, a passagem de óleo disposta dentro do vácuo interior do domo doseparador e dimensionado e adaptado para se estender a uma distânciapredeterminada em direção à extremidade inferior do domo de coleta;c) permitindo que o fluido entre no vácuo interior do domo sepa-rador através da extremidade inferior de modo que a porção da passagemde óleo seja submersa dentro do fluido no vácuo interior do domo de coleta;permitindo que os hidrocarbonetos no fluido condensem paradentro do coletor;d) permitindo que o componente não-gasoso dos hidrocarbone-tos façam a coleta na passagem de óleo;e) permitindo que a gravidade retome para o componente não-gasoso dos hidrocarbonetos para o fluido na área de armazenamento dointerior do domo separador.
9. Método de conter hidrocarbonetos submarinos de acordo coma reivindicação 8, ainda compreendendo:a) fornecer um tubo de saída de gás, o tubo de saída de gáscompreendendo de (i) uma porta de entrada de gás em comunicação fluidacom o vácuo interior do domo separador e disposto próximo à extremidadesuperior substancialmente fechada e (ii) uma porta de gás de saída dispostafora do domo separador; eb) permitindo que o componente de gás presente na porção su-perior do vácuo interior do domo separador saia do vácuo interior do domoseparador através da porta de saída de gás.
10. Método de acordo com a reivindicação 9, ainda compreen-dendo de posicionar a porta de saída de gás em uma altura relativa ao domoseparador suficiente para controlar o nível de fluido dentro do domo separador.
11. Método de acordo com a reivindicação 9, em que a altura dedescarga do tubo de saída de gás é dimensionada em relação à altura dapassagem de óleo o suficiente para manter a porção de passagem de óleosubmersa no fluido presente no vácuo interior do domo de coleta.
12. Método de acordo com a reivindicação 8, em que o fluido éágua do mar.
13. Método de acordo com a reivindicação 8, ainda compreendendo:a) anexar um colar flutuante ao domo de coleta; eb) usar um colar flutuante para controlar uma profundidade dodomo de coleta no fluido.
14. Método de acordo com a reivindicação 8, ainda compreen-dendo de ancorar o domo de coleta para alcançar o local predeterminado emrelação à fonte de hidrocarbonetos no fluido.
15. Método de acordo com a reivindicação 14, em que a ancora-gem é pelo menos à meia-água, ancoragem do domo de coleta a uma esta-ca de sucção, ou anexar o domo de coleta à estrutura fixa submarina.
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] | ||
| B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE AS 5A E 6A ANUIDADES. |
|
| B08K | Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette] |
Free format text: EM VIRTUDE DO ARQUIVAMENTO PUBLICADO NA RPI 2342 DE 24-11-2015 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDO O ARQUIVAMENTO DO PEDIDO DE PATENTE, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |