CAMPO DA INVENÇÃO

[0001] A presente invenção está relacionada à injeçâo de fluidos em reservatórios de petróleo para manutenção da pressão. Mais particularmente, a presente invenção está relacionada à injeçâo de água e gás, de forma simultânea ou alternada, em poços submarinos para aumento da produção e do fator de recuperação de petróleo.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[0002] Na produção de petróleo no mar, na medida em que os reservatórios são produzidos, a pressão dos mesmos diminui. De forma a permitir a continuidade da produção, existem diversas técnicas de recuperação de petróleo secundária, dentre as quais pode-se citar a injeçâo de água para minimizar o déficit de balanço de materiais e assim manter a pressão do reservatório tão próxima quanto possível da pressão originai. Estudos de produção de campos de petróleo em águas profundas com altas razões de gás-óleo, a exemplo dos localizados na área do pré-sal brasileiro, identificaram a oportunidade de aumentar os fatores de recuperação de reservatórios utilizando para isso o método de injeçâo alternada de gás e água no mesmo poço e ponto do reservatório, conhecido por WAG (Water- Altemating-Gas). Este método é utilizado em diversos campos terrestres no mundo, mas pouco aplicado em campos no mar.

[0004] Dependendo do tipo do reservatório, o método WAG pode apresentar melhores índices de recuperação de óleo quando comparado ao método de injeçâo de somente água. Existem algumas variantes do método de WAG, inclusive com a injeçâo simultânea de gás e água num mesmo poço.

[0005] Uma oportunidade para a WAG com gás rico em C0 ₂ surge no Brasil, principalmente nas recentes descobertas de grandes reservas de óleo na camada do pré-sal. Boa parte dos óleos contidos nos reservatórios carbonáticos do pré-sal é leve, com densidade na faixa de 28 a 30° API - American Petroleum Institute, com uma alta quantidade de gases, razão gás-ôleo maior que 200 m ³ /m ³ , e contendo entre 8 e 20% de CQ ₂ , o que torna o uso do gás para a recuperação avançada de óleo uma possibilidade atrativa. A reinjeção do gás produzido, contendo C0 ₂ , pelo método de injeção WAG, tem uma boa perspectiva de aumento do fator de recuperação de petróleo desses reservatórios, além de mitigar a liberação de gases causadores do efeito estufa. Um desafio é aplicação dessa técnica em águas profundas.

[0006] Um problema inerente à produção de petróleo em grandes profundidades, e também de sistemas de injeção de gás e água num mesmo poço, diz respeito ao risco de obstrução de dutos por formação de hidrato, resultado do contato direto de gás e água em condições de alta pressão e baixa temperatura. Outro problema da utilização de uma linha para fluir ora gás ora água, caso o gás contenha percentagem de C0 ₂ acima de 1%, é a necessidade de metalurgia especial e procedimentos operacionais de comutação de fluído através de deslocamento com colchões de fluídos inertes, evitando que o C0 ₂ reaja com a água formando ácido carbónico, substancia que apresenta alta corrosividade.

[0007] Para contornar problemas de corrosão de linhas e riscos de hidrato, no desenvolvimento dos primeiros campos submarinos em águas profundas do pré-sal brasileiro, foi projetado um sistema flexível que pudesse injetar somente água ou fazer injeção alternada de água e gás (método WAG), com facilidades para comutação do fluido injetado e, consequentemente, mitigação do fisco de formação de hidrato. Para tanto foi desenvolvimento um sistema de Manifold Submarino de Injeção de Água e Gás (MSIAG) que opera conectado a dois poços submarinos de injeção. Nesse sistema, os manifolds são responsáveis pelo controle de injeção de gás e/ou água nos poços.

[0008] Apesar dos méritos desta concepção, tais manifolds apresentam um alto custo de investimento, da ordem de 30 milhões de dólares, além do custo das linhas submarinas e custos operacionais. Desta forma, há uma necessidade em se desenvolver novas soluções que viabilizem a manutenção da pressão de reservatórios em produção,

[0009] Portanto, existe interesse em se buscar outras soluções de melhor custo-benefício, sem necessidade de manifold, para garantir a injeção pelo método WAG em cenários como o descrito acima. Nesse sentido, sistemas submarinos multifuncionais, isto é, que conjuguem injeção para aumento do fator de recuperação de reservatório com uma maior robustez de mitigação de hidratos, e ainda com a possibilidade de injetar água captada diretamente do fundo do mar, podem se tomar atrativos.

[0010] O documento intitulado "Recuperação Avançada de Petróleo: Potencialidades da Injeção WAG (Water Altemating Gasf, de autoria de ROSA, K. R. S. A, Bezerra, M. C. Ai, Ponzio, B. A. e Rocha, A. A, publicado pela Rev. Virtual Quim. em 2016, descreve um estudo sobre a recuperação de petróleo utilizando as técnicas de injeção WAG. Entretanto nada é mencionado sobre a possibilidade de injeção submarina em poços de injeção sem a necessidade de utilização de manifold para controle da injeção.

[0011] Como será melhor detalhado abaixo, a presente invenção visa a solução dos problemas do estado da técnica acima descritos de forma prática e eficiente.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0012] A presente invenção tem por objetivo prover um sistema integrado de recuperação por injeçâo de gás e água que dispense a necessidade de um manifold submarino,

[0013] A presente invenção tem por objetivo adicionai prover um sistema integrado de recuperação por injeçâo de gás e água dotado de maior robustez a hidratos.

[0014] A presente invenção tem por objetivo adicional prover um sistema integrado de recuperação por injeçâo de gás e água capaz de injetar água captada e tratada díretamente do fundo do mar.

[0015] Assim, de forma a alcançar tais objetivos, a presente invenção provê um sistema submarino para pressurização de um reservatório de petróleo submarino através de injeçâo de pelo menos um de água e gás, o sistema compreendendo (i) pelo menos dois poços submarinos de injeçâo, cada poço submarino de injeçâo sendo interligado a uma unidade de produção por meio de uma linha submarina individual que se conecta ao respectivo poço submarino de injeçâo através de um mandril principal de injeçâo e (ii) pelo menos um jumper, cada jumper conectando hidraulicamente dois dos peio menos dois poços submarinos de injeçâo adjacentes através de mandris de anular.

[0016] A presente invenção ainda provê um método submarino para pressurização de um reservatório de petróleo submarino através de injeçâo de peio menos um de água e gás, compreendendo a etapa de injetar pelo menos um de água e gás em pelo menos um poço submarino de injeçâo de um conjunto formado por pelo menos dois poços submarinos de injeçâo, cada poço submarino de injeçâo sendo interligado a urna unidade de produção por meio de uma linha submarina individuai que se conecta ao respectivo poço submarino de injeção através de um mandril principal de injeção, em que um jumper conecta hidraulicamente dois dos peio menos dois poços submarinos de injeção adjacentes através de mandris de anular, em que a etapa de injetar peio menos um de água e gás em pelo menos um poço submarino de injeçâo é realizada a partir da unidade de produção e respectiva linha submarina individuai, ou a partir de um sistema submarino de captação e injeçâo em comunicação hidráulica com o peio menos um poço submarino de injeção.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[0017] A descrição detalhada apresentada adiante faz referência às figuras anexas e seus respectivos números de referência, representando as modalidades da presente invenção.

[0018] A figura 1 ilustra uma vista esquemática de um sistema de acordo com uma primeira concretização da presente invenção, compreendendo um par de poços injetores conectados hidraulicamente por linha submarina curta (/umper).

[0019] A figura 2 ilustra uma vista esquemática do sistema de acordo com uma segunda concretização da presente invenção, compreendendo adicionalmente um sistema submarino de captação e injeção de água.

[0020] A figura 3 ilustra um vista esquemática em detalhes do sistema submarino de captação e injeçâo de água da segunda concretização da presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0021] Preliminarmente, ressalta-se que a descrição que se segue partirá concretizações preferenciais da invenção. Como ficará evidente para qualquer técnico no assunto, no entanto, a invenção não está limitada a essas concretizações particulares.

[0022] Em uma primeira concretização da presente invenção, ilustrada na vista esquemática da figura 1, dois poços submarinos de injeçâo 4, 4' são interligados a uma unidade de produção 5, tal como um FPSO (do inglês, Floatifig Production Storage and Offloading), através de suas respectivas linhas submarinas de injeçâo 1, 2 conectadas aos respectivos mandris principais de injeçâo 6, 6' de cada um dos poços submarinos de injeçâo 4, 4'. Os poços 4 e 4' são conectados hidraulicamente através de uma linha submarina curta, tal como um jumper 3, que se conecta pelos mandris de anular 7, T de cada um dos poços submarinos de injeçâo 4, 4'.

[0023] O jumper 3 facilita a comutação e troca de fluidos nas linhas submarinas 1, 2, facilitando o deslocamento de colchões de fluidos inertes, por exemplo: diesel.

[0024] Adicionalmente, o jumper 3 viabiliza a passagem de ferramentas e fluídos através das linhas submarinas e dos poços submarinos de injeçâo 4, 4', tal como raspador também conhecido por pig. Para facilitar o entendimento, ainda são ilustradas as válvulas comumente existentes no conjunto composto por base de produção e árvore de natal molhada, instalado usualmente na cabeça dos poços submarinos, sendo:

DHSV - válvula downhole safe valve.

[0025] Opcionalmente, de acordo com uma segunda concretização ilustrada na vista esquemática da figura 2, a água é captada, filtrada e injetada, diretamente do fundo do mar, em cada um dos poços submarinos de injeçâo 4, 4' por meio de um sistema submarino de captação e injeçâo de água do mar 8.

[0026] Preferencialmente, o sistema submarino de captação e injeçâo 8 está em comunicação hidráulica com os mandris de anular 7, T dos poços submarinos de injeçâo 4, 4' adjacentes através de pelo menos um jumper 3. Mais preferencialmente, o sistema submarino de captação e injeçâo de água do mar 8 está posicionado ao longo do jumper Z, conforme ilustrado na figura 2

[0027] Preferencialmente, o sistema submarino de captação e injeçâo de água do mar 8 compreende válvula 10, chokes 11, 11', medidores de vazão 12, 12', tubo de descarga 13, válvula retenção 14, bomba de injeçâo 15, válvula da sucção 16, filtro 17 e tubo de sucção 18.

[0028] Opcionalmente, pelo menos uma tomada hidráulica dupla 20, tipo hot stab, é utilizada para operação de despressurização e mitigação de hidrato. Ainda opcionalmente, válvulas auxiliares 19, 19* operadas remotamente por ROV (do inglês, Remotety Operated Vehicle) são providas. Através da tomada hidráulica dupla 20 é possível retirar fluido de um lado dá válvula 10 e retomar para o outro lado, promovendo despressurização do lado desejado.

[0029] A presente invenção ainda provê um método submarino para pressurização de um reservatório de petróleo submarino através de injeçâo de pelo menos um de água e gás, compreendendo a etapa de injetar pelo menos um de água e gás em pelo menos um poço submarino de injeçâo 4, 4' de um conjunto formado por pelo menos dois poços submarinos de injeçâo 4, 4', cada poço submarino de injeçâo 4, 4' sendo interligado a uma unidade de produção 5 por meio de uma linha submarina individuai 1, 2 que se conecta ao respectivo poço submarino de injeçâo 4, 4' através de um mandril principal de injeçâo 6, 6'.

[0030] O método da presente invenção também se vale do jumper 3, que conecta de maneira física e hidráulica dois dos pelo menos dois poços submarinos de injeçâo 4, 4' adjacentes através de mandris de anular 7, 7', facilitando operações de deslocamento e troca de fluídos das linhas submarinas 1 e 2, com ou sem passagem de pig.

[0031] Adicionalmente, a etapa de injetar pelo menos um de água e gás em pelo menos um poço submarino de injeçâo 4, 4' é realizada a partir da unidade de produção 5 ou a partir do sistema submarino de captação e injeçâo de água do mar 8 em comunicação hidráulica com o pelo menos um poço submarino de injeçâo 4, 4'.

[0032] Opcionalmente, a etapa de injetar compreende a injeçâo contínua ou alternada de pelo menos um de água e gás através das diferentes tinhas submarinas individuais 1, 2 unicamente a partir da unidade de produção 5.

[0033] Opcionalmente, a injeçâo alternada de pelo menos um de água e gás através das diferentes linhas submarinas individuais 1, 2 a partir da unidade de produção 5 compreender adicionalmente a injeçâo de colchões de um fluido inerte nas interfaces entre água e gás. Preferencialmente, o fluído inerte é óleo diesel.

[0034] Alternativamente, a etapa de injetar compreender a injeçâo de gás através das diferentes linhas submarinas individuais 1, 2 a partir da unidade de produção 5 e a Injeçâo de água do mar a partir do sistema submarino de captação e injeçâo 8 em comunicação hidráulica com o pelo menos um poço submarino de injeçâo 4, 4\

[0035] Portanto, ressaita-se que inúmeras vantagens técnicas são obtidas através da presente invenção, já que a mesma:

(i) provê um sistema submarino de injeçâo de gás e água, com a finalidade de melhorar o fator de recuperação em projetos de produção de petróleo em águas profundas;

(ií) provê um sistema submarino de injeçâo que pode injetar um único fluido ou mais de um fluido de forma alternada;

(iii) provê um sistema submarino de injeçâo e respectivo método que permite efetuar injeçâo alternada de gás ou água, com deslocamento de fluido através da comutação da posição de válvulas de bloqueio localizadas na unidade de produção e nas árvores de natal molhadas dos poços de injeçâo;

(iv) provê simultaneamente um método de injeçâo e de garantia de escoamento mais robusto, por facilitar a despressurizaçâo das linhas para prevenção ou mesmo remediação de hidratos;

(v) 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; e

(vi) provê um sistema submarino de injeçâo de água e gás de forma alternada com um número mínimo de conexões e risers e sem necessidade de manífold, reduzindo significativamente os custos e complexidade de construção, instalação e manutenção.

[0036] 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 ⁽ imitada às configurações/concretizações particulares acima descritas.