MX2009000204A - Sistema, embarcacion y metodo de extraccion de petroleo y fracciones mas pesadas de gas desde un deposito por debajo del fondo del mar. - Google Patents

Abstract

Un sistema para la extracción de petróleo y fracciones más pesadas de gas de un depósito por debajo del fondo del mar, comprende: una instalación de campo al menos con un pozo de extracción y un pozo de inyección, estos pozos son conectados con tuberías de subida con una estación de carga y descarga, un embarcación con medios que serán conectados con la estación de carga y descarga, una planta de recepción con medios para cargar y descargar la embarcación. El sistema es distinguido porque la embarcación comprende un separador de tres fases de alta presión, un compresor de inyección y cualquiera de un equipo de limpieza de agua o un equipo de inyección de agua, y la planta de recepción incluye medios de carga y descarga de alta presión, de modo que la embarcación que es conectada con la instalación de campo pueda cargar el fluido del pozo de alta presión que es llevado hacia el separador y es apartado en fracciones más ligeras de gas, petróleo y fracciones más pesadas de gas, y agua, de los cuales el petróleo y las fracciones más pesadas de gas son llevados hacia los tanques de almacenamiento de alta presión en la embarcación, estos tanques de almacenamiento de alta presión incluyen un gas de alta presión, el cual es desplazado fuera de los tanques y es inyectado en el depósito junto con las fracciones más ligeras de gas, por medio del compresor de inyección, después de lo cual el petróleo y las fracciones más pesadas de gas después de su transporte hacia la planta de recepción, pueden ser descargados desplazando los contenidos del tanque a través del gas de alta presión suministrado desde la planta de recepción. También se describe una embarcación y un método.

Description

SISTEMA, EMBARCACION Y METODO DE EXTRACCION DE PETROLEO Y FRACCIONES MAS PESADAS DE GAS DESDE UN DEPOSITO POR DEBAJO DEL FONDO DEL MAR Campo de la Invención La presente invención se refiere a un sistema, una embarcación y un método para la extracción de petróleo y •fracciones más pesadas de gas a partir de un depósito por debajo del fondo del mar. El sistema, embarcación y método de acuerdo con la invención son particularmente factibles para la extracción desde yacimientos marginales, en particular, yacimientos que tienen una baja presión del pozo y el riesgo de formación de hidrato. Antecedentes de la Invención En la actualidad recursos importantes de petróleo y gas se encuentran almacenados en yacimientos más pequeños que no son económicamente factibles de producir. En general, estos yacimientos que son denominados yacimientos marginales, pueden proporcionar una extracción posible común de 10 , 000 a 40 , 000 barriles de equivalentes de petróleo por día. Para algunos yacimientos marginales, la presión del pozo se encuentra por debajo de 100 barg (presión manométrica) , lo cual hace que la extracción con el equipo existente no sea rentable. Además, existe un incremento en la demanda a fin de tener la capacidad de extraer petróleo y gas en un modo que REF. 199447 sea más ambientaimente amigable, lo cual significa, tanto la reducción de emisiones hacia los entornos como una demanda más baja de energía y equipo para la extracción. Varios yacimientos marginales, en particular de los depósitos y fuentes consumidas de corte de agua, mediante la producción provocarán un peligro significante de formación de hidrato, lo cual aumenta los costos de extracción en forma significante . En la publicación de Patente US 6 , 339 , 996 Bl, se describe una embarcación que tiene tanques de almacenamiento de compuestos para el gas natural comprimido. El ahorro de peso para los tanques compuestos, con relación a los tanques comparables de acero es hasta de un 70% . Los tanques de acuerdo con la publicación de patente son alineados en posición vertical, y fuera de consideración para la estabilidad es requerido un sistema general de tuberías para distribuir la carga. El procedimiento de carga y descarga origina la liberación de presión del gas que podría ser encontrada en los tanques o que pudiera formarse en los mismos, y la subsiguiente recompresión del gas. En las publicaciones de Patente US 6 , 230 , 809 Bl y US 6 , 019 , 174 , se describe una embarcación que puede cargar un flujo no procesado del pozo en forma directa en los tanques de almacenamiento. Las embarcaciones se encuentran sin equipo para el procesamiento, aunque se menciona que pueden utilizarse fracciones más ligeras a bordo de la embarcación para la producción de energía. En conexión con la carga nada se describe acerca de la descarga simultánea de gas de alta presión que pudiera encontrarse en los tanques de almacenamiento con anticipación. En la publicación de Patente US 4, 446,804 se describe un método para el transporte de petróleo y gas bajo una alta presión en tanques a bordo de la embarcación. El agua bajo presión o algún otro líquido factible, en un tanque o grupo de tanques que serán cargados, se desplaza por la carga hacia un nuevo tanque o grupo de tanques. Con lo cual, los procesos de llenado y el vaciado de los tanques se realizan bajo presión mediante el uso del desplazamiento, de modo que sea evitada la liberación de presión de la carga. Con lo cual, es evitada una pérdida significante de presión con respecto a la válvula de control en el tanque, esta pérdida de presión común puede ser aproximadamente de 100 bar. Con lo cual, se evita la evaporación de la carga y la utilización deficiente del tanque, así como también severos enfriamientos y formaciones de hielo y de hidratos además de velocidades de flujo hasta la velocidad del sonido con esfuerzos resultantes del montaje de tanque. Nada se menciona acerca de tener una carga de alta presión en los tanques con anticipación para la descarga y la inyección de los mismos junto con fracciones opcionales separadas de la carga, de manera simultánea con la carga. En- la publicación de Patente US 3 , 830 , 180 , se describen tanques verticales para fluidos criogénicos, situados en una embarcación, alrededor de la cual se proporciona aislamiento a los tanques con una barrera de convección, con lo cual, es evitado el enfriamiento del casco. En la publicación de Patente NO 320013 se describió un sistema para la extracción de un fluido inestable de múltiples fases desde una fuente submarina, con la inyección simultánea de agua y C02 hacia la fuente submarina para el soporte de presión. De manera más especifica, el sistema comprende : Una instalación submarina situada en el fondo del mar que tiene al menos un pozo para la recepción de una corriente de pozo, al menos un separador de agua que aparta el agua de la corriente de pozo, al menos una bomba de inyección para la introducción del agua separada por lo menos a través de un pozo de inyección de agua, al menos una tubería de subida para el transporte del fluido de múltiples fases hacia al menos una estación de carga/descarga en donde la embarcación puede situarse anclada y puede realizar la carga/descarga la conexión para la energía y las señales de la embarcación hacia la instalación submarina al menos una tubería de subida para el transporte de C02 desde una embarcación hacia al menos una cabeza de pozo para la inyección del C02 suministrado desde al menos una embarcación que en la estación mencionada con anterioridad puede descargar C02 , y de manera simultánea, puede cargar el fluido de múltiples fases para su transporte hacia una planta de recepción que puede admitir el fluido inestable de múltiples fases para la utilización del mismo, y desde la cual el C02 puede ser suministrado para su transferencia hacia la embarcación para su transporte e inyección subsiguiente hacia la fuente subterránea. Para la operación continua del sistema de acuerdo con la publicación de Patente NO 320013 , se prefiere que sean utilizadas dos embarcaciones, de las cuales se prefiere que cada embarcación tenga tanques acoplados en serie, de tal modo que cuando sea cargado un fluido de múltiples fases, el C02 será desplazado, y con lo cual, será descargado, de manera opcional, por medio de un compresor con el objeto de garantizar una presión suficiente para la inyección hacia la fuente subterránea. En la interconexión entre la carga y C02, se prefiere que sea utilizado un tapón enseguida del flujo de fluido, y compuertas de tapón son situadas en el extremo de la conexión en serie. Los tanques de la embarcación en el sistema mencionado con anterioridad son construidos de una tubería en espiral o serpentín de un material reforzado de polímero. En la publicación anterior, no existe descripción de la carga y descarga mediante el desplazamiento en ambos extremos del viaje de carga de la embarcación, tampoco existe descripción de los tanques de almacenamiento en las embarcaciones, de modo que una separación natural se realiza en los tanques, el sistema no es aplicable a los yacimientos marginales con una baja presión de pozo, no son descritas medidas específicas contra la formación de hidratos y tampoco existen situaciones cuando el quemado significante de gas se realice debido a consideraciones de seguridad. Existe una demanda de un sistema, un método y una embarcación para la extracción de petróleo y fracciones más pesadas de gas que sean ventajosas con relación a los problemas mencionados con anterioridad. Sumario de la Invención La demanda mencionada con anterioridad es cumplida al proporcionar un sistema con características de construcción y distinción de acuerdo con la reivindicación 1, un método que tiene características de construcción y distinción de acuerdo con la reivindicación 21, y una embarcación particularmente factible para el funcionamiento del método, que tiene características de construcción y distinción de acuerdo con la reivindicación 28. Breve Descripción de las Figuras La invención se ilustra con 3 figuras, de las cuales : La Figura 1 es un diagrama simplificado de proceso que muestra una embarcación y una instalación de campo de acuerdo con la presente invención, La Figura 2 ilustra una embarcación de acuerdo con la presente invención, y La Figura 3 es un diagrama simplificado de proceso que ilustra una planta de recepción de acuerdo con la invención. Descripción Detallada de la Invención Con la presente invención, se proporciona un sistema para la extracción de petróleo y fracciones más pesadas de gas a bordo de una embarcación, la cual transporta la carga normalmente por debajo de una presión de 10-150 barg (presión manométrica) hacia la costa para la estabilización final y la refinación/exportación adicional. Las fracciones más ligeras de gas son separadas en forma continua en el campo, a bordo de la embarcación, y son nuevamente inyectadas en el depósito en forma simultánea y junto con la carga de retorno recibida desde la planta de recepción en la costa. Todo el proceso de carga y descarga es realizado en forma ventajosa mediante el desplazamiento, lo cual reduce la demanda de energía y la demanda de equipo a bordo de la embarcación. Con la presente invención, también se proporciona un método con el uso del sistema, y una embarcación particularmente factible para trabajar el método. En primer lugar, se hace referencia a la Figura 1, la cual es un diagrama simplificado de proceso para las instalaciones de campo 1, 2 y la embarcación 10. La instalación de campo comprende las tuberías de subida 1, conectadas con los pozos de extracción y los pozos de inyección, de manera respectiva, de los cuales al menos existe un pozo de cada tipo. Además, la instalación de campo comprende una estación de carga y descarga 2, de preferencia, en la forma de una boya STL/STP (carga de torreta sumergida/extracción de torreta sumergida) , del tipo previamente conocido. La boya es conectada con la embarcación 10 en el cuarto de admisión abierto corriente abajo en el casco de la embarcación. En la embarcación, se sitúa una planta de proceso para la separación de las fracciones más ligeras de gas de la corriente de pozo recibida por medio de la instalación de campo. La planta de proceso comprende al menos un separador 4, en la forma de un separador de tres fases, al menos un compresor de inyección 6, y el equipo para el manejo del agua separada. Las fracciones más ligeras de gas separadas son nuevamente inyectadas en el depósito mediante el uso del compresor 6. El petróleo y las fracciones más pesadas de gas separadas son llevados hacia los tanques de almacenamiento de alta presión 5, en la forma de tanques de almacenamiento de alta presión situados en posición vertical del material compuesto. El proceso de carga se realiza en forma simultánea con la descarga a partir de los tanques de almacenamiento 5 del gas de alta presión suministrado desde la planta de recepción, mediante el uso del desplazamiento. Al mantener siempre una alta presión en el separador 4 y los tanques 5, es reducida la demanda de energía para el compresor 6, mientras que los problemas mencionados con anterioridad relacionados con la liberación de presión de la carga son evitados. El agua apartada del separador es inyectada en forma directa hacia el depósito como soporte de presión mediante el uso de la bomba de inyección 9 con o sin la limpieza en el hidrociclon opcional 7 y un tanque de desgasificación opcional 8, o es descargada hacia el mar después de haber sido limpiada en hidrociclones y el tanque de desgasificación, de manera opcional a través de tanques de inclinación. No es obligatorio que el equipo para la inyección de agua (bomba de inyección 9) y limpieza de agua (hidrociclon 7 y tanque de desgasificación 8) , sea suficiente de manera que una de las categorías de equipos sea proporcionada. En la Figura 1, ambos tipos de equipo son ilustrados, en el que el equipo de limpieza de agua es conectado corriente arriba de la bomba de inyección, sin embargo, un grupo de equipo podría ser omitido, o puede ser situada una línea opcional de derivación alrededor del equipo de limpieza de agua. Sin embargo, es ventajosa la utilización del tanque de desgasificación bajo una alta presión antes de la inyección de agua, con el fin dé desgasificar el agua de inyección, mientras que todavía no es requerida una bomba de carga separada. Del mismo modo que con anterioridad, el equipo que tiene que ser proporcionado con una instalación de campo del sistema y la embarcación de acuerdo con la presente invención para conseguir la funcionalidad objetivo, han sido descritos. Normalmente, el equipo adicional estará presente para garantizar que la temperatura y la presión se encuentren dentro de límites aceptables para las unidades de equipo, el sistema de tubería y las tuberías de subida. Etapas adicionales de separación y etapas adicionales de compresión también podrían estar presentes, de acuerdo con la demanda de presión y procesamiento para la corriente del pozo. De preferencia, el sistema y la embarcación de acuerdo con la invención tienen medios para el así llamado "forzamiento o redireccionamiento" , lo cual significa que la columna de líquido en el pozo es presionada hacia abajo en el pozo por el uso de gas presurizado que proviene del compresor 6 de la embarcación. Cuando la presión sea liberada, la columna de líquido es acelerada hacia la embarcación y el pozo puede iniciar la extracción. Esto es conseguido mediante un acoplamiento 11 de la línea de inyección de gas hacia el pozo de extracción, como se ilustra en la Figura 1. Además, el sistema de la invención es adaptado, de manera ventajosa, para la elevación de gas en uno o varios pozos de extracción, lo cual es conseguido mediante un acoplamiento 11 para la inyección de gas hacia el interior de la cadena de pozos, que tienen la salida en el nivel seleccionado como es indicado en la Figura 1. Para la elevación de gas, se permite que el gas salga del interior del pozo en un nivel seleccionado, puesto que esta línea separada de elevación de gas es bajada hacia el pozo (no se ilustra en detalle) , dentro o fuera de la tubería de subida de extracción y el revestimiento de extracción en el pozo, que tiene la salida en el pozo, a través de un paso opcional de alimentación en el nivel. La línea de conexión cruzada 12 con la válvula es utilizada para la inyección de líquido suministrado desde los tanques de almacenamiento 5, este líquido puede ser el líquido de retorno de la planta de recepción. El medio para el forzamiento o redireccionamiento y la elevación de gas hace económicamente factible la producción de los pozos que tienen una presión más baja de fluido de pozo que la anterior, lo cual significa una presión aproximadamente por debajo de 100 bar.

La Figura 2 proporciona una ilustración adicional de una embarcación 10 de acuerdo con la invención. Las unidades son descritas con los mismos números de referencia que para la Figura 1. De preferencia, el sistema y la embarcación de acuerdo con la invención son situados de modo que pueda realizarse la inyección de inhibidores de hidrato, por ejemplo, en la forma de inyección de metanol para evitar la formación de hidrato en los- pozos de extracción y de inyección de gas en paros a largo plazo, lo cual es indicado en la Figura 2 en la forma de un paquete de inyección química 13. La inyección de los inhibidores puede realizarse ya sea mediante la conexión con las cabezas de pozo en el fondo del mar mediante el uso de uno o varios alimentadores (no se ilustran) o mediante la inyección en la corriente de gas que es llevada hacia los pozos a través de las tuberías de subida. La Figura 2 también ilustra un compresor de segunda etapa 6 y equipo adicional en la forma de separadores de líquido, enfriadores, tambores de destello, un paquete de inyección química 13 (que incluye un inhibidor de hidrato) y válvulas de estrangulación 3, y cómo los elementos pueden ser situados sobre la plataforma. Los tanques de ''almacenamiento de alta presión 5 no son ilustrados de manera específica, sino que se prefiere que sean situados en posición vertical, y son de la forma de tanques compuestos. Con lo cual, el peso es reducido y también el requerimiento de energía para su transporte, de modo que la carga pueda ser almacenada y transportada, mientras que es conseguida una separación natural de la carga en cada tanque. La Figura 3 es un diagrama simplificado de proceso que muestra una planta de recepción en el litoral o tierra. La planta de recepción comprende un brazo de carga de alta presión 20 , para la alimentación de la carga desde la embarcación, además un brazo de descarga de alta presión 30 para la carga de los tanques de la embarcación con el gas de retorno bajo una alta presión, a través del desplazamiento de la carga. Es importante observar que un compresor de exportación 26 es conectado con el brazo de descarga para el gas de retorno hacia la embarcación, este compresor es utilizado para el desplazamiento de la carga de la embarcación. El gas que es descargado, es proporcionado a partir de una planta estándar de proceso mediante el procesamiento de la carga, y además el gas adicional es suministrado de acuerdo con la demanda o según se desee, como se ilustra por la línea 27 para el gas adicional/retorno. Podría ser deseable suministrar por ejemplo C02 como gas de retorno hacia la embarcación. El gas del compresor de exportación 26 es enfriado según se requiera por el intercambio de calor contra el petróleo de la primera etapa de estabilización, en un intercambiador de calor 23 , con el objeto de no exceder la temperatura máxima del tanque. De preferencia, la planta de recepción también comprende una bomba 28 en una línea de líquido 29 conectada con el brazo de carga de alta presión 20. De manera opcional, es proporcionada una bomba con conexión (no se ilustra) con el brazo de descarga 30, para la carga de la embarcación con el líquido de alta presión, mediante el desplazamiento de la carga de la embarcación. De manera ventajosa, una parte de la fracción más ligera de gas separada en la embarcación puede ser utilizada para la producción de energía a bordo. Además, el gas inerte es ventajosamente situado entre los tanques en la embarcación, de preferencia, en la forma de argón, de manera opcional, en la forma de C02 u otro gas inerte, con el objeto de reducir el riesgo de incendio y para garantizar una baja pérdida de calor de los tanques de almacenamiento. De manera ventajosa, los enfriadores son situados sobre la embarcación, corriente arriba de los tanques de almacenamiento y los compresores, y las tuberías de subida de inyección, con el enfriamiento en contra del agua de mar o el flujo más frío del proceso. En forma ventajosa, en la embarcación uno o varios tanques de gas están presentes . para el almacenamiento del gas bajo una presión más alta, en particular, para el "forzamiento o redireccionamiento" durante el arranque. De manera ventajosa, la embarcación no ha sido equipada con ningún paquete separado de energía a bordo para la operación de la planta de proceso, puesto que se prefiere que la maquinaria de la embarcación por sí misma pueda ser nuevamente ubicada para cumplir con la demanda, de manera opcional, a través del uso de una parte de las fracciones más ligeras de gas. En una modalidad del sistema, el C02 en forma de líquido que es originalmente admitido desde la planta de recepción, es descargado e inyectado, ya sea a través de la bomba de inyección, o después de la gasificación mediante el uso del compresor, mientras que se realiza la carga en forma simultánea del petróleo y las fracciones más pesadas de gas hacia los tanques de almacenamiento. El líquido C02 puede ser llenado en los tanques de la embarcación de la planta de recepción mediante el desplazamiento, con un tapón de agua entre el líquido de CO2 y la carga del petróleo y las fracciones más pesadas de gas. Con el líquido de C02 en los tanques de almacenamiento, se prefiere que la carga y la descarga de los mismos se realicen con un tapón de agua que sea puesto en forma sucesiva entre los tanques. La arena posible en la corriente del pozo es acumulada en el separador de tres fases y posiblemente en el tanque de desgasificación, si estuviera presente, puesto que las unidades son dimensionadas para recibir y almacenar la arena durante un periodo de carga/producción. La planta de recepción incluye el equipo suficiente para la nivelación y limpieza con arena. Cuando la embarcación se sitúe conectada con la planta de recepción, el separador y el tanque de desgasificación opcional pueden ser limpiados por arena mediante enjuague con agua, puesto que un cierto exceso de presión del gas en los tanques durante la limpieza dará origen a que la mezcla de agua y arena esté fluyendo en forma natural hacia el tanque de tratamiento de arena en la costa. En la planta de recepción, la arena será lavada con agua y quizás con productos químicos hasta que sea limpiada lo suficiente para que sea depositada. De preferencia, los tanques de almacenamiento de la embarcación son tanques de almacenamiento de alta presión compuestos en posición vertical, con un diámetro aproximadamente de 3 metros y una altura aproximadamente de 3 0 metros ( 215 m3/ anque, normalmente existen 350 tanques juntos) . Los tanques de la embarcación no son expuestos a la corrosión puesto que son elaborados de un material compuesto y éstos comprenden una barrera interna de protección hermética al gas, es decir, el así llamado revestimiento. El sistema, el método y la embarcación de acuerdo con la invención pueden ser utilizados, en forma flexible, para yacimientos con diferentes o variables GORs (Relaciones de Gas a Petróleo) . El petróleo de GOR bajo es almacenado hasta 50- 60 de presión barg, con la desgasificación de las fracciones más ligeras durante el viaje de carga hacia los tanques dedicados de gas construidos para una presión más alta, normalmente, de 150 barg o más alta. En principio, cualquier combinación de gas/líquido puede ser enviada a los tanques de almacenamiento en la embarcación. Los tanques son utilizados a una presión de almacenamiento por debajo aproximadamente de 10 barg, una presión máxima aproximadamente de 150 barg, a una temperatura máxima de 65 °C. La presión de operación es determinada, a través de la cual las fracciones de gas son deseables para su mezclado con el petróleo, puesto que contenidos bajos de fracciones más ligeras de gas provocan que pueda utilizarse una presión más baja. La presión de la corriente del pozo es reducida en forma escalonada a través de unidades de procesamiento de equipo hacia los tanques de almacenamiento para el petróleo y las fracciones más pesadas de gas, puesto que la presión más alta en los tanques de almacenamiento (aproximadamente 150 barg) es utilizada para pozos de una alta presión de flujo y/o para una alta GOR, con una disminución de la presión de almacenamiento de acuerdo con la presión del pozo y la GOR, puesto que la presión más alta posible de almacenamiento en los tanques origina, de manera ventajosa, un consumo más bajo de energía para la compresión y la inyección. De preferencia, la presión más alta posible en los tanques de almacenamiento en la embarcación es utilizada con el objeto de limitar el consumo de energía y la demanda de equipo. Cada tanque en la embarcación tendrá un acoplamiento de gas y un acoplamiento de liquido, se prefiere que ambos sean situados en la parte superior del tanque con la tubería de líquido que baje en forma interna hacia la parte inferior, de manera opcional, la tubería de gas es llevada desde la parte superior y la tubería de líquido es llevada desde la parte inferior. Normalmente, una embarcación incluirá segmentos o grupos de tanques. Un sistema de distribución en la embarcación hace simple la adaptación de la carga para cada segmento de tanque, de manera opcional, para tanques únicos, de manera ventajosa también en forma sucesiva. El sistema es situado para la inyección del gas desplazado desde los tanques de almacenamiento, y la inyección de las fracciones más ligeras de gas separadas de la corriente del pozo, lo cual significa que las emisiones al aire son reducidas en forma significativa evitando el encendido continuo. Antes de que el gas sea comprimido, éste tiene que ser enfriado y tiene que eliminarse el posible condensado. La compresión del gas se realiza mediante el uso de una, dos o varias etapas de compresor centrífugo. El condensado es separado del gas mediante el uso de enfriamiento y el subsiguiente contacto en un separador de líquido del gas. La presión común de succión para la primera etapa del compresor será de 25-60 barg, mientras que la segunda etapa del compresor tendrá una presión de succión aproximadamente de 150 barg. Sin embargo, se prefiere que la presión del compresor sea adaptada al requerimiento de capacidad mediante la utilización del intervalo de operación del compresor, el cual para pozos de una alta presión de cabeza del pozo de flujo proporciona una presión de succión del separador de entrada comúnmente de 150 barg, de modo que sólo un compresor sea requerido como mínimo. Antes de la inyección del gas, el gas es normalmente enfriado para evitar el exceso de la temperatura máxima permisible en las tuberías de subida de inyección de gas. Como se mencionó con anterioridad, el gas de inyección puede ser utilizado tanto para la elevación del gas como para la presurización de los pozos de extracción antes del arranque, lo cual significa el "redireccionamiento" de los pozos de extracción, al redirigir la totalidad o una parte del gas de inyección. En una modalidad preferida, los compresores también pueden ser utilizados para la inyección de metanol para la inhibición de la formación de hidrato, en esta situación, el metanol tiene que ser calentado por encima de su punto de ebullición de 64.7 °C. La combinación con gas almacenado en los tanques, de preferencia con tanques de gas a una presión más alta adicional, y compresores de inyección de gas, proporciona una gran flexibilidad en forma ventajosa tanto en el arranque como en el paro, y la posibilidad de extracción de los pozos que tienen una presión de pozo más baja que la que era anteriormente rentable. Debido a la carga y la descarga mediante el desplazamiento, la embarcación no tiene bombas de exportación (bombas de descarga) a bordo, de modo que la embarcación será de un costo más bajo y puede llevar cargas más grandes . Si los hidrociclones y el tanque de desgasificación fueran utilizados para la limpieza de agua, antes de la descarga o limpieza con el fin de extraer hidrocarburos adicionales antes de la inyección de agua, el tanque de desgasificación será normalmente operado a una presión que es al menos de 10 bar por debajo de la presión del separador corriente arriba a efecto de proporcionar una fuerza suficiente de impulsión para los hidrociclones. Para la inyección de agua, para el soporte de presión en el depósito, a través de la inyección de agua separada opcionalmente limpia, y de manera opcional de los líquidos adicionales recibidos desde la planta de recepción, debido a la alta presión de suministro del separador, serán requeridas de manera opcional del tanque de desgasificación y los tanques de almacenamiento sólo una bomba de inyección y una bomba de presurización adicional corriente arriba de la bomba de inyección. La planta de recepción, que será una planta de proceso terrestre, será dimensionada en forma ventajosa de manera que sea capaz de recibir la carga de más de una embarcación, lo cual reduce la cantidad de equipo y personal en mar abierto. De manera general, la planta de recepción comprende un tren de estabilización y un tren asociado de recompresión para regresar el gas separado hacía la embarcación, junto con el gas y/o líquido adicional posible. El tren de estabilización comprende al menos dos separadores con una presión gradualmente reducida, y el calentamiento del flujo de alimentación, de preferencia a través de un intercambio térmico contra el gas del compresor de exportación acoplado con la tubería de gas hacia la embarcación . Además de la demanda más baja de energía, también son evitadas bajas temperaturas con el riesgo asociado de formación de hidrato y el congelamiento de las tuberías y válvulas, mediante el uso de la carga y descarga a través del desplazamiento, como se describió con anterioridad. Sin embargo, no es obligatorio descargar la embarcación mediante el desplazamiento de la planta de recepción. Durante la descarga, el petróleo y las fracciones más pesadas de gas pueden ser llevados de los tanques de almacenamiento hacia la unidad de separación a bordo de la embarcación por medio de la válvula de estrangulación, con lo cual, la presión puede ser reducida por ejemplo a 10 barg, de modo que las fracciones de gas sean vaporizadas. Entonces, el gas puede ser nuevamente comprimido por el compresor a bordo y puede ser utilizado para desplazar los contenidos restantes del tanque conduciendo el gas hacia los tanques, de modo que el petróleo pueda ser llevado hacia la planta de recepción a través del brazo de carga de la planta de recepción. Se hace constar que con relación a esta fecha el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un sistema para la extracción de petróleo y una fracción más pesada de gas de un depósito por debajo del fondo del mar, está constituido de: una instalación de campo al menos con un pozo de extracción y un pozo de inyección, estos pozos son conectados con tuberías de subida hacia una estación de carga y descarga, una embarcación que tiene medios que serán conectados con la estación de carga y descarga, una planta de recepción con medios para cargar y descargar la embarcación, caracterizado porque la embarcación comprende un separador de tres fases de alta presión, un compresor de inyección y cualquiera de un equipo de limpieza de agua o un equipo de inyección de agua, y la planta de recepción incluye medios de carga y descarga de alta presión, de modo que la embarcación, que es conectada con la instalación de campo, pueda cargar el fluido de pozo de alta presión que es llevado hacia el separador y es apartado en fracciones más ligeras de gas, petróleo y fracciones más pesadas de gas, y agua, de los cuales el petróleo y las fracciones más pesadas de gas son llevados hacia los tanques de almacenamiento de alta presión en la embarcación, los tanques de almacenamiento de alta presión contienen gas de alta presión que es desplazado de los tanques y es inyectado hacia el depósito junto con fracciones más ligeras de gas, a través del compresor de inyección, después de lo cual, el petróleo y las fracciones más pesadas de gas posteriormente del transporte a la planta de recepción, pueden ser descargados mediante el desplazamiento de los contenidos del tanque con gas de alta presión suministrado desde la planta de recepción. 2. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación y la instalación de campo comprenden el equipo para el "redireccionamiento" . 3. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado, porque la embarcación y la instalación de campo comprenden un equipo para la elevación de gas . 4. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación y la instalación de campo comprenden un equipo que impide la formación de hidrato. 5. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación incluye tanques de almacenamiento en la forma de tanques compuestos de alta presión de posición vertical, normalmente de un diámetro de 3 metros y una altura de 30 metros, cada uno tiene un volumen de 215 m3, normalmente se encuentra un total de 350 tanques. 6. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación incluye una bomba de inyección de agua/líquido. 7. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación comprende un equipo de limpieza de agua en la forma de uno o varios hidrociclones y al menos un tanque de desgasificación. 8. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque una parte de la fracción más ligera de gas separada en la embarcación es utilizada para la producción de energía a bordo. 9. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gas inerte es situado entre, los tanques en la embarcación. 10. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque son situados enfriadores en la embarcación, corriente arriba de los tanques de almacenamiento y compresores, y corriente arriba de las tuberías de subida de inyección. 11. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación comprende uno o más tanques de gas para el almacenamiento del gas bajo una alta presión . 12. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación se encuentra sin un paquete separado de energía para la operación de la planta de proceso, la maquinaria de la embarcación puede ser reasignada en la operación, de manera opcional, mediante el soporte de la producción de energía de una parte de las fracciones más ligeras de gas separadas. 13. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque es adaptado para que sea capaz de recibir C02 líquido de la planta de recepción para su introducción en el pozo de inyección, puesto que la bomba de inyección puede manejar C02 líquido suministrado a través de la tubería desde los tanques de almacenamiento de la embarcación. 14. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la arena posible en la corriente del pozo es acumulada en el separador de tres fases y en un tanque de desgasificación opcional, durante un periodo de extracción/carga, con la subsiguiente descarga de arena y la limpieza de la misma en la planta de recepción. 15. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la planta de recepción comprende un tren de estabilización con un tren asociado de recompresión. 16. El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el gas separado es llevado de regreso como gas de alta presión hacia la embarcación, de manera opcional, junto con el gas y/o liquido adicional bajo una alta presión. 17. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la planta' de recepción comprende un brazo de carga de alta presión y un brazo de descarga de alta presión. 18. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la embarcación se encuentra sin bombas de descarga (bombas de exportación) . 19. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque al cargar liquido C02 de la planta de recepción mediante desplazamiento, con agua entre la carga de liquido C02 y petróleo/fracciones más pesadas de gas, las líneas, válvulas y distribuidores son adaptados para la carga y descarga sucesivas de los tanques de almacenamiento. 20. El sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los tanques de almacenamiento a bordo en la embarcación son dimensionados para una presión de 150 barg a 65 °C, con la desgasificación de las fracciones más ligeras de gas durante el viaje de carga hacia los tanques dedicados de gas construidos para una presión más alta. 21. El método para la extracción de petróleo y fracciones más pesadas de gas a partir de un depósito por debajo del fondo del mar, mediante el uso del sistema de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las fracciones más ligeras de gas del pozo de extracción son separadas a bordo de la embarcación y son inyectadas en el depósito a través al menos de un pozo de inyección junto con el gas de retorno de los tanques de almacenamiento, el gas de retorno ha sido cargado y transportado desde la planta de recepción por medio del petróleo y fracciones más pesadas de gas suministradas desde el separador que desplaza el gas de retorno en los tanques de almacenamiento de la embarcación, mientras que el gas de retorno y las fracciones más ligeras de gas son comprimidos e inyectados en el pozo de inyección, y en la planta de recepción, el petróleo y las fracciones más pesadas de gas pueden ser descargados de los tanques de almacenamiento de la embarcación mediante desplazamiento, a través del uso del gas de retorno de alta presión suministrado desde la planta de recepción. 22. El método de conformidad con la reivindicación 21 , caracterizado porque una parte del gas de inyección es utilizada para la elevación del gas. 23. El método de conformidad con la reivindicación 21 , caracterizado porque el compresor de inyección es utilizado para el redireccionamiento . 24 . El método de conformidad con la reivindicación 21 , caracterizado porque la embarcación en la planta de recepción es cargada con la carga de retorno en forma de un líquido, este líquido en los tanques de almacenamiento en la instalación de campo es desplazado por el petróleo y las fracciones más pesadas de gas mientras que el líquido es inyectado en el depósito por medio de una bomba de inyección en la embarcación, de manera opcional, junto con el agua separada que es suministrada desde el separador. 25. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque la carga de retorno es un líquido bajo alta presión, de preferencia, un líquido CO2, el cual es inyectado en el depósito al ser llevado de los tanques de almacenamiento hacia una bomba de inyección en la embarcación que es conectada con la instalación de campo, mediante la carga sucesiva de los tanques de almacenamiento con un tapón de agua entre el líquido C02 y el petróleo con las fracciones más pesadas de gas, y con la descarga sucesiva en forma correspondiente del petróleo y las fracciones más pesadas de gas en la planta de recepción mientras que el líquido C02 es cargado como carga de retorno . 26. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque la presión de los tanques de almacenamiento, líneas y unidades de equipo es mantenida tan alta como sea posible durante todos los procesos de carga, descarga y transporte a fin de minimizar el requerimiento de energía para la carga y descarga. 27. La embarcación, particularmente factible para funcionar con el método de conformidad de la reivindicación 21, está constituida de tanques de almacenamiento de alta presión y medios que serán conectados con la estación de carga y descarga en mar abierto y con una planta de recepción en tierra, de manera respectiva, con medios de carga y descarga de la embarcación, caracterizada porque comprende un separador de tres fases de alta presión, un compresor de inyección y cualquiera de un equipo de limpieza de agua o equipo de inyección de agua, y un equipo de carga y descarga dimensionado para una alta presión, de modo que la embarcación como es conectada con la estación de carga y descarga en mar abierto pueda cargar el fluido del pozo de alta presión que es llevado hacia el separador y es apartado en fracciones más ligeras de gas, petróleo y fracciones más pesadas de gas, y agua, de los cuales el petróleo y las fracciones más pesadas de gas son llevados hacia los tanques de almacenamiento de alta presión en la embarcación, estos tanques de almacenamiento de alta presión contienen un gas de alta presión que es desplazado fuera de los tanques y es inyectado en el depósito junto con las fracciones más ligeras de gas, por medio del compresor de inyección, después de lo cual el petróleo y las fracciones más pesadas de gas después de su transporte a la planta de recepción, pueden ser descargados a través de los contenidos de tanque que son desplazados por el gas de alta presión suministrado desde la planta de recepción. 2 8 . La embarcación de conformidad con la reivindicación 27 , caracterizada porque comprende el equipo para el redireccionamiento, puesto que el compresor puede ser conectado con los pozos de extracción. 29 . La embarcación de conformidad con la reivindicación 27 , caracterizada porque comprende un equipo para la elevación de gas, puesto que el compresor puede ser conectado con una linea para la elevación de gas en la estación de carga e inyección en mar abierto. 3 0 . La embarcación de conformidad con la reivindicación 27 , caracterizada porque comprende el equipo que impide la formación de hidrato, puesto que la embarcación incluye un tanque de metanol, una bomba de inyección de metanol y el equipo para la conexión de la misma con los pozos de extracción e inyección en mar abierto, en la estación de carga e inyección. 3 1 . La embarcación de conformidad con la reivindicación 27 , caracterizada porque comprende tanques de almacenamiento en la forma de tanques compuestos de alta presión de posición vertical, normalmente de un diámetro de 3 metros y una altura de 3 0 metros, cada uno tiene un volumen de 215 m3, normalmente se encuentra un total de 3 50 tanques. 32 . La embarcación de conformidad con la reivindicación 27 , caracterizada porque comprende una bomba de inyección para la introducción del agua separada de la corriente del pozo y la inyección del liquido contenido en los tanques de almacenamiento como carga de retorno de la planta de recepción, puesto que la carga de retorno líquida en los tanques de almacenamiento durante la carga de los tanques de almacenamiento con petróleo y fracciones más pesadas de gas bajo una alta presión es desplazada a través una tubería hacia la bomba de inyección y el agua del separador es suministrada a través de una línea hacia la bomba de inyección. 33. La embarcación de conformidad con la reivindicación 27, caracterizada porque comprende una o varias características de conformidad con las reivindicaciones 7-14 y 18-20. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un sistema para la extracción de petróleo y fracciones más pesadas de gas de un depósito por debajo del fondo del mar, comprende: una instalación de campo al menos con un pozo de extracción y un pozo de inyección, estos pozos son conectados con tuberías de subida con una estación de carga y descarga, un embarcación con medios que serán conectados con la estación de carga y descarga, una planta de recepción con medios para cargar y descargar la embarcación. El sistema es distinguido porque la embarcación comprende un separador de tres fases de alta presión, un compresor de inyección y cualquiera de un equipo de limpieza de agua o un equipo de inyección de agua, y la planta de recepción incluye medios de carga y descarga de alta presión, de modo que la embarcación que es conectada con la instalación de campo pueda cargar el fluido del pozo de alta presión que es llevado hacia el separador y es apartado en fracciones más ligeras de gas, petróleo y fracciones más pesadas de gas, y agua, de los cuales el petróleo y las fracciones más pesadas de gas son llevados hacia los tanques de almacenamiento de alta presión en la embarcación, estos tanques de almacenamiento de alta presión incluyen un gas de alta presión, el cual es desplazado fuera de los tanques y es inyectado en el depósito junto con las fracciones más ligeras de gas, por medio del compresor de inyección, después de lo cual el petróleo y las fracciones más pesadas de gas después de su transporte hacia la planta de recepción, pueden ser descargados desplazando los contenidos del tanque a través del gas de alta presión suministrado desde la planta de recepción. También se describe una embarcación y un método.