BR102015030149A2 - processo e aparato para tratamento de gás natural e dióxido de carbono em campos de petróleo em águas profundas - Google Patents

Abstract

processo e aparato para tratamento de gás natural e dióxido de carbono em campos de petróleo em águas profundas a presente invenção compreende um aparato e processo para tratamento do gás natural e do dióxido de carbono provenientes de um campo de petróleo localizado em águas profundas e ultraprofundas. na invenção, a fase gasosa com dióxido de carbono e hidrocarbonetos é misturada com água, na qual o dióxido de carbono é dissolvido. assim, a fase gasosa pode ser transportada dentro da especificação em relação ao dióxido de carbono. uma outra fração da fase gasosa pode seguir para ser misturada com uma fase líquida capaz de dissolver o dióxido de carbono. essa fase líquida carbonatada passa por válvula para promover a liberação do dióxido de carbono e o seu resfriamento. o dióxido de carbono segue para injeção, que pode se alternada com a água carbonatada, e a água fria retorna para ser novamente misturada com a fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono. opcionalmente, o dióxido de carbono pode ser injetado junto com a água carbonatada a partir de um escoamento bifásico na tubulação que liga a unidade de processo ao poço injetor.

Description

PROCESSO E APARATO PARA TRATAMENTO DE GÁS NATURAL E DIÓXIDO DE CARBONO EM CAMPOS DE PETRÓLEO EM ÁGUAS

PROFUNDAS

[0001] Trata a presente invenção de um processo e aparato inéditos para separação do dióxido de carbono do gás natural, para geração de água carbonatada e dióxido de carbono a serem injetados em grandes campos de petróleo localizados em águas profundas e ultraprofundas.

[0002] Um exemplo de aplicação da presente invenção são os campos da província brasileira do Pré-Sal. Nos reservatórios dessa província, é comum a produção de altos teores de dióxido de carbono, principalmente junto com a fase gasosa que é segregada da fase líquida em separadores instalados em unidades flutuantes de produção, estocagem e descarga, conhecidos na literatura técnica como navios do tipo FPSO (floating, production, storage and offloading).

[0003] As reservas de petróleo da província do Pré-Sal configuram uma das maiores descobertas na indústria do petróleo das últimas décadas. Nessa província, contudo, o gás natural associado ao óleo é rico em dióxido de carbono em níveis muito acima da média das reservas mundiais. Nesse contexto, os campos do Pré-Sal requerem o processamento do gás natural associado, estando excluída alternativa ambientalmente inadequada como a mera queima desse gás em fiares, recurso esse empregado em outros cenários.

[0004] Dada essa condição, e que o gás natural comercializado no Brasil deve apresentar teor máximo de dióxido de carbono abaixo de 3% v/v, torna-se indispensável sua separação antes da destinação comercial desse gás. A dissertação de Douglas Soares dos Santos, intitulada “Análise comparativa de tecnologias de separação de C02 no processamento de gás natural”, submetida ao corpo docente do curso de Pós Graduação em Processos Químicos e Bioquímicos, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do grau de Mestre em Ciências, contemplou algumas tecnologias existentes para a captura e separação de dióxido de carbono do gás natural associado, tendo sido realizada uma comparação crítica, em bases técnicas, econômicas e ambientais, de tecnologias selecionadas de separação de dióxido de carbono de gás natural. Dentre as configurações consideradas na dissertação destacam-se as tecnologias de separação de dióxido de carbono por permeação em membranas e de absorção química por solventes aquosos com etanolaminas tais como monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), metil-dietanolamina (MDEA), bem como outras misturas dessas aminas como MEA/MDEA e DEA/MDEA. Também foram consideradas tecnologias de absorção física por solventes oxigenados como carbonato de propileno e variantes híbridas das anteriores.

[0005] Nessa dissertação, concluiu-se que os processos de absorção química exibiram as menores emissões de metano e de dióxido de carbono quando comparados às demais tecnologias. Entretanto, esses processos demonstraram alto consumo de energia mecânica e térmica, fator este que valoriza as tecnologias por absorção física, tecnologias híbridas e, principalmente, permeação em membranas.

[0006] Os custos de capital apresentaram maiores valores para a tecnologia híbrida, devido ao alto custo do módulo, e menores valores para absorção física e absorção química. Os custos operacionais apresentaram maiores valores para as tecnologias de absorção química e processos híbridos.

[0007] No dimensionamento de equipamentos, observou-se que os equipamentos utilizados sofreram pouca variação em suas estruturas para as diferentes composições da corrente de gás natural apresentadas, porém o consumo energético envolvido exibiu um aumento significativo para etapa de compressão.

[0008] O critério de normalização e classificação adotados aponta que a permeação por membranas é o processo com melhor desempenho nas categorias consideradas. Embora possua maior custo de capital, o processo de permeação em membranas apresenta-se mais indicado para o processamento do gás natural para plataformas offshore na faixa de concentração de dióxido de carbono avaliada na dissertação devido à menor área e peso do módulo e sua alta seletividade para dióxido de carbono.

[0009] No processo de licenciamento ambiental da “Atividade de Produção e Escoamento de Petróleo e Gás Natural do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos -Etapa 2” a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras elaborou “Resposta ao Parecer Técnico CGPEG/IBAMA N° 190/2014 - VOLUME 01 - Revisão 00 - Junho/2014” [0010] Nesse documento, a Petrobras afirma que “os empreendimentos do Projeto Etapa 2 que possuem remoção de C02 do gás produzido utilizam para tal finalidade a tecnologia da permeação através de membranas. Esta tecnologia é aplicável aos casos dos campos do Pré-sal devido à ampla faixa de teores de C02 que as membranas são capazes de manusear. Duas tecnologias estão disponíveis comercialmente para o tratamento do gás, a citar, fibra oca e espiral. As membranas semi-permeáveis são fabricadas de acetato de celulose que, no caso da tecnologia fibra oca, apresentam o formato de capilares agrupados para a formação do cartucho e, no caso das membranas em espiral, apresentam o formato de folhas enroladas ao redor de uma estrutura tubular perfurada, para a coleta do permeado. As membranas possuem uma vida útil média prevista de 3,5 anos. Após a perda de desempenho das membranas, a sua substituição se faz necessária. Os cartuchos removidos são encaminhados para a disposição de forma segura em aterro industrial, conforme procedimento específico e validado pelos órgãos reguladores em conformidade com a legislação vigente. Os FPSOs do Pré-sal utilizam uma tecnologia ou outra, em cada FPSO, porém ambas as tecnologias são utilizadas nos FPSOs do Projeto Etapa 2. No caso do FPSO Cidade de llhabela, utilizado como referência para a descrição genérica dos FPSOs do Projeto Etapa 2, a tecnologia fibra oca será utilizada para as membranas de remoção de CO2. O FPSO Cidade de llhabela é constituído de 3 trens de separação (3x33%) contendo 13 cartuchos de membranas de 30 pol de comprimento cada, totalizando 39 cartuchos instalados na Unidade de Remoção de CO2 do gás produzido. Os FPSOs dos campos de Carioca e Iracema Norte não possuem remoção de CO2. Os FPSOs para os campos de Sapinhoá Norte, Lula Alto, Lula Central, Lula Sul, Lula Norte, Lula Oeste, Lula Extremo Sul, Franco 1, Franco NW, Franco Sul e Franco SW possuem Remoção de C02. A quantidade anual média prevista de cartuchos a serem dispostos por FPSO com Remoção de C02 é de 11 correspondente a 5,0 ton/ano destinada a aterro industrial, conforme procedimento adequado em conformidade com os requisitos legais.” Observa-se, então, que, para remoção de dióxido de carbono do gás produzido, a Petrobras utiliza a tecnologia da permeação através de membranas.

[0011] Em suma, existem tecnologias disponíveis para a remoção do dióxido de carbono do gás natural, tais como: processos de absorção com aminas, separação com membranas e peneiras moleculares. No entanto, essas tecnologias exigem caros e complexos processos, além de gerarem lixo a ser depositado em aterro industrial, com perda para o meio ambiente.

[0012] O principal objetivo desta invenção é remover o dióxido de carbono da corrente de gás natural de uma maneira muito mais simples e barata, e, ainda, gerar água carbonatada para ser injetada nos campos gigantes em águas profundas e ultraprofundas do Pré-Sal brasileiro. Ressalte-se, entretanto, que o processo e aparato descritos nesta invenção podem seu utilizados em outros campos de petróleo mundo afora.

[0013] O processo de deslocamento de óleo pelo dióxido de carbono é utilizado como técnica de recuperação melhorada de petróleo. No entanto, a rápida irrupção do dióxido de carbono no poço produtor e a baixa eficiência de varrido diminuem sua atratividade. Assim sendo, a técnica de Injeção de Água Carbonatada (IAC) é uma alternativa muito mais eficiente do que a de simples injeção de dióxido de carbono.

[0014] Na injeção de água carbonatada, a viscosidade da água aumenta e ao mesmo tempo ocorre o inchamento do óleo e a redução de sua viscosidade, tudo isso como consequência da dissolução do dióxido de carbono em ambas as fases, obtendo-se como resultado uma condição mais favorável ao deslocamento e recuperação do óleo.

[0015] Também é importante mencionar que a injeção de água carbonatada deve aumentar a taxa de injeção pelo aumento da permeabilidade da formação. A presença do dióxido de carbono na água injetada aumenta a viscosidade da fase água. Conjuntamente, o óleo do reservatório, ao entrar em contato com essa água, adsorve facilmente grande parte do dióxido de carbono nela dissolvido, pois a solubilidade do dióxido de carbono no óleo é maior que na água para as mesmas condições de pressão e temperatura. Sendo o dióxido de carbono dissolvido no óleo, ocorre uma redução da tensão interfacial na superfície de contato com a água e uma diminuição da viscosidade do óleo, com efeitos mais pronunciados em menores temperaturas. Dessa forma, a injeção de água carbonatada deve envolver importantíssimos benefícios econômicos e financeiros na explotação de um campo de petróleo com altos teores de dióxido de carbono.

[0016] No caso da produção de elevadíssimos teores de dióxido de carbono, esta invenção também permite a separação desse gás para posterior injeção, podendo ser usada a técnica de injeção alternada de dióxido de carbono com água carbonatada, aqui denominada Injeção Alternada de Água Carbonatada e Gás (IAACG) ou Carbonated Water Alternating Gas (CWAG). A CWAG é também mais eficiente que a técnica Water Alternating Gas (WAG). A técnica WAG está entre os “Dez principais feitos tecnológicos do pré-sal”, conforme divulgação feita no sítio da internet da Petrobras no dia 3 de fevereiro de 2015 (http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/dez-principais-feitos-tecnologicos-do-pre-sal.htm).

[0017] De acordo com a presente invenção, um compressor da fase gasosa, contendo dióxido de carbono, faz com que essa fase escoe e entre em contato com a corrente de água tratada proveniente de bombas, que podem ser as próprias bombas de injeção, ou com outra fase líquida, que pode ser uma solução aquosa ou oleosa. A fonte para se obter a fase gasosa a ser tratada e comprimida é o separador de processo que segrega as fases líquida e gasosa. A fonte para se obter a fase líquida pode ser o mar, a própria água de formação ou os próprios hidrocarbonetos produzidos. O contato da fase líquida bombeada com a fase gasosa comprimida faz com que o dióxido de carbono seja dissolvido na fase líquida. Assim, a fase gasosa não dissolvida na água passa a ter um teor de dióxido de carbono dentro da especificação, estando pronta para escoar por um gasoduto de transporte. No caso de ser utilizada água de injeção, obtém-se uma água carbonatada que pode ser injetada no reservatório.

[0018] Se houver produção de grandes volumes de dióxido de carbono, pode ser necessário acrescentar um circuito auxiliar com utilização de uma fase líquida com capacidade de dissolução do dióxido de carbono e, consequentemente, sua separação do gás natural. Nesse caso, pode ser usada uma válvula para redução de pressão e consequente saída de solução do dióxido de carbono da fase líquida. A fase líquida a ser despressurizada pode ser água doce, água destilada, água dessalinizada ou qualquer outro tipo de solução aquosa ou oleosa. Na despressurização da água carbonatada e liberação do dióxido de carbono, pode ocorrer uma grande redução da temperatura pelo efeito Joule-Thompson. Como a solubilidade do dióxido de carbono na água fria é maior, pode ser necessário o aquecimento da água de modo a reduzir a solubilidade do dióxido de carbono e promover sua liberação. Este resfriamento também é utilizado para aumentar a solubilidade do dióxido de carbono na solução aquosa ou oleosa que pode operar em circuito fechado.

[0019] Se o teor de dióxido de carbono for ainda mais alto, pode-se promover a injeção bifásica na qual simultaneamente escoam pela tubulação de injeção água carbonatada e dióxido de carbono.

[0020] Descrevem-se abaixo os teores de dióxido de carbono no gás em vários campos do Pré-Sal: -Lula: 10%-20% - Lula / área de Iracema: muito baixo -Sapinhoá: 15% - 20%; -Búzios: 22%-25%; - Entorno de Iara: 25% - 35%; -NE Tupi: 15%-20%; - Florim: muito baixo; -Sul de Lula: 17%; -Sul de Guará: 15%; -Libra: 45%; -Júpiter: fora dos padrões das áreas do Pré-Sal (conforme publicado no sítio da internet da Petrobras no dia 29 de outubro de 2010: http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2010/10/29/alem-do-arco-iris-carta-para-miriam-leitao/).

[0021] A presente invenção pode ser mais bem compreendida a partir dos desenhos a seguir descritos: [0022] A Figura 1 mostra esquematicamente a concepção básica da invenção que pode ser aplicada, por exemplo, nas áreas de Lula, Área de Iracema, Sapinhoá, NE de Tupi, Florim, Sul de Lula e Sul de Guará, todas localizadas na província brasileira do Pré-Sal.

[0023] A Figura 2 mostra esquematicamente a concepção básica da invenção que pode ser aplicada, por exemplo, nas áreas de Libra, Búzios e Iara, todas localizadas na província brasileira do Pré-Sal.

[0024] A Figura 3 mostra esquematicamente a concepção básica da invenção que pode ser aplicada, por exemplo, na área de Júpiter localizada na província brasileira do Pré-Sal.

[0025] A Figura 1 mostra uma mistura de petróleo e gás (1) que chega a um separador de processo (2) instalado em uma unidade de produção. Depois de separada, a fase líquida (3) segue para ser processada e bombeada para os tanques do FPSO. Do separador, a fase gasosa com contaminantes segue para uma unidade de tratamento (4), onde o ácido sulfídrico pode ser removido da corrente gasosa. Dessa unidade de tratamento, a fase gasosa com gás natural e dióxido de carbono (5) tem sua pressão elevada em um compressor da fase gasosa do processo (6). Desse compressor, essa fase gasosa comprimida escoa para um misturador com água tratada (7), onde ocorre intensa mistura de água tratada (8) com a fase gasosa com dióxido de carbono. Essa água é proveniente de uma bomba de água tratada (9), que pode ser oriunda do mar ou da formação. Nesse misturador, o dióxido de carbono é dissolvido na água, restando, basicamente, gás natural na fase gasosa. A mistura da água carbonatada com gás natural (10) é segregada em um separador (11). O gás natural úmido (12) que deixa o separador passa a ter baixo teor de dióxido de carbono segue para uma unidade de desidratação (13) e está pronto (14) para ser consumido no FPSO e para ser comprimido e transportado. A água carbonatada (15) que deixa o separador está pronta para ser injetada no reservatório.

[0026] A Figura 2 mostra a invenção aplicada a um caso onde a produção de dióxido de carbono é tão grande que há necessidade de um circuito adicional para sua separação, uma vez que não há necessidade de se produzir água carbonatada em volume tão grande para ser injetada no reservatório. Esse pode ser, por exemplo, o caso do campo de Libra. Nesse caso, além do processo e aparato mostrados na Figura 1, utiliza-se um circuito com água gelada destilada para separar o dióxido de carbono. Desse modo, parte da vazão que sai do compressor da fase gasosa de processo (16) é desviada para um misturador com água destilada (17), onde o dióxido de carbono presente na fase gasosa se dissolve na água destilada. Desse misturador, a mistura de água carbonatada destilada com gás natural (18) segue para um separador de água fria (19) que segrega o gás natural da água destilada carbonatada. O gás natural úmido (20) segue para a unidade de desidratação (13) e depois está pronto (14) para ser comprimido e transportado. A água destilada carbonatada (21) escoa por uma válvula (22), onde tem sua pressão reduzida e se resfria pelo efeito Joule-Thompson. Em razão da redução de pressão, o dióxido de carbono sai de solução dessa fração e escoa por um separador de dióxido de carbono (23). Desse separador, o dióxido de carbono (24) está pronto para ser comprimido e injetado no campo. Essa injeção no reservatório pode ocorrer de forma alternada com a água carbonatada (15). A água fria destilada (25) retorna para o misturador (17) por meio de uma bomba de água fria (26), fechando-se o circuito de água destilada fria. Periodicamente, esse circuito precisa ser reabastecido com água destilada.

[0027] A Figura 3 mostra a invenção aplicada em campos com percentual de produção de dióxido de carbono ainda maior que a da Figura 3. Esse pode ser, por exemplo, o caso de Júpiter. Nesse caso, em vez de se utilizar o compressor de alta pressão para injetar o dióxido de carbono no reservatório, utiliza-se um compressor de baixa pressão (27) que promova uma mistura bifásica (28) com água carbonatada (15) e dióxido de carbono comprimido (29). Essa mistura bifásica escoa por uma tubulação descendente (30) que liga a unidade de processo a um poço injetor. Nessa tubulação descendente a pressão aumenta ao longo do escoamento e mais dióxido de carbono vai sendo dissolvido na água.

REIVINDICAÇÕES

Claims (14)

1. PROCESSO E APARATO PARA TRATAMENTO DE GÁS NATURAL E DIÓXIDO DE CARBONO EM CAMPOS DE PETRÓLEO EM ÁGUAS PROFUNDAS caracterizados por um separador de processo que segrega a fase líquida da fase gasosa provenientes de um campo produtor de hidrocarbonetos; por um compressor da fase gasosa de processo; por água não carbonatada; por uma bomba de água não carbonatada; por um misturador onde o dióxido de carbono, depois de misturado com água não carbonatada, entra em solução nessa água; por um separador de água carbonatada para ser injetada no reservatório; por uma fase gasosa, com alto teor de gás natural; e por uma fase gasosa com baixo teor de dióxido de carbono, pronta para ser transportada.

2. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poder ser acrescentada uma fase líquida para dissolver o dióxido de carbono; uma fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono; um misturador para promover o contato da fase gasosa com dióxido de carbono com a fase líquida; um separador para segregar o gás natural da fase líquida com dióxido de carbono dissolvido; uma válvula para redução de pressão, resfriamento e liberação do dióxido de carbono dissolvido na fase líquida; por um separador de dióxido de carbono da fase líquida resfriada; e uma bomba de fase líquida resfriada que transporta a fase líquida novamente para o misturador com a fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono, fechando-se o circuito da água resfriada.

3. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 2 caracterizados por poder a fase líquida pode ser o próprio óleo produzido, que pode ser aquecido antes de ser misturado com a fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono.

4. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 2 caracterizados por poder ser acrescentado um compressor de dióxido de carbono de baixa taxa de compressão que permite que o dióxido de carbono seja misturado com a água carbonatada para injeção citada na reivindicação 1 e ocorra um escoamento bifásico; e por uma tubulação descendente que transporta essa água carbonatada e o dióxido de carbono até o poço injetor.

5. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por a água poder ser proveniente de quaisquer fontes, tais como rio ou mar, onde pode ser captada a maior profundidade de modo a se ter uma água com menor temperatura e com menos sal.

6. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por a água poder ser tratada e dessalinizada antes de ser misturada com a fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono.

7. O processo de acordo com as reivindicações 1 e 2 caracterizados por a água ou a fase líquida não saturada em dióxido de carbono poderem ser provenientes do próprio reservatório.

8. O processo e aparato de acordo com as reivindicações 1 e 2 caracterizados por a água carbonatada e o dióxido de carbono poderem ser transportados e injetados em outros campos produtores ou em outros reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.

9. O aparato de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3 caracterizados por poderem ser instalados agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato da água ou da fase líquida com o dióxido de carbono nos misturadores.

10. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 2 caracterizados por o dióxido de carbono separado poder ser injetado em qualquer ponto da linha de injeção de água entre as unidades de processamento e o reservatório.

11. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 3 caracterizados por poder haver a compressão bifásica ao longo da linha de injeção de água com dióxido de carbono no estado gasoso.

12. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por o compressor da fase gasosa e a bomba de água poderem ser os próprios compressores de transporte do gás natural e as bombas de injeção de líquido no reservatório.

13. O processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por ser dispensado o separador de processo por se tratar de um campo de gás natural.

14. O processo e aparato de acordo com reivindicação 1 caracterizados por não haver necessidade de separação de dióxido, mas haver necessidade de se injetar o dióxido de carbono no reservatório total ou parcialmente na forma de água carbonatada.