BR102016000704A2 - Process and apparatus for submarine treatment of hydrocarbon chains with carbon dioxide from oil wells - Google Patents

Abstract

processo e aparato para tratamento submarino de correntes de hidrocarbonetos com dióxido de carbono oriundas de poços de petróleo. a presente invenção compreende processos e aparatos para tratamento submarino de uma mistura de hidrocarbonetos e dióxido de carbono–co2 oriunda de poços submarinos de produção. em um separador submarino, é uma fase leve é segregada de uma fase pesada. depois da separação, a fase leve com co2 escoa para uma ou mais bombas a jato onde é misturada e pressurizada pela água de injeção. a mistura a alta pressão que sai das bombas a jato segue para um vaso dissolvedor e separador submarino, onde o co2 se dissolve na água de injeção. desse vaso, a água carbonatada segue para poços de injeção e os gases não dissolvidos seguem para a unidade de produção próxima à superfície do mar. a mistura que sai das bombas a jato também pode seguir diretamente para os poços de injeção, sem necessidade de se instalar o vaso dissolvedor e separador. em outra concepção da invenção, as bombas a jato são instaladas dentro dos poços de injeção. nesses casos, toda a fase leve proveniente do separador é injetada no reservatório simultaneamente com a água de injeção. a invenção permite um contato imediato do co2 com o petróleo do reservatório e os benefícios desse contato por processos e aparatos muito simples.

Description

PROCESSO E APARATO PARA TRATAMENTO SUBMARINO DE CORRENTES DE HIDROCARBONETOS COM DIÓXIDO DE CARBONO ORIUNDAS DE

POÇOS DE PETRÓLEO

[001] Trata a presente invenção de processos e aparatos para tratamento submarino de uma fase leve de hidrocarbonetos e dióxido de carbono - CO2 e de uma fase pesada oriundas de um ou mais poços de petróleo ou condensado, com vistas à posterior injeção em reservatórios de hidrocarbonetos ou em aquíferos salinos.

[002] 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 gás natural com altos teores de outras substâncias, especialmente de dióxido de carbono. Essa corrente gasosa é segregada da corrente líquida em separadores instalados em unidades estacionárias de produção. Na província do Pré-Sal, é comum a utilização de unidades flutuantes de produção, estocagem e descarga, conhecidos na literatura técnica como navios do tipo FPSO {floating, production, storage and offloading).

[003] As reservas de petróleo da província do Pré-Sal configuram uma das maiores descobertas na indústria do petróleo das últimas décadas. Nessa província, ocorre a presença de gás natural associado rico em CO2, em níveis acima da média das reservas mundiais.

[004] Descrevem-se abaixo os teores de dióxido de carbono no gás em vários campos e áreas do Pré-Sal: -Lula: 10% a 20%; - Lula / área de Iracema: muito baixo; - Sapinhoá: 15% a 20%; - Búzios: 22% a 25%; - Entorno de Iara: 25% a 35%; -NE Tupi: 15% a 20%; - Florim: muito baixo; - Sul de Lula: 17%; - Sul de Guará: 15%; - Libra: 45%; e - Júpiter: 79%, conforme relatório intitulado “Exame e Avaliação de Dez Descobertas e Prospectos Selecionadas no Play do Pré-sal em Águas Profundas na Bacia de Santos, Brasil”, disponível no sítio da internet no endereço eletrônico www.anp.gov.br/?dw=3342.

[005] Também muito altas são as Razões Gás-Óleo - RGO na província do Pré-Sal. No caso de Libra, a RGO é superior a 400 Nm3/m3; no campo de Lula a RGO é superior a 200 Nm3/m3. Isso implica uma grande produção de gás nos campos do Pré-Sal. São muito altos, ainda, os Fatores Volume de Formação do Óleo - Bo, que chegam a ultrapassar 1,5. Dessa forma, são necessárias altas vazões de água de injeção no reservatório.

[006] Em um contexto de produção em águas profundas e ultraprofundas, de produção de altas vazões de gases, de altos teores de C02, de altas vazões de água de injeção, e de grandes restrições de espaço nas unidades estacionárias de produção para o tratamento dos fluidos produzidos, em especial da corrente gasosa, os campos do Pré-Sal requerem aparatos e processos simples e inovadores como os apresentados nesta invenção.

[007] A dissertação de Douglas Soares dos Santos, intitulada “Análise comparativa de tecnologias de separação de CO2 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 do gás natural.

[008] Dentre as configurações consideradas 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.

[009] 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.

[010] 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.

[011] 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 a etapa de compressão.

[012] O processo que apresentou melhor desempenho foi o de permeação por membranas e o que exibiu os piores desempenhos foram os de absorção química. O critério de normalização e classificação adotado 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.

[013] 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”.

[014] 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 Ilhabela, 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 Ilhabela 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 CO2. A quantidade anual média prevista de cartuchos a serem dispostos por FPSO com Remoção de CO2 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 CO2 do gás produzido, a Petrobras utiliza a tecnologia da permeação através de membranas.

[015] Importa ressaltar que, segundo o Sr. Osvaldo Kawakami, Gerente-Geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bacia de Santos, a Petrobras ainda carece de uma solução para monetizar as grandes reservas de gás natural do campo de Libra, conforme mencionado no sítio da internet no endereço eletrônico http ://www. gasnet.com.br/conteudo/18012/Separar-ou-reinjetar-eis-a-questao.

[016] A expectativa é que, ao menos inicialmente, a Petrobras reinjete todo o gás produzido em Libra, em função do alto teor de CO2 associado e por falta de uma tecnologia de separação que não onere demais o projeto. O Sr. Osvaldo Kawakami disse que “Vamos reinjetar até desenvolvermos uma solução”, durante uma apresentação, no Rio de Janeiro, conforme publicado no dia 4 de novembro de 2015 no sítio da internet no endereço eletrônico http://www.abegas.org.br/Site/?p=52050.

[017] A solução utilizada nos FPSOs mais novos da Petrobras, baseada em membranas, não seria adequada ao caso de Libra, onde, estima-se, que o teor de CO2 deve variar entre 45% e 90%. Esses níveis são, segundo especialistas, bem superiores ao limite de trabalho ótimo das membranas, de 30%. Além disso, tal variação exigiría que a plataforma já viesse equipada com uma quantidade de membranas capaz de separar teores mais elevados de CO2 que só apareceríam no final da campanha, após anos de reinjeção.

[018] Outro complicador é que, em situações de grande vazão de gás com alto nível de dióxido de carbono, as membranas permitem a passagem de metano (CH4), demandando compressores ainda mais potentes para reinjetar os gases no poço. Ou seja, equipamentos mais complexos e que ocupam mais espaço no caríssimo metro quadrado do topside de plataformas do Pré-Sal.

[019] O Professor José Luís de Medeiros do Centro de Excelência em Gás Natural - CEGN do Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro explica que “O metano expande a corrente de C02, que fica menos densa e mais volumosa, aumentando os custos de compressão dessa carga e encarecendo o sistema de rebombeio”. Ele coordena, com a Professora Ofélia de Queiroz, um projeto que visa estudar alternativas para o desenvolvimento de empreendimentos offshore da classe de Libra, com foco no processamento, separação e exportação de gás.

[020] Uma das soluções em estudo se baseia em tecnologias de destilação criogênica, recomendadas para gás natural com teores de CO2 acima de 30%. O problema dessa alternativa é que, por conta de sua estatura, as colunas de destilação são pouco apropriadas para serem instaladas em unidades flutuantes.

[021] Outra opção seria centralizar o processamento de gás em terra, utilizando plantas offshore mais simples que se limitariam a despachar o gás “sujo” por meio de dutos para a costa. O dióxido de carbono então retomaria, em estado liquefeito, por um carboduto para ser reinjetado no campo.

[022] A Professora Ofélia de Queiroz comenta que “A alternativa é trabalhar na outra ponta, turbinando a UPGN para receber um gás mais bruto, fracioná-lo, separar o CO2 e retomá-lo para EOR (sigla para recuperação avançada de petróleo - enhanced oil recovery)”.

[023] O CEGN é um dos laboratórios que fazem parte do Programa Tecnológico de Gerenciamento de CO2 no Pré-Sal da Bacia de Santos (PRO-C02), do centro de pesquisas da Petrobras - Cenpes. A iniciativa prevê o desenvolvimento de projetos com universidades e empresas brasileiras e internacionais com o objetivo de avaliar a viabilidade técnica e econômica do uso de diferentes tecnologias combinadas para simplificar plantas de tratamento de grandes volumes de gás, incluindo a separação do CO2.

[024] Em Audiência Pública realizada na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, no dia 17 de junho de 2015, a Gerente-Executiva do Projeto Libra, Sra. Anelise Quintão Lara, apresentou os seguintes dados sobre Libra, conforme descrito no endereço eletrônico http://www2.camara.leg.br/atividade-legislativa/comissoes/comissoes- permanentes/cme/audiencias-publicas/2015/17-06-2015/Anelise%20-%20PETROBRAS%20Audiencia%20CME%2017%20junho.pdf, acessado no dia 6 de novembro de 2015: - reservatórios do Pré-Sal de grandes espessuras; - baixo teor de ácido sulfídrico - H2S; - reservatório de boa qualidade permo-porosa; - razão gás-óleo - RGO elevada: ~450 m3/m3; - óleo leve: ~27 API; - alto teor de dióxido de carbono - C02: -42%.

[025] Segundo ela, a solução padrão seria a reinjeção total da fase gasosa produzida por meio do processo de injeção alternada de água e gás (Water Altemating Gas - WAG). A unidade de produção seria do tipo FPSO e teria capacidade de processamento de óleo de 150 mil barris por dia e capacidade de compressão de gás de 12 milhões de metros cúbicos por dia. Na fase 1, de 2021 a 2030, a produção esperada em Libra é maior que 1 milhão de barris por dia.

[026] Dessa forma, apenas na Fase 1, poderão estar sendo injetados cerca de 46 milhões de metros cúbicos por dia em Libra, o que representa quase metade de todo o gás natural produzido no Brasil. Além de se abrir mão de um combustível estratégico para o País, essa injeção apresenta altíssimos custos, além de não ser a melhor opção em termos de fator de recuperação do petróleo. Essa possibilidade de reinjeção total decorre da falta de tecnologia para lidar com esses grandes volumes de gás, com alto teor de dióxido de carbono.

[027] A reinjeção de gás natural em reservatórios do Pré-Sal, como em Libra e em outros, pode ser considerada uma oportunidade perdida para que o Brasil possa implantar uma vastíssima rede de distribuição e consumo desse importante energético. É como se uma grande fonte de energia fosse desperdiçada pela sua reinjeção no reservatório, em um mundo cada vez mais carente de insumos energéticos para a melhoria do bem-estar de todos.

[028] Resta claro, então, que existem sérias restrições com as tecnologias disponíveis para o tratamento de correntes de gás com alto teor de CO2, daí a decisão pela reinjeção da corrente gasosa produzida.

[029] Assim sendo, é fundamental desenvolver processos e aparatos simples e de baixo custo capazes de lidar com essa situação, como os propostos pela presente invenção.

[030] Um dos objetivos da presente invenção é promover a separação submarina de uma corrente leve de uma corrente pesada, de modo a destinar a corrente leve para um poço de injeção e a corrente pesada para a unidade de produção. A corrente leve pode ser misturada com a água de injeção no fundo do mar, de modo a dissolver o CO2 nessa água e se obter um fase ainda mais leve, rica em metano, para ser destinada para a unidade de produção.

[031] Dessa forma, podem ser são geradas três correntes: uma corrente de água carbonatada para ser injetada, um corrente muito leve e uma corrente pesada para serem destinadas para a unidade de produção.

[032] O deslocamento de óleo por gases e líquidos é utilizado como processo de recuperação avançada de petróleo ou condensado. Quando se injeta apenas gás, pode ocorrer sua rápida irrupção no poço produtor. Além disso, a baixa eficiência de varrido diminui sua atratividade. Foram, então, desenvolvidos processos de injeção de água, de injeção de água carbonatada, de injeção alternada de água e gás e de injeção simultânea de água e gás. É importante ressaltar que a tecnologia de injeção de água carbonatada é pouco utilizada pela falta de uma tecnologia simples e barata como a proposta na presente invenção.

[033] 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 CO2 em ambas as fases, obtendo-se como resultado uma condição mais favorável ao deslocamento e recuperação do óleo do que na injeção de água sem CO2 dissolvido.

[034] Também é importante mencionar que a injeção de água com CO2 dissolvido aumenta a taxa de injeção pelo aumento da permeabilidade da formação.

[035] O petróleo no reservatório, ao entrar em contato com a água carbonatada, adsorve facilmente grande parte do CO2 nela dissolvido, pois a solubilidade do CO2 no petróleo é maior que na água para as mesmas condições de pressão e temperatura. Sendo o CO2 dissolvido no óleo, ocorre uma redução da tensão interfacial e uma diminuição da viscosidade do petróleo. Dessa forma, a injeção de água com CO2 dissolvido envolve importantíssimos benefícios econômicos e financeiros na explotação de um campo de petróleo.

[036] No caso da produção de campos com elevadíssimas Razões Gás-Óleo - RGO e elevados teores de CO2, como nas áreas da província do Pré-Sal como Libra, por exemplo, os processos proposto de injeção alternada de gás e água não mais caros e menos eficientes que os apresentados na presente invenção. A área de Júpiter, licitada em 2001, ainda não teve a comercialidade declarada por dificuldades tecnológicas. De acordo com notícia veiculada no endereço eletrônico da internet http://www.petronoticias.com.br/archives/69181, a área estaria entre os ativos a serem vendidos pela Petrobras. Segundo a notícia “Júpiter, embora tido como uma grande reserva da região, é considerado um campo custoso no que diz respeito a investimentos, devido às dificuldades tecnológicas decorrentes da presença massiva de gás carbônico”.

[037] A presente invenção utiliza-se do fato de que as instalações convencionais, principalmente os FPSOs da província brasileira do Pré-Sal, já dispõem de altas vazões de água de injeção a alta pressão. Dessa forma, basta misturar uma corrente com alto teor de CO2 para se obter água carbonatada e permitir a injeção de grandes quantidades de C02 no reservatório. Ao se dissolver na água, o CO2 é separado da corrente leve proveniente do separador submarino e injetado no reservatório a baixíssimo custo a partir da sua dissolução na água de injeção. A fração leve toma-se rica em hidrocarbonetos e pobre em CO2 e pode ser direcionada para o FPSO. É sempre importante destacar que a injeção de água carbonatada aumenta o fator de recuperação do reservatório em relação à injeção de água sem CO2 dissolvido. Além disso, a técnica WAG utilizada pela Petrobras impede que haja um imediato benefício da dissolução do CO2 no petróleo do reservatório, uma vez que existe uma frente de água entre o gás com CO2 e o petróleo.

[038] Segundo informações fornecidas no evento OTC Brasil 2015, ocorrido no Rio de Janeiro de 27 a 29 de outubro de 2015, em Libra, as colunas dos poços de injeção são do tipo super duplex. Assim, não havería problema de corrosão na injeção de água carbonatada.

[039] Em suma, o sistema de produção está preparado para se injetar água com alto teor de CO2 dissolvido, basta misturar a corrente gasosa produzida com a água de injeção já disponível.

[040] De acordo com a presente invenção, a mistura e a pressurização da fase leve proveniente do separador submarino com a água de injeção pode ocorrer em bombas a jato. A água de injeção pode ser bombeada para a bomba a jato por meio de uma bomba convencional, que pode ser do tipo centrífuga, por exemplo. Nas bombas a jato, pode ser atingido escoamento supersônico, ou seja, um escoamento onde a velocidade dos fluidos misturados é maior que a velocidade do som no meio. Das bombas a jato, a mistura escoa para um vaso dissolvedor e separador, que segrega a água carbonatada dos gases não dissolvidos. A fonte de água pode ser o mar ou a própria água de produção.

[041] Assim, a corrente gasosa não dissolvida passa a ter um alto teor de metano, que tem baixa solubilidade na água, e um baixo teor de CO2, que tem mais alta solubilidade na água. Essa corrente gasosa pode seguir para uma unidade de tratamento no FPSO, como a de desidratação, ou de transporte. Do vaso dissolvedor e separador, a água carbonatada pode ser direcionada para um ou mais poços de injeção.

[042] Para prevenir a formação de hidratos e problemas de corrosão, as bombas a jato podem ser instalada no fundo do poço. Nesse caso, toda a fase leve segregada no separador submarino pode ser injetada no reservatório, sem necessidade de que ela ser pressurizada por sistemas submarinos de bombeamento caros e complexos, que muitas vezes exigem energia elétrica oriunda do FPSO ou de qualquer outra unidade estacionária de produção.

[043] Também é importante ressaltar que o fato de injetar o CO2 por meio de bombas a jato instaladas e por meio da água carbonatada gerada no fundo do mar faz com que as unidades do topside das unidades de produção sejam muito mais simples. As unidades de produção vão receber uma corrente já separada de gases não dissolvidos e uma fase pesada com menor RGO e menor teor de CO2 que a oriunda diretamente dos poços produtores.

[044] A presente invenção pode ser mais bem compreendida a partir das figuras e desenhos a seguir descritos.

[045] A Figura 1 mostra um desenho esquemático da concepção básica da invenção que conta com um vaso dissolvedor e separador instalado no fundo do mar.

[046] A Figura 2 mostra uma concepção da invenção em que toda a fase leve oriunda do separador submarino é injetada, sendo dispensada instalação do vaso dissolvedor e separador submarino.

[047] A Figura 3 mostra uma concepção da invenção em que bombas a jato são instaladas no fundo do poço de injeção. Nesse caso, somente a parte inferior do poço injetor vai lidar com fluidos corrosivos.

[048] A Figura 1 mostra uma mistura de petróleo e gás (100) que chega a um separador submarino (105), instalado nas proximidades da cabeça do poço produtor (110). Depois de separada, a fase leve (115) segue para uma bomba a jato (120), instalada nas proximidades do poço injetor (125). A fase pesada (130) segue para a unidade de produção (135), instalada na superfície do mar. Na bomba a jato (120), a fase leve (115) é misturada e pressurizada pela água de injeção (140), proveniente da unidade de produção (135). A mistura pressurizada (145) que sai da bomba a jato (120) segue para um vaso dissolvedor e separador (150). Nesse vaso dissolvedor e separador (150), onde ocorre o devido contato entre a água de injeção (140) e fase leve (115) e ocorre a dissolução do CO2 na água. A água com CO2 dissolvido ou água carbonatada (155) sai pela parte inferior esquerda do vaso dissolvedor e separador (150). Os gases não dissolvidos (160) saem pela parte superior esquerda do vaso dissolvedor e separador (150). A água carbonatada (155) segue para o poço injetor (125) e os gases não dissolvidos (160) seguem para serem tratados na unidade de produção (135).

[049] A Figura 2 mostra uma mistura de petróleo e gás (100) que chega a um separador submarino (105), instalado nas proximidades da cabeça do poço produtor (110). Depois de separada, a fase leve (115) segue para uma bomba a jato (120), instalada nas proximidades do poço injetor (125). A fase pesada (130) que sai do separador submarino (105) é pressurizada pela bomba (131) e segue para a unidade de produção (135), instalada na superfície do mar. Na bomba a jato (120), a fase leve (115) é misturada e pressurizada pela água de injeção (140), proveniente da unidade de produção (135). A mistura pressurizada (145) que sai da bomba a jato (120) segue diretamente para o poço injetor (125). Ao longo do escoamento descendente pelo poço injetor, o CO2 vai se dissolvendo na água de injeção. No fundo do poço injetor, a água carbonatada (155) é injetada no reservatório (127).

[050] A Figura 3 mostra uma mistura de petróleo e gás (100) que chega a um separador trifásico submarino (105), instalado nas proximidades da cabeça do poço produtor (110), onde são segregadas a fase leve (115), a fase líquida com baixo teor de CO2 (130) e a fase líquida com alto teor de CO2 (131). Depois de separada, a fase leve (115) segue, pelo anular (116) do poço injetor (125), para a bomba a jato (120), instalada no fundo do poço injetor (125). A fase líquida com baixo teor de CO2 (130) segue para a unidade de produção (135), instalada na superfície do mar. A fase líquida com alto teor de CO2 (131) segue para uma válvula de redução de pressão (132) de modo a liberar CO2 (133) a ser injetado no reservatório e a gerar uma fase líquida (134) a ser transportada para a unidade de produção. Na bomba a jato (120), a fase leve (115) é misturada e pressurizada pela água de injeção (140), proveniente da coluna de injeção (126). A mistura pressurizada (145) que sai da bomba a jato (120) segue para injeção no reservatório (127). O espaço anular (116) é isolado do reservatório por um obturador (128).

REIVINDICAÇÕES

Claims (23)

1. Processo e aparato para tratamento submarino de correntes de hidrocarbonetos com dióxido de carbono oriundas de poços de petróleo, caracterizados pela segregação, em um separador submarino, de uma fase leve de uma fase pesada, oriundas de um ou mais poços de petróleo ou condensado; pelo direcionamento da fase pesada para uma unidade de produção próxima à superfície do mar; pelo direcionamento da fase leve para uma ou mais bombas a jato, onde a fase leve é pressurizada pela água de injeção; pelo direcionamento da mistura que sai da bomba a jato para um vaso dissolvedor e separador submarino, onde o CO2 se dissolve na água; pela segregação da água carbonatada dos gases não dissolvidos; pelo direcionamento da água carbonatada para um ou mais poços injetores; e pelo direcionamento dos gases não dissolvidos para a unidade de produção próxima à superfície do mar.

2. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poder ocorrer escoamento sônico nas bombas a jato de modo a aumentar a área de contato e a transferência de massa entre a fase leve e a água de injeção.

3. Processo e aparato de acordo com as reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instalados, a jusante das bombas a jato, venturis supersônicos, misturadores estáticos ou dinâmicos, agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que promova um adequado contato da água de injeção com a fase leve.

4. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados pela água poder ser proveniente de quaisquer fontes, tais como o mar ou a própria água de formação.

5. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados pelas correntes geradas poderem ser transportadas e injetadas em outros campos produtores ou em outros reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.

6. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poder ser instalada uma bomba ou um compressor a montante das bombas a jato de modo a aumentar a pressão da fase leve e de saída das bombas a jato.

7. Processo e aparato de acordo com as reivindicação 1 e 2 caracterizados pela água de injeção poder passar por vários tipos de tratamento, como por exemplo remoção de sulfatos e dessalinização, antes de ser misturada com a fase leve.

8. Processo e aparato de acordo com as reivindicação 1 caracterizados pela água carbonatada poder ter sua acidez reduzida pela mistura com várias substâncias, como, por exemplo, bicarbonato de sódio.

9. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser injetadas várias substâncias para assegurar a efetiva aplicação do processo, tais como inibidores de corrosão e inibidores de formação de hidratos.

10. Processo e aparato de acordo com as reivindicação 1 caracterizados pela corrente de gases não dissolvidos poder ser tratada em uma unidade de desidratação antes de ser transportada.

11. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados pela mistura a alta pressão que sai das bombas a jato ou fração dessa mistura poder seguir diretamente para o poço injetor sem haver necessidade do vaso dissolvedor e separador submarino.

12. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 1 caracterizados pelas bombas a jato poderem ser instalada dentro dos poços injetores, sendo dispensada a instalação do vaso dissolvedor e separador submarino.

13. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 12 caracterizados pela água de injeção escoar dentro da coluna e a fase leve escoar pelo anular do poço do poço ou vice-versa.

14. Processo e aparato de acordo com a reivindicação 12 caracterizados pela instalação de um obturador no anular de modo a garantir a injeção no reservatório da mistura que sai das bombas a jato.

15. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 1, 11 e 12 caracterizados por poderem ser utilizadas bombas a jato em série ou em paralelo, de modo a aumentar a pressão e a vazão de operação.

16. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 1,11 e 12 caracterizados pela fase pesada que segue para a unidade de produção apresentar uma menor razão gás-óleo e um menor teor de CO2 que a corrente oriunda dos poços produtores.

17. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 1,11 e 12 caracterizados pela fase pesada que sai do separador submarino poder ser bombeada para a unidade de produção.

18. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 1, 11 e 12 caracterizados pelo CO2 contido na fase leve que sai do separador submarino poder estar na fase gasosa ou na fase densa.

19. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 1, 11 e 12 caraterizados pela água carbonatada ou fração dela poder ser injetada em aquíferos salinos para sequestro de CO2.

20. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 1, 11 e 12 caraterizados por poder haver uma separação trifásica no separador submarino, sendo geradas uma fase leve, uma fase líquida com baixo teor de CO2 e uma fase líquida com alto teor de CO2.

21. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 20 caraterizados pela fase líquida com baixo teor de CO2 poder ser bombeada para a unidade de produção.

22. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 20 caraterizados pela fase líquida com alto teor de CO2 poder ser bombeada para poços injetores, juntamente ou não com a fase leve, ou para a unidade de produção.

23. Processo e aparato de acordo com as reivindicações 20 caraterizados pela fase líquida com alto teor de CO2 poder ser despressurizada de modo a liberar CO2 a ser injetado em reservatórios e a gerar uma fase líquida com baixo teor de CO2 a ser transportada para a unidade de produção.