BR102016012225A2 - sistema para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima e método de tratamento de gás natural - Google Patents

Abstract

a presente invenção refere-se ao tratamento de gás natural. em particular, a presente invenção refere-se a sistemas e métodos úteis para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima. trata-se de um novo sistema e método para tratar gás natural adaptados para operação em uma plataforma marítima. o sistema gera uma corrente de gás natural comprimido seco (20) que é alimentada para uma unidade de condensação (140). a corrente de gás natural comprimido seco (20) é resfriada no trocador de calor (142) da unidade, expandido através do turboexpansor (144) da unidade para produzir uma corrente de fluido de múltiplas fases muito fria que é separada no recipiente de separação (146) da unidade em uma corrente de fase líquida que contém co2 líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que contém metano e co2. a corrente de fase líquida é usada como um dissipador de calor para o gás natural comprimido seco no trocador de calor (142). o turboexpansor (144) é a única fonte de resfriamento ativa exigida para produzir as duas correntes na unidade de condensação. uma unidade de separação de membrana de gás (150) separa a corrente gasosa em uma corrente de retentado enriquecida em metano e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono (50l).

Description

"SISTEMA PARA TRATAR GÁS NATURAL ADAPTADO PARA OPERAÇÃO EM UMA PLATAFORMA MARÍTIMA E MÉTODO DE TRATAMENTO DE GÁS NATURAL" Campo da Invenção [001] A presente invenção refere-se ao tratamento de gás natural. Em particular, a presente invenção refere-se a sistemas e métodos úteis para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

Antecedentes da Invenção [002] Espera-se que os hidrocarbonetos na forma de gás natural permaneçam vitais para satisfazer a demanda mundial por energia abundante e limpa. Ao longo das últimas três décadas, reservas importantes de óleo e gás natural foram desenvolvidas na costa brasileira em uma formação referida como Camada do Pré-Sal, uma formação geológica associada às plataformas continentais adjacente às linhas costeiras sul-americana e ocidental africana. Considera-se que essa formação tenha originado como resultado de uma das divisões do antigo supercontinente conhecido pelos paleogeógrafos como Gondwana. O termo camada do pré-sal se refere a uma camada subterrânea sobre a qual uma fina camada de sal foi depositada ao longo do tempo geológico. À medida que o tempo geológico passou, uma camada referida como a camada do pós-sal foi depositada no topo da camada de sal. Os depósitos de hidrocarboneto substanciais podem ser encontrados em várias localizações dentro da camada do pré-sal, no entanto, a grande profundidade de tais depósitos e as composições químicas de tais depósitos apresentam desafios econômicos significativos para acessar e utilizar o gás natural contido nas mesmas.

[003] A composição química do gás natural varia significativamente em todo o mundo. O metano é o principal componente gasoso na maioria dos depósitos de gás natural, embora as quantidades significantes de outros componentes gasosos tais como dióxido de carbono, vapor d'água e sulfeto de hidrogênio também possam ser apresentadas. Além disso, os hidrocarbonetos de baixo peso molecular inestimável (etano, propano, butano e similares), por vezes no presente documento e na técnica referidos como líquidos de gás natural, também podem ser apresentados. Os depósitos de gás natural na camada do pré-sal são definidos por uma concentração relativamente alta de dióxido de carbono. Por exemplo, 20 a 40% do volume total do gás natural que emerge em uma cabeça de poço pode ser dióxido de carbono. Em alguns exemplos, o dióxido de carbono pode ser o principal componente do gás natural e excede 50% de seu volume total. Enquanto as membranas de separação de gás com capacidade para separar o metano do dióxido de carbono são comercialmente disponíveis, quanto maior a concentração de dióxido de carbono no gás natural, maior será a carga na membrana de separação de gás e uma maior metragem quadrada de superfície de membrana será exigida por volume de unidade de gás natural a ser tratado. Além disso, os componentes de gás natural tais como líquidos de gás natural, água e sulfeto de hidrogênio podem interferir na eficiência de separação de membranas projetadas para separar o metano do dióxido de carbono. Idealmente, se a concentração de componentes de gás natural secundários e prejudiciais tais como sulfeto de hidrogênio e água (prejudicial), dióxido de carbono e líquidos de gás natural (secundário) pudesse ser eliminada ou reduzida em uma corrente de gás natural antes da sua apresentação a uma membrana de separação de gás, a carga na membrana seria reduzida e a eficiência de separação melhorada. Uma carga reduzida na membrana pode permitir a redução do tamanho de uma unidade de separação de membrana necessário ou permitir maior rendimento de gás natural em uma etapa de purificação à base de membrana.

[004] Especialmente em operações conduzidas dentro dos confinamentos estreitos de plataformas marítimas, há uma necessidade para a remoção eficaz de contaminantes e componentes secundários de gás natural dos fluidos de produção de gás natural de uma maneira consistente com responsabilidade ambiental e que permite a recuperação e uso de componentes de gás natural secundários tais como dióxido de carbono e líquidos de gás natural. Essa necessidade da eficiência no tratamento de gás natural bruto torna-se aguda em operações de recuperação da camada do pré-sal brasileira, em que a razão entre gás natural e óleo em fluidos de produção de hidrocarboneto é tipicamente maior que em operações fora da camada do pré-sal. Dentro da camada do pré-sal, a razão entre gás natural e óleo pode ser tanto quanto 500 metros cúbicos de gás por metro cúbico de fluidos de produção de líquido. Maiores volumes de gás que exigem tratamento em uma plataforma marítima resultarão em um aumento correspondente no tamanho de área da unidade de tratamento de gás necessária e um aumento correspondente no custo tanto da unidade quanto em sua respectivaplataforma marítima.

Descrição da Invenção [005] Em um primeiro aspecto, a presente invenção fornece um sistema para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima, em que o sistema compreende: (a) uma unidade de compressão configurada para comprimir uma corrente de fluido de produção de gás natural e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido; (b) uma unidade de desidratação configurada para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco; (c) uma unidade de condensação que compreende: (i) pelo menos um trocador de calor configurado para receber e resfriar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado, (ii) pelo menos um turboexpansor, em que o turboexpansor serve como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação, em que o turboexpansor é configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural expandido, (iii) pelo menos um recipiente de separação configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural expandido e para produzir a partir da mesma uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono, (iv) pelo menos um conduto de fluido configurado para colocar a corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco dentro do trocador de calor, e (d) uma unidade de separação de membrana de gás configurada para receber a corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono e para produzir a partir da mesma uma corrente de retentado enriquecida em metano e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono.

[006] Em um segundo aspecto, a presente invenção fornece um sistema para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima, em que o sistema compreende: (a) uma unidade de compressão configurada para comprimir uma corrente de fluido de produção de gás natural e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido; (b) uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio configurada para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio; (c) uma unidade de desidratação configurada para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio; (d) uma unidade de condensação que compreende: (i) pelo menos um trocador de calor configurado para receber e resfriar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio, (ii) pelo menos um turboexpansor, em que o turboexpansor serve como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação, em que o turboexpansor é configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio, (iii) pelo menos um recipiente de separação configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono, (iv) pelo menos um conduto de fluido configurado para colocar a corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio dentro do trocador de calor; e (e) uma unidade de separação de membrana de gás configurada para receber a corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono e para produzir a partir da mesma uma corrente de retentado enriquecida em metano e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono.

[007] Em ainda outro aspecto, a presente invenção fornece um método de tratamento de gás natural, em que o método compreende: (a) comprimir uma corrente de fluido de produção de gás natural em uma unidade de compressão para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido; (b) remover sulfeto de hidrogênio da corrente de fluido de produção de gás natural comprimido em uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio; (c) remover água da corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio em uma unidade de desidratação e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio; (d) tratar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio em uma unidade de condensação para produzir uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural, e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono, em que a unidade de condensação compreende: (i) pelo menos um trocador de calor configurado para receber e resfriar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio, (ii) pelo menos um turboexpansor, em que o turboexpansor serve como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação, em que o turboexpansor é configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio, (iii) pelo menos um recipiente de separação configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio e para produzir a partir da mesma uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono, e (iv) pelo menos um conduto de fluido configurado para colocar a corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio dentro do trocador de calor; e (e) separar a corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono em uma unidade de separação de membrana de gás para produzir a partir da mesma uma corrente de retentado enriquecida em metano e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono.

Breve Descrição dos Desenhos [008] Vários recursos, aspectos e vantagens da presente invenção serão mais bem entendidas quando a descrição detalhada a seguir for lida com referência aos desenhos anexos, nos quais caracteres semelhantes podem representar partes semelhantes ao longo dos desenhos, em que: A menos que indicado o contrário, os desenhos fornecidos no presente documento são destinados a ilustrar os recursos inventivos chave da invenção. Acredita-se que esses recursos inventivos chave são aplicáveis em uma variedade ampla de sistemas que compreendem uma ou mais realizações da invenção. Assim, os desenhos não são destinados a incluir todas as características convencionais, conhecidas pelos técnicos no assunto, a serem exigidas para a prática da invenção.

[009] A Figura 1 ilustra um sistema e método para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

[010] A Figura 2 ilustra um sistema e método para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

[011] A Figura 3 ilustra um sistema e método para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

[012] A Figura 4 ilustra um sistema e método para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

[013] A Figura 5 ilustra uma porção de um sistema fornecido pela presente invenção e um método correspondente para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

[014] A Figura 6 ilustra uma porção de um sistema fornecido pela presente invenção e um método correspondente para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima.

Descrição de Realizações da Invenção [015] No relatório descritivo a seguir e nas reivindicações posteriores, será feita referência a diversos termos que serão definidos para terem os seguintes significados.

[016] As formas singulares “um”, “uma” e “o/a” incluem referências plurais a menos que o contexto claramente dite o contrário.

[017] “Opcional” ou “opcionalmente” significa que o evento ou circunstância descrito subsequentemente pode ou não ocorrer e que a descrição inclui exemplos em que o evento ocorre e exemplos em que o evento não ocorre.

[018] Conforme usado no presente documento, o termo “fonte de resfriamento ativa” se refere a dispositivos de resfriamento tais como turboexpansores, válvulas de expansão e unidades refrigeração. O termo também inclui dispositivos de troca de calor que dependem de matéria do meio ambiente tal como água do mar ou ar como um dissipador de calor, mas em que a taxa de troca de calor e a extensão a qual ocorre a troca de calor são determinadas por uma ou mais medições ativas. Tal fonte de resfriamento ativa pode ser um trocador de calor em que a água do mar serve como o dissipador de calor, mas a taxa de fluxo da água do mar através do trocador de calor é determinada por uma bomba de fluido que força a água do mar em contato térmico com a corrente a ser resfriada pela água do mar dentro do trocador de calor.

[019] A linguagem aproximada, conforme usado no presente documento ao longo da especificação e das reivindicações, pode ser usada para modificar qualquer representação quantitativa que pode variar de forma permissível sem resultar em uma mudança na função básica a qual é relacionada. Assim sendo, um valor modificado por um termo ou termos, como "aproximadamente" ou "substancialmente", não se limita ao valor preciso especificado. Em pelo menos alguns casos, a linguagem de aproximação pode corresponder à precisão de um instrumento para medição do valor. No presente documento e no decorrer do relatório descritivo e das reivindicações, as limitações de faixa podem ser combinadas e/ou alternadas, sendo que tais faixas são identificadas e incluem todas as subfaixas contidas nas mesmas, a menos que o contexto ou a linguagem indique o contrário.

[020] Conforme notado, a presente invenção fornece sistemas e métodos para tratar o gás natural, em que os sistemas e os métodos são adaptados para operação em uma plataforma marítima. Em uma ou mais realizações, a presente invenção fornece um sistema que tem uma área de projeção de plataforma reduzida (consulte, elemento numerado 200 das Figuras 1 a 6) em relação aos sistemas de tratamento de gás natural conhecidos através do uso de um ou mais turboexpansores que servem como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação do sistema. Desse modo, uma vez que uma corrente de fluido de produção de gás natural bruto tiver sido comprimida, nenhuma fonte de resfriamento ativa suplementar exclusiva dos um ou mais turboexpansores da unidade de condensação e dos um ou mais trocadores de calor configurados para receber fluido refrigerante produzido pelos um ou mais turboexpansores é exigida para converter a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido em uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono liquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono. Como resultado, as economias de espaço de plataforma são alcançadas. O técnico no assunto apreciará que o tamanho de uma instalação em uma plataforma marítima típica é um contribuinte principal para seu custo total e uma redução de uma área de projeção de plataforma da instalação produzirá uma redução correspondente no custo da plataforma. Em uma realização, a presente invenção fornece sistemas que têm uma área de projeção de plataforma 10 a 25 por cento menor que sistemas conhecidos que têm capacidades de processamento de gás natural equivalente.

[021] Os sistemas fornecidos pela presente invenção compreendem uma unidade de compressão que é usada para comprimir um fluido de produção de gás natural a partir de um poço de gás. Em uma ou mais realizações, a corrente de fluído de produção de gás natural comprimido é definida por uma pressão em uma faixa de cerca de 5 MPa a cerca de 15 MPa (50 a cerca de 150 bar) e uma temperatura em uma faixa de cerca de 20 a cerca de 50 °C. Em um conjunto alternativo de realizações, a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido é definido por uma pressão em uma faixa de cerca de 80 a cerca de 120 bar e uma temperatura em uma faixa de cerca de 25 a cerca de 45 °C. A unidade de compressão compreende um ou mais compressores que podem ser compressores axiais ou radiais e que podem ser ordenados separadamente, em paralelo e/ou em série. Tais compressores são conhecidos na técnica e incluem, mas não são limitados a, compressores centrífugos de BCL (séries RB e VH) e compressores de séries PCL e SRL/DH disponíveis junto a GE Oil & Gas, Houston, Texas, EUA. Os intercoolers, tais como são conhecidos como sendo úteis em trens de compressão de gás natural, são incorporados dentro da unidade de compressão para controlar a temperatura da corrente de gás que é comprimida.

[022] Uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio (H2S) opcional e unidade de desidratação são colocadas a jusante da unidade de compressão e servem para converter sulfeto de hidrogênio altamente tóxico em enxofre elementar e/ou outro enxofre inócuo que contém espécies e para produzir gás natural comprimido seco, respectivamente. Os subsistemas de remoção de sulfeto de hidrogênio são conhecidos na técnica e incluem unidades que contatam uma corrente de gás natural que contém sulfeto de hidrogênio com um leito fluidizado ou fixo que compreende um óxido de metal tal como óxido de ferro que converte sulfeto de hidrogênio dentro da corrente de gás natural em produtos de reação mais benignos que contêm enxofre. Uma variedade de outras técnicas de remoção de sulfeto de hidrogênio, tais como Lo-Cat, Selexol, Rectisol, Purisol, FluorSolvent e Sulferox® são conhecidos na técnica e podem ser úteis em uma ou mais realizações da presente invenção. Em certas realizações, pode ser vantajoso localizar a unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio a jusante da unidade de desidratação. Em outro conjunto de realizações, pode ser vantajoso localizar a unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio a jusante da unidade de condensação.

[023] A desidratação pode ser efetuada passando-se o gás natural comprimido através de um leito fluidizado ou fixo de um agente secante tais como peneiras moleculares que têm capacidade de absorver água de modo eficaz a partir da corrente de gás natural de alta pressão. Tipicamente, tais unidades de desidratação compreendem pelo menos dois recipientes que contêm um agente secante configurado como um ou mais leito fluidizado e/ou fixos através dos quais a corrente de gás natural é passada. A alteração do fluxo do gás natural comprimido entre tais dois recipientes permite a regeneração de um agente secante gasto sem parar a produção. Um agente secante gasto tais como peneiras moleculares saturadas em água pode ser regenerado simplesmente pelo aquecimento na presença de um gás de purga inerte tal como nitrogênio, por exemplo.

[024] Em uma ou mais realizações, os sistemas fornecidos pela presente invenção compreendem uma unidade de condensação a jusante da unidade de desidratação. A unidade de condensação converte uma corrente de gás natural comprimido seco em uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono. Em realizações que não compreende uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio, a corrente de líquido produzida na unidade de condensação pode compreender adicionalmente um sulfeto de hidrogênio de quantidade substancial e tal corrente de líquido pode servir como o mecanismo primário para remoção de sulfeto de hidrogênio da corrente de gás natural que é processada.

[025] A unidade de condensação compreende um ou mais trocadores de calor que reduzem a temperatura da corrente de gás natural comprimido seco recebida a partir da unidade de desidratação antes da mesma ser apresentada a um ou mais turboexpansores da unidade de condensação. Os trocadores de calor adequados incluem trocadores de calor de tubo e de carcaça, os trocadores de calor limitados e trocadores de calor com lâminas dentre outros. Constatou-se que uma redução modesta (por exemplo, 10 °C) na temperatura da corrente de gás na entrada de turboexpansor resulta em uma vantagem de resfriamento significante na saída de turboexpansor. Os um ou mais turboexpansores expandem o gás natural comprimido, simultaneamente, que resfria e que diminui a pressão do gás natural enquanto produz energia mecânica útil.

[026] Conforme notado, os um ou mais turboexpansores servem como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação, que significa que nenhuma fonte de resfriamento além dos um ou mais turboexpansores é exigida na ordem para a unidade de condensação converter de modo eficaz a massa total da corrente de gás natural pressurizada recebida a partir da unidade de desidratação em uma corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono.

[027] A saída dos um ou mais turboexpansores, conforme notado, é energia mecânica e uma corrente de produção de gás natural expandido. A energia mecânica pode ser usada para vários propósitos do sistema, que incluem fornecer potência mecânica a um ou mais compressores de sistema, bombas e equipamento similar com capacidade para se acoplar de modo mecânico à potência de eixo produzida no turboexpansor. Alternativamente, a energia mecânica produzida pelos um ou mais turboexpansores pode ser convertida em eletricidade para uso geral na plataforma marítima.

[028] A corrente de produção de gás natural expandido é uma corrente de múltiplas fases resfriada que compreende fases líquidas e gasosas e que têm uma temperatura abaixo de -50 °C em um conjunto de realizações e abaixo de -60 °C em um conjunto alternativo de realizações. Enquanto a corrente de produção de gás natural expandido está em uma pressão menor que a corrente de gás natural comprimido antes de ser apresentado ao turboexpansor, a pressão na saída de turboexpansor permanece significativamente maior que a pressão atmosférica. Tipicamente, a corrente de gás natural comprimido no lado de entrada do turboexpansor tem uma pressão na ordem de cerca de 10 MPa (100 bar) e a corrente de gás natural expandido no lado de saída do turboexpansor tem uma pressão na ordem de cerca de 1 MPa (10 bar). Em algumas realizações, a corrente de produção de gás natural expandido é produzida como um aerossol que compreende gotículas pequenas de uma fase líquida dispersa dentro de uma fase gasosa que compreende, principalmente, metano e dióxido de carbono. Em uma ou mais realizações, a corrente de produção de gás natural expandido é produzida como uma corrente de fluido misturada que tem correntes de líquido e gasosas distintas.

[029] A corrente de produção de gás natural expandido é alimentada para um recipiente de separação em que a mesma separada em uma corrente de líquido e uma corrente gasosa, em que a corrente de líquido compreende a dióxido de carbono de fase líquida e líquidos de gás natural. Em uma ou mais realizações, a corrente de líquido consiste essencialmente em dióxido de carbono de fase líquida, líquidos de gás natural e metano dissolvido. Em uma realização alternativa, a corrente de líquido compreende uma quantidade substancial de sulfeto de hidrogênio, por exemplo, em realizações em que o sistema não compreende uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio a montante do recipiente de separação e o fluido de produção de gás natural que é processado pelo sistema compreende uma quantidade substancial de sulfeto de hidrogênio. A corrente gasosa produzida pelo recipiente de separação compreende metano e dióxido de carbono e pode compreender adicionalmente vestígios de líquidos de gás natural e sulfeto de hidrogênio. Em uma ou mais realizações, a corrente gasosa consiste essencialmente em metano e dióxido de carbono. Em uma ou mais realizações, cada uma das correntes gasosas e líquidas produzidas pelo recipiente de separação é produzida na mesma temperatura e pressão. Em tal realização, as correntes são definidas por uma temperatura de cerca de -68 °C e uma pressão de cerca de 1 MPa (10 bar). Os recipientes de separação adequados são conhecidos na técnica e incluem recipientes de vaporização, recipientes de depurador, recipientes de coluna de embalagem, ciclones e recipientes coletores de vapor, entre outros.

[030] A unidade de condensação é projetada de modo que pelo menos uma porção da corrente de líquido produzida pelo recipiente de separação seja conduzida para um ou mais trocadores de calor da unidade de condensação e sirva como um dissipador de calor quando colocado em contato térmico com o gás natural comprimido seco antes de sua apresentação aos um ou mais turboexpansores. Em algumas realizações, uma porção da corrente de líquido produzida pelo recipiente de separação é usada para necessidades de resfriamento de sistema em componentes de sistema fora da unidade de condensação.

[031] A corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono produzida pela unidade de condensação é alimentada para um sistema unidade de separação de membrana de gás que separa a corrente gasosa em uma corrente de retentado enriquecida em metano e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono. Em uma ou mais realizações, a corrente gasosa é adicionalmente comprimida antes da sua apresentação à unidade de separação de membrana de gás. Em uma ou mais realizações, a corrente gasosa é apresentada à unidade de separação de membrana em uma pressão entre cerca de 2,5 MPa a cerca de 7,5 MPa (25 a cerca de 75 bar) e temperatura em um em uma faixa de cerca de 10 a cerca de 40 °C. Em uma realização, a corrente de permeado compreende pelo menos 80 por cento em volume de dióxido de carbono. Em uma realização alternativa, a corrente de permeado compreende pelo menos 90 por cento em volume dióxido de carbono. Em ainda outra realização, a corrente de permeado compreende pelo menos 95 por cento em volume de dióxido de carbono. Em ainda uma outra realização, a corrente de permeado compreende pelo menos 99 por cento em volume de dióxido de carbono. Os níveis de purificação correspondentes podem ser alcançados para o retentado rico em metano. As unidades de separação de membrana de gás são conhecidas na técnica e as membranas de gás adequadas incluem permeação de membranas configuradas em fibra oca e configurações enroladas em espiral, por exemplo. Em uma ou mais realizações, as membranas de gás adequadas incluem produtos de membrana Prism® disponíveis junto a Air Products, produtos de membrana MEDALTM disponíveis junto a Air Liquide, produtos de membrana Separex™ disponíveis junto a UOP, produtos de membrana Z-Top® disponíveis junto a MTR e produtos de membrana Cynara® disponíveis junto a Cameron.

[032] Em um aspecto, a presente invenção fornece separação mais eficaz de gás natural que contém altas concentrações de dióxido de carbono em correntes disponíveis no mercado de metano e dióxido de carbono. Uma vantagem significante da invenção é que a carga na unidade de separação de membrana de gás usada para produzir as correntes de metano e dióxido de carbono é substancialmente reduzida através da separação da maior parte do conteúdo líquido de gás natural e conteúdo de dióxido de carbono antes de sua apresentação à unidade de separação de membrana. Isso, por sua vez, permite um maior rendimento de metano através da unidade de separação de membrana de gás ou uma redução correspondente no tamanho da unidade de separação de membrana. Essas vantagens resultam pelo menos em parte do uso de um ou mais turboexpansores como a fonte de resfriamento na unidade de condensação usada para remover os líquidos de gás natural e uma porção significante do dióxido de carbono da corrente de gás natural que é processada pelo sistema.

[033] De volta agora às Figuras, a Figura 1 ilustra um sistema 100 para tratar o gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima. Além disso, a Figura ilustra um método correspondente para usar o sistema para tratar o gás natural. Na realização mostrada, uma corrente de fluido de produção de gás natural 10, que pode ser a saída direta de um poço de gás, mas é, mais preferencialmente, uma corrente de gás natural a partir da qual componentes não gasosos tais como água líquida e partículas de areia foram removidos com uso de um ou mais separadores ciclônicos e telas de sólidos, por exemplo. A corrente de fluido de produção de gás natural 10 em temperatura e pressão moderadas (por exemplo, 50 °C e 1 MPa (10 bar)) é introduzida no sistema através da unidade de compressão 110 na qual um ou mais compressores 112 comprimem a corrente de gás natural. Intercoolers, não mostrados, podem ser usados para manter a temperatura da corrente de produto comprimida, corrente de fluido de produção de gás natural comprimido 12, em temperatura moderada apesar de uma pressão relativamente alta (por exemplo, 30 °C e 10 MPa (100 bar)). A corrente de fluido de produção de gás natural comprimido 12 é, então, introduzida em e passa através da unidade de desidratação 120 para produzir corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco 20 que tem essencialmente as mesmas características de temperatura e pressão da corrente 12. A corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco 20 é, então, introduzida na unidade de condensação 140, em que a mesma é resfriada no trocador de calor 142 e produz a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado 42 que tem a mesma característica de alta pressão das correntes 12 e 20. A corrente 42 é, então, alimentada para a entrada de turboexpansor 144 que extrai a carga da corrente de gás enquanto diminui tanto sua pressão quanto sua temperatura. A corrente 42 é convertida em corrente de fluido de produção de gás natural expandido 44, um fluido muito frio e de múltiplas fases é separado no recipiente de separação 146 em uma corrente de líquido 46L que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa 46G que compreende metano e dióxido de carbono. Um conduto de fluido 148 liga o recipiente de separação 146 ao trocador de calor 142 e colocar a corrente de líquido 46L em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco 20 dentro do trocador de calor 142. Uma ou mais válvulas e/ou bombas de fluido (não mostradas) podem ser usadas para controlar o fluxo de corrente de líquido 46L através do conduto de fluido 148. Mediante o ganho de calor no trocador de calor 142, a corrente termicamente melhorada 46L, projetada como corrente 47, sai do trocador de calor 142 e pode ser refinada em qualquer parte em correntes de líquidos de gás natural e dióxido de carbono separadas. Em uma ou mais realizações, a corrente 47 pode ser usada como um fluido de injeção para manter a pressão do reservatório e melhorar a recuperação de hidrocarboneto. Uma unidade de separação de membrana de gás 150 recebe a corrente gasosa 46G que compreende metano e dióxido de carbono e separa a mesma em uma corrente de retentado enriquecida em metano 50R e uma corrente de permeado 50P enriquecida em dióxido de carbono.

[034] Em referência à Figura 2, a Figura ilustra um sistema 100 para tratar gás natural adaptado para operação em uma plataforma marítima. O sistema é semelhante àquele mostrado na Figura 1, mas compreende adicionalmente uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio 130. Como na Figura 1, uma unidade de compressão 110 comprime uma corrente de fluido de produção de gás natural 10 e produz a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido 12 que é introduzida em e passa através da unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio 130 para produzir uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio 30. A corrente 30 é desidratada na unidade de desidratação 120 para produzir a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio 32. A corrente 32 é alimentada para a unidade de condensação 140 em que a mesma é, primeiro, resfriada no trocador de calor 142 para fornecer corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio 34, que é expandido em turboexpansor 144 para produzir corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio 36. A corrente 36 é introduzida no recipiente de separação 146 em que a mesmo é separada em corrente de líquido 46L que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e corrente gasosa 46G que compreende metano e dióxido de carbono. O conduto de fluido 148 é configurado para colocar uma corrente de líquido 46L que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio 32 dentro trocador de calor 142. A unidade de separação de membrana de gás 150 recebe corrente gasosa 46G que compreende metano e dióxido de carbono e produz a partir da mesma uma corrente de retentado 50R enriquecida em metano e uma corrente de permeado 50P enriquecida em dióxido de carbono.

[035] Em referência à Figura 3, a Figura ilustra um sistema fornecido pela presente invenção semelhante àquele mostrado na Figura 2 em que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor 144 é usada para alimentar um ou mais outros componentes do sistema. Na realização mostrada, a energia mecânica do turboexpansor é usada para acionar os compressores 112 de sistema unidade de compressão 110 através do eixo de acionamento comum 160.

[036] Em referência à Figura 4, a Figura ilustra um sistema fornecido pela presente invenção semelhante àquele mostrado na Figura 2 e na Figura 3 em que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor 144 é usada para gerar energia elétrica 172. Na realização mostrada, a energia mecânica do turboexpansor é usada para acionar o gerador de sistema 170 através do eixo de acionamento comum 160.

[037] Em referência à Figura 5, a Figura ilustra uma porção de um sistema fornecido pela presente invenção e um método correspondente para seu uso no tratamento de gás natural. O sistema é essencialmente o mesmo daquele ilustrado na Figura 2 com a adição de um compressor 112 e trocador de calor 142 posicionado entre a unidade de condensação 140 e a unidade de separação de membrana de gás 150. Conforme notado anteriormente no presente documento, a corrente gasosa 46G que compreende metano e dióxido de carbono sai do recipiente separador em baixa temperatura, tipicamente menos que -60 °C em pressão moderada, tipicamente entre 0,5 MPa e 2 MPa (5 e 20 bar). Para separar de modo mais eficaz os componentes de metano e de dióxido de carbono da corrente gasosa 46G, a mesma é adicionalmente comprimida e aquecida antes de ser apresentada à unidade de separação de membrana de gás. Na realização mostrada, a corrente gasosa 46G sai da unidade de condensação 140 em uma temperatura de cerca de -68 °C e uma pressão de cerca de 1 MPa (10 bar). O compressor 112 comprimi a corrente 46G para fornecer a corrente gasosa comprimida 48 que é definida por uma temperatura de cerca de 53 °C e uma pressão de cerca de 5,3 MPa (53 bar). Devido ao fato de que 53 °C pode ser muito alto para desempenho ideal da unidade de separação de membrana de gás, um trocador de calor 142 é posicionado entre o compressor 112 e a unidade de separação de membrana 150 e produz a corrente gasosa comprimida 49 que, na realização mostrada, é definida por uma temperatura de cerca de 30 °C e uma pressão de cerca de 5,3 MPa (53 bar). Na realização mostrada, a corrente de líquido 46L é incorporada como um dissipador de calor tanto para o trocador de calor 142 disposto dentro da unidade de condensação 140 quanto para o trocador de calor 142 posicionado apenas a montante da unidade de separação de membrana de gás 150. Os condutos de fluido 148 e 149 permitem comunicação fluida entre o recipiente de separação 146 e os trocadores de calor mencionados anteriormente, respectivamente. O fluxo de corrente de líquido 46L a cada um desses trocadores de calor pode ser controlado com uso de uma ou mais bombas e/ou válvulas (não mostradas). A corrente termicamente melhorada 46L, projetada como corrente 47, sai dos trocadores de calor 142 e pode ser refinada, em qualquer parte, em correntes de líquidos de gás natural separadas e dióxido de carbono ou utilizada para outros fins.

[038] Em referência à Figura 6, a Figura ilustra uma porção de um sistema fornecido pela presente invenção similar àquele mostrado na Figura 5 com a exceção de que a unidade de condensação é configurada com dois turboexpansores ordenados em paralelo. Como em cada uma das Figuras 1 a 5, os turboexpansores servem como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação 140.

Seção Experimental [039] Os estudos de simulação foram executados com uso de software de otimização química ASPEN PLUS disponível junto a Aspen Technology, Inc., Bedford Massachusetts, EUA. O sistema foi, em geral, configurado conforme mostrado na Figura 5 no presente documento e incluiu uma unidade de compressão de três estágios que tem intercoolers para produzir uma corrente de gás natural comprimido definida que compreende metano, um conjunto de líquidos de gás natural, dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio. O sistema fornecido pela presente invenção foi comparado com um sistema análogo que compreende uma válvula Joule-Thomson (JT) como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação que opera em taxas de fluxo de massa comparáveis. Os resultados são obtidos na Tabela 1 abaixo e demonstram as capacidades surpreendentes do turboexpansor quando usado como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação.

Tabela 1. Efeito de Turboexpansor Relativo à Válvula Joule-Thomson Parâmetro Remoção de C02 26,5 % Recuperação de Metano 97,1% Redução de Área de Membrana 22,0 % Capacidade de Processamento de „0 0 0/ Gás 12'9 /o Redução de Demanda Energética 3,1 % [040] Os resultados obtidos na Tabela 1 demonstram que, em relação a um sistema idêntico que compreende uma válvula Joule-Thomson em vez de um turboexpansor como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação, várias vantagens são realizadas pelo sistema que compreende o turboexpansor. Em primeiro lugar, a remoção total de dióxido de carbono da corrente de alimentação de gás natural é substancialmente maior (26%) quando o turboexpansor é incorporado em relação ao sistema que compreende a válvula Joule-Thomson em que apenas 2% do dióxido de carbono foi recuperado.

[041] Em segundo lugar, a recuperação de metano (97%) da corrente de alimentação é um pouco aprimorada (+2%) com uso de um turboexpansor como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação em relação ao mesmo sistema que compreende uma válvula Joule-Thomson como a única fonte de resfriamento dentro da unidade de condensação. Em terceiro lugar, em taxas de rendimento equivalentes, o sistema à base de turboexpansor pode alcançar os resultados aprimorados mostrados na Tabela 1 com uso de uma metragem quadrada de membrana substancialmente reduzida (-22%). Em quarto lugar, usando a mesma metragem quadrada de membrana como o sistema à base da válvula Joule-Thomson, o sistema fornecido pela presente invenção pode alcançar o mesmo resultado em menos tempo conforme evidenciado por um aumento (+12,9 %) na capacidade de processamento de gás do sistema unidade de separação de membrana. Em quinto lugar, o sistema à base de turboexpansor fornecido pela presente invenção é energeticamente mais eficaz (3,1%) em termos de carga elétrica na unidade de compressão em relação ao sistema comparativo no qual o turboexpansor é substituído por uma válvula Joule-Thomson.

[042] Os exemplos mencionados anteriormente são meramente ilustrativos, servindo para ilustrar apenas alguns dos recursos da invenção. As reivindicações anexas são destinadas a serem úteis com a reivindicação da invenção tão ampla quanto foram concebidas e os exemplos no presente documento apresentados são ilustrativos de realizações selecionadas a partir de um manipulo de todas as realizações possíveis. Consequentemente, é a intenção dos depositantes que as reivindicações anexas não sejam limitadas pela escolha de exemplos utilizados para ilustrar recursos da presente invenção. Conforme usado nas reivindicações, a palavra "compreende" e suas variações gramaticais, logicamente, também subtendem e incluem frases de variação e extensão diferente tais como, por exemplo, mas não limitadas às mesmas, "que consiste essencialmente em" e "que consiste em". Quando for necessário, as faixas foram supridas, essas faixas são inclusivas de todas as subfaixas entre as mesmas. Espera-se que os técnicos no assunto considerem essas faixas de variações e, caso ainda não tenham sido disponibilizadas para o público, que sejam interpretadas, quando possível, como sendo abrangidas pelas reivindicações anexas. Antecipa-se também que os avanços na ciência e tecnologia tornarão os equivalentes e as substituições possíveis que não são agora contempladas por razão da imprecisão de linguagem e essas variações também devem ser construídas, quando for possível, como sendo abrangidas pelas reivindicações anexas.

Lista de Componentes 10 corrente de fluido de produção de gás natural 12 corrente de fluido de produção de gás natural comprimido 20 corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco 30 corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em H2S

32 corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em H2S

34 corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em H2S 36 corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio 42 corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado 44 corrente de fluido de produção de gás natural expandido 46L corrente de líquido que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural 46G corrente gasosa que compreende metano e dióxido de carbono 47 corrente de dióxido de carbono e líquidos de gás natural (pós-trocador de calor 142) 48 corrente gasosa comprimida que compreende metano e dióxido de carbono 49 corrente gasosa comprimida resfriada que compreende metano e dióxido de carbono 50R corrente de retentado enriquecida em metano 50L corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono 100 sistema para tratar gás natural 110 unidade de compressão 112 compressor 120 unidade de desidratação 130 unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio 140 unidade de condensação 142 trocador de calor 144 turboexpansor 146 recipiente de separação 148 conduto de fluido 149 segundo conduto de fluido 150 unidade de separação de membrana de gás 160 eixo de acionamento comum 170 gerador elétrico 172 energia elétrica 200 área de projeção de plataforma de sistema Reivindicações

Claims (18)

1. SISTEMA PARA TRATAR GÁS NATURAL (100) ADAPTADO PARA OPERAÇÃO EM UMA PLATAFORMA MARÍTIMA, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende: (a) uma unidade de compressão (110) configurada para comprimir uma corrente de fluido de produção de gás natural (10) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12); (b) uma unidade de desidratação (120) configurada para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco (20); (c) uma unidade de condensação (140) que compreende: (i) pelo menos um trocador de calor (142) configurado para receber e resfriar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco (20) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado (42), (ii) pelo menos um turboexpansor (144), em que o turboexpansor (144) serve como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação (140), em que o turboexpansor (144) é configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado (42) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural expandido (44), (iii) pelo menos um recipiente de separação (146) configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural expandido (44) e para produzir a partir da mesma uma corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono, (iv) pelo menos um conduto de fluido (148, 149) configurado para colocar a corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco (20) dentro do trocador de calor (142); e (d) uma unidade de separação de membrana de gás (150) configurada para receber a corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono e para produzir a partir da mesma uma corrente de retentado enriquecida em metano (50R) e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono (50L).

2. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio (130).

3. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12) é definida por uma pressão em uma faixa de 5 MPa a 15 MPa (50 a 150 bar).

4. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor (144) é usada diretamente para alimentar um ou mais compressores (112) de sistema.

5. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor (144) é usada para gerar energia elétrica (172).

6. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono é adicionalmente comprimida antes da sua apresentação à unidade de separação de membrana (150).

7. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende uma pluralidade de turboexpansores (144).

8. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende uma pluralidade de trocadores de calor (142).

9. SISTEMA PARA TRATAR GÁS NATURAL (100) ADAPTADO PARA OPERAÇÃO EM UMA PLATAFORMA MARÍTIMA, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende: (a) uma unidade de compressão (110) configurada para comprimir uma corrente de fluido de produção de gás natural (10) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12); (b) uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio (130) configurada para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (30); (c) uma unidade de desidratação (120) configurada para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (30) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32); (d) uma unidade de condensação (140) que compreende: (i) pelo menos um trocador de calor (142) configurado para receber e resfriar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (34), (ii) pelo menos um turboexpansor (144), em que o turboexpansor (144) serve como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação (140), em que o turboexpansor (144) é configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (34) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (36), (iii) pelo menos um recipiente de separação (146) configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (36) e para produzir a partir da mesma uma corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono, (iv) pelo menos um conduto de fluido (148, 149) configurado para colocar a corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32) dentro do trocador de calor (142); e (e) uma unidade de separação de membrana de gás (150) configurada para receber a corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono e para produzir a partir da mesma uma corrente de retentado enriquecida em metano (50R) e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono (50L).

10. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12) é definida por uma pressão em uma faixa de 5 MPa a 15 MPa (50 a 150 bar).

11. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor (144) é usada diretamente para alimentar um ou mais compressores (112) do sistema.

12. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor (144) é usada para gerar energia elétrica (172).

13. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono é adicionalmente comprimida antes da sua apresentação à unidade de separação de membrana (150).

14. MÉTODO DE TRATAMENTO DE GÁS NATURAL, caracterizado pelo fato de que o método compreende: (a) comprimir uma corrente de fluido de produção de gás natural (10) em uma unidade de compressão (110) para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12); (b) remover o sulfeto de hidrogênio da corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12) em uma unidade de remoção de sulfeto de hidrogênio (130) para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (30); (c) remover água da corrente de fluido de produção de gás natural comprimido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (30) em uma unidade de desidratação (120) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32); (d) tratar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32) em uma unidade de condensação (140) para produzir uma corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono, em que a unidade de condensação (140) compreende: (i) pelo menos um trocador de calor (142) configurado para receber e resfriar a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (34), (ii) pelo menos um turboexpansor (144), em que o turboexpansor (144) serve como a única fonte de resfriamento ativa dentro da unidade de condensação (140), em que o turboexpansor (144) é configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco resfriado substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (34) e para produzir a partir da mesma uma corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (36), (iii) pelo menos um recipiente de separação (146) configurado para receber a corrente de fluido de produção de gás natural expandido substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (36) e para produzir a partir da mesma uma corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural e uma corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono, (iv) pelo menos um conduto de fluido (148, 149) configurado para colocar a corrente de líquido (46L) que compreende dióxido de carbono líquido e líquidos de gás natural em contato térmico com a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido seco substancialmente esgotada em sulfeto de hidrogênio (32) dentro do trocador de calor (142); e (e) separar a corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono em uma unidade de separação de membrana de gás (150) para produzir a partir da mesma uma corrente de retentado enriquecida em metano (50R) e uma corrente de permeado enriquecida em dióxido de carbono (50L).

15. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a corrente de fluido de produção de gás natural comprimido (12) é definida por uma pressão em uma faixa de 5 MPa a 15 MPa (50 a 150 bar).

16. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor (144) é usada diretamente para alimentar um ou mais compressores (112) do sistema.

17. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a energia mecânica produzida pelo turboexpansor (144) é usada para gerar energia elétrica (172).

18. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a corrente gasosa (46G) que compreende metano e dióxido de carbono é adicionalmente comprimida antes da sua apresentação à unidade de separação de membrana (150).