BR102016025929A2 - Sistemas e métodos para produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de gases produzidos - Google Patents

Abstract

sistemas e métodos para produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de gases produzidos a presente invenção refere-se a sistemas e métodos para produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de uma corrente de gases produzidos por um reservatório petrolífero, que são simples, apresentam alta eficiência energética e ocupam pequeno espaço na valorizada área seca de uma unidade estacionária de produção, principalmente em águas profundas e ultraprofundas. essa unidade já conta com separador gás-líquido, que segrega os gases produzidos da fase líquida, trata e comprimi esses gases. uma tubulação de escoamento descendente leva os gases produzidos, tratados e comprimidos até a parte inferior dos sistemas, onde esses gases são misturados com água do mar no fundo de uma tubulação de escoamento ascendente, de modo a haver a elevação pneumática da água. em razão de sua baixa massa específica, a mistura água-gás escoa do fundo da tubulação de escoamento ascendente até um separador gás-líquido, instalado na unidade de produção. nesse escoamento e no próprio separador, fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água, sendo produzida água carbonatada e gases não dissolvidos. do separador águagás, a água carbonatada, após tratamento, segue para injeção no reservatório e os gases não dissolvidos, após tratamento, seguem para um gasoduto ou para consumo. os sistemas e métodos podem ser aplicados tanto em mar quanto em terra para melhorar a recuperação petrolífera ou para sequestro do dióxido de carbono

Description

(54) Título: SISTEMAS E MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE ÁGUA CARBONATADA E REMOÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO DE GASES PRODUZIDOS (51) Int. Cl.: B01D 53/78; B01D 53/14; C01B 32/50 (73) Titular(es): PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA (72) Inventor(es): PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA (57) Resumo: SISTEMAS E MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE ÁGUA CARBONATADA E REMOÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO DE GASES PRODUZIDOS A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de uma corrente de gases produzidos por um reservatório petrolífero, que são simples, apresentam alta eficiência energética e ocupam pequeno espaço na valorizada área seca de uma unidade estacionária de produção, principalmente em águas profundas e ultraprofundas. Essa unidade já conta com separador gás-líquido, que segrega os gases produzidos da fase líquida, trata e comprimi esses gases. Uma tubulação de escoamento descendente leva os gases produzidos, tratados e comprimidos até a parte inferior dos sistemas, onde esses gases são misturados com água do mar no fundo de uma tubulação de escoamento ascendente, de modo a haver a elevação pneumática da água. Em razão de sua baixa massa específica, a mistura água-gás escoa do fundo da tubulação de escoamento ascendente até um separador gás-líquido, instalado na unidade de produção. Nesse escoamento e no próprio separador, fração do dióxido de carbono (...)

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SISTEMAS E MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE ÁGUA CARBONATADA E REMOÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO DE GASES PRODUZIDOS

Campo da Invenção e Aplicação Industrial [1] A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para produção de água de injeção e remoção de dióxido de carbono de uma corrente gasosa que contém metano e outros hidrocarbonetos leves. Os sistemas e métodos propostos podem ser totalmente implementados em unidades de produção, principalmente naquelas instaladas na plataforma continental, com arranjos que aproveitam equipamentos e insumos utilizados na planta dessas unidades. Os sistemas e métodos propostos também podem ser implementados em unidades de produção instaladas em terra.

[2] Os sistemas propostos utilizam métodos que tornam uma unidade de produção capaz de tratar correntes de gás com teores de até 90% de dióxido de carbono, com meios de reinjetar o dióxido de carbono removido da corrente de gás nos reservatórios associados a poços em produção.

Fundamentos da Invenção [3] A indústria petrolífera em alto mar (offshore) requer a utilização de unidades estacionárias de produção (UEP), que depois de instaladas na plataforma continental operam como uma unidade de produção e/ou de exploração de jazidas de petróleo e gás por longo período de tempo.

[4] Por se encontrarem a muitos quilômetros de distância da costa, essas unidades estacionárias de produção devem ser providas de todos os equipamentos necessários ao processamento do fluido petrolífero extraído dos poços, fluido esse que costuma ser tratado genericamente por petróleo. Na verdade, o fluido petrolífero constitui-se de diversos compostos naturais, destacando-se entre eles os hidrocarbonetos em si, que podem estar em estado líquido ou gasoso, e que apresentam real

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2/29 valor comercial, e diversos outros componentes sem grande valor comercial, tais como a água e o dióxido de carbono, sendo a emissão desse último para a atmosfera considerado um grave problema ambiental. Assim, a destinação do dióxido de carbono é tratada sob regulação e fiscalização a partir de normas ambientais cada vez mais severas, incluindo tratados internacionais como foi, por exemplo, o protocolo de Quioto.

[5] No cenário da província petrolífera brasileira do Pré-Sal, bem como em outras regiões no mundo, as UEP's podem estar fundeadas a cerca de 300 quilômetros de distância da costa e em lâminas d'água de mais de 2200 metros de profundidade. Essas grandes estruturas flutuantes exercem um papel relevante na indústria do petróleo, pois se tornaram reconhecidas por produzirem e processarem elevados volumes de óleo e gás natural, e, para isso, incorporam o que há de melhor na tecnologia recente em seus diversos sistemas e processos de operação.

[6] Entretanto, devido às exigências ambientais para produção, os projetos desses navios ou plataformas marítimas apresentam, dentre muitos, desafios técnico-ambientais especialmente no que se refere ao processamento da porção da corrente gasosa de hidrocarboneto que pode conter altos teores de dióxido de carbono. Essa característica é típica dos reservatórios da província do Pré-Sal e a logística de produção do gás natural associado deve satisfazer às exigências ambientais, e simultaneamente gerar o menor custo possível para o seu processamento.

[7] Por muitos anos, por ser mais dispendioso recorrer à separação do dióxido de carbono do gás natural e reinjetá-los na formação, antes das legislações ambientais, a indústria petrolífera permitia seu escape para a atmosfera. Isso se deve ao fato de que pelas técnicas existentes, a segregação e tratamento do dióxido de carbono necessitavam de uma grande instalação dedicada e consumo de muita energia que encareciam a produção.

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3/29 [8] Para melhor compreender o desafio ambiental, pode-se destacar um novo conceito conhecido por “Modernização Ecológica” (ME), que vem sendo estudado e desenvolvido por pesquisadores do mundo inteiro. Em essência defende que o desenvolvimento tecnológico baseado em preceitos ecológicos seria o principal caminho para solucionar problemas ambientais. Tal desenvolvimento tecnológico é baseado no pressuposto de evitar problemas ambientais, ao invés de corrigi-los posteriormente. Assim, para continuar a exploração de um recurso não renovável como o petróleo, deve-se evitar a emissão de dióxido de carbono na atmosfera, pois desconsiderando a redução do consumo como estratégia para reduzir os problemas ambientais, somente mudanças no processo de produção seriam capazes de reduzir os problemas ambientais advindos da emissão do dióxido de carbono em razão da produção petrolífera.

[9] Por esse motivo, quanto menor a geração de resíduos finais, o dispêndio de energia e o custo global final da tecnologia de tratamento do dióxido de carbono, maior será o lucro da indústria petrolífera.

[10] Assim, diante desse novo conceito de “Modernização Ecológica” foi realizada uma pesquisa comparativa sob bases técnicas / econômicas / ambientais das tecnologias existentes de separação de dióxido de carbono do gás natural, avaliando-se qual produziria a menor penalidade energética e maior retorno financeiro frente aos diversos cenários possíveis de serem encontrados na província do Pré-Sal.

[11] Existem vários meios de tratar o gás natural, e as principais correntes tecnológicas para se obter a remoção do dióxido de carbono da corrente de gás natural se baseiam em permeação por membranas ou por absorção química com uso de solventes como etanolaminas e seus derivados ou compostos. Também podem ser citadas tecnologias de absorção física por solventes oxigenados, como carbonato de propileno e variantes híbridas dessas tecnologias.

[12] Os processos baseados no princípio da absorção química

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4/29 apresentam as menores emissões de metano e de dióxido de carbono quando comparados às demais tecnologias até agora existentes. Entretanto, esses processos apresentam alto consumo de energia mecânica e térmica, com elevados custos operacionais, fatores que valorizam as tecnologias por absorção física ou híbridas.

[13] Já os processos físicos de remoção de dióxido de carbono do gás natural são baseados nos princípios da permeação em membranas, podendo ser citadas as tecnologias de fibras ocas e espirais, como as de melhor aplicação no segmento de fluidos gás/gás com teores de contaminação próximos de 30% de dióxido de carbono no volume total da corrente gasosa. Essas técnicas têm sido experimentadas em algumas unidades estacionárias de produção em que os teores de dióxido de carbono estejam até próximos desse limite de operação, em torno de 30%.

[14] Nessas aplicações são necessários até 40 cartuchos de membranas de aproximadamente 1 metro para suprir as necessidades de produção da unidade produtiva. Destacando-se que cada conjunto de cartuchos de membranas apresenta uma vida útil de 3,5 anos, quando a sua substituição se faz necessária. Os cartuchos removidos então têm que ser encaminhados para aterros industriais, sob procedimentos específicos e validados pelos órgãos reguladores em conformidade com a legislação vigente.

[15] Se aplicasse essa técnica nos campos do Pré-Sal, somente nas formações que apresentam teores de contaminação de até 30% de dióxido de carbono do gás natural produzido, seriam gerados 5 toneladas por ano de resíduos para serem encaminhados aos aterros industriais. Outro complicador da técnica de separação por membranas reside na baixa eficiência em situações de grandes vazões de gás produzido com altos teores de dióxido de carbono. Para ampliar um pouco a faixa de operação das membranas pode-se, em algumas destas situações, empregar compressores de maior potência, mas consequentemente com maiores

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[16] Também existe pesquisa recente referente à tecnologia das membranas, onde novos materiais estão sendo testados como as membranas de cerâmica ou mesmo membranas poliméricas do tipo FSC (Fixed Site Carrier). Mesmo assim, percebe-se que essa linha de solução terá uma “penalidade” em forma de resíduos, os quais terão que ser encaminhados para aterros industriais, sob cuidados especiais, gerando custos prolongados e riscos ambientais em uma segunda região.

[17] Percebe-se que tanto as tecnologias químicas como as físicas anteriormente apresentadas demandam custos diretos ou indiretos, além de ocuparem espaço seco útil valioso e requererem elevado consumo de energia na unidade estacionária de produção.

[18] Deve-se salientar que no que tange aos cenários que apresentam campos/formações que produzem gás com teores maiores que 30% de dióxido de carbono, as tecnologias anteriormente reveladas não podem ser aplicadas com eficiência sobre uma unidade estacionária de produção por falta de espaço útil capaz de abrigar uma planta de tratamento adequada ao alto teor de contaminação. E esse cenário não é raro na província do Pré-Sal.

[19] Assim, ainda na tentativa de satisfazer o padrão de demanda de tratamento de gás natural com teores de dióxido de carbono maiores do que 30%, dentro do limitado espaço de uma unidade estacionária de produção, existem pesquisas e experimentações que revelam como mais uma opção de solução os processos de destilação criogênica.

[20] O problema dessa alternativa é que por conta das estruturas das colunas de destilação requeridas no processo, que alcançam uma altura incompatível com as instalações de uma unidade estacionária de produção, a aplicação prática dos processos baseados nessa tecnologia acabam gerando outros problemas estruturais para adequação da unidade estacionária de produção. Além disso, as plantas dos processos de

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6/29 destilação criogênica são totalmente dedicadas ao próprio processo, apresentando um alto custo global final para tratamento do gás natural.

[21] Diante das diversas propostas de solução referentes às técnicas acima expostas e comentadas, destacam-se alguns documentos como exemplos, a saber:

[22] O documento US 2013/0142717 de 06/06/2013 serve como um exemplo da tecnologia citada que faz uso de solventes da família das aminas. Mesmo sendo capaz de tratar com eficiência correntes com teores altos de dióxido de carbono, necessita de uma planta totalmente dedicada, com as implicações já mencionadas.

[23] Os documentos US 6,128,919 de 10/10/2000 e US 6,572,680 de 03/06/2003 revelam exemplos de tecnologias baseadas em separação do dióxido de carbono por meio de membranas, e recaem nas dificuldades já relacionadas.

[24] O documento US 2003/0143719 de 31/07/2003 revela uma solução que usa como meio de separação um biorreator, no entanto esta técnica fica dependente de um fornecimento contínuo de cargas de biocatalizadores para funcionar, ou a reciclagem destes.

[25] Finalmente pode-se também destacar o documento US

8,138,381 de 20/03/2012 como exemplo das técnicas que buscam solução para essa área da indústria petrolífera. O processo revelado foi projetado para ser aplicado em UEP's, na separação do dióxido de carbono em correntes com teores maiores que 50%. Utiliza catalisadores com vapor/água operando a temperatura menor do que em técnicas similares, podendo ser implementado com uso de equipamentos comuns no mercado. Por resultado da oxidação tem-se metanol. Mesmo assim, a proposta revelada continua sendo um sistema em que todos os seus componentes são dedicados ao processo, e, portanto, é um sistema que ocupa espaço útil seco da unidade estacionária de produção, consome energia e recursos a mais de uma UEP.

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7/29 [26] Ainda na busca por soluções que se adequem ao conceito de “Modernização Ecológica” dentro do cenário da província do Pré-Sal, a produção de gás natural a partir de uma corrente de gás com teores de dióxido de carbono entre 45% e 90%, resta destacar mais duas soluções que estão sendo pesquisadas, a saber:

[27] - Investir em soluções eficientes, sejam elas físicas, químicas ou híbridas, mas que possam ser abrigadas abaixo do espaço seco útil das unidades estacionárias de produção, tais como plantas submarinas.

[28] - Investir em soluções em que a planta estivesse em terra, para onde a corrente gasosa seria enviada, e, ao final do processo, o dióxido de carbono retornaria por meio de dutos em forma liquefeita para ser reinjetado no reservatório.

[29] Na primeira hipótese, plantas sofisticadas deveriam ser adaptadas para operar em ambiente submarino, com grande dependência de veículos de operação remota ou mão de obra qualificada em mergulho para atividade subaquática específica, tais como reparos e manutenções. A segunda hipótese requer a implementação de uma rede de dutos dedicados, o que muito elevaria o custo do processo.

[30] A província do Pré-Sal apresenta reservatórios que produzem gás natural com diferentes teores de contaminação de dióxido de carbono, em uma faixa que inicia em teores inferiores a 30%, atingindo proporções de até 90% da corrente gasosa. Diante desse cenário, e com as tecnologias atualmente disponíveis no mercado, a indústria petrolífera adota políticas de exploração diferenciadas, conforme o cenário de cada reservatório.

[31] Tem-se adotado, por exemplo, a separação do dióxido de carbono por meio de técnicas de membranas em situações de contaminação de até 30%, onde as tecnologias existentes permitem explorar o gás natural com uma compensação comercial sustentável.

[32] Nas outras situações, em que as técnicas disponíveis não são

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8/29 eficientes ou em que as melhores soluções técnicas seriam inviáveis financeiramente, a indústria petrolífera tem adotado o procedimento de reinjetar na formação toda a corrente gasosa proveniente da extração do óleo, deixando este imenso volume estocado em formações subterrâneas até que surja uma tecnologia capaz de realizar a separação do dióxido de carbono do gás natural em condições rentáveis. Mas sem desconsiderar que nesse procedimento também existe um custo para a indústria petrolífera.

[33] Em resumo, todas as técnicas listadas acima requerem de uma forma ou de outra o emprego de algum equipamento, sistema ou procedimento dedicado que tem implicação significativa no custo final do aproveitamento do gás natural. São soluções caras que chegam a inviabilizar o aproveitamento comercial em situações em que o teor de dióxido de carbono seja maior que 30%, o que não é incomum no Pré-Sal.

[34] Diante das diversas possibilidades de solução, e apesar dos méritos das diversas técnicas de segregação de dióxido de carbono do gás natural, ainda não há uma técnica capaz de operar eficientemente com teores acima de 30% de contaminação, e que seja suficientemente simples para não competir pela valorizada área seca de uma unidade estacionária de produção.

[35] Nesse sentido, com o objetivo de eliminar ou mitigar os problemas acima ressaltados, a pesquisa que originou a presente proposta focou em um processo de remoção do dióxido de carbono do gás natural que aproveitasse insumos, equipamentos e tecnologias já disponíveis nos sistemas de produção petrolífera na província do Pré-Sal. Assim, propõem-se sistemas para produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono de gases produzidos. Nessa província, as linhas flexíveis de injeção têm materiais internos resistentes à corrosão e as colunas de injeção são do tipo super duplex. Dessa forma, as linhas e as colunas de injeção são adequadas para o escoamento de água

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9/29 carbonatada.

[36] A invenção descrita a seguir decorre da contínua pesquisa neste segmento, cujo enfoque objetiva prioritariamente disponibilizar um sistema residente e de baixo custo global, capaz de garantir maior produtividade dos poços e maior aproveitamento dos recursos petrolíferos, independentemente do teor de dióxido de carbono nos gases produzidos, e cumprindo todas as normas ambientais.

[37] Outros objetivos que os sistemas de produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de gases produzidos, objeto da presente invenção, se propõem a alcançar são a seguir elencados:

- ser um sistema residente disponível prontamente;

- apresentar baixo custo global: operação versus garantia de desempenho;

- operar com insumos e recursos necessários ao próprio sistema de produção e escoamento, tais como compressores e unidades para injeção de água;

- ser aplicável a uma faixa de contaminação de 5% a 90% de dióxido de carbono;

- ocupar pouca área seca da UEP.

Sumário da Invenção [38] A presente invenção se refere a sistema simples e de baixo custo para produzir uma corrente de água de injeção com dióxido de carbono dissolvido, denominada água carbonatada, e uma corrente de gás natural com baixo teor de dióxido de carbono e alto teor de metano pela mistura de gases produzidos a partir de um reservatório de hidrocarbonetos com água, principalmente com água do mar. O principal componente do sistema é uma tubulação na qual os gases produzidos são misturados com água do mar em uma região próxima do leito marinho. Essa tubulação pode ser instalada dentro de outra tubulação de maior

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10/29 diâmetro, de modo a haver um espaço anular por onde os gases produzidos, depois de tratados e comprimidos na unidade de produção, descem até a parte inferior e são injetados para promover a elevação pneumática da água do fundo do mar. Uma válvula similar à de elevação pneumática instalada nos poços produtores de petróleo pode fazer a comunicação hidráulica entre o espaço anular e a tubulação interna, denominada tubulação de escoamento ascendente. Nessa tubulação de escoamento ascendente, ocorre o contato entre os gases produzidos a alta pressão com a água do mar que entra na tubulação de escoamento ascendente em razão da redução da pressão de fundo da coluna interna causada pela injeção do gás. Nessa tubulação de escoamento ascendente, onde ocorre um escoamento bifásico gás-água ascendente, podem ser colocados vários misturadores para aumentar a superfície de contato entre a água do mar e os gases produzidos, com o objetivo de facilitar a dissolução do dióxido de carbono na água do mar, e para reduzir a fração volumétrica de água, de modo a reduzir a massa específica do fluido dentro da tubulação de escoamento ascendente e, com isso, reduzir o diferencial de pressão na tubulação de escoamento ascendente. No fundo da tubulação de escoamento ascendente, pode ser instalada uma válvula de retenção, para impedir o escape dos gases produzidos para o mar.

[39] Um exemplo de concepção da presente invenção diz respeito à utilização de uma linha flexível de grande diâmetro como tubulação de escoamento descendente e uma linha flexível de menor diâmetro como tubulação de escoamento ascendente. Essas tubulações flexíveis podem ser similares às utilizadas nos sistemas de produção e de injeção de água e gás na província do Pré-Sal. No espaço anular formado desceriam os gases produzidos, enquanto na tubulação de escoamento ascendente sobe a mistura gás-água. Na tubulação de escoamento ascendente, podem ser instalados dispositivos tipo venturi de modo a aumentar a

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11/29 mistura e a área de contato dos gases produzidos com a água do mar. Nesses dispositivos, pode ocorrer escoamento crítico, de modo a gerar microbolhas de gás, o que aumenta a velocidade de dissolução do dióxido de carbono na água do mar. Também poderiam ser instalados agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a mistura e a área de contato entre os gases produzidos e a água do mar. Poderiam ser instalados, ainda, um módulo de difusão de dióxido de carbono com membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono na água do mar e aumentar a área de contato para facilitar a dissolução. Nesse processo de dissolução do dióxido de carbono na água do mar, poderia ser instalado um dispositivo com uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

[40] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, os gases produzidos podem descer pela tubulação interna, que deixaria de ter escoamento ascendente, e a mistura bifásica gás-água pode subir da parte inferior do sistema até a unidade de produção pelo espaço anular.

[41] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, pode ser instalado um poço falso no fundo do mar, de modo a aumentar a pressão da água do mar a ser injetada na tubulação de escoamento ascendente. Nesse caso, seriam formados dois espaços anulares. No primeiro, desceriam os gases produzidos e, no segundo, desceria a água do mar.

[42] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, pode ser instalada uma bomba de água próxima à superfície, que pode ser instalada tanto em uma unidade estacionária no mar quanto em uma unidade de produção em terra. Nesse caso, além da tubulação de escoamento descendente de gases produzidos, seriam instaladas, ainda, uma unidade de tratamento de água, uma bomba de água e uma tubulação de escoamento descendente de água. Na unidade de tratamento de água, poderia ser instalada uma unidade de superfície de dessulfatação de água. A tubulação de escoamento descendente

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12/29 permitiría o transporte da água da superfície até o fundo da tubulação de escoamento ascendente. Essa água poderia ser proveniente do mar, de rio, da formação ou de qualquer outra fonte disponível próxima à superfície.

[43] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, a bomba de água também pode ser instalada no fundo da tubulação de escoamento descendente, abaixo do ponto de injeção dos gases produzidos.

[44] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, a bomba de água pode ser instalada no fundo do mar ou dentro do poço falso.

[45] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser utilizadas tubulações independentes, para transportar os gases produzidos até o fundo do sistema, para transportar a mistura gás-água do fundo do sistema até a unidade de produção e para transportar água da unidade de produção até o fundo do sistema.

[46] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser utilizados feixes de tubulações tanto de gás quanto de água, de modo a transportar uma maior vazão tanto de gás quanto de água.

[47] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser injetados inibidores de hidratos de gás natural no fundo da tubulação onde os gases produzidos se misturam com a água do mar para serem transportados do fundo do sistema até a unidade de produção.

[48] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser formados hidratos de gás natural para auxiliar na separação do gás natural do dióxido de carbono. Esses hidratos são dissociados na unidade de produção. Depois da dissociação, a mistura com gás natural deve ser desidratada, antes de escoar para consumo ou para um gasoduto.

[49] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser utilizados catalisadores para acelerar o processo de dissolução do dióxido de carbono na água. Esses catalisadores podem ser utilizados tanto na tubulação com escoamento da mistura bifásica gás-líquido quanto

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13/29 em vasos instalados na unidade de produção.

[50] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, antes de seguir para injeção no reservatório para melhorar a recuperação petrolífera ou em uma formação subterrânea para sequestrar o dióxido de carbono, a água com dióxido de carbono dissolvido pode ser neutralizada pela passagem através de um material contendo feldspato, por exemplo, no qual os íons da solução aquosa são substituídos por íons de metais terrosos alcalinos, e o alumínio nesse material é convertido em compostos de alumínio que podem ser separados e utilizados.

[51] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, pode ser instalada uma unidade submarina para tratamento da água do mar, antes de ela ser misturada com os gases produzidos. Nessa unidade, pode haver a dessulftação da água.

[52] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, a água do mar passa apenas por um sistema de filtragem, antes de ser misturada com os gases produzidos.

[53] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, o sistema de dissolução do dióxido de carbono na água do mar é utilizado para a pré-remoção do teor de dióxido de carbono nos gases produzidos, antes de eles escoarem para um sistema convencional de remoção de dióxido de carbono.

[54] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, o gás com baixo teor de dióxido de carbono, por não atender à especificação para consumo ou transporte, é pressurizado e remisturado a elevada pressão, de modo a haver uma dissolução adicional do dióxido de carbono. Vários estágios de remistura podem ser utilizados para que os gases não dissolvidos atendam à especificação para consumo ou transporte.

[55] Esses e outros aspectos da presente invenção são descritos à frente na Descrição Detalhada da Invenção e nas figuras acompanhantes.

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Outros aspectos e características das concepções da presente invenção ficarão claros para aqueles com qualificação na área mediante a descrição de específicas e exemplares concepções da presente invenção de acordo com as figuras. Enquanto as características da presente invenção podem ser discutidas em relação a determinadas concepções e figuras, todas as concepções da presente invenção podem incluir uma ou mais das características aqui discutidas. Deve ser entendido que outros exemplos de concepção podem ser implementados a partir de vários dispositivos, sistemas e métodos da presente invenção.

Breve Descrição dos Desenhos [56] A invenção será descrita a seguir mais detalhadamente, em conjunto com os desenhos abaixo relacionados, os quais, meramente a título de exemplo, acompanham o presente relatório, do qual é parte integrante, e nos quais:

[57] A Figura 1 mostra um desenho esquemático do sistema offshore básico e fluxograma de processo desse sistema.

[58] A Figura 2 mostra um desenho esquemático do sistema com poço falso e fluxograma de processo desse sistema.

[59] A Figura 3 mostra um desenho esquemático do sistema com bomba instalada no fundo do mar e fluxograma de processo desse sistema.

[60] A Figura 4 mostra um desenho esquemático do sistema com bomba instalada na superfície e tubulação de escoamento descendente de água e fluxograma de processo desse sistema.

[61] A Figura 5 mostra um desenho esquemático do sistema com remistura e fluxograma de processo desse sistema.

[62] A Figura 6 ilustra um sistema offshore de produção petrolífera e de injeção de acordo com um exemplo de concepção da presente invenção.

[63] A Figura 7 retrata esquematicamente um sistema submarino da

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15/29 presente invenção com linhas independentes.

[64] A Figura 8 mostra um desenho esquemático do sistema em terra e fluxograma de processo desse sistema.

Descrição Detalhada da Invenção [65] O sistema proposto visa atender uma lacuna dentro dos diversos métodos e sistemas existentes de descontaminação do gás natural até então propostos para operar principalmente no caso de instalações offshore. Essa lacuna ainda não explorada baseia-se principalmente no aproveitamento do sistema de injeção de água e do sistema de produção já existente, com o qual se propõe uma montagem combinada e integrada a novos equipamentos de modo a compor a atual proposta: sistemas e métodos de produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de gases produzidos. Componentes de outros sistemas, quando existentes, também podem colaborar nas composições propostas.

[66] Para um melhor entendimento e simplificação da interação da invenção proposta com os componentes já existentes de uma unidade estacionária de produção, a representação esquemática na Figura 1 revela os principais elementos que terão influência na atuação do sistema de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono. Assim, a invenção em sua realização básica vai ser descrita levando-se em consideração a Figura 1.

[67] A imagem mostra esquematicamente a disposição e os componentes básicos que concretizam o sistema de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono de gases produzidos (100), objeto da presente invenção.

[68] O referido sistema de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono de gases produzidos (100) é conformado basicamente por alguns equipamentos conhecidos da técnica, a saber: tubulações, válvula de injeção de gás para elevação pneumática, válvula de retenção, vaso separador água-gás e unidade de desidratação. Além

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16/29 desses componentes básicos, o sistema de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono de gases produzidos (100) só é capaz de atuar em função do compartilhamento de componentes pré-existentes em outros sistemas da unidade estacionária de produção, tais como: separador gás-líquido, unidade de tratamento de ácido sulfídrico e compressor.

[69] A descrição terá como foco inicial seguir um fluxo de produção, a saber:

[70] O fluxo de produção (102), proveniente do reservatório petrolífero, acessa o sistema (100) por meio de um componente já existente nas unidades estacionárias de produção: um separador gáslíquido (105).

[71] Normalmente, o fluxo de produção (102) do reservatório ao chegar na superfície precisa ser tratado no separador gás-líquido (105) para segregar a fase líquida dos gases produzidos, e, assim, seguirem para processos industriais diferenciados.

[72] Os gases produzidos normalmente contêm metano, etano, propano e outros hidrocarbonetos. Na província do Pré-Sal, é normal a fase gasosa conter, também, ácido sulfúrico e dióxido de carbono. Esse último é considerado uma substância que deve ser removida dos gases produzidos e ser reinjetada no reservatório.

[73] Nessa província, é comum encontrar separadores gás-líquido com pressão de operação na faixa aproximada de 10 bar a 30 bar.

[74] No referido separador gás-líquido (105) do sistema (100), ocorre a divisão do fluxo de produção (102) em um fluxo líquido (110) e outro gasoso (115). O fluxo líquido (110) segue para um processamento tradicional, e o fluxo gasoso (115) prossegue para uma unidade de tratamento (120) relativa ao ácido sulfídrico.

[75] A unidade de tratamento relativa ao ácido sulfídrico (120) também é um componente usualmente característico de unidades

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17/29 estacionárias de produção do Pré-Sal, e tem função de baixar a agressividade química do fluxo gasoso (115) e assim prevenir a corrosão de dutos e componentes até a destinação final do fluxo gasoso (115).

[76] Uma das destinações do fluxo gasoso com alto teor de dióxido de carbono é a reinjeção no reservatório, e, para isso, as unidades estacionárias de produção são providas com compressores de alta capacidade, capazes de alcançar elevadas pressões. Na província do PréSal, isso representa uma faixa de 300 bar a 600 bar.

[77] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento relativa ao ácido sulfúrico (125) são direcionados para um compressor (130) de alta capacidade, já existente na unidade estacionária de produção, que tem capacidade para elevar a pressão do fluxo gasoso (125). Em uma instalação típica do Pré-Sal, uma pressão de apenas 200 bar pode ser utilizada na concepção básica mostrada na Figura 1. Essa pressão pode, contudo, variar em razão da profundidade do mar.

[78] Os gases produzidos que saem do compressor (135), agora a uma elevada pressão, descem por um espaço anular (137), formado pela instalação de uma tubulação de escoamento descendente (138) dentro de uma tubulação de escoamento ascendente (139). Na parte inferior do espaço anular (137), é instalada uma válvula de injeção de gás (140) para elevação pneumática da água do mar (145). A água do mar (145), próxima ao fundo do oceano (146) e a elevada pressão, passa por uma válvula de retenção (148) e entra na tubulação de escoamento ascendente (139), em razão da menor pressão provocada pela injeção de gases produzidos. É formada, então, uma mistura água-gás (150), que escoa pela tubulação de escoamento ascendente (139). Nessa tubulação de escoamento ascendente (139), ocorre um intenso contato entre os gases produzidos e a água do mar. Com isso, uma fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água do mar, produzindo-se água carbonatada. A introdução de um catalisador (não mostrado) na tubulação

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18/29 de escoamento ascendente pode acelerar essa dissolução.

[79] Deve-se destacar que o metano e o etano apresentam uma baixa solubilidade na água, menor que a do dióxido de carbono. Aproveitando-se disso, ocorre a carbonatação da água do mar e uma pequena dissolução desses hidrocarbonetos leves. Da tubulação de escoamento ascendente, a mistura de água carbonatada com gases não dissolvidos (151) entra em um separador água-gás (155), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada.

[80] Do separador água-gás (155) são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (157) e um fluxo de água carbonatada (160). O fluxo de água carbonatada (160), originado da operação do separador água-gás (155), é direcionado para uma unidade de tratamento (165), onde pode ocorrer a dessulfatação da água. A água tratada (170) tem, a seguir, sua pressão elevada em uma bomba de injeção (175). Da bomba de injeção, a água carbonatada a alta pressão (180) segue para poços de injeção no reservatório (não mostrados).

[81] O referido fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (157) é direcionado para uma unidade de desidratação (190) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (192), dentro dos padrões de transporte. O gás descontaminado e seco (192) passa a seguir por um compressor de transporte (193), onde tem sua pressão elevada. Do compressor de transporte, o gás descontaminado, seco e a alta pressão (194) segue para consumo ou para um gasoduto (não mostrado).

[82] A Figura 2 mostra um fluxo de produção (102) que entra no separador gás-líquido (105), onde ocorre a divisão do fluxo de produção (102) em um fluxo líquido (110) e outro gasoso (115). O fluxo líquido (110) segue para um processamento tradicional, e o fluxo gasoso (115) prossegue para uma unidade de tratamento (120) relativa ao ácido sulfídrico.

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19/29 [83] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento relativa ao ácido sulfúrico (125) são direcionados para um compressor (130) de alta capacidade, já existente na unidade estacionária de produção, que eleva a pressão do fluxo gasoso (125) para cerca de 300 bar, a depender da pressão da água do mar e da pressão de injeção no reservatório.

[84] Os gases produzidos que saem do compressor (135), agora a uma elevada pressão, descem por um espaço anular (137), formado pela instalação de uma tubulação de escoamento descendente (138) dentro de uma tubulação de escoamento ascendente (139). Na parte inferior do espaço anular (137), é instalada uma válvula de injeção de gás (140) para elevação pneumática da água do mar (145). A água do mar (145) entra em poço falso (146), onde tem sua pressão elevada. Do fundo do poço falso (146), passa por uma válvula de retenção (148) e entra na tubulação de escoamento ascendente (139), em razão da menor pressão provocada pela injeção de gases produzidos. É formada, então, uma mistura águagás (150), que escoa pela tubulação de escoamento ascendente (139). Nessa tubulação de escoamento ascendente (139), ocorre um intenso contato entre os gases produzidos e a água do mar. Com isso, uma fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água do mar.

[85] Da tubulação de escoamento ascendente (139), a mistura de água carbonatada com gases não dissolvidos (151) entra em um separador água-gás (155), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada.

[86] Do separador água-gás (155) são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás descontaminado (157) e um fluxo de água carbonatada (160). O fluxo de água carbonatada (160), originado da operação do separador água-gás (155), é direcionado para uma unidade de tratamento (165), principalmente para dessulfatação. A água tratada, carbonatada e a

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20/29 alta pressão (170) segue, então, para injeção no reservatório. Em uma instalação típica da província do Pré-Sal, uma pressão de 250 bar na unidade estacionária de produção é suficiente para injeção da água carbonatada no reservatório.

[87] O referido fluxo de gás descontaminado (157) é direcionado para uma unidade de desidratação (190) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (192), dentro dos padrões de transporte. O gás descontaminado, seco e a alta pressão (192) segue para um gasoduto (não mostrado). Em uma instalação típica da província do Pré-Sal, uma pressão de 250 bar na unidade estacionária de produção é suficiente para injeção do gás descontaminado e seco no gasoduto de transporte. Admitindo-se um diferencial de pressão de 100 bar para elevação da água do mar e no processamento na unidade de produção, será necessária uma pressão no fundo da tubulação ascendente de 350 bar, o que representa uma profundidade da ordem de 3.500 m. Se a lâmina d'água for de 2.000 m, será necessário um poço falso com cerca de 1.500 m. No entanto, a energia consumida para comprimir os gases produzidos a 350 bar será suficiente para dissolver o dióxido de carbono na água do mar, produzir e injetar a água carbonatada no reservatório, e para tratar e injetar o gás descontaminado e seco no gasoduto de transporte. Isso demonstra a eficiência energética e a simplicidade do sistema mostrado na Figura 2.

[88] A Figura 3 mostra um fluxo de produção (102) que entra no referido separador gás-líquido (105) onde ocorre a divisão do fluxo de produção (102) em um fluxo líquido (110) e outro gasoso (115). O fluxo líquido (110) segue para um processamento tradicional, e o fluxo gasoso (115) prossegue para uma unidade de tratamento (120) relativa ao ácido sulfídrico.

[89] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento relativa ao ácido sulfúrico (125) são direcionados para um compressor

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21/29 (130) de alta capacidade, já existente na unidade estacionária de produção, que eleva a pressão do fluxo gasoso (125) para cerca de 300 bar, a depender da pressão de injeção no reservatório.

[90] O fluxo gasoso que sai do compressor (135), agora a uma elevada pressão, desce por um espaço anular (137), formado pela instalação de uma tubulação de escoamento descendente (138) dentro de uma tubulação de escoamento ascendente (139). Na parte inferior do espaço anular (137), é instalada uma válvula de injeção de gás (140) para elevação pneumática da água do mar (145). A água do mar (141) é succionada por uma bomba submarina (142), instalada próxima ao fundo do oceano (146). Da bomba submarina (142), a água do mar a alta pressão (143) segue para uma unidade submarina de tratamento (144). A seguir, a água tratada e a alta pressão (145) passa por uma válvula de retenção (148) e entra na tubulação de escoamento ascendente (139). Em razão da injeção de gases produzidos, é baixo o diferencial de pressão na tubulação de escoamento ascendente. É formada, então, uma mistura água-gás (150), que escoa pela tubulação de escoamento ascendente (139). Nessa tubulação de escoamento ascendente (139), são instalados venturis (154) onde ocorre escoamento crítico e formação de microbolhas, de modo a ocorrer um intenso contato entre os gases produzidos e a água do mar. Com isso, uma elevada fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água do mar. Esses venturis poderão ser combinados com a introdução de catalisadores.

[91] Da tubulação de escoamento ascendente (139), a mistura de água carbonatada com gases não dissolvidos (151) entra em um separador água-gás (155), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada.

[92] Do separador água-gás (155) são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás descontaminado (157) e um fluxo de água carbonatada (160). O fluxo de água carbonatada (160), originado da operação do

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22/29 separador água-gás (155), é direcionado para uma unidade de tratamento (165). A água tratada e carbonatada (170) segue, então, para uma bomba de água carbonatada (175) e, a seguir, para um vaso de neutralização (181), onde é instalado um material contendo feldspato (182), de modo a reduzir a acidez da água tratada e carbonatada (170). Do vaso de neutralização (181), a água de baixa acidez (183) segue para injeção no reservatório.

[93] Em uma instalação típica da província do Pré-Sal, uma pressão de 250 bar na unidade estacionária de produção é suficiente para injeção da água no reservatório.

[94] O referido fluxo de gás descontaminado (157) é direcionado para uma unidade de desidratação (190) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (192), dentro dos padrões de transporte. O gás descontaminado, seco e a alta pressão (192) segue para um gasoduto. Em uma instalação típica da província do PréSal, uma pressão de 250 bar na unidade estacionária de produção é suficiente para injeção do gás descontaminado e seco no gasoduto de transporte (não mostrado).

[95] A Figura 4 mostra um fluxo de produção (102) que entra no separador gás-líquido (105) onde ocorre a divisão do fluxo de produção (102) em um fluxo líquido (110) e outro gasoso (115). O fluxo líquido (110) segue para um processamento tradicional, e o fluxo gasoso (115) prossegue para uma unidade de tratamento (120) relativa ao ácido sulfídrico.

[96] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento relativa ao ácido sulfúrico (125) são direcionados para um compressor (130) de alta capacidade, já existente na unidade estacionária de produção, que eleva a pressão do fluxo gasoso (125) para cerca de 300 bar, a depender da pressão de injeção no reservatório.

[97] Os gases produzidos que saem do compressor (135), agora a

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23/29 uma elevada pressão, descem por um espaço anular (137), formado pela instalação de uma tubulação de escoamento descendente (138) dentro de uma tubulação de escoamento ascendente (139). Na parte inferior do espaço anular (137), é instalada uma válvula de injeção de gás (140) para elevação pneumática da água do mar (145). A água do mar (141) é succionada por uma bomba de água de superfície (142), instalada na unidade estacionária de produção. Da bomba de água de superfície (142), a água do mar a alta pressão (143) segue para uma unidade de tratamento (144), principalmente para dessulfatação. A seguir, a água tratada (145) entra em uma tubulação de escoamento descendente de água (147) e desce até a válvula de retenção (148), localizada ao fundo do oceano (146). Da válvula de retenção (148), a água tratada e a alta pressão (149) entra na tubulação de escoamento ascendente (139). Em razão da injeção de gases produzidos, é baixo o diferencial de pressão na tubulação de escoamento ascendente. É formada, então, uma mistura água-gás (150), que escoa pela tubulação de escoamento ascendente (139). Na tubulação de escoamento ascendente (139), são instaladas membranas (153), de modo a ocorrer um intenso contato entre os gases produzidos e a água do mar. Essas membranas (153) provocam uma maior mistura e uma melhor difusão do dióxido de carbono na água do mar. Um catalisador pode ser imobilizado nessas membranas. Com isso, acelera-se a dissolução do dióxido de carbono na água do mar.

[98] Da tubulação de escoamento ascendente (139), a mistura de água carbonatada com gases não dissolvidos (151) entra em um separador água-gás (155), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada.

[99] Do separador água-gás (155) são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás descontaminado (157) e um fluxo de água carbonatada (160). O fluxo de água carbonatada (160), originado da operação do separador água-gás (155), é direcionado para uma unidade de tratamento

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24/29 (165). A água tratada e carbonatada (170) segue, então, para poços injetores de água carbonatada (não mostrado). Em uma instalação típica da província do Pré-Sal, uma pressão de 250 bar na unidade estacionária de produção é suficiente para injeção da água carbonatada no reservatório.

[100] O referido fluxo de gás descontaminado (157) é direcionado para uma unidade de desidratação (190) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (192), dentro dos padrões de transporte. O gás descontaminado, seco e a alta pressão (192) segue para um gasoduto. Em uma instalação típica da província do PréSal, uma pressão de 250 bar na unidade estacionária de produção é suficiente para injeção do gás descontaminado e seco no gasoduto de transporte (não mostrado).

[101] A Figura 5 mostra uma unidade estacionária de produção (101) que recebe o fluxo de produção (102) do reservatório petrolífero. O fluxo de produção (102) entra em um separador gás-líquido (105), onde ocorre a divisão do fluxo de produção (102) em um fluxo líquido (110) e outro gasoso (115). O fluxo líquido (110) segue para um processamento tradicional, e o fluxo gasoso (115) prossegue para uma unidade de tratamento (120) relativa ao ácido sulfídrico.

[102] A unidade de tratamento relativa ao ácido sulfídrico (120) também é um componente usualmente característico de unidades estacionárias de produção, e tem função de baixar a agressividade química do fluxo gasoso (115) e, com isso, prevenir a corrosão de dutos e componentes até a destinação final do fluxo gasoso (115).

[103] O fluxo gasoso que sai da unidade de tratamento relativa ao ácido sulfúrico (125) é direcionado para um compressor (130) com capacidade para elevar a pressão do fluxo gasoso (125) para cerca de 200 bar, a depender da profundidade do mar e da pressão de injeção no reservatório.

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25/29 [104] Os gases produzidos que saem do compressor (135), agora a elevada pressão, descem por um espaço anular (137), formado pela instalação de uma tubulação de escoamento descendente (138) dentro de uma tubulação de escoamento ascendente (139). Na parte inferior do espaço anular (137), é instalada uma válvula de injeção de gás (140) para elevação pneumática da água do mar (145). A água do mar (145), próxima ao fundo do mar (146) e a elevada pressão, passa por uma válvula de retenção (148) e entra na tubulação de escoamento ascendente (139), em razão da menor pressão provocada pela injeção de gases produzidos. É formada, então, uma mistura gás-líquido (150), que escoa pela tubulação de escoamento ascendente (139). Nessa tubulação de escoamento ascendente (139), ocorre um intenso contato entre os gases produzidos e a água do mar. Com isso, uma fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água do mar.

[105] Da parte superior da tubulação de escoamento ascendente (139), a mistura de água carbonatada com gases não dissolvidos (151) entra em um separador água-gás (155), onde um catalisador pode ser imobilizado em um suporte sólido em uma matriz porosa insolúvel (156), de modo a aumentar a eficiência de dissolução do dióxido de carbono na água do mar. Depois de passar por esse catalisador, ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada.

[106] Do separador água-gás (155) são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás descontaminado (157) e um fluxo de água carbonatada (160). O fluxo de água carbonatada (160), originado da operação do separador água-gás (155), é direcionado para uma unidade de tratamento (165). A água tratada (170) tem, a seguir, sua pressão elevada em uma bomba de injeção (175). Da bomba de injeção, a água carbonatada a alta pressão (180) segue para ser remisturada com o gás descontaminado (157), depois que ele sofrer o tratamento a seguir descrito. O fluxo de gás descontaminado (157) é direcionado para uma unidade de desidratação

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26/29 (190) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (192). O gás descontaminado e seco (192) passa a seguir por um compressor de transporte (193), onde tem sua pressão elevada. Do compressor de transporte, o gás descontaminado, seco e a alta pressão (194) é remisturado com a água carbonatada a alta pressão (180) em um vaso dissolvedor adicional (196), onde também há presença de um catalisador (197). Na parte superior do vaso dissolvedor adicional (196), sai um gás descontaminado com baixo teor de dióxido de carbono (198) que segue para uma unidade de desidratação final e para um gasoduto de transporte (não mostrados).

[107] Em um exemplo de configuração do sistema de injeção e produção da presente invenção, como mostrado na Figura 6, onze poços de injeção de água carbonatada (605) são instalados em uma região em forma de anel (607) para deslocar o petróleo para doze poços de produção (610) também instalados na região em forma de anel (607). Na Figura 6, círculos são usados para indicar poços de produção; quadrados são usados para indicar poços de injeção de água carbonatada e pentágonos são usados para indicar poços de injeção de gás. Próximo à unidade estacionária de produção (101), são instalados quatro poços adicionais para injeção de água carbonatada (620) e dois poços adicionais de produção (625). Onze poços de injeção de água carbonatada (605) são instalados próximos ao contorno do volume de drenagem (630) de um reservatório de petróleo. Entretanto, dois poços injetores de gás (635) e dois poços de produção (640) são instalados fora da região em forma de anel com o objetivo de criar porções do reservatório ricas em hidrocarbonetos.

[108] Depois de algum tempo, os poços injetores de gás podem ser convertidos em poços produtores capazes de produzir altos teores de frações leves de hidrocarbonetos, mas baixo teor de água e de dióxido de carbono.

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27/29 [109] Em algumas concepções da presente invenção o número de poços de injeção é da mesma ordem de grandeza que os poços de produção.

[110] Em algumas concepções da presente invenção, o reservatório terá uma porção rica em gás natural, próxima aos poços de injeção de gás; uma porção rica em água carbonatada, próxima aos poços de injeção de água carbonatada; e uma porção rica em hidrocarbonetos, próxima aos poços produtores. Essas porções de reservatório bem definidas asseguram um alto fator de recuperação e uma vida útil do campo mais longa que no caso de injeção alternada de água e gás, especialmente quando o gás natural injetado está misturado com dióxido de carbono.

[111] A Figura 7 mostra um arranjo submarino da presente invenção com tubulações independentes para transporte de água, para transporte de gases produzidos e para transporte da mistura água-gás. A tubulação de escoamento descendente (710) transporta gases produzidos (715) da unidade estacionária de produção (101), instalada próxima à superfície do mar (717), até o equipamento de mistura (720), instalado no fundo do mar (146); a tubulação de escoamento descendente de água (725) transporta água (730) da unidade estacionária de produção (101) também até o equipamento de mistura (720). Do equipamento de mistura (120), a mistura de gases produzidos com água (735) segue pela tubulação de escoamento ascendente (740) até a unidade estacionária de produção (101 ), onde estão instalados equipamentos similares aos mostrados nas Figuras 1, 2, 3, 4 e 5.

[112] A Figura 8 mostra um fluxo de produção (102) que entra no separador gás-líquido (105), instalado numa unidade de produção em terra (106). No separador gás-líquido (105), ocorre a divisão do fluxo de produção (102) em um fluxo líquido (110) e outro gasoso (115). O fluxo líquido (110) segue para um processamento tradicional, e o fluxo gasoso (115) prossegue para uma unidade de tratamento (120) relativa ao ácido

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28/29 sulfídrico.

[113] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento relativa ao ácido sulfúrico (125) são direcionados para um compressor (130) de alta capacidade, já existente na unidade de produção em terra (106). Esse compressor eleva a pressão do fluxo gasoso (125) para cerca de 150 bar, a depender da pressão de injeção no reservatório.

[114] Os gases produzidos que saem do compressor (135), agora a uma elevada pressão, descem por um espaço anular (137), formado pela instalação de uma tubulação de escoamento descendente (138) dentro de uma tubulação de escoamento ascendente (139). Na parte inferior do espaço anular (137), é instalada uma válvula de injeção de gás (140) para elevação pneumática da água de formação (141), que é succionada por uma bomba de água de formação (142), de onde a água de formação a baixa pressão (143) segue para uma unidade de tratamento e filtragem (144). Da unidade de tratamento e filtragem (144), a água a baixa pressão, cerca de 1 bar, (145) segue para o espaço anular de um poço falso (146), formado entre o revestimento do poço e a tubulação de escoamento descendente (138). Esse poço falso pode ter sido, no passado, um poço produtor ou injetor. Do fundo do espaço anular do poço falso (146), a água segue para a tubulação de escoamento ascendente (139), depois de passar por uma válvula de retenção (149). É formada, então, uma mistura água-gás (150), que escoa pela tubulação de escoamento ascendente (139). Nessa tubulação de escoamento ascendente (139), ocorre um intenso contato entre os gases produzidos e a água de formação. Com isso, uma fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água de formação.

[115] Da tubulação de escoamento ascendente (139), a mistura de água carbonatada com gases não dissolvidos (151) entra em um separador água-gás (155), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada.

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29/29 [116] Do separador água-gás (155) são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás descontaminado (157) e um fluxo de água carbonatada (160). O fluxo de água carbonatada (160), originado da operação do separador água-gás (155), é direcionado para uma unidade de tratamento (165). A água tratada, carbonatada e a alta pressão (170) segue, então, para injeção no reservatório. A profundidade do poço falso vai depender da pressão necessária para injetar o gás no reservatório ou em uma formação subterrânea.

[117] O referido fluxo de gás descontaminado (157) é direcionado para uma unidade de desidratação (190) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (192), dentro dos padrões de transporte. O gás descontaminado, seco e a alta pressão (192) segue para um gasoduto (não mostrado). Em uma instalação em terra, uma pressão de 100 bar pode ser suficiente para injeção no gasoduto de transporte.

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Claims (36)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. SISTEMAS E MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE ÁGUA CARBONATADA E REMOÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO DE GASES PRODUZIDOS caracterizados por poços produtores; por unidade estacionária de produção de hidrocarbonetos, instalada próxima à superfície do mar; por separador gás-líquido que segrega os gases produzidos da fase líquida provenientes dos poços produtores; por compressor dos gases produzidos; por tubulação de escoamento descendente, por onde descem os gases produzidos de uma região próxima à superfície do mar até uma região próxima ao fundo do mar; por tubulação de escoamento ascendente, por onde sobe a mistura de água do mar com os gases produzidos de uma região próxima ao fundo do mar até uma região próxima à superfície do mar; por válvula de injeção dos gases produzidos na tubulação de escoamento ascendente; por válvula de retenção, que permite a entrada da água do mar na tubulação de escoamento ascendente, mas impede a entrada dos gases produzidos na tubulação de escoamento descendente; por separador água-gás, que recebe a água carbonatada e os gases não dissolvidos e segrega esses fluidos; por água carbonatada para ser injetada em reservatório petrolífero ou em formação subterrânea, de modo a, respectivamente, melhorar a recuperação petrolífera e sequestrar o dióxido de carbono; por poços injetores de água carbonatada; por gases não dissolvidos para serem transportados para unidades de processamento de gás natural, por meio de gasodutos, consumidos ou direcionados para poços injetores em reservatório petrolífero ou em formação subterrânea.
2. 2. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ter bomba de água; unidade de tratamento de água; e tubulação de escoamento descendente de água para injetar água no fundo da tubulação de escoamento ascendente.

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3. 3. Sistemas de acordo com a reivindicações 1 e 2 caracterizados pela água poder ser proveniente não apenas do mar, mas de rio, de formação ou de qualquer outra fonte, e pela unidade de tratamento poder ter sistema de dessulfatação e dessalinização.
4. 4. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3 caracterizados por poderem ter unidade de dessulfurização dos gases produzidos; compressor de gases não dissolvidos; unidade de tratamento de água carbonatada; unidade de desidratação dos gases não dissolvidos; e bomba de água carbonatada.
5. 5. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2 caracterizados pelas tubulações de escoamento descendente, de escoamento descendente de água e de escoamento ascendente poderem ser instaladas umas dentro de outras, de modo a serem formados espaços anulares por onde podem escoar os gases produzidos, a água e a mistura da água com os gases produzidos.
6. 6. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2 e 5 caracterizados por poderem ser instaladas várias tubulações de escoamento descendente, várias tubulações de escoamento descendente de água e várias tubulações de escoamento ascendente, que podem ser agrupadas na forma de feixe.
7. 7. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2, 5 e 6 caracterizados por poder ser instalado poço falso para permitir a instalação das tubulações de escoamento descendente, descendente de água e ascendente, de modo a se obter uma elevada pressão no fundo dessas tubulações.
8. 8. Sistemas de acordo com a reivindicação 2 caracterizados pela bomba de água e pela unidade de tratamento de água poderem ser instaladas na unidade estacionária de produção e alimentarem a tubulação de escoamento descendente de água.

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9. 9. Sistemas de acordo com a reivindicações 2 e 7 caracterizados pela bomba de água e pela unidade de tratamento de água poderem ser instaladas em unidade de produção em terra, em poço falso perfurado no fundo do mar, dentro da tubulação de escoamento descendente de água, em poço falso em terra, que no passado pode ter sido poço produtor ou injetor, ou próximas ao fundo do oceano.
10. 10. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instalados misturadores, borbulhadores, agitadores, principalmente na tubulação de escoamento ascendente e no separador água-gás.
11. 11. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 10 caracterizados por poderem ser instalados misturadores do tipo venturi e por poder ser atingido escoamento crítico, com formação de microbolhas, principalmente na tubulação de escoamento ascendente, de modo a facilitar a dissolução do dióxido de carbono na água.
12. 12. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser utilizados catalisadores para aumentar a eficiência de remoção do dióxido de carbono dos gases produzidos e para acelerar o processo de dissolução do dióxido de carbono na água.
13. 13. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 12 caracterizados por poder ser instalado um módulo de difusão de dióxido de carbono que tem uma membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono na água.
14. 14. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 12 e 13 caracterizados por poder ser instalado um dispositivo de dissolução do dióxido de carbono na água utilizando-se matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.
15. 15. Sistemas de acordo com a reivindicação 4 caracterizados por poder ser instalada uma unidade de tratamento da água carbonatada com processo de redução da acidez, utilizando-se, por

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    4/7 exemplo, material contendo feldspato, no qual os íons da solução aquosa são substituídos por íons de metais terrosos alcalinos, e o alumínio nesse material é convertido em compostos de alumínio que podem ser separados e utilizados.
16. 16. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 4 e 15 caracterizados por poderem ser instaladas unidades de transporte e injeção de água carbonatada e de gases não dissolvidos em reservatórios de outros campos produtores ou transportados para outras unidades de consumo.
17. 17. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poder ser dispensado o separador gás-líquido quando se tratar de um campo de gás natural sem produção de líquido.
18. 18. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2 caracterizados por poderem ser instaladas unidades de injeção de inibidores de formação de hidratos de gás natural.
19. 19. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2 caracterizados por poderem deixar de ser instaladas unidades de injeção de inibidores de hidratos de gás natural, para que, havendo a formação desses hidratos, eles sejam dissociados, podendo o gás natural ser separado da água, direcionado para uma unidade de desidratação e, a seguir, para consumo e para gasodutos.
20. 20. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados pela injeção no reservatório petrolífero poder ocorrer por meio de poços injetores de água carbonatada instalados próximos dos poços produtores.
21. 21. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 20 caracterizados pelos poços injetores e os poços produtores poderem ser instalados em uma região em forma de anel.

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22. 22. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instalados poços injetores de gases não dissolvidos para a injeção desses gases no reservatório petrolífero.
23. 23. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 22 caracterizados pelos poços injetores de gases não dissolvidos poderem ser instalados fora da região em forma de anel de que trata a reivindicação 21.
24. 24. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instalados vários estágios de remistura da água carbonatada com gases produzidos e de remoção do dióxido de carbono por processos adicionais de dissolução.
25. 25. Métodos para produzir água carbonatada e remover dióxido de carbono de gases produzidos caracterizados por:

    - separar os gases produzidos da fase líquida, provenientes de um reservatório petrolífero, em uma unidade de produção;

    - tratar os gases produzidos;

    - comprimir os gases produzidos;

    - transportar os gases produzidos e comprimidos, por meio de uma tubulação de escoamento descendente, do compressor até o fundo da tubulação de escoamento ascendente;

    - injetar os gases produzidos e comprimidos no fundo da tubulação de escoamento ascendente;

    - impedir que os gases produzidos e comprimidos entrem nas tubulações de escoamento descendente;

    - injetar água no fundo da tubulação de escoamento ascendente;

    - estabelecer um diferencial de energia para escoar a mistura de água com gases produzidos e comprimidos do fundo da tubulação de escoamento ascendente até um separador água-gás e promover a dissolução do dióxido de carbono na água ao longo do escoamento e nesse separador;

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    - produzir água carbonatada na tubulação de escoamento ascendente e na unidade de produção;

    - segregar a água carbonatada dos gases não dissolvidos no separador água-gás;

    - tratar a água carbonatada;

    - injetar a água carbonatada em um reservatório para melhorar a recuperação petrolífera ou em uma formação subterrânea para sequestro de dióxido de carbono;

    - tratar e desidratar os gases não dissolvidos;

    - transportar os gases não dissolvidos tratados e desidratados para consumo, gasodutos, para reservatórios petrolíferos ou para formações subterrâneas.
26. 26. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados pela injeção da água carbonatada em reservatório petrolífero ou em formação subterrânea poder ocorrer alternada ou simultaneamente com uma fração dos gases não dissolvidos.
27. 27. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados pela injeção da água carbonatada e pela recuperação petrolífera poder ocorrer em uma região do reservatório em forma de anel;
28. 28. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados pela injeção dos gases não dissolvidos poder ocorrer fora da região do reservatório em forma de anel de que trata a reivindicação 27.
29. 29. Os métodos das reivindicações 25 e 28 caracterizados pela injeção dos gases não dissolvidos poder ocorrer alternada ou simultaneamente com água.
30. 30. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados por poder haver uma pré-remoção do dióxido de carbono dos gases produzidos, antes de eles seguirem para métodos convencionais de remoção, de modo a atenderem os teores especificados para transporte e consumo.

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31. 31. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados pela elevação pneumática poder ocorrer pela injeção dos gases produzidos por meio de válvulas de elevação pneumática similares às utilizadas em poços petrolíferos.
32. 32. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados pela água poder ser injetada no fundo da tubulação de escoamento ascendente por meio de tubulação de escoamento descendente de água e de bombeamento.
33. 33. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados pelo impedimento da entrada dos gases produzidos nas tubulações de escoamento descendente e nas tubulações de escoamento descendente de água poderem ocorrer por meio de válvulas de retenção.
34. 34. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados por poder haver vários estágios de remoção do dióxido de carbono a partir de várias remisturas dos gases produzidos com a água.
35. 35. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados por poder haver a dessulfurização dos gases produzidos.
36. 36. Os métodos da reivindicação 25 caracterizados por poder haver a dessulfatação, a dessalinização e a redução da acidez da água injetada no fundo da tubulação de escoamento ascendente e da água carbonatada.

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