BR102016026301A2 - Sistemas e métodos para produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de gases produzidos com separação submarina - Google Patents

Abstract

sistemas e métodos para produção de água carbonatada e remoção de dióxido de carbono de gases produzidos com separação submarina. 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 com separação submarina. em uma unidade de produção, os gases produzidos são misturados com água. uma tubulação de escoamento descendente transporta a mistura de gases produzidos com água da unidade de produção até um separador submarino água-gás. nesse escoamento, fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água, sendo produzida água carbonatada e gases não dissolvidos. no separador submarino água-gás, a água carbonatada e os gases não dissolvidos são segregados. do separador submarino água-gás, a água carbonatada segue para injeção no reservatório e os gases não dissolvidos, após tratamento no fundo do mar ou após retorno e tratamento na unidade de produção, seguem para um gasoduto, para consumo ou para uma unidade convencional de remoção dióxido de carbono.

Description

(54) Título: SISTEMAS E MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE ÁGUA CARBONATADA E REMOÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO DE GASES PRODUZIDOS COM SEPARAÇÃO SUBMARINA (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 COM SEPARAÇÃO SUBMARINA. 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 com separação submarina. Em uma unidade de produção, os gases produzidos são misturados com água. Uma tubulação de escoamento descendente transporta a mistura de gases produzidos com água da unidade de produção até um separador submarino água-gás. Nesse escoamento, fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água, sendo produzida água carbonatada e gases não dissolvidos. No separador submarino água-gás, a água carbonatada e os gases não dissolvidos são segregados. Do separador submarino águagás, a água carbonatada segue para injeção no reservatório e os gases não dissolvidos, após tratamento no fundo do mar ou após retorno e tratamento na unidade de produção, seguem para um (...)

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

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 implementados em unidades de produção instaladas na plataforma continental, com arranjos que aproveitam equipamentos e insumos utilizados na planta dessas unidades e com a instalação de linhas e separador submarino.

[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 valor comercial, e diversos outros componentes sem grande valor comercial, tais como a água e o dióxido de carbono, sendo a emissão

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2/19 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.

[8] Para melhor compreender o desafio ambiental, pode-se destacar um novo conceito conhecido por “Modernização Ecológica” (ME), que vem

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3/19 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 apresentam as menores emissões de metano e de dióxido de carbono quando comparados às demais tecnologias até agora existentes.

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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 dimensões do equipamento e consumo de energia.

[16] Também existe pesquisa recente referente à tecnologia das

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5/19 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 destilação criogênica são totalmente dedicadas ao próprio processo, apresentando um alto custo global final para tratamento do gás natural.

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6/19 [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.

[26] Ainda na busca por soluções que se adequem ao conceito de “Modernização Ecológica” dentro do cenário da província do Pré-Sal, a

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7/19 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 eficientes ou em que as melhores soluções técnicas seriam inviáveis financeiramente, a indústria petrolífera tem adotado o procedimento de

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8/19 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 carbonatada.

[36] A invenção descrita a seguir decorre da contínua pesquisa neste

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9/19 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, que pode ser a própria água do mar. Os principais componentes do sistema são uma ou mais tubulações submarinas e uma unidade de separação submarina, que pode ser instalada no leito marinho. A tubulação submarina transporta a mistura água-gás de um misturador instalado na unidade estacionária de produção até o separador água-gás no fundo do mar.

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10/19 [39] Nessa tubulação de escoamento descendente, ocorre o contato entre os gases produzidos a alta pressão com a água. Em razão desse contato, fração do dióxido de carbono se dissolve na água. Nessa tubulação de escoamento descendente, onde ocorre um escoamento bifásico água-gás descendente, podem ser colocados vários misturadores para aumentar a superfície de contato entre a água e os gases produzidos, com o objetivo de facilitar a dissolução do dióxido de carbono na água e de reduzir o escorregamento entre as fases. No fundo da tubulação de escoamento descendente, a mistura água-gás entra em um separador água-gás, onde os gases não dissolvidos são segregados da água com dióxido de carbono dissolvido, denominada água carbonatada. Os gases não dissolvidos seguem para uma unidade de desidratação e a água carbonatada segue para injeção no reservatório, a partir de poços injetores.

[40] Na tubulação de escoamento descendente, podem ser instalados dispositivos tipo venturi de modo a aumentar a mistura e a área de contato dos gases produzidos com a água. 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. Também podem ser instalados agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que aumentem a mistura e a área de contato entre os gases produzidos e a água. Podem ser instalados, ainda, um módulo com membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono na água e aumentar a área de contato e, com isso, facilitar a dissolução. Nesse processo de dissolução do dióxido de carbono na água, pode ser instalado um dispositivo com uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

[41] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a unidade de desidratação doas gases não dissolvidos pode ser instalada no fundo do mar, inclusive em lâmina d'água mais rasa.

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11/19 [42] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, os gases não dissolvidos retornam para a unidade estacionária de produção, por meio de outra tubulação, de escoamento ascendente. Na unidade estacionária de produção, os gases não dissolvidos seguem para uma unidade de desidratação de superfície.

[43] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, os gases não dissolvidos retornam para a unidade estacionária de produção pelo espaço anular formado entre a tubulação de escoamento ascendente e a tubulação de escoamento descendente. Nesse caso, a tubulação de escoamento ascendente tem maior diâmetro que a tubulação de escoamento descendente.

[44] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser utilizados feixes de tubulações tanto ascendentes de gases não dissolvidos quanto descendentes de mistura água-gás, de modo a transportar maiores de vazões tanto de gás quanto de água.

[45] Em outro exemplo de concepção da presente invenção, podem ser injetados inibidores de hidratos de gás natural na tubulação de escoamento descendente e em outros equipamentos, por meio de linhas auxiliares.

[46] 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 podem ser dissociados na unidade estacionária de produção. Depois da dissociação, a mistura com gás natural deve ser desidratada, antes de escoar para consumo ou para um gasoduto.

[47] 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 de escoamento descendente da mistura bifásica águagás quanto no separador água-gás.

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12/19 [48] 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, por exemplo, feldspato. Assim, 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.

[49] 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 dos gases produzidos, antes de eles escoarem, com menor teor, para um sistema convencional de remoção de dióxido de carbono.

[50] 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 com água a elevada pressão, de modo a haver dissolução incremental do dióxido de carbono. Vários estágios de remistura podem ser utilizados para que os gases não dissolvidos atendam à especificação para consumo ou transporte.

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

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13/19 sistemas e métodos da presente invenção.

Breve Descrição dos Desenhos [52] 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:

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

[54] A Figura 2 mostra um desenho esquemático do sistema com retorno de gases não dissolvidos pelo espaço anular entre tubulações e fluxograma de processo desse sistema.

[55] A Figura 3 retrata esquematicamente um sistema submarino da presente invenção com linhas independentes de mistura e de retorno do gás.

Descrição Detalhada da Invenção [56] O sistema proposto visa a 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 com separação submarina. Componentes de outros sistemas, quando existentes, também podem colaborar nas composições propostas.

[57] 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

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14/19 de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono com separação submarina. Assim, a invenção em sua realização básica vai ser descrita levando-se em consideração a Figura 1.

[58] 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 com separação submarina (100), objeto da presente invenção.

[59] O referido sistema de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono de gases produzidos com separação submarina (100) é conformado basicamente por alguns equipamentos conhecidos da técnica, a saber: misturador água-gás, tubulação de escoamento descendente, separador água-gás e unidade de desidratação. Além desses componentes básicos, o sistema de produção de água carbonatada e de remoção de dióxido de carbono de gases produzidos com separação submarina (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 gases produzidos, compressor, unidade de tratamento de água e bomba de água de injeção.

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

[61] O fluxo de produção (102), proveniente do reservatório petrolífero, acessa o sistema (100) por meio de um componente já existente na unidade estacionária de produção (101): um separador gáslíquido (105).

[62] 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 da fase gasosa, aqui denominada gases produzidos. Essas duas fases seguem para processos industriais diferenciados.

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15/19 [63] 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.

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

[65] 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 de gases produzidos (120).

[66] A unidade de tratamento de gases produzidos (120) também é um componente usualmente característico de unidades estacionárias de produção do Pré-Sal, em razão da presença de ácido sulfúrico, 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).

[67] 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.

[68] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento de gases produzidos (125) são direcionados para um compressor (130) de alta capacidade, já existente na unidade estacionária de produção, que tem a finalidade elevar a pressão do fluxo gasoso (125). Em uma instalação típica do Pré-Sal, uma pressão de apenas 250 bar pode ser utilizada na concepção básica mostrada na Figura 1. Essa pressão pode, contudo, variar em razão da profundidade do mar e da pressão do

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16/19 reservatório.

[69] Os gases produzidos que saem do compressor (135), agora a uma elevada pressão, seguem para um misturador (140). A corrente de água (141), que pode ser captada do mar, segue para uma bomba (142), de onde é direcionada para uma unidade de tratamento de água (144), onde pode ocorrer sua dessulfatação. Da unidade de tratamento de água (144), a água tratada (145) também segue para o misturador (140), onde é misturada com os gases produzidos. A mistura água-gás (150) entra, então, em uma tubulação de escoamento descendente (155), onde ocorre um intenso contato entre os gases produzidos e a água. Com isso, uma fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água, produzindo-se água carbonatada. A introdução de misturadores de fluxo (160) pode acelerar dissolução do dióxido de carbono na água na tubulação de escoamento descendente (155) e reduzir o escorregamento entre as fases. Associados a esses misturadores de fluxo (160), podem ser instalados módulos com membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono na água e aumentar a área de contato para facilitar a dissolução. Nesse processo de dissolução do dióxido de carbono na água, pode ser instalado um dispositivo com uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

[70] 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 e uma pequena dissolução desses hidrocarbonetos leves. Da tubulação de escoamento descendente, a mistura de água-gás (150), de água carbonatada com gases não dissolvidos, entra em um separador água-gás (165), instalado no fundo do mar (146), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada. Nesse separador, também podem ser utilizados misturadores, membranas e catalisadores.

[71] Do separador água-gás (165) são originados dois novos fluxos:

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17/19 um fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (170) e um fluxo de água carbonatada (175). O fluxo de água carbonatada (175), originado da operação do separador água-gás (155), é direcionado para poços de injeção de água carbonatada no reservatório (não mostrado) para melhoria da recuperação petrolífera ou para sequestro de dióxido de carbono em formação subterrânea (não mostrada).

[72] O referido fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (170) é direcionado para uma unidade de desidratação (180) para retirar o excesso de umidade, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (181 ), dentro dos padrões de transporte. A unidade de desidratação pode estar instalada em menores profundidades e mais próxima da costa. O gás descontaminado e seco (181) segue, então, para consumo ou para um gasoduto (não mostrado).

[73] A Figura 2 mostra o fluxo de produção (102) do reservatório, que, ao chegar à superfície, precisa ser tratado no separador gás-líquido (105), de modo a segregar a fase líquida da fase gasosa. Nesse 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 de gases produzidos (120).

[74] Os gases produzidos que saem da unidade de tratamento de gases produzidos (125) são direcionados para um compressor (130) de alta capacidade. Em uma instalação típica do Pré-Sal, uma pressão de apenas 300 bar pode ser utilizada na concepção mostrada na Figura 2. Essa pressão pode, contudo, variar em razão da profundidade e da pressão do reservatório.

[75] Os gases produzidos que saem do compressor (135) seguem para um ejetor (140). A corrente de água (141) segue para uma bomba (142), de onde é direcionada para uma unidade de tratamento de água (144). Da unidade de tratamento de água (144), a água tratada (145)

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18/19 também segue para o ejetor (140), onde é misturada com os gases produzidos. A mistura água-gás (150) entra, então, na tubulação de escoamento descendente (155). Nessa tubulação de escoamento descendente (155), ocorre um intenso contato entre os gases produzidos e a água. Com isso, uma fração do dióxido de carbono presente nos gases produzidos é dissolvida na água, produzindo-se água carbonatada. A introdução de misturadores tipo venturi (160) aceleram dissolução do dióxido de carbono. Nos misturadores tipo venturi pode ocorrer escoamento crítico e formação de microbolhas de gás, 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 podem ser combinados com a introdução de catalisadores.

[76] Da tubulação de escoamento descendente, a mistura de águagás (150), de água carbonatada com gases não dissolvidos, entra em um separador submarino água-gás (165), onde ocorre a segregação entre os gases não dissolvidos e a água carbonatada. Do separador submarino água-gás (165), são originados dois novos fluxos: um fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (170) e um fluxo de água carbonatada (175). O fluxo de água carbonatada (175), originado da operação do separador submarino água-gás (155), é direcionado para poços de injeção de água carbonatada no reservatório (não mostrado) para melhoria da recuperação petrolífera ou para sequestro de dióxido de carbono em formações subterrâneas.

[77] O referido fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (170) retorna para a unidade estacionária de produção (101) por meio de um espaço anular (176) formado entre a tubulação de escoamento descendente (155) e a tubulação de escoamento ascendente (177). Para isso, a tubulação de escoamento ascendente (177) tem diâmetro maior que o da tubulação de escoamento descendente (155). Do espaço anular

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19/19 (176), o fluxo de gás com baixo teor de dióxido de carbono (170) é direcionado para uma unidade convencional de remoção de dióxido de carbono (180) para retirar o excesso de dióxido de carbono dos gases produzido e tratá-los, fornecendo um fluxo de gás descontaminado e seco (181 ), dentro dos padrões de consumo ou de transporte por gasoduto.

[78] A Figura 3 mostra um arranjo submarino da presente invenção com tubulações independentes para transporte descendente da mistura água-gás e para transporte ascendente de gases produzidos, e para transporte da água carbonatada até os poços injetores. A tubulação de escoamento descendente (710) transporta a mistura gás-liquido (715), composta de gases produzidos e água, da unidade estacionária de produção (101), instalada próxima à superfície do mar (717), até o separador gás-liquido (720), instalado no fundo do mar (146), que segrega os gases não dissolvidos (725) da água carbonatada (730).

[79] Do separador água-gás (720), os gases não dissolvidos (725) retornam para a unidade estacionária de produção (101) por meio da tubulação de escoamento ascendente (735). Do separador água-gás (720), a água carbonatada (730) segue para um distribuidor submarino (740), de onde segue para injeção no reservatório por meio de poços injetores (745).

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Claims (25)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. SISTEMAS E MÉTODOS PARA PRODUÇÃO DE ÁGUA CARBONATADA E REMOÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO DE GASES PRODUZIDOS COM SEPARAÇÃO SUBMARINA caracterizados por 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 reservatório; por compressor dos gases produzidos; por bomba de água; por misturador de gases produzidos com água; por tubulação de escoamento descendente, por onde desce a mistura de água com gases produzidos; por separador água-gás instalado próximo ao fundo do mar, que segrega a água carbonatada dos gases não dissolvidos; por água carbonatada para ser injetada em reservatório petrolífero ou em formação subterrânea; por poços injetores de água carbonatada; por gases não dissolvidos para serem transportados para unidades tratamento de gás natural.
2. 2. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ter unidade de tratamento de água; unidade de tratamento de gases produzidos; e unidade de tratamento de água carbonatada;
3. 3. Sistemas de acordo com a reivindicações 1 e 2 caracterizados pela água poder ser proveniente do mar, de rio, de formação ou de qualquer outra fonte; pela unidade de tratamento de águas poder ter unidades de dessulfatação e dessalinização; pela unidade de tratamento de gases produzidos poder ter unidade de dessulfurização; pelo misturador de gases produzidos com água poder ser um ejetor ou uma bomba a jato; pela unidade de tratamento de gases produzidos poder ter unidade de desidratação; e pela unidade de tratamento de água carbonatada poder ter unidade submarina de distribuição dessa água por poços injetores e poder ter unidade de redução da acidez.

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4. 4. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados pelas tubulações de escoamento descendente e de escoamento ascendente poderem ser instaladas umas dentro de outras, de modo a serem formados espaços anulares por onde podem escoar a mistura da água com os gases produzidos gases produzidos e os gases não dissolvidos.
5. 5. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 4 caracterizados por poderem ser instaladas várias tubulações de escoamento descendente e várias tubulações de escoamento ascendente, que podem ser agrupadas na forma de feixe.
6. 6. Sistemas de acordo com a reivindicação 3 caracterizados pela unidade de tratamento de gases não dissolvidos poder ser submarina ou instalada na unidade estacionária de produção;
7. 7. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ter misturadores, borbulhadores, agitadores, principalmente na tubulação de escoamento descendente e no separador água-gás.
8. 8. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 7 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.
9. 9. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 7 e 8 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.
10. 10. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 9 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.

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11. 11. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 9 e 10 caracterizados por poder ser instalado um dispositivo de dissolução do dióxido de carbono na água utilizando-se matriz porosa que pode incluir um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.
12. 12. Sistemas de acordo com a reivindicação 3 caracterizados por poder ser instalada uma unidade de tratamento da água carbonatada com processo de redução da acidez, utilizando-se, por 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.
13. 13. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instaladas unidades de transporte e injeção de água carbonatada em reservatórios de outros campos produtores ou transportados para outras unidades de consumo.
14. 14. 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.
15. 15. 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, podendo ser utilizadas linhas de injeção nas tubulações e no separador água-gás.
16. 16. 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.
17. 17. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instalados poços injetores de gases não

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    4/5 dissolvidos para a injeção desses gases no reservatório petrolífero ou em formações subterrâneas.
18. 18. Sistemas de acordo com a reivindicação 1 caracterizados por poderem ser instalados vários estágios de remoção do dióxido de carbono por processos adicionais de dissolução, inclusive sistemas convencionais de remoção, em série ou em paralelo com os sistemas propostos pela presente invenção.
19. 19. 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;

    - captar, tratar e comprimir água;

    - misturar os gases produzidos com água;

    - transportar a mistura de gases produzidos com água produzida no misturador, instalado na unidade de produção, até o separador água-gás, instalado próximo ao fundo do mar, por meio de uma tubulação de escoamento descendente;

    - produzir água carbonatada na tubulação de escoamento descendente;

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

    - tratar a água carbonatada;

    - recuperar melhoradamente o petróleo ou sequestrar o dióxido de carbono pela injeção de água carbonatada em um reservatório ou em uma formação subterrânea;

    - tratar e desidratar os gases não dissolvidos no fundo do mar ou em unidades de produção próximas à superfície do mar;

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    - transportar os gases não dissolvidos tratados e desidratados para consumo, para gasodutos, ou para unidades convencionais de remoção de dióxido de carbono.
20. 20. Os métodos da reivindicação 19 caracterizados pela injeção da água carbonatada em reservatório petrolífero ou em formação subterrânea poder ocorrer isolada, alternada ou simultaneamente com uma fração dos gases não dissolvidos.
21. 21. Os métodos das reivindicações 19 e 20 caracterizados pela injeção dos gases não dissolvidos poder ocorrer isolada, alternada ou simultaneamente com água carbonatada ou não.
22. 22. Os métodos da reivindicação 19 caracterizados pelos gases não dissolvidos poderem ser tratados no fundo do mar ou em unidades de produção.
23. 23. Os métodos da reivindicação 19 caracterizados por poder haver vários estágios de remoção do dióxido de carbono a partir de várias remisturas dos gases produzidos com a água.
24. 24. Os métodos da reivindicação 19 caracterizados por poder haver a dessulfurização dos gases produzidos.
25. 25. Os métodos da reivindicação 19 caracterizados por poder haver a dessulfatação, a dessalinização e a redução da acidez da água e da água carbonatada.

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