BR102017005661A2 - sistemas e métodos de tratamento de gás ácido pelo uso da água de injeção e de recuperação de petróleo - Google Patents

Abstract

sistemas e métodos de tratamento de gás ácido pelo uso da água de injeção e de recuperação de petróleo. a presente invenção diz respeito a sistemas e métodos de tratamento de gás para redução dos teores de contaminantes como h2s e co2 pela dissolução dessas substâncias na água de injeção de unidades de produção de petróleo. o sistema compreende uma fonte de corrente gasosa contendo h2s e co2, uma fonte de água de injeção, unidades de tratamento e compressão da corrente gasosa contendo h2s e co2 e de água de injeção, um limpador de gás, uma unidade de desidratação, um gasoduto e linhas de injeção de água carbonatada conectadas a poços injetores em formações subterrâneas. a corrente de gás ácido pode ser oriunda da combustão ou da produção de reservatórios de hidrocarbonetos. a dissolução do h2s e do co2 na água de injeção ocorre em um limpador de gás, conhecido com gas scrubber. tubos com microfuros para passagem do gás, bombas a jato ou dispositivos tipo venturi podem ser usados para facilitar a mistura a alta pressão do gás ácido com a água de injeção. essa mistura promove a dissolução do h2s e do co2 na água de injeção e a geração de uma solução de água com gases dissolvidos e de uma corrente de gases não dissolvidos. a água com gases dissolvidos ou carbonatada é injetada em formações subterrâneas para melhorar a recuperação de petróleo e para sequestrar contaminantes como o h2s e o co2. os gases não dissolvidos e desidratados podem ser transportados para gasodutos ou injetados na formação subterrânea alternada ou simultaneamente com a água com gases dissolvidos.

Description

(54) Título: SISTEMAS E MÉTODOS DE TRATAMENTO DE GÁS ÁCIDO PELO USO DA ÁGUA DE INJEÇÃO E DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO (51) Int. Cl.: B01D 53/14; B01D 53/40; B01D 53/52; B01D 53/62 (73) Titular(es): PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA (72) Inventor(es): PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA (85) Data do Início da Fase Nacional:

20/03/2017 (57) Resumo: Sistemas e métodos de tratamento de gás ácido pelo uso da água de injeção e de recuperação de petróleo. A presente invenção diz respeito a sistemas e métodos de tratamento de gás para redução dos teores de contaminantes como H2S e CO2 pela dissolução dessas substâncias na água de injeção de unidades de produção de petróleo. O sistema compreende uma fonte de corrente gasosa contendo H2S e CO2, uma fonte de água de injeção, unidades de tratamento e compressão da corrente gasosa contendo H2S e CO2 e de água de injeção, um limpador de gás, uma unidade de desidratação, um gasoduto e linhas de injeção de água carbonatada conectadas a poços injetores em formações subterrâneas. A corrente de gás ácido pode ser oriunda da combustão ou da produção de reservatórios de hidrocarbonetos. A dissolução do H2S e do CO2 na água de injeção ocorre em um limpador de gás, conhecido com gas scrubber. Tubos com microfuros para passagem do gás, bombas a jato ou dispositivos tipo venturi podem ser usados para facilitar a mistura a alta pressão do gás ácido com a água de injeção. Essa mistura promove a dissolução do H2S e do CO2 na água de injeção e a geração (...)

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SISTEMAS E MÉTODOS DE TRATAMENTO DE GÁS ÁCIDO PELO USO DA ÁGUA DE INJEÇÃO E DE RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO

RELATÓRIO DESCRITIVO

Campo técnico [0001] As várias configurações da presente invenção estão relacionadas, em geral, ao uso da água de injeção disponível na maioria dos campos de petróleo para separar e injetar contaminantes presentes em gases ácidos produzidos a partir de reservatórios de hidrocarbonetos, para melhorar a recuperação de petróleo e gás de reservatórios subterrâneos e para sequestrar esses contaminantes. Mais particularmente, as várias configurações da presente invenção estão direcionadas a sistemas e métodos de remoção de sulfeto de hidrogênio (H₂S) e de dióxido de carbono (CO₂) do gás produzido em unidades petrolíferas pela dissolução dessas substâncias na água de injeção.

Estado da técnica [0002] Água é o mais importante insumo para a indústria de óleo e gás. Como descrito no texto “Oil Recovery OverView”, disponível em http://www.midconenergypartners.com/oil-recovery-overview.php, quando um campo de petróleo é inicialmente produzido, o óleo é recuperado como resultado da expansão dos fluidos do reservatório que estão naturalmente pressurizados dentro da formação produtora. A única força natural presente para mover o óleo ao longo da rocha reservatório para o poço produtor é o diferencial de pressão. A pressão na rocha reservatório é mais alta que a pressão no poço produtor. Vários tipos de bombas são sempre usados para reduzir a pressão no fundo do poço, o que aumenta o diferencial de pressão. Ao mesmo tempo, há vários fatores que agem para impedir o escoamento do óleo, dependendo da natureza da formação e das propriedades dos fluidos, tais como pressão, permeabilidade, viscosidade e saturação com água. Esse estágio de produção, conhecido como recuperação primária, recupera somente uma pequena fração do óleo originalmente in place em uma formação de produção, e varia normalmente de 10% a 25%.

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2/13 [0003] Como a recuperação primária apresenta baixos percentuais de recuperação de petróleo, utilizam-se posteriormente ou simultaneamente técnicas de recuperação secundária. Os campos de petróleo respondem positivamente às técnicas de recuperação secundária nas quais fluidos são injetados no reservatório para aumentar a pressão e deslocar o óleo na direção do poço. As técnicas de recuperação secundária sempre resultam em aumento na produção e reservas em relação à recuperação primária. A injeção de água, uma forma de recuperação secundária, funciona pela repressurização do reservatório por meio da injeção de água e pela varredura ou deslocamento do óleo para os poços produtores. A injeção da água compensa a perda de pressão do reservatório causada pela produção primária de óleo e gás, que é sempre referida com “pressão de depleção” ou “esvaziamento do reservatório”. O grau com que o reservatório é esvaziado é compensado pela injeção de água; isso é conhecido como preenchimento. Um reservatório que tiver seus fluidos produzidos recolocados pela água de injeção é considerado 100% preenchido. Em geral, o pico de produção ocorre quando está 100% preenchido. Em geral, o pico de produção de um campo com injeção de água ocorre com 100% de preenchimento. Estimar o percentual de 100% está sujeito a uma grande variedade de incertezas de engenharia e de geologia. Como resultado do uso da água para injeção, os fluidos produzidos contêm tanto água como óleo, havendo um aumento relativo da água ao longo do tempo. Equipamentos de superfície são utilizados para separar o óleo da água, com o óleo indo para dutos ou tanques para venda e a água sendo reciclada para as instalações de injeção ou descartada. Em geral, com a recuperação secundária, produz-se 10% a 20% a mais do total do óleo originalmente in place no reservatório.

[0004] Um terceiro estágio de recuperação de petróleo é conhecido com recuperação terciária. Além de manter a pressão do reservatório, esse tipo de recuperação busca alterar as propriedades do óleo de maneira a facilitar uma maior produção. Os três principais tipos de recuperação terciária são injeção de produtos químicos, recuperação térmica (como injeção de vapor) e deslocamentos miscíveis envolvendo CO2, hidrocarbonetos e nitrogênio.

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3/13 [0005] A recuperação de 377 bilhões de barris de óleo residual nos Estados Unidos, após a produção primária e secundária com água de injeção, está se tornando cada vez mais importante para atender as necessidades de energia do país, como descrito no trabalho de Kulkarni, “Multiphase mechanisms and fluid dynamics in gas injection enhanced oil recovery processes”, tese de PhD, Louisiana State University. Para aumentar a eficiência do varrido, o processo de injeção alternada de água e gás (WAG) tem sido muito utilizado na indústria. O potencial para melhorar o varrido e para reduzir a demanda de gás têm sido as principais para a aplicação do WAG. Apesar de conceituai mente correto, o processo WAG não tem atendido as expectativas como evidenciado pelas baixas taxas de retorno, de 5% a 10%, observadas em 59 campos. Novas varientes do processo WAG visam a mitigar a segregação pelos efeitos da gravidade.

[0006] O aumento da demanda por energia tem forçado as companhias petrolíferas a pensar acerca dos métodos de recuperação secundária e primária para maximizar a recuperação dos reservatórios. De acordo com Moghaddas et al., “Maximizing the Oil Recovery Through Miscible Water Alternating Gas (WAG) Injection in an Iranian Oil Reservoir”, emn Petroleum Science and Technology 31(22), November 2013, o método WAG foi originalmente proposto para melhorar a eficiência de varrido da injeção de gás por meio do melhor controle da mobilidade. Recentemente, o processo WAG tem ganhado um interesse crescente como método de recuperação de petróleo, especialmente dos reservatórios maduros. Mais altos fatores de recuperação têm sido antecipados em projetos WAG em comparação com injeção de água, em razão da combinação da maior eficiência microscópica da injeção de gás com a maior eficiência macroscópica da injeção de água. Christensen et al. (1988), “Review of WAG field experience”, SPE 39883, apresentou um extensão revisão das aplicações de WAG em 59 campos. O primeiro foi reportado no campo de North Pembina field, Canadá, em 1957. O principal parâmetro para levar à instabilidade frontal e bypasse de óleo pelos fluidos de injeção são a heterogeneidade do reservatório e a razão de mobilidade dos fluidos, segundo Chen et al. (2009), “Optimal parametric design for water-alternating-gas (WAG) process in a CO2 miscible flooding reservoir”, Canadian International Petroleum Conference. A segregação gravitacional é outro fator que impacta a recuperação. Um outro tipo

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4/13 de injeção WAG é injetar água e gás simultaneamente. Assim, esse tipo de injeção é chamado de simultânea injeção de água e gás (SWAG). No processo SWAG, nas áreas próximas aos poços de injeção, água e gás se misturam e movem juntos. No entanto, por causa da diferença de densidade entre água e gás, as duas fases de separariam pelo movimento ao longo do meio poroso e se espalhariam pelo reservatório, com o gás se movendo na parte superior e a água na parte inferior do reservatório e essas duas áreas se tornando maiores com o tempo, como descrito por Algharaib et al. (2007), “Parametric investigations of modified SWAG injection technique”, SPE105071. A injeção de CO2 está sendo muito considerada como tendo potenciais aplicações para recuperação melhorada de óleo. O potencial de estocagem de reservatórios de petróleo para sequestrar CO2 por um longo período também oferece uma oportunidade para desenvolver soluções sustentáveis em resposta ao desafio do uso continuado de combustíveis fósseis, das mudanças climáticas e do atendimento aos compromissos nacionais e internacionais de se reduzir as emissões de CO2- A baixa eficiência do varrido tem sido um problema na injeção de CO2 de muitos reservatórios de petróleo.

[0007] A tecnologia de injeção de CO₂ continua a avançar, entretanto, as técnicas de injeção convencionais têm sido incapazes de atender as crescentes necessidades e demandas. São basicamente dois métodos convencionais de melhoria da recuperação de hidrocarbonetos: uma usa somente CO2 enquanto a outra usa o já mencionado WAG. Um terceiro método tem surgido: injeção alternada de CO2/hidrocarbonetos leves e água. Esse método WAG tem sido usado nos campos do pré-sal na Bacia de Santos do Brasil.

[0008] Nesses campos, é comum a produção de H₂S e CO2 em percentuais acima do máximo admissível pelas especificações. As unidades flutuantes de produção, estocagem e descarga (FPSOs) utilizadas em campos do pré-sal com altos teores de H₂S e CO2 são complexas, caras e apresentam alto consumo de energia. Segundo informações da empresa operadora da área de Iracema Sul na concessão BM-S-11, acessadas no sítio da internet https://www.youtube.com/watch?v=HqN3GbcZADA, o FPSO Cidade de Mangaratiba tem capacidade de processar 150 mil barris de petróleo por dia e uma capacidade de injeção de 240 mil barris de água por dia. Esse FPSO é

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5/13 dotado de sistema de remoção de H₂S. O gás proveniente do separador a alta pressão trifásico, onde o gás, o óleo e a água são separados, é enviado para o compressor principal, onde tem sua pressão elevada para passar pelos sistemas de tratamento e remoção de contaminantes. O H₂S é removido pelo uso da tecnologia de leito sólido. A seguir, ocorre a desidratação do gás ácido em unidades de peneiras moleculares, onde o ponto de orvalho é ajustado. Depois disso, o gás é novamente comprimido para seu transporte por gasoduto ou para recompressão para reinjeção a uma pressão de 550 bar. No FPSO Cidade de llhabela, instalado no campo de Sapinhoá da concessão BM-S-9, segundo informações acessadas no sítio da internet https://www.youtube.com/watch?v=ctNCF6gzCpc&t=504s, após a compressão, a remoção de H₂S e a desidratação, o gás passa por unidades de permeação por membranas para remoção de CO₂. Dessas unidades, saem duas correntes: uma pobre em CO₂ e outra rica em CO₂. A corrente pobre em CO₂ é novamente comprimida e escoa para o gasoduto de transporte para terra. A corrente rica escoa para uma unidade de recompressão que chega a atingir um peso de duas mil e trezentas toneladas. Por causa desse elevado peso, essa unidade de recompressão precisou ser subdivida em submódulos mais leves, de modo a permitir seu içamento. Dessa unidade de recompressão, a corrente rica em CO₂ escoa para compressores de reinjeção, onde atinge pressões da ordem de 550 bar. Desses compressores, a corrente rica em CO₂ escoa para linhas e poços de injeção, projetados e construídos com materiais resistentes a fluidos muito corrosivos. Nos campos do pré-sal do Brasil, tem sido utilizada a técnica WAG para melhorar a recuperação do petróleo e sequestrar o CO₂.

[0009] A injeção de CO₂ puro é muito cara pois requer sua compra ou complexos sistemas de purificação. A injeção de CO₂/hidrocarbonetos gasosos também é muito cara, pois exige altas pressões de compressão, alto consumo de energia e alto custo de capital. A injeção de gás também apresenta o risco de não se propriamente dissolver no óleo ou na água, havendo o risco de o gás encontrar caminhos preferenciais, o que causa baixa eficiência de recuperação ou risco de retorno à superfície. Esses problemas também estão presentes no processo WAG, especialmente no caso de alto teor de metano. Canalizações e irupções de gás podem causar grandes dificuldades para o processamento primário dos

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6/13 fluidos produzidos, especialmente no caso de sistemas marítimos. A injeção alternada de CO2/hidrocarbonetos gasosos e água cria uma região no reservatório com alto teor de óleo, CO2 e hidrocarbonetos gasosos e outra com alto teor de óleo e água que pode ser difícil lidar, especialmente no caso de sistemas marítimos onde há grandes restrições de processamento primário. De acordo com Sohrabi et al., “Carbonated water injection for oil recovery and CO2 storage”, Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University, uma estratégia alternativa é a injeção de água carbonatada (carbonated water injection - CWI). A técnica CWI melhora a recuperação de petróleo tanto secundária quanto terciária. A melhoria é melhor, contudo, quando água carbonatada é injetada como já na recuperação secundária. O principal mecanismo de recuperação de petróleo pela técnica CWI é o inchamento e a coalescência de gânglios isolados de óleo, e a resultante redistribuição de fluidos como resultado da difusão do CO2. Um favorável aumento da viscosidade de água e uma diminuição da viscosidade do óleo também contribuem para o desempenho da CWI. Esse trabalho, entretanto, não descreve maneiras eficientes de se produzir água carbonatada.

[0010] Desse modo, há um desejo por melhores sistemas para sequestrar CO₂ e para sua injeção que superem as desvantagens das técnicas convencionais acima discutidas. Várias configurações da presente invenção buscam atender esse desejo.

Sumário da invenção [0011] A presente invenção prevê sistemas e métodos que permitem a remoção de H2S e CO₂ pelo uso da água de injeção a alta pressão já disponível para separar o essas substâncias dos gases produzidos ou de gases de combustão pelas suas dissoluções na água a ser injetada em formações subterrâneas. A dissolução do CO2 na água de injeção melhora a eficiência do varrido de diferentes maneiras. Dissolver CO2 na água de injeção disponível também pode ser uma maneira de sequestrar CO2 a baixo custo.

[0012] Um exemplo de configuração da presente invenção prevê um sistema de geração de água carbonatada que compreende uma fonte de corrente gasosa contendo H₂S e CO2, uma fonte de água de injeção tratada, um limpador de gás,

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7/13 uma unidade de desidratação, uma linha de gases não dissolvidos e uma linha de água carbonatada. A primeira seção do limpador de gás pode ser configurada para receber e misturar a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ e a água de injeção tratada. A dissolução do H₂S e CO₂ na água ocorre na primeira seção do limpador de gás. A segunda seção pode ser configurada para separar os gases não dissolvidos da água carbonatada. Os gases não dissolvidos escoam para uma terceira seção do limpador de gás e a água carbonatada escoa para uma quarta seção do limpador de gás. Da terceira seção, os gases não dissolvidos escoam para uma unidade de desidratação, de onde escoam para um gasoduto. A água carbonatada escoa da quarta seção do limpador de gás para uma linha de injeção em comunicação hidráulica com poços de injeção. Os poços de injeção estão em comunicação hidráulica com a formação subterrânea.

[0013] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a formação subterrânea é um reservatório de petróleo no qual água é injetada com método secundário ou terciário de recuperação de óleo.

[0014] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a formação subterrânea onde a água é injetada é um aquífero, que pode estar abaixo do reservatório de petróleo, tendo como objetivo principal o sequestro de CO₂.

[0015] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a formação subterrânea onde a água é injetada é uma zona de transição entre um aquífero e o reservatório de petróleo, tendo como objetivo a melhoria da recuperação de óleo e o sequestro de CO₂.

[0016] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a água carbonatada é injetada por meio de um poço de injeção, localizado no reservatório, para empurrar o óleo na direção de um poço produtor.

[0017] Em um exemplo de concepção da presente invenção, o H₂S é dissolvido na água de injeção para gerar uma solução de H₂S a ser injetada na formação subterrânea.

[0018] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ é difundida na água de injeção pelo seu escoamento em uma membrana microporosa de difusão de gás. Essa membrana, com grande

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8/13 área superficial, facilita a difusão do gás. Da membrana de difusão de gás, a mistura de água de injeção com a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ pode escoar através de uma matriz que contém um catalisadores específicos. A membrana e essa matriz podem ser instaladas em qualquer posição do sistema onde haja a mistura da corrente gasosa com água de injeção, principalmente na primeira seção do limpador de gás.

[0019] Em um exemplo de concepção da presente invenção, anidrase carbônica ou um catalisador que a imite é usado para acelerar a reação e formar o ácido carbônico que se dissocia e forma um equilíbrio com íons bicarbonato e carbonato. Uma base pode adicionada para alterar esse equilíbrio.

[0020] Em um exemplo de concepção da presente invenção, é utilizado um vaso ou linha dissolvedora para complementar o limpador de gás.

[0021] Em um exemplo de concepção da presente invenção, é utilizado um feixe de tubos que podem ser concêntricos ou não concêntricos para complementar o limpador de gás.

[0022] Em um exemplo de concepção da presente invenção, o dissolvedor e limpador de gás podem ser instalados em poço falso.

[0023] Em um exemplo de concepção da presente invenção, o poço falso é construído a partir de um poço já fora de operação.

[0024] Em um exemplo de concepção da presente invenção, um poço produtor é convertido em um poço falso.

[0025] Em um exemplo de concepção da presente invenção, são utilizados produtos químicos para aumentar a solubilidade do H₂S e do CO₂ na água de injeção.

[0026] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ é configurada para ser gases de combustão.

[0027] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ é configurada para ser a fase gasosa proveniente de poços produtores de hidrocarbonetos.

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9/13 [0028] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ é configurada para ser tratada em um sistema de dessulfurização de gás ante de escoar para o limpador de gás.

[0029] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ é pressurizada em uma unidade de compressão depois do tratamento no sistema de dessulfurização.

[0030] Em um exemplo de concepção da presente invenção, bombas a jato ou dispositivos tipo venturi são utilizados para mistura da corrente gasosa com água de injeção a montante do limpador de gás.

[0031] Em um exemplo de concepção da presente invenção, bombas a jato e dispositivos misturadores combinados com dispositivos dissolvedores substituem o limpador de gás.

[0032] Em um exemplo de concepção da presente invenção, nas bombas a jato ou dispositivos tipo venturi, o fluido que passa pela garganta tanto pode ser a água de injeção quanto a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂.

[0033] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a fonte de água de injeção pode ser água do mar, de rios ou a própria água produzida.

[0034] Em um exemplo de concepção da presente invenção, a água de injeção é tratada antes de se misturar com a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂, especial mente para remoção de sulfatos.

[0035] Em um exemplo de concepção da presente invenção, limpador de gás é substituído ou complementado por tubos rígidos ou flexíveis, que podem ser instalados um dentro do outro, especialmente em sistemas marítimos de produção, e combinados com separadores de gases não dissolvidos e água carbonatada.

[0036] Em um exemplo de concepção da presente invenção, o limpador de gás é instalado abaixo da superfície do mar.

[0037] Em um exemplo de concepção da presente invenção, múltiplas tubos com microfuros podem ser utilizados para injetar microbolhas na primeira seção do limpador de gás.

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10/13 [0038] Em um exemplo de concepção da presente invenção, o já disponível sistema de compressão de gás natural para transporte ou elevação pneumática de óleo pode ser usada para pressurizar a corrente gasosa contendo H₂S e CO2, antes de misturá-la com a água de injeção tratada.

[0039] Em um exemplo de concepção da presente invenção, uma unidade de controle de pH é utilizada principalmente para reduzir a acidez da água carbonatada antes da sua injeção na formação subterrânea.

[0040] Em um exemplo de concepção da presente invenção, os gases não dissolvidos são injetados alternadamente com a água carbonatada em um método denominado CarWAG - carbonated water alternating gas.

[0041] Em um exemplo de concepção da presente invenção, os gases não dissolvidos são injetados simultaneamente com a água carbonatada em um método denominado CarWSG - carbonated water simultaneous with gas.

[0042] Um exemplo de concepção da presente invenção prevê um método para tratar uma corrente gasosa contendo H₂S e CO₂, pressurizá-la e misturar essa corrente com água de injeção; para injetar uma mistura de água de injeção com a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ na primeira seção de um limpador de gás; para separar os gases não dissolvidos da água carbonatada na segunda seção do limpador de gás; para injetar a água carbonatada proveniente da quarta seção do limpador de gás em uma formação subterrânea para melhorar a recuperação de óleo e para sequestrar o CO₂; e para desidratar os gases não dissolvidos provenientes da terceira seção do limpador de gás antes de transportá-los para gassodutos.

[0043] Esses e outros aspectos da presente invenção são descritos na Descrição Detalhada das Configurações da Invenção e nas figuras a seguir. Outros aspectos e características das configurações da presente invenção se tornarão claras para aqueles com conhecimento do estado da técnica após analisar a seguinte descrição de exemplos específicos de configurações juntos com as figuras. Enquanto as características da presente invenção possam ser discutidas em relação a determinadas configurações e figuras, as configurações mostradas na presente invenção podem incluir um ou mais características. Dessa forma, conquanto exemplos de configuração possam ser discutidos a seguir como

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11/13 sistemas ou métodos propostos, deve ser entendido que as configurações mostradas podem ser implementadas a partir de vários mecanismos, sistemas e métodos associados à presente invenção.

Breve descrição dos desenhos [0044] A Descrição Detalhada de Configurações da Invenção é melhor compreendida quando lida em conjunto com o desenho descrito a seguir. Com o objetivo de ilustração, é mostrado um exemplo de configuração, mas que não deve limitar os elementos e equipamentos que podem ser utilizados na presente invenção.

[0045] A Figura 1 mostra um sistema para remoção de H₂S e CO₂ da fase gasosa proveniente dos poços produtores e para injetá-los dissolvidos na água de injeção, de acordo com um exemplo de concepção da presente invenção.

Descrição detalhada de concepções da invenção [0046] Para facilitar a compreensão dos princípios e características da presente invenção, uma concepção ilustrativa é explicada a seguir. Em particular, a invenção é descrita no contexto de abranger sistemas, métodos, processos e mecanismos para remover H₂S e CO₂ e injetá-los em formações subterrâneas dissolvidos na água de injeção para melhorar a recuperação de óleo e sequestralos CO₂. Configurações da presente invenção podem ser aplicadas a muitos sistemas onde é desejável tratar gases ácidos por meio de correntes águas de injeção tratadas e pressurizadas já disponíveis, incluindo, mas não limitado a sistemas marítimos e terrestres de produção de petróleo e gás natural.

[0047] Os componentes descritos a seguir devem ser vistos como ilustrativos e não restritivos. Muitos componentes ou etapas podem ter as mesmas ou similares funções que os mostrados, mas que não devem limitar o escopo da invenção. Esses outros componentes ou etapas não descritos a seguir podem incluir componentes ou equipamentos similares a serem desenvolvidos com a implementação da invenção.

[0048] Como mostrado na Figura 1, um exemplo de concepção da presente invenção prevê um sistema 100 para remoção de H₂S e CO₂ de gases produzidos e para injetá-los em reservatórios de hidrocarbonetos pela sua dissolução na

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12/13 água de injeção. O sistema 100 basicamente compreende um separador de processo 105, uma unidade de tratamento de gás 110, uma unidade de compressão 115, uma unidade de tratamento e bombeamento da água de injeção 118, um limpador de gás 120, uma unidade de desidratação de gases não dissolvidos 123, uma linha de injeção de água carbonatada 125 e um gasoduto 127.

[0049] Em um exemplo de concepção da presente invenção, os fluidos produzidos 130 de um reservatório de hidrocarbonetos (não mostrado) escoam para o separador de processo 105 onde a fase gasosa 130 é segregada da fase líquida 135. Do fundo do separador de processo 105, a fase líquida 135 escoa para unidades de processamento primário (não mostradas). Da parte superior do separador de processo 105, a fase gasosa 130 escoa para a unidade de tratamento de gás 110 e, a seguir, para a unidade de compressão 115. Da unidade de compressão 115, a corrente gasosa contendo H₂S e CO₂ 140 escoa para o limpador de gás 120 onde é misturado, na primeira seção 145, com a água de injeção tratada 147 recebida da unidade de tratamento e bombeamento de água de injeção 118. Na segunda seção 150, o H₂S e o CO₂ são dissolvidos na água e os gases não dissolvidos são separados da água carbonatada. Da segunda seção 150, os gases não dissolvidos escoam para a terceira seção 155 e a água carbonatada escoa para a quarta seção 160. Da terceira seção 155, os gases não dissolvidos escoam para a unidade de desidratação 123, de onde os gases desidratados 165 seguem para o gasoduto 127. Da quarta seção 160, a água carbonatada 170 segue para a linha de injeção 125, em comunicação hidráulica com os poços injetores (não mostrados) que vão, por meio da injeção da água carbonatada, melhorar a recuperação dos hidrocarbonetos dos reservatórios.

[0050] Em algumas concepções da presente invenção, os fluidos podem ser corrosivos e geradores de depósitos e hidratos. Assim, o processo dever ser suficientemente flexível de modo que os custos adicionados pela escolha de materiais e de uso de inibidores ou de processos para evitar essa geração não sejam excessivos. Outras ações podem incluir o tratamento, a filtragem e o ajuste de pH. Essas ações podem ser resolvidas por técnicas bem conhecidas e praticadas por aqueles com conhecimento da área.

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13/13 [0051] Deve ser entendido que as configurações e reivindicações aqui mostradas não são limitantes na aplicação dos detalhes de construção e arranjo dos componentes descritos e ilustrados nos desenhos. Pelo contrário, a descrição e os desenhos fornecem apenas exemplos de configurações imaginadas. Outras configurações e reivindicações são facilmente imaginadas e implementadas de outras maneiras. Deve ser entendido, ainda, que as frases e termos aqui empregados são utilizados para descrever os sistemas e métodos e não devem ser vistos como limitantes das reivindicações.

[0052] Para aqueles com conhecimento da arte, as concepções sobre as quais as aplicações e reivindicações foram baseadas podem ser prontamente utilizadas como base para o projeto de outras estruturas, métodos e sistemas que utilizam as várias propostas das configurações e reivindicações apresentadas neste pedido de patente. É importante, então, que as reivindicações sejam vistas como abrangendo essas construções equivalente.

[0053] Além disso, a proposta do Resumo é permitir que o escritório de patente e o público em geral, especialmente aqueles com conhecimento da arte que não são familiarizados com os termos legais e com os tipos de frases utilizados em patentes, possam rapidamente visualizar a natureza e a essência da técnica mostrada no presente pedido. O Resumo não tem a intenção de definir as reivindicações pedidas nem de alguma forma limitar o escopo das reivindicações.

Aplicação industrial [0054] Esta invenção tem aplicação industrial em unidades de produção de hidrocarbonetos com a finalidade de limpar gases ácidos, de sequestrar substâncias como o H₂S e o CO2, e de melhorar a recuperação de petróleo de reservatórios em terra ou no mar.

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Claims (32)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Sistema de tratamento de gás ácido caracterizado por fonte de gás ácido contendo H2S e CO2; fonte de água de injeção; unidade de tratamento e bombeamento de água de injeção; unidade de tratamento da corrente de gás ácido; unidade de compressão da corrente de gás ácido; limpador de gás; corrente de água com gases dissolvidos; corrente de gases não dissolvidos; unidade de desidratação; gasoduto; linha de injeção; poço de injeção; e formação subterrânea.
2. 2. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelo limpador de gás ter quatro seções, sendo a primeira de mistura, a segunda de separação, a terceira de alimentação gases não dissolvidos e a quarta de alimentação de água carbonatada.
3. 3. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela instalação de uma bomba a jato ou dispositivo tipo venturi ser instalado a montante do limpador de gás.
4. 4. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelo gás ácido ser proveniente de reservatórios de hidrocarbonetos.
5. 5. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelo gás ácido ser proveniente de sistemas de combustão.
6. 6. Os sistemas das reivindicações 1,4 e 5, caracterizados pela instalação de uma unidade de dessulfurização a montante da unidade de compressão.
7. 7. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela fonte de água de injeção ser água do mar, água de rio ou água produzida.
8. 8. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela unidade tratamento e bombeamento de água de injeção compreender uma unidade de remoção de sulfatos.
9. 9. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela unidade tratamento e bombeamento de água de injeção compreender uma unidade de resfriamento.
10. 10. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela formação subterrânea ser um reservatório de petróleo onde água é injetada para aumentar a recuperação de hidrocarbonetos.
11. 11. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela formação subterrânea ser um aquífero abaixo do reservatório de petróleo onde água é injetada para sequestro de contaminantes como o H2S e o CO2.

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12. 12. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela formação subterrânea ser uma zona de transição entre um aquífero e um reservatório de petróleo onde água é injetada para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos e para sequestrar contaminantes como o H2S e o CO2.
13. 13. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela água carbonatada ser injetada em reservatório petrolífero por meio de poço injetor para empurrar o petróleo na direção de poço produtor.
14. 14. O sistema da reivindicação 1, caracterizado por ser dissolvido na água de injeção principalmente H2S de modo a formar uma solução de água com H2S dissolvido em vez de água carbonatada, também para ser injetada na formação subterrânea.
15. 15. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pela corrente de gás ácido ser difundida na água de injeção pelo escoamento através de uma membrana microporosa de difusão de gás.
16. 16. Os sistemas das reivindicações 1 e 15, caracterizados pela membrana ter uma grande área superficial para facilitar a difusão do gás.
17. 17. Os sistemas das reivindicações 1, 2, 15 e 16, caracterizados pela membrana ser instalada em qualquer parte do sistema onde há contato entre água de injeção e a corrente de gás ácido, especialmente na primeira seção do limpador de gás.
18. 18. O sistema da reivindicação 1, caracterizado por ser instalado um vaso dissolvedor em complemento ao limpador de gás.
19. 19. O sistema da reivindicação 1, caracterizado por serem instaladas tubulações concêntricas ou não concêntricas em complemento ou substituição ao limpador de gás.
20. 20. Os sistemas das reivindicações 1,2 e 19, caracterizados pelas tubulações e o limpador de gás serem instalados abaixo da superfície do mar.
21. 21. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelo limpador de gás ser construído a partir de poços abandonados ou fora de operação.
22. 22. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelo limpador de gás ser construído a partir da conversão de poços de produção.
23. 23. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelo limpador de gás ser substituído ou complementado por um feixe de tubulações, que podem ser

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    3/4 instalados uns dentro de outros e abaixo da superfície, especialmente em sistemas marítimos de produção.
24. 24. O sistema da reivindicação 1, caracterizado pelas unidades de tratamento e compressão da corrente de gás ácido serem unidades já disponíveis para transporte do gás natural ou para sua utilização em sistema de injeção e de elevação pneumática do petróleo.
25. 25. Os sistemas das reivindicações 1 e 2, caracterizados pela primeira seção do limpador de gás ter tubos de injeção da corrente de gás ácido com microfuros para gerar microbolhas e aumentar a área de contato com a água de injeção.
26. 26. Método de tratamento de gás ácido caracterizado por utilizar água de injeção para limpar uma corrente de gás ácido; por misturar a corrente de gás com a água de injeção; por dissolver, em razão dessa mistura, o H2S e o CO2 na água de injeção e gerar uma solução de água com gases ácidos dissolvidos; por gerar uma corrente de água carbonatada; pela segregação da água carbonatada ou com H2S dissolvido dos gases não dissolvidos; por injetar a água com gases dissolvidos em uma formação subterrânea para melhorara recuperação de hidrocarbonetos ou sequestrar contaminantes como o H2S e o CO2; e por gerar uma corrente de gases não dissolvidos; por desidratar a corrente de gases não dissolvidos com menores teores de H2S e CO2 para posterior tratamento por métodos convencionais, para transporte ou para emissão na atmosfera.
27. 27. O método da reivindicação 26, caracterizado por usar catalisadores para acelerar a dissolução de gases ácidos como o H2S e do CO2 na água de injeção.
28. 28. O método da reivindicação 26, caracterizado por se controlar a acidez da água com gases ácidos dissolvidos.
29. 29. O método da reivindicação 26, caracterizado por se controlar a formação de depósitos e de hidratos.
30. 30. O método da reivindicação 26, caracterizado por se injetar a corrente de gás ácido na água de injeção na forma de microbolhas.
31. 31. O método da reivindicação 26, caracterizado por haver injeção, na formação subterrânea, de alternada de água carbonatada e gases não dissolvidos.

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32. 32. O método da reivindicação 26, caracterizado por transporte ou injeção, na formação subterrânea, simultâneos de água carbonatada com gases não dissolvidos.

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