BR102017008328A2

BR102017008328A2 - sistemas e métodos para injeção alternada de água carbonatada e gases para melhorar a recuperação petrolífera

Info

Publication number: BR102017008328A2
Application number: BR102017008328-4A
Authority: BR
Inventors: Paulo César Ribeiro Lima
Original assignee: Paulo César Ribeiro Lima
Priority date: 2017-04-23
Filing date: 2017-04-23
Publication date: 2018-11-06

Abstract

a presente invenção diz respeito a sistemas e métodos para injeção alternada de água carbonatada e gases em campos de petróleo para melhorar a recuperação petrolífera dos reservatórios. o sistema compreende fluidos produzidos por reservatórios petrolíferos contendo dióxido de carbono, uma fonte de água de injeção, unidades de pressurização da corrente gasosa contendo dióxido de carbono e da corrente de água de injeção, equipamentos de mistura e dissolução do dióxido de carbono na água de injeção. são geradas, então, correntes de água carbonatada, de gases não dissolvidos e de gases de injeção. a água carbonatada e os gases de injeção são injetados alternadamente em formações subterrâneas para melhorar a recuperação de petróleo e para sequestrar o dióxido de carbono. os gases de injeção podem ser uma fração dos gases produzidos não misturados com a água de injeção ou podem ser uma fração dos gases produzidos pré-reduzidos em seus teores de dióxido de carbono pela mistura com a água de injeção. os gases não dissolvidos podem escoar para gasodutos de transporte depois de terem seus contaminantes dentro da especificação.

Description

(54) Título: SISTEMAS E MÉTODOS PARA INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA CARBONATADA E GASES PARA MELHORAR A RECUPERAÇÃO PETROLÍFERA (51) Int. Cl.: E21B 43/16; E21B 43/20.

(52) CPC: E21B 43/166; E21B 43/20.

(71) Depositante(es): PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA.

(72) lnventor(es): PAULO CÉSAR RIBEIRO LIMA.

(57) Resumo: A presente invenção diz respeito a sistemas e métodos para injeção alternada de água carbonatada e gases em campos de petróleo para melhorar a recuperação petrolífera dos reservatórios. O sistema compreende fluidos produzidos por reservatórios petrolíferos contendo dióxido de carbono, uma fonte de água de injeção, unidades de pressurização da corrente gasosa contendo dióxido de carbono e da corrente de água de injeção, equipamentos de mistura e dissolução do dióxido de carbono na água de injeção. São geradas, então, correntes de água carbonatada, de gases não dissolvidos e de gases de injeção. A água carbonatada e os gases de injeção são injetados alternadamente em formações subterrâneas para melhorar a recuperação de petróleo e para sequestrar o dióxido de carbono. Os gases de injeção podem ser uma fração dos gases produzidos não misturados com a água de injeção ou podem ser uma fração dos gases produzidos pré-reduzidos em seus teores de dióxido de carbono pela mistura com a água de injeção. Os gases não dissolvidos podem escoar para gasodutos de transporte depois de terem seus contaminantes dentro da especificação.

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SISTEMAS E MÉTODOS PARA INJEÇÃO ALTERNADA DE ÁGUA CARBONATADA E GASES PARA MELHORAR A RECUPERAÇÃO PETROLÍFERA

Campo da Invenção e aplicação industrial [1] A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para injeção alternada de água com dióxido de carbono dissolvido, denominada água carbonatada, e gases em uma formação com o objetivo de melhorar a recuperação petrolífera e sequestrar o dióxido de carbono. Os sistemas e métodos propostos podem ser totalmente implementados em unidades de produção de petróleo e gás natural, com arranjos que aproveitam equipamentos e insumos normalmente utilizados na planta dessas unidades. Os sistemas e métodos propostos podem ser empregados em unidades de produção instaladas em terra, mas principalmente nas instaladas na plataforma continental.

[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 e o gás natural nas formações associadas a poços petrolíferos.

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 dos fluidos extraídos dos poços, principalmente do fluido tratado genericamente por petróleo. Na

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2/20 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 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 de vários reservatórios da província do Pré-Sal e a logística de produção e tratamento dos gases associados à produção petrolífera devem satisfazer às exigências ambientais e econômicas.

[7] Por muitos anos, por ser muito dispendioso o tratamento e transporte dos gases associados, antes das legislações ambientais, a

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3/20 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, por exemplo, necessitavam de uma grande instalação dedicada ao tratamento e transporte, com grande consumo de 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 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 gás natural e 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, principalmente do dióxido de carbono, em razão da produção petrolífera.

[9] Por esse motivo, quanto menor a emissão de gases que agravam o efeito estufa, 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 tratamento dos gases produzidos e separação de dióxido de carbono de correntes fluidas, avaliando-se qual

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4/20 produziría a menor penalidade energética e maior retorno financeiro frente aos cenários de grande produção de dióxido de carbono possíveis de serem encontrados na indústria petrolífera, principalmente em algumas áreas da província brasileira do Pré-Sal, tais como Libra.

[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. 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 na província brasileira do Pré-Sal 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

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5/20 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 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

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6/20 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, por exemplo, na área de Libra na província do Pré-Sal, onde o teor de dióxido de carbono é superior a 40%.

[19] Em apresentação feita em Audiência Pública na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados, em 17 de junho de 2015, a então Gerente-Executiva da Petrobras E&P - Libra, Sra. Anelise Quintão Lara, disse que a solução padrão de Libra é a reinjeção total dos gases produzidos. Também publicamente, o Sr. Osvaldo Kawkami, então Gerente-Geral da UO-BS da Petrobras, com relação Libra, disse “vamos reinjetar até desenvolvermos uma solução”. Resta, claro, então, que ainda não se dispõe de uma solução para monetizar as megarreservas de gás natural de Libra.

[20] Nos campos da província do Pré-Sal, tem sido utilizada a injeção de água alternadamente com o gás, técnica denominada WAG (water alternating gas). Essa técnica foi primeiramente empregada em 1957 em Alberta, no Canadá, e produziu resultados muito satisfatórios em relação à injeção separada, em razão do controle da mobilidade relativa das fases, da prevenção da chegada prematura de gás e água, da capacidade de produzir óleo de áreas não varridas, da criação de uma progressão controlável e da possibilidade de uso de ferramentas operacionais. Nas últimas duas décadas, a técnica WAG tem se difundido em muitas regiões,

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7/20 tais como Estados Unidos, Canadá, Mar do Norte, Rússia, Turquia, Venezuela e Brasil.

[21] 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.

[22] 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.

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

[24] 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.

[25] 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.

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8/20 [26] 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.

[27] 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.

[28] 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:

[29] - 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.

[30] - 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

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9/20 reinjetado no reservatório.

[31] Na primeira hipótese, plantas sofisticadas deveríam 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.

[32] 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.

[33] 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.

[34] Nas outras situações, em que as técnicas disponíveis não são eficientes ou em que as melhores soluções técnicas seriam inviáveis financeiramente, como em Libra, 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 permitir o tratamento e processamento dos gases associados à produção petrolífera em condições rentáveis.

[35] Em resumo, todas as técnicas listadas acima requerem de uma

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10/20 forma ou de outra o emprego de algum equipamento, sistema ou procedimento dedicado que tem implicação significativa no aproveitamento do gás natural. São soluções caras que chegam a inviabilizar o aproveitamento comercial do gás natural em situações em que o teor de dióxido de carbono seja maior que 30%, como é o caso de Libra.

[36] 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.

[37] 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 sua injeção alternada com gases.

[38] Nessa província, as colunas de injeção são resistentes à corrosão, muitas vezes sendo utilizadas as tipo super duplex, e as linhas flexíveis de injeção têm materiais internos resistentes à corrosão. Dessa forma, as linhas e as colunas de injeção são adequadas para o escoamento alternado de água carbonatada e gases.

[39] 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,

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11/20 principalmente nos casos de alto teor de dióxido de carbono nos gases produzidos, e cumprindo todas as normas ambientais.

[40] Os sistemas de produção de água carbonatada e injeção alternada com gases, objeto da presente invenção, se propõem a:

- serem disponíveis prontamente;

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

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

- serem aplicáveis a uma faixa de contaminação superior a 30% de dióxido de carbono;

- ocuparem pouca área seca da UEP.

Sumário da Invenção [41] A invenção diz respeito a um processo e aparato simples e barato para promover a produção de água carbonatada e sua injeção alternada com gases para melhor a recuperação petrolífera. De acordo com a presente invenção, um compressor pressuriza os gases produzidos que são misturados com a corrente de água proveniente das bombas utilizadas para injeção de fluidos nas formações. O contato da água de injeção com a fase gasosa comprimida faz com que o dióxido de carbono presente nessa fase entre em solução na água. A dissolução do dióxido de carbono na água poderá ocorrer em um vaso de pressão, que também poderá segregar os gases não dissolvidos da água com dióxido de carbono dissolvido. A dissolução do dióxido de carbono na água pode ser acelerada pela presença de um catalisador. Assim, o gás natural passa a ter um menor teor de dióxido de carbono.

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12/20 [42] A água utilizada para dissolução do dióxido de carbono e injeção nas formações pode ser proveniente do mar, de rios, da própria formação produtora ou de qualquer outra fonte de água disponível. No caso de se utilizar água do mar, essa água pode ser captada a uma maior profundidade, onde a temperatura e a salinidade tendem a ser menores, o que aumenta a solubilidade do dióxido de carbono. Antes da mistura com o dióxido de carbono, a água pode ser tratada, principalmente para remoção de sulfatos. Para aumentar a solubilidade do dióxido de carbono, a água pode ser dessalinizada.

[43] Podem ser utilizados misturadores estáticos ou dinâmicos, a montante ou no próprio vaso de pressão, para aumentar a superfície de contato entre a água e o gás contendo dióxido de carbono, de modo a facilitar a dissolução. Nesses misturadores e nos vasos de pressão, podem ser utilizados catalisadores para acelerar o processo de dissolução.

[44] Em determinada concepção da invenção, os processos de dissolução do dióxido de carbono na água e de segregação dos gases não dissolvidos da água com dióxido de carbono dissolvido ocorrem em diferentes equipamentos. Nesse caso, um adequado separador é instalado a jusante do vaso de pressão. Nesse separador, ocorre a segregação dos gases não dissolvidos na água com dióxido de carbono dissolvido.

[45] Em determinada concepção da invenção, em razão da alta razão gás-óleo (RGO), a vazão de água de injeção não é suficiente para dissolver todo o dióxido de carbono produzido no vaso de pressão. Dessa forma, apenas uma fração dos gases produzidos será misturada com a água de injeção. Após a dissolução do dióxido de carbono na água, em razão do baixo teor de dióxido de carbono, a corrente gasosa poderá ser desidratada e transportada para processamento e consumo. A outra fração

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13/20 de gases produzidos segue para compressão antes de ser injetada alternadamente com a água carbonatada produzida no vaso de pressão.

[46] Em determinada concepção da invenção, utiliza-se uma ou mais tubulações em substituição ou complemento ao vaso de pressão. Tanto as tubulações quanto o vaso de pressão podem ser submarinos ou instalados na UEP.

[47] Em outra concepção da invenção, outras unidades de tratamento de gases com dióxido de carbono são combinadas com as unidades propostas pela presente invenção. Assim sendo, as unidades instaladas a jusante poderão tratar correntes gasosas com teor de dióxido de carbono pré-reduzido. Frações da corrente de gás pré-reduzidas poderão ser tratadas em unidades convencionais para redução final do teor de dióxido de carbono ou serem injetadas alternadamente com a água carbonatada.

[48] Em uma concepção da invenção, a água de injeção ser proveniente de quaisquer fontes, tais como rio, mar, onde pode ser captada a maior profundidade de modo a se ter uma água com menor temperatura e com menos sal, ou produzida pelo próprio reservatório petrolífero.

[49] Em uma concepção da invenção, a água carbonatada e a fase gasosa de injeção são injetadas em outros campos produtores ou em outros reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.

[50] Em uma concepção da invenção, são instalados agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato da água a ser injetada com o dióxido de carbono.

[51] Em uma concepção da invenção, o compressor de processo e a bomba de água de injeção são os próprios compressores de transporte do gás natural e as bombas de injeção disponíveis em unidades de produção.

[52] Em uma concepção da invenção, é os gases não dissolvidos na

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14/20 água de injeção passam por uma unidade de desidratação antes do escoamento para o gasoduto ou para os poços de injeção.

[53] Em uma concepção da invenção, é utilizada uma unidade de remoção de sulfato da água de injeção.

[54] Em uma concepção da invenção, o sulfeto de hidrogênio também é dissolvido na água de injeção.

[55] Em uma concepção da invenção, os gases produzidos passam por uma unidade de dessulfurização antes de se misturarem com a água de injeção.

[56] Em uma concepção da invenção, é utilizado um catalisador para acelerar o processo de dissolução do dióxido de carbono na água a ser injetada.

[57] Em uma concepção da invenção, é utilizado um módulo de difusão de dióxido de carbono que tem uma membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono na água a ser injetada.

[58] Em uma concepção da invenção, é utilizada uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

[59] Em uma concepção da invenção, é controlada a corrosão e a formação de depósitos e de hidratos.

Breve Descrição dos Desenhos [60] O processo de acordo com a presente invenção é adicionalmente explicado por meio dos desenhos anexos, no qual a Figura 1 mostra esquematicamente uma concepção na qual apenas fração do gases produzidos é misturada com a água de injeção, a Figura 2 mostra o desenho esquemático de uma concepção com pré-redução do teor de dióxido de carbono e a Figura 3 mostra uma concepção na qual uma tubulação submarina é utilizada para dissolução do dióxido de carbono na

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15/20 água de injeção.

Descrição Detalhada da Invenção [61] A Figura 1 mostra uma mistura de petróleo e gás (1) que chega a um separador de processo (2) instalado em uma unidade de produção petrolífera. A fase líquida (3) segue para ser processada e bombeada para um terminal ou navio. A fase gasosa com altos teores de gás natural e dióxido de carbono (4) tem sua pressão elevada em um compressor de processo (5). Do compressor de processo (5), uma fração dessa mistura gasosa (6) escoa para um vaso de pressão (7) onde é misturada intensamente com a água de injeção (8), proveniente de uma bomba de injeção (9). O dióxido de carbono se dissolve na água de injeção após intensa mistura. A fase gasosa (10) que deixa o vaso de pressão, composta principalmente de gás natural, é tratada em uma unidade de desidratação (11). A fase gasosa de transporte (12) que deixa a unidade de desidratação (11) segue para um gasoduto (não mostrado). A água carbonatada (13) que deixa o vaso de pressão passa a ter dióxido de carbono nela dissolvido e está pronta para escoar alternadamente para os poços de injeção (14). A outra fração (15) comprimida pelo compressor de processo (5) escoa para o compressor de injeção (16), de onde a fração gasosa a alta pressão (17) escoa alternadamente com a água carbonatada (13) para os poços de injeção (14).

[62] A Figura 2 mostra uma mistura de petróleo e gás (1) que chega a um separador de processo (2). A fase líquida (3) é processada e depois bombeada para um terminal ou navio. A fase gasosa de processo (4), com gás natural e dióxido de carbono, tem sua pressão elevada em um compressor de processo (5). Do compressor de processo (5), essa fase pressurizada (6) escoa para um vaso de pressão (7) onde é misturada

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16/20 intensamente com a água de injeção (8), proveniente da bomba de injeção (9). O dióxido de carbono presente na fase gasosa é, então, parcialmente dissolvido na água. A fase gasosa pré-reduzida (10), que deixa o vaso de pressão, tem seu teor de dióxido de carbono reduzido e a água carbonatada (11) que deixa o vaso de pressão, passa a ter dióxido de carbono dissolvido. Do vaso de pressão (7), uma fração gasosa préreduzida (12) escoa para unidades convencionais de tratamento de gases (13) , de onde o gás de transporte (14) segue para um gasoduto (não mostrado). Outra fração pré-reduzida (15) escoa para um compressor de injeção (16), de onde uma fração gasosa de injeção (17) escoa alternadamente com água carbonatada (11) para os vários poços de injeção (18).

[63] A Figura 3 mostra uma mistura de petróleo e gás (1) que chega a um separador de processo (2) instalado em uma unidade de produção petrolífera. A fase líquida (3) segue para ser processada e bombeada para um terminal ou navio. A fase gasosa com altos teores de gás natural e dióxido de carbono (4) tem sua pressão elevada em um compressor de processo (5). Do compressor de processo (5), uma fração dessa mistura gasosa (6) escoa para uma tubulação submarina (7) onde é misturada intensamente com a água de injeção (8), proveniente de uma bomba de injeção (9). O dióxido de carbono se dissolve na água de injeção após intensa mistura. A mistura gás-líquido (10) que deixa a tubulação submarina (7) escoa para um separador de água de injeção (11) que segrega a água carbonatada (12) da fase gasosa com baixo teor de dióxido de carbono (13), que é tratada em uma unidade de desidratação (14) . A fase gasosa de transporte (15), que deixa a unidade de desidratação (14), segue para um gasoduto (não mostrado). A água

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17/20 carbonatada (12), que deixa o vaso de pressão, passa a ter dióxido de carbono nela dissolvido e está pronta para escoar alternadamente para os poços de injeção (16). A outra fração da mistura gasosa (17) é comprimida pelo compressor de injeção (18), de onde a fração gasosa a alta pressão (19) escoa alternadamente para os poços de injeção (16).

[64] Apresenta-se, a seguir, uma simulação da presente invenção para a área de Libra, localizada na província brasileira do Pré-Sal. Considerou-se, para essa área, um teor de dióxido de carbono de 42% e uma razão gásóleo (RGO) de 400 Nm³/m³. Para cada metro cúbico de óleo produzido, 400 Nm³ de gás é produzido, sendo produzido da ordem de 168 Nm³ de dióxido de carbono. A uma temperatura de 25°C e uma pressão de 150 bar, 6,5 quilogramas de dióxido de carbono podem ser dissolvidos em 100 quilogramas de água de injeção. Uma UEP típica para a área de Libra é capaz de processar 150 mil barris de óleo por dia e injetar 240 mil barris de água por dia, o que equivale a uma injeção de 38.156.000 quilogramas de água por dia. Dessa forma, a água de injeção é capaz de transportar para o reservatório de Libra 2.480.000 quilogramas de dióxido de carbono por dia. Se o teor de dióxido de carbono é 42% e a RGO é 400 Nm³/m³, para cada barril de óleo produzido, 26,709 Nm³ de dióxido de carbono é produzido. Assim, a UEP de Libra produziría 7.379.934 quilogramas de dióxido de carbono por dia. Conclui-se, então, que cerca de 1/3 (um terço) do dióxido de carbono produzido em Libra pode ser, teoricamente, dissolvido na água de injeção.

[65] Uma opção seria misturar um terço dos gases produzidos com a água de injeção. Depois dessa mistura, o teor de dióxido de carbono ficaria abaixo de 3% e os gases não dissolvidos, com alto teor de metano, depois de desidratado, podería seguir para um gasoduto e transportado

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18/20 até uma unidade de processamento e consumo em terra. Os outros dois terços do gás produzido seriam injetados no reservatório alternadamente com a água com dióxido de carbono dissolvido, aqui denominada água carbonatada.

[66] Uma segunda opção seria misturar todo o gás produzido em Libra com a água de injeção, de modo a se pré-reduzir o teor de dióxido de carbono de 42% para 32,5%, o que facilitaria a remoção de dióxido de carbono por métodos convencionais.

[67] Uma terceira opção seria misturar um percentual superior 33,6% e inferior a 100% dos gases produzidos com a água de injeção, de modo a reduzir o percentual de dióxido de carbono nos gases misturados e não dissolvidos a percentuais inferiores a 30%, para facilitar a remoção de dióxido de carbono por métodos convencionais. Se, por exemplo, metade dos gases produzidos for misturada com a água de injeção, o percentual de dióxido de carbono nessa metade seria reduzido de 42% para 19,2%. A outra metade não misturada com água de injeção, com teor de dióxido de carbono de 42%, seria injetada alternadamente com água carbonatada nos reservatórios. Os gases não dissolvidos da metade misturada, com teor de dióxido de carbono de 19,2%, seguiriam para processos convencionais de remoção de dióxido de carbono e, a seguir, poderíam seguir para gasodutos de transporte.

[68] Na injeção de água carbonatada, a viscosidade da água aumenta e ao mesmo tempo ocorre o inchamento do óleo e a redução de sua viscosidade, tudo isso como consequência da dissolução do dióxido de carbono em ambas as fases, obtendo-se como resultado uma condição mais favorável ao deslocamento e recuperação do óleo do que na injeção de água sem dióxido de carbono dissolvido.

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19/20 [69] Também é importante mencionar que a injeção de água com óxido de carbono dissolvido aumenta a taxa de injeção pelo aumento da permeabilidade da formação e que a presença do dióxido de carbono na água injetada aumenta a viscosidade da fase água.

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

[71] Em razão disso, o método proposto pela patente de injeção alternada de água carbonatada e gás, denominado CarWAG (carbonated water alternating gas), é muito mais eficiente que o método WAG utilizado já com sucesso em muitos campos do Pré-Sal e em muitas outras regiões do mundo. Na realidade, o método proposto pela invenção combina as vantagens do método WAG com a eficiência da injeção controlada de água carbonatada. De certa forma, já existe, parcialmente, injeção de água carbonatada nos campos do Pré-Sal. No entanto, essa injeção não ocorre de forma controlada.

[72] 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

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20/20 os termos aqui empregados são utilizados para descrever os sistemas e métodos e não devem ser vistos como limitantes das reivindicações.

[73] 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 equivalentes.

[74] 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 limitar o escopo das reivindicações de alguma forma.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Sistemas para injeção alternada de água carbonatada e gases para melhorar a recuperação petrolífera, caracterizados por fluidos produzidos por um reservatório petrolífero com presença de dióxido de carbono; por separador de processo; por uma fase líquida; por uma fase gasosa; por um compressor de processo; por água de injeção; por bomba de água de injeção; por vaso de pressão; água carbonatada; por fase gasosa com baixo com baixo teor de dióxido de carbono; por um compressor de injeção; por uma fase gasosa de injeção; por um gasoduto; e por poços de injeção alternada de água carbonatada e de fase gasosa de injeção.
2. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pela água de injeção ser proveniente de quaisquer fontes, tais como rio, mar, onde pode ser captada a maior profundidade de modo a se ter uma água com menor temperatura e com menos sal, ou produzida pelo próprio reservatório petrolífero.
3. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pela água carbonatada e pela fase gasosa de injeção serem injetadas em outros campos produtores ou em outros reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.
4. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados por poderem ser instalados agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato da água a ser injetada com o dióxido de carbono.
5. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pelo compressor de processo e a bomba de água de

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2/4 injeção poderem ser os próprios compressores de transporte do gás natural e as bombas de injeção disponíveis em unidades de produção.
6. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados por ser utilizada uma unidade de desidratação da fase gasosa antes do escoamento para o gasoduto ou para os poços de injeção.
7. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados por ser utilizada uma unidade de remoção de sulfato da água de injeção.
8. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pelos fluidos produzidos pelo reservatório petrolífero terem sulfeto de hidrogênio.
9. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pelo vaso de pressão ser substituído ou complementado por tubulações e por ser instalado um separador da água carbonatada dos gases não dissolvidos.
10. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 9 caracterizados pelo vaso de pressão e as tubulações poderem ser submarinos ou instalados na superfície.
11. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 9 e 10, caracterizados por ser utilizado um catalisador para acelerar o processo de dissolução do dióxido de carbono na água a ser injetada.
12. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 9, 10 e 11, caracterizados por ter um módulo de difusão de dióxido de carbono que tem uma membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono na água a ser injetada.

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13. Sistemas de acordo com as reivindicações 1,9, 10, 11 e 12, caracterizados por ter uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.
14. Métodos para injeção alternada de água carbonatada e gases para melhorar a recuperação petrolífera, caracterizados por se separar a fase gasosa da fase líquida provenientes de reservatórios petrolíferos; por comprimir a fase gasosa; por misturar uma fração da fase gasosa contendo dióxido de carbono com a água de injeção; por dissolver, em razão dessa mistura, dióxido de carbono na água de injeção e gerar uma corrente de água carbonatada e de gases não dissolvidos com teor de dióxido de carbono dentro da especificação; por segregar a água carbonatada dos gases não dissolvidos; por comprimir uma fração da fase gasosa não misturada com a água de injeção e injetá-la alternadamente com a água carbonatada gerada em formações para melhorar a recuperação petrolífera; e por desidratar os gases não dissolvidos com baixo teor de dióxido de carbono antes de transportá-los para unidades de processamento ou consumo.
15. Métodos para injeção alternada de água carbonatada e gases para melhorar a recuperação petrolífera, caracterizados por se separar a fase gasosa da fase líquida provenientes de reservatórios petrolíferos; por comprimir a fase gasosa; por misturar a fase gasosa contendo dióxido de carbono com a água de injeção; por dissolver, em razão dessa mistura, uma fração do dióxido de carbono na água de injeção e gerar uma corrente de água carbonatada; por segregar a água carbonatada dos gases não dissolvidos; por comprimir uma fração dos gases não dissolvidos e injetá-la alternadamente com a água carbonatada em formações para melhorar a recuperação

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4/4 petrolífera; e por tratar uma fração dos gases não dissolvidos em outras unidades, com subsequente redução do teor do dióxido de carbono, antes de transportá-la para unidades de processamento ou consumo.
16. Os métodos das reivindicações 14 e 15, caracterizados por se usar um catalisador para acelerar a dissolução do dióxido de carbono ou do sulfeto de hidrogênio na água de injeção.
17. Os métodos das reivindicações 14 e 15, caracterizados por se controlar a corrosão e a formação de depósitos e de hidratos.
18. Os métodos das reivindicações 14 e 15, caracterizados por se reduzir o teor de sulfeto de hidrogênio de gases produzidos antes de misturá-los com água de injeção.
19. Os métodos das reivindicações 14 e 15, caracterizados por se reduzir o teor de sulfeto de hidrogênio nos gases produzidos pela sua dissolução na água de injeção.

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