BR102017011320A2 - sistemas e métodos para limpeza de gás natural com água em unidades marítimas de produção de petróleo - Google Patents

Abstract

a presente invenção diz respeito a sistemas e métodos para limpar gás natural produzido, principalmente, em unidades petrolíferas marítimas a partir da água do mar ou de qualquer outra fonte disponível. os sistemas compreendem fluidos produzidos por reservatórios petrolíferos contendo dióxido de carbono, uma fonte de água, unidades de pressurização da corrente gasosa contendo dióxido de carbono e da corrente de água, equipamentos de mistura e dissolução do dióxido de carbono e outras substâncias químicas, como o sulfeto de hidrogênio, na água. são geradas, então, correntes de água carbonatada e de gases não dissolvidos, com alto teor de metano. a água carbonatada pode ser injetada no reservatório ou em aquíferos, ou pode ser despressurizada para liberação dos gases dissolvidos, principalmente dióxido de carbono. depois de separado, o dióxido de carbono liberado escoa para uma unidade de compressão para ser injetado no reservatório. a água, com baixo teor de contaminantes, é injetada no mar. os gases não dissolvidos, depois de desidratados, escoam para gasodutos de transporte depois de atingirem teores de contaminantes dentro da especificação.

Description

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SISTEMAS E MÉTODOS PARA LIMPEZA DE GÁS NATURAL COM ÁGUA EM UNIDADES MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO Campo da Invenção e aplicação industrial [1] A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para limpeza de gás natural em unidades marítimas de produção de petróleo, pela dissolução de substâncias como dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio em água do mar ou de produção. 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 principalmente em unidades de produção 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 as substâncias dissolvidas na água nas formações associadas a campos petrolíferos ou no mar.

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 verdade, o fluido petrolífero constitui-se de diversos compostos naturais,

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2/19 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 2000 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 e sulfeto de hidrogênio. 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 indústria petrolífera permitia seu escape para a atmosfera. Isso se deve ao

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3/19 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 cenário 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 produziria a menor penalidade energética e maior retorno financeiro frente aos cenários de

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4/19 grande produção de, por exemplo, dióxido de carbono possíveis de serem encontrados na indústria petrolífera, principalmente em algumas áreas da província brasileira do Pré-Sal, tais como os campos de Lula, Sapinhoá e Búzios, e a área de 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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5/19 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 geradas 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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6/19 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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7/19 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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8/19 [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] Pode-se destacar, ainda, 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%. Utilizam-se 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] Finalmente pode-se também destacar o documento PH3/26 do IEA Greenhouse R&D Programme que cita ser possível o sequestro do dióxido de carbono no oceano a profundidades superiores a 1500 metros. No entanto, essa opção não foi considerada viável em razão da grande vazão de água, dos dutos de água, da compressão do gás e do grande consumo de energia. No caso das unidades do Pré-Sal, há grande disponibilidade de água, de dutos curtos e o gás tem que, de qualquer maneira, ser comprimido. Assim, o sistema apresentaria baixos gastos de capital e de operação.

[29] 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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9/19 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:

[30] - 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.

[31] - 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.

[32] 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.

[33] 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.

[34] 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.

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10/19 [35] 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.

[36] 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 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.

[37] 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 e que seja suficientemente simples para não competir pela valorizada área seca de uma unidade estacionária de produção.

[38] 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 de substâncias do gás natural que aproveitasse insumos, equipamentos e tecnologias facilmente disponíveis nos sistemas de produção petrolífera na plataforma continental, como na província brasileira do Pré-Sal. Assim, propõem-se sistemas para produção de água carbonatada e de sua injeção em aquíferos, reservatórios e no mar.

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11/19 [39] Nessa província, as colunas de injeção são resistentes à corrosão, muitas vezes sendo utilizadas as do 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 de água com dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio dissolvidos.

[40] 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 aproveitamento dos recursos petrolíferos, principalmente nos casos de alto teor de dióxido de carbono nos gases produzidos.

[41] Os sistemas de produção e injeção de água carbonatada e outras substâncias dissolvidas, objeto da presente invenção, se propõem a:

- serem disponíveis prontamente;

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

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

- serem aplicáveis a uma larga faixa de contaminação de dióxido de carbono e de sulfeto de hidrogênio;

- ocuparem pouca área seca da UEP.

Sumário da Invenção [42] A invenção diz respeito a um processo e aparato simples e barato para promover a produção de água carbonatada e sua injeção em aquíferos, no reservatório ou no mar. De acordo com a presente invenção,

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12/19 um compressor pressuriza os gases produzidos e separados do petróleo, que são misturados com a corrente de água, que pode ser proveniente do mar ou da própria produção petrolífera. Essa água é proveniente de bombas utilizadas para injeção. O contato da água com a fase gasosa comprimida faz com que o dióxido de carbono e o sulfeto de hidrogênio presentes nessa fase entrem em solução na água. A solubilidade do dióxido de carbono na água é muito maior que a o metano. A dissolução do dióxido de carbono e do sulfeto de hidrogênio na água pode ocorrer, por exemplo, em uma torre de absorção, que também pode segregar os gases não dissolvidos da água com dióxido de carbono dissolvido. Assim, os gases não dissolvidos passam a ter um menor teor de dióxido de carbono e alto teor de hidrocarbonetos leves, como o metano, principal componente do gás natural. A dissolução do dióxido de carbono e de outras substâncias na água pode ser acelerada pela presença de um catalisador.

[43] 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 filtrada e tratada.

[44] Podem ser utilizados misturadores estáticos ou dinâmicos, a montante ou na própria torre de absorção, 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 nas torres de absorção, podem ser utilizados catalisadores para acelerar o processo de dissolução.

[45] 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

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13/19 diferentes equipamentos. Nesse caso, um adequado separador é instalado a jusante da torre de absorção. Nesse separador, ocorre a segregação dos gases não dissolvidos na água.

[46] Em determinada concepção da invenção, em razão da alta razão gás-óleo (RGO), a vazão de água de injeção no reservatório ou aquífero não é suficiente para dissolver todo o dióxido de carbono produzido na torre de absorção. Dessa forma, uma fração adicional de água é captada, bombeada e misturada com os gases produzidos. 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. Uma fração de gases produzidos pode seguir para compressão antes de ser injetada alternadamente no reservatório com a água injeção produzida na torre de absorção.

[47] Em determinada concepção da invenção, em razão das restrições da injeção de água carbonatada no reservatório, toda a água utilizada para dissolução do dióxido de carbono é injetada no mar.

[48] Em determinada concepção da invenção, a água carbonatada é injetada a alta pressão no fundo do mar. Como a água é mais pesada, ela fica no fundo do mar e impede que o dióxido de carbono seja liberado para a atmosfera.

[49] Em determinada concepção da invenção, a água com gases dissolvidos, como o dióxido de carbono, é despressurizada de modo a liberar os gases, antes de ser descartada no mar. Nesse caso, os gases liberados são pressurizados e injetados no reservatório ou no aquífero. Essa injeção, no reservatório, pode ocorrer alternadamente com água convencional de injeção ou água carbonatada.

[50] Em determinada concepção da invenção, utiliza-se uma ou mais

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14/19 tubulações em substituição ou complemento à torre de absorção. As tubulações podem ser submarinas ou instaladas na UEP.

[51] 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.

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

[53] 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.

[54] 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 os gases a serem dissolvidos.

[55] 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.

[56] Em uma concepção da invenção, os gases não dissolvidos na água de injeção passam por uma unidade de desidratação antes do escoamento para o gasoduto ou para os poços de injeção.

[57] Em uma concepção da invenção, é utilizada uma unidade de dessulfação da água a ser injetada no reservatório ou aquífero.

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15/19 [58] Em uma concepção da invenção, os gases produzidos passam por uma unidade de dessulfurização antes de se misturarem com a água de injeção.

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

[60] Em uma concepção da invenção, é utilizado um catalisador para acelerar o processo de dissolução de substâncias químicas na água a ser injetada.

[61] 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.

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

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

Breve Descrição dos Desenhos [64] 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 uma fração dos gases produzidos é misturada com a água de injeção no reservatório e outra fração com água a ser descartada no mar, a Figura 2 mostra esquematicamente uma concepção na qual uma fração dos gases produzidos é misturada com a água de injeção no reservatório e outra fração com água a ser injetada no fundo do mar e a Figura 1 mostra o desenho esquemático de uma concepção na qual toda a água utilizada para limpeza do gás natural é, depois da limpeza, é descartada no mar.

Descrição Detalhada da Invenção

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16/19 [65] 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), com grande quantidade de óleo, segue para ser processada e o óleo bombeado 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), a uma fração da fase gasosa (6) escoa para uma torre de absorção A (7) onde é misturada intensamente com a água do mar (8), proveniente de uma bomba de água A (9). O dióxido de carbono se dissolve na água do mar após intensa mistura. A fase gasosa (10) que deixa a torre de absorção A (7), composta principalmente de metano, 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 a torre de absorção A (7) passa por uma válvula de redução de pressão (14) para liberar o dióxido de carbono e outros gases dissolvidos. A mistura bifásica (15) escoa para um separador gás-água (16), de onde a fase gás, composta principalmente de dióxido de carbono, escoa para um sistema de compressão de dióxido de carbono (18), de onde segue para injeção no reservatório. A água de descarte (20) que sai do separador gás-água (16), com baixo teor de dióxido de carbono, é injetada no mar. A outra fração da fase gasosa (21) que sai do compressor de processo (5) escoa para uma torre de absorção B (22), onde se mistura com água de injeção no reservatório (23) proveniente de uma unidade de bombeamento e dessulfatação (24). Os gases não dissolvidos (25) que saem da torre de absorção B (22) seguem para a unidade de desidratação (11) e, a seguir, para um gasoduto (não mostrado).

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17/19 [66] A Figura 2 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 a torre de absorção A (7) onde é misturada intensamente com a água de injeção no reservatório (8), proveniente de uma bomba de injeção no reservatório (9). O dióxido de carbono se dissolve na água de injeção no reservatório após intensa mistura. A fase gasosa (10) que deixa a torre de absorção A (7), 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 de reservatório (13) que deixa a torre de absorção A (7) passa a ter dióxido de carbono nela dissolvido e está pronta para ser escoar para os poços de injeção (não mostrados). A outra fração (14) comprimida pelo compressor de processo (5) escoa para a torre de absorção B (15) onde é misturada intensamente com a água de injeção no mar (16), proveniente de uma bomba de injeção no mar (17). O dióxido de carbono se dissolve na água de injeção no mar após intensa mistura. A fase gasosa (18) que deixa a torre de absorção B, 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 de injeção no mar (13) que deixa a torre de absorção (7) passa a ter dióxido de carbono nela dissolvido e está pronta para ser escoar para uma linha de injeção no fundo do mar (não

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18/19 mostrada).

[67] 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), com grande quantidade de óleo, segue para ser processada e o óleo bombeado 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), a fase gasosa (6) escoa para uma torre de absorção (7) onde é misturada intensamente com a água do mar (8), proveniente de uma bomba (9). O dióxido de carbono se dissolve na água do mar após intensa mistura. A fase gasosa (10) que deixa a torre de absorção (7), composta principalmente de metano, 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 a torre de absorção (7) passa por uma válvula de redução de pressão (14) para liberar o dióxido de carbono e outros gases dissolvidos. A mistura bifásica (15) escoa para um separador gáságua (16), de onde a fase gás, composta principalmente de dióxido de carbono, escoa para um sistema de compressão de dióxido de carbono (18), de onde segue para injeção no reservatório. A água de descarte (20) que sai do separador gás-água (16), com baixo teor de dióxido de carbono, é injetada no mar.

[68] 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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19/19 os termos aqui empregados são utilizados para descrever os sistemas e métodos e não devem ser vistos como limitantes das reivindicações.

[69] 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.

[70] 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.

Claims (24)

1. Sistemas para limpeza de gás natural com água caracterizados por fluidos produzidos por um reservatório petrolífero com presença de contaminantes, como o dióxido de carbono; por separador de processo; por uma fase líquida; por uma fase gasosa; por um compressor de processo; por água; por bomba de água; por torre de absorção; água carbonatada; por fase gasosa com baixo com baixo teor de dióxido de carbono e alto teor de metano; por um gasoduto; e por poços de injeção de água carbonatada.

2. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pela água carbonatada poder ser gerada em outra torre de absorção e poder ser despressurizada, de modo a gerar uma fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono, além de outras substâncias gasosas, e uma corrente de água com baixo teor de contaminantes que pode ser descartada no mar.

3. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pela água 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.

4. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por parte da água ser captada para injeção no reservatório ou aquíferos e parte ser captada para, depois de processada, ser injetada no mar.

5. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por toda a água captada ser para injeção no reservatório ou aquíferos.

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6. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por toda a água captada ser para descarte no mar.

7. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por poderem ser instalados agitadores, borbulhadores ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato da água com a fase gasosa.

8. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pelo compressor de processo e a bomba de água de poderem ser os próprios compressores de transporte do gás natural e as bombas de injeção disponíveis em unidades de produção.

9. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por ser utilizada uma unidade de desidratação dos gases não dissolvidos antes do escoamento para o gasoduto ou para os poços de injeção.

10. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por ser utilizada uma unidade de remoção de sulfato da água de injeção.

11.Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pelos fluidos produzidos pelo reservatório petrolífero terem sulfeto de hidrogênio.

12.Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pela torre de absorção ser substituída ou complementada por tubulações e por ser instalado um separador da água carbonatada dos gases não dissolvidos.

13. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2 e 12, caracterizados pelas tubulações poderem ser submarinos ou instalados na superfície.

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14. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2, 12 e 13, caracterizados por ser utilizado um catalisador para acelerar o processo de dissolução de substâncias gasosas na água.

15. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2, 12, 13 e 14, 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.

16. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2, 12, 13, 14 e 15, caracterizados por ter uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

17.Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pela fase gasosa com alto teor de metano, pela fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono e pela água serem injetadas alternadamente no reservatório.

18. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pela fase gasosa com alto teor de metano, pela fase gasosa com alto teor de dióxido de carbono e pela água serem injetadas simultaneamente no reservatório.

19. Métodos para limpeza de gás natural com água, 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 alto teor de metano e com teor de contaminantes dentro da especificação; por segregar a água carbonatada dos gases não dissolvidos; e por

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4/5 desidratar os gases não dissolvidos com baixo teor de dióxido de carbono antes de transportá-los para unidades de processamento ou consumo de gás natural.

20. 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; 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 despressurizar a corrente de água carbonatada e liberar o dióxido de carbono e outros gases; por separar o dióxido de carbono e outros gases da água de descarte; por comprimir os gases liberados para injeção no reservatório ou aquífero; por desidratar os gases não dissolvidos com alto teor de metano; e por transportar os gases desidratados para transporte, consumo ou unidades de tratamento de gás natural.

21. Os métodos das reivindicações 20 e 21, caracterizados por se usar um catalisador para acelerar a dissolução do dióxido de carbono ou do sulfeto de hidrogênio na água de injeção.

22. Os métodos das reivindicações 20 e 21, caracterizados por se controlar a corrosão e a formação de depósitos e de hidratos.

23. Os métodos das reivindicações 20 e 21, caracterizados por se reduzir o teor de sulfeto de hidrogênio de gases produzidos antes de misturá-los com água para dissolução do dióxido de carbono.

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24. Os métodos das reivindicações 20 e 21, caracterizados por se reduzir o teor de sulfeto de hidrogênio nos gases produzidos pela sua dissolução na água de injeção ou de descarte.