BR102017011822A2 - sistemas e métodos para limpeza de gás ácido com etapa de concentração em unidades de produção de petróleo - Google Patents

Abstract

sistemas e métodos para limpeza de gás ácido com etapa de concentração em unidades de produção de petróleo a presente invenção diz respeito a sistemas e métodos para limpar gases produzidos por reservatórios petrolíferos com presença de contaminantes, como o dióxido de carbono, com etapa de concentração e injeção desses contaminantes em aquíferos ou reservatórios petrolíferos. para se promover a concentração, um compressor pressuriza os gases produzidos e segregados do petróleo e da água em um separador de processo. os gases produzidos são misturados com toda ou parte da corrente de óleo proveniente da própria produção petrolífera ou com água. a absorção do dióxido de carbono ocorre em torre de absorção ou tubulação. os gases não dissolvidos são, então, comprimidos e podem ser seguir para gasodutos de exportação de gás natural. depois da absorção do dióxido de carbono no óleo ou na água, ele é dessorvido a partir da despressurização ou aquecimento. os gases liberados com alta concentração de dióxido de carbono são separados do líquido e seguem para uma torre de absorção a água ou tubulação. no caso de se usar óleo, depois de despressurizado, ele retorna para tratamento convencional; no caso de se usar água, ela é tratada e pode ser descartada. da torre de absorção a água, os gases não dissolvidos seguem para tratamento, compressão, exportação ou injeção e a água carbonatada segue para injeção no reservatório ou aquífero.

Description

SISTEMAS E MÉTODOS PARA LIMPEZA DE GÁS ÁCIDO COM ETAPA DE CONCENTRAÇÃO EM UNIDADES 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 com etapa de concentração em unidades de produção de petróleo, pela dissolução de substâncias como dióxido de carbono (CO2) e sulfeto de hidrogênio (H2S) em óleo ou água. 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 nessas 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 frações de contaminantes, como o dióxido de carbono, produzir um corrente com maior concentração e menor concentração de hidrocarbonetos leves, com meios de utilizar a água de injeção para promover a injeção principalmente do dióxido de carbono nas formações associadas a campos 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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2/24 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 acordo de Paris.

[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

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3/24 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 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

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4/24 penalidade energética e maior retorno financeiro frente aos cenários de 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%.

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5/24 [14] Nessas aplicações são necessários até 40 cartuchos de membranas de aproximadamente 1 metro para suprir as necessidades de produção da unidade produtiva. Destacando-se que cada conjunto de cartuchos de membranas apresenta uma vida útil de 3,5 anos, quando a sua substituição se faz necessária. Os cartuchos removidos então têm que ser encaminhados para aterros industriais, sob procedimentos específicos e validados pelos órgãos reguladores em conformidade com a legislação vigente.

[15] Se aplicasse essa técnica nos campos do Pré-Sal, somente nas formações que apresentam teores de contaminação de até 30% de dióxido de carbono do gás natural produzido, seriam 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

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6/24 de ocuparem espaço seco útil valioso e requererem elevado consumo de energia na unidade estacionária de produção.

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

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7/24 últimas duas décadas, a técnica WAG tem se difundido em muitas regiões, 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

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8/24 relacionadas.

[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 uma maneira ou de outra, 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

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9/24 “Modernização Ecológica”, principalmente no cenário da província do PréSal, a produção de gás natural a partir de correntes de gás com altos teores de dióxido de carbono, importa 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 15%, atingindo proporções de 80% 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 baixa contaminação de dióxido de carbono, onde as tecnologias existentes permitem explorar o gás natural com uma compensação comercial

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10/24 sustentável.

[35] Nas outras situações, em que as técnicas disponíveis não são eficientes ou em que as melhores soluções técnicas seriam inviáveis financeiramente, a indústria petrolífera tem adotado o procedimento de reinjetar na formação grande parte ou até mesmo 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 alto.

[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, principalmente na plataforma continental, como na província brasileira do Pré-Sal. Assim, propõem-se sistemas para produção de correntes com alto teor de dióxido de carbono

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11/24 e sua injeção em aquíferos ou reservatórios de hidrocarbonentos.

[39] Na província do Pré-Sal, 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 e substâncias corrosivas.

[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 gases ácidos produzidos em unidades petrolíferas.

[41] Os sistemas de produção petrolífera com etapa de concentração, objetos 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 bombas;

- 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 limpeza de gases ácidos com etapa de concentração e injeção, principalmente de dióxido de carbono, em aquíferos ou reservatórios petrolíferos. Na etapa de concentração, grande volume de contaminantes, como o dióxido de carbono, é removido de uma

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12/24 corrente gasosa. Dessa forma, gera-se um corrente com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano. Assim sendo, é gerada também uma corrente com alta concentração de dióxido de carbono e baixa concentração de metano que é tratada com água de injeção. De acordo com a presente invenção, um compressor pressuriza os gases produzidos e segregados do petróleo e da água em um separador de processo, que são misturados com toda ou parte da corrente de óleo proveniente da própria produção petrolífera. Esse óleo é proveniente de bombas que succionam óleo do próprio separador de processo. Como a solubilidade do dióxido de carbono é muito alta no óleo, grande parte do dióxido de carbono é absorvida no óleo. A absorção do dióxido de carbono no óleo pode ocorrer, por exemplo, em uma torre de absorção, que também pode segregar os gases não dissolvidos do óleo com dióxido de carbono dissolvido. Assim, os gases não dissolvidos passam a ter um baixo teor de dióxido de carbono e alto teor de hidrocarbonetos leves, como o metano, principal componente do gás natural. Esses gases não dissolvidos são, então, comprimidos e podem ser seguir para gasodutos de exportação de gás natural. Antes da exportação, o gás natural precisa estar desidratado. A dissolução do dióxido de carbono e de outras substâncias contaminantes no óleo pode ser acelerada pela presença de um catalisador.

[43] Podem ser utilizados misturadores estáticos ou dinâmicos, a montante ou na própria torre de absorção, para aumentar a superfície de contato entre o óleo e o gás ácido, de modo a facilitar a dissolução de contaminantes. Nesses misturadores e nas torres de absorção, podem ser utilizados catalisadores para acelerar o processo de dissolução.

[44] Depois da absorção do dióxido de carbono no óleo, o dióxido de

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13/24 carbono é liberado a partir da despressurização do óleo. Essa liberação pode ocorrer antes da despressurização, a partir do aquecimento do óleo, pois o aumento da temperatura reduz muito a solubilidade do dióxido de carbono. Assim, o óleo com dióxido de carbono dissolvido pode ser utilizado como fluido de resfriamento. Esse óleo pode ser utilizado, por exemplo, como fluido de resfriamento no processo de compressão dos gases produzidos, que são exportados ou injetados no reservatório a alta pressão.

[45] Depois da liberação ou dessorção do dióxido de carbono, o óleo, a baixa pressão segue para seu tratamento convencional, podendo ser misturado com eventual fração do óleo produzido que sai do separador de processo.

[46] A corrente gasosa com alto teor de dióxido de carbono, depois de separada do óleo, segue para um compressor para possibilitar sua injeção no reservatório. Essa corrente pode ser misturada com a água de injeção no reservatório, de modo a se produzir água carbonatada. Essa água carbonatada pode ser produzida em uma torre de absorção ou na própria linha de injeção.

[47] No caso de se utilizar uma torre de absorção de dióxido de carbono na água de injeção, os gases não dissolvidos nessa torre precisam ser desidratados antes de seguirem para exportação. Esses gases podem se juntar aos gases não dissolvidos na torre de absorção de dióxido de carbono no óleo em uma unidade de desitração.

[48] Em determinada concepção da invenção, os processos de dissolução do dióxido de carbono ocorrem na água do mar, em vez de ocorrer no óleo. Uma fração dessa água pode ser tratada e dessulfatada, de maneira a poder ser injetada em aquíferos ou reservatórios petrolíferos.

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14/24 [49] Em determinada concepção da invenção, uma fração ou todo o óleo que sai do separador de processo desce por meio de uma tubulação de modo a ser pressurizada. Depois da pressurização, os gases produzidos provenientes do separador de processo, depois de comprimidos, descem por uma tubulação e são misturados com o óleo pressurizado de modo a promover sua elevação pneumática (gas lift). Essa mistura pode ocorrer a partir de microfuros. A mistura pressurizada de óleo e gases com alto teor de dióxido de carbono sobe por uma tubulação, onde ocorre a absorção do dióxido de carbono no óleo. Dessa tubulação, a mistura escoa para um separador, onde os gases com baixo teor de dióxido de carbono são segregados do óleo com dióxido de carbono dissolvido. Desse separador, os gases com baixo teor de dióxido de carbono são comprimidos para fins de exportação. O óleo com alto teor de dióxido de carbono segue para a dessorção dessa substância.

[50] Em determinada concepção da invenção, em razão das restrições da injeção de água carbonatada no reservatório, a corrente rica em dióxido de carbono segue para injeção no reservatório separadamente da água.

[51] Em determinada concepção da invenção, a água com ou sem dióxido de carbono dissolvido é injetada no reservatório alternadamente com o gás.

[52] Em determinada concepção da invenção, a água com ou sem dióxido de carbono dissolvida é misturada com a corrente rica em dióxido de carbono. Nesse caso, essas correntes escoam simultaneamente pela linha de injeção.

[53] Em determinada concepção da invenção, a água com dióxido de carbono dissolvido, é despressurizada de modo a liberar os gases, antes

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15/24 de ser descartada no mar. Nesse caso, os gases liberados são pressurizados e injetados no reservatório ou no aquífero.

[54] Em determinada concepção da invenção, utiliza-se uma ou mais tubulações em substituição ou complemento às torres de absorção de dióxido de carbono no óleo e na água. As tubulações podem ser submarinas, instaladas na UEP ou terrestre.

[55] 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.

[56] Em determinada concepção da invenção, a água de absorção é proveniente do mar, onde pode ser captada a maior profundidade que a UEP. Essa água pode ser misturada com os gases com dióxido de carbono provenientes do separador de processo que foram comprimidos. Essa mistura pode ocorrer a partir de micro furos no fundo de uma tubulação que transporta a mistura pressurizada de gases com alto teor de dióxido de carbono e água até uma unidade de tratamento, que pode estar em uma UEP. Os gases comprimidos promovem a elevação pneumática (gas lift) da água do mar por meio da uma tubulação de mistura, onde a presença do gás reduz a massa específica da mistura. Nessa tubulação, o dióxido de carbono é absorvido na água. Dessa tubulação, a mistura escoa para um separador para segregar os gases não dissolvidos da água com dióxido de carbono dissolvido. Desse separador, esses gases não dissolvidos, com baixo teor de dióxido de carbono, seguem para unidades

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16/24 visando à sua exportação. Desse separador, a corrente de água com dióxido de carbono dissolvido é despressurizada para ocorrer a dessorção do dióxido de carbono. Essa dessorção do dióxido de carbono da água, também pode ocorrer pela utilização dessa corrente em unidades de resfriamento, como, por exemplo, unidades para resfriar os gases que são comprimidos na UEP. Depois da dessorção do dióxido de carbono, a corrente gasosa rica em dióxido de carbono precisa ser segregada da água. Isso ocorre em um separador. Do separador, a corrente gasosa rica em dióxido de carbono segue para fins de injeção no reservatório; a água segue para descarte.

[57] Em determinada concepção da invenção, são utilizadas duas torres de absorção de dióxido de carbono em água. A primeira, utiliza água do mar em alta vazão para limpar gás ácido comprimido proveniente do separador de processo. Nessa torre, são geradas duas correntes: corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono e água com dióxido de carbono dissolvido. A corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono segue para desidratação e exportação. A corrente de água com dióxido de carbono dissolvido, depois de despressurizada ou aquecida, gera uma corrente com alto teor de dióxido de carbono e uma corrente com baixo teor de dióxido de carbono dissolvido. A corrente com alto teor de dióxido de carbono dissolvido, depois de segregada da água, escoa para a segunda torre de absorção de dióxido de carbono onde essa substância é absorvida na água de injeção. Essa água carbonatada segue para injeção no aquífero ou no reservatório petrolífero. A água com baixo teor de dióxido de carbono é descartada.

[58] Em uma determinada concepção da invenção, a etapa de produção de uma corrente com alta concentração de contaminantes, como o dióxido

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17/24 de carbono, é produzida a partir de tecnologias convencionais, como, por exemplo, permeação através de membranas.

[59] Em uma concepção da invenção, toda ou fração da água carbonatada e das correntes gasosas produzidas são transportadas para outros campos produtores, injetadas em outros aquíferos ou reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.

[60] Em uma concepção da invenção, são instalados misturadores, agitadores, borbulhadores, venturis, válvulas de elevação pneumática (gas lift), bombas a jato (jet pump) ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato dos contaminantes com o líquido onde devem ser dissolvidos e reduza o escorregamento entre as fases.

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

[62] Em uma concepção da invenção, os gases produzidos passam por unidade de dessulfurização antes de se misturarem com os líquidos onde serão dissolvidos os contaminantes.

[63] Em uma concepção da invenção, o sulfeto de hidrogênio também é dissolvido nos líquidos.

[64] Em uma concepção da invenção, é utilizado um catalisador para acelerar o processo de dissolução de substâncias químicas nos líquidos utilizados.

[65] 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 no líquido.

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

[67] Em uma concepção da invenção, é controlada a corrosão e a

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18/24 formação de depósitos e de hidratos.

[68] Em uma concepção da invenção, o óleo utilizado na absorção do dióxido de carbono pode ser substituído por uma solução aquosa ou oleosa para fins de produzir uma corrente gasosa com alta concentração de dióxido de carbono.

Breve Descrição dos Desenhos [69] O processo de acordo com a presente invenção é adicionalmente explicado por meio dos desenhos anexos, no qual a Figura 1 mostra esquematicamente um fluxograma de processo que pode ser utilizado para limpeza de gás ácido com etapa de concentração que pode ser utilizado em unidades marítimas ou terrestres; a Figura 2 mostra esquematicamente uma concepção na qual uma fração do óleo produzido escoa por uma tubulação descendente para fins de pressurização; a Figura 3 mostra esquematicamente uma concepção na qual água do mar é captada a grande profundidade e utilizada para em uma primeira torre de absorção; e a Figura 4 mostra esquematicamente uma concepção na qual água do mar é captada por uma bomba e utilizada para em uma primeira torre de absorção .

Descrição Detalhada da Invenção [70] A Figura 1 mostra uma mistura de petróleo, água e gás (102) que chega a um separador de processo (105) instalado em uma unidade de produção petrolífera. A água (108) que sai do separador de processo (105) segue para unidades de tratamento convencionais; uma primeira fração de óleo (111) segue para uma bomba de óleo (114) e uma segunda fração de óleo (112) segue para unidades convencionais; e o gás ácido (117) segue para um compressor intermediário (120). Da bomba de óleo (114), o óleo pressurizado (123) escoa para uma torre de absorção a óleo

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19/24 (127), onde se mistura com o gás ácido (126) proveniente do compressor intermediário (120). Nessa torre, o dióxido de carbono é dissolvido no óleo. Da torre de absorção a óleo (127), saem duas correntes: gás natural (130) e óleo com dióxido de carbono dissolvido (133). O gás natural (130) escoa para uma unidade de desidratação (136) e para um compressor de gás natural (137), de onde o gás natural especificado (138) escoa para um gasoduto (não mostrado). O óleo com dióxido de carbono dissolvido (133) escoa para uma válvula de redução de pressão (139), onde é despressurizado para fins de dessorção do dióxido de carbono. Da válvula de redução de pressão (139), os fluidos (142) escoam para um separador de óleo (145), que segrega o óleo a baixa pressão de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono. O óleo a baixa pressão (148) escoa para se misturar com a segunda fração de óleo (112) que deixa o separador de processo (105). Uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono (151) escoa para um compressor de dióxido de carbono (154), de onde uma corrente comprimida rica em dióxido de carbono (157) escoa para uma torre de absorção a água de injeção (160). Uma bomba de água de injeção (163) transporta água de injeção (166) para uma unidade de dessulfatação (169), de onde água de injeção tratada (172) escoa para a torre de absorção a água de injeção (160). Nessa torre, o dióxido de carbono se dissolve na água de injeção. Da torre de absorção a água de injeção (160) saem duas correntes: gases não dissolvidos (175) e água carbonatada (178). Os gases não dissolvidos (175) seguem para a unidade de desidratação (181), de onde o gás natural desidratado (184) segue para exportação, e a água carbonatada (178) segue para linhas de injeção (não mostradas).

[71] A Figura 2 mostra uma mistura de petróleo, água e gás (102)

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20/24 que chega a um separador de processo (105) instalado em uma unidade marítima de produção (101). A água (108) que sai do separador de processo (105) segue para unidades de tratamento convencionais; o óleo (111) segue para uma tubulação de óleo (114); e o gás ácido (117) escoa para unidade de dessulfurização (118), de onde escoa para um compressor intermediário (120). O escoamento descendente na tubulação de óleo (114) promove a sua pressurização. Do compressor intermediário (120), o gás ácido comprimido (126) escoa por uma tubulação de gás (127), instalada dentro da tubulação de óleo (114). No fundo da tubulação de gás (127) e da tubulação de óleo (114), o gás ácido pressurizado (126) se mistura como o óleo pressurizado (128) que passa por uma válvula de retenção (131). Essa mistura pressurizada (129) retorna para a unidade marítima de produção (101) por meio de uma tubulação de mistura (132). A mistura do gás ácido pressurizado (126) com o óleo pressurizado (128) ocorre a partir de microfuros (134) existentes na tubulação de mistura (132). No escoamento ascendente na tubulação de mistura (132), o dióxido de carbono é dissolvido no óleo. Da tubulação de mistura (132), a mistura semi-pressurizada (134) escoa para um separador de gás natural (135), de onde saem duas correntes: gás natural (130) e óleo com dióxido de carbono dissolvido (133). O gás natural (130) escoa para um compressor de gás natural (137), de onde escoa para um gasoduto (não mostrado). O óleo com dióxido de carbono dissolvido (133) escoa para uma válvula de redução de pressão (139), onde é despressurizado para fins de dessorção do dióxido de carbono. Da válvula de redução de pressão (139), os fluidos (142) escoam para um separador de óleo (145), que segrega o óleo a baixa pressão de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono. O óleo a baixa pressão (148) escoa para unidades

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21/24 convencionais de tratamento de óleo (não mostradas). Uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono (151) escoa para um compressor de dióxido de carbono (154), de onde segue para ser misturada com água de injeção (166) em uma bomba a jato (167). A mistura de água de injeção com a corrente rica em dióxido de carbono (168) escoa para um vaso dissolvedor (169), onde se produz água carbonatada (170) que segue para linhas de injeção (não mostradas).

[72] A Figura 3 mostra uma mistura de petróleo e gás (102) que chega a um separador de processo (105) instalado em uma unidade marítima de produção (101). O óleo (111) segue para unidades convencionais de tratamento de óleo (não mostradas) e o gás ácido (117) escoa para unidade de dessulfurização (118), de onde escoa para um compressor intermediário (120). Do compressor intermediário (120), o gás ácido comprimido (126) escoa por uma tubulação de gás (127). No fundo dessa tubulação, o gás ácido pressurizado (126) se mistura como água do mar pressurizada (128) que passa por uma válvula de retenção (131). Essa mistura pressurizada (129) retorna para a unidade marítima de produção (101) por meio de uma tubulação de mistura (132). A mistura do gás ácido pressurizado (126) com o óleo pressurizado (128) ocorre a partir de microfuros (134) existentes na tubulação de mistura (132). No escoamento ascendente na tubulação de mistura (132), o dióxido de carbono é dissolvido na água do mar. Da tubulação de mistura (132), a mistura semi-pressurizada (134) escoa para um separador de gás natural (135), de onde saem duas correntes: gás natural (130) e água com dióxido de carbono dissolvido (133). O gás natural (130) escoa para um compressor de gás natural (137), de onde escoa para um gasoduto (não mostrado), depois de ser desidratado. A água com dióxido de carbono

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22/24 dissolvido (133) escoa para uma válvula de redução de pressão (139), onde é despressurizada para fins de dessorção do dióxido de carbono. Da válvula de redução de pressão (139), os fluidos (142) escoam para um separador de água (145), que segrega a água a baixa pressão de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono. A água a baixa pressão (148) é descartada. Uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono (151) escoa para um compressor de dióxido de carbono (154), de onde segue para uma torre de absorção a água de injeção (160). Essa torre recebe água de injeção (163) proveniente de uma unidade de bombeamento, tratamento e dessulfatação (166). Da torre de absorção a água de injeção (160) saem duas correntes: gases não dissolvidos (169) e água carbonatada (170). Os gases não dissolvidos (169) escoam para uma unidade de desidratação (172), de onde o gás natural desidratado (175) segue para exportação e a água carbonatada (170) que segue para linhas de injeção (não mostradas).

[73] A Figura 4 mostra uma mistura de petróleo e gás (102) que chega a um separador de processo (105) instalado em uma unidade marítima de produção (101). O óleo (111) segue para unidades convencionais de tratamento de óleo (não mostradas) e o gás ácido (117) escoa para unidade de dessulfurização (118), de onde escoa para um compressor intermediário (120). Do compressor intermediário (120), o gás ácido comprimido (126) escoa para uma torre de absorção a água do mar (129). Uma bomba de água do mar (132) capta água do mar e a transporta para a torre de absorção a água do mar (129). Nessa torre, dióxido de carbono é dissolvido na água do mar. Da torre de absorção a água do mar (129) saem duas correntes: água com dióxido de carbono dissolvido (135) e gás natural (138) com baixo teor de dióxido de carbono. Esse gás escoa

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23/24 para uma unidade de desidratação (141). O gás natural desidratado (144) segue para um gasoduto (não mostrado). Fração da água com dióxido de carbono dissolvido (147) passa por uma válvula de retenção (150) para dessorção do dióxido de carbono. Os fluidos (153) que saem dessa válvula seguem para um separador de dióxido de carbono (156), que segrega a água a baixa pressão de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono. A água a baixa pressão (159) é descartada. Uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono (162) escoa para um compressor de dióxido de carbono (165), de onde segue para linhas de injeção (não mostradas). Outra fração da água com dióxido de carbono dissolvido (168) escoa para uma unidade de tratamento e dessulfatação (171), de onde segue para uma bomba de água de injeção (174), de onde a água carbonatada (177) segue para linhas de injeção (não mostradas).

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

[75] 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.

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24/24 [76] 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 (44)

1. Sistemas para limpeza de gás natural com etapa de concentração caracterizados por fluidos produzidos por reservatório petrolífero; por unidade de produção marítima ou terrestre; por separador de processo que separa as fases produzidas; por óleo produzido; por água produzida; por gases produzidos com presença de contaminantes, como o dióxido de carbono; por bomba de óleo que alimenta uma torre de absorção a óleo; por compressor intermediário que alimenta a torre de absorção a óleo; por torre de absorção a óleo que absorve o dióxido de carbono presente nos gases produzidos; por corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono; por unidade de desidratação que remove umidade da corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono; por compressor de gás natural que comprime a corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono desidratada; por gás natural especificado para exportação; por gasoduto; por óleo com dióxido de carbono dissolvido; por válvula de redução de pressão para dessorção do dióxido de carbono do óleo; por separador que segrega a fase gasosa rica em dióxido de carbono do óleo; por corrente gasosa com alta concentração de dióxido de carbono; por corrente de óleo com baixo teor de dióxido de carbono que escoa para unidades convencionais de tratamento de óleo; por água de injeção que alimenta uma torre de absorção a água de injeção; por compressor de dióxido de carbono que alimenta a torre de absorção a água de injeção com a corrente gasosa com alta concentração de dióxido de carbono; por uma corrente gasosa de gases não absorvidos rica em metano que deixa a torre de absorção a água de injeção, escoa para a unidade de desidratação e, a seguir, para um gasoduto

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2/12 de exportação; por água carbonatada que deixa a torre de absorção a água de injeção e segue para injeção em aquíferos ou reservatórios petrolíferos; por linhas de injeção; e por poços de injeção.

2. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pela bomba de óleo e pela torre de absorção a óleo serem substituídos por tubulações; por uma fração ou todo o óleo que sai do separador de processo descer por meio de uma tubulação de modo a ser pressurizada ao longo de um escoamento descendente; pelos gases produzidos provenientes do separador de processo, depois de comprimidos, descerem por uma tubulação e serem misturados com o óleo pressurizado; pela mistura ocorrer a partir de microfuros; pela mistura pressurizada de óleo e gases com alto teor de dióxido de carbono subir por uma tubulação de mistura, onde ocorre a absorção do dióxido de carbono no óleo; pela mistura que sai dessa tubulação escoar para um separador, onde os gases com baixo teor de dióxido de carbono são segregados do óleo com dióxido de carbono dissolvido; pelos gases com baixo teor de dióxido de carbono que saem desse separador serem comprimidos para fins de exportação; e pelo óleo com dióxido de carbono dissolvido ter o mesmo tratamento descrito na reivindicação 1.

3. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados pelo óleo produzido ser substituído por água, que pode ser proveniente do mar, de rios, de reservatórios ou de qualquer outra fonte, para a absorção dos contaminantes, como o dióxido de carbono, presente nos gases produzidos.

4. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 3, caracterizados por bomba de água que alimenta uma torre de

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3/12 absorção a água; por compressor intermediário que alimenta a torre de absorção a água; por torre de absorção a água que absorve o dióxido de carbono presente nos gases produzidos; por corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono; por unidade de desidratação que remove umidade da corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono; por compressor de gás natural que comprime a corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono desidratada; por gás natural especificado para exportação; por gasoduto; por água com dióxido de carbono dissolvido; por válvula de redução de pressão para dessorção do dióxido de carbono da água; por separador que segrega a fase gasosa rica em dióxido de carbono da água; por corrente gasosa com alta concentração de dióxido de carbono; e por corrente de água com baixo teor de dióxido de carbono que é descartada.

5. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3, caracterizados pela água ser proveniente do mar e captada a maior profundidade que a unidade marítima de produção; pelos gases produzidos comprimidos escoarem por uma tubulação com escoamento descendente; pela mistura ocorrer a partir de microfuros no fundo de uma tubulação de mistura, em comunicação hidráulica com a tubulação de gases produzidos e com a água do mar, que transporta a mistura pressurizada de gases produzidos e água do mar até a unidade marítima de produção; pela tubulação de mistura promover a absorção do dióxido de carbono na água do mar; por um separador para segrega os gases não dissolvidos da água com dióxido de carbono dissolvido; por esses gases não dissolvidos, com baixo teor de dióxido de carbono, seguirem para unidades visando à sua exportação; por uma válvula de redução de pressão para promover a

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4/12 dessorção do dióxido de carbono da água; por um separador para segregar a corrente gasosa rica em dióxido de carbono da água; e pela água com baixo teor de dióxido de carbono ser descartada no mar.

6. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por fração ou todo o óleo produzido ser utilizado para absorção dos contaminantes, como o dióxido de carbono.

7. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela absorção do dióxido de carbono presente nos gases produzidos ocorrer em qualquer outro tipo de solução aquosa ou oleosa, em vez de ocorrer no óleo produzido ou na água.

8. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela água de injeção ser tratada e dessulfatada, antes de ser injetada em aquíferos ou reservatórios petrolíferos.

9. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por outros contaminantes presentes nos gases produzidos, como o sulfeto de hidrogênio, serem absorvidos nas torres de absorção ou nas tubulações de mistura.

10. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelas válvulas de redução de pressão serem total ou parcialmente substituídas, no processo de dessorção de contaminantes, por sistemas de aquecimentos dos fluidos absorvedores.

11. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelos fluidos absorvedores serem utilizados em processos de resfriamento, como os associados aos sistemas de compressão de gases.

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12. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por serem utilizados catalisadores para acelerar os processos de absorção dos contaminantes, como o dióxido de carbono, nos fluidos utilizados para dissolução.

13. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por serem utilizados venturis e bombas a jato nos processos de mistura e compressão dos fluidos.

14. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela água carbonatada ser substituída por água de injeção convencional e pela corrente rica em dióxido de carbono seguir para injeção no reservatório alternadamente com a água de injeção convencional.

15.Sistemas de acordo com as reivindicações 1 a 13, caracterizados pela água carbonatada ser substituída por água de injeção convencional, essa água ser misturada com a corrente rica em dióxido de carbono e essas correntes escoarem simultaneamente pelas linhas de injeção.

16.Sistemas de acordo com as reivindicações 1 a 13, caracterizados pela água carbonatada ser substituída por água de injeção convencional e pela corrente rica em dióxido de carbono seguir para injeção no reservatório separadamente da água.

17.Sistemas de acordo com as reivindicações 1 a 13, caracterizados pela água carbonatada ser substituída por água de injeção convencional e pela corrente rica em dióxido de carbono seguir para injeção no reservatório separadamente da água.

18. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela água de injeção convencional e pela corrente rica

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6/12 em dióxido de carbono terem contato em um equipamento dissolvedor e ser produzida uma fração de água carbonatada antes de os fluidos seguirem simultaneamente para injeção no reservatório.

19.Sistemas de acordo com as reivindicações 2 e 4, caracterizados pelas tubulações serem ou não instaladas umas dentro de outras, em feixe, ou serem substituídas ou complementadas por poços falsos de petróleo, de modo que tubulações concêntricas ou não sejam instaladas dentro do revestimento.

20. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelos fluidos produzidos serem total ou parcialmente transportados para outros campos produtores, injetadas em outros aquíferos ou reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.

21. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por serem instalados misturadores, agitadores, borbulhadores, venturis, válvulas de elevação pneumática (gas lift), bombas a jato (jet pump) ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato dos contaminantes com o líquido onde devem ser dissolvidos e reduza o escorregamento entre as fases.

22. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelos gases produzidos passarem por unidade de dessulfurização antes de se misturarem com os líquidos onde serão dissolvidos os contaminantes.

23. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela instalação de membranas membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono no líquido, podendo ser

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7/12 utilizada uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

24. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por haver controle da corrosão e da formação de depósitos e de hidratos.

25. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela etapa de concentração, onde se gera uma corrente com alta concentração de contaminantes, como o dióxido de carbono, e baixa concentração de hidrocarbonetos leves, como o metano, é realizada por tecnologias convencionais, como a permeação através de membranas.

26. Métodos para limpeza de gás natural com etapa de concentração, caracterizados por se separar os gases produzidos do óleo produzido e da água produzida por reservatórios petrolíferos; por comprimir os gases produzidos; por bombear o óleo produzido; por misturar os gases produzidos e comprimidos com o óleo produzido e bombeado em uma torre de absorção a óleo; por dissolver, em razão dessa mistura, dióxido de carbono no óleo produzido e gerar uma corrente de óleo com dióxido de carbono dissolvido e de gases não dissolvidos com alto teor de metano e com teor de contaminantes dentro da especificação; por despressurizar ou aquecer o óleo com dióxido de carbono dissolvido; por haver uma dessorção de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono; por segregar a o óleo com pouco dióxido de carbono dissolvido da corrente gasosa rica em dióxido de carbono; por escoar a corrente de óleo com pouco dióxido de carbono dissolvido para unidades convencionais de tratamento de óleo; por escoar a corrente gasosa rica em dióxido de carbono para

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8/12 uma torre de absorção a água de injeção; por dissolver dióxido de carbono na água de injeção; por 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; por escoar a água com dióxido de carbono dissolvido, denominada água carbonatada, para linhas de injeção com comunicação hidráulica com poços de injeção em aquíferos ou reservatórios petrolíferos.

27. Métodos de acordo com a reivindicação 26, caracterizados por se substituir total ou parcialmente a bomba de óleo e a torre de absorção a óleo por tubulações; por uma fração ou todo o óleo que sai do separador de processo descer por meio de uma tubulação de modo a ser pressurizada ao longo de um escoamento descendente; pelos gases produzidos provenientes do separador de processo, depois de comprimidos, descerem por uma tubulação e serem misturados com o óleo pressurizado; pela mistura ocorrer a partir de microfuros; pela mistura pressurizada de óleo e gases com alto teor de dióxido de carbono subir, por elevação pneumática, por uma tubulação de mistura, onde ocorre a absorção do dióxido de carbono no óleo; pela mistura que sai dessa tubulação escoar para um separador, onde os gases com baixo teor de dióxido de carbono são segregados do óleo com dióxido de carbono dissolvido; pelos gases com baixo teor de dióxido de carbono que saem desse separador serem comprimidos para fins de exportação; e pelo óleo com dióxido de carbono dissolvido ter o mesmo tratamento descrito na reivindicação 26.

28. Métodos de acordo com as reivindicações 26 e 27, caracterizados por se substituir o óleo produzido como fluido de

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9/12 absorção por água, que pode ser proveniente do mar, de rios, de reservatórios ou de qualquer outra fonte, para dissolver contaminantes, como o dióxido de carbono, presentes nos gases produzidos.

29. Métodos de acordo com as reivindicações 26 e 28, caracterizados por se captar e bombear água para alimentar uma torre de absorção a água; por comprimir os gases produzidos para alimentar a torre de absorção a água; por absorver o dióxido de carbono presente nos gases produzidos na água dentro da torre de absorção a água; por se produzir uma corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono e rica em metano; por desidratar a corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono e rica em metano; por comprimir a corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono, rica em metano e desidratada; por gerar e exportar uma corrente de gás natural especificado; por ser gerada uma corrente de água com dióxido de carbono dissolvido na torre de absorção a água; por despressurizar ou aquecer corrente de água com dióxido de carbono dissolvido para dessorção do dióxido de carbono da água; por separar a fase gasosa rica em dióxido de carbono da água; por gerar uma corrente gasosa com alta concentração de dióxido de carbono que tem o mesmo tratamento da reivindicação 26; e por se descartar a corrente de água com baixo teor de dióxido de carbono.

30. Métodos de acordo com as reivindicações 26 e 28, caracterizados por captar água do mar a maior profundidade que a unidade marítima de produção; por comprimir os gases produzidos e promover ser escoamento por uma tubulação com escoamento descendente; por misturar á água do mar com os gases produzidos e

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10/12 comprimidos a partir de microfuros no fundo de uma tubulação de mistura, em comunicação hidráulica com a tubulação de gases produzidos e com a água do mar; por haver a elevação penumática da água; por transportar a mistura pressurizada de gases produzidos e água do mar até a unidade marítima de produção; por ocorrer a absorção do dióxido de carbono na água do mar; por separar os gases não dissolvidos da água com dióxido de carbono dissolvido; por tratar os gases não dissolvidos com baixo teor de dióxido de carbono como na reivindicação 26; por despressurizar ou aquecer a corrente de água com dióxido de carbono dissolvido para promover a dessorção do dióxido de carbono; por separar a corrente gasosa rica em dióxido de carbono da água e tratar essa corrente como na reivindicação 26; e pela água com baixo teor de dióxido de carbono ser descartada no mar.

31. Métodos de acordo com as reivindicações 26 e 27, caracterizados por utilizar fração ou todo o óleo produzido para absorção dos contaminantes, como o dióxido de carbono.

32. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29 e 30, caracterizados pela absorção do dióxido de carbono presente nos gases produzidos ocorrer em qualquer outro tipo de solução aquosa ou oleosa, em vez de ocorrer no óleo produzido ou na água.

33. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por dessulfatar a água de injeção, antes de sua injeção em aquíferos ou reservatórios petrolíferos.

34. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por promover a dissolução do sulfeto de hidrogênio nos fluidos de absorção utilizados.

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35. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por aquecer os fluidos utilizados na dissolvição dos contaminantes, como o dióxido de carbono, e dessorvê-los a partir do resfriamento de fluidos da unidade de produção, como os gases pressurizados nos sistemas de compressão.

36. Métodos de acordo com as reivindicações 2526, 27, 28,

29, 30, 31 e 32, caracterizados por utilizar catalisadores para acelerar os processos de absorção de contaminantes.

37. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29,

30, 31 e 32, caracterizados por injetar alternadamente a corrente rica com água de injeção convencional, em vez de água carbonatada.

38. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por injetar simultaneamente nas linhas de injeção a corrente rica e água de injeção convencional, em vez de água carbonatada.

39. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por injetar separadamente nas linhas de injeção a corrente rica e água de injeção convencional, em vez de água carbonatada.

40. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por dissolver, na água de injeção, contaminantes presentes na corrente gasosa rica em dióxido de carbono, e gerar uma fração de água carbonatada antes de os fluidos seguirem para injeção no reservatório.

41. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por dessulfurizar os gases produzidos

Petição 870170037663, de 04/06/2017, pág. 19/46

12/12 antes de misturá-los com os líquidos onde serão dissolvidos os contaminantes.

42. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por utilizar membranas de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono no líquido, podendo ser utilizada uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

43. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por controlar a corrosão e a formação de depósitos e de hidratos.

44. Métodos de acordo com as reivindicações 26, 27, 28, 29, 30, 31 e 32, caracterizados por gerar, na etapa de concentração, uma corrente com alto teor de contaminantes, como o dióxido de carbono, e baixo teor de hidrocarbonetos leves, como o metano, a partir de métodos convencionais, como a permeação através de membranas.