BR102017012057A2 - sistemas e métodos para segregação de dióxido de carbono com separador a alta pressão e injeção em reservatório de petróleo - Google Patents

Abstract

a presente invenção diz respeito a sistemas e métodos para promover a produção de gases provenientes reservatórios petrolíferos com baixo teor de contaminantes, como o dióxido de carbono, a partir de separadores de fluidos produzidos a alta pressão. nesses separadores, o dióxido de carbono está dissolvido no óleo produzido e segregado da fase gasosa com baixo teor de dióxido de carbono no separador a alta pressão. dessa forma, gera-se uma corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de hidrocarbonetos leves, como o metano, e uma corrente de óleo com alta concentração de dióxido de carbono dissolvido. a corrente de gases produzidos e a corrente de óleo produzido escoam por tubulações, sem comunicação hidráulica, para uma unidade marítima de produção. os gases produzidos são desidratados e comprimidos para exportação. na tubulação como óleo produzido, o escoamento ascedente, como redução de pressão, promove a dessorção de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono. outra corrente gasosa proveniente da unidade marítima de produção pode auxiliar na elevação pneumática de modo a reduzir a pressão do separador a alta pressão. essa mistura escoa para um separador de óleo a baixa pressão instalado na unidade marítima de produção. o óleo a baixa pressão que sai desse separador segue para unidades convencionais de tratamento de óleo; a corrente gasosa rica em dióxido de carbono, por sua vez, escoa para um compressor de dióxido de carbono. uma fração dessa corrente segue para elevação pneumática da fase líquida que sai do separador a alta pressão, instalado abaixo do nível do mar, e outra fração segue para uma torre de absorção a água de injeção. dessa torre, saem uma corrente gasosa com baixo teor de dióxido de carbono e água carbonatada. a corrente gasosa de gases não dissolvidos na água de injeção segue para desidratação e exportação; a água carbonatada segue para injeção no reservatório petrolífero ou aquífero.

Description

SISTEMAS E MÉTODOS PARA SEGREGAÇÃO DE DIÓXIDO DE CARBONO COM SEPARADOR A ALTA PRESSÃO E INJEÇÃO EM RESERVATÓRIO DE PETRÓLEO

Campo da Invenção e aplicação industrial [1] A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para remoção de contaminantes, como o dióxido de carbono (CO2) com separador a alta pressão. 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 fluidos produzidos por reservatórios petrolíferos com altas frações de contaminantes, como o dióxido de carbono, produzir uma corrente gasosa com maior concentração de contaminantes e menor concentração de hidrocarbonetos leves, como o metano, 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

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2/19 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, 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.

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3/19 [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 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

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4/19 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 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

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5/19 os teores de dióxido de carbono estejam até próximos desse limite de operação, em torno de 30%.

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

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

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6/19 [17] Percebe-se que tanto as tecnologias químicas como as físicas anteriormente apresentadas demandam custos diretos ou indiretos, além de ocuparem espaço seco útil valioso e requererem elevado consumo de energia na unidade estacionária de produção.

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

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7/19 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, 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

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03/06/2003 revelam exemplos de tecnologias baseadas em separação do dióxido de carbono por meio de membranas, e recaem nas dificuldades já 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

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9/19 de capital e de operação.

[29] Ainda na busca por soluções que se adequem ao conceito de “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 deveríam ser adaptadas para operar em ambiente submarino, com grande dependência de veículos de operação remota ou mão de obra qualificada em mergulho para atividade subaquática específica, tais como reparos e manutenções. A segunda hipótese requer a implementação de uma rede de dutos dedicados, o que muito elevaria o custo do processo.

[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

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10/19 contaminação de dióxido de carbono, onde as tecnologias existentes permitem explorar o gás natural com uma compensação comercial 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

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11/19 continental, como na província brasileira do Pré-Sal. Assim, propõem-se sistemas para produção de correntes com alto teor de dióxido de carbono 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 separação a alta pressão, 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, bombas e elevação pneumática;

- 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, com separação a alta pressão, a segregação de

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12/19 contaminantes, como o dióxido de carbono, de uma corrente de fluidos produzidos por um reservatório petrolífero. Depois de concentrado, o dióxido de carbono é injetado em aquíferos ou reservatórios petrolíferos. A alta pressão, como a solubilidade do dióxido de carbono é alta no óleo, grande fração desse contaminante está dissolvido no óleo produzido. Na etapa de concentração, grande volume de contaminantes, como o dióxido de carbono, é removido de uma corrente gasosa. Dessa forma, gera-se uma corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano. 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 separador de fluidos produzidos, que pode ser instalado no fundo do mar, segrega a fase gasosa, com baixo teor de dióxido de carbono, da fase líquida, com alto teor de dióxido de carbono dissolvido, principalmente no óleo produzido. Se houver produção de água, seu teor de dióxido de carbono dissolvido será baixo, pois a solubilidade do dióxido de carbono é menor na água que no óleo. A fase gasosa e a fase líquida, depois de segregadas no separador de fluidos produzidos, escoam para uma unidade marítima de produção, instalação próxima à superfície do mar.

[43] A fase gasosa pode, então, ser tratada e comprimida, se necessário, e seguir para gasodutos de exportação de gás natural. Antes da exportação, o gás natural deve estar desidratado. A fase óleo é separada da fase água e é despressurizada para liberar os contaminantes, como o dióxido de carbono. 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

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13/19 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. A fase água segue para unidades convencionais de tratamento.

[44] Depois da liberação do dióxido de carbono, o óleo precisa ser separado do dióxido de carbono, a baixa pressão. Após essa separação o óleo segue para unidades convencionais de tratamento, podendo ser misturado com eventual fração do óleo produzido que sai do separador convencional de processo que pode estar instalado na unidade marítima de produção. 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. Fração da corrente gasosa com alto teor de dióxido de carbono pode ser utilizada como gás de elevação (gas lift) do óleo produzido. Outra fração dessa corrente pode ser misturada com a água de injeção no reservatório, em uma torre de absorção, de modo a se produzir água carbonatada.

[45] 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 ou injeção. A água carbonatada, que sai da torre de absorção, escoa para linhas de injeção e seguem para reservatórios petrolíferos ou aquíferos.

[46] Em determinada concepção da invenção, os gases não dissolvidos, assim como a corrente gasosa com alto teor de dióxido de carbono, podem ser utilizados para elevação pneumática da fase líquida que sai do separador de fluidos produzidos instalado no fundo do mar.

[47] Em determinada concepção da invenção, a vazão do gás de elevação pneumática pode ser ajustada de modo a permitir uma pressão

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14/19 no separador a alta pressão menor, igual ou maior do que aquela que seria a pressão no fundo do mar de um sistema convencional de produção.

[48] Em determinada concepção da invenção, a própria redução da pressão ao longo do escoamento ascendente do óleo produzido do separador a alta pressão no fundo do mar até a unidade marítima de produção já promove a dessorção de uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono que reduz o peso específico da mistura e promove a elevação pneumática da fase líquida.

[49] Em determinada concepção da invenção, como o objetivo de auxiliar a elevação pneumática, uma fração dos gases produzidos não é segregada da fase líquida no separador a alta pressão, com o objetivo de auxiliar a elevação pneumática do óleo produzido.

[50] Em determinada concepção da invenção, uma bomba pode transportar a fase líquida do separador até a unidade marítima de produção, podendo ser dispensada a injeção de gás de elevação pneumática.

[51] Em determinada concepção da invenção, o separador de fluidos produzidos pode ser instalado próximo do nível do mar e, até mesmo, na própria unidade marítima de produção, podendo ser instalado um sistema de elevação artificial para reduzir a contrapressão ao reservatório.

[52] Em determinada concepção da invenção, o separador pode ser instalado a partir de um poço falso, como, por exemplo, o utilizado na tecnologia VASPS (Vertical Annular Separation and Plumping System), mostrado no trabalho Sistemas de Processamento Submarino - Visão Futuro, IBP1716_12, Rio Oil & Gas Expo and Conference 2012, Rio de Janeiro, 2012, de autoria de Roberto, Μ. A. R.; Albuquerque, F. A.; Vianna,

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F. L. V. et al.

[53] Em determinada concepção da invenção, a água de injeção é tratada e dessulfatada, de maneira a poder ser injetada em aquíferos ou reservatórios petrolíferos.

[54] Em determinada concepção da invenção, apenas uma fração dos fluidos produzidos escoa para o separador a alta pressão. Outra fração escoa para um separador de processo convencional, a baixa pressão, instalado na unidade marítima de produção.

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

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

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

[58] Em determinada 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 ou montante podem tratar correntes gasosas com baixo teor de dióxido de carbono. Frações da corrente de gás com baixo teor de carbono podem ser tratadas em unidades convencionais para redução final do teor de dióxido de carbono.

[59] Em uma determinada concepção da invenção, a etapa de produção

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16/19 de uma corrente com alta concentração de contaminantes, como o dióxido de carbono, é produzida a partir de tecnologias convencionais, como, por exemplo, permeação através de membranas.

[60] Em determinada 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.

[61] Em determinada concepção da invenção, são instalados misturadores, agitadores, borbulhadores, venturis, válvulas de elevação pneumática (gas lift), bombas a jato (jet pump), bombas multifásicas ou qualquer outro tipo de equipamento que promova a mistura e o bombeamento dos fluidos, aumente a área de contato dos contaminantes com o líquido onde devem ser dissolvidos e reduza o escorregamento entre as fases, principalmente na tubulação onde ocorre a elevação pneumática da fase líquida.

[62] Em determinada concepção da invenção, a tubulação de gases produzidos, a tubulação de fase líquida produzida e a tubulação de gás de elevação pneumática podem ser instaladas uma dentro das outras, de forma concêntrica ou não, ou instaladas separadamente uma das outras.

[63] Em determinada concepção da invenção, os gases produzidos passam por unidade de dessulfurização antes de seguirem para exportação.

[64] Em determinada concepção da invenção, as fases gasosas passam por unidade de desidratação antes de seguirem para exportação ou injeção.

[65] Em determinada concepção da invenção, o sulfeto de hidrogênio (H2S) também é mantido no óleo e dessorvido na unidade marítima de

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17/19 produção.

[66] Em determinada concepção da invenção, o sulfeto de hidrogênio é absorvido na água de injeção ou em água a ser tratada antes de ser descartada.

[67] Em determinada concepção da invenção, os contaminantes, como o dióxido de carbono, são absorvidos em qualquer outro tipo de solução oleosa ou aquosa, em vez de ser absorvido na água de injeção.

[68] Em determinada concepção da invenção, os contaminantes, como o dióxido de carbono, são removidos da corrente gasosa que é dessorvida do óleo por tecnologias convencionais, como permeação através de membranas.

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

[70] Em determinada 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.

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

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

Breve Descrição do Desenho [73] O processo de acordo com a presente invenção é adicionalmente explicado por meio do desenho anexo, no qual a Figura 1 mostra esquematicamente um fluxograma básico do processo.

Descrição Detalhada da Invenção

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18/19 [74] A Figura 1 mostra uma mistura de petróleo e gás (102) que chega a um separador de fluidos produzidos (105) instalado no fundo do mar (101). O óleo produzido (108) escoa para uma tubulação de mistura (111), depois de passar por uma válvula de retenção (114), instalada dentro de uma tubulação de gás (117). A fase gasosa (120) escoa para uma unidade de desidratação (123) antes de seguir para um compressor de exportação (126). O gás natural comprimido (129) segue, a seguir, para exportação. No fundo da tubulação de mistura (111), o óleo se mistura com o gás de elevação pneumática (132). Essa mistura pressurizada (135) escoa para uma unidade marítima de produção (138) por meio da tubulação de mistura (111). A mistura do gás de elevação pneumática (132) com o óleo produzido (108) ocorre a partir de uma válvula de elevação pneumática (141). Da tubulação de mistura (111), a mistura semi-pressurizada escoa 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) segue para unidades convencionais de tratamento de óleo (não mostradas). A corrente gasosa rica em dióxido de carbono (151) escoa para um compressor de dióxido de carbono (154), de onde uma fração (157) segue para ser o gás de elevação pneumática (132) e outra fração (160) segue para uma torre de absorção a água de injeção (163). Essa torre recebe água de injeção (166) proveniente de uma unidade de bombeamento, tratamento e dessulfatação (169). Da torre de absorção a água de injeção (160) saem duas correntes: gases não dissolvidos (172) e água carbonatada (175). Os gases não dissolvidos (172) escoam para uma unidade de desidratação B (178), de onde o gás natural desidratado (181) segue para exportação e a água carbonatada (175) que segue para linhas de injeção (não mostradas).

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19/19 [75] 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.

[76] 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.

[77] 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 (38)

1. REIVINDICAÇÕES

   1. Sistemas para promover a segregação de contaminantes, como o dióxido de carbono, de uma corrente de fluidos produzidos por um reservatório petrolífero, caracterizados por um separador de fluidos produzidos a alta pressão; por gases produzidos com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano e por uma corrente líquida com alta concentração de dióxido de carbono, segregados no separador de fluidos produzidos a alta pressão; por uma tubulação de gases produzidos, que os transporta até uma unidade de produção marítima; por uma tubulação de líquidos produzidos, que os transporta até a unidade marítima de produção; por uma unidade marítima de produção estacionária e instalada proximamente à superfície do mar, onde estão instaladas uma unidade de tratamento dos gases produzidos e uma unidade de compressão dos gases produzidos; por gasodutos de exportação; por um separador de óleo a baixa pressão, instalado na unidade marítima de produção, que segrega uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono de uma corrente líquida com baixo teor de contaminantes dissolvidos; por uma unidade de compressão da corrente gasosa rica em dióxido de carbono; por água de injeção a alta pressão; por uma torre de absorção que dissolve contaminantes, como o dióxido de carbono, presentes na corrente rica em dióxido de carbono na água de injeção; por uma corrente de gases não dissolvidos na torre de absorção, que segue para tratamento e exportação ou injeção; e por uma corrente de água com dióxido de carbono dissolvido, gerada na torre de absorção, denominada água carbonatada, que segue para injeção em reservatórios petrolíferos ou aquíferos.

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   2. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados por tubulação de fração da corrente gasosa rica em dióxido de carbono para elevação pneumática, que transporta essa corrente até uma válvula de elevação pneumática, onde é misturada com a corrente líquida com alta concentração de dióxido de carbono que sai do separador de fluidos produzidos a alta pressão e é gerada uma mistura gás-líquido abaixo do nível do mar; e por uma tubulação que transporta essa mistura até o separador de óleo a baixa pressão.
3. 3. Sistemas de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por bombas instaladas a jusante do separador de fluidos produzidos a alta pressão em complemento ou substituição à elevação pneumática, que permite o transporte do óleo produzido até o separador de óleo a baixa pressão.
4. 4. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3, caracterizados por unidades de separação e bombeamento em poços falsos com objetivos semelhantes aos sistemas mencionados nas reivindicações 2 e 3.
5. 5. Sistemas de acordo com as reivindicações 1, 2, 3 e 4, caracterizados pelo separador de fluidos produzidos a alta pressão ser instalado no fundo do mar ou em qualquer local abaixo do nível do mar.
6. 6. Sistemas de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pelo separador de fluidos produzidos a alta pressão ser instalado na própria unidade marítima de produção.
7. 7. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por uma unidade de aquecimento ou despressurização do óleo produzido para redução da solubilidade de contaminantes,

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   3/9 como o dióxido de carbono, no óleo e facilitar a remoção dos contaminantes.
8. 8. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por unidades convencionais de tratamento de óleo que recebem o óleo que sai do separador de óleo a baixa pressão.
9. 9. Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por unidades convencionais de tratamento de água que recebe a água produzida que sai do separador de óleo a baixa pressão; de um separador trifásico ou de um separador óleo-água.
10. 10.Sistemas de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por unidades convencionais de tratamento de óleo que recebe o óleo que sai do separador de óleo a baixa pressão misturado com eventual fração do óleo produzido que sai do separador convencional de processo instalado na unidade marítima de produção.
11. 11. Métodos para promover a segregação de contaminantes, como o dióxido de carbono, de uma corrente de fluidos produzidos por um reservatório petrolífero, caracterizados por separar, a alta pressão, os fluidos produzidos; por gerar uma corrente de gases produzidos com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano; por gerar uma corrente líquida com alta concentração de dióxido de carbono dissolvido no óleo; por transportar a corrente de gases produzidos com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano até uma unidade marítima de produção; por tratar, comprimir e exportar a corrente de gases produzidos com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano; por transportar a corrente líquida com alta concentração de dióxido de carbono dissolvido no óleo até a unidade marítima de produção; por

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    4/9 despressurizar a corrente líquida com alta concentração de dióxido de carbono dissolvido no óleo ao longo do escoamento do seu escoamento ascendente e dessorver o dióxido de carbono; por gerar uma corrente gasosa rica em dióxido de carbono e uma corrente de óleo com baixa concentração de dióxido de carbono; por separar a baixa pressão a corrente gasosa rica em dióxido de carbono da corrente de óleo com baixa concentração de dióxido de carbono; por comprimir a corrente gasosa rica em dióxido de carbono; por misturar uma fração da corrente gasosa rica em dióxido de carbono com água de injeção; por dissolver parte do dióxido de carbono na água de injeção; por gerar uma corrente de água carbonatada; por gerar uma corrente gasosa com baixa concentração de dióxido de carbono; por injetar a água carbonatada em reservatórios petrolíferos ou aquíferos; por desidratar a corrente gasosa com baixa concentração de dióxido de carbono; por exportar ou injetar a corrente gasosa com baixa concentração de dióxido de carbono; e por transportar fração da corrente gasosa rica em dióxido de carbono até um ponto abaixo do nível do mar e utilizar essa fração para elevação pneumática da corrente líquida que sai do separador de fluidos produzidos a alta pressão até a unidade marítima de produção.
12. 12. Métodos de acordo com a reivindicação 11, caracterizados por utilizar toda ou parte da corrente gasosa com baixa concentração de dióxido de carbono para auxiliar na elevação pneumática da fase líquida que sai do separador de fluidos produzidos a alta pressão, instalado abaixo do nível do mar.
13. 13. Métodos de acordo com as reivindicações 11 e 12, caracterizados por bombear a fase líquida que sai do separador de

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    5/9 fluidos produzidos a alta pressão para substituir ou complementar a elevação pneumática.
14. 14. Métodos de acordo com as reivindicações 11 e 12, caracterizados por controlar a vazão do gás de elevação pneumática para permitir uma pressão no separador a alta pressão menor, igual ou maior do que aquela que seria a pressão no fundo do mar de um sistema convencional de produção.
15. 15. Métodos de acordo com a reivindicação 11, caracterizados pela própria redução da pressão ao longo do escoamento ascendente do óleo produzido do separador a alta pressão no fundo do mar até a unidade marítima de produção promover a dessorção do dióxido de carbono e outros gases, o que reduz o peso específico da mistura e eleva pneumaticamente a fase líquida.
16. 16. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 15, caracterizados pela segregação parcial da fase gasosa da fase líquida no separador de fluidos produzidos a alta pressão, de modo a promover um escoamento bifásico gás-liquido na tubulação que transporta o óleo produzido desse separador até o vaso de separação do óleo a baixa pressão, instalado na unidade marítima de produção, e, com isso, reduzir o peso específico e o gradiente de pressão nessa tubulação.
17. 17. Métodos de acordo com a reivindicação 16, caracterizados por bombear multifasicamente a mistura gás-líquido que sai do separador e transportá-la até a unidade marítima de produção, podendo ser dispensada a injeção de gás de elevação pneumática.

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18. 18. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 15, caracterizados por separar os fluidos próximo do nível do mar e, até mesmo, na própria unidade marítima de produção, podendo utilizar um método de elevação artificial para reduzir a contrapressão ao reservatório.
19. 19. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 18, caracterizados por tratar e dessulfatar a água de injeção, antes de promover sua injeção em aquíferos ou reservatórios petrolíferos.
20. 20. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 18, caracterizados por transportar para o separador de fluidos produzidos a alta pressão apenas uma fração dos fluidos produzidos escoa para o separador a alta pressão, sendo a outra fração transportada para um separador de processo convencional, a baixa pressão, instalado na unidade marítima de produção.
21. 21. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por injetar a água com ou sem dióxido de carbono dissolvido é injetada no reservatório alternadamente com o gás.
22. 22. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por, antes da injeção, injetar água, com ou sem dióxido de carbono dissolvida, a partir de sua mistura com a corrente rica em dióxido de carbono e de essas correntes escoarem simultaneamente pela linha de injeção.
23. 23. Métodos de acordo com a reivindicação 11, caracterizados por não se produzir água carbonatada em razão das restrições da injeção dessa água no reservatório ou aquífero, sendo a corrente rica em dióxido de carbono injetada no reservatório separadamente da água de injeção.

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24. 24. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por serem combinados com outros métodos convencionais de tratamento de gases com dióxido de carbono.
25. 25. Métodos de acordo com as reivindicações 24, caracterizados por produzir uma corrente com alta concentração de contaminantes, como o dióxido de carbono, a partir de tecnologias convencionais, como, por exemplo, permeação através de membranas.
26. 26. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por transportar toda ou fração da água carbonatada e das correntes gasosas produzidas para outros campos produtores, injetadas em outros aquíferos ou reservatórios, ou transportados para outras unidades de consumo.
27. 27. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por misturar ou pressurizar as correntes por meio de venturis, válvulas de elevação pneumática (gas lift), bombas a jato (jet pump), membranas ou qualquer outro tipo de equipamento similar, de modo a aumentar a área de contato dos contaminantes com o líquido onde devem ser dissolvidos e reduzir o escorregamento entre as fases, principalmente na tubulação onde ocorre a elevação pneumática da fase líquida.
28. 28. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por transportar os gases produzidos e os líquidos produzidos por espaços anulares formados a partir da instalação de tubulações instaladas umas dentro das outras, de forma concêntrica ou não.

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29. 29. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por dessulfurizar tanto os gases produzidos e segregados no separador de fluidos produzidos a alta pressão quanto a corrente gasosa rica em dióxido de carbono antes de seguirem para exportação ou injeção.
30. 30. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por desidratar as fases gasosas antes de seguirem para exportação ou injeção separadamente da água de injeção no reservatório ou aquíferos.
31. 31. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por dissolver o sulfeto de hidrogênio na água de injeção, independentemente do tratado dado ao dióxido de carbono.
32. 32. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por dissolver o sulfeto de hidrogênio na água do mar e tratar essa água, com possível redução da acidez, tratada antes de ser descartada.
33. 33. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por dissolver o dióxido de carbono em qualquer outro tipo de solução oleosa ou aquosa, em vez de dissolvê-lo na água de injeção.
34. 34. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20, caracterizados por remover os contaminantes da corrente gasosa rica em dióxido de carbono por meio de tecnologias convencionais, como permeação através de membranas.
35. 35. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20 e 33, caracterizados por utilizar um catalisador para acelerar o processo de dissolução dos contaminantes nos líquidos de absorção.

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36. 36. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20 e 33 a

    35, caracterizados por utilizar uma membrana de difusão de gás para difundir o dióxido de carbono nos líquidos de absorção.
37. 37. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20 e 33 a

    36, caracterizados por utilizar uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.
38. 38. Métodos de acordo com as reivindicações 11 a 20 e 33 a 36, caracterizados por controlar a corrosão e a formação de depósitos e de hidratos.