BR102017015594A2 - Sistemas e métodos para limpeza de gás ácido em estágios - Google Patents

Abstract

a invenção diz respeito a sistemas e métodos para promover a limpeza de gases, principalmente os provenientes de campos de petróleo e outros hidrocarbonetos, que apresentem contaminantes como o dióxido de carbono (co2) e o sulfeto de hidrogênio (h2s). a primeira etapa do processo consiste na separação do gás ácido do óleo provenientes do reservatório de hidrocarbonetos. depois de separado, o gás ácido é comprimido. depois de comprimido, uma fração do gás ácido é misturada com um líquido absorvedor em um primeiro estágio de absorção, que pode ocorrer em uma torre com escoamento em contracorrente. bombas podem ser utilizadas para pressurizar o líquido absorvedor. dessa forma, gera-se uma corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano, e uma corrente de líquido com média concentração de gases ácidos dissolvidos, ambos a alta pressão. a corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alto teor de metano segue para tratamento, visando à sua exportação. a corrente de líquido com média concentração de gases ácidos dissolvidos segue para um segundo estágio de absorção, onde entra em contato com outra fração do gás ácido comprimido em uma segunda torre de absorção. dessa forma, gera-se uma segunda corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano, e uma corrente de líquido com alta concentração de contaminantes dissolvidos, ambos a alta pressão. água de injeção no reservatório, a alta pressão, pode ser o líquido absorvedor em um ou mais estágios de absorção. nesses estágios, o contaminante do gás ácido a ser dissolvido pode ser o co2. nesse caso gera-se uma corrente com alta concentração de co2 dissolvido denominada água carbonatada de injeção, que pode aumentar muito o fator de recuperação do petróleo do reservatório quando comparada à água de injeção convencional.

Description

Campo da Invenção e aplicação industrial [1] A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para limpeza de gás ácido pela dissolução em estágios de substâncias como dióxido de carbono (CO2) e sulfeto de hidrogênio (H2S) em líquidos. A corrente de gás ácido é dividida em uma ou mais frações, de modo a aumentar a razão molar entre o líquido de absorção e o gás a ser limpo. 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 na limpeza de gás ácido proveniente de unidades de produção petrolífera, de unidades de produção de biogás, de unidades de tratamento de gases de combustão, entre outras. Em unidades próximas a campos petrolíferos, a água de injeção em reservatórios pode ser usada como líquido absorvedor de contaminantes. Água com contaminantes dissolvidos também pode ser injetada em aquíferos ou qualquer outro tipo de formação subterrânea.

[2] Os sistemas propostos utilizam métodos que tornam uma unidade capaz de tratar frações da corrente de gás em estágios de modo que cada fração de gás entre em contato com alta vazão de água ou outro tipo de líquido absorvedor. Elevadas razões de líquido absorvedor e gás ácido favorecem o processo de absorção, de modo a se ter altas concentrações de contaminantes dissolvidos ao final dos estágios. Duas ou mais torres de absorção podem ser usadas para dissolver contaminantes, como o dióxido de carbono, produzir uma ou mais correntes de gás com baixa concentração de contaminantes e uma

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2/21 corrente de líquido com alta concentração de contaminantes dissolvidos. No caso de ser usada água de injeção em reservatórios, a corrente com alta concentração de contaminantes pode ser água carbonatada, que pode melhor a recuperação petrolífera do reservatório. Água do mar, água doce, óleo ou qualquer outro tipo de líquido pode ser utilizado para promover a remoção de contaminantes do gás, principalmente do CO2 e do H2S.

Fundamentos da Invenção [3] A indústria petrolífera em alto mar (offshore) requer a utilização de unidades estacionárias de produção (UEP), que depois de instaladas na plataforma continental operam como uma unidade de produção e/ou de exploração de jazidas de petróleo e gás por longo período de tempo.

[4] Por se encontrarem a muitos quilômetros de distância da costa, essas unidades estacionárias de produção devem ser providas de todos os equipamentos necessários ao processamento dos fluidos extraídos dos poços, principalmente do fluido tratado genericamente por petróleo. Na verdade, o fluido petrolífero constitui-se de diversos compostos naturais, 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

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3/21 mais de 2000 metros de profundidade. Essas grandes estruturas flutuantes exercem um papel relevante na indústria do petróleo, pois se tornaram reconhecidas por produzirem e processarem elevados volumes de óleo e gás natural, e, para isso, incorporam o que há de melhor na tecnologia recente em seus diversos sistemas e processos de operação.

[6] Entretanto, devido às exigências ambientais para produção, os projetos desses navios ou plataformas marítimas apresentam, dentre muitos, desafios técnico-ambientais especialmente no que se refere ao processamento da porção da corrente gasosa de hidrocarboneto que pode conter altos teores de dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio. Essa característica é típica de vários reservatórios da província do Pré-Sal e a logística de produção e tratamento dos gases associados à produção petrolífera devem satisfazer às exigências ambientais e econômicas.

[7] Por muitos anos, por ser muito dispendioso o tratamento e transporte dos gases associados, antes das legislações ambientais, a indústria petrolífera permitia seu escape para a atmosfera. Isso se deve ao 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.

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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 produziría 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.

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5/21 [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, os processos convencionais de absorção química 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 de remoção de dióxido de carbono do gás natural na província brasileira do Pré-Sal são baseados nos princípios da permeação em membranas, podendo ser citadas as tecnologias de fibras ocas e espirais, como as de melhor aplicação no segmento de fluidos gás/gás com teores de contaminação próximos de 30% de dióxido de carbono no volume total da corrente gasosa. Essas técnicas têm sido experimentadas em algumas unidades estacionárias de produção em que os teores de dióxido de carbono estejam até próximos desse limite de operação, em torno de 30%.

[14] Nessas aplicações são necessários até 40 cartuchos de 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

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6/21 de resíduos para serem encaminhados aos aterros industriais. Outro complicador da técnica de separação por membranas reside na baixa eficiência em situações de grandes vazões de gás produzido com altos teores de dióxido de carbono. Para ampliar um pouco a faixa de operação das membranas pode-se, em algumas destas situações, empregar compressores de maior potência, mas consequentemente com maiores dimensões do equipamento e consumo de energia.

[16] Também existe pesquisa recente referente à tecnologia das membranas, onde novos materiais estão sendo testados como as membranas de cerâmica ou mesmo membranas poliméricas do tipo FSC (Fixed Site Carrier). Mesmo assim, percebe-se que essa linha de solução terá uma “penalidade” em forma de resíduos, os quais terão que ser encaminhados para aterros industriais, sob cuidados especiais, gerando custos prolongados e riscos ambientais em uma segunda região.

[17] Percebe-se que tanto as tecnologias químicas como as físicas anteriormente apresentadas demandam custos diretos ou indiretos, além de ocuparem espaço seco útil valioso e requererem elevado consumo de 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

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7/21 e Energia da Câmara dos Deputados, em 17 de junho de 2015, a então Gerente-Executiva da Petrobras E&P - Libra, Sra. Anelise Quintão Lara, disse que a solução padrão de Libra é a reinjeção total dos gases produzidos. Também publicamente, o Sr. Osvaldo Kawkami, então Gerente-Geral da UO-BS da Petrobras, com relação Libra, disse “vamos reinjetar até desenvolvermos uma solução”. Resta, claro, então, que ainda não se dispõe de uma solução para monetizar as megarreservas de gás natural de Libra.

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

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8/21 produção, a aplicação prática dos processos baseados nessa tecnologia acabam gerando outros problemas estruturais para adequação da unidade estacionária de produção. Além disso, as plantas dos processos de destilação criogênica são totalmente dedicadas ao próprio processo, apresentando um alto custo global final para tratamento do gás natural.

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

[24] O documento US 2013/0142717 de 06/06/2013 serve como um exemplo da tecnologia citada que faz uso de solventes da família das aminas. Mesmo sendo capaz de tratar com eficiência correntes com teores altos de dióxido de carbono, necessita de uma planta totalmente dedicada, com as implicações já mencionadas.

[25] Os documentos US 6,128,919 de 10/10/2000 e US 6,572,680 de 03/06/2003 revelam exemplos de tecnologias baseadas em separação do dióxido de carbono por meio de membranas, e recaem nas dificuldades já relacionadas.

[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

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9/21 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 “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.

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10/21 [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 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

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11/21 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 e sua injeção em aquíferos ou reservatórios de hidrocarbonetos.

[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.

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12/21 [41] Os sistemas e métodos 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 aos próprios sistemas, tais como compressores e bombas;

- serem aplicáveis a uma larga faixa de contaminação de CO2 e/ou H₂S;

- no caso de sistemas de produção de petróleo na plataforma continental, ocuparem pouca área seca da unidade estacionária de produção.

Sumário da Invenção [42] A invenção diz respeito a sistemas e métodos para promover a limpeza de gases, principalmente os provenientes de campos de petróleo e outros hidrocarbonetos, que apresentem contaminantes como o CO2 e o H2S. A primeira etapa do processo consiste na separação do gás ácido do óleo, que podem ser provenientes do reservatório de hidrocarbonetos. Depois de separado, o gás ácido é comprimido. Depois de comprimido, uma fração do gás ácido é misturada com um líquido absorvedor em um primeiro estágio de absorção, que pode ocorrer em uma torre com escoamento em contracorrente. Bombas podem ser utilizadas para pressurizar o líquido absorvedor. Dessa forma, gera-se uma corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano, e uma corrente de líquido com média concentração de gases ácidos dissolvidos, ambos a alta pressão. A corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes segue para tratamento, visando à sua

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13/21 exportação. A corrente de líquido com média concentração de gases ácidos dissolvidos segue para um segundo estágio de absorção, onde entra em contato com outra fração do gás ácido comprimido em uma segunda torre de absorção. Dessa forma, gera-se uma segunda corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano, e uma corrente de líquido com alta concentração de gases ácidos dissolvidos, ambos a alta pressão. A água de injeção no reservatório, a alta pressão, pode ser o líquido absorvedor em um ou mais estágios de absorção. Nesses estágios, o contaminante do gás ácido a ser dissolvido pode ser o CO2. Nesse caso gera-se uma corrente com alta concentração de CO2 dissolvido denominada água carbonatada de injeção, que pode aumentar muito o fator de recuperação do petróleo do reservatório quando comparada à água de injeção convencional.

[43] Em determinada concepção da invenção, um separador para segregar gases dessorvidos de um líquido absorvedor é instalado na parte superior do sistema. Desse separador, o líquido absorvedor escoa por uma primeira tubulação de escoamento descendente onde tem sua pressão elevada de baixa para média. Dessa tubulação, o líquido absorvedor escoa para uma primeira torre de absorção a média pressão, instalada entre a parte superior e a parte inferior do sistema. Nessa primeira torre entra também biogás com contaminantes a média pressão, que pode ser proveniente de um compressor. Depois do contato do biogás com contaminantes com o líquido absorvedor, sai, dessa primeira torre, gás limpo a média pressão para ser desidratado e exportado; sai também líquido absorvedor a média pressão com média concentração de contaminantes dissolvidos, que escoa para uma segunda tubulação de escoamento descendente, onde ocorre novo aumento de pressão. Da

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14/21 saída dessa segunda tubulação, o líquido absorvedor, a alta pressão, escoa para uma segunda torre de absorção instalada na parte inferior do sistema. Nessa segunda torre, entra também biogás com contaminantes a alta pressão que pode ser proveniente de um compressor instalado na parte inferior do sistema. Dessa segunda torre, sai gás limpo a alta pressão, que segue para uma unidade de desidratação para fins de exportação. Também sai dessa segunda torre líquido absorvedor a alta pressão e com alta concentração de contaminantes dissolvidos, que escoa para uma turbina a líquido, que pode estar acoplada ao compressor de alta pressão instalado na parte inferior do sistema ou a qualquer outro tipo de equipamento mecânico ou elétrico. Dessa turbina a líquido, o líquido absorvedor a moderada pressão escoa para uma tubulação de escoamento ascendente, onde há uma redução da pressão desse líquido. Essa redução de pressão provoca a dessorção de gases contaminantes que estavam dissolvidos no líquido absorvedor. Ocorre, então, o escoamento de um fluido bifásico gás-líquido que tem um peso específico muito menor que o líquido absorvedor que desce pelas tubulações de escoamento descendente para completar os ciclos de absorção. Essa diferença de peso específico promove o escoamento do líquido absorvedor pelo sistema. Para aumentar a vazão, pode ser instalada uma bomba de líquido absorvedor no sistema.

[44] Em determinada concepção da invenção são utilizados mais de dois estágios de absorção.

[45] Em determinada concepção da invenção, o processo de absorção de contaminantes do gás ácido ocorre na água do mar. Uma fração dessa água pode ser tratada e dessulfatada e escoar por um ou mais estágios de absorção. Depois de absorver os contaminantes do gás,

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15/21 a água pode seguir para injeção em reservatórios petrolíferos, aquíferos ou qualquer outro tipo de formação subterrânea.

[46] Em determinada concepção da invenção, o processo de absorção de contaminantes do gás ácido ocorre em uma fração ou em todo o óleo, que pode ser proveniente de um separador que recebe fluidos de um campo de hidrocarbonetos e segrega o gás ácido do óleo.

[47] Em determinada concepção da invenção, as frações da corrente gasosa com baixo teor de contaminantes e alto teor de metano que saem dos vários estágios de absorção seguem uma ou mais unidades de desidratação antes da sua exportação.

[48] Em determinada concepção da invenção, em razão das restrições da injeção de água carbonatada no reservatório, os gases são dessorvidos do líquido absorvedor pela redução da pressão e/ou aquecimento. Os gases dessorvidos, com alta concentração de contaminantes, são comprimidos, com vistas à injeção no reservatório petrolífero ou aquíferos separadamente da água. Essa redução de pressão pode ocorrer parcialmente em uma turbina a líquido, de modo a se recuperar parte da energia consumida na pressurização do líquido absorvedor.

[49] Em determinada concepção da invenção, a água, com ou sem CO2 dissolvido, é injetada no reservatório alternadamente com os gases dessorvidos, que têm sua pressão elevada por uma unidade de compressão.

[50] Em determinada concepção da invenção, a água com ou sem dióxido de carbono dissolvido é misturada com os gases dessorvidos. Nesse caso, essas correntes escoam simultaneamente pelas linhas e poços de injeção no reservatório ou em aquíferos.

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16/21 [51] Em determinada concepção da invenção, utiliza-se uma ou mais tubulações ou vasos dissolvedores em substituição ou complemento às torres de absorção. As tubulações ou vasos dissolvedores podem ser submarinas, podem ser instaladas em poços falsos, podem ser instaladas em unidades marítimas de produção petrolífera, podem ser instaladas em unidades terrestres de produção petrolífera, podem ser instaladas em unidades de tratamento de biogás, podem ser instaladas em unidades de tratamento de gases de combustão, e em qualquer outro tipo de unidade de processo.

[52] Em determinada concepção da invenção, unidades convencionais de tratamento de gases ácidos são combinadas com as unidades propostas pela presente invenção. As unidades convencionais poderão ser instaladas a jusante ou a montantes dos sistemas propostos pela presente invenção.

[53] 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 petrolíferos, ou transportados para outras unidades de consumo.

[54] Em determinada concepção da invenção, são instalados agitadores, venturis, válvulas de elevação pneumática (gas lift valves), bombas a jato (Jet pumps) ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato dos contaminantes com o líquido onde devem ser dissolvidos, reduza o escorregamento entre as fases e/ou promova a elevação da mistura.

[55] Em determinada concepção da invenção, é utilizada uma unidade de dessulfatação da água utilizada nos métodos propostos pela presente invenção com vistas à sua injeção no reservatório.

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17/21 [56] Em determinada concepção da invenção, o gás ácido passa por unidade de dessulfurização antes de se misturar com o líquido absorvedor em um ou mais estágios de absorção.

[57] Em determinada concepção da invenção, o dióxido de carbono é o principal contaminante a ser dissolvido no líquido absorvedor.

[58] Em determinada concepção da invenção, o sulfeto de hidrogênio é o principal contaminante a ser dissolvido no líquido absorvedor.

[59] Em determinada concepção da invenção, são utilizados catalisadores para acelerar o processo de dissolução de contaminantes nos líquidos absorvedores.

[60] Em determinada concepção da invenção, é utilizado um módulo de difusão de contaminantes, como o CO2, que tem uma membrana de difusão de gás para difundir contaminantes no líquido.

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

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

[63] Em determinada concepção da invenção, o líquido utilizado para absorção de contaminantes é a água de injeção no reservatório petrolífero ou em aquíferos.

[64] Em determinada concepção da invenção, o líquido utilizado para absorção de contaminantes é uma solução aquosa.

[65] Em determinada concepção da invenção, o líquido utilizado para absorção de contaminantes é uma solução não aquosa.

[66] Em determinada concepção da invenção, o líquido utilizado para absorção de contaminantes é um líquido iônico.

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18/21 [67] Em determinada concepção da invenção, o líquido utilizado para absorção de contaminantes é um solvente convencional, como, por exemplo, éter dimetílico de polietileno glicol, metanol, N-metil-2-pirrolidona ou carbonato de polipropileno.

[68] Em determinada concepção da invenção, o líquido utilizado para absorção de contaminantes é uma mistura de líquidos diversos.

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 um desenho esquemático da invenção para limpeza de gás natural em dois estágios; e a Figura 2 mostra esquematicamente uma concepção da invenção que utiliza um morro para gerar uma diferença de nível, utiliza a diferença de peso específico entre o líquido absorvedor e a mistura bifásica de líquido absorvedor e gases dessorvidos, e uma turbina a líquido acoplada a um compressor de biogás.

Descrição Detalhada da Invenção [70] A Figura 1 mostra uma mistura de óleo e gás ácido (102) que chega a um separador de processo (105) instalado em uma unidade de produção petrolífera. O óleo (108) que sai do separador de processo (105) segue para unidades de tratamento convencionais. O gás ácido (110) que sai do separador de processo (105) segue para uma unidade de remoção de líquido (113) e, a seguir, para um compressor de processo (116). O gás ácido comprimido (119) segue, então, para estágios de absorção de contaminantes. A fração A (122) do gás ácido comprimido (119) escoa para a torre de absorção A (125). Na unidade de produção petrolífera, água de injeção a baixa pressão (128) escoa para uma unidade de bombeamento (131) e, a seguir, água de injeção a alta pressão (134)

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19/21 escoa para a torre de absorção A (125), onde gases contaminantes, como o CO2, são dissolvidos nessa água. Da torre de absorção A (125), o gás limpo (137) escoa para uma unidade de desidratação (140), de onde segue para exportação. Da torre de absorção A (125), a água com média concentração de contaminantes dissolvidos (143) escoa para a torre de absorção B (146), de onde sai uma segunda corrente de gás limpo (149) e água com alta concentração de contaminantes (152). A segunda corrente de gás limpo (149) escoa para a unidade de desidratação (140) para fins de exportação. Da torre de absorção B (146), a água com alta concentração de contaminantes (152) segue para injeção no reservatório (não mostrado).

[71] A Figura 2 mostra uma corrente de biogás (102) que escoa para um compressor A (105) instalado na parte inferior de um morro (107). Do compressor A (105), o biogás a alta pressão (110) escoa para uma torre de absorção A (113), também instalada na parte inferior do morro (107). Um líquido absorvedor a alta pressão (116) também escoa para a torre de absorção A (113). Ao longo do escoamento descendente, é grande o aumento da pressão do líquido absorvedor. Na torre de absorção A (113), gases contaminantes, como o CO2, são dissolvidos no líquido absorvedor a alta pressão. Da torre de absorção A (113), o gás limpo (128) escoa para uma unidade de desidratação A (131), de onde segue para exportação. Da torre de absorção A (113), o líquido com gases dissolvidos (134) escoa para uma turbina (137) acoplada ao compressor A (105), que pressuriza o biogás (102) antes de sua entrada na torre de absorção (113). Da turbina (137), o líquido com gases dissolvidos a moderada pressão (141) escoa para uma tubulação de escoamento ascendente (144), onde ao longo do escoamento ascendente há uma redução de pressão. Essa redução de

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20/21 pressão provoca um escoamento bifásico na tubulação de escoamento ascendente (144), pois gases, como o CO2, são dessorvidos do líquido. A mistura bifásica a baixa pressão (147) escoa para um separador (150), instalado na parte superior da edificação (107), que segrega o líquido absorvedor dos gases dessorvidos. Do separador (150), os gases dessorvidos (153), que podem ter alta fração de CO2, escoam para unidades de descarte, de injeção em reservatórios ou aquíferos, ou de consumo. Do separador (150), o líquido absorvedor a baixa pressão (116) escoa para a torre de absorção B (153), por meio da tubulação de escoamento descendente B (156), onde ocorre o aumento da pressão do líquido absorvedor. Para a torre de absorção B (153) também escoa uma segunda corrente de biogás (159), proveniente do compressor B (162). Da torre de absorção B (153) sai uma corrente de líquido absorvedor a média pressão e com média fração de contaminantes dissolvidos (165) e uma corrente de gás limpo a média pressão (168). A corrente de líquido absorvedor a média pressão e com média fração de contaminantes dissolvidos (165) escoa para uma tubulação de escoamento descendente A (168), onde ocorre o aumento da pressão, de modo a gerar o líquido absorvedor a alta pressão (116) que entra na torre de absorção A (113), fechando-se o ciclo do líquido absorvedor. Da torre de absorção B (153), o gás limpo a média pressão (171) escoa para uma unidade de desidratação B (174), de onde segue para exportação.

[72] Deve ser entendido que as configurações e reivindicações aqui mostradas não são limitantes na aplicação dos detalhes de construção e arranjo dos componentes descritos e ilustrados nos desenhos. Pelo contrário, a descrição e os desenhos fornecem apenas exemplos de configurações imaginadas. Outras configurações e reivindicações são facilmente imaginadas e implementadas de outras maneiras. Deve ser entendido, ainda, que as frases e

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21/21 os termos aqui empregados são utilizados para descrever os sistemas e métodos e não devem ser vistos como limitantes das reivindicações.

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

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

Claims (26)

1. SISTEMAS E MÉTODOS PARA LIMPEZA DE GÁS ÁCIDO EM ESTÁGIOS, caracterizados por um separador de processo que segrega o gás ácido do óleo provenientes de um reservatório de hidrocarbonetos; por um compressor que pressuriza o gás ácido separado; por um primeiro estágio de absorção onde, depois de comprimido o gás ácido, uma fração sua entra em contato com um líquido absorvedor; por uma primeira torre de absorção que promove esse contato, que pode ocorrer em contracorrente; por unidades de tratamento e bombeamento de líquido absorvedor para pressurizar o líquido absorvedor antes de sua entrada na primeira torre de absorção; por uma corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano que sai da primeira torre de absorção; por uma corrente de líquido com média concentração de gases ácidos dissolvidos que sai da primeira torre de absorção; por uma unidade de desidratação e tratamento da corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes, que segue para exportação; por uma corrente de líquido absorvedor com média concentração de gases ácidos dissolvidos segue para um segundo estágio de absorção; por uma segunda torre de absorção que promove o contato, que pode ser em contracorrente, do líquido absorvedor com média concentração de gases ácidos dissolvidos com outra fração do gás ácido comprimido; por uma segunda corrente gasosa com baixa concentração de contaminantes e alta concentração de metano que sai da segunda torre de absorção; e por uma corrente de líquido absorvedor com alta concentração de contaminantes que sai da segunda torre de absorção.

2. Sistemas e métodos de acordo com a reivindicação 1, caracterizados por haver uma diferença de nível entre a parte superior e a parte inferior do sistema; por uma turbina a líquido localizada na parte inferior do sistema, onde ocorre uma redução da pressão do líquido absorvedor com alta concentração de contaminantes que sai da segunda

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2/6 torre de absorção; por uma tubulação de escoamento ascendente que promove a despressurização do líquido absorvedor com alta concentração de contaminantes proveniente da turbina a líquido; por um fluido bifásico gás-líquido composto por gases dessorvidos e por líquido absorvedor; por um separador, instalado na parte superior do sistema, para segregar os gases dessorvidos, gerados ao longo da tubulação de escoamento ascendente, do líquido absorvedor; pelo tratamento, descarte e/ou injeção dos gases dessorvidos em formações subterrâneas; por uma primeira tubulação de escoamento descendente do líquido absorvedor proveniente do separador, onde ocorre aumento da pressão desse líquido; por uma primeira torre de absorção a média pressão, instalada entre a parte superior e a parte inferior do sistema; por gás ácido a média pressão, que pode ser proveniente de um compressor de biogás ou de gases de combustão; pelo contato, na primeira torre de absorção, do gás ácido a média pressão com o líquido absorvedor que sai da primeira tubulação de escoamento descendente; por gás limpo a média pressão que sai dessa primeira torre; por uma unidade de desidratação a média pressão que trata o gás limpo a média pressão com vistas à sua exportação; por líquido absorvedor a média pressão com média concentração de contaminantes dissolvidos que também sai da primeira torre de absorção e entra em uma segunda tubulação de escoamento descendente, onde ocorre novo aumento de pressão do líquido absorvedor; por uma segunda torre de absorção instalada na parte inferior do sistema; por uma segunda corrente de gás ácido a alta pressão que pode ser proveniente de um compressor de biogás ou de gases de combustão instalado na parte inferior do sistema; pelo contato, na segunda torre de absorção, do gás ácido a alta pressão com o líquido absorvedor a alta pressão com média concentração de contaminantes dissolvidos proveniente da segunda tubulação de escoamento descendente; por gás limpo a alta pressão que sai da segunda torre de absorção e segue para uma unidade de desidratação e

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3/6 tratamento para fins de exportação; por um líquido absorvedor a alta pressão e com alta concentração de contaminantes dissolvidos que sai da segunda torre de absorção e escoa para a turbina a líquido, completandose o ciclo.

3. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por mais de dois estágios de absorção e por um ou mais tipos de líquido absorvedor.

4. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3, caracterizados pelas frações da corrente gasosa com baixo teor de contaminantes e alto teor de metano que saem dos vários estágios de absorção seguirem para uma ou mais unidades de desidratação e tratamento antes da sua exportação.

5. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1, 2 e 3, caracterizados por se utilizar uma ou mais tubulações ou vasos dissolvedores em substituição ou complemento às torres de absorção.

6. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1,

2, 3 e 5, caracterizados pelas tubulações, vasos dissolvedores ou torres de absorção poderem ser submarinas, instaladas em poços falsos, instaladas em unidades marítimas de produção petrolífera, instaladas em unidades terrestres de produção petrolífera, instaladas em unidades de tratamento de biogás, instaladas em unidades de tratamento de gases de combustão, e em qualquer outro tipo de unidade de processo.

7. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por unidades convencionais de tratamento de gases ácidos serem combinadas com os sistemas propostos pela presente invenção; e pelas unidades convencionais poderem ser instaladas a jusante ou a montantes dos sistemas propostos pela presente invenção.

8. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por serem utilizados agitadores, venturis, válvulas de elevação pneumática (gas lift valves), bombas a jato (Jet

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4/6 pumps) e/ou qualquer outro tipo de equipamento que aumente a área de contato dos contaminantes com o líquido onde devem ser dissolvidos, reduza o escorregamento entre as fases e/ou promova a elevação da mistura.

9. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelo gás ácido passar por unidade de dessulfurização antes de entrar em contato com o líquido absorvedor em um ou mais estágios de absorção.

10. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelo dióxido de carbono (CO2) ser o principal contaminante a ser dissolvido no líquido absorvedor.

11. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelo sulfeto de hidrogênio (H2S) ser o principal contaminante a ser dissolvido no líquido absorvedor.

12. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por se utilizar catalisadores para acelerar o processo de dissolução de contaminantes nos líquidos absorvedores.

13. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por se utilizar um módulo de difusão de contaminantes, como o CO2, que tem uma membrana de difusão de gás para difundir contaminantes no líquido.

14. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por se utilizar uma matriz porosa que inclui um catalisador, que pode ser imobilizado em um suporte sólido.

15. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por se controlar a corrosão e a formação de depósitos e de hidratos.

16. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelo líquido absorvedor ser água.

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17. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 15, caracterizados pelo líquido absorvedor ser uma solução aquosa.

18. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 15, caracterizados pelo líquido absorvedor ser uma solução não aquosa.

19. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 15, caracterizados pelo líquido absorvedor ser um líquido iônico.

20. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 15, caracterizados pelo líquido absorvedor ser um solvente convencional, como, por exemplo, éter dimetílico de polietileno glicol, metanol, N-metil-2-pirrolidona ou carbonato de polipropileno.

21. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 15, caracterizados pelo líquido absorvedor ser uma mistura de líquidos diversos.

22. Sistemas e métodos de acordo com a reivindicação 1, caracterizados pelo líquido absorvedor ser água de injeção no reservatório petrolífero e ser utilizada na primeira e segunda torres de absorção.

23. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 15 e 22, caracterizados pelo principal contaminante ser CO2; por se gerar uma corrente de água com alta concentração de CO2 dissolvido denominada água carbonatada de injeção; e por se injetar essa água para aumentar o fator de recuperação do petróleo do reservatório quando comparada à injeção de água convencional.

24. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 16, caracterizados pelo líquido absorvedor ser água do mar, de rio, de lago, da formação produtoras ou de qualquer outra fonte natural ou artificial; pela água poder ser tratada e dessulfatada para fins de injeção em formações subterrâneas ou poder ser tratada antes do seu descarte para o meio ambiente.

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25. Sistemas e métodos de acordo com a reivindicação 2, caracterizados pelos gases dessorvidos, com alta concentração de contaminantes, serem comprimidos, com vistas à injeção no reservatório petrolífero ou aquíferos independente, separada, simultânea ou alternada com água.

26. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelas correntes produzidas serem transportadas para outros campos produtores, injetadas em outros aquíferos, reservatórios ou formações subterrâneas, ou transportadas para outras unidades de consumo.