BR102017015743A2 - Sistemas e métodos para sequestro de co2 de uma corrente gasosa a partir da mistura com líquido - Google Patents

Abstract

a presente invenção trata de sistemas e métodos para sequestro de dióxido de carbono (co2) presente em uma corrente gasosa. esse sequestro se dá a partir da mistura dessa corrente com um líquido de processo em condições de temperatura e pressão que gerem a coexistência em um vaso de mistura três fases: fase líquida rica em líquido de processo, fase líquida rica em co2 e fase vapor; e por seções de saída de cada uma dessa fases do vaso de mistura. a fase líquida rica em co2 pode, então, ser bombeada para um reservatório de hidrocarbonetos ou aquífero, de modo a haver o aumento do fator de recuperação e/ou o sequestro de co2. o líquido de processo pode ser água ou óleo produzido, que recircula no sistema por meio de uma bomba. venturis e bombas a jato também podem ser utilizados para misturar e bombear esses fluidos. o líquido de processo também pode ser água de injeção. nesse caso, não há necessidade de o líquido de processo recircular no sistema. a água de injeção pode ser bombeada para o reservatório de forma independente, separada, simultânea ou alternada com a fase líquida rica em co2. em altas pressões, podem coexistir apenas duas fases: fase líquida rica em co2 e fase líquida em líquido de processo. nesse caso, não é gerada a fase vapor. o contaminante da fase vapor pode ser o sulfeto de hidrogênio (h2s) em vez do co2.

Description

SISTEMAS E MÉTODOS PARA SEQUESTRO DE CO₂ DE UMA CORRENTE GASOSA A PARTIR DA MISTURA COM LÍQUIDO Campo da Invenção e aplicação industrial [1] A presente invenção refere-se a sistemas e métodos para remoção de dióxido de carbono (CO2) de uma corrente gasosa pela sua mistura com líquido, principalmente água, em condições de pressão e temperatura que gerem uma corrente líquida rica em CO2 líquidos, uma corrente líquida rica em um líquido, que pode ser água, e uma corrente gasosa. Tanto a corrente líquida rica em CO2 quanto a corrente líquida rica em água podem ser bombeadas para um reservatório petrolífero ou aquífero. A corrente rica em água também pode ser recirculada. Em unidades de produção petrolífera, a água de injeção em reservatórios pode ser usada para mistura com a corrente gasosa contendo CO2, que pode ser proveniente do próprio reservatório petrolífero, de uma unidade de biogás ou de uma unidade que gere gases de combustão. O próprio óleo produzido pode ser recirculado e misturado com o gás natural de modo a se gerar uma corrente líquida rica em CO2 para ser injetada no reservatório de modo a aumentar o fator de recuperação e sequestrar o CO2.

[2] Os sistemas propostos utilizam métodos que tornam uma unidade capaz de tratar altas vazões de correntes gasosas contendo CO2. No caso de se utilizar água, pressões da ordem de 65 bar podem ser suficientes para se gerar equilíbrio termodinâmico com a presença de três fases: vapor, fase líquida rica em CO2 e fase líquida rica em água. Nas unidades de produção petrolífera, a corrente de gás natural contendo CO2 pode ser misturada com a corrente de água de injeção disponível em alta vazão e em alta pressão. Uma fração da corrente de gás natural pode

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2/18 seguir para unidades convencionais de tratamento.

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 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.

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3/18 [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. 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

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4/18 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.

[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

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5/18 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 até 30% de dióxido de carbono no volume total da corrente gasosa. Essas técnicas têm sido experimentadas em várias unidades estacionárias de produção em que os teores de dióxido de carbono até um percentual 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

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6/18 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] Das unidades de membranas sai uma corrente com teor de CO2 que varia de 50% a 90%, a depender do número de estágios de separação por membranas. Essa corrente segue para unidades de recompressão com vistas à sua injeção no reservatório. Essas unidades, cujas pressões de descarga são da ordem de 550 bar, são muito pesadas, atingem 2,4 mil toneladas, ocupam grande área na unidade estacionária de produção, consomem muita energia e apresentam elevados custos de capital.

[18] Percebe-se, então, a grande necessidade de tecnologias mais eficientes para lidar com correntes gasosas mesmo com teores de CO2 inferiores a 30%.

[19] 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 são ainda mais difíceis de serem aplicadas 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%.

[20] Em apresentação feita em Audiência Pública na Comissão de Minas

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7/18 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.

[21] 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.

[22] 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.

[23] 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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8/18 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.

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

[25] 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.

[26] 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.

[27] 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.

[28] 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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9/18 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.

[29] 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.

[30] 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:

[31] - 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.

[32] - 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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10/18 [33] 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.

[34] 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.

[35] 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.

[36] 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.

[37] 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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11/18 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 determinadas situações.

[38] 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.

[39] 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.

[40] 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.

[41] 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.

[42] Os sistemas e métodos objetos da presente invenção, se

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12/18 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;

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

Sumário da Invenção [43] A invenção diz respeito a sistemas e métodos para remoção de dióxido de carbono (CO2) de uma corrente gasosa, principalmente de gás natural, pela sua mistura com um líquido de processo, que pode ser água ou óleo, em condições de pressão e temperatura que gerem uma corrente líquida rica em CO2, uma corrente líquida rica em líquido de processo e uma corrente gasosa. A corrente gasosa contendo CO2 pode ser proveniente de reservatórios de hidrocarbonetos, de unidades de produção de biogás, de unidades que geram gases de combustão ou qualquer outro tipo de unidade de processo.

[44] No caso de unidades de produção petrolífera, a primeira etapa do processo consiste na separação do gás natural contendo CO2 do óleo, ambos provenientes do reservatório de hidrocarbonetos. Depois de separado, o gás natural com CO2 é comprimido. Depois de comprimido, ele é misturado com líquido de processo, que pode ser água ou óleo. São utilizadas unidades de tratamento, reposição e bombeamento de líquido de processo. A mistura do gás natural contendo CO2 com o líquido de

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13/18 processo pode ocorrer em um vaso de mistura. As condições de pressão e temperatura nesse vaso de mistura geram a coexistência de três fases em equilíbrio termodinâmico: fase líquida rica em líquido de processo, fase líquida rica em CO2 e fase vapor. Do vaso de mistura, a fase vapor segue para unidades convencionais de tratamento, a fase líquida rica em CO2 segue para uma bomba de CO2 para ser injetada no reservatório e a fase líquida rica em líquido de processo segue para recirculação.

[45] No trabalho de Saif Z. S. Al Ghafri, em sua tese de doutorado no Imperial College London, intitulada Phase behaviour and physical properties of reservoir fluids under addition of carbon dioxide, é apresentado um diagrama que mostra a região onde ocorre a coexistência da fase vapor, fase líquida rica em CO2 e fase líquida rica em água é circundada por uma região de quatro fases, com hidrato, fase líquida rica em água, fase líquida rica em CO2 e fase vapor, por região superior de ponto final crítico e por uma curva de pressão de vapor suturado de CO2, que tem sido computada utilizando-se uma correlação estabelecida por Perry R.H. e Green D.W., no handbook intitulado Perry's chemical engineers' handbook, 2008, da McGraw-HilI, New York, USA. As outras linhas do diagrama são a linha de equilíbrio trifásico de fase líquida rica em água, hidrato e vapor, e a linha trifásica de fase líquida em água, hidrato e fase líquida rica em CO2, construídas utilizando-se as correlações relatadas por Carroll J., na edição de 2009 do Natural gas hydrates: a guide for engineers, da Gulf Professional Publishing, Elsevier, Burlington, MA, USA. Com base no diagrama de Al Ghafri, observa-se que temperaturas de 290° K a 297° K e pressões de 65 bar a 70 bar são condições que levam à coexistência da região trifásica com fase líquida rica em água, fase líquida rica em CO2 e vapor.

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14/18 [46] Em determinada concepção da invenção, são utilizadas pressões de mistura mais elevadas para se ter a coexistência de uma região bifásica com fase líquida rica em água ou outro líquido de processo e fase líquida rica em CO2.

[47] Em determinada concepção da invenção, é utilizado o próprio óleo produzido como líquido de processo, para ser misturado com a corrente gasosa contendo CO2, de modo a se ter a coexistência de uma região bifásica com fase líquida rica em óleo e fase líquida rica em CO2 [48] Em determinada concepção da invenção, é utilizada água de injeção como líquido de processo, de modo a ser misturada com a corrente gasosa contendo CO2, não sendo necessária sua recirculação. As injeções da fase líquida rica em água e da fase líquida rica em CO2 podem ser independentes, separadas, simultâneas ou alternadas no reservatório ou formação subterrânea.

[49] Em determinada concepção da invenção, o principal contaminante da corrente gasosa é sulfeto de hidrogênio (H2S).

[50] Em determinada concepção da invenção, o líquido de processo, utilizado para mistura com a corrente gasosa, é uma solução aquosa.

[51] Em determinada concepção da invenção, o líquido de processo, utilizado para mistura com a corrente gasosa, é uma solução não aquosa.

[52] Em determinada concepção da invenção, o líquido de processo, utilizado para mistura com a corrente gasosa, é água do mar, água doce, óleo produzido ou qualquer outro tipo de líquido que promova o equilíbrio termodinâmico de três fases: fase vapor, fase líquida rica em contaminante e fase líquida rica em líquido de processo; ou que promova o equilíbrio termodinâmico de duas fases: fase líquida rica em contaminante e fase líquida rica em líquido de processo.

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Breve Descrição dos Desenhos [53] 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 para sequestro de dióxido de carbono de uma corrente de gás natural com recirculação de água; a Figura 2 mostra uma concepção da invenção com água de injeção; a Figura 3 mostra uma concepção da invenção com gases de combustão; e a Figura 4 mostra uma concepção da invenção com óleo e bomba a jato.

Descrição Detalhada da Invenção [54] A Figura 1 mostra uma mistura de óleo e gás natural contendo CO2 (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 natural contendo CO2 (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 comprimido contendo CO2 (119) segue, então, para um misturador venturi (122), onde se mistura com uma corrente líquida rica em água (125) proveniente de uma bomba de recirculação (128). Do misturador venturi (122), a mistura da corrente líquida rica em água e gás comprimido contendo CO2 (131) segue para o vaso de mistura (134). No vaso de mistura (134) a 293°K e 67 bar, entram em equilíbrio três fases: fase líquida rica em água (125), fase líquida rica em CO2 (137) e fase vapor (140). Do vaso de mistura (134), fase líquida rica em água (125) escoa para a bomba de recirculação (128); a fase líquida rica em CO2 (137) segue para uma bomba de injeção (146) para ser injetada no reservatório; e a fase vapor segue para unidades convencionais de tratamento (143).

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16/18 [55] A Figura 2 mostra uma mistura de óleo e gás natural contendo CO2 (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 natural contendo CO2 (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 comprimido contendo CO2 (119) segue, então, para um misturador venturi (122), onde se mistura com uma corrente de água de injeção (125) proveniente de uma bomba de injeção (128). Do misturador venturi (122), a mistura da corrente de água de injeção e gás comprimido contendo CO2 (131) segue para o vaso de mistura (134). No vaso de mistura (134), entram em equilíbrio termodinâmico três fases: fase líquida rica em água (125), fase líquida rica em CO2 (137) e fase vapor (140). Do vaso de mistura (134), fase líquida rica em água (125) segue para injeção no reservatório; a fase líquida rica em CO2 (137) segue para injeção no reservatório; e a fase vapor segue para unidades convencionais de tratamento (143).

[56] A Figura 3 mostra uma corrente de gases de combustão contendo CO2 (113) que escoa para um compressor de gases de combustão (116). Os gases de combustão comprimidos (119) segue, então, para um misturador venturi (122), onde se mistura com uma corrente de água (125) proveniente de uma bomba de recirculação (128). Do misturador venturi (122), a mistura da corrente de água e gases de combustão comprimidos (131) segue para o vaso de mistura (134). No vaso de mistura (134), entram em equilíbrio termodinâmico três fases: fase líquida rica em água (125), fase líquida rica em CO2 (137) e fase vapor (140). Do vaso de mistura (134), fase líquida rica em água (125) segue

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17/18 para a bomba de recirculação; a fase líquida rica em CO2 (137) segue para uma unidade de consumo; e a fase vapor segue para unidades convencionais de descarte (143).

[57] A Figura 4 mostra uma mistura de óleo e gás natural contendo CO2 (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 natural contendo CO2 (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 comprimido contendo CO2 (119) segue, então, para uma bomba a jato (122), onde se mistura com uma corrente líquida rica em óleo (125). Da bomba a jato (122), a mistura da corrente líquida rica em óleo e gás comprimido contendo CO2 (131) segue para o vaso de mistura (134). No vaso de mistura (134), entram em equilíbrio termodinâmico três fases: fase líquida rica em óleo (125), fase líquida rica em CO2 (137) e fase vapor (140). Do vaso de mistura (134), fase líquida rica em óleo (125) retorna para a bomba a jato (128); a fase líquida rica em CO2 (137) segue para uma bomba de injeção (146) para ser injetada no reservatório; e a fase vapor segue para unidades convencionais de tratamento (143).

[58] 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.

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18/18 [59] 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.

[60] 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 (16)

1. SISTEMAS E MÉTODOS PARA SEQUESTRO DE CO₂ DE UMA CORRENTE GASOSA A PARTIR DA MISTURA COM LÍQUIDO, caracterizados por uma corrente gasosa contendo dióxido de carbono (CO2); por um líquido de processo; pela mistura do líquido de processo com a corrente gasosa contendo CO2; por um vaso de mistura; por condições de temperatura e pressão que gerem a coexistência no vaso de mistura de três fases: fase líquida rica em líquido de processo, fase líquida rica em CO2 e fase vapor; e por seções de saída de cada uma dessa fases do vaso de mistura.

2. Sistemas e métodos de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela corrente gasosa contendo CO2 ser gás natural proveniente de um reservatório de hidrocarbonetos; pela fase líquida rica em CO2 ser injetada em reservatórios de hidrocarbonetos para aumento do fator de recuperação e/ou em aquíferos para sequestro de CO2; por uma bomba de injeção de CO2 para permitir essa injeção; e pela fase vapor seguir para unidades de tratamento e desidratação com vistas à sua exportação.

3. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 e 2, caracterizados por um separador de processo que segrega o gás natural contendo CO2 do óleo; por um compressor de gás natural que pressuriza o gás natural contendo CO2; e por uma unidade de mistura do gás natural contendo CO2 com o líquido de processo.

4. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser água; por ser gerada uma fase líquida rica em água; por uma bomba que faz com que a fase líquida rica em água seja recirculada; e por uma unidade de reposição de água.

5. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser água de injeção; por

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2/3 uma bomba de injeção de água para injetar água no reservatório para aumentar o fator de recuperação; pela injeção de água ser independente, separada, simultânea ou alternada com a injeção da fase líquida rica em CO₂.

6. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser óleo; por ser gerada uma fase líquida rica em óleo; por uma bomba que faz com que a fase líquida rica em óleo seja recirculada; e por uma unidade de reposição de óleo.

7. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser uma solução aquosa; por ser gerada uma fase líquida rica em solução aquosa; por uma bomba que faz com que a fase líquida rica em solução aquosa seja recirculada; e por uma unidade de reposição de solução aquosa.

8. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser uma solução não aquosa; por ser gerada uma fase líquida rica em solução não aquosa; por uma bomba que faz com que a fase líquida rica em solução não aquosa seja recirculada; e por uma unidade de reposição de solução não aquosa.

9. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser óleo produzido; por ser gerada uma fase líquida rica em óleo produzido; por uma bomba que faz com que a fase líquida rica em óleo produzido seja recirculada; e por uma unidade de reposição de óleo produzido.

10. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações 1 a 3, caracterizados pelo líquido de processo ser água do mar, água doce, água de formação, água tratada ou qualquer outro tipo de água proveniente de uma fonte natural ou artificial.

11. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados por condições de temperatura e pressão em que não exista a fase vapor, mas coexista a fase líquida rica em CO2 e a

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3/3 fase líquida rica em líquido de processo; e por haver seções de saída dessas fases do vaso de mistura.

12. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações e e 11, caracterizados pelas três fases ou duas fases poderem estar em equilíbrio termodinâmico.

13. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações e e 11, caracterizados pela fase rica em CO2 seguir para uma unidade de tratamento e purificação para que possa ser destinado a diferentes unidades de consumo.

14. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pelo principal contaminante da corrente gasosa ser sulfeto de hidrogênio (H2S) em vez de CO2.

15. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela corrente gasosa ser gases de combustão, biogás ou outro tipo de corrente gasosa contendo contaminantes, como o CO2 ou H2S, provenientes de qualquer tipo de processo físico ou químico.

16. Sistemas e métodos de acordo com as reivindicações anteriores, caracterizados pela utilização de venturis e de bombas a jato para permitir a mistura e o bombeamento da corrente gasosa e o líquido de processo.