BR102022007600A2 - Sistema amostrador e método para medição do teor de co2 numa corrente multifásica - Google Patents

Abstract

sistema amostrador e método para medição do teor de co2 numa corrente multifásica. a presente invenção refere-se a um sistema amostrador, de aplicação em plataforma, instalação terrestre ou submarina acoplado a um outro equipamento ou medidor submarino, ou com instalação dedicada (stand alone), permitindo o aprisionamento de amostra considerada significativa dos fluidos multifásicos em fluxo com consequente realização de ensaio termodinâmico comandado por um sistema de controle adicional podendo ser através de um painel controlador elétrico/eletrônico submarino tradicional (control pod), dedicado, ou de outro sistema equivalente de equipamento/instrumento submarino, como um medidor de fluxo multifásico, por exemplo. o objetivo do amostrador é obter a realização de ensaio com modificação das condições de equilíbrio termodinâmico da mistura pela ação de aquecimento e/ou resfriamento da mistura a ser analisada e através deste método obter a medição do teor volumétrico de co2 numa corrente multifásica. a presente invenção também revela um método para medição do teor de co2 numa corrente multifásica.

Description

CAMPO DE APLICAÇÃO

[001] A presente invenção refere-se ao campo petrolífero e da química, especificamente em relação a aplicações na saída de poços produtores de petróleo. A presente invenção refere-se a um sistema amostrador, de aplicação em plataforma, em instalação terrestre ou submarina, laboratório, acoplada a um outro equipamento ou medidor submarino, ou só (stand alone), permitindo o aprisionamento de amostra considerada significativa dos fluidos multifásicos em fluxo com consequente realização de ensaio comandado por um sistema de controle adicional podendo ser tanto o próprio sistema de controle de um equipamento existente ou de um Controlador Lógico Programável (CLP), dedicado, ou um sistema de controle embarcado. O objetivo do amostrador é obter a realização de ensaio com modificação das condições de equilíbrio termodinâmico da mistura pela ação de aquecimento e/ou resfriamento da mistura a ser analisada e através deste método obter a medição do teor volumétrico de CO2 numa corrente multifásica. A presente invenção também revela um método para medição do teor de CO2 numa corrente multifásica.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[002] Em 2006, foram efetuados no Brasil a importante descoberta dos reservatórios do pré-sal. Tal descoberta trouxe uma enorme gama de oportunidades e desafios simultâneos. A principal oportunidade está relacionada à incrível quantidade de óleo armazenado em suas rochas, por outro lado, surgiu uma extensa lista de problemas a serem resolvidos. Dentre os diversos desafios, um dos mais proeminentes tem sido o alto teor de dióxido de carbono (CO2) nas correntes de produção (SOUZA, A.F. et al., 2019).

[003] Considerado um contaminante frequente na produção de petróleo e gás, normalmente em baixos teores, são aceitáveis até 3,0% no gás transportado para consumo (ANP, 2008). No entanto, nos reservatórios do pré-sal podem alcançar valores de até 79% mol (GAFFNEY, C. et al., 2010), trazendo inúmeros desafios relacionados ao processamento do gás e corrosão agressiva em equipamentos pela sua interação com a água, também inerente aos reservatórios e processos de produção.

[004] Normalmente, a Unidade de Produção (plataforma), atinge sua capacidade de plena produção pelo recebimento de correntes de diversos poços produtores. Tais poços podem fornecer fluxo de óleo, gás, água e CO2; em valores diferentes e variáveis ao longo do tempo. Verifica-se que o teor de CO2 é item importantíssimo a ser monitorado, pois junto com o teor de água, são contaminantes que demandam sistemas de processamento complexos e dedicados. Dependendo dos níveis alcançados, podem permitir a produção plena ou limitá-la de forma expressiva. Portanto, a informação em tempo real de tais valores permite a otimização da produção de óleo e o gás a ele associado (SOUZA, A. C. et al.,2020).

[005] Na parte, relacionada apenas à capacidade de processamento de gás com alto índice de contaminação por CO2, pelas unidades de produção (plataforma) é limitada e restrita à capacidade projetada e construída desta instalação. Eventualmente a ocorrência da redução prática de tal capacidade em virtude de problemas de manutenção, ou meramente operacionais, podem causar a necessidade de redução das vazões produzidas de óleo e gás associado.

[006] As empresas produtoras de petróleo e gás, utilizam tecnologias tais como medição de vazão em fluxo multifásico, que permitem o monitoramento das vazões de óleo, gás e água, em tempo real (THORN, R. et al.,1997). No entanto, a medição dos altos teores de CO2 nas correntes de produção no pré- sal, apresenta-se como um desafio tecnológico não completamente dominado e estabelecendo limites à otimização plena dos sistemas operacionais de produção.

[007] Assim, um medidor de fluxo multifásico é capaz de informar as vazões de óleo, gás e água passantes em uma linha de produção, duto ou manifold, no qual tenha sido instalado. Sua acurácia irá depender de diversas variáveis tais como: qualidade e precisão de seus diversos componentes, informações precisas das propriedades dos fluidos, modelo do comportamento termodinâmico, algoritmos, etc. No entanto, a existência de altas taxas de CO2 na referida linha, prejudica significativamente a acurácia de seus resultados, haja vista que não foram projetados para as condições como as obtidas nos reservatórios do Pré-sal brasileiro, por exemplo.

[008] Um fator de crucial importância e que eleva substancialmente a dificuldade para a criação de um sistema que permita identificar com acurácia o percentual de CO2 nas correntes de produção é a existência de expressiva complexidade de seu comportamento termodinâmico e o fato que para cada condição de pressão e temperatura, existe uma diversidade de características e mudanças na interação do CO2 com o fluxo multifásico (gás natural, óleo e água produzidos) (PASQUALETTE, M.A. et al, 2017).

[009] Portanto, a informação precisa do teor de CO2 no fluxo de produção de petróleo, gás e água (entre outros contaminantes), permitirá que os cálculos realizados pelos algoritmos dos medidores multifásicos existentes sejam mais precisos na medição da vazão dos citados hidrocarbonetos e água.

[010] A invenção ora requerida refere-se a um sistema amostrador destinado a aplicações na saída de poços produtores de petróleo, com presença de gás e água, com localização tanto em terra quanto submarina, tendo nesta última, aplicação preferencial em virtude da imperiosa necessidade de funcionamento remoto. A presente invenção também revela um método para medição do teor de CO2 numa corrente multifásica performado através do sistema amostrador.

[011] Outra vantagem trazida pela invenção é que a mesma permite a obtenção, de forma simples e eficaz, dos teores de CO2 com precisão suficiente para que os parâmetros dos medidores atuais e futuros, sejam ajustados e corrijam os algoritmos que calculam os valores de óleo, gás e água. Informações fundamentais para a qualidade de operação de unidades de produção (plataformas) e consequente aumento de sua produtividade.

[012] Outra vantagem é a utilização do sistema amostrador para a realização de um método para medição do teor de CO2 que pode trazer informações sobre características físico-químicas adicionais como a influência de outros contaminantes, como o teor de água, por exemplo.

ESTADO DA TÉCNICA

[013] Os primeiros medidores de vazão multifásicos comerciais ou também conhecidos como trifásicos foram introduzidos no início dos anos 90 (THORN, 1997). Portanto é uma tecnologia que já vem sendo utilizada há algumas décadas. Os documentos US4429581 e GB2128756A, do início dos anos 80, já utilizavam o referido termo, porém sem as características construtivas compactas que ficaram consagradas nos modelos comerciais, desde então. Medidores de vazão que não separam o fluxo antes da medição, usam técnicas como tubo venturi e correlação cruzada para determinação da velocidade da mistura e suas fases dispersas, e técnicas de atenuação como a impedância e raios gama para determinar as frações das fases (THORN, R. et al., 2013).

[014] Medidores multifásicos existem de longa data, mas os atuais não são amostradores. Esses medidores são amplamente utilizados, mas sua reposta depende do teor de CO2 acarretando incertezas nas medições quando o teor de CO2 aumenta e é variável, como nos casos do pré-sal.

[015] Com o intuito de melhorar a precisão dos medidores multifásicos, amostradores foram acoplados aos mesmos com intuito de executar uma calibração in-situ. Por exemplo, o documento BR112020008917-6 A2 descreve um amostrador para calibração do medidor multifásico onde uma porção do fluido é aprisionada numa câmara até que a separação das fases ocorra, quando então as propriedades das diferentes fases são medidas para cada fase. Analogamente, o documento US5394339A também descreve um amostrador para calibração de medidor multifásico onde o fluido é aprisionado e a velocidade do som de cada fase é medida após a separação das mesmas.

[016] Entretanto, a presente invenção se diferencia da arte anterior em diversos pontos:

[017] a. O amostrador não é usado para a separação de fase e é desejável que as fases não sejam separadas. Para tanto é utilizado um misturador na entrada do amostrador. Além disso, a orientação do vaso amostrador é preferencialmente horizontal em vez de vertical como na arte anterior para dificultar a separação das fases.

[018] b. O amostrador executa um ensaio termodinâmico, ou seja, mede a variação da pressão, como uma resposta termodinâmica, em função de uma mudança de temperatura causada por aquecimento ou resfriamento do fluído

[019] c. O amostrador descrito na presente invenção busca determinar o teor de CO2 e não as frações de gás, óleo e água.

[020] A presente invenção permite a possibilidade de realização de ensaios termodinâmicos permitindo a possibilidade de identificação do teor presente de CO2, por exemplo, condição não prevista nas invenções citadas anteriormente.

[021] Portanto, pode-se concluir que a presente invenção se distancia dos documentos do estado da técnica aqui apresentados, visto que nenhum deles refere-se a um sistema que registrasse um método de ensaio termodinâmico para medição do teor de CO2 em amostra multifásica de óleo, gás, água, CO2 e outros contaminantes.

SÚMARIO DA INVENÇÃO

[022] A invenção ora requerida refere-se a um sistema amostrador e a um método para medição do teor de CO2 numa corrente multifásica. O dispositivo medidor do teor de CO2 em fluxo multifásico, de aplicação em plataforma, instalação terrestre ou submarina, com energia fornecida e controlada através de um painel controlador elétrico/eletrônico submarino tradicional (control pod) ou de outro sistema equivalente como um medidor de fluxo multifásico, por exemplo, aprisiona uma amostra considerada significativa dos fluidos em fluxo multifásico e através do controle de temperatura, realiza um ensaio termodinâmico.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[023] A presente invenção pode ser mais bem compreendida com referência aos desenhos e descrição a seguir. Os componentes nas figuras não estão necessariamente em escala.

[024] A Figura 1 ilustra o modelo do sistema amostrador, num arranjo vertical, acoplado e controlado por um equipamento submarino já existente.

[025] A Figura 2 representa o modelo do sistema amostrador, num arranjo horizontal, acoplado e controlado por um equipamento submarino já existente.

[026] A Figura 3 representa o modelo do sistema amostrador, num arranjo que tanto pode ser vertical ou horizontal, instalado com painel submarino (control pod) próprio e dedicado, em paralelo à linha de produção principal.

[027] A Figura 4 apresenta o gráfico de comportamento de Pressão vs. Temperatura de uma amostra de petróleo, gás e CO2 (sem água) de um volume constante de controle.

[028] A Figura 5A apresenta o gráfico de comportamento de Pressão vs. Temperatura de uma amostra de petróleo, gás, CO2 e 5,0 % de H2O num volume constante.

[029] A Figura 5B apresenta o gráfico de comportamento de Pressão vs. Temperatura de uma amostra de petróleo, gás, CO2 e 20,0 % de H2O num volume constante.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[030] A invenção poderá ser mais bem compreendida através da seguinte descrição detalhada, em consonância com as figuras em anexo.

[031] A presente invenção revela um sistema amostrador capaz de realizar ensaio termodinâmico in loco e um método para medição do teor de CO2 numa corrente multifásica (11).

[032] O sistema permite o aprisionamento de amostra considerada significativa dos fluidos com realização de ensaio termodinâmico. Pode ser aplicado em instalação submarina ou terrestre ou plataforma, caracterizado por realizar ensaio termodinâmico com objetivo de obter características físico-químicas de uma amostra de fluxo multifásico (petróleo, gás, água e CO2) utilizando um sistema de aquecimento, como por exemplo um revestimento externo com resistências elétricas, para controle de temperatura através de um sistema de controle oriundo de um painel controlador elétrico/eletrônico submarino próprio (control pod) ou compartilhado com outro equipamento submarino como um medidor de fluxo multifásico, por exemplo. O ensaio termodinâmico obtido pelas variações de pressão e temperatura da mistura, permitem inferir o teor de CO2 através de um modelo pré-definido.

[033] A figura 1 mostra um esquemático de uma possível implementação da invenção. O sistema amostrador compreende os seguintes componentes: um medidor (1), uma tubulação na entrada (2), uma válvula de entrada (4) para o fluido, um reservatório de amostragem (5), uma válvula de saída (6), pelo menos um sensor de pressão e temperatura na entrada (7) ou na saída (8), uma tubulação na saída (9) e um módulo de controle (10). Preferencialmente, o sistema amostrador inclui um misturador (3) colocado antes da válvula de entrada (4). Onde o reservatório de amostragem (5) inclui um ou mais dispositivos para aquecimento do reservatório (5) cuja temperatura é ajustada pelo módulo de controle (10) durante a execução do ensaio termodinâmico.

[034] A aplicação considerada preferencial para a instalação do sistema amostrador é a instalação a jusante (posterior) de um equipamento ou instrumento, equipado com um painel submarino (control pod) capaz de fornecer alimentação elétrica, controle e comunicação, conforme arranjo apresentado pela Figura 1. Esta arquitetura é apresentada como a situação preferencial no caso de instalações submarinas, em virtude do possível aproveitamento de toda infraestrutura desta em termos logísticos: intervenção, controle, comunicação, fornecimento de energia, etc., bem como, da simbiose prevista entre os dois equipamentos. O benefício da instalação posterior a um misturador (3) permite a obtenção de uma amostra mais representativa da corrente de produção.

[035] Princípio construtivo: Conforme indicado na Figura 1, onde é mostrado o sistema amostrador instalado adjacente a um equipamento submarino, que pode ser um medidor submarino ou outro equipamento existente (1), possibilitando o compartilhamento de um módulo de controle (10) (control pod). O medidor (1) é conectado a uma tubulação de entrada (2), a uma tubulação de saída (9) e a um módulo de controle (10). O reservatório de amostragem (5) pode ser um vaso de pressão ou tubulação, preferencialmente de formato cilíndrico e liga de aço adequada para uso em ambiente submarino profundos como por exemplo aço inoxidável, aço super duplex ou outros, conectado à tubulação de entrada (2), que recebe a corrente multifásica (11) (composta por petróleo, gás, água e CO2), encontrando um misturador (3), como por exemplo uma tubulação com conexão em “T” e final cego, cujo efeito misturador gera uma amostra mais representativa dos fluidos componentes de produção antes de passar pela válvula de entrada (4), pelo reservatório de amostragem (5) e depois pela válvula de saída (6), e seguindo para a tubulação de saída (9), pela qual a corrente multifásica (11) sai do sistema.

[036] O reservatório de amostragem (5) pode ser uma peça de formato cilíndrico podendo ser uma tubulação ou vaso de pressão de extremidades flangeadas ou soldadas, preferencialmente feitos de ligas de aço inoxidável para instalação petrolífera submarina resistente a corrosão, como por exemplo, duplex ou super duplex. O reservatório de amostragem (5) possui um sistema de aquecimento para variação da temperatura durante a realização do ensaio termodinâmico em pelo menos 20 °C, preferencialmente 30 °C contido na faixa de 4 °C a 120 °C, que pode ser implementada, por exemplo, através de revestimento externo com resistências elétricas. O ajuste da temperatura do reservatório de amostragem (5) é realizado pelo módulo de controle (10), que é um painel controlador elétrico/eletrônico submarino (control pod). O módulo de controle (10) provê a energia para o sistema, armazena dados e transfere informações entre o reservatório de amostragem (5) e outros equipamentos, envia comandos para mudança de estado dos fluidos contidos no reservatório de amostragem (5) com base em cálculos, algoritmos e/ou tabelas com valores pré-estabelecidos.

[037] O referido reservatório e amostragem (5) também é equipado com pelo menos um sensor de pressão e temperatura (7) ou (8) em sua entrada ou saída, em que a extremidade de saída do reservatório (5) está conectada à uma válvula de saída (6) e a sua extremidade de entrada está conectada à válvula de entrada (4). Em uma modalidade alternativa, o reservatório (5) possui dois sensores de pressão e temperatura (7) e (8), sendo um sensor de pressão e temperatura de entrada (7) localizado na extremidade de entrada do reservatório de amostragem (5) e que é conectado à válvula de entrada (4) e um sensor de pressão e temperatura de saída (8) localizado na extremidade de saída do reservatório de amostragem (5) e que é conectado à válvula de saída (6).

[038] Embora, a princípio, apenas um sensor seja considerado suficiente, principalmente para a etapa de aquecimento, na etapa de resfriamento poderá haver diferenças na medição de temperatura por conta da diferença de densidade da amostra. Fluidos mais leves com maior teor de gás ficarão na parte de cima, atingindo uma maior temperatura mais rapidamente e este fato deverá ser considerado na avaliação. Desta forma, a implementação com dois sensores de pressão e temperatura (7) e (8) é preferencial e traz o benefício adicional de redundância, tornando o sistema mais robusto contra falhas.

[039] O reservatório de amostragem (5) deve conter um volume variando entre 4 a 12 litros sendo recomendável para otimização do tempo de aquecimento e que seu diâmetro interno esteja na faixa entre 2 e 4 polegadas (50 a 100 mm). Embora na configuração apresentada na Figura 1, a corrente multifásica (11) se move na direção vertical de baixo para cima, outras arquiteturas de montagem também são aceitáveis, haja vista, que o método para medição do teor de CO2 numa corrente multifásica (11) a ser realizado no reservatório de amostragem (5) independe de sua orientação. O sistema amostrador pode ser instalado na vertical como na figura 1, ou na horizontal, conforme ilustrado na figura 2, ou mesmo inclinado, sem prejuízo a sua funcionalidade.

[040] O sistema amostrador pode ainda ser montado conforme ilustrado na figura 3, podendo ser na vertical, horizontal ou inclinado, em que o medidor de fluxo multifásico (1) é dispensado. Nesse arranjo, o sistema compreende os seguintes componentes: uma tubulação na entrada (2), uma válvula de entrada (4) para o fluido, um reservatório de amostragem (5), uma válvula de saída (6), pelo menos um sensor de pressão e temperatura na entrada (7) ou na saída (8), uma tubulação na saída (9), um módulo de controle (10) e uma linha de produção principal (12) que conecta a tubulação de entrada (2) à tubulação de saída (9).

[041] No método para medição de CO2 numa corrente multifásica (11) que utiliza o sistema amostrador, o reservatório de amostragem (5) está instalado na condição de by-pass em relação a corrente multifásica (11) indo em direção à unidade de produção, via tubulação, equipamento submarino ou medidor multifásico (1), conforme ilustrado na Figura 1 e 2. A corrente multifásica (11) é composta por óleo, gás, água e CO2. Preferencialmente, a válvula de saída (6) do sistema amostrador, encontra-se fechada e a válvula de entrada (4) aberta enquanto não estiver operando, de modo a evitar a formação de hidratos no reservatório (5) e todo o fluxo da corrente multifásica (11) passa apenas pelo alinhamento principal de um equipamento ou tubulação já existente. Para coleta da amostra e verificação do teor de CO2, ambas as citadas válvulas são abertas permitindo que uma parte do fluxo passe pelo reservatório de amostragem (5). Em seguida, as duas válvulas são fechadas - simultaneamente ou de forma sequencial com fechamento da válvula de entrada (4) após o fechamento da válvula de saída (6) - após o(s) sensor(es) de temperatura indicar(em) um valor estável de temperatura da corrente multifásica (11) com flutuação menor < 5% ou com a diferença entre os sensores de temperatura (7) e (8) < 5%. A partir deste instante é realizado o aquecimento da mistura aprisionada no reservatório de amostragem (5) com o registro, em tempo real, da variação da pressão em função da temperatura por pelos menos um sensor de pressão e temperatura (7) ou (8). Uma variação total igual ou superior a 20 °C, preferencialmente 30 °C já é suficiente para verificação do teor geral de CO2 presente na mistura. O cálculo do teor de CO2 é feito com base num modelo computacional que utiliza os valores de pressão e temperatura obtidos no ensaio termodinâmico. O modelo computacional utiliza uma equação de estado que descreve a relação entre a pressão e temperatura do fluido multifásico, sendo preferencialmente a equação de Peng- Robinson, mas alternativamente a equação de estado de Redlich-Kwong ou outra equação que descreva adequadamente a referida relação entre pressão e temperatura. Alternativamente, o ensaio termodinâmico pode ser feito através do resfriamento da amostra aprisionada trocando calor com a água do mar, desde que respeitando a temperatura mínima recomendada para evitar a formação de hidratos. Após a realização do ensaio termodinâmico, a válvula de entrada (4) volta para a condição aberta enquanto a válvula de saída (6) permanece fechada. Ressalta-se que o método independe dos valores de vazão apresentados pela corrente multifásica (11).

[042] O método utilizando o ensaio termodinâmico, com variação de temperatura é muito simples: consiste basicamente na medição da pressão e temperatura após o aprisionamento da amostra. Inicialmente, efetua-se um aquecimento ou resfriamento constante registrando a curva pressão versus temperatura ao longo do tempo até que o diferencial de temperatura obtido atinja um valor igual ou superior a 20 °C e preferencialmente superior a 30 °C, a depender das características da mistura.

[043] A inclinação do gráfico Pressão vs. Temperatura obtido é a principal indicação para o cálculo do teor de CO2 na mistura amostrada conforme indicado por simulações de comportamento termodinâmico. Caso a temperatura inicial da amostra seja muito elevada (acima de 80°C por exemplo), pode- se efetuar o sentido inverso, ou seja: o resfriamento natural na troca com o meio ambiente. No caso de instalação submarina em águas profundas, 4,0 a 5,0 °C é um valor típico de temperatura da água circundando a instalação no fundo do mar. Tal resfriamento pode chegar a um ponto levemente superior à formação de hidratos, de aproximadamente 20,0 °C por exemplo.

Exemplo 1 - Método do ensaio para a medição do teor de CO2 numa corrente multifásica (11).

[044] Modelo Termodinâmico: Foram realizadas diversas simulações, considerando um volume constante de controle de 100 m3, óleo e gás em condições similares às encontradas no pré-sal da Bacia de Santos; com contaminação de CO2, inicialmente sem contaminação por água. Para tanto, utilizou-se o modelo de Peng-Robinson, universalmente aceito como bastante representativo em inúmeras publicações (QIAN, J.W. et al., 2013; LUCAS, M.A. et al., 2016). Apesar do modelo de Peng-Robinson ter sido utilizado, outros modelos que descrevam a relação entre a pressão e temperatura de um fluído multifásico podem ser utilizados como o de Redlich- Kwong, por exemplo (FUSSEL, D.D. et al., 1978; SIMON, R et al., 1978).

[045] As primeiras simulações consideraram também como ponto de partida situações de pressão e temperatura capazes de ocorrer tipicamente num ponto adequado de medição de uma linha de produção, como por exemplo: pressão de 150 bar e 40,0 °C. Tanto pelo aquecimento quanto pelo resfriamento verificou-se o comportamento linear da relação Pressão vs. Temperatura. A inclinação de cada reta é função direta do teor de CO2, em volume, e indicado pela taxa de variação da pressão em função da variação da temperatura, conforme demonstrado na Figura 4. O teor de CO2, em volume, é indicado pela taxa de variação da pressão em função da variação da temperatura. Quanto maior o teor de CO2, maior é a inclinação da curva.

[046] Foram realizadas inúmeras simulações, com dois tipos de óleo de composições diferentes (um de origem americana e outro do pré-sal brasileiro) com pressões variando de 100 a 350 bar, temperaturas de 20 a 100 °C, teores de CO2 de 0 a 50% em volume, para cada óleo, as curvas apresentaram comportamento linear com a inclinação proporcional ao teor de CO2. O fato de não haver sido ampliada a janela de aplicação não significa que não funcione para pressões, temperaturas e teores de CO2 superiores.

[047] Portanto, através do citado sistema amostrador é possível calcular o teor de CO2 na referida mistura utilizando um algoritmo que indique a inclinação da taxa pressão/temperatura através de um simples ensaio de aquecimento da mistura. Importante observar que se faz necessário uma análise PVT (Pressão-Volume-Temperatura) das características dos hidrocarbonetos, óleo e gás, presentes na composição da amostra. A precisão de tais informações influencia de forma direta a qualidade dos resultados.

[048] Na figura 5A e 5B, são apresentadas duas outras simulações, desta vez com presença de água com teores de 5 e 20% em volume, respectivamente. Verifica-se que a existência de água, pela simulação, não prejudica de forma relevante a identificação dos possíveis teores de CO2. O comportamento linear da curva Pressão vs. Temperatura se mantém. No entanto, não é condição fundamental que o resultado seja uma reta. Qualquer outro resultado que porventura possa ocorrer em fluidos de produção com outras características, poderão ser ajustados matematicamente pela relação da Pressão vs. Temperatura. A curva resultante poderá ser modelada da mesma maneira para estabelecimento do teor de CO2. SINAIS DE REFERÊNCIA 1- Medidor ou equipamento submarino já existente; 2- tubulação de entrada; 3- misturador; 4- válvula de entrada; 5- reservatório de amostragem; 6- válvula de saída; 7- sensor de pressão e temperatura de saída; 8- sensor de pressão e temperatura de entrada; 9- tubulação de saída; 10- módulo de controle; 11- corrente multifásica; 12- linha de produção principal.

Claims (15)

1. Sistema amostrador CARACTERIZADOpor compreender: uma tubulação na entrada (2), uma válvula de entrada (4) para o fluido, um reservatório de amostragem (5), uma válvula de saída (6), pelo menos um sensor de pressão e temperatura de entrada ou de saída (7, 8), uma tubulação na saída (9) e um módulo de controle (10); em que o medidor (1) é conectado a uma tubulação de entrada (2), a uma tubulação de saída (9) e a um módulo de controle (10); em que o reservatório de amostragem (5) é conectado a uma válvula de entrada (4) em sua extremidade de entrada e a uma válvula de saída em sua extremidade de saída (6) e a pelo menos um sensor de pressão e temperatura de entrada ou de saída (7, 8); onde o reservatório de amostragem (5) inclui um ou mais dispositivos para aquecimento do reservatório (5) cuja temperatura é ajustada pelo módulo de controle (10).

2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADOpor o reservatório (5) compreender dois sensores de pressão e temperatura (7) e (8), sendo um sensor de pressão e temperatura de entrada (7) localizado na extremidade de entrada do reservatório de amostragem (5) e que é conectado à válvula de entrada (4) e um sensor de pressão e temperatura de saída (8) localizado na extremidade de saída do reservatório de amostragem (5) e que é conectado à válvula de saída (6).

3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, CARACTERIZADOpor o reservatório de amostragem (5) ser um vaso de pressão ou tubulação de extremidades flangeadas ou soldadas, preferencialmente de formato cilíndrico e liga de aço adequada para uso em ambiente submarino profundos como aço inoxidável, aço super duplex.

4. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 3, CARACTERIZADOpelo fato de que o reservatório de amostragem (5) compreende um volume variando entre 4 a 12 litros e seu diâmetro interno ser na faixa entre 2 e 4 polegadas (50 a 100 mm).

5. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADOpelo fato de que os dispositivos para aquecimento do reservatório (5) serem um revestimento externo com resistências elétricas para variação da temperatura durante a realização do ensaio termodinâmico em pelo menos 20 °C, preferencialmente 30 °C contido na faixa de 4 °C a 120 °C.

6. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADOpelo fato de que o módulo de controle (10) ser um painel controlador elétrico/eletrônico submarino (control pod) que provê a energia para o sistema, armazena dados e transfere informações entre o reservatório de amostragem (5) e outros equipamentos, envia comandos para mudança de estado dos fluidos contidos no reservatório de amostragem (5) com base em cálculos, algoritmos e/ou tabelas com valores pré- estabelecidos.

7. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, CARACTERIZADOpor compreender um misturador (3) colocado antes da válvula de entrada (4), sendo uma tubulação com conexão em “T” e final cego.

8. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADOpelo fato de ser conectado a um medidor ou outro equipamento submarino (1), preferencialmente a jusante do medidor (1).

9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, CARACTERIZADOpor compreender o compartilhamento do módulo de controle (10) com o medidor (1).

10. Método para medição do teor de CO2 em uma corrente multifásica (11) CARACTERIZADOpor: a) abrir a válvula de entrada (4) e a válvula de saída (6) permitindo que uma parte do fluxo da corrente multifásica (11) passe pelo reservatório de amostragem (5) até que pelo menos sensor de temperatura (7, 8) indique um valor estável de temperatura da corrente multifásica (11); b) fechar simultaneamente as válvulas de entrada e de saída (4, 6) ou de forma sequencial com fechamento da válvula de entrada (4) após o fechamento da válvula de saída (6); c) aquecer ou resfriar a corrente multifásica (11) aprisionada no reservatório de amostragem (5) com o registro, em tempo real, da variação da pressão em função da temperatura por pelos menos um sensor de pressão e temperatura (7, 8); d) verificar do teor de CO2 através de um modelo computacional que utiliza os valores de pressão e temperatura obtidos no ensaio termodinâmico.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADOpelo fato de que na etapa a), o valor estável de temperatura da corrente multifásica (11) compreende flutuação menor < 5% ou com a diferença entre os sensores de temperatura (7, 8) < 5%.

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADOpelo fato de que na etapa c), o aquecimento ou resfriamento é realizado até que se atinja uma variação total igual ou superior a 20 °C, preferencialmente 30 °C.

13. Método, de acordo com a reivindicação 10 ou 12, CARACTERIZADOpelo fato de que o resfriamento se dá pela troca de calor da corrente multifásica (11) aprisionada no reservatório de amostragem (5) com a água do mar, e o aquecimento se dá através de um ou mais dispositivos para aquecimento do reservatório (5).

14. Método, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADOpelo fato de que na etapa d) , o modelo computacional utiliza uma equação de estado que descreve a relação entre a pressão e temperatura da corrente multifásica (11), sendo preferencialmente a equação de Peng-Robinson, mas alternativamente a equação de estado de Redlich-Kwong.

15. Método, de acordo com a reivindicação 10, CARACTERIZADOpelo fato deque a corrente multifásica (11) é composta por óleo, gás, água e CO2.