BR112013031653B1

BR112013031653B1 - Método e instalação de processamento de hidrocarbonetos

Info

Publication number: BR112013031653B1
Application number: BR112013031653-5A
Authority: BR
Inventors: Eleanor Fieler; Peter C. Rasmussen; Chris M. Robinson; Douglas W. Hissong
Original assignee: Exxonmobil Upstream Research Company
Priority date: 2011-07-01
Filing date: 2012-05-24
Publication date: 2020-12-15
Also published as: BR112013031653A2; EA024790B1; WO2013006232A1; AU2012279436A1; AU2012279436B2; US9404345B2; EA201490191A1; MY162941A; US20140131047A1

Abstract

sistemas e métodos de injeção submarina de gás sulfuroso e/ou gás ácido. um método para processamento de hidrocarbonetos, incluindo o processamento da corrente de hidrocarbonetos gasosos para formar uma primeira corrente de produção e uma primeira corrente de injeção; e a compressão da primeira corrente de injeção em um compressor colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar; sendo que a localização do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima é determinada com base na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor; e sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado é aqui divulgada. são também divulgadas instalações para processamento de hidrocarbonetos que possuem compressores submarinos colocados em tais locais selecionados, processos para projetar tais instalações para processamento de hidrocarbonetos, e um modelo matemático que pode ser utilizado com tais métodos, processos e instalações.

Description

Campo técnico

[0001] Os modos de realização da presente invenção dizem respeito à compressão de gás ácido submarino. Mais especificamente, os modos da realização da presente invenção dizem respeito a processos e a sistemas que utilizam compressores submarinos de gás ácido.

Fundamentos da invenção

[0002] Esta seção tem por objetivo apresentar vários aspectos da técnica, que podem ser associados com modos de realização exemplificativos da presente invenção. Acredita-se que esta discussão ajude a prover um quadro de referência que facilita um melhor entendimento de aspectos específicos desta invenção. Desta forma, deve ser entendido que esta seção deve ser interpretada segundo esta compreensão e não necessariamente como admissões da técnica anterior.

[0003] Muitas correntes de gás, por exemplo, de gás natural, contêm grandes quantidades de gases ácidos que têm que ser separados dos componentes mais valiosos no gás. O gás natural da produção de um poço é extensivamente utilizado como combustível e como matéria prima básica nas indústrias petroquímicas e em outras indústrias de processamento. Embora a composição do gás natural possa variar amplamente de campo para campo, muitos reservatórios de gás natural contêm porcentagens relativamente baixas de hidrocarbonetos (menos do que 40%, por exemplo) e porcentagens altas de gases ácidos, principalmente de dióxido de carbono, mas também de sulfeto de hidrogênio, sulfeto de carbonila, dissulfeto de carbono, e várias outras mercaptanas. O gás sulfuroso é uma mistura contendo sulfeto de hidrogênio, dióxido de carbono e hidrocarbonetos. A remoção dos gases ácidos do gás sulfuroso é desejável para prover gás natural seco condicionado ou "doce" e para despacho para uma tubulação, para recuperação do gás natural líquido, recuperação de hélio, conversão para gás natural líquido, ou rejeição do nitrogênio.

[0004] Os gases ácidos separados ficam disponíveis para um processamento, para sequestro, para disposição ou para posterior utilização. Os gases ácidos têm sido, por exemplo, reinjetados em uma formação subterrânea para descarte e em formações subterrâneas contendo hidrocarbonetos para recuperação dos hidrocarbonetos. A injeção de gás ácido (AGI) e a injeção de gás sulfuroso (SGI) têm sido praticadas por mais de 15 anos em aplicações onshore. A tecnologia de compressão e bombeamento pode incluir fluxos que variam de menos do que 1 Mscf/d até mais do que 80 Mscf/d. As pressões variam até 3.200 psi na superfície. O maquinário utilizado na AGI pode incluir compressores alternados, compressores centrífugos e bombas centrífugas de fase densa ou alternadas. As bombas são algumas vezes também combinadas com compressores para obter pressões de injeção maiores.

[0005] Os compressores alternados e centrífugos têm também sido utilizados para comprimir o gás contendo sulfeto de hidrogênio para venda ou injeção, tanto onshore quanto offshore. Alguns compressores alternados de gás para venda têm sido utilizados comercialmente para comprimir gás contendo até 1% de sulfeto de hidrogênio. Em alguns casos, compressores centrífugos têm sido utilizados comercialmente para injetar gás contendo aproximadamente 5% de sulfeto de hidrogênio. Ambos os exemplos utilizam gás derivado diretamente da produção sem um processo de remoção do H2S.

[0006] Informações adicionais relativas ao campo da invenção podem ser encontradas em P. S. Northrop et al., “Cryogenic Sour Gas Process Attractive for Acid Gas Injection Applications,” Proceedings Annual Convention - Gas Processors Association, 14 de março de 2004, pp. 1-8; Pedido de Registro de Patente Internacional No. WO 2006/132541; e Patente U.S. 6.632.266.

[0007] A compressão de gases ácidos e sulfurosos em um ambiente offshore tem o potencial de tornar viáveis novos campos offshore. Entretanto, as plataformas offshore impõem restrições sem igual sobre a flexibilidade da operação em qualquer ambiente comprometido. Existem oportunidades limitadas para refúgio ou escape se a atmosfera contiver gases nocivos ou inflamáveis que tenham sido liberados do compressor ou do sistema de compressão. Isto é especialmente verdadeiro no caso de compressores alternados que mostrem liberações massivas e repentinas de gás sulfuroso em determinados modos de falha. Há necessidade atualmente de reduzir os riscos à saúde e regulatórios e os danos ambientais devidos à liberação inesperada de gases ácidos a partir da compressão de gás ácido offshore. Há também necessidade de processos e sistemas que otimizem a colocação de um compressor submarino para reduzir também os riscos à saúde e regulatórios e os danos ambientais devidos à liberação inesperada de gases ácidos a partir da compressão submarina do gás ácido.

Sumário da invenção

[0008] A presente invenção diz respeito a métodos para processamento de hidrocarbonetos compreendendo uma corrente de hidrocarbonetos gasosos para formar uma primeira corrente de produção e uma primeira corrente de injeção; e para compressão da primeira corrente de injeção em um compressor colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar; sendo que a localização do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima é determinada com base na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor; e sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado.

[0009] A presente invenção diz respeito ainda a instalações de processamento de hidrocarbonetos, compreendendo um sistema de processamento de gás configurado para receber e processar uma corrente de hidrocarbonetos gasosos para produzir pelo menos uma corrente de gás de injeção e pelo menos uma corrente de gás de produção; um sistema de injeção de gás ácido compreendendo um compressor, configurado para comprimir e injetar pelo menos uma corrente de gás de injeção, sendo o compressor colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar; sendo que a localização do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima é determinada com base na trajetória de uma nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor; e sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado.

[0010] A presente invenção diz respeito ainda a um processo para projetar uma instalação integrada de processamento de gás de hidrocarbonetos, compreendendo a provisão de uma plataforma de produção offshore possuindo uma área habitada; provendo pelo menos uma unidade de adoçamento do gás localizada na plataforma de produção offshore; sendo que a pelo menos uma unidade de adoçamento do gás fica e comunicação fluídica com pelo menos uma unidade de separação de líquido e pelo menos uma unidade de compressor submarino; e a determinação de uma localização selecionada do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima; sendo que a determinação é baseada na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo a partir do compressor; e na otimização do tempo que um vazamento leva a partir do compressor submarino para alcançar a área habitada.

[0011] A presente invenção diz respeito ainda a um modelo matemático para previsão da trajetória dos vazamentos submarinos, sendo que o modelo prevê a trajetória da nuvem de bolhas de um ou mais vazamentos submarinos com base em pelo menos um ou mais parâmetros de momento de fluxo cruzado.

Breve descrição dos desenhos

[0012] As vantagens acima mencionadas e outras vantagens da presente invenção podem ficar aparentes com um exame da descrição detalhada que se segue e dos desenhos e dos exemplos não limitantes dos modos de realização nos quais:

[0013] FIG. 1 mostra uma instalação de processamento de hidrocarbonetos representativa da presente invenção.

[0014] FIG. 2 mostra um esquema de liberação não programada de gás ácido/sulfuroso a partir do compressor de gás submarino.

[0015] FIG. 3 mostra o efeito previsto da profundidade sobre a velocidade da linha de flutuação do gás utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0016] FIG. 4 mostra o efeito previsto da profundidade sobre o raio da linha de flutuação da nuvem utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0017] FIG. 5 mostra o efeito previsto da profundidade e do diâmetro de vazamento equivalente sobre o tempo de elevação da nuvem utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0018] FIG. 6 mostra o efeito previsto da profundidade e do diâmetro do vazamento equivalente sobre a velocidade da linha de flutuação do gás utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0019] FIG. 7 mostra o efeito previsto da profundidade sobre o tempo de elevação da nuvem para liberações com diferentes composições utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0020] FIG. 8 mostra o efeito previsto da profundidade sobre raio da linha de flutuação da nuvem para liberações com diferentes composições utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0021] FIG. 9 mostra o efeito previsto da profundidade sobre a dispersão atmosférica da nuvem utilizando-se o modelo de nuvem de bolhas da presente invenção.

[0022] FIG. 10 mostra a trajetória da linha de centro da nuvem para liberações dos testes em pequena escala.

[0023] FIG. 11 mostra os desvios da nuvem na linha de flutuação em função das taxas de liberação para liberação em testes em pequena escala.

[0024] FIG. 12 mostra uma comparação entre os desvios medidos da nuvem e os desvios previstos para a nuvem.

[0025] FIG. 13 mostra uma vista lateral das trajetórias previstas das nuvens para três fluidos com diferentes composições.

Descrição detalhada da invenção

[0026] Na seção de descrição detalhada a seguir, os modos de realização específicos da presente invenção são descritos em conexão com modos de realização preferenciais. Entretanto, como a descrição a seguir é específica de um modo de realização específico, ou de uma utilização específica da presente invenção, pretende-se que seja apenas com propósitos exemplificativos e forneça simplesmente uma descrição de modos de realização exemplificativos. Desta forma, a invenção não está limitada aos modos de realização específicos aqui descritos, mas, ao invés disto ela inclui todas as alternativas, modificações, e equivalentes que caiam dentro do verdadeiro espírito e escopo das reivindicações anexas.

[0027] Vários termos, da forma em que são aqui utilizados, são definidos abaixo. Quando um termo utilizado em uma reivindicação não estiver definido abaixo, deve- se dar a ele a definição mais ampla que os indivíduos deram na técnica àquele termo, da forma mostrada em pelo menos uma publicação impressa ou uma patente concedida.

[0028] Da forma em que é aqui utilizado, o termo "gás natural" refere-se a um gás com múltiplos componentes obtidos a partir de um poço de óleo cru (gás associado) ou a partir de uma formação subterrânea contendo gás (gás não associado). A composição e a pressão do gás natural podem variar significativamente. Uma corrente típica de gás natural contém metano (CH4) como componente principal. A corrente de gás natural pode ainda conter etano (C2H6), hidrocarbonetos de peso molecular maior (por exemplo, hidrocarbonetos C3-C20), um ou mais gases ácidos (e.g., por exemplo, sulfeto de hidrogênio, dióxido de carbono), ou qualquer combinação dos mesmos. O gás natural pode também conter quantidades menores de contaminantes tais como água, nitrogênio, sulfeto de ferro, cerume, óleo cru, ou qualquer combinação dos mesmos.

[0029] Os gases ácidos são contaminantes que são frequentemente encontrados em correntes de gás natural. Tipicamente, estes gases incluem dióxido de carbono e sulfeto de hidrogênio, embora quaisquer números de outros contaminantes possam também formar ácidos. Os gases ácidos são comumente removidos pelo contato da corrente de gás com um líquido absorvente, que pode reagir com o gás acido. Quando o liquido absorvente torna-se "rico" em gás ácido, uma etapa de dessorção pode ser utilizada para separar os gases ácidos do líquido absorvente. O liquido absorvente “improdutivo” é então, tipicamente, reciclado para posterior absorção.

[0030] O termo "gás ácido"significa qualquer ou mais de um dentre dióxido de carbono (CO2), sulfeto de hidrogênio (H2S), dissulfeto de carbono (CS2), sulfeto de carbonila (COS), mercaptanas (R-SH, onde R é um grupo alquil que possui de 1a 20 átomos de carbono), dióxido de enxofre (SO2), combinações dos mesmos, misturas dos mesmos, e derivativos dos mesmos.

[0031] O termo "gás sufuroso" significa um gás contendo quantidades indesejáveis de gás ácido, por exemplo, 55 partes-por-milhão por volume (ppmv) ou mais, ou 500 ppmv, ou 5 por cento por volume ou mais, ou15 por cento por volume ou mais, ou 35 por cento por volume ou mais. Pelo menos um exemplo de um "gás ácido" é um gás que possui cerca de 2 por cento por volume ou mais até cerca de 7 por cento por volume ou mais de gás ácido.

[0032] Uma "unidade de remoção do gás ácido"refere-se de modo amplo a qualquer dispositivo adequado e/ou equipamento para separar pelo menos uma porção de uma corrente de gás ácido de outra corrente do processo, como uma corrente de hidrogênio. Gás ácido refere-se de modo amplo a um gás e/ou vapor que contém sulfeto de hidrogênio, dióxido de carbono, outros contaminantes similares, e/ou os assemelhados. É desejável que a unidade de remoção do gás ácido possa separar e/ou formar uma corrente de hidrogênio ou uma corrente purificada de gás sintético, e uma corrente de gás ácido. A unidade de remoção de gás ácido pode também separar a corrente de gás ácido em um ou mais componentes e/ou constituintes, tais como em uma corrente de dióxido de carbono e uma corrente de sulfeto de hidrogênio. A unidade de remoção de gás ácido pode incluir quaisquer dispositivos adequados e/ou equipamentos, tais como bombas, válvulas, tubos, compressores, permutadores de calor, vasos de pressão, colunas de destilação, sistemas de controle, e/ou assemelhados. De acordo com um modo de realização, a unidade de remoção de gás ácido inclui uma ou mais torres de absorção e uma ou mais torres extratoras. A unidade de remoção de gás ácido pode recuperar e/ou separar qualquer quantidade desejada de gás ácido de uma corrente do processo, tal como, pelo menos cerca de 50 por cento, pelo menos cerca de 75 por cento, pelo menos cerca de 85 por cento, pelo menos cerca de 90 por cento, pelo menos cerca de 95 por cento, pelo menos cerca de 99 por cento, e/ou assemelhado, com base na massa, com base no volume, com base no mol, e/ou assemelhados. A unidade de remoção de gás ácido pode incluir sistemas de Rectisol® da Linde AG, Munique, Alemanha, e/ou Lurgi GmbH, Frankfurt, Alemanha, sistemas de metanol, sistemas de álcool, sistemas de amina, sistemas de amina promovidos, sistemas de amina amortecidos, sistemas de glicol, sistemas de éter, sistemas de carbonato de potássio, sistemas de lavagem com água, outros solventes adequados, e/ou os assemelhados.

[0033] O termo "gás doce" significa um gás que possui não mais do que o conteúdo de enxofre máximo definido pelas especificações para o gás de venda de uma planta ou pela definição por um corpo jurídico, como, por exemplo, a Texas Railroad Commission. O termo "gás doce" inclui um gás que não contém compostos condenáveis de enxofre, tais como menos do que 21ppmv de “compostos contendo enxofre” (medido como enxofre), por exemplo, e nenhuma quantidade condenável de dióxido de carbono. Por exemplo, um gás doce possui uma quantidade máxima de dióxido de carbono, como a de menos de 2% por volume para a tubulação de gás de venda e 50ppmv para fabricação do Gás Natural Liquefeito (LNG).

[0034] Pretende-se que “submarino” englobe tanto ambientes de água salgada quanto os de água fresca, e que represente a região entre a superfície da água e o leito do corpo de água.

[0035] Um compressor submarino pode compreender todos e quaisquer tipos de combinações e tipos similares ou diferentes dos equipamentos de compressão, e pode incluir equipamentos auxiliares, conhecidos na técnica para comprimir uma substância ou uma mistura de substâncias. Uma “unidade de compressão” pode utilizar uma ou mais etapas de compressão. Compressores ilustrativos podem incluir, mas não estão limitados aos tipos de deslocamento positivo, tais como compressores alternados e rotativos, por exemplo, e aos tipos dinâmicos, como os compressores centrífugos e de fluxo axial, por exemplo.

[0036] Os presentes modos de realização dizem respeito aos métodos e instalações compreendendo compressores de gás submarinos. Os modos de realização dos métodos e instalações presentemente divulgados podem ser utilizados para reduzir os riscos regulatórios e os riscos à saúde das operações de produção de hidrocarbonetos offshore. Em particular, os presentes modos de realização podem reduzir o risco de exposição dos trabalhadores offshore a liberações perigosas de gases ácidos e/ou sulfurosos.

[0037] O processamento offshore frequentemente inclui a separação, a compressão, o adoçamento do gás, desidratação do gás, o ponto de orvalho do gás do gás, estabilização condensada e/ou o tratamento da água produzida. Muito frequentemente, a estação de compressão de gás fica localizada na plataforma de produção. No caso de uma liberação inesperada de gases ácidos e/ou sulfurosos, a pequena pegada da plataforma de produção resulta em que os gases tóxicos atravessam a 'área dos operários'muito rapidamente. Isto resulta em um curto espaço de tempo para colocar respiradores, ou para respirar o ar, ou para buscar um refúgio da nuvem do gás em dispersão. As opções para reduzir o risco da exposição à liberação perigosa de gases ácidos/sulfuroso offshore incluem a localização da estação de compressão de gás ou em uma plataforma não habitada e remota, ou dentro do mar, seja remotamente no leito do mar ou presa a uma estrutura de suporte que é posteriormente afixada na plataforma de produção.

[0038] Dentre estas opções, a tecnologia submarina de compressão de gás é particularmente atrativa devido ao custo comparativamente menor e à melhoria das considerações regulatórias. Vantajosamente, os vazamentos a partir das estações de compressão de gás localizadas dentro do mar levam algum tempo para subir até a superfície do mar. Quando o gás é liberado para dentro da água, a água, devido à sua densidade e viscosidade, serve como “freio do momento” para a dispersão de gases tóxicos reduzindo a velocidade da sua propagação em relação à dispersão de uma liberação de gás para o ar. Em outros termos, a água provê muito mais resistência ao fluxo do gás liberado do que o ar. Desta forma, o gás deixa a superfície da água a uma velocidade muito menor do que a velocidade da liberação, de forma que ele é prontamente varrido para longe pelo vento.

[0039] Os inventores desenvolveram um modelo de nuvem de bolhas de modo que a localização da fonte de uma liberação não planejada pode ser correlacionada com a subsequente elevação da nuvem de bolhas e com a dispersão. Os presentes modos de realização dizem respeito a um modelo matemático para a previsão da trajetória dos vazamentos submarinos, sendo que o modelo prevê a trajetória da nuvem de bolhas de um ou mais vazamentos submarinos com base em pelo menos um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado e a utilização do mesmo. Este modelo permite, vantajosamente, a colocação ótima de compressores submarinos de gás ácido/sulfuroso para maximizar o tempo disponível antes de a nuvem de bolhas subir para a superfície, e/ou para localização da nuvem na superfície.

[0040] Em particular, alguns dos presentes modos de realização dizem respeito a um método para processamento de hidrocarbonetos, que compreende o processamento de uma corrente de hidrocarbonetos gasosos para formar uma primeira corrente de produção e uma primeira corrente de injeção; a compressão da primeira corrente de injeção em um compressor colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar; sendo que a localização do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima é determinado com base em uma trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor; e sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado.

[0041] Adicionalmente, os presentes modos de realização dizem respeito a uma instalação para processamento de hidrocarbonetos, que compreende um sistema de processamento de gás configurado para receber e processar a corrente de hidrocarbonetos gasosos para produzir pelo menos uma corrente de gás de injeção e pelo menos uma corrente de gás de produção; um sistema de injeção de gás ácido que compreende um compressor, configurado para comprimir e injetar pelo menos uma corrente de gás de injeção, sendo o compressor colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar; a localização do compressor submarino é determinada com base na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor; e sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado.

[0042] Mais ainda, os modos de realização aqui dizem respeito a um processo para projetar uma instalação de processamento de gás de hidrocarbonetos, que compreende a provisão de uma plataforma de produção offshore possuindo uma área habitada; a provisão de pelo menos uma unidade de adoçamento do gás localizada na plataforma de produção offshore; sendo que a pelo menos uma unidade de adoçamento de gás e a pelo menos uma unidade de adoçamento do gás ficam em comunicação fluídica com pelo menos uma unidade de separação de líquido e pelo menos uma unidade de compressor submarino; e a determinação de um local selecionado do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima; sendo que a determinação é baseada na trajetória de uma nuvem de bolhas de um vazamento modelo a partir do compressor; e na otimização do tempo que um vazamento de gás leva a partir do compressor submarino para alcançar a área habitada.

[0043] A Figura 1 mostra uma instalação de processamento de hidrocarbonetos representativa da presente invenção. A instalação de processamento de hidrocarbonetos fica tipicamente localizada offshore. Está também dentro do escopo desta invenção ter as etapas de produção e processamento onshore e a compressão do resíduo ocorrendo offshore. Em alguns modos de realização, as etapas de produção ocorrem na plataforma de produção 206. Em alguns dos presentes modos de realização, a plataforma de produção pode ser fixa ou flutuante.

[0044] Um poço de produção 202 fica localizado abaixo da superfície do mar 216. A plataforma de produção 206 consiste de um equipamento de produção 204, 208, e 214 que controla os fluidos do poço e separa gases e líquidos. Os líquidos separados 210 são tipicamente utilizados para venda. Esta instalação também processa algum ou todo o gás para remover os compostos corrosivos e tóxicos tais como H2S e CO2 utilizando processos convencionais de adoçamento de gás e equipamentos 214. O gás adoçado 212 pode ser utilizado ou para venda ou combustível. A corrente residual resultante 215 é tipicamente a baixas pressões e é alimentada em um compressor 218 localizado abaixo da superfície da água 216.

[0045] O compressor 218 é um compressor acionado a motor, hermeticamente vedado capaz de comprimir um gás ácido até uma pressão alta o bastante para prover uma corrente de gás comprimido a ser diretamente bombeada 220 para um poço(s) de injeção 208 ou para disposição, ou recuperação melhorada do óleo. Em alguns modos de realização, as etapas de produção e/ou processamento ocorrem em uma plataforma offshore.

[0046] Os modos presentes de realização requerem um compressor de gás. Em alguns modos de realização, um compressor de gás centrífugo que pode ser utilizado para aplicações submarinas é utilizado. Este compressor é acionado por um motor ou diretamente ou por meio de um mecanismo. Algumas vezes, são utilizados motores de altas velocidades (>6,200 RPM) para obter as velocidades de compressor requeridas. Estes compressores muitas vezes requerem um acionamento de frequência variável (VFD) para obter velocidades acima do síncrono (3,000 ou 3,600 RPM), e são projetados para comprimir o gás a partir dos fluidos das correntes do poço para transferir para instalação de processamento remota para injeção. A compressão submarina requer que o motor, o VFD (quando em um local submarino), e o compressor sejam hermeticamente vedados para conter o gás comprimido e para proteger o motor e o compressor do ambiente marinho. A compressão submarina requer ainda uma fonte de energia elétrica suprida para o compressor. Também requer que o caminho do gás seja também projetado com materiais adequados para serviços molhados e ácidos. Testes piloto, utilizando-se compressores submarinos, realizados pela General Electric estão atualmente em andamento.

[0047] Quando ocorre uma liberação não planejada de gás ácido/sulfuroso a partir de um compressor submarino, o gás liberado tenderá a formar uma nuvem que sobe até a superfície da água. Da forma em que é aqui utilizada, “nuvem de bolha”, “nuvem de gás,” ou “nuvem” refere-se ao gás liberado quando ele sobe através da água. A nuvem de bolhas pode ser descrita em termos do seu diâmetro, da velocidade, e da localização da nuvem na superfície. Estas características da nuvem de bolhas são mostradas na Figura 2 e, por sua vez, descritas abaixo.

[0048] A Figura 2 é um esquema de um vazamento a partir de um compressor submarino, e não foi desenhada em escala. A Figura 2 mostra um compressor submarino 230 localizado a uma profundidade 235 abaixo da superfície do mar, e a uma distância horizontal 237 a partir de uma instalação que possui áreas habitadas 238. O compressor submarino pode ser colocado em quaisquer profundidades adequadas 235. A profundidade máxima na qual um compressor submarino pode ser colocado é tipicamente limitada pela profundidade do leito do mar 239. Em alguns modos de realização, o compressor submarino fica localizado a uma profundidade de 300 metros (928 pés) ou mais (alternativamente 500 metros ou mais, alternativamente 1500 metros ou mais, alternativamente 3000 metros ou mais ou alternativamente 4500 metros ou mais). Em alguns modos de realização, o compressor submarino fica localizado ou no fundo do oceano ou em uma estrutura de suporte fixamente presa à plataforma offshore. Em modos de realização preferenciais, o compressor submarino fica localizado sobre o fundo do oceano.

[0049] O compressor submarino pode também ser deslocado lateralmente a partir da plataforma e de quaisquer áreas habitadas por uma distância horizontal 237. A extensão deste deslocamento lateral é um parâmetro importante do projeto do modelo de nuvem de bolhas aqui divulgado. Quando a distância horizontal a partir da área habitada aumenta, tipicamente, ocorre uma troca entre a redução do risco e o aumento do investimento econômico. Quando a distância horizontal 237 aumenta, o comprimento das tubulações maiores de transporte do gás até o compressor aumenta. Isto acarretará o aumento dos custos de instalação. A utilização do modelo de nuvem de bolhas para otimizar a distância lateral pode permitir, vantajosamente, a maximização da redução do risco e ao mesmo tempo preservar o investimento econômico. Em alguns modos de realização, o compressor submarino fica localizado a uma distância horizontal de cerca de 300 metros ou mais da área habitadas 238. Em outros modos de realização, o compressor submarino fica localizado a uma distância horizontal de cerca de 500 metros ou mais da área habitada (alternativamente, de cerca de 1500 metros ou mais).

[0050] O compressor submarino comprime a primeira corrente de injeção 233 a partir da instalação. Em alguns modos de realização, a primeira corrente de injeção é uma entre uma corrente de gás ácido, ou uma corrente de gás sulfuroso. Em uma liberação não planejada, um vazamento pode ocorrer em um ponto da liberação, por exemplo, 240. Os gases então escaparão e formarão uma nuvem de bolhas 245, que subirá então até a superfície do mar ou a linha de flutuação. A colocação do compressor de gás submarino permite, assim, vantajosamente, a dispersão dos gases na água no caso de um vazamento. Na ausência de oxigênio, o risco de explosão submarina é baixo ou inexistente. Além do mais, quando os gases sobem ao longo da coluna de água na forma de uma nuvem, os gases se dispersam através da água, gerando um alargamento da nuvem quando os gases se aproximam da linha de flutuação. Quando os gases são liberados na linha de flutuação para a atmosfera, eles já estão diluídos pela dispersão, gerando, desta forma, um baixo risco de incêndio e explosão na superfície devido ao vazamento do compressor submarino.

[0051] A nuvem de bolhas pode ser descrita por um ou mais dentre o tempo de elevação da nuvem, a velocidade da linha de flutuação do gás, e o raio linha de flutuação da nuvem. Além disto, a trajetória da nuvem de bolhas pode ser determinada por um ou mais dentre a pressão do tubo que tem o vazamento, a profundidade do mar, a distância horizontal do compressor submarino a partir da área habitada, a salinidade do mar, e a temperatura da água, a densidade dos componentes da primeira corrente de injeção, a velocidade das correntes de água, e o diâmetro do vazamento.

[0052] O raio da nuvem em qualquer ponto é a distância da linha central da nuvem 270 até a borda da nuvem, e é tipicamente medida na perpendicular à linha central da nuvem. O raio da nuvem na superfície é conhecido como raio da linha de flutuação da nuvem. Da forma em que é aqui utilizado, o diâmetro da nuvem é a largura da nuvem em um ponto específico, e tipicamente é de cerca de duas vezes o raio da nuvem naquele ponto. Uma nuvem pode ter um diâmetro de nuvem próximo do ponto de liberação 240, e um diâmetro de nuvem diferente na superfície do mar (ou linha de flutuação) 312. O diâmetro na superfície é conhecido como diâmetro da linha de flutuação da nuvem. Em relação à Fig. 2, um diâmetro de nuvem é mostrado por 250. Um raio de nuvem é mostrado por 260. O diâmetro da nuvem do gás liberado pode depender de vários fatores. Por exemplo, o gás liberado pode expandir-se quando ele sobe devido a uma redução da pressão hidrostática. Além disto, expandir-se quando ele sobe devido a uma redução da pressão hidrostática. Além disto, se o gás liberado comprimir quaisquer hidrocarbonetos líquidos, estes hidrocarbonetos podem vaporizar quando o gás sobe devido à redução da pressão hidrostática. Esta expansão frequentemente leva a um aumento do diâmetro da nuvem. A vaporização de quaisquer líquidos e a consequente expansão do diâmetro da nuvem pode ser afetada também pela temperatura da água, que normalmente aumenta no seu movimento ascendente ao longo da coluna de água. Além do mais, quando a nuvem sobe através da água, a água pode ficar suspensa na mesma, contribuindo também tipicamente para um aumento no diâmetro da nuvem.

[0053] O tempo que o gás leva para se deslocar do ponto de liberação submarino 240 até a superfície do mar 312 é conhecido como tempo de elevação da nuvem. Nos modos de realização aqui, o compressor submarino é colocado a uma profundidade para maximizar o tempo de elevação da nuvem. The tempo de elevação da nuvem aumenta com o aumento da profundidade do vazamento e o aumento da corrente de água. Em alguns modos de realização, o tempo de elevação da nuvem é maior do que cerca de 2,0 minutos (preferencialmente maior do que cerca de 10 minutos).

[0054] A nuvem pode ser deslocada e/ou distorcida pelo momento de cruzamento. Da forma em que é aqui utilizado, “momento de fluxo cruzado” significa as forças devidas à corrente de água que tendem a mover a nuvem lateralmente, ou forças devidas à flutuabilidade da nuvem que tendem a mover a nuvem para cima. Nos modos de realização aqui, o parâmetro do momento de fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente 290 e/ou de flutuabilidade. O momento de fluxo cruzado pode variar em qualquer ponto ao longo da nuvem. Este movimento ou distorção da nuvem usualmente afetará a localização da nuvem na superfície, em relação à instalação, também denominado local da linha de flutuação da nuvem 300. O local da linha de flutuação da nuvem é importante porque uma área habitada pode estar presente ou próxima deste local.

[0055] Ao alcançar a superfície da água 312, o gás que sai da nuvem dispersará no ar 310 a certa velocidade 320. A velocidade do gás quando ele emerge da superfície da água é conhecida como a velocidade da linha de flutuação do gás. O modelo de nuvem de bolhas prevê a velocidade da linha de flutuação do gás que pode ser utilizada nas previsões da dispersão atmosférica que podem ajudar na localização ótima do compressor de gás submarino. Na maioria dos modos de realização, a velocidade da linha de flutuação do gás será menor do que 2 metros/segundo. A velocidade do vento e a direção em que o vento sopra no local no qual a nuvem emerge são também importantes, porque elas podem também afetar a dispersão atmosférica do gás. No caso do pior cenário, as correntes de vento podem soprar a nuvem emergente diretamente da direção das áreas habitadas 330.

[0056] O tempo necessário para que o gás se eleve até a superfície da água representa o tempo adicional para que o pessoal reaja, mitigue o evento, e proteja- se. A colocação do compressor submarino a certa profundidade abaixo da superfície do mar desloca a nuvem de gás para longe da instalação, provendo, desta forma, uma distância vertical maior para que a nuvem de gás se desloque. Esta distância vertical maior em que o gás é forçado a deslocar-se provê um valioso tempo de resposta para o pessoal. Quaisquer ampliações de tempo obtidas entre o momento da liberação do gás e o da difusão do gás liberado do mar para a atmosfera é aqui inestimável em termos da redução tanto dos riscos à saúde quanto os ambientais. Desta forma, a colocação ótima de um sistema de compressão de gás submarino requer que se tire proveito de quaisquer fatores que aumentem este tempo de resposta no caso de uma liberação não planejada de um gás ácido/sulfuroso a partir do compressor.

[0057] Considerações adicionais podem incluir a distância horizontal do sistema de compressão de gás a partir da plataforma de perfuração, em especial de quaisquer áreas habitadas, por exemplo, os alojamentos. A colocação do compressor submarino em local horizontalmente afastado da instalação permite que a localização da linha de flutuação da nuvem de gás a partir do vazamento não planejado esteja em local da superfície que fica afastado por certa distância da instalação. Isto permite a diluição adicional dos gases tóxicos no ar. Isto reduz as concentrações de gás tóxico no local onde o pessoal está e, novamente, provê um espaço de tempo adicional para que o pessoal reaja. A localização da estação de compressão de gás submarina a certa distância horizontal da instalação pode, desta forma, prover um espaço de tempo adicional crítico para a resposta do pessoal no caso de um vazamento inesperado de gás sulfuroso e/ou ácido.

[0058] Além do mais, o raio da linha de flutuação da nuvem é de grande importância para a colocação ótima de uma estação de compressão submarina. Quanto maior for o raio da linha de flutuação da nuvem, menor será a velocidade da linha de flutuação do gás. Entretanto, um raio da linha de flutuação da nuvem grande demais pode ser indesejável devido à grande área de superfície de liberação do gás para a atmosfera. Desta forma, os benefícios de uma velocidade reduzida da linha de flutuação do gás devem ser comparados com a área de superfície disponível para liberação do gás para a atmosfera.

[0059] Outros fatores que podem influenciar a colocação ótima de uma estação de compressão submarina incluem a profundidade do fundo do oceano, a salinidade e/ou flutuabilidade, a proximidade de outras operações submarinas tais como perfuração; condições meteorológicas tais como a velocidade dos ventos; condições oceanográficas tais como a topografia do fundo do oceano e as correntes oceânicas prevalecentes, a pressão parcial do H2S do gás ácido/sulfuroso; e, as suposições quanto ao tamanho dos vazamentos.

[0060] A colocação ótima do compressor submarino em um local submarino pode ser alcançada utilizando-se uma ferramenta preditiva sob a forma de um modelo de nuvem de bolhas aqui descrito. Os inventores desenvolveram, vantajosamente, um modelo de nuvem de bolhas que é utilizado para simular as propriedades físicas de uma liberação não planejada. O modelo é executado, vantajosamente, muito rapidamente nos computadores pessoais. O programa, em primeiro lugar, integra para baixo a partir da superfície da água até o local de liberação para calcular a pressão de retorno hidrostática no local de liberação, levando em conta a variação da densidade da água (geralmente águas marinhas) com a temperatura. O perfil da temperatura ao longo da coluna de água é especificado. A densidade da água do mar é calculada por meio da salinidade. A partir da temperatura e da pressão especificadas no local de liberação (obtidas pelo modelo de liberação), o programa calcula a velocidade do fluido no local de liberação, que é geralmente a velocidade sônica naquelas condições. Isto provê uma velocidade inicial para os cálculos da nuvem. Para os cálculos da nuvem, o programa integra para cima a partir do local de liberação até a superfície da água.

[0061] O modelo envolve a resolução das seguintes equações diferenciais: conservação da massa, inclusive a suspensão da água para dentro da nuvem e conservação do momento nas direções axial e cruzada. A liberação pode ser orientada em qualquer ângulo em um plano alinhado com a corrente. A velocidade pela qual a água é suspensa para dentro da nuvem está relacionada com a velocidade axial da nuvem, com base em dados experimentais. Em cada posição ao longo do eixo da nuvem, as forças de flutuabilidade e de corrente são resolvidas no componente axial e no de fluxo cruzado. A temperatura da corrente e da água pode variar com a profundidade da água, uma vez que o usuário pode inserir uma tabela de valores para a interpolação.

[0062] Um perfil “tophat” (com bordas agudas) para a velocidade e a fração foi suposto na direção de atravessamento da nuvem. Supõe-se que as velocidades da nuvem e da fração de gás sejam uniformes, a partir da linha central da nuvem até o raio da nuvem (b) , isto é, a borda da nuvem. Naquele ponto, a velocidade da nuvem (U) cai descontinuamente até a velocidade da corrente externa (Uw) , e a fração da massa de gás (fg) cai descontinuamente para zero. As equações diferenciais para a conservação tanto da massa do gás quanto do líquido e o momento são descritas para a direção do eixo da nuvem, denotada por s . A suposição de conservação total da massa resulta na Equação 1, abaixo.

na qual: sé a coordenada direcionada ao longo do eixo da nuvem local; bé o raio da nuvem; pp é a densidade da nuvem; U é a velocidade axial da nuvem; pw é a densidade da água circundante; αé o coeficiente de suspensão; Uw é a velocidade horizontal da água circundante; e θé o angulo local do eixo da nuvem com a vertical.

[0063] A suspensão de um fluido externo, como a água do mar, para dentro de uma nuvem é especificada por meio de um fator de suspensão, α. O fator de suspensão é a razão entre a velocidade radial do fluido externo para dentro da nuvem e a velocidade axial da nuvem naquele ponto. A suposição de que a variação da pressão hidrostática imposta pelo fluido circundante, e a conservação total do momento na direção axial resulta na Equação 2, abaixo.

na qual gé a aceleração devida à gravidade.

[0064] Supõe-se nenhuma transferência de fase vapor-liquido, e que a massa de gás seja conservada, o que resulta na Equação 3, abaixo.

[0065] A equação para a conservação do momento de fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente e de flutuabilidade, conforme mostrado na Equação 4 abaixo:

na qual Cdé o coeficiente de arrasto para o fluxo cruzado.

[0066] Na suposição de nenhum deslizamento entre o líquido e o vapor na nuvem, a densidade da nuvem é a mostrada na Equação 5:

[0067] A equação do momento de fluxo cruzado permite calcular a trajetória da nuvem resolvendo as forças de flutuabilidade e de corrente em cada posição ao longo do eixo da nuvem pelos componentes axial e de fluxo cruzado, sendo o componente axial paralelo ao eixo local da nuvem e sendo o componente de fluxo cruzado normal em relação ao eixo local. O momento de fluxo cruzado da nuvem é modificado em cada posição axial por estas forças de flutuabilidade e de corrente, resultando na mudança na direção axial da nuvem. A integração ao longo da linha de centro da nuvem permite calcular a trajetória da nuvem.

[0068] As forças da corrente sobre a nuvem são calculadas tratando-se a nuvem como um objeto cilíndrico no fluxo cruzado. A velocidade local da corrente é resolvida pelos componentes axial e de fluxo cruzado. O arrasto do fluxo cruzado é calculado utilizando-se as relações de arrasto de perfil de Numero de Reynolds elevado de unidade e supondo um coeficiente de arrasto (Cd) de uma unidade. A corrente pode variar com a profundidade da água com base em valores tabulados especificados pelo usuário. Embora o tratamento da nuvem como um cilindro sólido no fluxo cruzado seja uma aproximação, ele permite, vantajosamente, a inclusão dos efeitos de corrente de uma forma plausível.

[0069] Além do mais, as forças de flutuabilidade são calculadas tanto na direção axial quanto na do fluxo cruzado, supondo-se que sejam verticalmente ascendentes e proporcionais à aceleração gravitacional e à diferença local entre as densidades da nuvem e do fluido circundante. Como resultado, as nuvens que possuem uma fração alta de gás e, portanto, uma baixa densidade, mostram usualmente uma tendência para se voltarem para cima maior do que as nuvens com grande fração de líquido.

[0070] Para jatos de gás superexpandidos na fonte, existe um fluxo acelerado por estrangulamento no plano de saída do bocal, e existe uma complicada região de superexpansão no jato até que a pressão do jato caia para a pressão do ambiente circundante. Esta região de superexpansão é modelada de forma simplista supondo-se um cone a jusante do bocal possuindo um meio ângulo de 15 graus. Nesta região de superexpansão, não é permitida nenhuma suspensão ou curvatura. O fim da região de superexpansão ocorre quando a conservação da massa inserida pode ser satisfeita por um gás em velocidade sônica e a uma pressão e temperatura que casam com a pressão e a temperatura do fluido circundante local. Esta região de superexpansão tende a ser curta, da ordem de dez diâmetros de bocal, conforme observado em experimentos. Este tratamento simplificado e aproximado evita os cálculos da complicada dinâmica da superexpansão de gases. No final de região de superexpansão são invocadas as equações do momento da massa axial e de fluxo cruzado anteriormente descritas.

[0071] O fator de suspensão, α , é modificado pela modificação da densidade, conforme mostrado na Equação 6, abaixo, para produzir um fator de suspensão com densidade modificada αm .

na qual ppé a densidade local da nuvem e pw é a densidade local da água circundante. Esta modificação representa uma forma plausível de expressar a supressão da suspensão do líquido em jatos de gás a altas velocidades.

[0072] A partir da posição da linha central da nuvem, do ângulo, e do raio em qualquer ponto ao longo da linha central, as bordas da nuvem podem ser localizadas conforme representadas nas Equações de 7 a 10, abaixo.

[0073] A integração é realizada sobre as etapas da posição a partir do ponto de liberação até a superfície da água. O resultado é descrito em função da distância ao longo do eixo da nuvem. Os resultados incluem a profundidade abaixo da superfície da água, a velocidade da nuvem, a fração de gás na nuvem, e a densidade da nuvem.

[0074] O modelo pode ser aplicado a liberações de gás, de vapor/líquido, ou de hidrocarbonetos líquidos. Quando a nuvem sobe, a densidade das misturas de hidrocarbonetos se reduz devido à redução na pressão hidrostática e, quando apropriado, à maior vaporização dos hidrocarbonetos líquidos. A densidade da nuvem de hidrocarbonetos-água aumenta devido à maior suspensão da água. Uma vez que o interesse comum está nas liberações de água do mar, os efeitos da salinidade sobre a densidade da água do mar é também levado em consideração no modelo.

[0075] Em alguns modos de realização:

[0076] 1. O método de processamento de hidrocarbonetos compreende: o processamento de uma corrente de hidrocarbonetos gasosos para formar uma primeira corrente de produção e uma primeira corrente de injeção (preferencialmente a primeira corrente de injeção é uma corrente de gás acido ou uma corrente de gás sulfuroso); e

[0077] a compressão da primeira corrente de injeção em um compressor localizado em local selecionado abaixo da superfície do mar (preferencialmente o local selecionado é um entre o fundo do mar e uma estrutura de suporte fixamente presa à plataforma offshore; preferencialmente o local selecionado está a uma profundidade de cerca de 300 metros ou mais);

[0078] sendo que a localização do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima é determinada com base na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor (preferencialmente o local selecionado fica a uma distância horizontal de cerca de 300 metros ou mais da área habitada); e

[0079] sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros de momento de fluxo cruzado (preferencialmente o parâmetro do momento de fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente e/ou de flutuabilidade) e, opcionalmente, um ou mais dentre a pressão do duto que tem o vazamento, a profundidade do mar, a distância horizontal do compressor submarino a partir da área habitada, a salinidade do mar, a temperatura da água, a densidade dos componentes da primeira corrente de injeção, a velocidade das correntes de água, e o diâmetro do vazamento.

[0080] 2. O método do item 1, compreendendo ainda a descrição da trajetória da nuvem de bolhas por um ou mais dentre o tempo de elevação da nuvem (preferencialmente o tempo de elevação da nuvem é maior do que cerca de 2,0 minutos; preferencialmente maior do que cerca de 10,0 minutos), a velocidade da linha de flutuação do gás (preferencialmente a velocidade da linha de flutuação do gás é menor do que cerca de 6 metros/segundo; preferencialmente menor do que cerca de 3 metros/segundo), e o raio da linha de flutuação da nuvem.

[0081] 3. O método dos itens 1 e 2, sendo que as etapas de produção e/ou processamento ocorrem em uma plataforma offshore.

[0082] 4. Uma instalação para processamento de hidrocarbonetos que pode ser utilizada no método de processamento de hidrocarbonetos dos itens 1 a 3 compreendendo: um sistema de processamento de gás configurado para receber e processar uma corrente de hidrocarbonetos gasosos para produzir pelo menos uma corrente de gás de injeção e pelo menos uma corrente de gás de produção; um Sistema de injeção de gás compreendendo um compressor, configurado para comprimir e injetar pelo menos uma corrente de gás de injeção (preferencialmente uma entre uma corrente de gás ácido ou uma corrente de gás sulfuroso), sendo o compressor colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar (preferencialmente o local fica a uma profundidade de cerca de 300 metros ou mais); sendo que o local do compressor submarino em relação à área habitada mais próxima é determinado com base na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção a partir do compressor (preferencialmente o compressor fica localizado a uma distância horizontal de cerca de 300 metros ou mais a partir da área habitada); e sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado (preferencialmente o parâmetro do momento do fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente e/ou de flutuabilidade); e opcionalmente, um ou mais dentre a pressão do duto que tem o vazamento, a profundidade do mar, a distância horizontal do compressor submarino a partir da área habitada, a salinidade do mar, a temperatura da água, a densidade dos componentes da primeira corrente de injeção, a velocidade das correntes de água, e o diâmetro do vazamento.

[0083] 5. A instalação do item 4, sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é descrita por um ou mais dentre o tempo de elevação da nuvem (preferencialmente o tempo de elevação da nuvem é maior do que cerca de 2,0 minutos, mais preferencialmente maior do que cerca de 10,0 minutos), a velocidade da linha de flutuação do gás (preferencialmente a velocidade da linha de flutuação do gás é menor do que cerca de 6 metros/segundo, mais preferencialmente menor do que cerca de 3 metros/segundo), e o raio da linha de flutuação da nuvem.

[0084] 6. A instalação dos itens 4 e 5, sendo que a instalação compreende uma plataforma offshore (preferencialmente o compressor fica localizado em um local selecionado a partir de um grupo consistindo do fundo do oceano e uma estrutura de suporte fixamente presa à plataforma offshore).

[0085] 7. Um processo para projetar uma instalação integrada para processamento de gás de hidrocarbonetos dos itens de 4 a 6, compreendendo:

[0086] a provisão de uma plataforma de produção offshore possuindo uma área habitada;

[0087] a provisão de pelo menos uma unidade de adoçamento de gás localizada sobre a plataforma de produção offshore;

[0088] sendo que a pelo menos uma unidade de adoçamento do gás fica em comunicação fluídica com a pelo menos uma unidade de separação de líquido e a pelo menos uma unidade de compressor submarino; e

[0089] a determinação de um local selecionado para o compressor submarino em relação à área habitada mais próxima;

[0090] sendo que a determinação é baseado na trajetória da nuvem de bolhas de um vazamento modelo a partir do compressor (preferencialmente a trajetória da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros de momento de fluxo cruzado; preferencialmente o parâmetro do momento do fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente e/ou de flutuabilidade); e

[0091] a otimização do tempo que um vazamento de gás leva a partir do compressor submarino para alcançar a área habitada.

[0092] 8. O processo do item 7, sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é descrita por um ou mais dentre o tempo de elevação da nuvem (preferencialmente o tempo de elevação da nuvem é maior do que cerca de 2,0 minutos, mais preferencialmente maior do que cerca de 10,0 minutos), velocidade da linha de flutuação do gás (preferencialmente a velocidade da linha de flutuação do gás é menor do que cerca de 6 metros/segundo, mais preferencialmente menor do que 3 metros/segundo), e o raio da linha de flutuação da nuvem.

[0093] 9. O processo dos itens 7 e 8, sendo que a trajetória da nuvem de bolhas é ainda determinada por um ou mais dentre a pressão do duto que tem o vazamento, a profundidade do mar, a distância horizontal do compressor submarino a partir da área habitada, a salinidade do mar, a temperatura da água, e densidade dos componentes da primeira corrente de injeção, a velocidade das correntes de água, e o diâmetro do vazamento.

[0094] 10. Um modelo matemático que pode ser utilizado no método dos itens de 1 a 3, a instalação dos itens de 4 a 6, e o processo dos itens de 7 a 9, para a previsão da trajetória de vazamentos submarinos, sendo que o modelo prevê a trajetória da nuvem de bolhas de um ou mais vazamentos submarinos com base em pelo menos um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado (preferencialmente o parâmetro do momento do fluxo cruzado inclui termos para os efeitos da corrente e/ou da flutuabilidade).

[0095] Exemplos

[0096] O modelo de nuvem de bolhas aqui descrito foi utilizado para prever várias propriedades de uma liberação inesperada, tais como a velocidade da linha de flutuação do gás, o raio da linha de flutuação da nuvem, e o tempo de elevação da nuvem. O vazamento modelado é um vazamento de um gás ácido de um compressor localizado debaixo do mar, sendo que o vazamento é angulado para cima (cenário do pior caso).

[0097] Exemplo 1: Efeito da profundidade sobre a velocidade da linha de flutuação do gás

[0098] Os resultados preditivos do aumento da profundidade sobre a velocidade da linha de flutuação do gás são mostrados na Tabela 1 e representados na Figura 3. Tabela1: Redução da velocidade da linha de flutuação do gás com a profundidade.

[0099] A Figura 3 mostra o efeito do diâmetro de um vazamento equivalente e da profundidade do vazamento sobre a velocidade da linha de flutuação do gás. Figura 3 mostra que quando a profundidade do vazamento aumenta, a velocidade da linha de flutuação do gás diminui.

[00100] Exemplo 2: Efeito da profundidade do vazamento e do diâmetro do vazamento equivalente sobre o raio da linha de flutuação da nuvem.

[00101] Os resultados preditivos do aumento da profundidade sobre o raio da linha de flutuação da nuvem são mostrados na Tabela 2 e representados na Figura 4. Tabela 2: Efeito da profundidade sobre o raio da linha de flutuação da nuvem.

[00102] Exemp o 3: Efeito da profundidade d o vazamento e do diâmetro de vazamento equivalente sobre o tempo de elevação da nuvem.

[00103] Os resultados preditivos do aumento da profundidade sobre o tempo de elevação da nuvem são mostrados na Tabela 3 e representados na Figura 5.

[00104] Tabela 3: Efeito da profundidade e do diâmetro do vazamento equivalente sobre o tempo de elevação da nuvem.

[00105] Exemp os 4-7: Efeito d a composição do gás, da profundidade do vazamento e do diâmetro do vazamento equivalente sobre a velocidade da linha de flutuação do gás, o raio da linha de flutuação da nuvem, o tempo de elevação da nuvem e a dispersão atmosférica da nuvem.

[00106] A Tabela 4 mostra a composição dos gases para os quais as previsões são apresentadas. Os gases 1 e 2 têm composições que são típicas das operações de injeção de um gás ácido (AGI), ao passo que o Gás 3 tem uma composição típica das operações de injeção de gás sulfuroso (SGI).

[00107] Tabela 4: Composição dos gases 1- 3 do teste preditivo

[00108] Foram calculadas previsões para um vazamento direcionado para cima, conforme mostrado nos Exemplos 4-7, abaixo.

[00109] Exemplo 4: Efeito da composição, da profundidade do vazamento e do diâmetro de vazamento equivalente sobre a velocidade da linha de flutuação do gás.

[00110] A Figura 6 mostra a velocidade prevista do gás que deixa a superfície da água (velocidade da linha de flutuação do gás). A velocidade é muito baixa porque a nuvem espalhou-se quando em elevação através da água. Por outro lado, a velocidade para um vazamento sobre a superfície é a velocidade sônica no ponto de liberação, que é cerca de 240 m/s para os gases ácidos (Gases 1 & 2) e de cerca de 410 m/s para o gás sulfuroso (Gás 3).

[00111] Exemplo 5: Efeito da composição, da profundidade do vazamento e do diâmetro do vazamento equivalente sobre o tempo de elevação da nuvem.

[00112] A localização do compressor submarino provê um tempo adicional para que os vazamentos subam até a superfície. A Figura 7 mostra o tempo de elevação da nuvem em função da profundidade na qual o compressor foi submerso e o diâmetro do vazamento. Isto demonstra o valor da localização de compressores de AGI debaixo da água do mar provendo um espaço de tempo adicional para o evento de resposta para proteger o pessoal.

[00113] Exemplo 6: efeito da composição, da profundidade do vazamento e do diâmetro de vazamento equivalente sobre o raio da nuvem na superfície da água.

[00114] A distância pode também reduzir os riscos envolvidos nos vazamentos de gás sulfuroso. Quanto mais distante a fonte da população de trabalhadores, maior é a oportunidade para dispersão do gás até um nível não prejudicial. Uma distância maior aumenta também o tempo requerido para que a nuvem possivelmente (dependendo da direção do vento) alcance uma área em que o pessoal esteja; provendo assim um tempo maior de advertência. Uma vez que as construções offshore são bastante limitadas, é difícil conseguir um espaço significativo dentro da própria instalação. Entretanto, se a construção for essencialmente estendida na direção do leito do mar, a distância pode ser dramaticamente aumentada a um custo incremental limitado. A Figura 8 mostra que o raio da nuvem na superfície da água depende primariamente da profundidade na qual o compressor foi submerso.

[00115] Exemplo 7: Efeito da profundidade do vazamento sobre a dispersão atmosférica da nuvem.

[00116] Uma importante vantagem da localização submarina do compressor consiste em que todas as instalações de superfície operam então em baixa pressão. A pressão baixa na fonte de um vazamento de superfície significa uma taxa de liberação baixa e, portanto, uma rápida dispersão para a atmosfera. A Figura 9 compara as vistas laterais de nuvens em dispersão atmosférica para liberações do Gás 2 para os três casos. O caso A é uma liberação na superfície a partir de instalações de superfície em baixa pressão, com base em uma pressão típica de 30 psia (o lado de sucção do compressor). As curvas mostram os contornos para concentrações de H2S de 100, 300, e 500 ppm. Para o Caso A, a nuvem é pequena porque a taxa de liberação é baixa (~3 lb/s). O Caso B é de uma liberação na superfície a partir de instalações de alta pressão (o lado de descarga do compressor), com base em uma pressão típica de 4000 psia. A nuvem é grande porque a taxa de liberação é alta (~840 lb/s). O Caso C é o de uma liberação submarina. Aqui a taxa de liberação é a mesma do Caso B, mas a velocidade deixando a superfície da água é muito baixa, de forma que a nuvem é rapidamente varrida lateralmente pelo vento e permanece próxima da superfície da água. Isto é importante porque se o vento estiver na direção da plataforma, as concentrações de gás ácido/sulfuroso vão permanecer abaixo da plataforma e não vão por em risco o pessoal na plataforma. A eliminação de uma liberação perigosa de superfície em alta pressão (Caso B) é um importante benefício desta invenção.

[00117] Exemplo 8: Efeito das correntes de água sobre o deslocamento lateral da nuvem.

[00118] As previsões acima discutidas são para nenhuma corrente na água. A corrente vai estender o caminho da nuvem e, portanto, aumentar o tempo de elevação da nuvem. Ela vai também deslocar a nuvem lateralmente, o que pode prover uma separação adicional se a corrente estiver afastada da plataforma. A título de ilustração, a Tabela 2 mostra o efeito de uma corrente a 1 m/s para uma liberação do Gás 1 a partir de um orifício equivalente de 75-mm.

[00119] Exemplo 9: Validação do modelo em pequena escala

[00120] Para prover alguma validação do modelo, um aparato em pequena escala foi construído e foram realizados 16 testes. O reservatório era um tanque de policarbonato com aproximadamente 0,9 m de comprimento, 0,3 m de largura, e 0,5 m de profundidade. Ele foi preenchido com água até uma profundidade de aproximadamente 0,3 m. Tubulações de aço inoxidável (1/2 polegada de diâmetro) foram utilizadas para conectar um regulador de pressão, um medidor de fluxo, um calibrador de pressão, e um bocal em série. O regulador de pressão foi conectado com o sistema de instalação de ar comprimido.

[00121] Bocais de 2.36, 3.26, e 3.97 mm foram feitos perfurando furos nas tampas Swagelok®. A troca destas tampas forneceu tamanhos de bocais variáveis para os diferentes testes. As taxas de fluxo do ar foram medidas com um medidor de fluxo de área variável de Dwyer possuindo uma faixa máxima de 0.28 m3/hora. A taxa de fluxo medida foi corrigida utilizando-se a Equação 11:

na qual Pgé a pressão absoluta medida a jusante do medidor de fluxo e Pstdé a pressão atmosférica padrão de 1,013bar.

[00122] Uma lamina transparente possuindo um padrão de grade de uma polegada foi afixada na frente do tanque para permitir a medição do tamanho das nuvens e das trajetórias. Uma lamina de plástico opaca foi afixada na traseira do tanque. Um gravador de vídeo e fotografias de still foram utilizados para documentar os testes. Para cada um dos três bocais foi investigada uma faixa de taxas de fluxo. A taxa de fluxo do ar foi controlada por ajuste manual do regulador de pressão. Uma faixa de configurações do regulador foi escolhida para produzir tanto um fluxo estrangulado como um fluxo não estrangulado no bocal. O fluxo estrangulado e subexpandido resultou em uma nuvem mais estável do que os fluxos não estrangulados gerados em configurações do regulador mais baixas. O total de 16 testes foi realizado. O ângulo de inclinação do bocal (e, portanto, a liberação) com a vertical foi de 85 graus para 14 dos testes e de 45 graus para os outros dois testes.

[00123] A superposição da nuvem e o padrão da grade permitiram medições quantitativas da trajetória da nuvem e da largura. A trajetória foi descrita por coordenadas X, Y, sendo que X e Y são as distâncias horizontal e vertical, respectivamente, a partir do bocal. A linha de centro e as bordas da nuvem foram definidas manualmente.

[00124] Independentemente do diâmetro do bocal, taxas de fluxo mais altas pareceram resultar em deslocamento horizontal maior e em raio de nuvem maior. O fator de suspensão variável definido pela Equação 6 pareceu melhorar a concordância entre a simulação e os dados, e assim foi adotado para o modelo. Para o bocal menor, o fator de suspensão variável melhorou substancialmente a concordância para as trajetórias e teve pouco efeito sobre o raio da nuvem. Por outro lado, para os dois bocais maiores o fator de suspensão variável pareceu ter pequeno impacto sobre as trajetórias, mas melhorou a concordância para os raios. Entretanto, em nenhum dos casos o fator de suspensão variável piorou a concordância.

[00125] A Figura 10 mostra as trajetórias da linha central da nuvem para alguns dos testes. A Figura 11 mostra os desvios da nuvem na superfície da água, normalizados pela profundidade da água, em função da taxa de liberação. Há uma tendência ascendente nas taxas de liberação mais baixas e nesta profundidade rasa da água. A Figura 12 compara os desvios da nuvem medidos, novamente e normalizados pela profundidade da água, na superfície da água, com as previsões. A concordância é de modo geral boa. Os dois pontos com os menores desvios são para os experimentos com ângulo de liberação de 45 graus.

[00126] Exemplo 10: Nuvens preditivas utilizando-se gás e óleos de amostra.

[00127] A Figura 13 mostra as nuvens previstas para as seguintes três nuvens:

[00128] Em todos os casos, o fluido em condições da estagnação está a 30 °C e 140bar. As condições no ponto de liberação foram determinadas a partir do modelo de liberação, e variam para os três fluidos. Elas estão baseadas na expansão isentrópica a partir das condições de estagnação até o ponto de liberação. 40 kg/s de fluido são liberados horizontalmente sob 400 m de água do mar possuindo uma salinidade de 3.5%, em peso. A temperatura da água é de 20°C na superfície da água e de 8°C no local de liberação. A corrente é, uniformemente, de 0.2 m/s.

[00129] A Figura 13 é uma vista lateral das nuvens, com a distância vertical no eixo da ordenadas e a distância horizontal no das abscissas. A liberação é direcionada para a esquerda, e a corrente para a direita. A linha sólida representa a linha central da nuvem, e as linhas pontilhadas, as bordas da nuvem. Quando o fluido de move para longe a partir do ponto de liberação, sua velocidade diminui rapidamente. As nuvens rapidamente se voltam para cima devido à flutuabilidade; quando mais leve for o fluido mais rápido é a volta para cima. Quanto mais pesado for o fluido, mais ele é transportado pela corrente. A linha central da nuvem para o fluido mais pesado é em forma de S devido aos efeitos combinados da flutuabilidade e da corrente. Se a orientação da liberação não for vertical e/ou se houver corrente, a nuvem na superfície da água vai ser horizontalmente deslocada a partir do local de liberação e vai ter uma forma elíptica, uma vez que a trajetória da nuvem não vai em geral intersectar a superfície da água em um ângulo reto. Os resultados previstos na superfície da água são os seguintes:

Claims

1. Método de processamento de hidrocarbonetos, caracterizadopor compreender: o processamento de uma corrente de hidrocarbonetos gasosos para formar uma primeira corrente de produção e uma primeira corrente de injeção (233); e a compressão da primeira corrente de injeção (233) em um compressor (230) colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar (312); em que a localização do compressor (230) submarino em relação à área habitada mais próxima (238) é determinada com base na trajetória (245) da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção (233) a partir do compressor (230); e em que a trajetória (245) da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros de momento de fluxo cruzado.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que o parâmetro do momento de fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente e/ou de flutuabilidade.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopor compreender ainda a descrição da trajetória (245) da nuvem de bolhas por um ou mais de o tempo de elevação da nuvem, a velocidade do gás na linha de flutuação, e o raio da linha de flutuação da nuvem.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que a trajetória (245) da nuvem de bolhas é ainda determinada por um ou mais dentre a pressão do tubo que tem o vazamento, a profundidade do mar, a distância horizontal entre o compressor (230) submarino e a área habitada, a salinidade do mar, a temperatura da água, a densidade dos componentes da primeira corrente de injeção (233), a velocidade das correntes da água, e o diâmetro do vazamento.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que a primeira corrente de injeção (233) é uma dentre corrente de gás ácido ou uma corrente de gás sulfuroso.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um vazamento da primeira corrente de injeção (233) do compressor (230) tem uma velocidade da linha de flutuação do gás de menos do que cerca de 6 metros/segundo.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um vazamento da primeira corrente de injeção (233) do compressor (230) tem uma velocidade da linha de flutuação do gás de menos do que cerca de 3 metros/segundo.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um vazamento da primeira corrente de injeção (233) a partir do compressor (230) tem um tempo de elevação de nuvem maior do que cerca de 2,0 minutos.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um vazamento da primeira corrente de injeção (233) a partir do compressor (230) tem um tempo de elevação da nuvem maior do que cerca de 10, 0 minutos.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as etapas de produção/ou processamento ocorrem na plataforma offshore.

11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o compressor (230) submarino fica localizado em um dentre o fundo do mar (239) e uma estrutura de suporte fixamente presa à plataforma offshore.

12. Instalação de processamento de hidrocarbonetos para conduzir o método de processamento de hidrocarbonetos como definido na reivindicação 1, caracterizada por compreender: sistema de processamento da gás configurado para receber e processar um corrente de hidrocarbonetos gasosos para produzir pelo menos uma corrente de gás de injeção (233) e pelo menos uma corrente de gás de produção; sistema de injeção de gás ácido compreendendo um compressor (230), configurado para comprimir e injetar pelo menos uma corrente de gás de injeção (233), estando o compressor (230) colocado em um local selecionado abaixo da superfície do mar (312), em que a localização do compressor (230) submarino em relação à área habitada mais próxima (238) é determinada com base em uma trajetória (245) da nuvem de bolhas de um vazamento modelo da primeira corrente de injeção (233) a partir do compressor; e em que a trajetória (245) da nuvem de bolhas é determinada utilizando-se um ou mais parâmetros do momento de fluxo cruzado.

13. Instalação de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o parâmetro de momento de fluxo cruzado inclui termos para os efeitos de corrente e/ou de flutuabilidade.

14. Instalação de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que a trajetória (245) da nuvem de bolhas é descrita por um ou mais dentre o tempo de elevação da nuvem, a velocidade da linha de flutuação do gás, e o raio da linha de flutuação da nuvem.

15. Instalação de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que a trajetória (245) da nuvem de bolhas é ainda determinada por um ou mais dentre a pressão do tubo que tem o vazamento, a profundidade ao mar, a distância horizontal do compressor (230) submarino a partir da área habitada, a salinidade do mar, a temperatura da água, a densidade dos componentes da primeira corrente de injeção (233), a velocidade das correntes da água, e o diâmetro do vazamento.

16. Instalação de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que a pelo menos uma corrente de injeção (233) é uma dentre uma corrente de gás ácido ou uma corrente de gás sulfuroso.

17. Instalação de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o compressor (230) fica localizado a uma profundidade de cerca de 300 metros ou mais.

18. Instalação de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que a instalação compreende uma plataforma offshore.

19. Instalação de acordo com a reivindicação 18, caracterizada pelo fato de que o compressor (230) fica localizado em um local selecionado a partir de um grupo consistindo do fundo o mar (239) e uma estrutura de suporte presa fixamente à plataforma offshore.

20. Instalação, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o compressor (230) fica localizado em uma distância horizontal de cerca de 300 metros ou mais a partir da área habitada (238).