BR112013033539B1 - método e sistema para redução do ponto de orvalho da água de um hidrocarboneto fluido - Google Patents

Abstract

MÉTODO E SISTEMA PARA REDUÇÃO DO PONTO DE ORVALHO DA ÁGUA DE UM HIDROCARBONETO FLUIDO. A presente invenção se refere a um método para redução submarina do ponto de orvalho da água em um fluxo multifásico produzido de hidrocarbonetos fluidos contendo água, o método compreendendo as etapas de: separação (10) do fluxo de fluido de hidrocarboneto (1) em uma fase (3) líquida e em uma primeira fase gasosa (2); resfriamento (20) da primeira fase gasosa de um modo controlado para extração da água ou condensação da água e, opcionalmente, outros condensados, mantendo o fluido acima de uma temperatura de formação de hidratos; separação dos líquidos condensados (6) e de uma segunda fase gasosa; em que a segunda fase gasosa (8) tem um ponto de orvalho da água mais baixo do que aquele do fluxo multifásico de hidrocarbonetos fluidos inicial. A invenção também se refere a um sistema para reduzir o ponto de orvalho da água submarino.

Description

Campo da invenção

[0001] A presente invenção se refere a um método e sistema para depressão do ponto de orvalho da água no transporte submarino do gás produzido.

Antecedentes

[0002] No desenvolvimento de campos de petróleo e gás offshore remotos ou marginais, os desenvolvimentos submarinos são, muitas vezes, selecionados a fim de reduzir o investimento em instalações de produção. Embora os hidrocarbonetos produzidos no local precisem de processamento, o número de unidades de processamento submarino é preferencialmente menor, com unidades de reduzida complexidade, para mínima manutenção e de modo a evitar maus funcionamentos. Para processamento adicional, é desejável utilizar a capacidade de processamento existente na estrutura, tanto offshore quanto onshore, o que pode requerer o transporte por longas distâncias através de dutos.

[0003] O poço de hidrocarboneto fluido frequentemente conterá tanto petróleo quanto gás, que poderão ser separados em uma unidade de separação e, então, serem transportados separadamente para a mesma unidade de processamento ou serem transportados para diferentes unidades de processamento, para utilizar a capacidade da infraestrutura ao redor. O fluido contendo hidrocarboneto produzido está aquecido ao entrar na cabeça de poço, geralmente na faixa de 60-130°C e irá, em adição aos hidrocarbonetos contendo água em estado líquido e água na fase gasosa correspondendo à pressão do vapor de água na temperatura e pressão atuais. Se o gás for transportado por grandes distâncias sem tratamento, ele irá resfriar, e a água na fase gasosa irá condensar e, abaixo da temperatura de formação de hidrates, hidratos serão formados. A temperatura de formação de hidratos está na faixa de 20-30°C, entre 100-400 bar.

[0004] Os hidratos são sólidos cristalinos similares a gelo, compostos de água e gás, e as deposições de hidrato na parede interna de dutos de gás e/ou de petróleo são um problema severo na infraestrutura atual de produção de gás e de petróleo. Quando hidrocarboneto fluido quente contendo água escoa por um duto com paredes frias, os hidratos precipitarão e aderirão às paredes internas. Isto por sua vez reduzirá a área da seção transversal do duto, o que, sem as contramedidas adequadas, levará a uma perda de pressão e, por fim, a uma obstrução completa do duto ou outro equipamento do processo. O transporte de gás à distância, por isso, requererá, normalmente, o controle dos hidratos.

[0005] As tecnologias existentes que lidam com o problema de remover tais depósitos ou evitá-los incluem: • Adição de inibidores (termodinâmicos ou cinéticos), que previnem a deposição de hidratos. • Aquecimento elétrico e isolamento, mantendo o duto aquecido (acima da temperatura de aparecimento de hidratos). • Raspagem mecânica dos depósitos da parede interna do tubo em intervalos regulares por meio da tecnologia pigging.

[0006] Para evitar a formação de hidratos, um inibidor de hidratos termodinâmico ou cinético pode ser adicionado, como um álcool (metanol ou etanol) ou um glicol, como monoetilenoglicol (MEG ou 1,2-etanodiol), que é barato e simples injetar. Entretanto, se o teor de água é alto, grandes quantidades proporcionais de inibidor são necessárias, o que, no terminal de recepção, ou no local, irá requerer uma unidade de processo de regeneração de inibidor de hidratos com capacidade suficiente para recuperar e reciclar o inibidor. Uma recuperação pode ser realizada por uma unidade de regeneração MEG, mas contribuirá para um aumento tanto em custos como em investimentos, especialmente se instalado no local a nível submarino.

[0007] Por isso, existe uma necessidade de remover tanto a água líquida como a água na fase gasosa de um fluido produzido contendo hidrocarboneto, em que a proporção da fase líquida e gasosa é dependente da pressão do vapor de água na temperatura e pressão prevalecentes. A remoção da água em um gás contendo hidrocarbonetos, ou a depressão do ponto de orvalho da água, deve ser realizada antes que a temperatura do fluido caia abaixo da temperatura de formação de hidratos e, além disso, quantidades reduzidas de inibidores de hidratos, em comparação com a técnica prévia, devem ser usados para evitar a regeneração no fundo do mar, por exemplo, antes do transporte pelo duto submarino em água do mar fria, por longas distâncias, tal como 5km ou mais, por exemplo, 10, 20, 30, 50, 75 ou 100km ou mais.

[0008] O aquecimento elétrico acima da temperatura de formação de hidratos é muito caro, devido, tanto aos altos custos de instalação quanto operacionais. Consequentemente, o aquecimento elétrico não é praticável para o transporte de longa distância.

[0009] Outro método para reduzir ou evitar o uso de inibidor de hidratos é isolar o duto e reduzir seu diâmetro, de modo a aumentar a taxa de fluxo e, por meio disso, reduzir a perda de temperatura e acumulação de água. Se o duto não for demasiadamente longo, tal como na ordem de 1-30 km, será possível manter a temperatura acima da temperatura de formação de hidratos, na qual os hidratos se formam. Entretanto, isto reduz a janela operacional do duto, e ele não terá capacidade para futuras taxas de gás mais altas e não pode ser operado em taxas de gás baixas. Uma recompressão também poderia ser necessária, ao passo que a queda de pressão do duto será relevante, devido a ser duto de pequeno porte. Além disso, a formação de hidratos ocorrerá durante as interrupções da produção e desligamentos, enquanto os hidrocarbonetos são resfriados abaixo da temperatura de formação.

[0010] O pigging é uma operação complexa e cara. Se nenhum loop estiver disponível, um pig tem de ser inserido no mar usando veículos operados por controle remoto. Se forem depositados mais hidratos do que o diâmetro para o qual pig foi projetado, o pig pode ficar preso no duto, resultando em operações custosas e na interrupção da produção para remover o pig.

[0011] RU 2199375 refere-se a um método de secagem por absorção de gás de hidrocarboneto usando uma etapa de separação primária e uma etapa de resfriamento onde a temperatura do gás e o ponto de orvalho do gás são controlados pela adição de um absorvente antes do resfriador e uma segunda etapa de separação onde o absorvente é regenerado para o transporte posterior do gás.

[0012] A remoção da água bruta na primeira etapa de separação reduz a carga do absorvedor, mas com o uso de um absorvedor, pelo menos uma unidade de regeneração é necessária, o que é indesejável em instalações submarinas.

[0013] US 5,127,231 refere-se ao tratamento de um gás de um poço de produção, contatando com o gás com uma fase líquida, contendo água e aditivo anti- hidratos, em uma unidade separando a fase líquida e um gás carregado de aditivo que é transportado por longas distâncias, que podem ser vários quilômetros. Um processo de secagem quase convencional é descrito, envolvendo um contator com absorvente (glicol). O gás é resfriado durante o transporte, antes de entrar em um trocador onde o condensado de solvente de água e aditivo são separados do gás em um tanque de decantação. A fase líquida é reciclada para o local de produção. Consequentemente, o aditivo anti-hidratos é adicionado durante a primeira separação e está presente durante o transporte principal antes do resfriamento, após o qual o aditivo é separado no terminal de recepção final, onde o gás é tratado.

[0014] Os métodos descritos acima utilizam a recirculação do aditivo anti- hidratos introduzido durante a primeira etapa de separação no fluxo do poço. Esta introdução de aditivo exige uma unidade de absorção para regeneração do aditivo.

[0015] CA 2,040,833 refere-se a um método para prevenir a formação de hidratos na tubulação submarina, pela passagem de um fluxo do poço através de um separador a uma pressão controlada e fervura de hidrocarbonetos leves para formar a fase líquida, de tal modo que substancialmente não são formados hidratos. A formação pode ser adicionalmente prevenida pela adição do glicol como inibidor de hidratos. O estrangulamento do fluxo do poço para evaporar componentes leves e água, resulta em uma pressão reduzida, que deve ser recuperada por um compressor. Dependendo da taxa de gás/petróleo (GOR), a quantidade de água e a composição do fluxo resultando da redução de pressão variarão e a aplicação, por isso, é limitada a fluidos com um diagrama de fase adequado. Além disso, todo o fluxo do poço é resfriado neste documento, o que requer um resfriador de grande capacidade.

[0016] Um importante objeto da presente invenção é reduzir o número de unidades de processamento submarinas e minimizar a quantidade de aditivos anti- hidrato utilizados, para que a fase gasosa de uma cabeça de produção possa ser transportada por grandes distâncias na água fria sem causar a formação de hidratos, requerendo nenhuma ou pouca regeneração de aditivo ao alcançar uma unidade de processamento.

Breve descrição

[0017] A invenção se refere a um método e sistema para depressão submarina do ponto de orvalho da água para evitar a formação de hidratos pela remoção da água do gás produzido. O propósito da invenção é reduzir o teor de água em um gás produzido a um nível aceitável, onde a quantidade de inibidores de hidratos necessária é correspondentemente baixa.

[0018] Em um aspecto, a invenção se refere a um método para depressão submarina do ponto de orvalho da água em um fluxo multifásico de hidrocarbonetos fluidos contendo água, o método compreendendo as etapas de: i) separar o fluxo de hidrocarbonetos fluidos em uma primeira fase líquida e uma primeira fase gasosa; ii) resfriar a primeira fase gasosa de um modo controlado, para extrair ou condensar a água e, opcionalmente, outros condensados, em uma segunda fase líquida, mantendo o fluido acima de uma temperatura de formação de hidratos e; iii) separar a segunda fase líquida e um segundo gás;

[0019] em que a segunda fase gasosa tem um ponto de orvalho da água que é menor do que aquele da primeira fase gasosa e/ou do fluxo inicial multifásico de hidrocarbonetos fluidos.

[0020] Deste modo a primeira fase gasosa é resfriada a uma temperatura acima de 20°C, ou na faixa de 20-30°C, ou aproximadamente 25°C e, além disso, a primeira fase gasosa resfriada pode ser livre de inibidores de hidrato e/ou absorventes.

[0021] Um inibidor de hidratos pode, então, ser adicionado à segunda fase gasosa antes do transporte posterior, ao longo de uma distância, sob o mar. Também, a segunda fase gasosa pode ser comprimida antes da adição do inibidor de hidratos e transportada ao longo de uma distância sob o mar.

[0022] Ainda, o método pode compreender as etapas adicionais de: iv) adicionar um inibidor de hidratos (como uma pequena quantidade) à segunda fase gasosa; v) resfriar a segunda fase gasosa de um modo controlado, para extrair ou condensar a água ou condensar a água e, opcionalmente, outros condensados, em uma terceira fase líquida; e vi) separar a terceira fase líquida e uma terceira fase gasosa;

[0023] em que a terceira fase gasosa tem um ponto de orvalho da água menor do que a segunda fase gasosa e/ou o fluxo inicial multifásico de hidrocarbonetos fluidos.

[0024] A etapa de resfriamento v pode ser realizada por um trocador de calor usando a água do mar ao redor ou um meio de resfriamento, ou pode ser feita estrangulando o fluxo de gás para obter o resfriamento Joule Thomson ou, uma combinação de troca de calor e estrangulamento.

[0025] A segunda fase gasosa pode ser, dessa forma, resfriada a uma temperatura abaixo de 0°C, ou na faixa de aproximadamente 0-25°C, ou na faixa de aproximadamente 0-4°C, ou a aproximadamente a temperatura da água do mar ao redor.

[0026] Consequentemente, a segunda fase gasosa pode ser resfriada até aproximadamente a temperatura do mar, ou abaixo da temperatura do mar. Com este resfriamento adicional, nenhuma gota de água líquida ocorrerá no gasoduto, se mantido na mesma pressão ou a uma pressão mais baixa. A injeção do inibidor (tal como glicol) pode, ainda, ser necessária, dependendo do grau de resfriamento pelo estrangulamento, consequentemente, a depressão do ponto de orvalho da água, e a pressão dependente, aumentam pela compressão.

[0027] Adicionalmente, um inibidor de hidratos pode ser adicionado à terceira fase gasosa antes do transporte posterior ao longo de uma distância sob o mar. Também, a terceira fase gasosa pode ser comprimida antes da adição opcional de um inibidor de hidratos e transporte ao longo de uma distância sob o mar.

[0028] Em uma alternativa, a segunda fase gasosa resfriada pode ser estrangulada após o resfriamento na etapa v) e antes da separação na etapa vi) a fim de posteriormente resfriar o gás, e a segunda fase gasosa pode ser, por isso, resfriada a uma temperatura aproximada à temperatura do mar, ou abaixo da temperatura do mar.

[0029] Em uma outra alternativa, a água líquida pode ser adicionalmente separada do fluxo multifásico produzido de hidrocarbonetos fluidos na etapa i) e dita água líquida separada pode ser reinjetada em formações subterrâneas.

[0030] Em outra alternativa a segunda fase líquida da água extraída ou condensada, e outros condensados, da separação na etapa iii) e, opcionalmente, a terceira fase líquida da etapa vi) são misturadas com a primeira fase líquida da separação na etapa i) Ainda, em outra alternativa, a segunda fase líquida da água extraída ou condensada e outros condensados da separação na etapa iii) e, opcionalmente, a terceira fase liquida da etapa vi) são recicladas para a separação na etapa i), opcionalmente, pelo uso de uma bomba.

[0031] A primeira fase líquida, opcionalmente misturada com a segunda fase líquida e, opcionalmente, a terceira fase líquida, podem ser transportadas para outras usinas de processamento, alternativamente, com a ajuda da recompressão.

[0032] O(s) inibidor (es) de hidrato pode(m) ser escolhido(s) entre um ou mais: • inibidores termodinâmicos, tais como álcoois, por exemplo, etanol, metanol, glicol, como monoetilenoglicol (MEG), dietilenoglicol (DEG) ou trietilenoglicol (TEG) ou aminas, tais como monoetanolamina (MEA) ou metildietanolamina (MDEA) ou; • inibidores cinéticos ou antiaglomerantes, conhecido como inibidores de hidrato de baixa dosagem (LDHI), por exemplo, polímeros, copolímeros ou surfactantes.

[0033] Com as etapas adicionais acima, um inibidor de hidratos pode ser alternativamente adicionado à segunda fase gasosa antes do resfriamento e a segunda fase gasosa resfriada pode ser estrangulada após a etapa de resfriamento iv) e antes da etapa de separação v).

[0034] Em um segundo aspecto, a invenção se refere a um sistema para depressão submarina do ponto de orvalho da água em uma corrente multifásica produzida, em que o sistema compreende: i) um primeiro separador tendo uma entrada de fluxo multifásica, uma primeira saída da fase gasosa e uma primeira saída da fase líquida; ii) um primeiro resfriador de gás com controle de temperatura para extrair a água, tendo uma entrada e uma saída; e iii) um segundo separador tendo uma entrada, uma saída de condensado e uma saída de gás;

[0035] em que a saída da fase gasosa do primeiro separador está em comunicação fluida com a entrada do resfriador de gás e a saída do resfriador de gás estando em comunicação fluida com a entrada do segundo separador e, em que o gás saindo da saída de gás do segundo separador de gás tem um ponto de orvalho da água que é menor do que aquele do fluxo multifásico entrando no primeiro separador.

[0036] A saída de gás do segundo separador pode ser conectada a um canal de transporte de gás, para posterior transporte submarino e o canal de transporte de gás pode, também, compreender um ponto de adição para inibidores de hidrato.

[0037] Em adição, o canal de transporte de gás pode compreender um compressor ou bomba, e, no caso da presença de um ponto de adição de inibidor de hidratos, o compressor, ou bomba, é posicionado acima do dito ponto de adição.

[0038] Ainda, o sistema acima pode adicionalmente compreender; iv) um ponto de adição para um inibidor de hidratos; v) um segundo resfriador de gás com controle de temperatura para extrair a água, tendo uma entrada e uma saída e; vi) um terceiro separador tendo uma entrada, uma saída de condensado e uma saída de gás;

[0039] em que a saída do segundo separador está em comunicação fluida com a entrada do segundo resfriador de gás, dita comunicação fluida compreendendo o ponto de adição de inibidores de hidrato, e, em que, a segunda saída do resfriador de ar está em comunicação fluida com a entrada do terceiro separador e, em que o gás saindo da saída de gás do terceiro separador tem um ponto de orvalho da água que menor do que aquele do fluido entrando no segundo separador.

[0040] A saída de gás do terceiro separador pode ser conectada a um canal de transporte de gás, para posterior transporte submarino e o canal de transporte de gás pode, também, compreender um ponto de adição de inibidores de hidrato. Adicionalmente, o canal de transporte de gás pode compreender um compressor, ou bomba e, no caso da presença de um ponto de adição de inibidores de hidrato, o compressor, ou bomba, é posicionado acima do dito ponto de adição.

[0041] O canal conectando a saída do segundo separador com a entrada do segundo resfriador de gás, o dito canal compreende um ponto de adição de inibidores de hidrato.

[0042] Em outra alternativa, um canal conecta a saída do segundo resfriador de gás à entrada do terceiro separador, em que o dito canal compreende uma reguladora de estrangulamento.

[0043] Uma tecnologia de separaçao compacta pode ser usada para um ou mais dos separadores, tal como uma tecnologia de separação em linha ou um purificador. Também, o primeiro separador pode ser um separador trifásico, compreendendo uma entrada de fluido, uma saída da fase gasosa, uma saída do condensado liquido e uma saída de água líquida. Ainda, a saída de água líquida do separador trifásico pode ser conectada a uma cabeça de poço para reinjeção em formações subterrâneas.

[0044] As saídas de condensados dos separadores podem ser conectadas a um canal para o transporte uma outra usina de processamento, opcionalmente conectada a uma bomba ou um compressor para a recompressão do dito transporte. Alternativamente uma ou ambas as saídas de condensados do segundo e terceiro separadores são conectadas a um canal para reciclagem dos ditos condensados para o primeiro separador.

[0045] Por isso, usando um resfriador submarino, a presente invenção evita a redução da pressão e é flexível com relação a que temperatura de refrigeração é necessária.

[0046] Além disso, a fase líquida resultante permanece quente e tendo uma capacidade térmica muito maior do que a fase gasosa, o fluxo de líquido separado pode ser transportado por longas distâncias, tal como de 5 km ou mais, antes que seja resfriado à medida que os hidratos se formam. Por isso, o método de acordo com a presente invenção também é adequado para sistemas dominados por liquido.

[0047] Nenhuma das aplicações conhecidas usa uma configuração separador- refrigerador-purificador como na presente invenção, a fim de remover a água e logo transferir o gás com mínima injeção de inibidores de hidrato. Também, nenhum dos processos conhecidos combina um processo de extração da água com um processo de transporte de gás. Desenhos

[0048] A invenção irá, a seguir, ser descrita em detalhes adicionais através de exemplos de modalidades, com referência aos desenhos acrescentados, nenhum dos quais devendo ser interpretado como limitante do escopo da invenção.

[0049] A figura 1 mostra uma visão esquemática de uma usina submarina para depressão do ponto de orvalho da água e remoção da água, de acordo com a presente invenção.

[0050] A figura 2 mostra uma visão esquemática de uma modalidade alternativa de uma usina submarina para depressão do ponto de orvalho da água e remoção da água, de acordo com a presente invenção.

[0051] Descrição detalhada

[0052] No que segue, é de importância especificar certas diferenças entre os dois termos, “remoção da água" e "secagem" de gás.

[0053] "Remoção da agua" significa remover uma grande quantidade de água de um fluxo e não resulta em um gás seco por si só. No exemplo mostrado posteriormente nos exemplos de modalidades, cerca de 97% da água é removida pelo resfriamento, o que, para o uso prático é considerado remoção de quase toda água. Durante o transporte do gás, a remoção da água acima, fará com que seja necessário adicionar muito menos inibidores de hidrato do que se nenhuma água tivesse sido removida pelo resfriamento.

[0054] A “secagem do gás" se refere á secagem de um gás, de modo a satisfazer uma especificação de um duto, que frequentemente necessita ter um ponto de orvalho da água de -18°C, e em que o teor de água deve ser reduzido à faixa de ppm para satisfazer tais requerimentos.

[0055] O método mais comum para obter a secagem do gás é através do auxílio da absorção, em que a água é absorvida por um absorvente. O absorvente pode ser, por exemplo, um glicol, tal como o trietilenoglicol(TEG). A mencionada necessidade de um baixo nível de teor de água pelo uso da absorção, também requer uma usina de regeneração de modo a remover a água do glicol.

[0056] Outro método para obter tal baixo teor de água na secagem do gás é através do auxílio da expansão e, desse modo, resfriando. Este método pode ser realizado por uma válvula ou um (turbo) expansor, onde o trabalho gerado pelo gás expandindo pode ser reutilizado em um compressor, de modo a parcialmente recuperar a pressão. A temperatura de um expansor pode atingir temperaturas muito baixas, tais como -25°C e é, por conseguinte, necessário adicionar um inibidor de hidratos/gelo ao gás antes que ele entre no expansor.

[0057] A presente invenção se refere à depressão do ponto de orvalho da água e à remoção de água e não à secagem do gás a fim de satisfazer a necessidade por poucos componentes e operações seguras com baixas necessidades de manutenção.

[0058] Por "depressão do ponto de orvalho" é entendido o processo de redução do ponto de orvalho do vapor líquido de um gás pela remoção de uma fração do líquido do gás.

[0059] Por “extração da água’’ é entendida a remoção de água pela condensação.

[0060] A figura 1 mostra uma modalidade de um leiaute do processo para um sistema e um método de acordo com a invenção, em que um fluxo multifásico do poço contendo hidrocarbonetos, em um duto 1 é separado em uma primeira fase gasosa em um canal 2 e uma primeira fase líquida em um canal 3 por um primeiro separador 10, que pode ser um separador convencional ou de uma tecnologia de separação mais compacta, por exemplo, da tecnologia de separação em linha.

[0061] O separador 10 pode ser um separador bifásico ou, mais preferencialmente, um separador trifásico, como mostrado na figura 1. No caso anterior, de um separador bifásico, o gás é separado de uma mistura de hidrocarbonetos e água em uma fase líquida saindo no canal 3. No último caso, como mostrado na figura 1, a fase líquida é adicionalmente separada em uma fase líquida da água no canal 4 e uma fase de hidrocarboneto líquida é separada no canal 3.

[0062] A composição e a distribuição de fase do fluxo do poço podem variar de acordo com a temperatura, pressão e o campo de produção específico, mas irá frequentemente conter uma certa quantidade de água, da qual a parte bruta é separada em um separador 10. A fase liquida da água separada no canal 4 pode levar uma cabeça de poço 40 a ser reinjetada nas formações subterrâneas.

[0063] A primeira fase gasosa no canal 2 é, então, resfriada em um resfriador de gás multifásico 20, para uma temperatura tão baixa quanto possível para extração da água, mas não na região de temperatura de formação de hidratos. O gás e os líquidos condensados, de água e condensados, são passados do resfriador 20, através um canal, 5 para um segundo separador 30, tal como um purificador de água condensada, onde eles são separados em uma segunda fase líquida saindo no conduíte 6 e uma segunda fase gasosa saindo do segundo separador ou de uma tecnologia de separação mais compacta, por exemplo, uma tecnologia de separação em linha ou um purificador.

[0064] Os líquidos condensados na segunda fase líquida, do segundo separador 30 deixando o canal 6, são misturados com a primeira fase líquida que pode ser, principalmente, um fluxo de hidrocarbonetos do primeiro separador em uma fase líquida no canal 7. Uma válvula reguladora 60 no canal 3, acima do ponto de mistura dos canais 6 e 3, pode estar presente, a fim de evitar refluxo no primeiro separador e/ou para regular a taxa de mistura e a composição dos ditos fluxos. A dita fase líquida combinada, estando aquecida, pode ser transportada por longas distâncias, como mencionado acima, antes de ser resfriada para um nível de temperatura de ocorrência de formação de hidratos.

[0065] A redução do teor de água da primeira fase gasosa no canal 2, em relação à segunda fase gasosa no canal 8, está na faixa de 80-98% ou aproximadamente 97%, pelo uso do resfriador 20 e do separador 30.

[0066] Um dispositivo de aumento de pressão, como um compressor 50, ou bomba pode, adicionalmente, ser instalado no resultante fluxo da segunda fase gasosa do canal 8, em que a segunda fase gasosa sairá do dito compressor 50 ou bomba, com pressão elevada, em um canal 11.

[0067] A fim de transportar a segunda fase gasosa, com reduzido teor de água, do canal 8, possivelmente comprimido do canal 11, para uma unidade de processamento tal como uma usina de processamento em terra, uma pequena quantidade de inibidores de hidrato pode ser adicionada à segunda fase gasosa por um canal 9 de injeção/adição de inibidores. Qualquer adição de inibidores de hidrato, tal como injeção de glicol no segundo fluxo da fase gasosa, deve ser realizada após o compressor opcional 50, a fim de evitar líquido no dito compressor 50.

[0068] A quantidade de inibidores de hidrato necessária para transportar a segunda fase gasosa com reduzido teor de água no canal 8 ou 11, em comparação à quantidade de inibidores necessária para o mesmo transporte da primeira fase gasosa existente no separador 10, no canal 2, é significantemente reduzida. A resultante redução da necessidade de inibidores de hidrato (tal como o MEG) em ditas fases gasosas, é tipicamente da ordem de 80-98%.

[0069] Adicionalmente, um compressor ou uma bomba, na fase líquida combinada do canal 7 (não mostrado) podem ser usados para recompressão, para facilitar o transporte da fase líquida para outras usinas de processamento.

[0070] Um elemento chave na configuração do presente processo é o resfriador de gás submarino 20, onde a temperatura de saída do gás da primeira fase gasosa 5 pode ser controlada. Tal resfriador é o objeto de um pedido de patente separado, com uma descrição mais detalhada desta unidade.

[0071] A figura 2 mostra uma seção de resfriamento de duas etapas 300 alternativa, em que um segundo resfriador adicional 121 e um terceiro separador 131 são utilizados para o resfriamento da segunda fase gasosa na modalidade acima e separação de uma terceira fase gasosa em um canal 182 e água em uma terceira fase líquida em um canal 161.

[0072] Assim, a figura 2 mostra uma modalidade alternativa de um leiaute do processo para um sistema e um método de acordo com a invenção, em que um fluxo multifásico do poço multifásico contendo hidrocarbonetos, em um duto 101 é primeiro separado em:

[0073] uma primeira fase gasosa em um canal 102;

[0074] uma primeira fase líquida de hidrocarbonetos em um canal 103 e;

[0075] uma fase líquida da água em um canal 104

[0076] através de um primeiro separador trifásico 110, que pode ser um separador convencional como descrito acima.

[0077] O fluxo do poço pode conter um certo teor de água, da qual a parte bruta é separada no separador 110. A fase líquida da água líquida separada no canal 104 pode ser reinjetada nas formações subterrâneas pela cabeça de poço 140.

[0078] A primeira fase gasosa em um canal 102 é, então, como acima, resfriada em um resfriador de gás multifásico 120 a uma temperatura tão baixa quanto possível para extrair água, mas não na região de temperatura de formação de hidratos. Líquidos condensados de água, e condensados, são transmitidos em conjunto com o gás do resfriador 120, através do canal 105, para um segundo separador 130, tal como um purificador de água condensada, onde as fases são separadas em uma segunda fase gasosa saindo no topo do separador através do canal 108 e uma fase líquida saindo no fundo do separador 130 através de um canal 106. O segundo separador 130 pode, como mencionado anteriormente, ser um separador convencional ou de uma tecnologia de separação mais compacta, por exemplo, de tecnologia de separação em linha ou um purificador.

[0079] Os líquidos condensados do segundo separador 130 são tirados no canal 106 e misturados com a fase bruta do líquido no canal 103, que pode ser, principalmente, um hidrocarboneto contendo o fluxo do primeiro separador, a uma fase líquida combinada no canal 133.

[0080] O teor de água da primeira fase gasosa no canal 102 é, assim, reduzido em relação à fase gasosa no canal 105,após o resfriador 120 e a segunda fase gasosa no canal 108 após o separador 130, na ordem de 80-98% ou aproximadamente 97%.

[0081] A segunda fase gasosa no canal 108 contém um teor reduzido de água e sua temperatura pode estar perto da temperatura de formação de hidratos. Antes de um resfriamento adicional e remoção da água, um inibidor de hidratos, como um MEG, é adicionado à segunda fase gasosa antes de entrar no segundo resfriador 121, por um canal de adição/injeção 191 de modo a prevenir a formação de hidratos dentro do resfriador.

[0082] A adição de inibidores de hidrato permite á segunda fase gasosa ser resfriada àquela temperatura da primeira fase gasosa, tal como uma temperatura próxima ou igual à temperatura da água do mar ao redor, por exemplo, na faixa de 0-5°C ou, ainda, para uma temperatura tão baixa quanto possível para extrair a máxima quantidade de água.

[0083] A segunda fase gasosa resfriada e os líquidos condensados de água, e condensados dela, são passados do resfriador 121, por um canal 181, para um terceiro separador 131, que pode ser similar ao segundo separador 130, onde as fases são separadas em uma terceira fase gasosa que sai no topo do canal 182 e uma terceira fase liquida saindo pelo fundo pelo canal 161.

[0084] O canal 181 pode ser adicionalmente equipado com uma válvula de estrangulamento 151. A válvula de estrangulamento 151 permite regular a expansão da segunda fase gasosa e, por meio disso, resfriar a dita fase, devido ao efeito Joule Thomson ou Joule-Kelvin, a uma temperatura abaixo da temperatura da água do mar. O segundo resfriador 121 e a válvula de estrangulamento 151 podem ser usados em conjunto ou separadamente a fim de obter o resfriamento desejado do fluido no canal 181.

[0085] Como mencionado acima, o sistema de separação e refrigeração de duas etapas, compreendendo o primeiro e o segundo resfriadores 120 e 121 e o segundo e terceiro separadores 130, 131, podem ser considerados como uma unidade de resfriamento 300, em que a primeira fase gasosa entra pelo canal 102 e onde a fase gasosa quase seca, possivelmente inibida por uma pequena quantidade de inibidores de hidrato, sai pelo canal 182, Água líquida e, possivelmente, condensados adicionais, saem do sistema de resfriamento e separação da unidade de resfriamento 300 por um ou mais canais 106 e 161, que podem ser combinados, antes da mistura com o fluxo de líquido no canal 103 do primeiro separador 110, a um canal comum 107.

[0086] Um dispositivo de aumento de pressão, como um compressor 150 ou uma bomba podem, adicionalmente, ser instalados no resultante fluxo da terceira fase gasosa do canal 182, saindo com pressão elevada no canal 111.

[0087] De modo a transpostar a terceira fase gasosa seca, e possivelmente comprimida, seguramente para uma unidade de processamento, uma pequena quantidade de inibidores de hidrato pode ser adicionada, se não adicionada mais cedo ou em adição a injeções anteriores (tal como, antes do segundo refrigerador 121), à fase gasosa por um canal de adição de inibidores 109. Se adicionada, a adição de inibidores de hidrato é, como mencionada acima, realizada após o compressor 150 para evitar líquido no compressor 150.

[0088] Entretanto, adicionando o inibidor de hidratos antes do segundo resfriador 121, pelo canal 191, a terceira fase gasosa pode conter inibidores de hidrato suficientes ao sair do separador 131, que não são condensados e removidos dele, para serem inibidos para outro transporte. Dita fase gasosa pode ser transportada como um fluxo monofásico sem a necessidade de qualquer inibidor de hidratos adicional e em que a condensação no duto é evitada.

[0089] Os líquidos condensados do segundo separador 130 deixando o canal 106 e os líquidos condensados do terceiro separador 131 deixando o canal 161 são misturados com a fase bruta da água no canal 103 do primeiro separador 110, em uma primeira fase líquida combinada no canal 133 e em uma segunda fase líquida no canal 107, respectivamente. Uma válvula reguladora no canal 103, acima dos pontos de mistura do canal 106 pode estar presente, de modo a prevenir o refluxo para o separador e/ou, para regular a taxa de mistura e composição dos ditos fluxos. Válvulas similares podem estar presentes nos canais 106 e 161, ou como parte dos separadores 130 e 131, respectivamente, antes que os ditos pontos de mistura regulem os níveis dos ditos tanques separadores (não mostrados). Alternativamente, a fase líquida do separador 130 pode ser alimentada por um canal presente no separador trifásico 110, por exemplo, para reduzir o teor de água na fase bruta da água e, assim, reduzir o risco da formação de hidratos no canal 107.

[0090] Um compressor ou uma bomba 170 no canal 107 podem ser usados para recompressão ou para facilitar o transporte da fase líquida bruta para outras usinas de processamento.

[0091] As ditas fases líquidas combinadas no canal 107 são quentes e podem ser transportadas por longas distâncias, como acima mencionado, antes de resfriarem a um nível de temperatura onde a formação de hidratos pode ocorrer.

[0092] Com a presente invenção, pode ser possível reduzir a quantidade de inibidores de hidrato/MEG necessários para prevenir a formação de hidratos em 97%, como será mostrado na explicação abaixo. Isto reduz o impacto nas unidades de regeneração de inibidores de hidrato (tal como o MEG) existentes, frequentemente usadas nas instalações de recepção. Se os volumes de inibidores de hidrato forem suficientemente pequenos, as quantidades podem ser coletadas e transportadas para regeneração em outros lugares e não necessitam de unidades de regeneração no local da recepção. Pelo uso de inibidores de hidratos alternativos aos atuais inibidores, em baixas dosagens, tais inibidores de hidratos podem seguir a produção de água e não precisam ser reutilizados ou regenerados. Um baixo consumo de inibidores de hidrato pode ser possível com a acima descrita extração submarina de água, por isso, é favorável tanto no que diz respeito à economia quanto ao meio ambiente.

[0093] Com a nova tecnologia da presente invenção, a formação de hidratos é completamente inibida nos transportes por longas distâncias e um duto não isolado, maior e mais econômico, pode ser utilizado. Tais dutos fornecem menor queda de pressão, o que elimina ou reduz a necessidade de recompressão e aumenta a flexibilidade com relação a taxas de produção e tie in nos novos campos, especialmente em comparação com os existentes dutos isolados de diâmetro reduzido.

[0094] Com a ajuda da presente invenção, também pode ser possível produzir campos marginais para a infraestrutura existente, de um modo flexível e eficiente, isto é, sem aumentar a capacidade atual de regeneração do inibidor de hidratos. Soluções desfavoráveis e inflexíveis também podem ser evitadas no sentido que os dutos que podem ser usados, como acima descrito, têm uma maior janela operacional.

Exemplo 1

[0095] Com uma temperatura do fluxo multifásico contendo hidrocarbonetos 1, e do primeiro separador 10, de 100°C, o teor de água do gás é de 1,5mol%. Para uma certa taxa de gás específica, é necessário aproximadamente 24m3/d 90 wt% de inibidores de hidrato (MEG) para prevenir a formação de hidratos no gasoduto. Resfriando o gás a 30°C de acordo com a presente invenção e separando a água condensada, o consumo requerido de 90wt% de inibidores de hidrato (MEG) é reduzido a 0,8m3/d, o que corresponde a uma redução no MEG de aproximadamente 97%.

Claims (32)

1. Método para depressão submarina do ponto de orvalho da água em um fluxo multifásico produzido de hidrocarbonetos fluidos contendo água, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: i) separar o fluxo de hidrocarbonetos fluidos em uma primeira fase líquida e uma primeira fase gasosa; ii) resfriar a primeira fase gasosa de um modo controlado, para extrair a água ou condensar a água e, opcionalmente, outros condensados, em uma segunda fase líquida, mantendo o fluido acima de uma temperatura de formação de hidratos e; iii) separar a segunda fase líquida e uma segunda fase gasosa; em que a segunda fase gasosa tem um ponto de orvalho da água que é mais baixo do que aquele da primeira fase gasosa e/ou do fluxo multifásico de hidrocarbonetos fluidos inicial.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a primeira fase gasosa é resfriada até uma temperatura acima 20°C, ou na faixa de 20-30°C, ou aproximadamente 25°C.

3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a primeira fase gasosa resfriada está livre de inibidores de hidrato e/ou absorventes.

4. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que um inibidor de hidratos é adicionado à segunda fase gasosa antes do transporte adicional ao longo de uma distância sob o mar.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a segunda fase gasosa é comprimida antes da adição do inibidor de hidratos e transportada ao longo de uma distância sob o mar.

6. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas adicionais de: iv) adicionar um inibidor de hidratos à segunda fase gasosa; v) resfriar a segunda fase gasosa de um modo controlado para extrair a água ou água condensada e, opcionalmente, outros condensados, em uma terceira fase líquida e vi) separar a terceira fase líquida e uma terceira fase gasosa; em que a terceira fase gasosa tem um ponto de orvalho da água mais baixo do que a segunda fase gasosa.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a segunda fase gasosa é resfriada a uma temperatura abaixo 0°C, ou na faixa de aproximadamente 0-25°C, ou, na faixa de aproximadamente 0-4°C, ou, a aproximadamente a temperatura da água do mar ao redor.

8. Método de acordo com a reivindicação 6 ou 7, caracterizado pelo fato de que um inibidor de hidratos é adicionado à terceira fase gasosa antes do transporte ao longo de uma distância sob o mar.

9. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 6 a 8, caracterizado pelo fato de que a terceira fase gasosa é comprimida antes da adição opcional de um inibidor de hidratos e transporte ao longo de uma distância sob o mar.

10. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 6 a 10, caracterizado pelo fato de que a segunda fase gasosa resfriada é estrangulada após o resfriamento na etapa v) e antes da separação na etapa vi).

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a segunda gasosa é resfriada a uma temperatura aproximada à temperatura do mar, ou abaixo da temperatura do mar.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que a água líquida adicionalmente é separada do fluxo multifásico de hidrocarbonetos fluidos produzido na etapa i).

13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a dita água líquida separada é reinjetada em formações subterrâneas.

14. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que a água extraída ou condensada, e outros condensados, da separação na etapa iii) e, opcionalmente, da etapa vi), são misturados com a primeira fase líquida da etapa de separação i).

15. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que a segunda fase líquida da etapa iii) e opcionalmente a terceira fase líquida da etapa vi), são recicladas para a separação na etapa i).

16. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 1 a 15, caracterizado pelo fato de que a primeira fase líquida, opcionalmente misturada com a segunda fase líquida e opcionalmente com a terceira fase líquida é transportada para outras usinas de processamento, alternativamente, com a ajuda da recompressão.

17. Método de acordo com a qualquer uma das reivindicações 1 a 16, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidratos é escolhido entre um ou mais: • inibidores termodinâmicos, etanol, metanol, glicol, monoetilenoglicol (MEG), dietilenoglicol (DEG), trietilenoglicol (TEG), aminas, monoetanolamina (MEA) ou metildietanolamina (MDEA); ou • inibidores cinéticos, antiaglomerantes, inibidores de hidratos de baixa dosagem (LDHI), polímeros, copolímeros ou surfactantes.

18. Sistema para depressão submarina do ponto de orvalho da água em um fluxo multifásico produzido, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende: i) um primeiro separador tendo uma entrada de fluxo multifásica, uma primeira saída da fase gasosa e uma primeira saída da fase líquida; ii) um primeiro resfriador de gás com controle de temperatura, para extração da água, tendo uma entrada e uma saída, em que o resfriador do primeiro gás é configurado para manter o fluido acima de uma temperatura de formação de hidrato do mesmo e; iii) um segundo separador tendo uma entrada, uma saída de condensados e uma saída de gás; em que, a saída da fase gasosa do primeiro separador está em comunicação fluida com a entrada do resfriador de gás, e a saída do refrigerador de gás estando em comunicação fluida com a entrada do segundo separador e, em que o gás que saindo da saída de gás do segundo separador tem um ponto da orvalho da água que é mais baixo do que aquele do fluxo multifásico entrando no primeiro separador.

19. Sistema de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a saída de gás do segundo separador é conectada a um canal de transporte de gás para transporte submarino adicional.

20. Sistema de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o canal de transporte de gás compreende um ponto de adição de inibidores de hidrato.

21. Sistema de acordo com a reivindicação 19 ou 20, caracterizado pelo fato de que o canal de transporte de gás compreende um compressor ou bomba e, no caso da presença de um ponto de adição de inibidores de hidrato, o compressor ou bomba é posicionado acima do dito ponto de adição.

22. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 18 a 21, caracterizado pelo fato de que o sistema adicionalmente compreende: iv) um ponto de adição para inibidores de hidrato; v) um segundo refrigerador de gás com controle de temperatura para extração da água, tendo uma entrada e uma saída e; vi) um terceiro separador tendo uma entrada, uma saída de condensados e uma saída de gás; em que a saída do segundo separador está em comunicação fluida com a entrada do segundo resfriador de gás, dita comunicação fluida compreendendo o ponto de adição de inibidores de hidrato e, em que a saída do segundo resfriador de gás está em comunicação fluida com a entrada do terceiro separador e, em que o gás saindo da saída de gás do terceiro separador tem um ponto de orvalho da água que é menor do que aquele do fluido entrando no segundo separador.

23. Sistema de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a saída de gás do terceiro separador é conectada a um canal de transporte de gás para transporte submarino adicional.

24. Sistema de acordo com a reivindicação 23, em que o canal de transporte de gás compreende, ainda, um ponto de adição para inibidores de hidrato.

25. Sistema de acordo com a reivindicação 23 ou 24, caracterizado pelo fato de que o canal de transporte de gás compreende um compressor ou bomba e, no caso da presença de um ponto de adição de inibidores de hidrato o compressor, ou bomba, é posicionado acima do dito ponto de adição.

26. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 23 a 25, caracterizado pelo fato de que um canal conecta a saída do segundo separador com a entrada do segundo resfriador de gás e, em que o dito canal compreende o ponto de adição de inibidores de hidrato.

27. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 23 a 26, caracterizado pelo fato de que um canal conecta a saída do segundo resfriador de gás à entrada do terceiro separador, em que o dito canal compreende um regulador de estrangulamento.

28. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 18 a 27, caracterizado pelo fato de que uma tecnologia de separação compacta é usada para um ou mais dos separadores, tal como a tecnologia de separação em linha ou um purificador.

29. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 18 a 28, caracterizado pelo fato de que o primeiro separador é um separador trifásico compreendendo uma entrada de fluido, uma saída da fase gasosa, uma saída do líquido condensado e uma saída de água líquida.

30. Sistema de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato de que a saída de água líquida do separador de trifásico é conectada a uma cabeça de poço para reinjeção em formações subterrâneas.

31. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 18 a 30, caracterizado pelo fato de que as saídas dos condensados dos separadores são conectadas a um canal para transporte a uma outra usina de processamento, opcionalmente conectada a uma bomba, ou compressor, para recompressão do dito transporte.

32. Sistema de acordo com a qualquer uma das reivindicações 18 a 31, em que uma ou ambas as saídas dos condensados do segundo e terceiro separadores são conectadas a um canal, para reciclagem dos ditos condensados do primeiro separador.

Images