BR112015012045B1

BR112015012045B1 - método e sistema para desidratação de uma fase gasosa e inibição de hidrato de uma fase de hidrocarboneto líquido

Info

Publication number: BR112015012045B1
Application number: BR112015012045-8A
Authority: BR
Inventors: Knut Arild Marak; Arne Olav Fredheim; Bernt Henning Rusten; Lars Henrik Gjertsen; Baard Kaasa
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2012-11-26
Filing date: 2012-11-26
Publication date: 2020-11-17
Also published as: AU2017261538A1; BR112015012045A2; CA2891850C; GB2522164A; NO20150779A1; US20180187112A1; US10821398B2; CN104812876A; AU2012395160A1; NO20171899A1; US20150291901A1; CA2891850A1; US10184090B2; BR112015012045A8; GB2522164B; AU2012395160B2; US20190093039A1; US10576415B2; CN104812876B; AU2017261538B2

Abstract

MÉTODO E SISTEMA PARA DESIDRATAÇÃO DE UMA FASE GASOSA E INIBIÇÃO DE HIDRATO DE UMA FASE DE HIDROCARBONETO LÍQUIDO A presente invenção relaciona-se a um método e sistema para desidratação de uma fase gasosa e inibição de hidrato de uma fase de hidrocarbonetos líquido em um fluxo de fluído de hidrocarbonetos multifásico contendo água compreendendo as etapas: i separar fluxo de fluído de hidrocarboneto em uma fase líquida e primeira fase gasosa; ii adicionar um inibidor de hidrato à primeira fase gasosa; iii separar líquidos condensados e uma segunda fase gasosa, sendo que a primeira fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que de fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico inicial e a segunda fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que a primeira fase gasosa, em que o inibidor de hidrato tem um conteúdo de água suficientemente baixo, para permitir a secagem da primeira fase gasosa, o citado inibidor de hidrato sendo separado dos líquido condensado na etapa (iii) e misturado com parte ou toda a fase líquida a partir da separação na etapa (i) para inibir a citada fase líquida.

Description

Campo da Invenção

[001] A presente invenção relaciona-se a um método e sistema para desidratação combinada de gás, para satisfazer especificações de transporte submarino e inibir a fase de hidrocarbonetos em um fluxo de fluído produzido de hidrocarbonetos multifásico contendo água.

Antecedente da Invenção

[002] No desenvolvimento de campos de óleo e gás remotos ou marginais em mar aberto, desenvolvimentos submarinos são frequentemente selecionados, para reduzir o gasto com investimento em facilidades de produção. Embora os hidrocarbonetos produzidos no local requeiram um processamento, o número de unidades de processamento submarino deve ser preferivelmente baixo, e contar com unidades de baixa complexidade para minimizar manutenção para evitar defeitos. Para um processamento adicional, é desejável usar a capacidade de processo disponível em um centro de distribuição (hub) na infra-estrutura ou em terra, que pode requerer transporte por longas distâncias por tubulações.

[003] O fluído de poços de hidrocarbonetos frequentemente contém óleo e gás, que pode ser transportado para diferentes unidades de processamento, para usar a capacidade da infra-estrutura próxima. O fluído contendo hidrocarbonetos produzidos está quente quando entra na cabeça de poço, geralmente na faixa de 60°C a 130°C, e, em adição a hidrocarbonetos, também contém água líquida e água na fase gasosa, que corresponde à pressão de vapor de água na tempera-tura e pressão corrente. Se o gás for transportado não tratado por longas distâncias e resfriado, a água na fase gasosa condensa, e sua temperatura baixa para abaixo da temperatura de formação de hidrato, daí causando a formação de hidratos. A temperatura de formação de hidrato está na faixa de 20<C-30‘C entre 1 x 10 4 kPa a 4 x 104 kPa (100- 400 bar).

[004] Hidratos são sólidos cristalinos (tipo gelo) compostos de água e gás, e a deposição de hidrato nas paredes internas das tubulações de óleo e gás constitui um problema sério para a infra-estrutura de produção de óleo e gás. Quando um fluído de hidrocarboneto contendo água quente flui em uma tubulação com paredes frias, os hidratos se precipitam e se aderem às paredes internas. Isto reduz a área de seção transversal da tubulação, que, sem contramedidas, causa uma perda de pressão, e, em extremo, o bloqueio completo da tubulação ou de outros equipamentos de processo. O transporte de gás ao longo de longas distâncias, por conseguinte, normalmente requer um controle de hidrato.

[005] Tecnologias existentes, que administram o problema de remover tais depósitos ou evitar sua formação, incluem: a. Raspagem mecânica dos depósitos da parede interna do tubo em intervalos regulares por desbaste (pigagem); b. Aquecimento mecânico e isolação, para manter aquecida a tubulação (a uma temperatura acima da temperatura do surgimento de hidrato); c. Adição de inibidores (termodinâmicos ou cinéticos) que impedem a deposição de hidrato.

[006] A raspagem (pigagem) é uma operação cara e complexa. Se nenhum loop for disponível, um raspador (pig) tem que ser inserido na tubulação através de veículos remotamente operados. Se uma quantidade maior hidratos além da capacidade provida pelo diâmetro do rolo raspador, os hidratos se aderir à tubulação é necessária realizar uma operação custosa, que, ademais, requer a interrupção da produção para remover o raspador.

[007] Aquecimento elétrico não é praticável para transporte ao longo de longas distâncias, uma vez que tanto para sua instalação e manutenção requer gastos muito elevados. A raspagem (pigagem) tem um custo operacional muito elevado.

[008] Outro método para reduzir ou evitar o uso de inibidor de hidrato, consiste em isolar a tubulação e reduzir o diâmetro para aumentar a velocidade do fluxo, e, desta forma, reduzir a perda de temperatura e acumulação de água. Se a extensão da tubulação não for demasiadamente longa, tal como da ordem de 1 km a 30 km, será possível manter a temperatura acima da temperatura de formação de hidrato, na qual o hidrato se forma. No entanto, isto reduz a janela operacional da tubulação, e não provê capacidade para futuros aumentos de velocidade de fluxo do gás, e não pode ser operado em baixas velocidades de fluxo de gás. Uma aceleração também pode ser requerida, uma vez que a queda de pressão na tubulação pode se constituir um importante aspecto, devido a uma tubulação de pequeno tamanho. Em adição, a formação de hidrato ocorre nas paradas e fe-chamento para manutenção, quando os hidrocarbonetos são resfriados para uma temperatura abaixo da temperatura de formação de hidrato.

[009] Para evitar a formação de hidrato, um inibidor de hidrato pode ser adicionado, tal como álcool (metanol ou etanol) ou glicóis, tal como monoetileno glicol (MEF ou 1,2- etanodiol) que são baratos e simples de injetar. No entanto, se o conteúdo de água for elevado, uma grande quantidade proporcional de inibidor será necessária, sendo que na extremidade de recepção, é requerida uma unidade de processo de regeneração de inibidor de hidrato, dispondo com uma capacidade suficiente para recuperar e reciclar o inibidor.

[0010] Por conseguinte, constata-se a necessidade de remover ambas - água líquida e água na fase gasosa, a partir do fluído conten- do hidrocarbonetos, sendo que a razão entre a fase líquida e a fase gasosa depende da pressão de vapor de água na temperatura e pressão prevalente. A remoção de água em um gás contendo hidrocarbonetos ou redução de ponto de orvalho deve ser realizada antes de a temperatura do fluído cair abaixo da temperatura de formação de hidrato, Em adição, uma quantidade reduzida de inibidor de hidrato em comparação com a técnica anterior deve ser usada, isto é, antes de o hidrato ser transportado por uma tubulação submarina através da água fria do mar, tal como por 5 quilômetros ou mais, por exemplo 10, 20, 30 50, 75 ou 100 quilômetros ou mais.

[0011] A RU 2199375 relaciona-se a um método para secagem por absorção de um 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 com a adição de ad- sorvente antes do resfriador, e uma segunda etapa de separação, onde o adsorvente é regenerado para um transporte adicional do gás. A remoção do volume de água na primeira etapa de separação reduz a carga para o absorvedor, mas com o uso de um absorvedor, será necessária pelo menos uma unidade de regeneração, que é indesejável em instalações submarinas.

[0012] A US 5127231 se relaciona a um tratamento do gás provindo de um poço de produção, contatando o gás com uma fase líquida, contendo água e um inibidor de hidrato, em uma unidade separando a fase líquida e um gás carregado com aditivo, que é transportado ao longo de longas distâncias, que pode ser chegar a diversos quilômetros. Um processo de secagem é descrito compreendendo um contator com absorvente (glicol). O gás é resfriado durante o transporte, antes de entrar em um trocador de calor onde um condensado de solvente de água e aditivo é separado, formando o gás em um vaso de contenção. A fase líquida é reciclada para o local de produção. Então, o inibi- dor de hidrato é adicionado durante a primeira separação, e está presente durante o transporte principal antes do resfriamento, depois do qual o aditivo é separado no terminal da extremidade de recepção, onde o gás é tratado.

[0013] O método descrito acima usa recirculação de aditivo anti- hidrato, que é introduzido durante a primeira etapa de separação no fluxo do poço. Esta introdução de aditivo requer uma unidade de absorção para regeneração do aditivo.

[0014] Por conseguinte, se fazia desejável reduzir o número de unidades de processo submarinas, e minimizar quantidade de inibidor de hidrato usado, de modo que a fase gasosa seja transportada ao longo de longas distâncias em água fria, sem, contudo, formar hidrato, enquanto requer uma reduzida (ou nenhuma) regeneração de aditivo, quando alcança a unidade de processo.

[0015] Um processo e sistema adequados constam no Pedido de Patente anterior P61001792N001, que propõe um processo e sistema para resolver mais satisfatoriamente o problema de como levar um fluxo de poço submarino para uma condição mais adequada, para transportá-lo por longas distâncias, sem precisar uma quantidade de inibidor de hidrato mais substancial.

[0016] Um processo e sistema adequados da P61001792N001 podem ser entendidos fazendo referência à Figura 1. Um sistema de poço quente não inibido 101 entra em um primeiro separador 110, onde a fase gasosa segue para um resfriador de gás 120, que resfria o fluxo do poço para uma temperatura acima da temperatura de formação de hidrato (tipicamente 20°C-25'C). O propósito do resfriador é eliminar a água a partir do gás, sem precisar adicionar um inibidor.

[0017] A fase gasosa então prossegue via 108, e o inibidor de hidrato 191 pode ser injetado. Um segundo resfriador de gás 121 adicionalmente resfria o gás para uma temperatura próxima da temperatura do mar (0°C-10°C), para reduzir adicionalmente o conteúdo de água no gás.

[0018] A maior parte da água a partir de 101 e 162 é separada em 110, e enviada via duto 104, e pode ser re-injetada na formação subterrânea através da cabeça de poço (well head) 140. O líquido remanescente que segue em 133, consiste principalmente de óleo e condensado, com uma pequena quantidade de água. A formação de hidrato, neste líquido, é inibida pelo fluxo de líquido 161, que contém principalmente inibidor (e água e condensado), se o inibidor de hidrato 191 é injetado na fase gasosa em 108.

[0019] O propósito da invenção, como pode ser visto, é reduzir a quantidade necessária de inibidor para inibir o fluxo de gás 111, e opcionalmente, o fluxo de líquido 133. Isto é feito separando a maior parte da água na fase gasosa com separadores 110,130,131.

[0020] Embora a invenção P61001792N001 atenda, em alguma extensão, o problema de minimizar a quantidade de inibidor de hidrato usado, reduzindo o número de unidades de processo submarinas, ainda persiste um número de problemas. Sempre haverá uma quantidade de água em um fluxo de poço, quer dissolvido na fase gasosa, ou como água líquida. Quando o fluxo de poço é resfriado, a água na fase gasosa condensa na forma de água líquida. Como discutido acima, a água líquida e hidrocarbonetos formarão hidrates, se a temperatura cair abaixo de aproximadamente lõ^^õT) como no caso do transporte a partir de campos satélites. Como notado, técnicas convencionais anteriores à P61001792N001 incluíam adicionar um inibidor de hidrato a todo o fluxo de poço, sendo que todo o processamento subsequente seria feito a jusante. Se a quantidade de água for grande, a quantidade de inibidor também será correspondentemente grande.

[0021] Alguns desenvolvimentos mais recentes de campos incluem um separador no leito do mar, para captar uma grande quantidade de água a partir da fase líquida. O volume de água é re-injetado, e, por conseguinte, permitindo que a necessidade de inibidor para impedir a formação de hidratos na tubulação venha a ser reduzida consideravelmente. Na extremidade de recepção do fluxo de poço, o inibidor é reciclado, e, portanto, requer uma regeneração (isto é, remoção de água). Este processo ambos requer calor e ocupa um espaço considerável na plataforma. A redução da quantidade de inibidor requerida é um aspecto vantajoso - um problema atendido, em grande extensão, pelo processo e sistema da P61001792N001.

[0022] Ademais, o fluxo de três fases na tubulação resulta em uma grande queda de pressão, e impõe restrições na velocidade de fluxo mínima, devido a questões de golpe de líquido (slugging) e elevação (risers). Na facilidade de recepção também é requerida uma extensiva separação e tratamento. Em particular, o tratamento de gás toma tanto espaço na plataforma/FPSO (armazenamento de produção flutuante e facilidade de carregamento externo (offloading)). O tratamento de gás na facilidade de recepção também pode se relacionar a questões de segurança. Para campos menores remotos, seria interessante enviar o gás de muitos campos a uma única facilidade de processo comum. Por conseguinte, é desejável prover uma separação grosseira de óleo e gás e passar o primeiro processamento para o leito do mar, para enviar o gás para um local e os líquidos para outro local, ambos remotamente localizados, e preferivelmente em terra. No entanto, para isto, é necessário que a fase gasosa satisfaça minimamente especificações de transporte submarino, com respeito ao conteúdo de água.

Sumário da Invenção

[0023] A presente invenção provê um método e sistema para desidratação de gás de modo que capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, e inibição de fase de hidrocarboneto líquido submarino em um fluxo de hidrocarboneto multifásico produzido con- tendo água.

[0024] Assim, em um primeiro aspecto da presente invenção, é provido um método para desidratação de fase gasosa e inibição de hidrato de uma fase de hidrocarboneto líquido submarino em um fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico contendo água, o método compreendendo as etapas de: i separar fluxo de fluído de hidrocarboneto em uma fase líquida e primeira fase gasosa; ii adicionar um inibidor de hidrato a primeira fase gasosa; iii separar líquidos condensados e uma segunda fase gasosa; sendo que a primeira fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele do fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico inicial, e a segunda fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele da primeira fase gasosa; caracterizado pelo fato de o inibidor de hidrato ter um conteúdo de água suficientemente baixo, para permitir o inibidor de hidrato seque a primeira fase gasosa, de modo que a segunda fase gasosa seja capaz de satisfazer especificações de transporte de tubulação, o citado inibidor de hidrato, sendo separado do líquidos condensados na etapa (iii), e, então, misturados com parte ou toda a fase líquida provinda da separação na etapa (i) para inibir a citada fase líquida.

[0025] Então, pode ser visto que o método da presente invenção se trata de um desenvolvimento da descrição constante na P61001792N001. Os componentes novos chave que atendem os problemas da invenção (provisão combinada de um fluxo de gás capaz de satisfazer especificações de transporte submarino e uma fase de hidrocarboneto líquido protegida da formação de hidrato) são: a. adição de inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água suficientemente baixa, para permitir a secagem da fase gasosa a partir do primeiro separador, de modo que a segunda fase gasosa seja capaz de satisfazer especificações de transporte submarino; e b. inibidor de hidrato separado dos líquidos condensados na etapa (iii) é misturado com a fase líquida a partir da separação na etapa (i) para prover a inibição de formação de hidrato na fase líquida.

[0026] Exatamente qual nível de pureza de inibidor de hidrato é requerida vai depender do conteúdo de água no gás e da fase de hi- drocarboneto líquido. Isto pode ser facilmente medido na cabeça de poço, e um inibidor de hidrato com o nível apropriado de água pode ser escolhido, como requerido. Assim, também pode ser visto, na presente invenção, que o mesmo inibidor é usado para múltiplos propósitos, para obter ambas - uma fase gasosa, suficientemente seca para propósito de transporte de gás rico, e fase líquida, inibida contra a formação de hidrato.

[0027] Em um segundo aspecto da presente invenção, é provido um sistema para desidratação de fase gasosa e inibição de hidrato de fase de hidrocarboneto líquido submarino em um fluxo multifásico, produzido, sendo que o sistema compreende: c. um primeiro separador tendo uma entrada de fluxo multifásico uma primeira saída de fase gasosa e uma saída de fase líquida; d. um segundo separador tendo uma entrada, uma saída de fase líquida e uma saída de gás; sendo que a saída de fase gasosa do primeiro separador faz comunicação fluída com a segunda entrada do separador, e sendo que o gás que sai pela saída de gás do primeiro separador tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele do fluxo multifásico que entra no primeiro separador, caracterizado pelo fato de o meio de comunicação fluída entre a saída de gás do primeiro separador e a entrada do segundo separador compreender um ponto de adição do inibidor de hidrato, o inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água suficiente para permitir a secagem do gás, de modo que a fase gasosa que sai da saída de fase gasosa do segundo separador seja capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, o inibidor de hidrato sendo separado dos líquidos condensados via saída de condensado do segundo separador e injetado em parte ou em toda a fase líquida provinda da saída de fase líquida do primeiro separador, para inibir a citada fase líquida.

Descrição Detalhada da Invenção

[0028] A seguir, é importante especificar a diferença entre os termos “Remoção de Água” e “Secagem de Gás”.

[0029] “Remoção de Água” se refere à remoção de uma quantidade de água a partir de um fluxo que não resulta em gás seco perse.

[0030] “Secagem de Gás” se refere à desidratação de um gás, para satisfazer uma especificação de conteúdo de água em uma tubulação de transporte. Tais especificações variam de tubulação a tubulação. Em uma tubulação típica, é especificado o ponto de orvalho de água de -IβG a 7 x 103 kPa (70 bar). Em tubulações na Europa para gás de venda, é especificado um ponto de orvalho de água -8o a 7 x 103 kPa (70 bar). Isto corresponde a um conteúdo de água de cerca de 80 ppm a 30 ppm, mas a especificação também pode cair fora desta faixa. Em geral, um ponto de orvalho de água abaixo da temperatura da água do mar a 70 bar é tipicamente o requisito mínimo. Uma modalidade preferida estabelece o requisito mínimo para o ponto de orvalho da água em 0°Ca 7 x 103 kPa (70 bar), que corresponde a um conteúdo de água de cerca de 120 ppm. Um requisito alternativo preferido é um ponto de orvalho de água de -80 a 7 x 103 kPa (70 bar).

[0031] Na presente invenção, o termo “Condensado Opcional" produzido quando a primeira fase gasosa é resfriada (ver abaixo) compreende C! a C6+ hidrocarbonetos. Principalmente, a mistura de líquidos produzida depois do resfriamento no segundo resfriador de gás opcional e que passa para o segundo separador é uma mistura de água, possivelmente alguns hidrocarbonetos Ci a C6+, e um inibidor de hidrato. A mistura de líquidos sai via saída de fase líquida do segundo separador.

[0032] A mistura de líquidos que sai pela saída de fase líquida do separador subsequente, que pode ser usada entre os primeiro e segundo separadores (ver abaixo), consiste de uma mistura de água e, opcionalmente, algum condensado de hidrocarboneto C1 a C6+ (“condensado de hidrocarboneto”).

[0033] O método de técnica anterior mais comum para prover a secagem de gás recorre à ajuda de absorção, sendo que a água é absorvida com um absorvente. O absorvente pode ser, por exemplo, um glicol (por exemplo, monoetileno glicol, MEG ou trietileno glicol TEG) ou um álcool (por exemplo, metanol ou etanol). A necessidade mencionada de um nível de conteúdo de água baixo usando absorção também requer uma instalação de regeneração, para remover a água do glicol ou outro absorvente.

[0034] Outro método comum da técnica anterior para obter tal baixo conteúdo de água na secagem de gás recorre à ajuda de expansão, e em seguida resfriamento. Este método pode ser realizado com uma válvula ou expansor (turbo), onde o trabalho gerado pela expansão do gás pode ser reutilizado no compressor para tornar a ganhar parcialmente a pressão. A temperatura da expansor pode alcançar temperaturas muito baixas, tal como abaixo de -25°C, e, portanto, sendo necessário adicionar um hidrato/ inibidor de gelo ao gás, antes deste entrar no expansor.

[0035] A presente invenção relaciona-se a desidratação de gás combinado para prover ambas - fase gasosa suficientemente seca para atender os requisitos para propósito de transporte de gás rico e fase líquida inibida contra a formação de hidrato.

[0036] O termo “Eliminação (Nocaute) de Água” se relaciona à remoção de água por condensação.

[0037] O termo “Desidratação de Gás” se relaciona ao processo de remover água além do que é possível por condensação e separação de fase.

[0038] O termo “Gás Rico” se relaciona a um gás tendo um conteúdo de água suficientemente baixo para propósito de transporte um conteúdo de C3+ suficientemente baixo para satisfazer especificação cricondebar para transporte de gás de uma fase, mas onde o conteúdo de C3+ é demasiadamente alto para satisfazer especificações de gás de venda. Um gás rico requer um processamento adicional para satisfazer especificações de gás de venda.

[0039] A presente invenção permite a produção de um gás rico que satisfaz propriedades de transporte de na cabeça de poço assim como inibindo a fase líquida. O método e sistema da presente invenção produzem gás rico, que pode ser transportado ao longo de longas distâncias em gasodutos monofásicos antes de um tratamento subsequente. O método e sistema da presente invenção dispensam a necessidade corrente de medidas adicionais para transporte ao longo de longas distâncias de gás rico, tal como aquecimento, adição de inibidor de hidrato adicional, isolação da tubulação, e raspagem. O gás não precisa ser levado para o mesmo local da fase líquida inibida. Para a instalação de recepção do fluxo líquido, assim como reduções no equipamento de processo e espaço de plataforma, uma facilidade de tratamento de gás menor também reduz riscos operacionais. O tratamento de gás frequentemente é considerado uma operação de alto risco em FPSO.

[0040] Somente energia e um inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água suficientemente baixo para secar o gás, de modo que a terceira fase gasosa seja capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, precisam ser providos para a cabeça de poço. Adicionalmente, uma fase de óleo líquido/condensado com uma pequena quantidade de água e também um inibidor de hidrato é produzida, e pode ser bombeada para a instalação de processamento, enquanto a fase gasosa pode ser transportada para algum outro local, preferivelmente um local onde o espaço seja menos crítico que em mar aberto.

[0041] Até agora um primeiro produto químico vem sendo usado para inibição de hidrato em tubulações e um segundo produto químico vem sendo usado para desidratação na plataforma. Na presente invenção, o mesmo produto químico é usado para ambos -- desidratação de gás e inibição por hidrato. Isto reduz requisitos de espaço de plataforma como unidade de regeneração para o produto químico usado para desidratação de gás não é requerido. Isto simplifica a logística e armazenamento.

[0042] A fase gasosa a partir do fluxo de poço agora é monofásica, que pode ser transportada ao longo de distâncias muito maiores que fluxos multifásicos da técnica anterior. Na maior parte dos casos, este gás é um gás rico, onde um tratamento adicional é requerido antes de obter as especificações de gás de venda. Este tratamento, agora, pode ser feito em um local mais distante do poço que em sistemas de produção e transporte de gás de técnica anterior.

[0043] No entanto, para alguns campos, onde a fase gasosa é pobre, e apenas desidratação é requerida antes de obter especificação de gás de venda, o gás pode ser enviado diretamente à tubulação de gás de venda, se a desidratação for boa. Então, somente a produção de energia e a regeneração de inibidor serão requeridas na superfície.

[0044] Ao mesmo tempo, o líquido (óleo, condensado, água) é desgaseificado, e enviado como líquido somente para tratamento subsequente. A fase líquida torna o transporte muito mais simples que em tubulações multifásicas de técnica anterior. Como os volumes de gás que alcançam a plataforma/FPSO é um gás dissolvido na fase líquida, a facilidade de tratamento de gás pode ser muito menor.

[0045] Em um aspecto preferido da presente invenção, o primeiro fluxo de gás é resfriado depois de misturar com o inibidor de hidrato, para condensar água, e, opcionalmente, um condensado de hidrocarboneto, enquanto mantém o fluído em uma temperatura acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo.

[0046] Em um aspecto particularmente preferido da invenção, a primeira fase gasosa é separada em uma fase gasosa intermediária e em líquido condensado antes da adição do inibidor de hidrato. Nesta modalidade preferida, antes de desta separação adicional, a primeira fase gasosa pode ser resfriada para condensar água, e opcionalmente um condensado de hidrocarboneto enquanto mantém o fluído em uma temperatura acima da temperatura de formação de hidrato.

[0047] Em outro aspecto preferido da invenção, a água líquida é adicionalmente separada do fluxo de fluído de hidrocarboneto multifá- sico produzido no método da etapa (i) ou sistema da etapa (ix). Esta água separada pode ser re-injetada em formações subterrâneas.

[0048] Em um aspecto preferido das primeira e segunda modalidades da presente invenção, o conteúdo de água do inibidor de hidrato é tal, que a segunda fase gasosa resultante seca tem um conteúdo de água não maior que 75 ppm ou um ponto de orvalho de água de -8°C a7x103kPa (70 bar).

[0049] Em uma alternativa preferida das primeira e segunda modalidades da presente invenção, o inibidor de hidrato da primeira fase gasosa ou fase gasosa intermediária tem menos que 10% de água em peso, preferivelmente menos que 11,5% de água em peso, mais preferivelmente menos que 1% e o mais preferível 0,1% ou menos de água em peso.

[0050] Em um aspecto preferido adicional das primeira e segunda modalidades da invenção, o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa ou à fase gasosa intermediária é selecionada do grupo consistindo de glicóis alcoóis etano termodinâmico e inibidores de hidrato de baixa dosagem (LHDI de Low Dosage Hydrate Inhibitors), preferivelmente glicóis, mais preferivelmente monoetileno glicol (MEG de monoethylen glycol)) ou tri etileno glicol (TEG de triethylen glycol) e o mais preferível monoetileno glicol.

[0051] Em outra alternativa preferida das primeira e segunda modalidades, o separador usado para separar líquidos condensados e a segunda fase gasosa compreende, um purificador que é capaz de remover pelo menos 99% de líquido (água inibidor de hidrato e condensado de hidrocarboneto) da fase gasosa, preferivelmente alterações 99,5%, e mais preferivelmente 99,9%. É preferível que o purificador seja muito eficiente, para minimizar a quantidade de inibidor que entra na segunda fase gasosa, que, então, é transportada. Preferivelmente, este separador que é usado para separar os líquidos condensados, e a segunda fase gasosa é resfriada para uma temperatura na faixa de - 25X3 a +3013 preferivelmente na faixa de 013 a 10*0 . Devido à pressão de vapor do inibidor, traços de inibidor na forma de vapor inevitavelmente seguirão a segunda fase gasosa, mas a temperatura baixa no segundo separador mantém esta quantidade em um valor mínimo.

[0052] Em um aspecto preferido da primeira modalidade, os líquidos condensados provindos da etapa de separação intermediária são misturados com parte ou toda a fase líquida provinda da etapa de separação na etapa (i) no método da presente invenção, ou em uma modalidade adicionalmente preferida do segundo aspecto da invenção, os líquidos condensados provindos da saída do separador adicional são misturados com parte ou toda a fase líquida provinda da saída de fase líquida do primeiro separador em (ix). Neste método ou sistema, a fase líquida é preferivelmente transportada para instalações de transporte adicionais opcionalmente com ajuda de bombeamento.

[0053] Em uma alternativa do método da invenção, a primeira fase gasosa é resfriada para uma temperatura na faixa de 15X3 a 30*0 , preferivelmente na faixa de 20X3 a 2513 .

[0054] Em outro aspecto preferido do método da invenção, a primeira fase gasosa resfriada não tem o inibidor de hidrato e/ou absorvente.

[0055] Preferivelmente, a fase gasosa intermediária é resfriada para a temperatura do mar (ou abaixo dela), preferivelmente a temperatura do mar, mais preferivelmente 0X3 a 10X3 .

[0056] Outra alternativa preferida do método da invenção compreende as seguintes etapas: iv adicionar um inibidor de hidrato adicional, como definido acima na segunda fase gasosa, enquanto mantém, o fluído acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo, e v separar líquidos condensados e terceira fase gasosa; de modo a conseguir uma secagem adicional da segunda fase gasosa para obter a terceira fase com o citado inibidor de hidrato adicional, a terceira fase gasosa tendo um ponto de orvalho de água inferior àquele da segunda fase gasosa da etapa (iii).

[0057] Isto é particularmente adequado para aquecer fluxos de poço com baixo conteúdo de água, ou em condições onde é difícil remover a água do inibidor durante regeneração. Os dois estágios garantem que a fase gasosa satisfaz especificações de transporte submarino, enquanto também protegendo a fase líquida da formação de hidrato.

[0058] Uma modalidade desta alternativa adicionalmente preferida compreende as seguintes etapas adicionais: vi adicionar um inibidor de hidrato adicional como acima na terceira fase gasosa, enquanto mantendo o fluído acima de uma temperatura de formação de hidrato da mesma; vii separar líquidos condensados e quarta fase gasosa, de modo a conseguir uma secagem adicional da terceira fase gasosa para obter a quarta fase com a adição de citado inibidor de hidrato adicional, a quarta fase gasosa tendo um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele da terceira fase gasosa.

[0059] Outro método alternativo da invenção compreende a seguinte etapa adicional: viii adicionar inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água, como definido acima, no fluxo de fluído de hidrocarboneto multi- fásico antes da primeira etapa de separação (i).

[0060] Neste caso, o mesmo efeito desejado é conseguido primeiro adicionando inibidor na cabeça de poço (tipicamente a diversos quilômetros), e, então, opcionalmente resfriando o fluxo de poço antes de o fluxo de poço alcançar a facilidade de secagem. Isto é particularmente adequado para fluxos de poço com um conteúdo de óleo e água mais baixo.

[0061] Em um aspecto preferido do sistema de acordo com a segunda modalidade da invenção, o separador usado para separar líquidos condensados e a segunda fase gasosa é resfriado para uma temperatura na faixa de -2513 a +3013 preferivelmente na faixa de 0 a WIC.

[0062] Em uma modalidade preferida do sistema de acordo com a invenção, a saída de gás do segundo separador é conectada a um du- to de transporte de gás para um subsequente transporte submarino. Neste arranjo, o transporte de gás preferivelmente compreende um compressor ou bomba. Ademais, onde a saída de gás do segundo separador é conectada a um duto de transporte de gás para subsequente transporte submarino, preferivelmente um duto conecta a segunda saída de resfriador de gás à entrada do segundo separador, no qual o citado duto compreende uma restrição reguladora.

[0063] Em um aspecto preferido adicional do sistema, de acordo com a invenção, uma tecnologia de separação compacta é usada para um ou mais separadores, preferivelmente uma tecnologia de separação em linha ou purificador. Preferivelmente, o primeiro separador é um separador trifásico compreendendo uma saída de fase gasosa, saída de condensado líquido, e saída de água líquida.

[0064] Em um aspecto alternativo adicional do sistema de acordo com a presente invenção, a saída de água líquida do separador trifásico é conectada a uma cabeça de poço para re-injetar em formações subterrâneas.

[0065] Em um aspecto preferido adicional do sistema de acordo com a invenção, o segundo separador é usado para separar os líquidos condensados, e a segunda fase gasosa compreende um purificador capaz de remover pelo menos 99%, preferivelmente pelo menos 99,5% e o mais preferível 99,9% de líquido da fase gasosa.

[0066] Em um aspecto alternativo adicional do sistema de acordo com a invenção o citado sistema adicionalmente compreende: xi um ponto de adição para adicionar uma quantidade adicional de inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água, como definido acima, à segunda fase gasosa enquanto mantém a temperatura do fluído acima de temperatura de formação de hidrato da mesma; xii um terceiro separador tendo uma entrada, uma saída de condensado, e uma saída de gás; sendo que a saída de fase gasosa do segundo separador faz comunicação fluída com a entrada do terceiro separador, e a saída de fase líquida do terceiro separador faz comunicação fluída com o segundo separador, sendo que o gás que sai da saída de gás do terceiro separador tem um ponto de orvalho de água menor que do fluído que sai do segundo separador, secando adicionalmente a segunda fase gasosa a partir do segundo separador, de modo a conseguir uma secagem adicional da segunda fase gasosa a partir do segundo separador com um inibidor de hidrato adicional, para prover uma terceira fase gasosa,.

[0067] Em um aspecto alternativo adicional do sistema, de acordo com a presente invenção, o citado sistema adicionalmente compreende: xiii um ponto de orvalho para adicionar um inibidor de hidrato adicional, como definido acima, para a terceira saída de fase gasosa, enquanto mantém a temperatura do fluído acima da temperatura de formação de hidrato; xiv um quarto separador tendo uma entrada, uma saída de fase líquida, e uma saída de gás; sendo que a saída de fase gasosa do terceiro separador faz comunicação fluída com a entrada do quarto separador, e uma saída de fase líquida do quarto separador faz comunicação fluída com o terceiro separador, e sendo que o gás que sai da saída de gás do quarto separador tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele do fluído que sai do terceiro separador, de modo a prover uma secagem adicional da terceira fase gasosa com um inibidor de hidrato adicional, para prover a quarta fase gasosa. Estes condensados, incluindo inibidor de hidrato, podem ser transportados com segurança para outros locais, por exemplo, para próximo de um centro de distribuição de transporte de óleo.

[0068] Em outro aspecto preferido, uma ou ambas saídas de condensado do separador adicional opcional e segundo separador são conectadas a um duto, para reciclar os citados condensados para o primeiro separador.

[0069] Usando um resfriador submarino, a presente invenção evita a redução de pressão, e sendo flexível com respeito ao caso em que o resfriamento de temperatura é requerido.

[0070] Em adição à fase líquida resultante permanecer quente, e ter uma capacidade térmica muito maior que a fase gasosa, resulta que o fluxo de líquido separado pode ser transportado ao longo de distâncias antes de se resfriar na extensão em que cause a formação de hidratos. No entanto, com uma escolha adequada de inibidor de hidrato adicional, é possível conseguir ambas - desidratação de gás requerida e inibição da fase líquida - mesmo onde o transporte seja feito em distâncias relativamente longas.

[0071] Como discutido na introdução, o Pedido de Patente anterior P61001792N001 descreve o uso de um arranjo de separador- resfriador-purificador, como na presente invenção, para remover água, e, então, transferir o gás com injeção mínima do inibidor de hidrato. No entanto, nem este Pedido de Patente anterior ou qualquer outro documento propõe ou sugere a provisão combinada de um fluxo de gás capaz de satisfazer especificações de transporte submarino e fase de hidrocarboneto líquido que é protegida da formação de hidrato em consequência da adição de um inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água muito baixo a uma fase gasosa separada e resfriada, na qual os condensados, separados da fase gasosa depois da adição do inibidor que contém o inibidor adicionado, são misturados com parte ou toda a fase líquida separada na separação da fase gasosa da fase líquida. Assim, o mesmo produto químico pode ser usado para ambas - desidratação de gás e inibição de hidrato (a partir do gás). Isto ameniza os requisitos de espaço de plataforma, e como a unidade regenera-ção de hidrato (a partir do gás) não é requerida, ambas logística e armazenamento são grandemente simplificadas.

[0072] Gás a alta pressão pode conter menos água que um gás em baixa pressão. Por conseguinte, o processo de desidratação preferivelmente deve ocorrer em alta pressão. Alguns campos podem ter uma pressão muito baixa, por exemplo, ao redor de 1 x 103 kPa (10 bar), onde uma compressão submarina seria requerida. Então, a desidratação desta pode ser conduzida depois de primeiro comprimir o gás ou alternativamente entre estágios de compressão. Para campos onde a pressão assume valores moderados, por exemplo, acima de 5 x 103 kPa (50 bar), a desidratação pode ocorrer nesta pressão, e a compressão pode ser realizada opcionalmente no gás posteriormente (como mencionado).

[0073] Alternativamente, onde o gás tem uma baixa pressão, a desidratação pode ocorrer em baixa pressão, se um inibidor de hidrato adicional for injetado na terceira fase gasosa (ver a modalidade adicional acima) requerendo outro separador, e, então, uma quarta fase gasosa segue para transporte.

Desenhos

[0074] A presente invenção será descrita a seguir em detalhes adicionais em modalidades exemplares fazendo referência aos desenhos anexos, sendo que nenhum destes desenhos deve ser tomado em caráter limitante para o escopo da presente invenção.

[0075] A Figura 1 é uma vista esquemática de uma instalação submarina para redução de ponto de orvalho água e remoção de água, de acordo com o Pedido de Patente anterior P61001792N001;

[0076] A Figura 2 é uma vista esquemática de uma instalação submarina para desidratação de gás redução ponto de orvalho de água e remoção de água de acordo com a presente invenção;

[0077] A Figura 3 mostra uma vista esquemática de uma modalidade alternativa de uma instalação submarina para desidratação de gás, redução de ponto de orvalho de água, e remoção de água, de acordo com a presente invenção;

[0078] A Figura 4 mostra outra vista esquemática de outra modalidade alternativa de uma instalação submarina para desidratação de gás, redução de ponto de orvalho de água, e remoção de água, de acordo com a presente invenção;

[0079] A Figura 5 mostra uma vista esquemática de outra modalidade alternativa de uma instalação submarina para desidratação de gás, redução de ponto de orvalho de água, e remoção de água, de acordo com a presente invenção.

[0080] A Figura 1 mostra uma modalidade de um sistema e método de acordo com o Pedido de Patente anterior P61001792N001 sendo que um fluxo de poço contendo hidrocarboneto multifásico quente inibido em uma tubulação 101 entra em um primeiro separador 110 onde a fase gasosa segue para um resfriador 102 via duto 102 que resfria o fluxo de poço para uma temperatura acima da temperatura de hidrato (2013 a 2513) . O propósito do resfriador é eliminar a maior parte da água a partir do gás sem precisar inibidor. A fase de água líquida separado no duto 104 separada pelo primeiro separador 110 pode ser re-injetada nas formações subterrâneas pela cabeça de poço 140.

[0081] Líquidos condensados de água e condensado são transferidos do resfriador 120 via duto 105 para um segundo separador 130, tal como um purificador (scrubber) de água condensada, onde as fases são separadas em uma segunda fase gasosa saindo pelo topo via duto 106. O segundo separador 130, como mencionado acima, pode ser um separador convencional ou um separador de tecnologia mais compacta, por exemplo, tecnologia de separação em linha ou um purificador.

[0082] Os líquidos condensados a partir do segundo separador 130 entram no duto 106 e são misturados com um volume de fase líquida no duto 103, que pode ser um fluxo contendo hidrocarboneto a partir do primeiro separador, para uma fase líquida combinada no duto 133.

[0083] O conteúdo de água da segunda fase gasosa no duto 108 depois da segunda separação é reduzido, tipicamente o conteúdo de água é apenas uma fração da água original do fluxo de poço no duto 101.

[0084] A segunda fase gasosa no duto 108, então, é suprida a um segundo resfriador de gás multifásico 121. É sugerido no Pedido de Patente anterior P61001792N001 que o inibidor de hidrato, opcionalmente, seja adicionado à fase gasosa antes de entrar no segundo resfriador 121 através de um duto de adição/injeção 191 para impedir a formação de hidrato dentro do resfriador. No entanto, não há sugestão de se utilizar um inibidor de hidrato tendo um conteúdo de água mais baixo, para permitir uma produção de fluxo de gás capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, assim como a produção de uma fase líquida de hidrocarboneto protegida da formação de hidrato.

[0085] A segunda fase gasosa resfriada é separada de qualquer condensado em um terceiro separador 131, tal como um purificador de água condensada, onde as fases são separadas em uma terceira fase gasosa que sai pelo topo do duto 111 e fase líquida que sai pelo fundo do separador 131 pelo duto 161. A terceira fase gasosa, opcionalmente, pode ser comprimida por um compressor 152, antes de ser enviada a um sistema de transporte de gás 112.

[0086] A maior parte da água vinda de 101 e 162 é separada em 110 e enviada para injeção 104. A fase de água líquida separada no duto 104 é re-injetada nas formações subterrâneas pela cabeça de poço 140. O líquido remanescente prosseguindo em 133 consiste principalmente de óleo e condensado, com uma pequena quantidade de água. É inibido pelo fluxo de líquido 161, que contém, principalmente, inibidor, água, e condensado. A fase líquida combinada 103 e uma pequena quantidade de água junto com condensado e inibidor de hidrato provindo da saída 161 do terceiro separador 131 são combinadas no duto 107. Uma válvula reguladora 150 no duto 103 a jusante dos pon- tos de mistura dos dutos 106, 161 e 103 podem ser provida para impedir retro-faísca (flashback) no separador e/ou regular a taxa de mistura e composição dos citados fluxos. Esta fase líquida combinada é quente, e pode ser transportada ao longo de longas distâncias, como mencionado acima, antes de resfriar para um nível de temperatura onde hidratos podem se formar, se o inibidor de hidrato não tiver sido adicionado.

[0087] A presente invenção com P61001792N001 pretendia reduzir a quantidade de inibidor requerida para inibir o fluxo de gás 111 e fluxo de líquido 103. Isto foi conseguido pela separação da água na fase gasosa usando separadores 110, 130,131.

[0088] A Figura 2 mostra uma vista esquemática de uma instalação submarina para desidratação de gás redução de ponto de orvalho de água e remoção de água de acordo com a presente invenção. Aqui, é usada uma modalidade muito similar à modalidade da invenção constante na P61001792N001.

[0089] Especifícamente, um fluxo de poço tendo hidrocarboneto multifásico em uma tubulação 201, primeiro é separado em: uma primeira fase gasosa em um duto 202, uma primeira fase líquida em um duto 203, e uma fase gasosa de água líquida em um duto 204 por um primeiro separador trifásico 210, que pode ser um separador convencional como descrito acima, sendo que a fase de água líquida no duto 204 pode ser re-injetada nas formações subterrâneas pela cabeça de poço 240.

[0090] A primeira fase gasosa no duto 202 é resfriada em um primeiro resfriador de gás multifásico 220 para remover a água, mas a uma temperatura acima da temperatura de formação de hidrato. Líquidos condensados de água condensada são transferidos do resfriador 220 via duto 205 para um segundo separador 230, onde as fases são separadas em uma segunda fase gasosa saindo pelo topo via duto 208, e uma fase líquida saindo pelo fundo do separador 230. A fase líquida no duto 206 pode ser conectada, em uma primeira modalidade, ao duto 203, contendo um volume de fase gasosa a partir do primeiro separador 210, como descrito na modalidade de técnica anterior. Alternativamente, a fase líquida a partir do primeiro separador pode ser suprida via duto 262 de volta para o primeiro separador trifásico 210, por exemplo, para reduzir a quantidade de água no volume de fase líquida 210, daí reduzindo o risco de formação de hidrato.

[0091] A segunda fase gasosa no duto 210, então, é suprida a um segundo resfriador multifásico 221. Antes de alcançar o resfriador, o inibidor de hidrato é adicionado via entrada 291 (por exemplo, uma entrada de injeção). É essencial que o inibidor de hidrato suprido via duto 291 tenha um conteúdo de água suficientemente baixo para secar a segunda fase gasosa, de modo que a terceira fase gasosa satisfaça as especificações de transporte submarino, por exemplo, MEG, compreendendo menos que 5% em peso de água preferivelmente menos que 1% em peso de água, e o mais preferível 0,3% em peso de água ou menos. Também é importante que o inibidor de hidrato e a fase gasosa sejam bem misturados, por exemplo, em uma unidade misturadora.

[0092] Também, em consequência, é importante que o purificador 231 (ver abaixo) seja muito eficiente, isto é, remova tanto inibidor do gás quanto possível, preferivelmente, isto é, seja capaz de remover pelo menos 99%, preferivelmente pelo menos 99,5%, e mais preferível 99,9% da fase líquida que entra no separador 231. O gás sai do resfriador em um duto 218 equipado com uma válvula restritora 251. A válvula restritora 251 provê a regulação da expansão da segunda fase gasosa, e daí resfriando a citada fase para uma temperatura abaixo da temperatura da água do mar, devido ao efeito Joule Thompson ou Jou- le-Kelvin. Possivelmente também é desejável que uma bomba aumente a pressão no fluxo de hidrocarboneto líquido 207.

[0093] A segunda fase gasosa resfriada é separada de qualquer condensado e água líquida em um terceiro separador 231, e uma terceira fase gasosa muito seca, capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, sai do citado separador. A terceira fase gasosa pode ser opcionalmente comprimida por um compressor 252 antes de ser enviada a um sistema de transporte de gás 212.

[0094] Os líquidos condensados a partir do terceiro separador 231 incluindo o inibidor de hidrato separado, que foi injetado na segunda fase gasosa, saem no duto 261 e são misturados com o volume de fase líquida no duto 203 ou 233 a partir do primeiro separador 210 em uma fase líquida combinada 207 contendo uma pequena quantidade de água, quando os condensados, incluindo água a partir do primeiro separador 230, são reciclados no primeiro separador trifásico 210. Uma válvula reguladora 250 no duto 203 a montante dos pontos de mistura dos dutos 261 e possivelmente 206 podem estar presentes para impedir retro-faísca no primeiro separador e/ou regular a taxa de mistura e composição dos citados fluxos. Como a fase líquida combinada é quente, a fase líquida contém uma pequena quantidade de água e o inibidor de hidrato, originalmente injetado na segunda fase gasosa, esta fase líquida, em consequência, pode ser transportada ao longo de longas distâncias, sem ocorrer formação de hidrato.

[0095] Um compressor ou bomba 218 no duto 207 pode ser usado para acelerar ou facilitar o transporte de fase líquida para instalações de processamento adicionais.

[0096] Assim, o inibidor em 261 é usado para desidratação do gás e subsequentemente agora contendo uma quantidade maior de água é adicionalmente usado como inibidor de hidrato para a água na fase de hidrocarboneto líquido 207. A quantidade e qualidade do inibidor podem ser adaptadas para se ajustar a ambos os propósitos. Isto permite a produção de um gás muito seco no duto 211 que é capaz de satisfa- zer as especificações de transporte submarino que assim pode ser transportado ao longo de longas distâncias via um gasoduto monofásico para uma instalação de tratamento de gás 212 assim como a produção de um produto de hidrocarboneto líquido inibido que contém uma pequena quantidade de água em uma tubulação monofásica 207. Os hidrocarbonetos líquidos, incluindo inibidor, podem ser transportados com segurança a outro local, por exemplo, a um centro de distri-buição próximo. O inibidor de hidrato, então, é regenerado. Isto pode ser feito com um sistema de destilação térmico. Este sistema, tipicamente, consiste de um recuperador (com sal) e coluna de destilação. Muitas de tais instalações de regeneração foram construídas.

[0097] A Figura 3 mostra uma vista esquemática de uma modalidade alternativa de uma instalação submarina para desidratação de gás, redução de ponto de orvalho de água, e remoção de água, de acordo com a presente invenção. Uma grande parte da instalação é igual àquela descrita acima com respeito à Figura 2. Assim, um fluxo de poço contendo hidrocarboneto multifásico em uma tubulação 301, primeiro, é separado em uma primeira fase gasosa em um duto 302, uma primeira fase líquida de hidrocarboneto em um duto 303, e uma fase de água líquida em um duto 304, com um separador trifásico 310, por exemplo, um separador convencional, como descrito, onde a água líquida separada no duto 304 pode ser re-injetada nas formações subterrâneas pela cabeça de poço 340.

[0098] A primeira fase gasosa no duto 302 é resfriada em um primeiro resfriador de gás multifásico 320 para remover a água, mas a uma temperatura acima da temperatura de formação de hidrato. Líquidos condensados de água e condensado são transferidos do resfriador 320 via duto 305 para um segundo separador 330 onde as fases são separadas em uma segunda fase gasosa, que sai pelo topo via duto 308 e fase líquida que sai pelo fundo do separador 330. A fase líquida no duto 306 pode ser, em uma primeira modalidade, conectada ao duto 303 contendo um volume de fase líquida a partir do primeiro separador 310, como descrito na modalidade de técnica anterior. Alternativamente, a fase líquida a partir do segundo separador pode ser suprida de volta via duto 362 para o primeiro separador trifásico 310, por exemplo, para reduzir a quantidade de água no volume de fase líquida, e daí reduzindo o risco de formação de hidrato.

[0099] A segunda fase gasosa no duto 308, então, é suprida a um segundo resfriador multifásico 321. O inibidor de hidrato é injetado a montante do segundo resfriador 321 via entrada 391. É essencial que o inibidor de hidrato suprido via duto 391 tenha um conteúdo de água suficientemente baixo para permitir a secagem do segundo gás, de modo que a terceira fase gasosa satisfaça especificações de transporte submarino. Para garantir uma boa mistura do inibidor e fase gasosa, um misturador pode ser usado onde 391 entra em 308 (não mostrado). Também, por conseguinte, é importante que o purificador 331 seja muito eficiente isto é, remova tanto inibidor do gás quanto possível, preferivelmente pelo menos 99% mais preferivelmente 99,5%, e o mais preferível 99,9%, de inibidor. A segunda fase gasosa resfriada contendo inibidor de hidrato sai do resfriador no duto 381, equipado com uma válvula restritora 351.

[00100] A segunda fase gasosa resfriada é separada de condensado de hidrocarboneto e água líquida em um terceiro separador 331. Uma terceira fase gasosa sai pela saída de gás do terceiro separador 331 para o duto 311. Nesta modalidade alternativa, o duto 311 é provido com uma entrada 392, para adicionar uma quando adicional de inibidor de hidrato à terceira fase gasosa, o inibidor tem um conteúdo de água suficientemente baixo para secar o gás adicionalmente. A jusante do ponto de adição de inibidor de hidrato adicional, via entrada 392, a terceira fase gasosa é suprida via duto 311 a um quarto separador 332 tendo uma entrada e saída de fase líquida e uma saída de gás.

[00101] Qualquer água e inibidor de hidrato (não havendo nenhum condensado de hidrocarboneto nesta fase líquida adicional) é removido no quarto separador, e uma quarta fase gasosa muito seca, capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, sai da entrada do citado separador e é enviado via duto 314. Esta quarta fase gasosa muito seca, opcionalmente, é comprimida através de um compressor 352 antes de ser enviada a um sistema de transporte de gás 312.

[00102] O terceiro separador 331 faz comunicação fluída com a entrada do quarto separador. Ademais, a saída de condensado do quarto separador 332 faz comunicação fluída com o terceiro separador 331, via duto 316. O gás que sai da saída de gás do quarto separador tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele do fluído que sai do terceiro separador 331. Em consequência, é conseguida uma secagem adicional da terceira fase gasosa para prover a quarta fase com a adição de inibidor de hidrato adicional via duto 392. Um sistema de drenagem, uma bomba, ou outro dispositivo podem ser necessários para garantir que o líquido no fundo de 332 flua para o separador 331.

[00103] Os líquidos condensados a partir do terceiro separador 331 e qualquer líquido a partir do quarto separador 332 que são supridos de volta para o terceiro separador 331 via duto 316 que incluem dois lotes de inibidor de hidrato separados, que foram injetados nas segunda ou terceira fases gasosas, saem no duto 361 e são misturados com o volume de fase líquida no duto 303 ou 333 a partir do primeiro separador 310 em uma fase líquida combinada no duto 307, contendo muito pouca água, quando condensados, incluindo água a partir do primeiro separador, são reciclados no separador trifásico 310. Uma válvula reguladora 350 (não mostrada) no duto 303, a montante dos pontos de mistura dos dutos 361 (e possivelmente 306) podem ser provida para impedir uma retro-faísca no primeiro separador e/ou regular a taxa de mistura e composição dos citados fluxos. Como a fase líquida combinada é quente, a fase líquida contém uma pequena quantidade de água e inibidor de hidrato, originalmente injetado na segunda fase gasosa, esta fase líquida combinada, em consequência, pode ser transportada ao longo de longas distâncias sem ocorrer a formação de hidrato.

[00104] Um compressor ou bomba 318 no duto 307 é usado para acelerar ou facilitar o transporte de primeira fase líquida para instalações de processamento adicionais.

[00105] De novo, o inibidor de hidrato é usado com duplo propósito - secar o gás, provendo um gás rico que satisfaça propriedades de transporte, enquanto, ao mesmo tempo, inibe o fluxo de líquido. Esta modalidade é particularmente adequada para um fluxo de poço quente com baixo conteúdo de água.

[00106] A Figura 4 mostra uma vista esquemática de uma modalidade alternativa adicional de uma instalação submarina, para desidratação de gás, de acordo com a presente invenção. Uma grande parte da instalação é igual àquela descrita acima com respeito à Figura 2. A modalidade da Figura 4 é mais adequada para fluxos de poço contendo menos água e óleo que aqueles de modalidades ilustradas nas Figuras 1, 2, 3, onde a água dissolvida somente na fase gasosa. Assim, especificamente, um fluxo de poço contendo hidrocarboneto multifásico em uma tubulação 401 é inibido a diversos quilômetros da instalação submarina (tipicamente, na cabeça de poço ou perto dela) com a adição de inibidor de hidrato via entrada 490 tendo um conteúdo de água muito pequeno, como discutido acima, com respeito às primeira e segunda modalidades, descritas nas Figuras 2 e 3.

[00107] O fluxo multifásico inibido resfriado na tubulação 401, então, é separado em um primeiro pré-separador compacto em linha 410 em: uma primeira fase gasosa em um duto 402; e um primeiro hidro- carboneto líquido e fase de água em um duto 403. A fase líquida 403 contém água, inibidor de hidrato provindo de 490, e possivelmente também hidrocarbonetos condensados e outros componentes líquidos a partir do fluxo de poço 401.

[00108] A primeira fase gasosa no duto 402, então, passa através de um curto segmento de tubulação 402 entra no pré-separador 410 e segundo separador 430. O segundo separador separa a primeira fase gasosa em uma segunda fase gasosa que sai via duto de fase gasosa e uma fase líquida que principalmente compreende água e que sai via duto 433. A fase líquida 403 a partir do primeiro pré-separador 410 também é suprida a este duto 433, de modo que o inibidor de hidrato adicionado na cabeça de poço seja adicionado aos hidrocarbonetos líquidos separados no pré-separador.

[00109] Uma segunda quantidade de inibidor de hidrato tendo baixo conteúdo de água, como previamente discutido, então, é adicionada à segunda fase gasosa no duto 408 via duto 491, opcionalmente por mistura. Esta segunda fase gasosa, tendo a segunda quantidade de inibidor de hidrato, é adicionada à mesma, então, é transferida via duto 421 para um terceiro separador 431. No terceiro separador 431, a segunda fase gasosa é separada de qualquer condensado, e uma fase gasosa muito seca capaz de satisfazer especificações de transporte submarino é produzida. A terceira fase gasosa sai pela saída do terceiro separador e segue via duto 411. A terceira fase gasosa, opcionalmente, pode ser comprimida com um compressor 452, antes de ser enviada via duto 412 a um sistema de transporte de gás.

[00110] Os líquidos condensados vindos do terceiro separador 431, incluindo inibidor de hidrato separado injetado nas primeira e segunda fases gasosas, saem no duto 461, e são misturados com o volume de fase líquida 433 a partir do segundo separador 430, para prover uma fase líquida combinada. A fase líquida combinada contém água, inibi- dor, e possivelmente condensado e gás dissolvido. Ademais, a fase líquida combinada contém inibidor de hidrato, originalmente injetado em fluxo multifásico a montante da instalação, via entrada 490, e que foi injetado na entrada da segunda fase gasosa 491 e que saiu pela saída para o terceiro separador 431 no duto 461 para o terceiro separador. Esta fase líquida combinada em 433, em consequência, pode ser transportada ao longo de longas distâncias sem ocorrer a formação de hidrato.

[00111] Um compressor ou bomba 418 no duto 433 pode ser usado para acelerar ou facilitar transporte da fase líquida para instalações de processamento adicionais, via duto 407.

[00112] Esta modalidade alternativa é particularmente adequada para fluxos de poço com um conteúdo de óleo e água mais baixo, onde o conteúdo de água em 401 é demasiadamente baixo para justificar uma separação óleo e água, como descrito acima, para separadores 110, 210, 310 nas Figuras 1, 2, 3, respectivamente.

[00113] A Figura 5 mostra uma vista esquemática de uma modalidade alternativa adicional de uma instalação submarina para desidratação de gás de acordo com a invenção. Como mostrado na Figura 4, esta modalidade alternativa é particularmente adequada para fluxos de poço com um baixo conteúdo de água e óleo, e onde o conteúdo de água no fluxo provindo da cabeça de poço é demasiadamente baixo para justificar uma separação de óleo e água, como descrito para separadores 110, 210, 310 nas Figuras 1, 2, 3, respectivamente.

[00114] Assim, especificamente, um fluxo de poço contendo hidrocarboneto multifásico na tubulação 501 é inibido a diversos quilômetros da instalação submarina (tipicamente na cabeça de poço ou perto dela) com a adição de um inibidor de hidrato via entrada 590 tendo um conteúdo de água muito baixo, como previamente descrito para as modalidades descritas nas Figuras 2, 3, 4. Se não resfriado durante transporte na tubulação, o fluxo de poço inibido na tubulação 501 deve ser resfriado em um resfriador de gás multifásico 510. Isto remove a maior parte da água na fase gasosa, mas, ainda a uma temperatura acima da temperatura de formação de hidrato. Isto age como resfriador de entrada e resfriador anti-surto para compressor 552 (ver abaixo).

[00115] O fluxo multifásico inibido resfriado na tubulação 501, então, é suprido via duto 502 para separar em um primeiro separador 530 em: uma primeira fase gasosa em um duto 508; e uma primeira fase de hidrocarboneto líquido e fase gasosa de água em um duto 533. A fase líquida 533 resulta contendo água, inibidor de hidrato provindo de 590, e, possivelmente, também hidrocarbonetos condensados, e outros componentes líquidos a partir do fluxo de poço 501.

[00116] A primeira fase gasosa no duto 508, então, tem uma segunda quantidade de inibidor de hidrato com baixo conteúdo de água, como previamente discutido acima, adicionado ao mesmo via duto 591. Esta primeira fase gasosa resfriada tendo a segunda quantidade de inibidor de hidrato adicionada, então, é transferida para um segundo separador 531, onde é separada de qualquer condensado, e uma segunda fase gasosa muito seca, capaz de satisfazer especificações de transporte submarino, é produzida. Esta segunda fase gasosa sai da saída do segundo separador e segue pelo duto 511. A segunda fase gasosa opcionalmente pode ser comprimida com um compressor 552 antes de ser enviada a um sistema de transporte de gás 512.

[00117] Os líquidos condensados a partir do segundo separador 531 incluindo inibidor de hidrato separado, injetado na primeira fase gasosa, saem no duto 561, e são misturados com o volume de fase líquida no duto 533 a partir do primeiro separador 530, em uma fase líquida combinada no duto 533. Alternativamente, o fluxo de líquido 561 é injetado no separador 530 para produzir um gás ainda mais se- co 530. A fase líquida combinada contém água, inibidor, e possivelmente condensado e gás dissolvido. Ademais, a fase líquida combinada contém inibidor de hidrato originalmente injetado no fluxo multifásico a montante da instalação via entrada 590 que foi injetado na primeira fase gasosa via entrada 591 e que saiu via saída para o segundo separador 531 no duto 561 para o segundo separador. Esta fase líquida combinada 533, em consequência, pode ser transportada ao longo de longas, sem ocorrer formação de hidrato.

[00118] Um compressor ou bomba 518 no duto 533 pode ser usado para acelerar ou facilitar o transporte de fase líquida para instalações de processamento adicionais.

[00119] Assim pode ser visto que estas diferentes modalidades são particularmente adequadas para diferentes fluxos de poço: Para um fluxo de poço com um lote de água produzido, as Figuras 2 e 3 são mais adequadas com uma re-injeção de água no fluxo 203/ 304. Aqui, o conteúdo de inibidor pode ser consideravelmente reduzido separando a água antes de adicionar inibidor de hidrato. Componentes adicionais na invenção são usados para prover um gás seco, também usando inibidor como agente de secagem e usar a mistura líquida compreendendo inibidor que é separado do gás seco para inibir a fase líquida separada. Para um fluxo de poço com um conteúdo de água moderado (alguma água produzida) a injeção de água pode não ser lucrativa, e a água segue na linha 107/207/307 junto com hidrocarbonetos líquidos. Como nenhuma água foi removida do fluxo de poço, toda a água deve ser inibida. No entanto, o inibidor provê uma secagem antes de ser usado como inibidor. O fluxo de poço pode (ou não) ser inibido na cabeça de poço. Se não inibido, a Figura 2 ou 3 pode ser usada. Se inibida, a Figura 4 ou 5 pode ser usada. Para um fluxo de poço com água dissolvida somente na fase gasosa as Figuras 4 e 5 são usadas com inibição na cabeça de poço.

[00120] A presente invenção pode ser adicionalmente entendida fazendo referência aos Exemplos 1 e 2.

Exemplo 1

[00121] Neste exemplo, a separação foi conduzida usando um sistema mostrado na Figura 2. O fluxo de poço 201 tinha um corte de água de 10% e um GOR (razão gás: óleo) de 1 x 105 kPa a 5 x 103 kPa (1000 a 90 bar) e temperatura 40°C. A taxa de fluxo era 250 kg/s. O fluxo entrou em um primeiro separador 210. A fase gasosa e possivelmente algum líquido (água e possivelmente algum hidrocarboneto) saiu pela saída de fase gasosa do separador 210 no fluxo 202. O fluxo 202 entrou em um primeiro resfriador 220 e foi resfriado a 25°C. Fazendo isto, o conteúdo de água no fluxo de fase gasosa 205 foi reduzido em cerca de 50% em comparação com o conteúdo de água na fase gasosa no fluxo 202 antes de entrar no resfriador.

[00122] O fluxo de conteúdo de água reduzido 202 foi suprido a um segundo separador 230. Um fluxo de gás de conteúdo de água reduzido 208 saiu do segundo separador 230, e, então, foi misturado com 11 m3/hora de monoetileno glicol (MEG) a partir do fluxo 291. A concentração de MEG no fluxo 291 foi 98% em peso. A mistura de gás e MEG, então, foi resfriada em um segundo resfriador 221 a uma temperatura de 8°C no fluxo 281. Neste caso, não houve nenhuma queda de pressão ou redução de temperatura na válvula 251.

[00123] A segunda fase gasosa e MEG foi suprida a um terceiro separador 231. O terceiro separador 231 tinha eficiência de 99,5%, isto é, 99,5% da fase líquida que entra no separador sai em um fluxo líquido 261, o líquido remanescente saindo com a fase gasosa em um fluxo de gás 211, via saída de fase gasosa. O conteúdo de água no fluxo 211 foi ao redor de 35 ppm suficientemente seco para atender as especificações de transporte de tubulação. O gás opcionalmente poderia ser comprimido antes de ser transportado no fluxo 212.

[00124] A maior parte do fluxo 261 compreendia MEG tendo uma pequena quantidade de água, e, possivelmente, uma pequena quantidade de condensado de hidrocarboneto, foi misturada com o fluxo 233. A fase aquosa resultante no fluxo 207 continha cerca de 60% em peso de MEG - uma quantidade suficiente para inibir o fluxo 207.

[00125] Das 62 tons/hora de água no fluxo de poço 201, foram injetados mais de 56 tons/hora em um reservatório no fluxo 204.

Exemplo 2

[00126] Na cabeça de poço, um fluxo de poço em uma temperatura ao redor de 70°C continha um gás natural rico saturado com água. O fluxo de poço foi misturado com inibidor em um ponto 490 próximo da cabeça de poço, de modo que o conteúdo foi 60% em peso do fluxo total do inibidor e água. O fluxo de poço foi suprido a uma tubulação submarina para transporte para uma facilidade de desidratação e compressão. Devido à presença de próprio inibidor e baixa temperatura mantida na presença de inibidor de hidrato, a fase gasosa em con-sequência tinha um conteúdo de água ao redor de 125 ppm.

[00127] A fase gasosa, tendo o conteúdo de água reduzido produzido acima, foi separada em um primeiro separador compacto na linha 410, antes de seguir para um segundo separador 430 via duto 402 onde foi separado em fase gasosa e condensado, compreendendo principalmente água e inibidor de hidrato. A segunda fase gasosa resultante no fluxo 408 saiu pela saída de gás do segundo separador e foi, então, transferida para um misturador, onde ocorreu uma segunda injeção de inibidor de hidrato em 491. Este inibidor de hidrato tinha em torno de 98% em peso de inibidor. A mistura de gás natural no fluxo 408 e inibidor no fluxo 491, então, entrou em um terceiro estágio de separação 431, onde a fase líquida foi removida. A fase gasosa resul- tante no fluxo 411, agora, passou a conter 30 a 40 ppm de água, que correspondia ao ponto de orvalho de cerca de -18°C a 7 x 103 kPa (70 bar). A água e o inibidor de hidrato, separados no terceiro separador 431, seguiram via saída de fase líquida para um duto 461, suprindo esta mistura ao separador 430. Alternativamente, o fluxo 461 foi misturado diretamente com o fluxo de líquido 433. A fase líquida separada compreendendo hidrocarbonetos condensados, água, e inibidor de hi-drato foi suprida, via segundo separador, à saída de fase líquida ao fluxo de líquido 433. A mistura de inibidor de hidrato e água com algum hidrocarboneto condensado seguiu para uma instalação de processamento adicional com ajuda de uma bomba opcional 418.

Claims

1. Método para desidratação de uma fase gasosa e inibição de hidrato de uma fase de hidrocarboneto líquido submarino em um fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido contendo água, o método caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (i) separar o fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa; (ii) adicionar um inibidor de hidrato à primeira fase gasosa; e (iii) separar líquidos condensados e uma segunda fase gasosa da primeira fase gasosa após a etapa (ii); em que a primeira fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele do fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido, e a segunda fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele da primeira fase gasosa; em que o inibidor de hidrato as etapa (ii) tem um teor de água que permita a secagem da primeira fase gasosa, de modo que a segunda fase gasosa seja capaz de satisfazer especificações de transporte de tubulação; em que a fase líquida é transportada para uma instalação de processamento adicional, o citado inibidor de hidrato da etapa (ii) sendo separado dos líquidos condensados na etapa (iii), e, então, misturado com parte ou toda a fase líquida provinda da separação na etapa (i), para inibir a formação de hidrato na citada fase líquida durante o citado transporte para a instalação de processamento adicional; e em que a etapa (i) é realizada usando um primeiro separador, a etapa (ii) é realizada usando um misturador co-corrente e a etapa (iii) é realizada usando um segundo separador.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a primeira fase gasosa é resfriada depois de misturada com o inibidor de hidrato para condensar água e enquanto mantém a primeira fase gasosa acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa tem menos do que 10% em peso de água.

4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa tem menos do que 1% em peso de água.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa é selecionado do grupo consistindo em glicóis, álcoois e inibidores de hidrato de baixa dosagem (LDHI).

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa é monoetileno glicol, dietileno glicol ou trietileno glicol, ou uma mistura destes.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato é então regenerado após ser transportado na fase líquida para a instalação de processamento adicional.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que separar o fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa compreende: separar o fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa intermediária; resfriar a primeira fase gasosa intermediária para condensar água enquanto mantém a primeira fase gasosa intermediária acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo; e separar a primeira fase gasosa intermediária resfriada na primeira fase gasosa e líquidos condensados.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que a primeira fase gasosa é resfriada depois de misturada com o inibidor de hidrato para condensar água e enquanto mantém a primeira fase gasosa acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo.

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa tem menos do que 10% em peso de água.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa tem menos do que 1% em peso de água.

12. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa é selecionado do grupo consistindo em glicóis, álcoois e inibidores de hidrato de baixa dosagem (LDHI).

13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à primeira fase gasosa é monoetileno glicol, dietileno glicol ou trietileno glicol, ou uma mistura destes.

14. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que separar o fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa compreende: separar o fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa intermediária; resfriar a primeira fase gasosa intermediária para condensar água enquanto mantém a primeira fase gasosa intermediária acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo; separar a primeira fase gasosa intermediária em uma segunda fase gasosa intermediária e líquidos condensados; adicionar um inibidor de hidrato à segunda fase gasosa intermediária; e separar líquidos condensados e a primeira fase gasosa da segunda fase gasosa intermediária após a adição do inibidor de hidrato; em que adicionar um inibidor de hidrato a primeira fase gasosa compreende: adicionar um inibidor de hidrato à primeira fase gasosa, enquanto mantém a primeira fase gasosa acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo, em que adicionar o inibidor de hidrato a primeira fase gasosa adicionalmente seca a primeira fase gasosa; e em que a segunda fase gasosa intermediária tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele do fluxo de fluído de hidrocarboneto multifásico produzido, e a primeira fase gasosa tem um ponto de orvalho de água mais baixo que aquele da segunda fase gasosa intermediária.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a segunda fase gasosa intermediária é resfriada depois de misturada com o inibidor de hidrato para condensar água e enquanto mantém a segunda fase gasosa intermediária acima da temperatura de formação de hidrato do mesmo.

16. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à segunda fase gasosa intermediária ou primeira fase gasosa tem menos do que 10% em peso de água.

17. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à segunda fase gasosa intermediária ou primeira fase gasosa tem menos do que 1 % em peso de água.

18. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à segunda fase gasosa intermediária ou primeira fase gasosa é selecionado do grupo consistindo em glicóis, álcoois e inibidores de hidrato de baixa dosagem (LDHI).

19. Método de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o inibidor de hidrato adicionado à segunda fase gasosa intermediária ou primeira fase gasosa é monoetileno glicol, dietileno glicol ou trietileno glicol, ou uma mistura destes.

20. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que separar a segunda fase gasosa da primeira fase gasosa compreende: separar uma terceira fase gasosa intermediária da primeira fase gasosa; adicionar um inibidor de hidrato à terceira fase gasosa intermediária, enquanto mantendo a terceira fase gasosa intermediária acima de uma temperatura de formação de hidrato da mesma; e separar os líquidos condensados e a segunda fase gasosa da terceira fase gasosa intermediária; a terceira fase gasosa intermediária tendo um ponto de orvalho de água mais baixo do que o da primeira fase gasosa, a segunda fase gasosa tendo um ponto de orvalho de água mais baixo do que o da terceira fase gasosa intermediária.

21. Sistema para realizar o método como definido na reivindicação 1, o sistema caracterizado pelo fato de que compreende: um primeiro separador tendo uma entrada de fluxo multifásico, uma primeira saída de fase gasosa, e uma saída de fase líquida; e um segundo separador tendo uma entrada, uma saída de fase líquida, e uma saída de gás; em que a saída de fase gasosa do primeiro separador está em comunicação fluída com a entrada do segundo separador, e em que um primeira fase gasosa saindo da saída de gás do primeiro separador tem um ponto de orvalho de água que é mais baixo do que daquele de um fluxo multifásico que entra na entrada de fluxo multifásico do primeiro separador; em que o meio de comunicação fluída entre a saída de gás do primeiro separador e a entrada do segundo separador compreende um ponto de adição do inibidor de hidrato, o inibidor de hidrato tendo um teor de água que permita a secagem do gás de modo que uma segunda fase gasosa que sai da saída de fase gasosa do segundo separador seja capaz de satisfazer as especificações de transporte submarino; em que a citada fase líquida das saídas de fase líquida do primeiro separador é conectada a um duto para o transporte a uma instalação de processamento adicional; e em que o inibidor de hidrato é separado dos líquidos condensados via saída de fase líquida do segundo separador e injetado em parte ou toda a fase líquida a partir da saída de fase líquida do primeiro separador para inibir a formação de hidrato na citada fase líquida durante o citado transporte a instalação de processamento adicional.

22. Sistema de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o citado meio de comunicação fluída compreende um primeiro resfriador de gás tendo um controle de temperatura para remover a água, tendo uma entrada e uma saída, a citada saída do resfriador fazendo comunicação fluída com a saída de fase gasosa do primeiro separador.

23. Sistema de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o citado meio de comunicação fluída compreende um separador adicional tendo uma entrada, uma saída de fase líquida, e uma saída de fase gasosa entre os citados primeiro e segundo separadores, a entrada fazendo comunicação fluída com a saída da fase gasosa do primeiro separador, e a saída da fase gasosa do separador adicional fazendo comunicação fluída com o segundo separador.

24. Sistema de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que o citado meio de comunicação fluída compreende um segundo resfriador de gás para remover a água, tendo uma entrada e uma saída, a entrada do segundo resfriador de gás fazendo comunicação fluída com a saída da fase gasosa do separador adicional, e a saída do segundo resfriador de gás fazendo comunicação fluída com a entrada do segundo separador, o segundo resfriador de gás sendo disposto a jusante do ponto de adição do inibidor de hidrato.

25. Sistema de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que os líquidos condensados ou a água removida da saída do separador adicional serem misturados com uma parte ou toda fase líquida provinda da saída de fase líquida do primeiro separador.

26. Sistema de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que um duto conecta a saída do segundo resfriador de gás à entrada do segundo separador, sendo que o citado duto compreende uma restrição reguladora.

27. Sistema de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o sistema adicionalmente compreende: um ponto de adição para adicionar um inibidor de hidrato adicional à uma segunda fase gasosa saindo da saída de fase gasosa do segundo separador enquanto mantendo a segunda fase gasosa acima de uma temperatura de formação de hidrato; e um terceiro separador tendo uma entrada, uma saída de fase líquida e uma saída de gás, em que a saída de fase gasosa do segundo separador está em comunicação fluída com a entrada do terceiro separador, em que a saída de fase líquida do terceiro separador está em comunicação fluida com o segundo separador, e em que uma terceira fase gasosa saindo da saída de fase gasosa do terceiro separador tem um ponto de orvalho de água que é mais baixo do que daquele da segunda fase gasosa saindo do segundo separador, de modo que uma secagem adicional da segunda fase gasosa a partir do segundo separador para produzir uma terceira fase gasosa é conseguida com o auxílio de um inibidor de hidrato adicional.

28. Sistema de acordo com a reivindicação 27, caracterizado pelo fato de que o sistema ainda compreende: um ponto de adição para adicionar um inibidor de hidrato adicional para a saída da terceira fase gasosa, enquanto mantém a terceira fase gasosa acima de uma temperatura de formação de hidrato do mesmo; e um quarto separador tendo uma entrada, uma saída de fase líquida e uma saída de fase gasosa; em que a saída de fase gasosa do terceiro separador está em comunicação fluída com a entrada do quarto separador, em que a saída de fase líquida do quarto separador está com comunicação fluida com o terceiro separador, e em que uma quarta fase gasosa saindo pela saída de fase gasosa do quarto separador tem um ponto de orvalho de água que é mais baixo do que aquele da terceira fase gasosa que sai do terceiro separador, de modo a conseguir, adicionalmente, secar a terceira fase gasosa para prover a quarta fase gasosa com o inibidor de hidrato adicional.

29. Sistema de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que a saída de fase líquida do segundo separador está conectada a um duto, para reciclar as citadas fases líquidas para o primeiro separador.