BR112016026527B1

BR112016026527B1 - Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água

Info

Publication number: BR112016026527B1
Application number: BR112016026527-0A
Authority: BR
Inventors: Kjell Olav Stinessen; Geir Inge Olsen; Tom-Arne SOLHAUG
Original assignee: Aker Solutions As
Priority date: 2014-05-13
Filing date: 2015-05-11
Publication date: 2022-03-15
Also published as: GB201620931D0; US20170089574A1; AU2015261049A1; GB201802774D0; NO345882B1; AU2015261049B2; WO2015173184A1; GB2541606A; GB2557498A; BR112016026527A2; NO20140605A1

Abstract

central elétrica com zero emissões. um método para geração de energia elétrica e/ou força ou vapor, por combustão de combustíveis carboníferos, onde combustível carbonoso é queimado em uma câmara de combustão a uma pressão de 40 a 200 bar na presença de ar enriquecido de oxigênio ou substancialmente oxigênio puro para produzir energia elétrica e/ou para gerar vapor dos fluidos circulando na tubulação de vapor arranjados dentro da câmara de combustão, e um gás residual, onde o gás residual é retirado da câmara de combustão e é resfriado a uma temperatura que resulta em condensação do gás residual, ou conversão do gás residual a um fluido supercrítico tendo uma densidade de pelo menos 600 kg/m3, e onde o líquido ou líquido supercrítico formado, é seguramente depositado, e uma instalação para realizar o método, são descritos.

Description

Campo Técnico

[0001] A presente invenção diz respeito a um método para geração de energia elétrica com captura de CO2, onde a energia elétrica e/ou o vapor é/são produzidos a partir da combustão de combustível carbonoso, e a uma instalação para a realização do método. Mais especificamente, a presente invenção refere-se a um método e uma instalação onde o combustível carbonoso é queimado a uma pressão elevada usando ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro como oxidante e em que CO2 é capturado por resfriamento dos gases de escape da combustão a uma pressão elevada para produzir CO2 líquido ou supercrítico.

Fundamentos da técnica

[0002] Muitos dos reservatórios de óleo e/ou gás são relativamente pequenos, mas a quantidade total de óleo e gás nesses reservatórios é substancial. Em locais remotos, como em locais fora da costa, custo de início e de funcionamento hoje são muito elevados para iniciar a produção. Adicionalmente, grandes volumes de gás natural, produzidos como gás associado, são separados do óleo e são reinjetados no reservatório como suporte de pressão quando o custo para o transporte do gás para o mercado é muito elevado.

[0003] Infraestruturas, tais como tubulações, ou instalações de carga para navios de tanque de carga, incluindo pré-processamento necessário, ou uma instalação de GNL, é muitas vezes um fator limitante para a produção submarina de petróleo e gás, e mais especificamente gás natural e gás-condensado.

[0004] Se não houver infraestrutura para o transporte de gás natural onde se encontre gás natural subterrâneo e a fonte de gás natural for muito pequena para construir uma nova infraestrutura, o gás natural pode ser caracterizado como "gás encalhado" e quaisquer poços serão vedados e o local fechado. Além disso, a pressão do gás produzido é reduzida com o tempo e a compressão é necessária para manter a produção a um nível rentável, resultando também em custo adicional ou abandonando a produção de gás.

[0005] Para reduzir os custos de capital, são conhecidas grandes quantidades de gás encalhado, mas nunca exploradas, uma vez que a instalação de gasodutos ou uma instalação de GNL para o transporte de gás por navios é muito cara dado o preço do gás natural no mercado mundial. O gás natural associado e produzido juntamente com o óleo é, em muitos casos, comprimido e reinjetado no campo do gás e do óleo para manter a pressão no mesmo e para evitar a necessidade de um tratamento caro do gás natural. O gás encalhado é uma fonte de energia substancial que pode ser explorada e pela produção de energia elétrica, além do calor como vapor, para uso local em um campo de petróleo e gás, ou para a produção de energia elétrica para exportação de um campo de petróleo ou gás.

[0006] Na situação atual com a discussão do aquecimento global e emissão de CO2, as autoridades da maioria dos países estariam relutantes em, ou mesmo não permitiriam a construção de uma central elétrica fora da costa. Isto é devido à emissão de CO2 de tal planta, uma vez que toda combustão de combustíveis carbonosos resulta na produção de CO2 que, se liberado para a atmosfera, contribuirá para o aumento da concentração de CO2 na atmosfera. No entanto, o CO2, se capturado a partir de qualquer fonte, como os gases de escape provenientes da combustão, é de alto valor se for injetado em um poço de petróleo, para evitar que a pressão no poço caia abaixo do nível em que a produção de petróleo se torna baixa e difícil para produzir.

[0007] Na Noruega, as autoridades decidiram proibir a prática atual com centrais elétricas locais de turbinas a gás em campos petrolíferos e/ou de gás fora da costa e estão sendo feitos planos para eletrificação de alguns campos, ou seja, construção de linhas elétricas para o transporte de eletricidade a partir da costa para campos fora da costa de petróleo e gás para reduzir a pegada de CO2 desses campos.

[0008] A produção de energia fora da costa para fornecimento de eletricidade a consumidores locais e remotos pode ser uma alternativa à exportação do gás natural. No entanto, presume-se que as autoridades nacionais mais relevantes e/ou as exigências internacionais não permitirão que essas centrais não capturem CO2.

[0009] A tecnologia para captura e armazenamento de CO2 (CCS) foi desenvolvida para capturar CO2 a partir de instalações de produção onde combustíveis carbonosos são queimados para produzir energia elétrica. A tecnologia atualmente disponível para a parte de captura de carbono é baseada na captura de CO2 a partir do gás residual por meios ou absorventes, ou instalações de oxicombustível onde oxigênio purificado é utilizado para a combustão em vez de ar, para obter um gás residual compreendendo principalmente CO2 e alguma água.

[0010] As instalações para absorção de CO2 a partir de gases residuais são atualmente muito grandes e muito dispendiosas tanto em termos de custo de capital como de custo de funcionamento, mesmo para operação em terra, e seriam muito caras para construir em alto mar. As usinas de oxicombustíveis de escala piloto que utilizam carvão como combustível foram construídas p.ex. por Vattenfall, e testes são atualmente feitos em tais plantas. A combustão em tais instalações de oxicombustível é à pressão atmosférica ou um pouco maior, e o gás residual tem de ser pré-tratado para remover poluentes e partículas nele antes que o gás residual seja tratado e comprimido para transporte/injeção em um local de deposição.

[0011] O documento US 3 736 745 refere-se a um sistema de energia térmica supercrítico em que um óleo combustível é queimado utilizando oxigênio puro a alta pressão. O gás de escape é parcialmente expandido sobre uma turbina a gás para produzir energia elétrica. O gás de escape é resfriado, seco e mais resfriado para dar um CO2 fluido ou fluido supercrítico, que é reciclado para a câmara de combustão para controlar a combustão e a temperatura no mesmo. O excesso de CO2 é removido do sistema.

[0012] O documento US 2009293782 refere-se a um método e a um sistema para geração de energia elétrica, onde um combustível carbonoso é queimado em um forno na presença de oxigênio puro para gerar calor. Após o resfriamento por troca de calor para gerar vapor, a água é removida do gás de escape para deixar um gás de escape compreendendo principalmente CO2. Uma parte do CO2 é reciclada para a câmara de combustão, enquanto o gás de escape remanescente é comprimido e resfriado para produzir CO2 fluido ou supercrítico.

[0013] WO2013036132 refere-se a um sistema integrado para atividades industriais fora da costa com injeção de fumos. É descrito para injetar o gás de escape (CO2 + N2) em um reservatório de hidrocarboneto para melhorar a recuperação de hidrocarbonetos.

[0014] Um objetivo da presente invenção é proporcionar uma tecnologia que permita a produção de energia elétrica fora da costa de energia elétrica e/ou calor, com base na combustão de combustíveis carbonosos, combinada com a captura de CO2 a um custo mais baixo do que por soluções conhecidas anteriormente conhecidas. Outros objetivos da invenção serão claros para o especialista pela leitura da presente descrição.

Sumário da invenção

[0015] De acordo com um primeiro aspecto, a presente invenção refere-se a um método para geração de energia elétrica e/ou vapor de água ou vapor, por combustão de combustíveis carbonosos, em que o combustível carbonoso é queimado em uma câmara de combustão a uma pressão de 40 a 200 Bar na presença de ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro para produzir energia elétrica e/ou para gerar vapor a partir de fluidos que circulam em tubos de vapor colocados dentro da câmara de combustão e um gás residual, onde o gás residual é retirado da câmara de combustão e é resfriado a uma temperatura que, de acordo com os gráficos da figura 1, resulta na condensação do gás residual ou conversão do gás residual em um fluido supercrítico com uma densidade de pelo menos 600 kg/m3 e em que o fluido líquido ou supercrítico formado, é seguramente depositado.

[0016] A combustão de alta pressão utilizando oxigênio puro ou ar enriquecido com oxigênio como aqui definido torna possível converter o gás residual a partir da combustão para líquido ou fluido de fase densa supercrítica CO2 ou combinação de H2O e CO2 por resfriamento por troca de calor contra água e/ou ar circundante. De preferência, é utilizada água de resfriamento.

[0017] Como pode ser visto a partir da figura 1, a uma pressão de 40 bar, o gás de exaustão a partir da presente instalação de energia terá uma densidade > 600 kg/m3 a uma temperatura de 5 °C ou mais frio. Consequentemente, em áreas com uma temperatura da água de 3 °C ou mais fria, é possível obter um gás de escape líquido ou supercrítico com uma densidade > 600 kg/m3 a uma pressão > 40 bar. A 50 bar, a temperatura à qual o gás de escape será líquido ou um fluido supercrítico com uma densidade > 600 kg/m3 é 15 °C.

[0018] De acordo com uma modalidade, o gás residual é resfriado a uma temperatura de 40 °C ou inferior, tal como 30 °C ou inferior, tal como 20 °C ou inferior, ou 10 °C ou inferior. A temperatura preferida é dependente da pressão à qual a combustão ocorre, como é evidente a partir do gráfico da figura 1 e dos diagramas de fases das figuras 2 e 3.

[0019] De acordo com uma modalidade, o resfriamento é realizado em duas ou mais etapas, em que a água presente no gás residual é condensada e separada do gás residual remanescente e onde o gás residual remanescente é posteriormente resfriado para condensação de CO2 ou Conversão do CO2 para um fluido supercrítico. A separação de H2O e CO2 pode ser preferida em modalidades em que se requer CO2 seco, ou substancialmente seco.

[0020] De acordo com uma modalidade, CO2 e água são condensados em conjunto para dar um fluido misto e/ou fluido supercrítico. Dependendo dos requisitos para a utilização do CO2, pode ser permitido combinar CO2 e água. Este é o caso se o CO2 é para ser depositado como um hidrato de CO2, ou se uma mistura de CO2 e água é necessária ou permitida para injeção em uma formação subterrânea.

[0021] De acordo com uma modalidade, a câmara de combustão é uma caldeira para geração de vapor ou vapor e onde o vapor ou vapor é usado para produzir energia elétrica em uma central de vapor.

[0022] De acordo com uma modalidade, a combustão é uma oxidação em uma célula de combustível para gerar energia elétrica.

[0023] De acordo com uma modalidade, o combustível carbonoso é gás natural e/ou condensado, e onde o gás natural e/ou condensado é/são introduzidos à pressão de produção ou são expandidos para a pressão na câmara de combustão se a pressão de produção é maior do que a pressão da combustão. O gás natural e/ou o condensado podem ser introduzidos à pressão de produção, ou expandidos para uma pressão preferida para a combustão, para evitar a necessidade de comprimir o gás natural como será o caso com uma central de gás normal. Consequentemente, não é necessária compressão, fato que recusa a procura de energia para a captura do CO2 fazendo o gás residual líquido ou a um fluido supercrítico denso para depósito seguro.

[0024] O combustível carbonoso pode ser alternativamente hidrato de metano.

[0025] De acordo com uma modalidade, o fluido supercrítico ou a mistura condensada de CO2 ou CO2 e H2O são depositados por injeção em uma formação subterrânea tal como um aquífero, um poço de petróleo ou gás abandonado ou em um poço de petróleo para óleo melhorado recuperação.

[0026] De acordo com um segundo aspecto, a presente invenção refere-se a uma instalação para geração de energia elétrica e captura de CO2, compreendendo a instalação de uma fonte de oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio a uma Câmara de combustão para combustão de combustível carbonoso a uma pressão de 40 bar ou mais, em que tubos de vapor estão dispostos na câmara de combustão para resfriar os gases residuais na câmara de combustão por geração de vapor ou vapor de um fluido que circula nos tubos de vapor, Tubulação de evacuação de fumos da câmara de combustão e introdução dos gases residuais em um condensador em que o gás residual é resfriado para condensação ou formação de um fluido supercrítico com uma densidade de pelo menos 600 kg/m3 de CO2 e qualquer H2O, presente no gás residual, e uma linha de retirada de CO2 para retirada de líquido condensado ou fluido supercrítico do condensador.

[0027] A câmara de combustão pode ser uma caldeira para geração de vapor, ou uma célula de combustível.

[0028] De acordo com uma modalidade, a instalação compreende módulos diferentes, tais como módulo de combustão, módulo de caldeira, módulo de trocador de calor, módulo de turbina, módulo de bomba, módulo de compressor, que podem ser isolados da planta restante para manutenção e reparação ou para troca de um módulo com um módulo sobressalente. A modularização pode ser a chave para o sucesso de uma tal instalação, especialmente se localizada submarino ou em locais remotos, como módulos de mudança preparados para serem substituídos, pode reduzir o tempo e o custo para a reparação mudando módulos para manutenção ou reparo.

[0029] De acordo com uma modalidade, os módulos redundantes estão dispostos em paralelo para redundância.

Breve descrição dos desenhos

[0030] FIG. 1 mostra gráficos de densidade de fluido em função da temperatura de um gás residual a diferentes pressões, FIG. 2 é um diagrama de fases para CO2, FIG. 3 é um diagrama de fases para H2O, FIG. 4 mostra gráficos de densidade de fluido em função da temperatura a 100 bar de pressão para um gás residual incluindo diferentes quantidades de nitrogênio, FIG. 5 é um diagrama de fluxo de uma planta típica de acordo com a presente invenção, FIG. 6 é um esboço de princípio de uma usina de turbina a gás, e FIG. 7 é um esboço de princípio de uma modalidade da presente invenção.

Descrição detalhada da invenção

[0031] A presente invenção baseia-se no fato de que o gás natural e o óleo com gás associado têm uma pressão tipicamente de 40 a 300 bar quando se aproximam de um furo de poço. A pressão do gás é reduzida durante a vida útil de um poço de gás e quando a pressão cai abaixo de 70 bar, a produção é normalmente tão baixa que precisa ser aumentada pela compressão do gás produzido para manter rentável e quando a pressão cai para 20 bar, o poço de gás normalmente é fechado para baixo e a produção parou.

[0032] Adicionalmente, a invenção tira partido das vantagens de disponibilidade essencialmente ilimitada de água fria para refrigeração em algumas áreas costeiras e no fundo do mar em muitos campos de gás fora da costa. A invenção proposta elimina ou reduz significativamente os desafios e desvantagens acima referidos da produção de gás submarino e transporte de poços através da introdução de combustão pressurizada do gás e utilização do calor para produzir energia elétrica que pode ser utilizada localmente, transportada para outras localizações fora da costa ou transmitida para fora da costa em um cabo de alimentação que pode ser conectado à rede elétrica. Em outros casos, toda ou alguma parte da energia pode ser utilizada na plataforma receptora, e para a execução de compressores, ou para fins industriais em terra.

[0033] Os combustíveis carbonosos, tal como utilizados na presente descrição e nas reivindicações, são utilizados para englobar todo o tipo de materiais que compreendem carbono, tal como carvão, gás natural, condensado de hidrocarboneto, óleo, lignita e hidratos de metano, além de madeira e outros biomateriais. Os combustíveis carbonosos preferidos para utilização como combustíveis de acordo com a presente invenção são gás natural, hidratos de metano, condensados de hidrocarbonetos, ou hidrocarbonetos superiores, tais como óleo, ou misturas de qualquer dos combustíveis carbonosos preferidos mencionados.

[0034] O gás natural produzido em um campo combinado de petróleo e gás ou em um campo de gás, normalmente compreende altas quantidades de metano, algum etano, butano e propano e pequena quantidade de hidrocarbonetos C5+. O condensado de gás é gasoso à temperatura e pressão na formação subterrânea, mas é líquido à pressão atmosférica e à temperatura ambiente. O condensado de gás compreende principalmente alcanos C2-12. O termo "gás natural" é aqui utilizado para englobar hidrocarbonetos que são gasosos a temperaturas ambiente, hidratos de metano, isto é, clatratos de metano formando sólidos em formações subterrâneas e sedimentos em pisos oceânicos e condensado de gás, isto é, hidrocarbonetos que são gasosos no reservatório subterrâneo, mas condensado a um líquido à pressão atmosférica e temperatura ambiente na superfície.

[0035] O termo oxidante, tal como aqui utilizado, é utilizado para abranger oxigênio substancialmente puro e ar enriquecido em oxigênio compreendendo 90% ou mais de oxigênio, e onde o resto do gás compreende principalmente nitrogênio e/ou outros gases normalmente presentes no ar. De preferência, o oxidante tal como aqui utilizado compreende 95% ou mais de oxigênio, tal como mais de 97% ou mais do que 99% de oxigênio.

[0036] As percentagens, tal como aqui utilizadas no que se refere aos gases, referem-se a% em volume, se não especificamente indicado de outra forma. O termo "combustão", tal como aqui utilizado, é utilizado para incluir a combustão com uma chama aberta, o local de localização de oxidação em uma célula de combustível ou qualquer forma de oxidação catalisada do combustível carbonoso na presença de um oxidante como aqui definido para formar CO2 ou uma mistura de CO2 e H2O dependente da composição do combustível. "Pressão elevada", tal como aqui utilizado, refere-se a pressões de 40 bar ou mais, se não for especificamente indicado.

[0037] De acordo com a presente invenção, o gás natural produzido ou qualquer outro combustível carbonoso é introduzido em uma câmara de combustão à pressão de pelo menos 40 bar e o oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio é introduzido na câmara de combustão como oxidante. Quando se utiliza gás natural, óleo ou condensado de hidrocarbonetos, o combustível é introduzido na câmara de combustão à pressão de produção, ou o combustível é expandido para uma pressão de pelo menos 40 bar, se a pressão da corrente produzida for muito elevada para ser introduzida diretamente para dentro da câmara de combustão. O especialista compreenderá também que a pressão pode ser reduzida em relação à pressão de produção na cabeça do poço, devido à queda de pressão nas tubagens intermédias e quaisquer passos do processo para preparar o combustível para a câmara de combustão.

[0038] A expressão "câmara de combustão", tal como aqui utilizada, pretende abranger qualquer estrutura em que a combustão do combustível na forma de gás natural ou qualquer outro combustível carbonoso seja queimado por oxidação com oxigênio. A câmara de combustão pode assim ser uma caldeira de vapor, uma câmara de combustão de uma turbina a gás, uma célula de combustível, etc.

[0039] A combustão de um combustível carbonoso utilizando um oxidante que é oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio origina um gás residual que compreende principalmente CO2 ou CO2 e água, dependendo da composição do combustível. A combustão de carvão resultará em um gás residual que compreende principalmente CO2, enquanto todos os hidrocarbonetos darão um gás residual compreendendo alguma água. O especialista pode, com meios simples, calcular a razão de CO2 para H2O no gás residual com base na composição do combustível utilizado.

[0040] O gás residual da combustão é depois de sair da câmara de combustão, resfriado de uma maneira convencional em vários passos por meio de trocadores de calor e refrigeradores, para reduzir a temperatura dos gases residuais. O especialista compreenderá que os gases residuais a uma temperatura que é útil na geração de vapor são preferencialmente utilizados para a produção de vapor por troca de calor. Os gases residuais a temperaturas mais baixas são resfriados contra a água, como a água do mar que envolve uma instalação fora da costa.

[0041] As propriedades fluidas de um dado composto em uma dada combinação de temperatura e pressão podem ser encontradas estudando o diagrama de fases do composto em questão. Os diagramas de fase de CO2 e H2O são mostradas nas figuras 2 e 3, respectivamente. O ponto crítico de um composto é a combinação de temperatura e pressão na qual o composto pode existir em fase gasosa, fase líquida ou em uma fase supercrítica. O ponto crítico de CO2 é 31,1 °C e uma pressão de 72,9 bar. A uma temperatura superior à temperatura crítica, p.ex. 31,1 °C para CO2, existirá CO2 em uma fase supercrítica, um fluido supercrítico, desde que a pressão seja superior a 72,9 bar. A densidade de um supercrítico depende da pressão. Quanto maior for a pressão, maior será a densidade e se aproximará da densidade de um líquido. A fase supercrítica densa CO2 com uma densidade superior a 600 kg/m3, tal como superior a 650 kg/m3, ou de preferência superior a 700 kg/m3, pode ser tratada como um líquido para bombeamento, etc. Os fluidos compartilham propriedades com gases e líquidos. Na compressão, uma densidade de fluido supercrítico será aumentada com o aumento da pressão, e uma fase crítica densa com uma densidade como aqui indicada, é "bombeável", isto é, a pressão pode ser aumentada adicionalmente utilizando uma bomba como para líquidos.

[0042] A Figura 1 é um diagrama que mostra como o CO2 líquido forma a partir de um gás residual misturado de CO2 e H2O (a composição do gás residual utilizado para o cálculo tem um teor de 44,1657% de CO2 e 55,6425% de H2O e o restante é excesso de O2, 0,001928 %, resultante da combustão de um gás natural típico com uma quantidade estequiométrica de oxigênio). A Figura 1 ilustra a combinação de pressão e temperatura que verifica que um gás residual consistindo em CO2 e H2O, além de uma pequena quantidade de oxigênio, tem uma densidade suficientemente elevada para ser líquida ou em uma fase supercrítica densa, permitindo o fluido a ser bombeado. Nas pressões examinadas e traçadas na figura 1, isto é 40 a 200 bar, o CO2 será um fluido supercrítico se a pressão e a temperatura estiverem acima do ponto crítico e irá mudar a fase do fluido supercrítico para um líquido se a pressão estiver acima da pressão crítica e A temperatura é inferior à temperatura crítica de CO2. A Figura 1 mostra claramente que o gás residual irá condensar a pressões até 40 bar e a uma temperatura de 5 °C, uma temperatura que pode ser conseguida por permuta de calor contra a água do mar no fundo do mar em climas frios a temperados. A uma pressão de 70 bar, o gás residual condensa a 30 °C. Para pressões entre 70 bar e 40 bar, o gás residual condensará a temperaturas entre o indicado para 40 bar e 70 bar. Para pressões acima de 70 bar, a figura 1 indica que o fluido supercrítico é formado a pressões acima de 80. Um fluido de fase densa com uma densidade que torna o fluido "bombeável", pode ser obtido a temperaturas desde 35 °C a 80 bar, até 95 °C a 200 bar. Consequentemente, a figura 1 indica claramente que o gás residual de acordo com a presente invenção pode ser condensado ou opcionalmente formar um fluido denso supercrítico que pode ser bombeado como um líquido. A pressão na câmara de combustão é ajustada suficientemente alta para assegurar que o gás residual da combustão condensará ou formará CO2 supercrítico de fase densa ou CO2 mais H2O, logo que a temperatura seja suficientemente baixa para formar uma mistura líquida de CO2 e água quando resfriada a substancialmente a mesma pressão mencionada acima. O especialista na técnica é capaz de calcular a pressão necessária a determinadas temperaturas com base nas parcelas da figura 1 e nos diagramas de fases para CO2 e água, respectivamente, encontrados nas figuras 2 e 3, e a composição do gás residual. O gás utilizado para os cálculos representados na figura 1 consiste em 0,2% de oxigênio, 55,6% de H2O e 44,2% de CO2 e corresponde a um gás residual típico proveniente da combustão de gás natural utilizando oxigênio substancialmente puro como oxidante.

[0043] É evidente a partir do aumento da densidade à medida que a temperatura diminui e que o gás residual utilizado para os cálculos é líquido a uma temperatura de 5 °C e uma pressão de 40 bar a 15 °C a uma pressão de 50 Bar, a 22 °C a uma pressão de 60 bar, e a 30 °C a uma pressão de 70 bar. A uma pressão de 80 bar ou superior, as parcelas mais "S" em forma indicam que o gás residual é comprimido para um fluido denso supercrítico. A 80 bar, a fase fluida supercrítica tem uma densidade de 600 kg/m3, o que torna o fluido supercrítico bombeável. As temperaturas correspondentes para resultar em um fluido supercrítico com uma densidade de 600 kg/m3 a 90, 100, 150 e 200 bar, são 42 °C, 47 °C, 75 °C e 98 °C, respectivamente. Consequentemente, a uma pressão de 40 bar ou mais, um gás residual proveniente da combustão de gás natural com oxigênio puro estará no estado líquido ou será um fluido supercrítico com uma densidade superior a 700 kg/m3 a uma temperatura de 5 °C. Detalhes adicionais sobre a densidade em função da pressão e temperatura para o gás residual e as condições para obter o gás residual como um líquido ou um fluido supercrítico de fase densa bombeável é facilmente compreensível para o especialista que estuda a figura 1 e os diagramas de fases nas figuras 2 e 3. Presume-se que mesmo utilizando ar enriquecido com oxigênio, o CO2 e a água condensam-se e formam um líquido ou formam um fluido supercrítico bombeável denso A temperaturas que podem ser obtidas utilizando água de mar como meio de resfriamento.

[0044] A utilização de um oxidante com um conteúdo muito elevado de contaminantes, tal como principalmente nitrogênio, deslocará o diagrama de fases da mistura e resultará em uma procura de mais resfriamento do gás residual para se obter um gás residual sendo líquido ou um líquido como fase densa. A Figura 4 ilustra a densidade do gás residual em função da temperatura a uma pressão de 100 bar utilizando oxigênio puro, 99% de oxigênio e 95% de oxigênio como oxidante. A figura mostra que é obtida uma densidade superior a 600 kg/m3 a 47 °C utilizando oxigênio puro, a 40 °C utilizando 99% de oxigênio e a 30 °C utilizando 95% de oxigênio. Um alto teor de contaminantes, normalmente nitrogênio, no oxigênio demanda resfriamento a uma temperatura mais baixa comparado ao oxigênio puro para uma determinada pressão. A pressão e a temperatura são, em certa medida, intermutáveis, mas, do ponto de vista prático, quando a pressão naturalmente existente na cabeça de poço deve ser utilizada para a combustão seguida de resfriamento do gás residual com água do mar a baixa temperatura para se obter CO2 líquido, o oxidante compreende preferencialmente 95% ou mais, e mais preferencialmente oxigênio substancialmente puro contendo 99% ou mais de oxigênio.

[0045] O resfriamento dos gases residuais requer uma capacidade de resfriamento substancial, uma capacidade que está presente em locais profundamente fora da costa, em algumas áreas costeiras e em alguns lagos maiores onde a temperatura da água no fundo do mar é de 4 °C ou mais frio em locais de profundidade oceânica, como abaixo de 500 metros, a temperatura do mar pode ser de 0 °C, ou mesmo de até -2 °C.

[0046] O ponto crítico de CO2 é 31,1 °C e uma pressão crítica de 73 bar, como ilustrado na figura 2. O acesso a capacidade de resfriamento substancialmente ilimitada como água do mar fria torna possível resfriar o gás residual a uma temperatura inferior Do que a temperatura crítica de CO2, 31,1 °C. Para se certificar de que a temperatura é inferior à temperatura crítica, o gás residual é de preferência resfriado a uma temperatura inferior a 20 °C, tal como, e. Inferior a 15 °C, tal como 10 °C. A uma temperatura inferior a 20 °C e a uma pressão de 55 bar ou superior, o CO2 presente no gás residual condensar-se-á e estará presente como um líquido, juntamente com a água presente no gás natural e a água formada pela combustão do gás natural.

[0047] O diagrama de fases para H2O mostra que o ponto crítico para a água está a 374 °C e 218 bar (~ atm), enquanto o ponto triplo está a 0,01 °C a 0,006 bar. A água condensar-se-á assim a temperaturas muito mais elevadas do que o CO2 nas pressões em questão. Este fato pode ser utilizado para separar H2O e CO2 por resfriamento gradual onde a água condensada é separada de CO2 gasoso por meio de um separador de água entre cada passo. Normalmente, um resfriamento em duas fases com um separador de água entre os passos de resfriamento será suficiente para remover a maior parte da água do gás residual, se necessário.

[0048] A mistura de CO2 liquefeito ou CO2/H2O capturada deste modo pode ser depositada de modos diferentes. Desde que o CO2 capturado cumpra os requisitos para injeção em um reservatório, o CO2 pode ser injetado para suporte de pressão/Recuperação de Óleo Melhorado (EOR). Alternativamente, a mistura de CO2 ou CO2/H2O pode ser injetada em um poço de petróleo e/ou gás desgastado, ou em formações geológicas estáveis ou em um aquífero, que assegure o depósito seguro permanente do CO2.

[0049] A temperaturas inferiores a 20 °C e uma pressão superior a 20 bar, isto é, a uma profundidade de água de 200 metros ou mais, CO2 ou uma mistura de CO2 e H2O em combinação com água produzida e/ou água circundante irão espontaneamente formar hidrato de CO2 (claterato). O hidrato de CO2 é um sólido semelhante a um gelo que permanecerá como um sólido estável desde que seja mantido abaixo da referida temperatura e a 200 metros de profundidade de água ou mais. Se necessário, a cinética de formação de hidrato pode ser acelerada pela utilização de um reator de formação de hidrato, um misturador que assegura uma boa distribuição e contato entre CO2 e a água envolvente e as paredes e superfícies do reator para promoção da formação de hidrato e/ou por utilização de um revestimento cataliticamente ativo nas referidas paredes e superfícies, ou por adição de um catalisador químico.

[0050] Conforme ilustrado acima, a combinação de combustão a uma pressão elevada usando oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio como definido acima como oxidante para produzir energia elétrica e/ou calor, resfriando os gases residuais pressurizados resultantes da combustão a abaixo da temperatura que faz com que o CO2 se condense, e depositando com segurança o CO2 assim capturado, torna possível produzir a potência sem emitir o CO2 na atmosfera.

[0051] Deve também ser sublinhado que embora as condições para a condensação de CO2 são favoráveis submarinas, o mesmo pode ser conseguido em centrais elétricas acima do mar, isto é, na superfície, quer em condições fixas ou plataformas flutuantes, navios e embarcações ou em terra operando à pressão encontrada nas referidas profundidades submarinas. Ao fornecer a central elétrica/câmara de combustão na área dos poços a partir dos quais o gás é produzido, o gás não processado ou parcialmente processado pode ser encaminhado para a câmara de combustão a alta pressão e o gás residual pode ser resfriado pela água do mar a partir do oceano ou água doce de um lago bombeada para trocadores de calor na superfície. Alternativamente, o ar ambiente pode ser utilizado para resfriamento por troca de calor, e. Em torres de resfriamento ou outros tipos de trocadores de calor. A temperatura do ar pode constituir uma limitação no que diz respeito à obtenção de capacidade de resfriamento suficiente por resfriamento com ar, especialmente em zonas de clima quente. Isto pode ser resolvido por uma combustão mais elevada e, consequentemente, uma pressão de condensação mais elevada, e 70 bar ou mais (ver Figura 1).

[0052] Além disso, deve notar-se que o processo de combustão de alta pressão com oxigênio ou ar enriquecido com oxigênio, também pode ser feito utilizando gás de qualidade de vendas de baixa pressão a partir de uma instalação de processo, comprimindo o gás até à alta pressão necessária, p. A 40 bar ou superior, para obter a condensação de CO2 em líquido, utilizando a temperatura ambiente da água ou o ar ambiente para o resfriamento. A pressão da combustão deve então ser suficientemente alta para obter a condensação dada pela temperatura do meio de resfriamento disponível, água ou ar. O especialista na técnica é capaz de calcular a pressão necessária pelas propriedades físicas dos constituintes dos gases residuais, como ilustrado pelos diagramas de fases nas figuras 2 e 3. Neste caso, o processo de condensação não tem as condições inerentemente favoráveis de combustão de gás a partir de poços com alta pressão e dentro do alcance da água fria do mar profundo. Ainda assim, o processo de geração de energia elétrica e compressão bastante cara do gás antes da combustão e refrigeração menos eficiente por ar ou água a uma temperatura mais alta do que a água do mar a partir da profundidade da água profunda (200 m ou mais) pode ser atraente devido ao simples processo de condensação de CO2 em líquido seguida de deposição permanente por bombeamento em formações geológicas adequadas ou aquíferos ou como hidrato de CO2 estável.

[0053] A compressão do gás combustível pode também ser conseguida por fornecimento de oxigênio líquido à câmara de combustão ou ao queimador porque o oxigênio líquido com uma densidade de 1141 kg/m3 expandirá quando evaporado por aquecimento. A densidade de oxigênio gasoso a 25 °C e 1,013 bar é de 1,429 kg/m3. Isto significa que a pressão de uma câmara de combustão com algum volume limitado pode ser controlada para estar a um nível de pressão desejado por ajustamento do fluxo de combustível carbonoso e da expansão do oxigênio fornecido necessário para a combustão. A pressão de combustão será o resultado do fornecimento de combustível carbonoso a 1 bar e da expansão do oxigênio na câmara de combustão confinada. Se a pressão necessária não puder ser conseguida através do ajuste do volume da câmara de combustão e do fluxo de combustível com o seu necessário fornecimento de oxigênio líquido sozinho, também será necessária a compressão do combustível carbonoso. Algumas válvulas de controlo serão normalmente necessárias para controlar a pressão e o processo em geral, mas tal válvula não está incluída nesta descrição da patente, porque não são necessárias para compreender a invenção.

[0054] Além de CO2 e H2O formados pela combustão do combustível carbonoso, o gás residual também pode conter vapor de água a partir da água que flui juntamente com o combustível carbonoso, que pode ser vapor de água e água livre, e. Água produzida a partir de poços de gás e petróleo. Em poços de hidrocarbonetos, haverá normalmente algum conteúdo de partículas, chamadas multas, e no carvão, haverá cinzas. Se houver algum teor de nitrogênio no oxigênio, isso pode formar gases nitrosos. No caso de injeção de água líquida e CO2, todos os contaminantes mencionados podem seguir o líquido e deste modo ficarem permanentemente dispostos. Se for utilizado o método de formação de hidrato de CO2, as partículas podem ficar presas no hidrato disposto no leito marinho. A injeção de hidrato de CO2 antes de se solidificar, isto é, em um tipo de suspensão, também pode ser utilizada, e partículas e outros contaminantes seguirão a pasta ao receptor (isto é, formação geológica ou aquífero).

[0055] Um processo genérico de geração de energia submarina é ilustrado na Figura 5. É importante notar que a combustão ou queima será realizada a uma pressão elevada, tipicamente entre 40 e 250 bar para tornar possível a produção direta de CO2 líquido ou CO2 por resfriamento dos gases residuais para a temperatura ambiente (água do mar, água doce ou ar) sem compressão adicional dos gases residuais.

[0056] O especialista compreenderá que a pressão de combustão tem de ser optimizada, tendo em conta questões técnicas de combustão, a concepção de equipamento para a combustão e manuseamento de fluidos pressurizados, a procura de energia para compressão de ar ou o oxidante como aqui definido, etc.. Portanto, pode ser necessário/preferível bloquear ou reduzir a pressão de gás natural com uma pressão mais elevada do que a pressão de combustão preferida. Acredita-se atualmente que é prática uma pressão de combustão de 50 a 100 bar. Uma pressão de 60 a 90 bar é presentemente mais preferida, e presume-se que a pressão de combustão mais preferida é de 75 a 85 bar. Como mencionado anteriormente, uma pressão muito baixa que tipicamente pode ocorrer na fase tardia da produção de gás pode ser corrigida por compressão do combustível até uma pressão óptima antes de entrar na câmara de combustão.

[0057] A Figura 5 é um esboço de princípio de uma modalidade de uma central elétrica de acordo com a presente invenção. O combustível carbonado, tal como o gás natural, e um oxidante como definido acima, são introduzidos em uma câmara de combustão 2 a partir de uma fonte 20 do combustível carbonoso através de uma linha de combustível 1 e de uma fonte de oxidante 11, através de uma linha oxidante pressurizada 7, respectivamente. Tanto o combustível carbonoso como o oxidante são introduzidos na câmara de combustão à pressão na câmara de combustão 2. Um compressor ou bomba opcional pode ser disposto entre a fonte oxidante 11 e

[0058] A câmara de combustão 2, se necessário para dar uma pressão suficientemente elevada. Se o oxidante estiver a uma alta pressão na fonte oxidante 11, a bomba ou compressor 15 pode ser omitido.

[0059] De acordo com a modalidade ilustrada na figura 5, e com mais pormenor na figura 6, a câmara de combustão é uma caldeira, isto é, uma câmara de combustão onde os tubos de vapor 19 estão dispostos no interior da câmara de combustão para resfriar os gases residuais por meio de um fluido que circula no fluxo de tubos de vapor 19. O fluido de escoamento pode ser água ou qualquer outro fluido de transferência de calor conveniente que possa ser vaporizado e aquecido adicionalmente nos tubos de vapor 19. A água/vapor é o fluido preferido, mas outros fluidos de transferência de calor, Como fluidos orgânicos, podem ser utilizados sem sair do âmbito da invenção.

[0060] O vapor ou outro vapor, gerado nos tubos de vapor 19 é retirado através de uma ou mais linhas de vapor 8. De acordo com a modalidade ilustrada nas figuras 5 e 6, o vapor na linha (s) de vapor 8 é introduzido para uma unidade de geração de energia 6, ilustrada como uma usina de vapor, para geração de energia elétrica que é retirada através de uma linha de energia 10. O vapor é resfriado, expandido e parcialmente liquefeito por geração de energia elétrica na unidade de geração de energia 6, E é adicionalmente resfriado para condensar o vapor/vapor, antes de devolver o líquido aos tubos de vapor 19 na caldeira 2.

[0061] O especialista compreenderá que a totalidade ou parte da linha vapor/vapor na (s) linha (s) de vapor (8) pode ser utilizada para outros fins que não a produção de energia, tais como processos locais que exigem calor. O gás residual é retirado da câmara de combustão 2 através de uma linha de gás residual 3 e é introduzido em um condensador 4, em que o gás residual pressurizado é resfriado por permuta de calor contra um meio de resfriamento, circulando no condensador 4 de modo que O H2O e o CO2 são condensados ou estão a formar um fluido supercrítico denso com uma densidade superior a 600 kg/m3, como de acordo com a definição acima é bombeável. O especialista compreenderá que o condensador 4 compreende normalmente várias etapas de permuta de calor para o resfriamento gradual do gás residual. Pode ser observado a partir dos diagramas de fase para água e CO2, ver figuras 3 e 4, a água condensará a uma temperatura mais alta do que o CO2 para uma determinada pressão. Consequentemente, a água e o CO2 podem ser fracionados por resfriamento inicial até uma temperatura em que substancialmente toda a água é condensada e separam a água líquida do CO2 gasoso, antes do CO2 ser ainda resfriado e condensado, se for necessário fornecer CO2 sem água. Qualquer água separada pode ser retirada através de uma linha de extração de água não mostrada e pode ser liberada para o mar, se permitido pelas autoridades, ou injetada em um poço de injeção de água.

[0062] O resfriamento pode ser resfriamento direto ou indireto. O resfriamento direto é efetuado por circulação da água circundante como um meio de resfriamento através do condensador 4. O resfriamento indireto é efetuado fazendo circular um meio de resfriamento entre o condensador 4 e os trocadores de calor 9 onde o meio de resfriamento é trocado de calor contra a água envolvente. O meio de resfriamento para resfriar o gás residual é introduzido no condensador a partir de uma linha de entrada de meio de resfriamento 12 e retirado através de uma linha de retorno de meio de resfriamento 13.

[0063] O fluido ou líquido supercrítico de alta densidade formado por resfriamento do gás residual é retirado através de uma linha de gás residual condensada 16 para deposição em um depósito 5. Os gases residuais não condensados, que compreendem principalmente nitrogênio, quantidades menores de quaisquer gases inertes podem ser retirados através de uma linha 16 'e podem ser liberados para o mar ou para o ar circundante. Alternativamente, o gás pode seguir o líquido e formar o fluxo de multi-fase para a injeção, ou para a descarga ao mar quando o método de formação do hidrato do CO2 é usado para a eliminação segura.

[0064] Capacidade de resfriamento para condensação do vapor expandido para a potência pode ser proporcionada por meio de trocador (es) de calor (9') onde um meio de resfriamento é circulado entre a unidade de geração de energia (6) e o(s) trocador(es) de calor 9' em linhas de meio de resfriamento 12' e 13'. A energia elétrica e/ou o vapor são retirados da unidade de geração de energia na linha elétrica 10.

[0065] A fonte de oxidante 11 pode ser qualquer fonte conveniente para um oxidante ser oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio. O especialista sabe que um tal oxidante pode ser proporcionado por meio de sistemas à base de membrana e por meio de sistemas criogênicos, tanto para a separação de gases do ar. A eletrólise de água é uma forma opcional para a produção do oxidante a ser utilizado de acordo com a presente invenção. Adicionalmente, para sistemas menores, pode ser proporcionado oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio em tanques de instalações remotas.

[0066] Uma instalação para a separação de gases de ar está convenientemente disposta quer no leito do mar, a bordo de um flutuador ou em terra. Para uma planta submarina de acordo com a presente invenção, o ar para a produção de um oxidante como aqui definido, ou o oxidante como tal tem de ser pressurizado e transportado em uma coluna ascendente ou snorkel de um flutuador para a planta. Se a instalação de separação de gás de ar estiver disposta no fundo do mar, os gases de ar remanescentes têm de ser transportados por meio de um tubo de respiração ou de um tubo ascendente para a superfície a ser liberada para o ambiente.

[0067] A produção do presente oxidante, isto é, oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio, são processos exigentes de energia e vão exigir uma parte da potência produzida na presente instalação de energia. Se for utilizada eletrólise, o oxidante será oxigênio substancialmente puro. Adicionalmente, o hidrogênio será produzido. O hidrogênio produzido pode ser um produto de vendas por si só, exportando o hidrogênio da instalação, pode ser utilizado localmente para produção de energia adicional e/ou ser utilizado em uma instalação de processo local ou remota para processos que exigem hidrogênio.

[0068] O gás natural, tal como é produzido a partir de um poço de produção de gás subterrâneo, quer a partir de um poço de gás ou de um poço combinado de gás e petróleo, compreende normalmente água, partículas, CO2 e hidrocarbonetos superiores, para além do gás de hidrocarboneto. Normalmente o gás natural é separado da água, partículas, CO2 e hidrocarbonetos superiores para transporte eficiente do gás vendável. O gás natural a ser utilizado localmente, isto é, próximo do poço produtor de gás, pode ser utilizado tal qual. A separação opcional de água (produzida e condensada) e partículas do combustível carbonoso, tal como gás natural, pode ser disposta a montante da câmara de combustão, dependendo da composição do gás em questão. A água separada e quaisquer partículas podem ser reinjetadas em um poço de injeção ou dispostas no mar, se permitido pelas autoridades.

[0069] O gás natural pode alternativamente ser queimado sem separação prévia de água e/ou partículas. A presença de contaminantes pode exigir o uso de queimador especialmente projetado com materiais selecionados para torná-lo robusto para as condições.

[0070] Utilizando oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio com um teor tão baixo de argônio e nitrogênio e outros contaminantes, o gás residual não é "diluído" com outros gases do que poderia impedir a condensação de CO2 e H2O a líquidos quando resfria o tubo de combustão Gás para o nível da temperatura da água ou ar ambiente. Assume-se que o teor máximo permitido de argônio e nitrogênio combinado é de 5%, de modo que o oxidante compreende 95% ou mais de oxigênio. Mais preferido o oxidante compreende mais de 97% de oxigênio, tal 99% ou mais de oxigênio. Isto refere-se a todas as modalidades aqui descritas se nada mais for especificado especificamente.

[0071] A combustão de materiais carbonosos utilizando um oxidante como aqui descrito pode resultar em temperaturas elevadas, temperaturas que não são compatíveis com a maioria dos materiais utilizados para a construção de queimadores e câmaras de combustão. Dependendo da composição do combustível carbônico utilizado, recirculação de gases residuais, isto é, CO2 e H2O e quantidades menores de outros gases e/ou adição de água na câmara de combustão, pode ser necessária para controlar a temperatura na combustão.

[0072] Se for introduzido hidrato de metano em uma câmara de combustão como um combustível carbonado, o teor de água do hidrato que é liberado quando se queima o hidrato, inerentemente dá o benefício do resfriamento.

[0073] A energia elétrica gerada em uma central elétrica de acordo com a presente invenção pode ser utilizada localmente, isto é, em um campo produtor de petróleo e/ou gás, ou ser exportada por cabos para locais remotos, quer no mar ou em terra.

[0074] A Figura 6 ilustra os princípios de uma usina de turbina a vapor. Os elementos com os mesmos números de referência que a figura 5 ilustram os elementos correspondentes. O combustível carbonoso e o oxidante são introduzidos em uma câmara de combustão 2 através das linhas 1 e 7, respectivamente. O gás residual é retirado da câmara de combustão 2 através da tubulação de combustão 3. A água é introduzida nos tubos de vapor 19 dispostos na câmara de combustão e o vapor gerado na mesma é retirado através da linha de vapor 8 e introduzido na unidade de geração de energia 6 indicada com linhas pontilhadas em a figura. O vapor é expandido sobre uma turbina de alta pressão 20 e o gás parcialmente expandido é conduzido através de uma linha 24 para uma turbina de baixa pressão 21 antes do vapor expandido ser retirado em uma linha de vapor expandida 26. As turbinas 20 e 21 estão dispostas sobre um eixo comum 22 com um gerador 23 para a geração de energia elétrica que é exportada através de uma linha de energia 23'. Qualquer água que está condensada na linha 24 é retirada em uma linha de condensado 25. O vapor expandido é resfriado e condensado em um condensador 27 que recebe meio de resfriamento na linha de meio de resfriamento 12'. O meio de resfriamento aquecido é devolvido na linha de retorno 13'. A água condensada é retirada do condensador 27 na linha de condensado 28 e é introduzida em um aquecedor de água de alimentação 30 juntamente com qualquer condensado na linha 25. A água aquecida do aquecedor de água de alimentação 30 é retirada através da linha 8 'e introduzida na câmara de combustão Como acima descrito. As linhas de circulação 29, 29' estão dispostas para a circulação da água nas linhas 28 e 8'.

[0075] O especialista compreenderá que mesmo que uma usina de turbina a vapor seja descrita acima, podem ser utilizadas unidades de geração de energia alternativas de acordo com a presente invenção. O núcleo da invenção é que a combustão é realizada sob pressão elevada de modo que o gás residual tem uma pressão que permite a condensação de CO2 quando se resfria o gás residual abaixo da temperatura crítica de CO2, ou a uma temperatura onde o diagrama de fases do O gás mostra que o CO2 condensará para formar um líquido, sozinho ou em combinação com a água presente no gás residual. Em conformidade, pode ser aplicável qualquer combustão utilizando oxigênio substancialmente puro ou ar enriquecido com oxigênio como oxidante, produzindo um gás residual compreendendo principalmente CO2 ou CO2 e H2O.

[0076] Uma combustão alternativa a uma câmara de combustão como aqui descrita é uma célula de combustível, tal como uma célula de combustível de carbonato fundido, utilizando gás natural como combustível e um oxidante como aqui descrito, é aplicável de acordo com a invenção. O especialista compreenderá que o calor gerado em uma tal célula de combustível pode ser utilizado para gerar vapor para outros fins.

[0077] A Figura 7 é uma vista simplificada de uma central elétrica fora da costa de acordo com a presente invenção. O gás natural está a ser produzido a partir de um ou mais poços de gás subterrâneos e submarinos e transferido para uma unidade de produção de gás submarino 30 através de uma ou mais linhas 31 de gás. O gás de entrada tem uma pressão de 40 bar a 200 bar.

[0078] Todo ou parte do gás produzido é introduzido em uma central de gás 32 disposta no leito do mar, através de uma linha de gás 33. Qualquer gás natural adicional pode ser transferido para um flutuador 34 através de uma linha de exportação de gás 35 para tratamento posterior e exportar a partir do campo de gás, ou pode ser comprimido submarino e exportado através de uma linha de exportação de gás não ilustrado.

[0079] Uma instalação para a geração de ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro é disposta quer a bordo do flutuador quer no fundo do mar, como descrito acima. Tanto as unidades criogênicas como as unidades à base de membranas para a geração de ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro são conhecidas pelos especialistas. Como utilizado aqui, o oxidante sendo substancialmente oxigênio puro ou ar enriquecido com oxigênio, compreende mais de 95% de oxigênio, mais preferencialmente mais de 97% de oxigênio, e mais preferencialmente 99% de oxigênio ou mais. O especialista compreenderá que a parte não-oxigênio de qualquer um dos gases mencionados compreende principalmente nitrogênio, muitas vezes com vestígios de gases nobres, tais como Ar. O oxigênio, tal como o ar, ou como um oxidante que compreende principalmente ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro, é transferido para a central 32 em uma companhia aérea 36, dependendo se a instalação para a produção do oxidante se basear no fundo do mar ou a bordo do Flutuador 34. Presentemente supõe-se que é preferível providenciar a instalação de produção de oxidante no leito do mar, e tem pouco ou nenhum equipamento de processamento no flutuador para uma instalação em águas profundas, se este tipo.

[0080] A central elétrica 32 é, de acordo com uma modalidade, uma turbina a vapor em que o vapor é gerado pelo aquecimento da água por combustão de gás natural utilizando o ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro como oxidante. A pressão na câmara de combustão é tipicamente de 50 a 100 bar. Uma pressão de 60 a 90 bar é presentemente mais preferida, e presume-se que a pressão mais preferida de combustão é de 75 a 85 bar.

[0081] O especialista compreenderá que a água circundante é utilizada para resfriamento e condensação do vapor no ciclo da turbina a vapor, uma vez que a água fria é abundante. A energia elétrica e/ou o calor na forma de vapor podem ser transferidos para o flutuador 34 através de um umbilical de potência 37, para uma localização remota por meio de uma linha elétrica 40.

[0082] A combustão na câmara de combustão da central elétrica é controlada para dar uma combustão substancialmente completa, isto é, uma combustão substancialmente estequiométrica de modo que substancialmente todo o gás natural e oxigênio introduzidos são utilizados na combustão. A combustão que deixa menos de 1%, tal como menos de 0,5% ou mesmo menos de 0,2% de oxigênio de repouso nos gases residuais é considerada substancialmente estequiométrica.

[0083] O gás residual resultante da combustão é transferido para uma unidade de gás residual 38 através de uma linha de gás residual 39. A unidade de gás residual compreende refrigeradores nos quais é resfriado contra a água do mar que circunda a central elétrica para resfriar o gás residual a uma temperatura de 40 °C ou mais frio, tal como 30 °C ou mais frio, tal como abaixo de 20 °C, ou mesmo abaixo de 10 °C. O gás residual compreende principalmente CO2, algum H2O, e qualquer nitrogênio introduzido juntamente com o oxigênio. Adicionalmente, o gás residual pode compreender pequenas quantidades de impurezas introduzidas em conjunto com o gás natural.

[0084] O CO2 e a água presentes no gás residual condensarão espontaneamente e formarão uma fase líquida, se a combinação de pressão e temperatura do gás residual for mantida dentro dos limites facilmente deriváveis da figura 1 ou da figura 4. O especialista será capaz de calcular as combinações de pressão e temperatura que resultarão em condensação ou formação de fluido supercrítico de fase densa baseado em cálculos e parâmetros padrão encontrados em livros didáticos, para pressões não mostradas aqui. Qualquer nitrogênio e oxigênio não utilizado presente permanecerá em uma fase gasosa. As fases líquida e gasosa são facilmente separadas e a fase líquida que compreende principalmente água e CO2 é exportada da planta em uma linha de exportação de CO2 40 para a deposição segura e aceite do CO2. O CO2 pode ser depositado transferindo o CO2 líquido e a água para um módulo de injeção não ilustrado a ser introduzido em uma formação subterrânea onde o CO2 pode ser depositado com segurança, tal como um poço de gás ou de petróleo fechado ou um aquífero. O CO2 também pode ser injetado em um poço de petróleo para o suporte de pressão para recuperação de óleos melhorada (EOR). A fase gasosa pode ser transferida para a superfície e liberada para a atmosfera, ser liberada para o mar circundante, ou seguir o líquido como fluxo multifásico.

[0085] O ar enriquecido com oxigênio ou oxigênio substancialmente puro é utilizado como oxidante na combustão para evitar a diluição do gás residual com nitrogênio, uma vez que tal diluição resultará em um maior volume de gás a resfriar e em que a temperatura de condensação para o CO2/água É reduzida devido às menores pressões parciais de água e CO2, respectivamente.

[0086] Embora a modalidade da figura 7 tenha sido descrita com referência a uma modalidade específica onde a central elétrica está disposta no leito do mar, o especialista compreenderá que a invenção é dirigida para a combustão pressurizada e a condensação do CO2 resultante e da água à pressão elevada, e não se a central elétrica estiver no mar ou não. De acordo com isto, a central pode ser disposta no flutuador, se for considerado mais prático ou vantajoso trazer o gás natural e a água de resfriamento a bordo do flutuador, e devolver o CO2 condensado e a água do flutuador ao fundo do mar para o depósito seguro de O CO2 como descrito acima.

[0087] O especialista compreenderá que uma instalação de acordo com a presente invenção pode ser disposta em terra, desde que a capacidade de resfriamento necessária esteja disponível. Uma planta de acordo com a presente invenção pode ser disposta em áreas costeiras que têm acesso fácil à água de resfriamento do mar ou de um grande lago. Se for utilizado gás natural como combustível carbonoso, quer a partir de um poço de gás fora da costa ou terrestre, a presente instalação está preferencialmente disposta suficientemente perto do poço de gás para receber o gás diretamente a substancialmente a mesma pressão que o gás é produzido, como descrito acima.

[0088] O especialista compreenderá também que toda ou uma parte do vapor gerado na câmara de combustão/caldeira, pode ser utilizada para outros fins que exigem calor, além da geração de energia elétrica, dependendo das especificidades da instalação em questão.

[0089] Independentemente se a instalação de energia está disposta no leito do mar, no flutuador ou em terra, a energia elétrica da central pode ser utilizada localmente, tal como a bordo do flutuador e/ou em instalações vizinhas de potência exigentes, tanto no leito do mar e/na superfície ou em terra, dependendo da localização da planta presente. Qualquer energia elétrica adicional pode ser exportada para locais mais remotos fora da costa ou em terra, e pode ser conectado à rede elétrica terrestre.

[0090] A CO2 ou CO2 + água gerada no processo e na planta acima descritos, pode ser de grande valor para injeção em um campo de petróleo ou gás para suporte de pressão e recuperação de óleo melhorada (EOR). Por combustão de gás natural como aqui descrito, tanto a energia elétrica como o vapor a utilizar para diferentes fins, incluindo a exportação opcional de energia elétrica a partir da instalação, podem ser obtidos ao mesmo tempo que o volume de gás para reinjeção para EOR é mantido, ou mesmo aumentado, dependendo da composição do combustível. Consequentemente, o gás encalhado pode ter um valor substancial. Do mesmo modo, o gás associado, que de outro modo teria sido reinjetado para suporte de pressão, pode ser utilizado para geração de energia elétrica e/ou vapor, ao mesmo tempo que o CO2 pela combustão pode ser utilizado para substituir o gás natural para reinjeção, e assim aumentando o valor desse gás.

Claims

1. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, por combustão de gás natural produzido queimado em uma câmara de combustão em uma elevada pressão de 40 a 200 bar na presença de oxigênio puro para produzir energia elétrica e/ou para gerar vapor dos fluidos circulando nos tubos de vapor arranjados dentro da câmara de combustão, e um gás residual, onde o gás residual é retirado da câmara de combustão e é resfriado a uma temperatura que resulta em condensação de gás residual em um líquido, ou conversão de gás residual a um fluido supercrítico tendo uma densidade de pelo menos 600 kg/m3, caracterizado por o gás natural ser produzido a partir de um reservatório a uma pressão de produção e passa pela etapa de: (i) introduzir o gás à câmara de combustão à pressão de produção do gás natural produzido; ou (ii) expandir o gás à pressão elevada se a pressão de produção é maior que a pressão elevada, a pressão elevada é causada pela pressão de produção do gás natural; e em que o líquido ou fluido supercrítico formado é seguramente depositado por injeção em uma formação subterrânea.

2. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a combustão na câmara de combustão provê uma combustão estequiométrica de tal maneira que menos de 1% de oxigênio está presente no gás de combustão.

3. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado por o gás residual ser resfriado a uma temperatura entre 5°C e 95°C para formar o líquido ou o fluido supercrítico.

4. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado por o gás residual ser resfriado a uma temperatura de 40°C ou inferior, tal como 30°C ou inferior, tal como 20°C ou inferior, ou 10°C ou inferior.

5. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por o resfriamento ser realizado em duas ou mais etapas, em que água presente no gás residual é condensada e separada do gás residual remanescente, e onde o gás residual remanescente em seguida é adicionalmente resfriado para condensação de CO2 ou conversão do CO2 em um fluido supercrítico.

6. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que CO2 e água são condensados juntos para prover um fluido misturado e/ou fluido supercrítico.

7. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por o gás residual ser condensado para formar um líquido ou o fluido supercrítico por troca de calor com a água circundante.

8. Método para gerar energia elétrica e/ou vapor ou de vapor de água, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a câmara de combustão é uma caldeira para geração de vapor de água ou vapor, e onde o vapor de água ou vapor é usado para produzir energia elétrica em uma central elétrica à vapor.