BR112017005550B1

BR112017005550B1 - Método e sistema para produzir gás natural comprimido

Info

Publication number: BR112017005550B1
Application number: BR112017005550-3A
Authority: BR
Inventors: Rajesh ATHIRATHNAM
Original assignee: Ge Oil & Gas, Inc
Priority date: 2014-10-06
Filing date: 2014-10-06
Publication date: 2022-05-10
Also published as: CA2963216C; SA517381246B1; AR101989A1; US20170254187A1; CA2963216A1; CN107532468B; WO2016057008A1; US9970280B2; BR112017005550A2; CN107532468A; AU2014408243B2; AU2014408243A1

Abstract

Trata-se de um sistema e um método que captura e processa gás para combustão de modo que o gás seja usável como gás natural comprimido (?CNG?). O gás para combustão é pressurizado por uma combinação de um compressor reforçador e um compressor de CNG. Enquanto entre estágios e entre o compressor reforçador e o compressor de CNG, o gás é tratado para remover a umidade e para separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior. A umidade é removida colocando-se o gás entre estágios em contato com um agente higroscópico dentro de uma unidade de desidratação. O fluido de hidrocarboneto isento de umidade é expandido e/ou externamente resfriado e direcionado para um tambor extrator. Os hidrocarbonetos de pelo molecular maior são separados do fluido no tambor extrator. O gás do tambor extrator é comprimido no compressor de CNG.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção se refere, em geral, a um sistema e um método para comprimir gás de um poço de produção de hidrocarboneto, em que o gás é comprimido em múltiplos estágios e condicionado entre estágios.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] Os hidrocarbonetos produzidos a partir de formações subterrâneas são, em geral, misturas de fluido de múltiplas fases de gases e líquidos. Os líquidos dessas misturas de múltiplas fases são, em geral, coletados e transportados para instalações de processamento para refinamento adicional. No entanto, uma vez que não é sempre econômico armazenar ou transmitir os gases produzidos, os mesmos são, algumas vezes, enviados diretamente para combustão em vez de serem capturados. Quando os gases são capturados, os mesmos são em geral processados para remover a umidade e outros compostos indesejáveis. Os inibidores de hidrato, como metanol, são ocasionalmente usados para impedir formação de hidrato dentro do gás. No entanto, os inibidores de hidrato podem ser difíceis de separar do gás e, desse modo, introduzem complexidades adicionais quando se tenta obter um produto de gás comercializável.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO

[003] É descrito no presente documento um método para produzir gás natural comprimido que inclui obter fluido de um furo; em que o fluido contém líquido e gás e também inclui uma mistura de hidrocarbonetos de peso molecular maior e hidrocarbonetos de peso molecular menor. O gás do furo é pressurizado até uma pressão entre estágios e a umidade é removida do gás enquanto o gás está na pressão entre estágios para formar um gás seco. Os hidrocarbonetos de pelo molecular maior são removidos do gás enquanto o gás está na pressão entre estágios para isolar o gás natural e o gás natural processado é pressurizado para formar gás natural comprimido. Remover a umidade do gás pode envolver colocar o gás em contato com um agente higroscópico que se une à umidade, e separar a umidade e o agente higroscópico do gás. A etapa de separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás pode incluir resfriar o gás, expandir de modo instantâneo o vapor do gás através de uma restrição de fluxo de modo que os hidrocarbonetos de peso molecular maior se condensem para formar um líquido e separar o líquido do gás. Nesse exemplo, durante a etapa de resfriamento, o calor do líquido é transferido para o gás. De modo alternativo, a etapa de resfriar inclui direcionar o gás através de um resfriador. O líquido pode ser transferido para uma localização externa que é distante do furo. A etapa de remover a umidade do gás pode incluir colocar o gás em contato com uma peneira molecular. O gás natural comprimido pode ser transferido para um recipiente, em que o recipiente é transportado para uma localização distante do furo. As etapas de pressurizar o gás podem ocorrer próximo ao furo. A umidade pode ser removida do gás antes de uma etapa de pressurizar o gás até a pressão entre estágios.

[004] Outro método exemplificativo para produzir gás natural comprimido envolve receber uma quantidade de gás diretamente de um furo, pressurizar o gás até uma pressão entre estágios, desumidificar o gás na pressão entre estágios para formar um gás seco e comprimir o gás seco para formar gás natural comprimido. O gás seco pode incluir uma mistura de hidrocarbonetos de peso molecular maior e hidrocarbonetos de peso molecular menor, em que o método pode envolver, adicionalmente, separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás seco na pressão entre estágios. Nesse exemplo, a etapa de separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior inclui resfriar o gás seco com um fluido de temperatura menor selecionado a partir do grupo que consiste em líquido que compreende os hidrocarbonetos de peso molecular maior, um fluido resfriado e combinações dos mesmos. A etapa de desumidificar o gás na pressão entre estágios pode incluir colocar o gás em contato com um agente higroscópico.

[005] Também é revelado no presente documento um exemplo de um sistema para produzir gás natural comprimido que é produzido em um sistema de condicionamento entre estágios com um sistema de desumidificação para remover a umidade do gás de um furo, em que um compressor reforçador tem uma linha de sucção em comunicação com o gás do furo e uma linha de descarga em comunicação com o sistema de condicionamento entre estágios e um compressor que tem uma linha de sucção em comunicação com uma saída do sistema de desumidificação e uma linha de descarga que tem gás natural comprimido. O sistema também pode ter um tanque de separação no sistema de condicionamento entre estágios para separar hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás. O sistema de desumidificação tem, opcionalmente, um tanque com um sistema de injeção para um agente higroscópico. O sistema de desumidificação inclui, opcionalmente, um tanque que tem uma peneira molecular.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[006] Alguns dos recursos e benefícios da presente invenção foram mencionados, outros se tornarão aparentes conforme a descrição avança quando obtida em conjunto com os desenhos anexos, em que: a Figura 1 é uma vista esquemática de um exemplo de um sistema para processar fluido de um furo.

[007] Embora a invenção seja descrita em conjunto com as realizações preferenciais, será compreendido que não se pretende limitar a invenção a essas realizações. Pelo contrário, pretende-se abranger todas as alternativas, modificações e equivalentes que possam ser incluídos no escopo da invenção, tais como definidos pelas reivindicações anexas.

DESCRIÇÃO DE REALIZAÇÕES DA INVENÇÃO

[008] Os métodos e o sistema da presente invenção serão descritos agora mais completamente doravante em referência aos desenhos anexos nos quais as realizações são mostradas. O método e o sistema da presente invenção podem ser em muitas formas diferentes e não devem ser interpretados como limitados às realizações ilustradas estabelecidas no presente documento; em vez disso, essas realizações são fornecidas de modo que essa divulgação seja aprofundada e completa e transmita totalmente o seu escopo para aqueles técnicos no assunto. Os números semelhantes se referem a elementos semelhantes durante todo o documento. Em uma realização, o uso do termo “cerca de” inclui ± 5% da magnitude citada. Em uma realização, o uso do termo “substancialmente” inclui ± 5% da magnitude citada.

[009] Deve ser entendido ainda que o escopo da presente invenção não está limitado aos detalhes exatos de construção, operação, materiais exatos ou realizações, mostrados e descritos, assim como modificações e equivalentes serão aparentes para um técnico no assunto. Nos desenhos e no relatório descritivo, realizações ilustrativas foram reveladas e, ainda que termos específicos sejam empregados, os mesmos são usados em um sentido genérico e descritivo apenas e não para o propósito de limitação.

[010] Um exemplo de um sistema de gás natural comprimido (CNG) 10 é esquematicamente ilustrado na Figura 1. O sistema de CNG 10 está a jusante de uma montagem de cabeça de poço 12 mostrada montada sobre um furo 14 que cruza uma formação 16. Os hidrocarbonetos, tanto líquido quanto gás, do furo 14 são produzidos através da montagem de cabeça de poço 12 e transmitidos da montagem de cabeça de poço 12 por meio de uma linha de produção conectada 18. A linha de produção 18 termina em um coletor principal 20. O coletor principal 20 pode ser, opcionalmente, o destino para outras linhas de produção 22, 24, 26 que também transmitem fluido de produção de outras montagens de cabeça de poço (não mostradas). Uma linha de alimentação 28 fornece um meio de comunicação entre o coletor principal 20 e o sistema de CNG 10. A extremidade de linha de alimentação 28 distal do coletor principal 20 termina em um tambor extrator 30 e que fornece, opcionalmente, uma maneira de separar água e outros líquidos da linha de alimentação 28. Uma linha de dreno 32 se conecta a um fundo de tambor extrator 30 e direciona líquidos separados fora do fluxo de fluido na linha de alimentação 28. A porção de gás do fluido em linha de alimentação 28 direcionada no tambor extrator 30 sai do tambor extrator 30 através de uma linha suspensa 34 mostrada estendendo-se a partir de uma extremidade superior do tambor extrator 30. A extremidade de linha suspensa 34 distal do tambor extrator 30 se conecta a uma linha de sucção de um compressor 36. No exemplo da Figura 1, o compressor 36 inclui um compressor reforçador 34 e um compressor de CNG 40. Nesse exemplo, a linha suspensa 34 termina em uma extremidade de sucção de compressor reforçador 38 de modo que o gás em linha 34 possa ser pressurizado até uma pressão entre estágios.

[011] O gás entre estágios descarregado do compressor reforçador 38 é tratado em um sistema de condicionamento entre estágios 42. Mais especificamente, uma linha de descarga 46 fornece comunicação entre um lado de descarga de compressor reforçador 38 para uma unidade de desidratação 48. Em uma alternativa, uma linha de injeção 50 para injetar agente higroscópico na corrente de fluxo de gás de estágio intermediário é mostrada conectada à unidade de desidratação 48. Em um exemplo, o agente higroscópico inclui trietilenoglicol (TEG) e extrai umidade contida dentro do gás entre estágios. Uma linha de descarga 52 é mostrada conectada à unidade de desidratação 48 e fornece um meio para remoção de umidade do gás de estágio intermediário. A linha suspensa 54 é mostrada conectada a uma extremidade superior de unidade 48 e que é direcionada para um trocador de calor 56. Dentro do trocador de calor 56, o fluido de dentro de linha suspensa está em comunicação térmica com o fluido que flui através de uma linha de fundo 58; em que a linha de fundo 58 de conecta a uma extremidade inferior de tanque de gás natural líquido (NGL) 60. A jusante de trocador de calor 56, a linha suspensa 54 se conecta a um trocador de calor 62. Fluindo através de outro lado do trocador de calor 62 está um fluido de uma linha suspensa 64, em que, conforme mostrado, a linha suspensa 64 se fica a uma extremidade superior de tanque de NGL 60. Um resfriador opcional 66 é mostrado a jusante de trocador de calor 62 em linha com linha suspensa 54. Adicionalmente, no exemplo da Figura, 1 está uma válvula de controle 68 ilustrada em linha suspensa 54 e logo a montante de onde a linha 54 cruza com o tanque de NGL 60. O líquido dentro da linha 58 é transmitido para o lado externo 70, e é controlado para o lado externo 70 por meio de uma válvula 72 também mostrada definida dentro da linha 58. A válvula 72 pode ser motor ou operada de modo manual.

[012] A linha suspensa 64 é mostrada conectada a uma extremidade de sucção de compressor de CNG 40 e na qual o gás dentro de linha suspensa 64 é comprimido para uma pressão de CNG. Uma linha de descarga 74 se conecta a um lado de descarga de compressor de CNG 40 e fornece um meio de transporte para direcionar o gás natural comprimido do compressor de CNG 40 para um reboque de tubo 76. Opcionalmente, uma válvula 78 é fornecida em linha de descarga 74 e para regular fluxo através da linha de descarga 74 e para preencher de modo seletivo o reboque de tubo 76. De modo alternativo, cada compressor reforçador 38 pode incluir um primeiro estágio 80 e um segundo estágio 82. Nesse exemplo, a descarga do primeiro estágio 80 flui através de sucção de segundo estágio 82 para pressurização adicional. De modo similar, compressor de CNG 40 contém um primeiro estágio 84 e um segundo estágio 86, em que o gás dentro do primeiro estágio 84 é transmitido para um lado de sucção do segundo estágio 86 para compressão adicional. Há exemplos em que o compressor reforçador 38 e o compressor de CNG 40 são compressores de reciprocação e em que cada um tem um número de percursos, em que alguns desses percursos podem ser o que é comumente referenciado como percursos de tandem.

[013] Em um exemplo de operação, um fluido de múltiplas fases de poço 14 flui através das linhas 18, 20, 28 e é direcionado para o tambor extrator 30. As realizações existem quando o fluido que flui através dessas linhas contém pelo menos uma quantidade de gás para combustão, que pode ser comumente enviada para uma combustão e local comburido. Uma vantagem da presente invenção é a capacidade de produzir de modo econômico e eficaz uma quantidade de gás natural comprimido que pode ser capturada e, por fim, comercializada para venda. O líquido dentro do fluido em linha 28 para fora flui para uma porção de fundo de tambor extrator 30 e é separado do gás dentro do fluido. De dentro de tambor 30, o gás é direcionado para o interior da linha suspensa 34. A linha 34 distribui o gás para a sucção de compressor reforçador 38, em que, em um exemplo, o gás é pressurizado de uma pressão esperada entre 345 KPa a 689 KPa (50 a 100 psig) até uma pressão de 2.757 KPa (400 psig), e que forma o gás entre estágios. O gás, que pode incluir hidrocarbonetos, é direcionado através da linha 46 para o interior da unidade de desidratação 48. Para propósitos de discussão no presente documento, hidrocarbonetos de peso molecular menor são referenciados como aqueles que têm até dois átomos de carbono, em que hidrocarbonetos de peso molecular maior incluem aqueles que têm três ou mais átomos de carbono. Para remover a umidade de dentro do gás entre estágios em linha 46, o agente higroscópico é direcionado da linha de injeção 50 para o interior da unidade de desidratação 48 e permite-se o contato com o gás dentro da unidade de desidratação 48. De modo alternativo, uma peneira molecular 88 pode ser fornecida dentro da unidade de desidratação 48. O agente higroscópico, ou peneira 88, pode, então, absorver a umidade dentro do gás entre estágios. A peneira 88 pode ser regenerada após um período de tempo (por adsorção de oscilação de pressão ou adsorção de oscilação de temperatura) para remover a umidade capturada dentro de interstícios espaciais na peneira 88.

[014] Para remover hidrocarbonetos de peso molecular maior da mistura gasosa entre estágios em linha 54, o fluido que realiza a mistura é resfriado dentro de trocadores 56 e 62 e reprogramado através da válvula 68. Resfriar a corrente de fluido e, então, reduzir a pressão através da válvula 68, é um exemplo de um método de Joule-Thompson de separação e pode condensar hidrocarbonetos de peso molecular maior fora da solução e no interior do tanque 60. O condensado resultante pode ser alimentado por gravidade de dentro de tanque 60 e para o lado externo 70. Uma combustão opcional 90 é esquematicamente ilustrada em comunicação com o fluido do furo 14 por meio de uma extremidade do coletor principal 20. O fluido no coletor principal 20 pode ser girado para combustão 90 quando o sistema 10 está sendo mantido ou, de outro modo, está fora de serviço.

[015] Em implantações alternativas do resfriador opcional 66, os hidrocarbonetos de peso molecular maior são separados da corrente de fluido por uma unidade de refrigeração mecânica em vez do método de Joule- Thompson de condicionamento de gás. Em exemplos nos quais o método de Joule-Thompson é empregado, a descarga do compressor reforçador 38 pode estar em cerca de 6.894 KPa (1.000 psig). Em exemplos que usam o método de refrigeração mecânica, a descarga do compressor reforçador 38 pode estar em uma pressão de cerca de 2.757 KPa (400 psig). Uma vantagem de tratar o gás na pressão entre estágios é a capacidade para remover a umidade adicional do gás, bem como otimizar a separação dos hidrocarbonetos de peso molecular maior. Como tal, uma qualidade maior de gás natural comprimido pode ser obtida e distribuída por meio de linha 74 no reboque de tubo 76. Além disso, uma qualidade maior de NGL pode ser distribuída para o lado externo 70. Em processos atualmente conhecidos, metanol é, algumas vezes, adicionado à mistura de gás para impedir a formação de hidratos durante o processo de tratamento de gás. No entanto, a adição de metanol não é apenas dispendiosa, mas também reduz a qualidade e a capacidade de comercialização dos produtos finais.

[016] A presente invenção descrita no presente documento é, portanto, bem adaptada para realizar os objetivos e atingir os fins e vantagens mencionados, assim como outros que lhes sejam inerentes. Embora uma realização atualmente preferencial da invenção tenha sido fornecida para propósitos de invenção, há inúmeras alterações nos detalhes dos procedimentos para alcançar os resultados desejados. Essas e outras modificações similares serão prontamente evidentes àqueles técnicos no assunto e são destinadas a ser abrangidas no escopo da presente invenção revelada no presente documento e no escopo das reivindicações anexas.

Claims

1. MÉTODO PARA PRODUZIR GÁS NATURAL COMPRIMIDO, caracterizado por compreender: a) obter, a partir de um furo (14), um gás que compreende hidrocarbonetos de peso molecular maior e hidrocarbonetos de peso molecular menor; b) pressurizar o gás do furo (14) até uma pressão entre estágios; c) remover a umidade do gás enquanto o gás está na pressão entre estágios para formar um gás seco; d) separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás enquanto o gás está na pressão entre estágios para formar gás natural; e e) pressurizar o gás natural para formar gás natural comprimido.

2. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa de remover a umidade do gás compreender colocar o gás em contato com um agente higroscópico que se une à umidade, e separar a umidade e o agente higroscópico do gás.

3. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa de separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás compreender resfriar o gás, expandir de modo instantâneo o vapor do gás através de uma restrição de fluxo de modo que os hidrocarbonetos de peso molecular maior se condensem para formar um líquido, e separar o líquido do gás.

4. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pela etapa de resfriar compreender transferir o calor do líquido para o gás.

5. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pela etapa de resfriar compreender direcionar o gás através de um resfriador (66).

6. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado por compreender, adicionalmente, direcionar o líquido para uma localização externa que está distante do furo (14).

7. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela etapa de remover a umidade do gás compreender colocar o gás em contato com um material dessecante.

8. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender, adicionalmente, direcionar o gás natural comprimido para um recipiente e transportar o recipiente para uma localização distante do furo (14).

9. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelas etapas de pressurizar o gás ocorrerem próximo ao furo (14).

10. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender remover a umidade do gás antes da etapa de pressurizar o gás até a pressão entre estágios.

11. MÉTODO PARA PRODUZIR GÁS NATURAL COMPRIMIDO, caracterizado por compreender: receber uma quantidade de gás diretamente de um furo (14); pressurizar o gás até uma pressão entre estágios; desumidificar o gás na pressão entre estágios para formar um gás seco, em que o gás seco compreende uma mistura de hidrocarbonetos de peso molecular maior e hidrocarbonetos de peso molecular menor; separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás seco na pressão entre estágios; e comprimir o gás seco para formar gás natural comprimido.

12. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pela etapa de separar os hidrocarbonetos de peso molecular maior compreender resfriar o gás seco com um fluido de temperatura menor selecionado a partir do grupo que consiste no líquido que compreende os hidrocarbonetos de peso molecular maior, um fluido resfriado e combinações dos mesmos.

13. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pela etapa de desumidificar o gás na pressão entre estágios compreender colocar o gás em contato com um agente higroscópico.

14. SISTEMA PARA PRODUZIR GÁS NATURAL COMPRIMIDO (10), caracterizado por compreender: um sistema de condicionamento entre estágios (42) que compreende um sistema de desumidificação (48) para remover a umidade de um gás de um furo (14) e um tanque de separação (60) no sistema de condicionamento entre estágios (42) para separar hidrocarbonetos de peso molecular maior do gás; um compressor reforçador (38) que tem uma linha de sucção (50) em comunicação com o gás do furo (14) e uma linha de descarga (52) em comunicação com o sistema de condicionamento entre estágios (42); e um compressor (36) que tem uma linha de sucção (34) em comunicação com uma saída do sistema de desumidificação (48) e uma linha de descarga (46) que tem gás natural comprimido.

15. SISTEMA (10), de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo sistema de desumidificação (48) compreender um tanque que tem um sistema de injeção para um agente higroscópico.

16. SISTEMA (10), de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo sistema de desumidificação (48) compreender um tanque que tem um material dessecante.