BR122022025811B1

BR122022025811B1 - Método e sistema de recuperação de petróleo realçada por co2

Info

Publication number: BR122022025811B1
Application number: BR122022025811-5A
Authority: BR
Inventors: Michael Drescher; Torbjorn Fiveland; Olav Kristiansen; Thomas Levy; Knut Arild Maråk; Bengt Olav Neeraas; Per Ivar Karstad
Original assignee: Equinor Energy As
Priority date: 2017-02-07
Filing date: 2018-02-07
Publication date: 2024-04-30
Also published as: AU2023216748A1; AU2018218799A1; US11702915B2; US20190368326A1; US11162342B2; AU2018218799B2; BR122022025811B8; GB2559418A; AU2023216749A1; GB2559418B; NO20191235A1; WO2018147744A1; GB201702004D0; BR112019015266A2; CA3052411A1; US20220025747A1; CN110325707A

Abstract

Métodos de recuperação de petróleo realçada (EOR) de um reservatório de petróleo pela inundação de CO2 são divulgados. Um método compreende produzir uma corrente de poço a partir do reservatório; separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa com um primeiro separador de gás/líquido, em que a fase gasosa compreende tanto gás de CO2 quanto gás de hidrocarboneto; resfriar a fase gasosa com um primeiro refrigerador; comprimir a fase gasosa usando um primeiro compressor em uma corrente comprimida; misturar a corrente comprimida com uma fonte externa de CO2 para formar uma corrente de injeção; e injetar a corrente de injeção no reservatório. Os sistemas para EOR de um reservatório de petróleo pela inundação de CO2 também são divulgados.

Description

[0001] A presente invenção refere-se aos métodos e sistemas melhorados para a recuperação de petróleo realçada (EOR) a partir de um reservatório de petróleo (do inglês, oil) através da inundação por CO2 (EOR por CO2). Em particular, esta refere- se à utilização do CO2 retro produzido a partir de uma corrente de poço de produção.

[0002] A EOR por CO2 é um método de recuperação secundário ou ternário para a produção de petróleo, em que CO2 é injetado em um reservatório de petróleo para aumentar a taxa de recuperação de petróleo. A injeção pode ser realizada através da injeção de CO2 sozinha ou em combinação com gás tradicional e/ou injeção de água. O uso de CO2 para os propósitos de EOR tem um potencial para aumentar a taxa de recuperação de petróleo de um reservatório em até de 5 a 15 pontos em porcentagem. Também é um método eficaz armazenar quantidades consideráveis de CO2 no subsolo, tornando este processo uma medida de mitigação das mudanças climáticas. Muitas aplicações existentes de EOR por CO2 são para campos petrolíferos em alto mar campos petrolíferos em terra firme, contudo, seu uso em campos em alto mar também está sendo desenvolvido.

[0003] Alguns métodos conhecidos utilizam CO2 retro produzido do reservatório de petróleo em si, ao invés de ou além do CO2 de uma fonte externa. Por exemplo, a WO 2016/108697 divulga um método por meio do qual um separador de gás/líquido separa a fase gasosa de uma corrente de poço, o CO2 é depois separado da sua fase gasosa através de um separador de membrana, o CO2 é depois comprimido, resfriado e injetado no reservatório para EOR. Outro método é divulgado na WO 2014/170466. Neste método, a fase gasosa de uma corrente de poço é separada do fluido, e o gás é novamente separado em uma corrente de CO2 e uma corrente de hidrocarboneto. Estas são depois recombinadas em quantidades desejadas de modo a fornecer uma composição compreendendo componentes de CO2 específicos e hidrocarboneto. O método compreende alternar ciclicamente entre injetar uma primeira composição compreendendo o CO2 substancialmente puro e a composição de CO2/hidrocarboneto para fornecer EOR melhorada.

[0004] Contudo, existem vários problemas com tais métodos. A separação do CO2 da fase gasosa pode ser complexa e cara, particularmente visto que o teor de CO2 na fase gasosa é altamente dinâmico, a partir de alguns poucos % em mol logo depois da quebra aumentando em até 80 a 90 % em mol ou mais. Não existem muitas tecnologias aplicáveis, particularmente em uma aplicação em alto mar, de superfície ou submarina. De fato, muitas dificuldades existem na implementação prática dos métodos descritos na técnica anterior, por exemplo, em termos de evitar a formação de hidrato no gás separado e na mistura de gases separada e CO2 externo, nas condições operacionais altamente dinâmicas para o equipamento do processo principal (tais como separadores, trocadores de calor e compressores), problemas de material na tubulação de líquidos e equipamento de processos nas instalações de processamento de petróleo existentes devido ao alto teor de CO2 na fase líquida e requerimentos do compressor.

[0005] A presente invenção procura resolver estes problemas.

[0006] De acordo com um primeiro aspecto, a presente invenção provê um método de recuperação de petróleo realçada (EOR) a partir de um reservatório de petróleo através da inundação de CO2, compreendendo: produzir uma corrente de poço a partir do reservatório; separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa com um primeiro separador de gás/líquido, em que a fase gasosa compreende tanto gás de CO2 quanto gás de hidrocarboneto; resfriar a fase gasosa com um primeiro refrigerador; comprimir a fase gasosa usando um primeiro compressor em uma corrente comprimida; misturar a corrente comprimida com uma fonte externa de CO2 para formar uma corrente de injeção; e injetar a corrente de injeção no reservatório.

[0007] Este método provê vantagens significantes sobre a técnica anterior. Primeiramente, a fase gasosa processada em uma corrente de injeção e injetada no reservatório compreende tanto CO2 quanto hidrocarbonetos. Em outras palavras, depois de separar a fase gasosa da fase líquida, o CO2 e o gás de hidrocarboneto presentes na fase gasosa não são novamente separados em correntes individuais e somente a corrente de CO2 é utilizada nos métodos da técnica anterior. Ao invés disso, a fase gasosa completa é processada e formada em uma corrente de injeção.

[0008] Deste modo, em cada estágio no método, e no ponto da injeção no reservatório, a fase gasosa/corrente de injeção compreende tanto CO2 quanto hidrocarbonetos. Além disso, pode ser considerado que o componente gasoso inteiro (ou substancialmente inteiro) separado pelo primeiro separador de gás/líquido é injetado (como gás ou depois de ser condensado) no reservatório. Em outras palavras, nenhuma fração gasosa, em particular, nenhuma fração de hidrocarboneto é removida. Os presentes inventores descobriram que não é necessário separar estes gases, evitando deste modo a etapa de separação de CO2 complexa e dispendiosa frequentemente encontrada na técnica anterior. Este é particularmente o caso relacionado com os reservatórios de petróleo com uma baixa Razão de Gás para Petróleo (GOR), visto que a pressão mais alta necessária para injetar uma corrente de hidrocarboneto CO2 + hidrocarboneto é menos problemática. Deste modo, preferivelmente, o método é utilizado com um campo petrolífero com baixa GOR. Além disso, a separação de CO2 em ambientes em alto mar é particularmente desafiadora, deste modo o método da invenção provê vantagens particulares em relação a tais ambientes. A injeção, na invenção, de uma corrente formada a partir da fase gasosa completa simplifica o processo e provê uma solução comercialmente viável.

[0009] Será avaliado que este primeiro aspecto da invenção define um método realizado depois da quebra do CO2 na corrente de poço ter ocorrida, em outras palavras, o CO2 está sendo retroproduzido a partir do reservatório na corrente de poço. Deste modo, o CO2 está presente na fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido, e é então, depois das várias etapas de processamento, reinjetado no reservatório para aumentar a recuperação de petróleo por inundação de CO2. Antes deste método da invenção ser realizado, em uma primeira fase da operação antes da quebra do CO2, de modo a injetar o CO2 no reservatório, o CO2 deve ser fornecido somente a partir de uma fonte externa. Um aspecto da invenção também incluindo esta primeira fase de operação será descrito mais tarde.

[0010] Será avaliado que por “uma fonte externa de CO2” é intencionado significar o CO2 não produzido a partir do reservatório, mas, ao invés disso, fornecido a partir de uma fonte externa ao processo de EOR. O CO2 pode ser CO2 puro, e pode vir de fontes naturais de CO2 ou CO2 capturado de processos industriais. Por exemplo, o CO2 pode ser CO2 capturado a partir de processos industriais, tais como, produção de cimento e produção de amônia, ou capturado a partir de gases de exaustão da produção de energia e calor, em terra firme ou em alto mar. O CO2 externo pode ser CO2 gasoso, porém é mais preferivelmente CO2 líquido.

[0011] A mistura com CO2 externo é particularmente benéfica em um primeiro período depois da quebra do CO2. Nesta fase inicial, a taxa de fluxo do gás da corrente de poço pode ser muito baixa e compreender uma grande proporção de metano e o CO2 externo é necessário para manter a taxa de fluxo de injeção. Depois da quebra do CO2, o teor de CO2 na corrente de poço aumentará, e a necessidade por CO2 externo diminuirá. Em algum ponto, o CO2 retro produzido pode ser suficiente que em uma outra fase de operação, depois do método da invenção, o fornecimento de CO2 externo é interrompido.

[0012] A mistura da fase gasosa com uma fonte externa de CO2 provê mais vantagens significantes. Em um primeiro período depois da quebra de CO2, o fluxo de fase gasosa do primeiro compressor (a saída do compressor é geralmente gás, possivelmente com pouca quantidade de líquido) será baixo e conterá altas concentrações de metano. Este gás deve ser preferivelmente condensado antes da injeção no reservatório. Contudo, uma pressão muito alta do primeiro compressor seria necessária para a condensação pela água do mar sozinha, e haveria um alto risco de formação de hidrato. Contudo, através da mistura da fase gasosa com CO2 externo (preferivelmente, CO2 líquido), a fase gasosa pode condensar/dissolver durante o processo de mistura. Consequentemente, depois da mistura, a corrente de injeção pode ser preferivelmente uma fase líquida ou uma fase gasosa + líquida.

[0013] Nas situações onde a corrente de injeção é uma fase gasosa (ou tem uma proporção significante de fase gasosa) depois da mistura, uma etapa de resfriamento subsequente pode ser realizada através de um segundo refrigerador para condensar a fração gasosa de modo que a corrente de injeção esteja na fase líquida (ou esteja substancialmente na fase líquida com apenas uma baixa porcentagem de gás).

[0014] Alternativamente, a fase gasosa comprimida deixando o primeiro compressor pode ser resfriada e condensada em uma fase líquida ou fase líquida + gasosa através de um segundo refrigerador antes da mistura.

[0015] O segundo refrigerador pode ser um refrigerador ativo, preferivelmente com circulação de água do mar. Os parâmetros operacionais, principalmente as temperaturas, precisam ser controladas para evitar a formação de hidrato.

[0016] Através do resfriamento/condensação da corrente comprimida, sua densidade aumenta e deste modo a pressão de injeção necessária é reduzida (uma alta densidade fornece um aumento da pressão abaixo da tubulação de injeção).

[0017] O primeiro compressor pode ser preferivelmente um compressor tolerante a líquido visto que o líquido pode formar depois do primeiro refrigerador. Se o compressor não é tolerante a líquido, um separador de gás/líquido adicional pode ser necessário a montante do compressor. Mais provavelmente, uma bomba de líquidos adicional seria necessária para trazer a fase líquida de volta ao separador de gás e líquido principal ou diretamente ao líquido sendo transportado à instalação de processamento de petróleo. Tal complexidade pode ser evitada através do uso de um compressor tolerante a líquidos.

[0018] Preferivelmente, o primeiro refrigerador é um refrigerador ativo de modo que a temperatura de resfriamento possa ser controlada de modo a tanto prevenir a formação de hidrato quanto controlar a temperatura de entrada ao compressor.

[0019] Os hidratos devem ser evitados tanto no primeiro quanto no segundo refrigeradores visto que estes podem criar bloqueios de fluxo. A temperatura de formação de hidrato decidirá a temperatura mínima no processo de resfriamento. A temperatura de formação de hidrato dependerá da composição do gás. Em um primeiro período, depois da quebra do CO2, a fase gasosa terá um alto teor de metano e a temperatura de formação de hidrato será mais alta. Em seguida, quando a fase gasosa compreender mais CO2, a temperatura de formação de hidrato diminuirá. Para a injeção ótima, é desejado ter uma temperatura tão baixa quanto possível (baixa temperatura significa densidade alta) mas é necessário manter acima da temperatura de formação de hidrato. Para as composições e pressões operacionais reais, a temperatura de hidrato pode ser tipicamente na faixa de 5 a 25 °C.

[0020] Geralmente, a fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido compreenderá uma pequena quantidade de vapor de água (isto é, água evaporada) além do CO2 e gás de hidrocarboneto, ou a fase gasosa pode ser saturada com água. Enquanto a fase gasosa pode ser desidratada para remover a água, deste modo reduzindo o efeito corrosivo da fase gasosa, preferivelmente, a fase gasosa não é desidratada de modo a evitar complexidade associada ao processo.

[0021] A fase líquida separada pelo primeiro separador de gás/líquido geralmente compreenderá água (água de formação), petróleo e CO2 dissolvido.

[0022] Tipicamente, a corrente de poço é estrangulada, geralmente em uma pressão pré-definida, antes de separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa. Isto liberará um gás da corrente de poço, que é depois separado pelo primeiro separador de gás/líquido. A pressão na qual a corrente de poço é estrangulada determina a pressão parcial/teor de CO2 na fase gasosa, e o teor de CO2 na fase líquida. Uma pressão inferior significa um teor de CO2 menor no líquido. Aquele versado na técnica avaliaria prontamente como selecionar uma pressão adequada pré-definida dependente do cenário particular.

[0023] A pressão de separação influenciará os requerimentos do compressor e a potência necessária para a corrente ser injetada. Isto determinará, se a fase líquida é enviada a uma instalação de processamento de petróleo, se a fase líquida precisa ter sua pressão intensificada ou não. Se é necessário intensificar a pressão, uma bomba será provida à fase líquida.

[0024] Além disso, a pressão de separação determinará se aço carbono pode ser usado na tubulação usada para transportar a fase líquida a jusante do separador, por exemplo, a tubulação de conexão com uma instalação de processamento de petróleo, ou se materiais resistentes à corrosão são necessários. Quanto maior a pressão, mais CO2 haverá na fase líquida. Devido ao efeito corrosivo do CO2, se o CO2 na fase líquida é muito alto, alguns materiais de tubulação, tal como o aço carbono sofrerá uma corrosão até um nível inaceitável. Deste modo, em pressões mais altas, quantidades maiores de CO2 na fase líquida requerem que uma tubulação a jusante seja fabricada de um material resistente à corrosão, tal como aço inoxidável. Deste modo, em uma forma de realização, a fase líquida é transportada a uma instalação de processamento de petróleo através da tubulação resistente à corrosão, por exemplo, de aço inoxidável. Outros materiais resistentes à corrosão podem ser usados, tais como ligas com base em níquel, mas estes são geralmente mais caros. Ligas com base em cobre também podem ser viáveis. A seleção do material também pode depender da temperatura. Enquanto a necessidade por materiais resistentes à corrosão pode ter algumas desvantagens, a pressão mais alta significa que o bombeamento adicional para a fase líquida pode não ser necessário. Além disso, se pressões inferiores foram usadas de modo a evitar a necessidade quanto materiais resistentes à corrosão, uma solução de um compressor mais tecnicamente complexo seria necessária.

[0025] Em uma forma de realização, antes de separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa, a corrente de poço é aquecida. Isto é preferivelmente por intermédio de um trocador de calor, mais preferivelmente através de um trocador de calor utilizando calor fornecido pelo primeiro compressor de modo a minimizar o requerimento de energia externo.

[0026] Enquanto o método da invenção pode ser usado com em terra firme reservatórios, este tem aplicação particular para os reservatórios de petróleo em alto mar, por exemplo, oferecendo as vantagens particulares divulgadas acima. No caso dos reservatórios em alto mar (isto é, subsuperfície), o método inteiro da invenção pode ser realizado de modo submarino.

[0027] Alternativamente, pelo menos as etapas de separar a corrente de poço, resfriar a fase gasosa e comprimir a fase gasosa podem, de fato, ser realizadas acima do mar (superfície), preferivelmente em uma plataforma ou flutuador. As etapas de misturar e resfriar a corrente de injeção também podem ser realizadas acima do mar.

[0028] Em outra forma de realização, a etapa de separar a corrente de poço é realizada de modo submarino, enquanto as etapas de resfriar a fase gasosa e comprimir a fase gasosa são realizadas acima do mar, preferivelmente em uma plataforma ou flutuador. Isto reduz a superfície do equipamento e a quantidade de superfície de inventário de hidrocarboneto. Isto torna mais fácil o uso de uma superfície não tripulada sem um sistema de tochas. Além disso, realizando-se a separação de gás/líquido no leito marinho, a fase líquida pode ser enviada diretamente para a instalação de processamento de petróleo, e um elevador de líquido extra da superfície do processo de separação para o fundo do mar (e depois até a instalação de processamento de petróleo) é evitado.

[0029] A taxa de fluxo gasoso da corrente de poço depois da quebra de CO2 será altamente dinâmica (principalmente crescente), especialmente em um primeiro período, antes de uma situação mais estável ser obtida. Para lidar com esta situação dinâmica, depois de comprimir a fase gasosa, parte da fase gasosa comprimida pode ser reciclada na corrente de poço a montante do separador de gás/líquido. Alternativamente, o fluxo de reciclo do compressor pode ser misturado na fase gasosa a jusante do separador de gás/líquido. Este reciclo do compressor provê condições mais estáveis para a operação do separador, visto que o mesmo permite que o separador opere dentro de faixas de carga de gás e líquido mais estreitas durante o tempo de vida do reservatório de petróleo, o que simplifica a operação e controle do separador.

[0030] Além disso, depois de comprimir a fase gasosa, parte da corrente comprimida pode ser usada para formar um fluxo de contra sobretensão que é direcionado na fase gasosa a jusante do primeiro separador de gás/líquido e a montante do primeiro refrigerador. Alternativamente, o gás do compressor a jusante pode ser misturado com a corrente de poço a montante do primeiro separador de gás/líquido. Em uma forma de realização, um reciclo combinado do compressor e linha de contra sobretensão pode ser fornecido.

[0031] A corrente de injeção pode ser bombeada através de um impulsionador ou bomba de injeção para aumentar a pressão deste antes da injeção no reservatório. Tal etapa de bombeamento geralmente será realizada depois do resfriamento, por exemplo, pelo segundo refrigerador. Se a corrente de injeção é líquida, esta pode ser bombeada através de uma bomba comum. O bombeamento é vantajoso visto que este requer menos energia/potência do que compressão.

[0032] Em uma forma de realização, o primeiro compressor pode, de fato, compreender dois compressores dispostos em série (ou, pode ser considerado que depois de comprimir a fase gasosa com um primeiro compressor, a corrente comprimida é então novamente comprimida com um compressor adicional). Deste modo, depois de resfriar a fase gasosa com o primeiro refrigerador, esta é comprimida em dois estágios. A compressão em mais do que um estágio pode ser desejável se a razão de pressão necessária é maior do que pode ser obtida por um compressor. Contudo, é preferível usar apenas um compressor se possível, de modo a minimizar custo e complexidade.

[0033] Será avaliado que a corrente de injeção é rica em CO2, visto que esta compreende tanto CO2 da corrente de poço e CO2 de uma fonte externa. Em um exemplo, no ponto de injeção no reservatório, a corrente de injeção compreende de 85 a 95 % em mol de CO2.

[0034] Como previamente mencionado, após a separação de gás/líquido, a fase líquida pode ser transportada até uma instalação de processamento de petróleo. Geralmente, estas serão instalações de processamento de petróleo existentes. Visto que a fase líquida ainda compreenderá algum CO2 dissolvido, esta será corrosiva, deste modo, preferivelmente, a fase líquida é transportada através de uma tubulação resistente à corrosão.

[0035] Como mencionado acima, se foi desejado usar uma tubulação não resistente à corrosão para transportar a fase líquida, uma baixa pressão pode ser usada no primeiro separador de gás/líquido para reduzir o teor de CO2 na fase líquida até um nível que permite o uso de, por exemplo, tubulação de aço carbono. Contudo, isto exigiria uma solução de um compressor mais tecnicamente complexo. Os presentes inventores descobriram uma solução para este problema, usando-se um processo de separação de múltiplos estágios. Em tal processo preferido, depois da separação no primeiro separador de gás/líquido, a fase líquida é estrangulada para uma pressão inferior (isto é, uma pressão inferior do que com a qual a mesma sai do primeiro separador de gás/líquido) tal que uma segunda fase gasosa compreendendo CO2 e gás de hidrocarboneto é liberada da fase líquida. Esta segunda fase gasosa e fase líquida são separadas em um segundo separador de gás/líquido. Fazendo isto, a pressão parcial de CO2 na fase líquida deixando o segundo separador de gás/líquido pode ser tornada baixa o suficiente para permitir que uma tubulação de aço carbono transporte a fase líquida por exemplo, até uma instalação de processamento de petróleo, e também dentro da instalação de processamento de petróleo em si. Em outras palavras, visto que há menos CO2 na fase líquida, a fase líquida é menos corrosiva, de modo que a tubulação resistente à corrosão não seja necessariamente requerida e o aço carbono pode ser usado ao invés desta.

[0036] A pressão parcial particular de CO2 que é baixa o suficiente para permitir uma tubulação de aço carbono dependerá, por exemplo, da temperatura, petróleo e componente da água de formação. Contudo, em um exemplo, aço carbono pode ser usado com uma pressão de CO2 abaixo de 5 bara (bar absoluto) (500 kPa).

[0037] A segunda fase gasosa separada pelo segundo separador de gás/líquido é preferivelmente combinado com a fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido. Preferivelmente, esta combinação é realizada antes do resfriamento pelo primeiro refrigerador e compressão pelo primeiro compressor. Deste modo, esta fase gasosa combinada é depois resfriada pelo primeiro refrigerador, comprimida pelo primeiro compressor; misturada com uma fonte externa de CO2 e injetada no reservatório.

[0038] Geralmente, antes de ser combinada com a primeira fase gasosa, várias etapas de processamento são realizadas na segunda fase gasosa. Em uma forma de realização, depois de ser separada pelo segundo separador de gás/líquido, a segunda fase gasosa é resfriada com um terceiro resfriador e depois comprimida, antes que esta seja combinada com a fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido. A segunda fase gasosa pode ser comprimida através de um compressor. Contudo, a taxa de fluxo de gás do segundo separador de gás/líquido é substancialmente menor do que o primeiro separador de gás/líquido, e para trazer este gás até a mesma pressão que a primeira fase gasosa, compressores múltiplos são mais provavelmente necessários. Deste modo, dois ou mais compressores dispostos em série podem ser usados. Estes podem ser menores do que o primeiro compressor que comprime a primeira fase gasosa. Se a razão de pressão total é baixa o suficiente, o resfriamento imediato entre os compressores não é necessário, mas pode ser necessário para as razões de pressão mais altas. Os compressores são preferivelmente tolerantes a líquido, especialmente o primeiro dos dois compressores dispostos em série. Alternativamente, os compressores de gás seco podem ser usados, mas, separadores/depuradores a montante seriam então requeridos. O requerimento de potência para dois compressores pequenos ser menor do que 10 % do compressor principal (primeiro).

[0039] As condições operacionais do(s) compressor(es) que comprimem a segunda fase gasosa são mais provavelmente constantes o suficiente de modo que o reciclo do compressor não seja necessário. Contudo, situações podem surgir onde o reciclo do compressor seja necessário, e neste caso, depois de comprimir a segunda fase gasosa, parte da segunda fase gasosa é reciclada na fase líquida a montante do segundo separador de gás/líquido. Alternativamente, esta pode ser reciclada na segunda fase gasosa a jusante do segundo separador de gás/líquido.

[0040] Depois de comprimir a segunda fase gasosa, um fluxo de contra sobretensão pode ser formado a partir da segunda fase gasosa. Este pode ser direcionado na segunda fase gasosa a jusante do segundo separador de gás/líquido e a montante do terceiro resfriador; ou a montante do segundo separador de gás/líquido.

[0041] Como uma alternativa à compressão da segunda fase gasosa com um compressor, a pressão da segunda fase gasosa pode ser aumentada por um ejetor antes de ser combinada com a primeira fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido. O ejetor pode ser vantajosamente acionado pelo fluxo de gás motriz do primeiro compressor a jusante. Isto simplifica o processo e remove a necessidade de um terceiro resfriador.

[0042] Enquanto a segunda etapa de separação usando um segundo separador de gás/líquido é descrita acima como uma característica opcional em relação ao primeiro aspecto da invenção, este processo de separação de dois estágios é visto como uma invenção por direito próprio. Deste modo, portanto, em um segundo aspecto, a invenção provê um método de recuperação de petróleo realçada (EOR) de um reservatório de petróleo através da inundação de CO2, compreendendo: produzir uma corrente de poço a partir do reservatório; separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa com um primeiro separador de gás/líquido; reduzir a pressão da fase líquida para liberar uma segunda fase gasosa e separar esta segunda fase gasosa da fase líquida com um segundo separador de gás/líquido; combinar a primeira e a segunda fases gasosas em uma fase gasosa combinada; resfriar a fase gasosa combinada com um primeiro refrigerador; comprimir a fase gasosa combinada em uma corrente de injeção com um primeiro compressor; e injetar a corrente de injeção no reservatório.

[0043] Será avaliado que muitas das várias características preferidas e opcionais acima descritas com relação ao primeiro aspecto da invenção também são aplicáveis a este segundo aspecto. Algumas destas não serão descritas, contudo, as vantagens particulares das características preferidas podem não ser aqui repetidas por brevidade; ao invés disso, referência pode ser feita às vantagens descritas acima com relação ao primeiro aspecto.

[0044] Este aspecto da invenção não é limitado à fase gasosa compreendendo tanto gás CO2 quanto gás de hidrocarboneto. Deste modo, este método pode ser utilizado em situações onde o gás de CO2 é separado do gás de hidrocarboneto. Contudo, como descrito acima com relação ao primeiro aspecto, é vantajoso usar a fase gasosa inteira e não somente o CO2 separado, o método do segundo aspecto proverá vantagens mesmo onde o CO2 é separado dos hidrocarbonetos.

[0045] Além disso, este aspecto da invenção não é limitado a uma fonte externa de CO2 sendo misturada com a corrente comprimida do primeiro compressor. Contudo, como descrito acima com relação ao primeiro aspecto, esta mistura com CO2 externo oferece várias vantagens, o método do segundo aspecto proverá vantagens independentemente do uso do CO2 externo.

[0046] Realizando-se a separação de gás/líquido de dois estágios do segundo aspecto da invenção, a pressão parcial de CO2 na fase líquida deixando o segundo separador de gás/líquido pode ser baixa o suficiente para possibilitar uma tubulação de aço carbono transportando a fase líquida por exemplo, a uma instalação de processamento de petróleo, e também dentro da instalação de processamento de petróleo em si. Em outras palavras, visto que há menos CO2 na fase líquida, a fase líquida é menos corrosiva, de modo que a tubulação resistente à corrosão não é necessariamente requerida e o aço carbono pode, ao invés disso, ser usado. Isto é altamente vantajoso. A pressão parcial particular de CO2 que é baixa o suficiente para permitir uma tubulação de aço carbono dependerá, por exemplo, da temperatura, petróleo e componente da água de formação. Contudo, em um exemplo, o aço carbono pode ser usado com uma pressão de CO2 abaixo de 5 bara (500 kPa).

[0047] Além disso, isto é vantajoso em termos da instalação de processamento de petróleo que experimentariam problemas de corrosão com altos níveis de CO2. Deste modo, o processo de separação de dois estágios também é vantajoso em evitar necessidade quanto uma modificação significante na instalação de processamento de petróleo.

[0048] Enquanto o segundo aspecto da invenção descreve uma separação de gás/líquido de dois estágios, será avaliado que em algumas situações mais do que dois estágios podem ser fornecidos. Em tal processo de separação de gás/líquido de múltiplos estágios, por exemplo, depois de separar a segunda fase gasosa da fase líquida com um segundo separador de gás/líquido, a pressão da fase líquida pode ser novamente reduzida para liberar uma terceira fase gasosa. Esta terceira fase gasosa pode ser separada da fase líquida com um terceiro separador de gás/líquido. Todas da primeira, segunda e terceira fases gasosas podem ser combinadas em uma fase gasosa combinada que é depois processada pelo primeiro refrigerador, primeiro compressor e depois injetada no reservatório.

[0049] Será avaliado que este segundo aspecto da invenção define um método realizado depois que a quebra do CO2 na corrente de poço ocorreu, em outras palavras, o CO2 está sendo retroproduzido a partir do reservatório na corrente de poço. Deste modo, o CO2 está presente na fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido, e é então, depois das várias etapas de processamento, reinjetado no reservatório para melhorar a recuperação do petróleo através da inundação de CO2. Antes deste método da invenção ser realizado, em uma primeira fase de operação antes da quebra do CO2, de modo a injetar CO2 no reservatório, o CO2 deve ser fornecido somente de uma fonte externa. Um aspecto da invenção incluindo também esta primeira fase de operação é descrito mais tarde.

[0050] Em uma forma de realização, a primeira fase gasosa e a segunda fase gasosa compreendem cada uma tanto CO2 quanto gás de hidrocarboneto. Estas podem, cada uma, também compreender vapor de água. A corrente de injeção injetada no reservatório preferivelmente compreende tanto CO2 quanto hidrocarbonetos, em outras palavras, nenhum processo de separação foi realizado para separar e usar somente o CO2, contudo, como descrito acima, o método pode ser usado mesmo em casos onde o CO2 é separado.

[0051] O primeiro refrigerador é preferivelmente um refrigerador ativo de modo que a temperatura de resfriamento possa ser controlada de modo a prevenir a formação de hidrato e controlar a temperatura de entrada ao compressor.

[0052] Além disso, o primeiro compressor pode ser preferivelmente um compressor tolerante a líquido visto que o líquido pode formar depois do primeiro refrigerador. Se o compressor não é tolerante a líquido, um separador de gás/líquido adicional pode ser necessário a montante do compressor. Mais provavelmente, uma bomba de líquidos adicional seria necessária para trazer a fase líquida de volta ao separador de gás e líquido principal ou diretamente no líquido sendo transportado à instalação de processamento de petróleo. Tal complexidade pode ser evitada através do uso de um compressor tolerante a líquido.

[0053] Contudo, como mencionado acima, este segundo aspecto da invenção não requer uma fonte externa de CO2 a ser misturada na corrente de injeção. Em uma forma de realização preferida, tal fonte externa de CO2 é misturada na corrente de injeção antes de injetar a corrente de injeção no reservatório. Esta fonte externa de CO2 pode ser CO2 gasoso, mas é mais preferivelmente CO2 líquido.

[0054] A corrente de injeção na qual a fonte externa de CO2 é misturada pode compreender uma fase gasosa, e a etapa de mistura da fonte externa de CO2 na corrente de injeção pode fazer com que a fase gasosa da corrente de injeção condense ou dissolva pelo menos parcialmente na fonte externa do CO2 líquido.

[0055] O método também pode compreender resfriar a corrente de injeção com um segundo refrigerador, preferivelmente através do resfriamento ativo, antes ou depois da fonte externa de CO2 ser misturada na corrente de injeção. Esta etapa de resfriamento pode condensar pelo menos parte de uma fase gasosa na corrente de injeção no líquido.

[0056] Em uma forma de realização, o primeiro compressor pode, de fato, compreender dois compressores dispostos em série (ou, pode ser considerado que depois de comprimir a fase gasosa com um primeiro compressor, a corrente comprimida é depois novamente comprimida com um compressor adicional). Deste modo, depois de resfriar a fase gasosa com o primeiro refrigerador, esta é comprimida em dois estágios. A compressão em mais do que um estágio pode ser desejável se a razão de pressão necessária é maior do que pode ser obtida por um compressor. Contudo, é preferível usar apenas um compressor se possível, de modo a minimizar o custo e a complexidade.

[0057] Preferivelmente, a corrente de poço é estrangulada até uma pressão pré- definida antes de separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa. Isto vai liberar um gás da corrente de poço, que é depois separado pelo primeiro separador de gás/líquido. A pressão para a qual a corrente de poço é estrangulada determina a pressão parcial/teor de CO2 na fase gasosa, e o teor de CO2 na fase líquida. Uma pressão inferior significa um teor de CO2 inferior no líquido.

[0058] Antes de separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa, a corrente de poço pode ser aquecida. Isto é preferivelmente feito por intermédio de um trocador de calor, mais preferivelmente através de um trocador de calor utilizando o calor fornecido pelo primeiro compressor de modo a minimizar o requerimento de energia externo.

[0059] Enquanto o método pode ser usado com reservatórios em terra firme, o método é particularmente útil para reservatórios em alto mar. No caso de um reservatório em alto mar, o método inteiro deste aspecto da invenção pode ser realizado de modo submarino. Ou, a etapa de separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa pode ser realizada de modo submarino, e as etapas subsequentes são realizadas acima do mar, preferivelmente em uma plataforma ou flutuador. Ou, pelo menos as seguintes etapas podem ser realizadas acima do mar, preferivelmente em uma plataforma ou flutuador: separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma primeira fase gasosa com um primeiro separador de gás/líquido; reduzir a pressão da fase líquida para liberar uma segunda fase gasosa e separar esta segunda fase gasosa da fase líquida com um segundo separador de gás/líquido; combinando a primeira e a segunda fases gasosas em uma fase gasosa combinada; resfriar a fase gasosa combinada com um primeiro refrigerador; e comprimir a fase gasosa combinada em uma corrente de injeção com um primeiro compressor.

[0060] A fase líquida do segundo separador de gás/líquido, compreendendo petróleo, água e CO2 dissolvido geralmente será transportada a uma instalação de processamento de petróleo. O segundo processo de separação de gás/líquido terá reduzido suficientemente o teor de CO2 no líquido de modo que a tubulação resistente à corrosão não seja necessária para transportar o líquido. Ao invés disso, a tubulação de aço carbono pode ser usada. Contudo, o líquido ainda causará algum baixo nível de corrosão, e para proteger contra isto, um método de controle de corrosão pode ser usado tal como injetando uma película formando um inibidor de corrosão na fase líquida para limitar a taxa de corrosão da tubulação e dos equipamentos e tubulação dos processos.

[0061] Preferivelmente, a segunda fase gasosa é resfriada por um terceiro resfriador e depois comprimida antes de ser combinada com a primeira fase gasosa. Esta compressão pode ser realizada por um compressor, ou em dois estágios através de dois (ou mais) compressores dispostos em série. Depois de comprimir a segunda fase gasosa, parte da segunda fase gasosa comprimida pode ser usada para formar um fluxo de contra sobretensão que é direcionado na segunda fase gasosa a jusante do segundo separador de gás/líquido e a montante do terceiro resfriador.

[0062] Como uma alternativa à compressão da segunda fase gasosa com um compressor, a pressão da segunda fase gasosa pode ser aumentada através de um ejetor antes de ser combinada com a primeira fase gasosa separada pelo primeiro separador de gás/líquido. O ejetor pode ser vantajosamente impulsionado pelo fluxo de gás motriz da corrente a montante do primeiro compressor.

[0063] A taxa de fluxo do gás de corrente de poço depois da quebra do CO2 será altamente dinâmica (principalmente crescente), especialmente em um primeiro período, antes de uma situação mais estável ser atingida. Para lidar com esta situação dinâmica, depois de comprimir a fase gasosa, parte da fase gasosa comprimida pode ser reciclada na corrente de poço a montante do separador de gás/líquido. Alternativamente, o fluxo de reciclo do compressor pode ser misturada na fase gasosa a montante do separador de gás/líquido. O reciclo do compressor provê condições mais estáveis para a operação do separador, conforme este permite que o separador opere dentro de faixas de carga de gás e líquido mais estreitas durante a vida útil do reservatório de petróleo, que simplifica a operação e controle do separador.

[0064] Além disso, depois de comprimir a fase gasosa, parte da corrente comprimida pode ser usada para formar um fluxo de contra sobretensão que é direcionada na fase gasosa a montante do primeiro separador de gás/líquido e a montante do primeiro refrigerador. Alternativamente, o gás do compressor a montante pode ser misturado com a corrente de poço a montante do primeiro separador de gás/líquido. Em uma forma de realização, um reciclo do compressor e linha de contra sobretensão combinados podem ser fornecidos.

[0065] A corrente de injeção pode ser bombeada através de um impulsionador ou bomba de injeção para aumentar a pressão desta antes da injeção no reservatório. Tal etapa de bombeamento será geralmente realizada depois de resfriar, por exemplo, pelo segundo refrigerador. Se a corrente de injeção é líquida, esta pode ser bombeada por uma bomba comum. O bombeamento é vantajoso visto que este requer menos energia/potência do que a compressão.

[0066] No primeiro e segundo aspectos da invenção descritos acima, o processo de reciclar parte do gás comprimido de modo a fornecer uma operação mais estável na presença de uma taxa de fluxo de gás altamente dinâmica é descrito como uma característica opcional. Contudo, isto é mais geralmente aplicável e é considerado como uma invenção por si só. Deste modo, de acordo com um terceiro aspecto, a invenção provê um método usado na Recuperação de Petróleo Realçada (EOR) de um reservatório de petróleo através da inundação de CO2, compreendendo: produzir uma corrente de poço a partir do reservatório; separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa com um separador de gás/líquido; comprimir a fase gasosa usando um compressor; e reciclar parte da fase gasosa comprimida na corrente de poço a montante do separador de gás/líquido ou na fase gasosa a jusante do separador de gás/líquido.

[0067] Será avaliado que muitas das várias características preferidas e opcionais descritas acima com relação ao primeiro e segundo aspectos da invenção também são aplicáveis a este terceiro aspecto. Algumas destas serão agora descritas, contudo, as vantagens particulares das características preferidas podem não ser aqui divulgadas para evitar repetição; ao invés disso, referência pode ser feita às vantagens descritas acima em relação ao primeiro e segundo aspectos.

[0068] Este aspecto da invenção não é limitado à fase gasosa compreendendo tanto gás de CO2 quanto gás de hidrocarboneto. Deste modo, este método pode ser utilizado em situações onde o gás de CO2 é separado do gás de hidrocarboneto. Contudo, como descrito acima com relação ao primeiro aspecto, é vantajoso usar a fase gasosa inteira e não somente o CO2 separado, o método do terceiro aspecto proverá vantagens mesmo onde o CO2 é separado dos hidrocarbonetos.

[0069] Além disso, este aspecto da invenção não é limitado a uma fonte externa de CO2 sendo misturada com a corrente comprimida do primeiro compressor. Contudo, como descrito acima com relação ao primeiro aspecto, esta mistura com CO2 externo oferece várias vantagens, o método do terceiro aspecto proverá vantagens independente do uso de CO2 externo.

[0070] Provendo-se um fluxo de reciclo do compressor, condições mais estáveis para a operação de separação de gás/líquido e para a operação de compressão são fornecidas, permitindo-se o separador operar dentro de faixas de carga de gás e líquido mais estreitas durante a vida útil do reservatório de petróleo, que simplifica a operação e controle do separador. Tal método pode ser usado como parte de qualquer método de EOR através da inundação de CO2, onde um compressor é usado, de modo a fornecer tais vantagens.

[0071] Depois de comprimir a fase gasosa, parte da fase gasosa comprimida pode ser usada para formar um fluxo de contra sobretensão que é direcionado na fase gasosa a jusante do separador de gás/líquido e a montante do resfriador. Em uma forma de realização, um reciclo e linha de contra sobretensão combinados podem ser providos para reciclar a parte da fase gasosa comprimida e também provê o fluxo de contra sobretensão. Isto reduz a tubulação necessária.

[0072] A fase gasosa pode ser resfriada com um primeiro refrigerador, antes de comprimir a fase gasosa. Parte da fase gasosa comprimida pode ser reciclada na fase gasosa a jusante do separador de gás/líquido e a montante do primeiro refrigerador.

[0073] O primeiro compressor pode preferivelmente ser um compressor tolerante a líquido visto que o líquido pode formar depois do primeiro refrigerador. Se o compressor não é tolerante a líquido, um separador adicional de gás/líquido pode ser requerido a montante do compressor. Mais provavelmente, uma bomba de líquidos adicional precisaria trazer a fase líquida de volta ao separador de gás e líquido principal ou diretamente no líquido sendo transportado à instalação de processamento de petróleo. Tal complexidade pode ser evitada usando-se um compressor tolerante a líquido.

[0074] A corrente de poço pode ser estrangulada até uma pressão pré-definida antes de separar a corrente de poço na fase líquida e na fase gasosa. Isto liberará um gás da corrente de poço, que é menos separado pelo primeiro separador de gás/líquido. A pressão à qual a corrente de poço é estrangulada determina a pressão parcial/teor de CO2 na fase gasosa, e o teor de CO2 na fase líquida. Uma pressão inferior significa um teor de CO2 menor no líquido. Parte da fase gasosa comprimida pode ser reciclada na corrente de poço a montante do separador de gás/líquido e a jusante do estrangulador.

[0075] Em uma forma de realização, a fase gasosa compreende CO2 e gás de hidrocarboneto. Esta também pode compreender uma pequena quantidade do vapor de água, ou a fase gasosa pode ser saturada com água.

[0076] O primeiro refrigerador é mais preferivelmente um refrigerador ativo de modo que a temperatura de resfriamento possa ser controlada tanto de modo a prevenir a formação de hidrato quanto controlar a temperatura de entrada ao compressor.

[0077] Em uma forma de realização, antes de separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa, a corrente de poço é aquecida. Isto é preferivelmente por intermédio de um trocador de calor, mais preferivelmente através de um trocador de calor utilizando o calor fornecido pelo primeiro compressor de modo a minimizar o requerimento de energia externo.

[0078] Embora o método do terceiro aspecto possa ser usado com reservatórios em terra firme, o mesmo tem aplicação particular para os reservatórios de petróleos em alto mar.

[0079] Contudo, como mencionado acima, este terceiro aspecto da invenção não requer a mistura de uma fonte externa de CO2, em uma forma de realização preferida, uma fonte externa de CO2 é misturada na fase gasosa para formar uma corrente de injeção. Esta corrente de injeção é depois injetada no reservatório. Esta fonte externa de CO2 pode ser CO2 gasoso, porém é mais preferivelmente o CO2 líquido. A corrente de injeção pode ser resfriada com um segundo refrigerador. Esta pressão pode ser aumentada através do bombeamento antes de injetar no reservatório.

[0080] A fase líquida pode ser transportada a uma instalação de processamento de petróleo. Geralmente, está será uma instalação de processamento de petróleo existente.

[0081] Como previamente descrito, antes do método do primeiro aspecto da invenção ser realizado (e de fato, antes de qualquer outro dos métodos da invenção ser realizado), geralmente haverá uma fase de operação anterior, antes da quebra do CO2 em que o CO2 é fornecido apenas a partir de uma fonte externa. Deste modo, em outro aspecto, a invenção provê um método de recuperação de petróleo realçada (EOR) a partir de um reservatório de petróleo através da inundação de CO2, compreendendo: uma primeira fase compreendendo injetar o CO2 de uma fonte externa ao reservatório de petróleo no reservatório, e uma segunda fase compreendendo qualquer um dos métodos acima descritos.

[0082] Preferivelmente, antes do início da segunda fase, é determinado que o CO2 retroproduzido em uma corrente de poço produzida a partir do reservatório excede um valor limiar ou é determinado que a razão de CO2/metano em uma corrente de poço produzida a partir do reservatório excede um valor limiar.

[0083] Se for determinado que a razão de CO2 ou de CO2/metano não excede um valor limiar, e deste modo a segunda fase ainda não foi iniciada, o método também pode compreender direcionar a corrente de poço a partir do reservatório a uma instalação de processamento de petróleo. Deste modo, durante a primeira fase de operação, a corrente de poço é direcionada à instalação de processamento de petróleo.

[0084] Na primeira fase de operação, quando o CO2 é fornecido somente a partir de uma fonte externa, a pressão do CO2 externo pode não ser suficiente para direcionar a injeção no reservatório, deste modo, o método preferivelmente compreende bombear o CO2 externo até uma pressão suficiente antes da injeção. Esta pressão dependerá da pressão no reservatório no ponto de injeção, da pressão em excesso necessária para conduzir o CO2 no reservatório, do aumento estático da pressão do modelo de injeção para o ponto de injeção e da queda da pressão no tubo de injeção.

[0085] Na primeira fase de operação em que apenas o CO2 de uma fonte externa é injetado no reservatório, a corrente de injeção, portanto, compreende 100 % em mol de CO2. Durante a segunda fase de operação, a corrente de injeção pode compreender de 85 a 95 % em mol de CO2.

[0086] Pode haver uma terceira fase de operação depois da segunda fase em que a mistura do CO2 externo é interrompida. Preferivelmente, o método inclui a etapa de determinar se o CO2 na corrente de injeção excede um certo valor na segunda fase, e se este valor for excedido, a mistura do CO2 externo é interrompida. Este valor representa uma quantidade suficiente do CO2 retroproduzido de modo que o CO2 externo não seja necessário.

[0087] A invenção também se estende aos sistemas dispostos para realizar qualquer um dos métodos como descrito acima.

[0088] Em um outro aspecto, a invenção provê uma recuperação de petróleo realçada por um sistema, compreendendo: um produtor disposto para produzir uma corrente de poço de um reservatório um primeiro separador de gás/líquido disposto para separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa compreendendo tanto gás de CO2 quanto gás de hidrocarboneto; um primeiro refrigerador disposto para resfriar a fase gasosa; um primeiro compressor disposto para comprimir a fase gasosa resfriada em uma corrente comprimida; um misturador disposto para misturar a corrente comprimida com uma fonte externa de CO2 para formar uma corrente de injeção; e a tubulação de injeção disposta para injetar a corrente de injeção no reservatório.

[0089] Este é um sistema correspondente ao método do primeiro aspecto da invenção descrito acima. Muitas vantagens descritas com relação ao método e suas características preferidas também são claramente aplicáveis a este sistema e suas características preferidas são como descritas abaixo. Contudo, nem todas destas vantagens serão aqui descritas de modo a evitar repetição.

[0090] O primeiro refrigerador pode ser um refrigerador ativo. O primeiro compressor pode ser um compressor tolerante a líquido.

[0091] O sistema também pode compreender um estrangulador disposto a montante do primeiro separador de gás/líquido para estrangular a corrente de poço até uma pressão pré-definida.

[0092] O sistema também pode compreender um trocador de calor disposto a montante do primeiro separador de gás/líquido para aquecer a corrente de poço. Neste trocador de calor, a corrente de poço pode ser aquecida no trocador de calor com o gás quente da descarga do compressor, fornecido, por exemplo, pela tubulação adequada.

[0093] Enquanto o sistema pode ser usado com um reservatório de petróleo em qualquer local, este é preferivelmente configurado para a operação com um reservatório em alto mar. Em tal caso, o sistema pode, portanto, estar localizado totalmente abaixo do mar. Em outra forma de realização, o primeiro separador de gás/líquido, primeiro refrigerador e primeiro compressor estão, de fato, localizados acima do mar, preferivelmente em uma plataforma ou um flutuador. Em uma outra forma de realização, o primeiro separador de gás/líquido está localizado abaixo do mar enquanto o primeiro refrigerador e primeiro compressor estão localizados acima do mar, preferivelmente em uma plataforma ou flutuador.

[0094] O sistema também pode compreender uma linha de reciclagem que se conecta entre o primeiro compressor a jusante e o primeiro separador de gás/líquido a montante ou o primeiro separador de gás/líquido a jusante. A linha de reciclagem é disposta para reciclar parte da fase gasosa comprimida na corrente de poço a montante do primeiro separador de gás/líquido, ou na fase gasosa a jusante do primeiro separador de gás/líquido.

[0095] O sistema também pode compreender uma linha de contra sobretensão que se conecta entre o primeiro compressor a jusante e um ponto do primeiro separador de gás/líquido a jusante e o primeiro refrigerador a montante. A linha de contra sobretensão é disposta para fornecer um fluxo de contra sobretensão da fase gasosa comprimida na fase gasosa a jusante do primeiro separador de gás/líquido e a montante do primeiro refrigerador. Um reciclo combinado e linha de contra sobretensão podem ser fornecidos.

[0096] Em uma forma de realização, o primeiro compressor pode, de fato, compreender dois compressores dispostos em série (ou, pode ser considerado que o primeiro compressor a jusante é um compressor adicional) para fornecer a compressão em dois estágios. A compressão em mais do que um estágio pode ser desejável se a razão de pressão necessária foi maior do que pode ser obtida por um compressor. Contudo, é preferível usar apenas um compressor, se possível, de modo a minimizar custos e complexidade.

[0097] Um segundo refrigerador pode ser provido a jusante do primeiro compressor para resfriar a fase gasosa comprimida antes de ser inserida ao misturador, ou a jusante do misturador para resfriar a corrente de injeção. Uma bomba intensificadora ou bomba de injeção podem ser providas a jusante do segundo refrigerador para a bomba da corrente de injeção, antes da corrente de injeção sendo fornecida à tubulação de injeção para a injeção no reservatório.

[0098] A tubulação resistente à corrosão é preferivelmente usada dentro da implementação do sistema deste aspecto da invenção. O sistema também pode compreender uma tubulação disposta para transportar a fase líquida até uma instalação de processamento de petróleo. Preferivelmente, esta tubulação é resistente à corrosão, por exemplo, feita de aço inoxidável.

[0099] Em uma forma de realização particularmente preferida, o sistema também compreende um segundo estrangulador disposto para estrangular a fase líquida até uma pressão inferior de modo a liberar uma segunda fase gasosa. Um segundo separador de gás/líquido é então disposto para separar a segunda fase gasosa da fase líquida. A tubulação pode ser provida para conectar a segunda fase gasosa com a primeira fase gasosa tal que as fases gasosas se misturem.

[0100] Um terceiro resfriador pode ser disposto a jusante do segundo separador de gás/líquido para resfriar a segunda fase gasosa. Além disso, um compressor pode ser disposto a jusante do terceiro resfriador para comprimir a segunda fase gasosa. Tais componentes seriam geralmente fornecidos a montante de qualquer tubulação conectando a segunda fase gasosa com a primeira fase gasosa.

[0101] Ainda em outro aspecto, a invenção provê um sistema de recuperação de petróleo realçada, compreendendo: um produtor disposto para produzir uma corrente de poço de um reservatório; um primeiro separador de gás/líquido disposto para separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa; um estrangulador disposto para reduzir a pressão da fase líquida de modo a liberar uma segunda fase gasosa; um segundo separador de gás/líquido disposto para separar a segunda fase gasosa da fase líquida; tubulação ou um misturador dispostos para combinar ou misturar a primeira e segunda fases gasosas em uma fase gasosa combinada; um primeiro refrigerador disposto para resfriar a fase gasosa combinada; um primeiro compressor disposto para comprimir a fase gasosa combinada em uma corrente de injeção; e a tubulação de injeção disposta para injetar a corrente de injeção no reservatório.

[0102] Este é um sistema correspondente ao método do segundo aspecto da invenção descrito acima. Muitas vantagens descritas com relação ao método e suas características preferidas também são claramente aplicáveis a este sistema e suas características preferidas como descrito abaixo. Contudo, as vantagens não serão todas aqui descritas de modo a evitar repetição.

[0103] Neste sistema, o primeiro refrigerador é preferivelmente um refrigerador ativo. O primeiro compressor é preferivelmente um compressor tolerante a líquido.

[0104] O sistema também pode compreender uma fonte externa de CO2, preferivelmente CO2 líquido. Um misturador pode ser disposto para misturar o CO2 da fonte externa de CO2 com a corrente de injeção.

[0105] Um segundo refrigerador pode ser provido. Em uma forma de realização este é disposto a montante do misturador para resfriar a corrente de injeção antes da mistura com o CO2, e em outra forma de realização este é disposto a jusante do misturador para resfriar a corrente de injeção depois da mistura com CO2. Preferivelmente, o segundo refrigerador é um refrigerador ativo. Uma bomba intensificadora ou bomba de injeção podem ser fornecidas a jusante do segundo refrigerador para bombear a corrente de injeção, antes da corrente de injeção sendo fornecida à tubulação de injeção para a injeção no reservatório.

[0106] Um segundo estrangulador pode estar disposto para estrangular a corrente de poço a montante do primeiro separador de gás/líquido até uma pressão pré- definida.

[0107] A tubulação pode ser provida para transportar a fase líquida até uma instalação de processamento de petróleo. Devido à separação de dois estágios, a fase líquida compreenderá uma quantidade suficientemente baixa de CO2 cuja tubulação resistente à corrosão pode não ser necessária. Consequentemente, a tubulação pode ser feita de aço carbono. Contudo, o líquido ainda causará certo grau de corrosão, então, para proteger contra isto, uma fonte do inibidor de corrosão formador de película pode estar disposta para a injeção na fase líquida.

[0108] Em uma forma de realização, o sistema também compreende um terceiro refrigerador disposto a jusante do segundo separador de gás/líquido para resfriar a segunda fase gasosa. Além disso, um compressor pode ser disposto a jusante do terceiro resfriador para comprimir a segunda fase gasosa. Alternativamente, ao invés de um compressor para comprimir a segunda fase gasosa, o sistema pode compreender um ejetor disposto para aumentar a pressão da segunda fase gasosa. O ejetor é preferivelmente potencializado pelo fluxo de gás motriz do primeiro compressor a jusante.

[0109] Ainda em outro aspecto, a invenção provê um sistema para o uso na recuperação de petróleo realçada, compreendendo: um produtor disposto para produzir uma corrente de poço de um reservatório; um separador de gás/líquido disposto para separar a corrente de poço em uma fase líquida e uma fase gasosa; um compressor disposto para comprimir a fase gasosa; uma linha de reciclagem disposta para direcionar o gás comprimido do compressor a montante para o separador de gás/líquido a montante ou o separador de gás/líquido a jusante, tal que a linha de reciclagem recicla parte desta fase gasosa comprimida na corrente de poço a montante do separador de gás/líquido, ou da fase gasosa a jusante do separador de gás/líquido.

[0110] Este é um sistema correspondente ao método do terceiro aspecto da invenção descrito acima. Muitas vantagens descritas com relação ao método e suas características preferidas também são claramente aplicáveis a este sistema e suas características preferidas são como descritas abaixo. Contudo, nem todas destas serão aqui descritas de modo a evitar repetição.

[0111] Em uma forma de realização, um resfriador é disposto a montante do compressor para resfriar a fase gasosa. Preferivelmente, este é um refrigerador ativo.

[0112] O sistema também pode compreender uma linha de contra sobretensão disposta para direcionar o gás comprimido como um fluxo de contra sobretensão do compressor a montante para o separador de gás/líquido a jusante e o resfriador a montante. Em uma forma de realização, a linha de contra sobretensão e a linha de reciclagem podem ser providas como uma linha combinada.

[0113] Um estrangulador pode ser disposto a jusante do separador de gás/líquido para reduzir a pressão da corrente de poço. Neste caso, a linha de reciclagem pode ser disposta para direcionar o gás comprimido na corrente de poço a montante do separador de gás/líquido e a jusante do estrangulador.

[0114] Preferivelmente, o sistema também compreende uma fonte externa de CO2, preferivelmente CO2 líquido. Neste caso, um misturador pode ser disposto para misturar o CO2 da fonte externa de CO2 na fase gasosa para formar uma corrente de injeção.

[0115] Em uma forma de realização, um segundo refrigerador é disposto para resfriar a corrente de injeção. Opcionalmente, uma bomba pode ser disposta para bombear a corrente de injeção. Geralmente, o sistema também compreende a tubulação de injeção para injetar a corrente de injeção no reservatório.

[0116] A invenção também provê um sistema de recuperação de petróleo realçada, compreendendo: uma fonte externa de CO2; tubulação de injeção disposta para injetar a fonte externa de CO2 em um reservatório de petróleo; um dispositivo para monitorar um teor de CO2 ou razão de CO2/metano retroproduzidos em uma corrente de poço a partir do reservatório de petróleo; um dispositivo para determinar quando um limiar do teor de CO2 teor ou do teor de CO2/metano é excedido; e um sistema de acordo com qualquer uma das formas de realização descritas acima; em que o sistema também compreende tubulação de escape para os elementos do sistema de acordo com qualquer uma das formas de realização descritas acima a jusante do produtor e direto da corrente de poço a uma instalação de processamento de petróleo, no caso do limiar não ser cumprido. Preferivelmente, uma bomba é provida para bombear a fonte externa de CO2 antes da injeção no reservatório.

[0117] Será avaliado que as características descritas acima com relação a algum(ns) aspecto(s) da invenção podem ser igualmente úteis quando aplicadas ao(s) outro(s) aspecto(s) da invenção, e vice-versa.

[0118] As formas de realização da presente invenção serão agora descritas apenas por via de exemplo e com referência às figuras anexas, em que:

[0119] As figuras 1a e 1b são diagramas generalizados, cada um ilustrando um sistema e método de EOR de acordo com uma forma de realização da invenção em que o processo inteiro é realizado abaixo do mar;

[0120] As figuras 2a e 2b são diagramas generalizados, cada um ilustrando um sistema e método de EOR de acordo com uma forma de realização da invenção em que parte do processo é realizado em superfície;

[0121] A figura 3 é um diagrama de processo ilustrando um sistema e método de EOR de acordo com uma forma de realização da invenção em que uma tubulação resistente à corrosão é necessária;

[0122] A figura 4 é um diagrama de processo ilustrando um sistema e método de EOR de acordo com uma forma de realização da invenção em que um processo de separação secundário é realizado; e

[0123] A figura 5 é um diagrama de processo de uma forma de realização alternativa de um sistema e método de EOR em que um processo de separação secundário é realizado.

[0124] Será notado que as formas de realização descritas se referem à EOR em alto mar através de processos de CO2, contudo, aquele versado na técnica apreciará que as formas de realização podem ser igualmente utilizadas em campos em terra firme.

[0125] A figura 1a ilustra um sistema de EOR 1 de uma forma de realização da invenção em que o processo inteiro é realizado abaixo do mar. Uma corrente de poço 4 é produzida a partir de um reservatório de petróleo 2 através da tubulação de produção 3 e passada por intermédio do topo de poço 5. No ponto 6, é determinado se a quebra do CO2 já ocorreu. Se não ocorreu, então a corrente de poço, numerada 4a, é direcionada a um instalação de processamento de petróleo em superfície existente 7. O número de referência 10 indica o nível do mar e o número 22 indica o fundo do mar. Neste caso, visto que não há CO2 retroproduzido, CO2 importado 12 de uma fonte externa (preferivelmente CO2 líquido) forma a corrente 13 que é injetada no reservatório 2 por intermédio da tubulação de injeção 15, para fornecer EOR. Esta pode ser considerada como uma primeira fase de operação.

[0126] Se a quebra do CO2 ocorreu, isto é, gás de CO2 está sendo agora retroproduzido, então a corrente de poço, numerada de 4b, é direcionada à unidade de processo submarina 8. Esta pode ser considerada como uma segunda fase de operação. As formas de realização desta unidade de processamento serão descritas mais tarde com referência às figuras 3 a 5. Na unidade de processo 8, uma fase gasosa 11 compreendendo CO2, e gás de hidrocarboneto e pequenas quantidades de água dissolvida são separadas de uma fase líquida 9 compreendendo petróleo e água. A corrente de petróleo/água 9 é provida à instalação de processamento de petróleo 7. A fase gasosa 11 sai da unidade de processo 8 e é misturada com o CO2 importado 12 (preferivelmente CO2 líquido) de uma fonte externa, para formar uma corrente de injeção 13. Outras etapas do processo são realizadas nesta corrente (não mostrada) e depois são fornecidas por intermédio do topo do poço de injeção 14 à tubulação de injeção/injetora 15, que injeta a corrente de injeção 13 no reservatório 2. Embora a mistura da fase gasosa 11 com o CO2 importado 12 na corrente de injeção 13 seja mostrada fora da unidade de processo submarina 8, esta pode, de fato, ser parte tipicamente da unidade de processo submarina 8. A figura 1b ilustra o sistema de figura 1a, mas em que estas etapas são incorporadas em uma unidade de processo submarina 8’ completa, incorporando também aqueles processos da unidade 8.

[0127] A figura 2a ilustra um sistema de EOR 20 de uma forma de realização em que parte do processo principal é realizado em superfície em uma instalação separada (plataforma ou flutuador). Essencialmente, nesta forma de realização, a unidade de processo submarina inteira 8 da figura 1 ao invés disto, está localizada acima do nível do mar 10, isto é, em superfície, e forma a unidade de processo em superfície 19. As outras partes e processos do sistema 20 são os mesmos como aqueles da figura 1, e, portanto, não serão novamente aqui descritos. Como com a figura 1a, enquanto a mistura da fase gasosa 11 com o CO2 importado 12 na corrente de injeção 13 é mostrada abaixo do mar, a unidade de processo em superfície exterior 19, esta pode, de fato, ser parte da unidade de processo 19. Deste modo, esta parte do processo também pode ser realizada em superfície.

[0128] A figura 2b é uma versão modificada da forma de realização da figura 2a, em que algumas etapas de processamento são realizadas abaixo do mar, e algumas são realizadas em superfície. Como com as figuras 1 e 2a, neste sistema de EOR 30, uma corrente de poço 4 é produzida a partir de um reservatório de petróleo 2 através da tubulação de produção 3 e passada por intermédio do topo de poço 5. No ponto 6 é determinado se a quebra do CO2 já ocorreu. Se ainda não ocorreu, então a corrente de poço, numerada 4a, é direcionada à instalação de processamento de petróleo em superfície. Neste caso, visto que não há CO2 retroproduzido, o CO2 importado 12 somente de uma fonte externa forma a corrente 13 que é injetada no reservatório 2 por intermédio da tubulação de injeção 15, para fornecer EOR.

[0129] Se a quebra de CO2 ocorreu, isto é, o gás de CO2 está sendo agora retroproduzido, então a corrente de poço, numerada 4b, é direcionada ao separador de gás/líquido 16, que separa a corrente de poço 4b em uma fase líquida 9 compreendendo petróleo e água e uma fase gasosa 18 compreendendo CO2 e gás de hidrocarboneto e água dissolvida.

[0130] A fase líquida 9 é direcionada à instalação de processamento de petróleo 17. A fase gasosa 18 é fornecida a uma unidade de processo em superfície 19 acima da superfície, por exemplo em uma plataforma ou um flutuador. Esta unidade de processo em superfície 19 realiza várias outras etapas do processo, resultando em uma fase gasosa 11 compreendendo CO2 e gás de hidrocarboneto que é misturado com CO2 importado 12 de uma fonte externa, para formar a corrente de injeção 13. Outras etapas do processo são realizadas nesta corrente 13 (não mostrada) e é depois fornecida pelo topo de poço de injeção 14 à tubulação de injeção/injetora 15, que injeta a corrente 13 no reservatório 2.

[0131] Como com a figura 1a, enquanto a mistura da fase gasosa 11 com o CO2 importado 12 na corrente de injeção 13 é mostrada abaixo do mar, a unidade de processo em superfície externa 19, pode de fato, ser parte da unidade de processo 19. Deste modo, esta parte do processo também pode ser realizada em superfície.

[0132] Opcionalmente, na forma de realização da figura 2b, a unidade de processo em superfície 19 pode realizar uma outra etapa de separação de gás/líquido na fase gasosa 18 que a mesma recebe. Neste caso, a fase líquida separada 21 sai da unidade de processo em superfície 19, mistura com a fase líquida 9 do separador de gás/líquido 16, e é inserida à instalação de processamento de petróleo 7.

[0133] A figura 3 ilustra um sistema de EOR 40 de uma forma de realização em que a tubulação e equipamento resistentes à corrosão são requeridos para a fase líquida a jusante do separador 16. Esta forma de realização tem base na configuração de sistema geral da figura 1b, em que o processo inteiro é realizado abaixo do mar. Às partes comuns a ambas as figuras são dados os mesmos números de referência. Os componentes dentro da caixa de linha pontilhada numerada 8’ na figura 3 forma a unidade de processo submarina 8’ da figura 1b. O sistema inteiro pode ser conhecido como uma “instalação de processamento de EOR”.

[0134] No sistema da figura 3, uma corrente de poço 4 é produzida a partir de um reservatório de petróleo 2 através da tubulação de produção 3. Será determinado a partir da análise da corrente de poço 4 se a quebra de CO2 ainda não ocorreu, como descrito com relação à figura 1, se esta não foi ilustrada na figura 3 por simplicidade. Se não ocorreu, então a corrente de poço, é direcionada a uma instalação de processamento de petróleo em superfície (novamente, não mostrado nesta figura), que pode ser considerada como uma primeira fase de operação. Neste caso, visto que não há CO2 retroproduzido, CO2 importado12 de uma fonte externa forma a corrente 13’ que é injetada no reservatório 2 por intermédio do injetor 15, para fornecer a EOR. Esta pode ser considerada como uma segunda fase de operação.

[0135] Se, como é provável, a pressão da fonte de CO2 externa não for suficiente para a injeção direta no reservatório, uma bomba intensificadora 36 é provida para aumentar a pressão antes da injeção. A bomba intensificadora 36 libera uma pressão suficiente para injetar o CO2 no reservatório. A pressão requerida dependerá da pressão no reservatório no ponto de injeção, da pressão em excesso necessária para conduzir o CO2 no reservatório, do aumento estático da pressão a partir do molde de injeção ao ponto de injeção, e da queda da pressão de atrito no tubo de injeção.

[0136] A figura 3 também ilustra um resfriador submarinas 34 através do qual a corrente 13 passa; contudo, não é necessário resfriar a corrente 13 se esta compreende apenas CO2 externo 12, de modo que nesta situação, o resfriador 34 será inativo. Visto que o resfriador 34 não é requerido para o CO2 externo 12 apenas, em uma configuração alternativa, o CO2 externo 12 pode ser fornecido a jusante do resfriador 34.

[0137] Uma vez que a quebra de CO2 ocorreu, isto é, o gás de CO2 está gora sendo retroproduzido, então a corrente de poço 4 é direcionada a vários equipamentos do processo que juntos formam uma “unidade de processo submarina” 8. O ponto no qual a corrente de poço 4 deve ser direcionada à unidade de processo submarina 8 pode ser determinado com base na composição da corrente de poço. Por exemplo, uma certa composição gasosa, particularmente uma certa razão de CO2/metano pode ser esperada uma vez que a quebra de CO2 ocorreu. Nesta fase inicial depois da quebra do CO2, o teor de metano o gás será alto e o teor de CO2 baixo. Além disso, o fluxo de gás total será baixo, se comparado com a vida subsequente.

[0138] Primeiramente, a corrente de poço 4 é estrangulada pelo estrangulador 25 até uma pressão pré-definida, e é depois direcionada ao separador de gás/líquido 16. A seleção do nível de pressão fornecido pelo estrangulador 25 decidirá a pressão parcial/teor de CO2 na fase gasosa e o teor de CO2 na fase líquida produzido pelo separador de gás/líquido 16. Uma pressão inferior reduzirá o teor de CO2 no líquido. A pressão de separação também influenciará os requerimentos do compressor (compressor 30, divulgado mais tarde) e a potência necessária para o gás a ser injetado, e decidirá se a fase líquida 9 enviada à instalação de processamento de petróleo precisa ter sua pressão intensificada ou não. Se a intensificação de pressão é necessária, uma bomba será provida à fase líquida 9 (não mostrada na figura 3).

[0139] Além disso, a pressão de separação determinará se o aço carbono pode ser usado na tubulação a jusante do separador 16 (isto é, a tubulação que se conecta com a instalação de processamento de petróleo) ou se os materiais resistentes à corrosão são necessários. Quanto mais alta a pressão, mais CO2 haverá na fase líquida 9. Devido ao efeito corrosivo do CO2, se o CO2 na fase líquida 9 for muito alto, alguns materiais de tubulação tais como o aço carbono sofrerão de corrosão a um grau inaceitável. Deste modo, em pressões mais altas, quantidades maiores de CO2 na fase líquida 9 requerem que a tubulação a jusante seja fabricada de um material resistente à corrosão, tal como aço inoxidável. Na forma de realização da figura 3, o teor de CO2 na fase líquida 9 é alto o suficiente que a tubulação a jusante deve ser feita dos materiais resistentes à corrosão. Enquanto isto pode ser desvantajoso, a pressão maior significa que nenhum bombeamento adicional é necessário para a fase líquida 9 (embora em outras formas de realização uma intensificação da pressão possa ser necessária como divulgado acima).

[0140] Contudo, em outra forma de realização, a pressão de separação pode ser diminuída até um nível onde os materiais resistentes à corrosão não são necessários, e deste modo, a tubulação a jusante pode ser feita de aço carbono. Uma bomba seria então necessária para aumentar a pressão da fase líquida 9 depois de deixar o separador. Tais formas de realização são descritas mais tarde com referência às figuras 4 e 5.

[0141] Os materiais resistentes à corrosão sempre serão necessários na instalação de processamento de EOR (isto é, o sistema inteiro das figuras 3, 4 e 5, exceto a tubulação para a fase líquida 9 nas figuras 4 e 5) devido à fase gasosa separada compreender água dissolvida, a menos que a fase gasosa seja desidratada.

[0142] Continuando a discussão da figura 3, a fase gasosa 26 separada pelo separador 16 compreende tanto CO2 quanto gás de hidrocarboneto e água dissolvida. Isto é, se necessário, resfriado em um resfriador submarino 27. Preferivelmente, este é um refrigerador ativo, aqui mostrado com circulação de bomba através de uma bomba de água do mar 18, de modo que a temperatura possa ser adequadamente controlada para evitar a formação de hidrato e otimizar a temperatura antes da última mistura com CO2 externo. O gás 29 externo é inserido ao compressor 30 que aumenta a pressão deste, formando gás comprimido resfriado 11. Preferivelmente, o compressor 30 é um compressor tolerante a líquido visto que o líquido pode formar depois do resfriador 27. Se o compressor não é tolerante a líquido, um separador adicional de gás/líquido pode ser necessário a montante do compressor para separar qualquer líquido que se formou durante o resfriamento (não mostrado na figura). Uma bomba de líquidos adicional também pode ser depois necessária para trazer a fase líquida novamente para o separador de gás/líquido 16 principal ou diretamente à fase líquida 9 sendo direcionada à instalação de processamento de petróleo.

[0143] Na figura 3, a compressão de um estágio é mostrada utilizando um compressor único 30. Contudo, a compressão em mais do que um estágio (isto é, em mais do que um compressor em série) também é possível, e pode ser usada se a pressão necessária for maior do que pode ser obtida por um compressor. Contudo, por simplicidade, um projeto como aquele ilustrado que requer apenas um compressor 30 é preferível (este também é menos dispendioso).

[0144] A taxa de fluxo do gás de corrente de poço depois da quebra do CO2 será altamente dinâmica (principalmente crescente) especialmente no primeiro período de operação, antes de uma situação mais estável ser atingida. Para fornecer um exemplo, se o tempo operacional para o EOR para a instalação de CO2 é de 10 anos depois da quebra do CO2, dinâmicas maiores ocorreriam nos primeiros 1 a 2 anos. Para lidar com esta situação dinâmica, um reciclo do compressor é provido. Como pode ser visto, um fluxo de reciclo 32 do compressor a montante 30 é direcionado na corrente de poço 4 a montante do separador de gás e líquido 16. Isto provê condições mais estáveis para a operação do separador, conforme este permite que separador opere dentro de faixas de carga de gás e líquido mais estreitas durante a vida útil do reservatório de petróleo 2, que simplifica a operação e controle do separador. Alternativamente, o fluxo de reciclo do compressor 32 pode ser misturado no gás 26 a jusante do separador de gás/líquido 16.

[0145] Para proteger o compressor contra sobretensão, uma linha contra sobretensão 31 também é provida. O gás do compressor a montante 30 é direcionado no gás separado 26 a montante do resfriador 27. Alternativamente, o gás do compressor a montante 30 pode ser misturado com a corrente de poço 4 a montante do separador de gás/líquido 16. Será avaliado que em uma forma de realização, um reciclo do compressor e linha de contra sobretensão combinados pode ser fornecido.

[0146] No compressor a montante 30, a fase gasosa 11 é misturada no misturados 33 com CO2 de 12 de um abastecimento externo. A pressão do CO2 externo a fase gasosa comprimida 11 precisam ser equilibradas. Em uma primeira fase depois da quebra de CO2, o fluxo de gás 11 do compressor será baixo e conterá altas concentrações de metano. Este gás precisa ser condensado antes da injeção no reservatório 2. Contudo, uma pressão muito alta do compressor seria necessária para a condensação por água do mar sozinha, e haveria um alto risco de formação de hidrato. Contudo, misturando-se o gás 11 com o CO2 externo 12, o gás 11 condensará/dissolverá no CO2 externo durante o processo de mistura ou no resfriamento subsequente através do resfriador 34. Deste modo, o requerimento de compressão é menor.

[0147] As temperaturas do processo são controladas por ambos os resfriadores por água do mar 34 e 27 para evitar a formação de hidrato. É desejável obter uma temperatura inferior depois da mistura e resfriamento para aumentar a densidade do fluido, preferivelmente o líquido deixando o resfriador 34, mas ao mesmo tempo, ficar acima da temperatura de formação de hidrato. Portanto, o resfriador 34 é preferivelmente um refrigerador ativo, com circulação de água do mar através de uma bomba de água do mar 35. Em uma forma de realização alternativa, o gás 11 é resfriado antes de (ao invés de depois) ser misturado com o CO2 externo 12.

[0148] A pressão do fluido deixando o resfriador 34 é aumentada pela bomba intensificadora 36, então o fluido resultante 13’ compreendendo uma alta proporção de CO2 é injetada no reservatório 2 por intermédio de um topo de poço de injeção 14 e tubulação de injeção 15, proporcionando a recuperação de petróleo realçada. Tipicamente, a proporção de CO2 no fluido de injeção 13’ será entre 85 a 95 % em mol do fluido total (se este for o caso específico). O CO2 é, enfim, retroproduzido por intermédio da tubulação de produção 3 e reciclado novamente através do processo.

[0149] Depois de algum tempo, a taxa de fluxo gasoso a partir do reservatório 2 estabilizará e conterá mais e mais CO2, até 80 a 90 % em mol ou mais. Quando a taxa de fluxo gasoso aumenta, a quantidade necessária de CO2 externo 12 reduz.

[0150] Enquanto na forma de realização da figura 3 o processo inteiro é realizado abaixo do mar (como na configuração geral da figura 1b), a mistura de externo CO2 e os processos a jusante deste podem ser realizados abaixo do mar enquanto o restante do método é realizado em superfície, em uma plataforma ou flutuador, por exemplo, como na figura 2a. Ou, o CO2 externo também pode ser captado em superfície para misturar, resfriar e bombear. Ou, a separação de gás/líquido pode ser realizada abaixo do mar, a mistura com CO2 externo e os processos a jusante realizados abaixo do mar, e o restante do método realizado em superfície (como na figura 2b).

[0151] Os dados de processo exemplares para uma implementação da forma de realização da figura 3 serão agora fornecidos: -Temperatura da corrente de poço 4 antes de ser estrangulada: 90 °C -Pressão da corrente de poço 4 antes de ser estrangulada: 60 bara (600 kPa) -Pressão da corrente de poço depois de ser estrangulada: 30 bara (300 kPa) -Temperatura da fase gasosa 29 saindo do primeiro refrigerador 27: 20 a 40°C -Pressão da fase gasosa 11 saindo do compressor 30: 85 bara (8500 kPa) *Temperatura do CO2 externo 12: 9°C -Pressão do CO2 externo 12: 85 bara (8500 kPa) -Temperatura da corrente de injeção 13’ saindo do resfriador 34: 15 a 30°C -Temperatura da corrente de injeção 13’ entrando na tubulação de injeção 15: 15 a 35°C -Pressão da corrente de injeção 13’ entrando na tubulação de injeção 15: 120 a 160 bara (12000 a 16000 kPa) -Pressão no reservatório 2 no ponto de injeção: 320 a 360 bara (32000 a 36000 kPa) -Profundidade do reservatório de petróleo 2: 2600 m

[0152] Será avaliado que estes valores são aproximados, e são apenas para um exemplo particular.

[0153] A figura 4 ilustra uma forma de realização de um sistema de EOR 50 em que um processo de separação secundário é realizado. Muito deste sistema 50 é o mesmo que aquele da figura 3, e não será novamente aqui descrito. Às partes em comum a ambas as figuras são dados os mesmos números de referência. A diferença entre as formas de realização das figuras 3 e 4 é que na figura 4, há um processo de separação de gás/líquido secundário. Em outras palavras, a separação de gás/liquido é realizada em múltiplos estágios, nesta forma de realização, dois estágios, mas em outras formas de realização, o sistema pode ser estendido a mais do que dois estágios.

[0154] O separador de gás/líquido 16, como na figura 3, separa a corrente de poço 4 na fase gasosa 26 compreendendo tanto o CO2 quanto gás de hidrocarboneto, e uma fase líquida. Contudo, a fase líquida não é depois direcionada a uma instalação de processamento de petróleo como corrente 9. Ao invés disso, a fase líquida 41 do separador de gás/líquido 16 é estrangulada até uma pressão inferior pelo estrangulador 42 que resulta na formação de mais gás. O fluxo de gás/líquido de pressão reduzida 43 é inserido em outro separador de gás/líquido 44, que separa a fase gasosa 47. A pressão parcial de CO2 na fase gasosa resulta em um teor de CO2 na fase líquida 45 sendo baixo o suficiente para permitir uma tubulação de aço carbono para a instalação de processamento de petróleo e na instalação de processamento de petróleo em si. Em outras palavras, visto que há menos CO2 no líquido 45, o líquido é menos corrosivo, de modo que a tubulação resistente à corrosão não é necessária e o aço carbono pode ser usado em seu lugar. Devido à pressão reduzida do líquido 45, uma bomba de exportação 46 é fornecida para bombear o líquido, como líquido 9, para a instalação de processamento de petróleo.

[0155] A fase líquida 45 ainda será corrosiva até certo grau, conforme um pouco de CO2 ainda estará dissolvido nesta, assim, um método de controle de corrosão tal como a injeção de um inibidor de corrosão de formação de película pode ser usado para limitar a taxa de corrosão da tubulação e dos equipamentos do processo.

[0156] A corrente gasosa 47 é, se necessário, resfriada pelo resfriador 48, aqui mostrado como um refrigerador ativo com circulação de água do mar através da bomba de água do mar 49. Contudo, em outras formas de realização, um resfriador passivo pode ser usado. A pressão é provável ser baixa o suficiente de modo que os hidratos não sejam um problema, assim, o resfriamento ativo pode ser menos essencial.

[0157] A taxa de fluxo da corrente gasosa 47 do separador de gás/líquido 44 é substancialmente menor do que a corrente de gás 26 do separador de gás/líquido 16. Para trazer esta última até uma taxa de fluxo / pressão iguais ou similares como a anterior, mais do que um compressor é necessário se a razão de pressão necessária para a compressão for muito alta para um compressor. Deste modo, a corrente de gás resfriado 51 do resfriador 48 é comprimida pelo compressor 52 para formar a corrente comprimida 53, seguido pelo compressor 54 para formar outra corrente comprimida 55. Se a razão de pressão total é baixa o suficiente, o resfriamento intermediário entre os compressores não é necessário, mas pode ser necessário para razões de pressão mais altas. Os compressores são ambos preferivelmente compressores tolerantes a líquido, ou pelo menos o compressor 52 deve ser um compressor tolerante a líquido. Opcionalmente, os compressores de gás seco podem ser usados, e se assim for, os separadores/depuradores a montante serão necessários.

[0158] Os compressores 52 e 53 são menores do que o compressor 30, e o requerimento de potência é tipicamente de menos do que 10 % do que aquele do compressor 30. As condições operacionais dos compressores 52 e 53 serão provavelmente constantes o suficiente para evitar a necessidade do reciclo do compressor, mas se não, um reciclo do sistema de compressor similar ao mostrado na figura 3 poderia ser introduzido.

[0159] Para proteger os compressores 52 e 53 contra sobretensão, e linha de contra sobretensão 56 é provida. O gás do compressor a jusante 53 é direcionado no gás separado 47 a montante do resfriador 48. Alternativamente, o gás do compressor a montante 53 pode ser misturado com a fase líquida 43 a montante do separador de gás/líquido 44.

[0160] Em outras formas de realização, mais do que dois compressores podem ser necessários.

[0161] O gás comprimido 55 é misturado na corrente de gás separada 26, para formar a corrente de gás combinada 56. Este é depois processado da mesma maneira como na corrente gasosa 26 na figura 3, e enfim, injetado no reservatório 2.

[0162] A figura 5 ilustra uma forma de realização alternativa de um sistema de EOR em que um processo de separação secundário é realizado. Muito deste sistema é o mesmo que da figura 4, e não será novamente aqui descrito. Às partes em comum a ambas as figuras são dados os mesmos números de referência. A diferença entre as formas de realização das figuras 4 e 5 é que na figura 5, os compressores 52 e 53 são substituídos com um ejetor 48.

[0163] Nesta forma de realização, a corrente gasosa 47 é direcionada ao ejetor 48. O ejetor 48 é impulsionado pelo fluxo de gás motriz 49 do compressor a montante 30. O ejetor utiliza este fluxo de gás de alta pressão 49 para aumentar a pressão da corrente 47. Isto simplifica significantemente o sistema, e também pode remover a necessidade quanto qualquer resfriador intermediário. Visto que o fluxo ejetor de gás motriz 49 é captado do compressor a montante 30, este será, enfim, reciclado através do compressor 30, além do fluxo de reciclo do compressor 32. Deste modo, mais gás pode ser reciclado através do compressor 30 na forma de realização da figura 5 do que na forma de realização da figura 4. Isto pode aumentar potencialmente o requerimento de potência do compressor.

[0164] Em algumas formas de realização, mais do que um ejetor pode ser usado.

[0165] Enquanto nas formas de realização das figuras 4 e 5 o processo inteiro é realizado abaixo do mar (como na configuração geral da figura 1), a unidade de processo submarina 8 pode, ao invés disso, estar localizada em superfície em uma plataforma ou um flutuador (como na figura 2a) ou em terra firme, ao invés de submarinas. Ou, uma ou ambas das separações de gás/líquido podem ser realizadas abaixo do mar, mas as outras etapas do processo são realizadas em superfície (como na figura 2b). Além disso, embora as formas de realização mostraram que o reservatório 2 é um reservatório em alto mar, o processo é igualmente aplicável aos reservatórios em terra firme.

Claims

1. Método de recuperação de petróleo realçada (EOR) de um reservatório de petróleo (2) através da inundação de CO2, caracterizado pelo fato de que compreende: produzir uma corrente de poço (4) a partir do reservatório (2); separar a corrente de poço (4) em uma fase líquida (9) e uma fase gasosa (26) com um primeiro separador de gás/líquido (16), em que a fase gasosa (26) compreende tanto gás de CO2 quanto gás de hidrocarboneto; resfriar a fase gasosa (26) com um primeiro refrigerador (27); comprimir a fase gasosa (26) usando um primeiro compressor (30) em uma corrente comprimida (11); misturar a corrente comprimida (11) com uma fonte externa de CO2 (12) em um misturador (33) para formar uma corrente de injeção (13); resfriar a corrente de injeção (13) com um segundo resfriador (34) arranjado a jusante do misturador (33); e injetar a corrente de injeção (13) no reservatório (2).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fase gasosa (26) é resfriada antes da compressão.

3. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o primeiro refrigerador (27) é um refrigerador ativo e/ou em que o primeiro compressor (30) é um compressor tolerante a líquido.

4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a fase gasosa (26) separada pelo primeiro separador de gás/líquido (16) compreende vapor de água além de CO2 e gás de hidrocarboneto.

5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a corrente de poço (4) é estrangulada até uma pressão pré-definida antes de separar a corrente de poço (4) em uma fase líquida (9) e uma fase gasosa (26).

6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que antes de separar a corrente de poço (4) em uma fase líquida (9) e uma fase gasosa (26), a corrente de poço (4) é aquecida.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o reservatório de petróleo (2) é um reservatório em alto mar.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o método é realizado abaixo do mar; ou em que pelo menos as etapas de separar a corrente de poço (4), resfriar a fase gasosa (26) com o primeiro refrigerador (27) e comprimir a fase gasosa (26) são realizadas acima do mar; ou em que a etapa de separar a corrente de poço (4) é realizada abaixo do mar, e as etapas de resfriar a fase gasosa (26) com o primeiro refrigerador (27) e comprimir a fase gasosa (26) são realizadas acima do mar.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que depois de comprimir a fase gasosa (26), parte da fase gasosa (26) comprimida é reciclada na corrente de poço (4) a montante do separador de gás/líquido (16) ou na fase gasosa (26) a jusante do separador de gás/líquido (16).

10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que depois de comprimir a fase gasosa (26), parte da fase gasosa (26) comprimida forma um fluxo contra sobretensão que é direcionado na fase gasosa (26) a jusante do separador de gás/líquido (16) e a montante do resfriador (27).

11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a corrente de injeção resfriada (13) é bombada por um intensificador ou bomba de injeção (36).

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a fase gasosa (26) é comprimida em dois estágios usando dois compressores.

13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a corrente de injeção (13) compreende de 85 a 95 % em mol de CO2.

14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a fase líquida (9) é transportada a uma instalação de processamento de petróleo.

15. Sistema (1) de recuperação de petróleo realçada, caracterizado pelo fato de que compreende: um produtor disposto para produzir uma corrente de poço (4) de um reservatório (2); um primeiro separador de gás/líquido (16) disposto para separar a corrente de poço (4) em uma fase líquida (9) e uma fase gasosa (26) compreendendo tanto gás de CO2 quanto gás de hidrocarboneto; um primeiro refrigerador (27) disposto para resfriar a fase gasosa (26); um primeiro compressor (30) disposto para comprimir a fase gasosa em uma corrente comprimida (11); um misturador (33) disposto para misturar a corrente comprimida (11) com uma fonte externa de CO2 (12) para formar uma corrente de injeção (13); um segundo refrigerador (34) a jusante do misturador (33) para resfriar a corrente de injeção (13); e uma tubulação de injeção disposta para injetar a corrente de injeção (13) no reservatório (2).

16. Sistema (1) de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o primeiro refrigerador (27) é disposto a montante do primeiro compressor (30) para resfriar a fase gasosa (26) antes da compressão.

17. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 ou 16, caracterizado pelo fato de que o primeiro refrigerador (27) é um refrigerador ativo e/ou em que o primeiro compressor (30) é um compressor tolerante a líquido.

18. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15, 16 ou 17, caracterizado pelo fato de que também compreende um estrangulador (25) disposto a montante do primeiro separador de gás/líquido (16) para estrangular a corrente de poço (4) até uma pressão pré-definida.

19. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 18, caracterizado pelo fato de que também compreende um trocador de calor disposto a montante do primeiro separador de gás/líquido (16) para aquecer a corrente de poço (4), preferivelmente em que o sistema também compreende um meio para fornecer calor do primeiro compressor (30) ao trocador de calor.

20. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 19, caracterizado pelo fato de que o sistema está localizado abaixo do mar; ou em que o primeiro separador de gás/líquido (16), primeiro refrigerador (27) e primeiro compressor (30) estão localizados acima do mar; ou em que o primeiro separador de gás/líquido (16) está localizado abaixo do mar enquanto o primeiro refrigerador (27) e primeiro compressor (30) estão localizados acima do mar.

21. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 20, caracterizado pelo fato de que também compreende uma linha de reciclagem (32) conectando o primeiro compressor (30) a jusante e ou o separador de gás/líquido (16) a montante ou o separador de gás/líquido (16) a jusante, a linha de reciclagem sendo disposta para reciclar parte da fase gasosa (11) comprimida ou na corrente de poço (4) a montante do separador de gás/líquido (16), ou a fase gasosa (26) a jusante do separador de gás/líquido (16).

22. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 21, caracterizado pelo fato de que também compreende uma linha de contra sobretensão (31) conectando o primeiro compressor (30) a jusante e um ponto a jusante do separador de gás/líquido (16) e o primeiro refrigerador (27) a montante, a linha de contra sobretensão (31) sendo disposta para fornecer um fluxo de contra sobretensão da fase gasosa comprimida na fase gasosa a jusante do separador de gás/líquido (16) e a montante do primeiro refrigerador (27).

23. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 22, caracterizado pelo fato de que compreende uma bomba intensificadora (36) ou bomba de injeção disposta a jusante do segundo refrigerador (34) para bombear a corrente de injeção (13).

24. Sistema (1) de acordo com qualquer uma das reivindicações 15 a 23, caracterizado pelo fato de também compreender a tubulação resistente à corrosão disposta para transportar a fase líquida (9) a uma instalação de processamento de petróleo.