BRPI0515039B1 - Methods for inhibiting formation of solid hydrates in a conduct and to inhibit the formation of hydrate in a hydrocarbonide conduct, and apparatus for transfer of hydrocarbon - Google Patents
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Abstract
métodos para inibir a formação de hidratos sólidos em um conduto e para inibir a formação de hidrato em um conduto de hidrocarboneto, e, aparelho para transferência de hidrocarboneto. a presente invenção fornece um método para inibir a formação de hidratos sólidos em um conduto (10) usado para conter um hidrocarboneto contendo água em escoamento, método este compreendendo a introdução, dentro de dito hidrocarboneto de dito conduto, um gás (4, 5, 6) que eleva o limiar de pressão para formação de hidrato para dito hidrocarboneto contendo água, dito gás sendo introduzido de uma maneira que faz com que ele se desloque ao longo de pelo menos parte de dito conduto, na direção do fluxo do hidrocarboneto.
Description
“MÉTODOS PARA INIBIR A FORMAÇÃO DE HIDRATOS SÓLIDOS EM UM CONDUTO E PARA INIBIR A FORMAÇÃO DE HIDRATO EM UM CONDUTO DE HIDROCARBONETO, E, APARELHO PARA TRANSFERÊNCIA DE ΗID ROCARBON ET O” [0001] A presente invenção refere-se a melhorias nos e relacionadas com métodos para combater formação de hidrato gasoso em condutos de hidrocarboneto, em particular condutos de sistemas de produção submarina, e a aparelhos para eles.
[0002] A corrente de poço de um reservatório de hidrocarboneto contém água em forma gasosa ou líquida. Em altas pressões e baixas temperaturas, a água pode formar materiais sólidos, em que os hidrocarbonetos de baixo peso molecular, isto é, hidrocarbonetos que são gasosos em temperaturas e pressões padrão (STP), são engaiolados. Um metro cúbico de um tal sólido pode aprisionar cerca de 180 metros cúbicos (em STP) de gás. Tais materiais são normalmente referidos como “hidratos gasosos” ou simplesmente “hidratos” e serão referidos a seguir como “hidratos”.
[0003] Para um sistema de produção submarino, a temperatura ambiente da água do mar circundando o conduto (isto é, “oleoduto” ou “linha de circulação”) da cabeça do poço à superfície da água, mais baixa, é geralmente de cerca de 4°C. Nesta temperatura, os hidratos tipicamente formam-se em pressões de cerca de 10 bar. Uma vez que o fluxo de hidrocarbonetos através do conduto será rotineiramente em uma pressão muitas vezes esta, a formação de hidrato, que pode obstruir o conduto, é o risco principal. As temperaturas em que a formação de hidrato ocorre podem ser alcançadas se o fluxo de hidrocarbonetos for reduzido ou parado, fazendo com que o hidrocarboneto esfrie abaixo da temperatura em que ocorre a formação de hidrato, ou se o trajeto do fluxo for tão grande que tal esfriamento inevitavelmente ocorra.
[0004] Se um conduto submarino ficar bloqueado através de obstrução do hidrato, não somente a produção de hidrocarboneto cessa, mas também o desbloqueio é altamente problemático. Como mencionado acima, um metro cúbico de hidrato aprisiona certa de 180 metros cúbicos de gás STP - assim simplesmente aquecendo-se a seção bloqueada do conduto pode-se causar um surto de pressão, que pode ser perigoso ou danificador. Devido às sérias conseqüências de um bloqueio, é uma prática comum proteger o fluido em longos condutos submarinos (por exemplo, 40 ou mais km) contra a formação de hidrato, pela injeção contínua na cabeça do poço de inibidores de hidrato, tais como metanol ou monoetileno glicol ou introduzir tais inibidores se uma interrupção inesperada ocorrer nos condutos mais curtos, sempre que isto for possível.
[0005] Entretanto, não somente tais inibidores são caros como também reduzem o preço de venda pela contaminação do hidrocarboneto produzido.
[0006] Onde o hidrocarboneto for produzido submarino, através de um tubo ascendente rígido, verticalmente estendendo-se, alto (por exemplo, 500 m e acima) ou através de um tubo ascendente flexível (em cujas dobras líquido pode juntar-se), o problema da formação de hidrato pode ser particularmente severo.
[0007] Embora a formação de hidrato seja particularmente problemática nos sistemas de produção submarinos, são naturalmente igualmente problemáticas para os oleodutos/linhas de fluxo de superfície áreas que experimentem temperatura ambiente, que sejam abaixo da temperatura de formação do hidrato.
[0008] Ao longo do conduto da cabeça de poço até a superfície do mar, a eficiência de isolamento geralmente variará. A eficiência do isolamento é geralmente expressa como o coeficiente de transferência de calor U, com a eficiência de isolamento sendo menor em valores maiores de U. Tipicamente, os valores U para pontes ou carretéis (componentes do conduto) podem ser duas ou mais vezes maiores do que os valores U para as linhas de fluxo (repetindo, componentes do conduto). Como resultado, se o fluxo parar a perda de calor nas pontes e carretéis é maior do que nas linhas de fluxo e, assim, o domínio do hidrato é alcançado mais rapidamente, assim aumentando o risco de formação de hidrato nestes componentes.
[0009] Quando a produção é paralisada (quer planejada ou não planejada) é portanto importante evitar-se entrar no domínio do hidrato (isto é, o conjunto de condições em que a formação do hidrato ocorre). Um método geral de fazer isto é reduzir a pressão dentro do conduto, para evitar que as condições de temperatura e pressão em qualquer estágio do conduto torne-se tendente à formação de hidrato. Alternativamente, um inibidor de hidrato, tal como etileno glicol, pode ser introduzido dentro do fluxo. O reinicio do fluxo tem, igualmente, que ser realizado cuidadosamente, a fim de evitar-se a criação de condições de temperatura e pressão conducentes à formação de hidrato. Uma outra opção para evitar-se entrar no domínio do hidrato é manter a temperatura pela aplicação de calor ao conduto - isto, entretanto, requer que sistemas de aquecimento apropriados estejam em posição.
[0010] A publicação WO 00/17484 descreve um processo curativo no qual os bloqueios de hidrato já existentes em um conduto de hidrocarboneto são dissolvidos ou quebrados pela introdução de um gás que aumenta o limiar de pressão para a formação de hidrato fluido.
[0011] Assim, há uma necessidade contínua de métodos aperfeiçoados, pelos quais a formação de hidrato, por exemplo, formação de obstrução, nos condutos de hidrocarbonetos, possa ser evitada.
[0012] Foi verificado agora que, introduzindo-se dentro do fluxo de hidrocarboneto um gás (isto é, um material que seja gasoso em STP) que eleve o limiar de pressão (ou reduza o limiar de temperatura) para formação de hidrato, o risco de formação de hidrato pode ser reduzido e o período de tempo, durante o qual a ação preventiva pode ser realizada com sucesso, prolongado ou a necessidade de ação preventiva adicional pode ser evitada.
[0013] Assim, visto por um aspecto, a invenção fornece um método para inibir a formação de hidratos sólidos em um conduto usado para conter um hidrocarboneto contendo água em escoamento, método este compreendendo introduzir, dentro de dito conduto, um gás que eleve o limiar de pressão para formação de hidrato (por exemplo, na temperatura ambiente do meio-ambiente circundante ao conduto, por exemplo, a 4°C) de dito hidrocarboneto contendo água, dito gás sendo introduzido de uma maneira que o faça deslocar-se ao longo de pelo menos parte de dito conduto, na direção do fluxo de hidrocarboneto.
[0014] Tipicamente, o gás (o “gás inibidor”) deve ser introduzido dentro do hidrocarboneto do conduto; entretanto, se desejado, ele pode ser introduzido dentro do conduto durante as condições de interrupção.
[0015] O método da invenção é principalmente para evitar que hidratos sólidos formem-se e, assim, preferivelmente, realizado antes que o bloqueio do conduto (formação de obstrução) por hidratos ocorra.
[0016] No método da invenção, a direção do fluxo do hidrocarboneto é a direção em que o hidrocarboneto flui em operação normal.
[0017] O gás usado como um inibidor de hidrato no método da invenção pode ser qualquer gás capaz de elevar o limiar da pressão para formação de hidrato, isto é, para o hidrocarboneto sendo transportado ao longo do conduto que ele se move, o limite de fase entre as fases hidrato e hidrocarboneto e água, do diagrama de fase, na direção da pressão aumentada em uma dada temperatura, aqui para fins de clareza, definida como sendo de 4°C. Os gases capazes de obterem este efeito incluem dióxido de carbono, nitrogênio e o grupo de gases O (por exemplo, hélio, neônio, argônio etc.). Entretanto, por razões de eficácia, segurança e custo, o uso de nitrogênio é mais preferido. O gás usado pode ser introduzido como uma única substância ou em uma mistura de substâncias, por exemplo, uma mistura de dois ou mais gases tendo o desejado efeito (por exemplo, nitrogênio e hélio) ou uma mistura que tenha o desejado efeito, porém contendo um ou mais gases (por exemplo, hidrocarbonetos) que por iniciativa própria não tenham o efeito desejado.
[0018] O uso de monóxido de carbono ou oxigênio como o gás não é geralmente desejável por razões de segurança.
[0019] Qualquer gás que seja usado, a forma pela qual ele é introduzido preferivelmente contém menos do que 10 % em mol de oxigênio, especial e preferivelmente menos do que 5 % em mol, mais particularmente menos do que 2 % em mol. Limites similares aplicam-se ao monóxido de carbono.
[0020] O uso de um gás para inibir a formação de hidrato desta maneira é contra-intuitiva, uma vez que o gás usado é ele próprio capaz de formar hidratos.
[0021] O gás é introduzido em uma quantidade suficiente para inibir a formação de hidrato sob as condições de pressão e temperatura dentro do conduto - a pressão dentro do conduto e a velocidade do fluxo do fluido dentro do conduto naturalmente determinam se ou não a formação de hidrato é inibida, e a pressão e a velocidade do fluxo devem, assim, ser monitoradas e ajustadas para assegurar que não ocorra formação de hidrato. Tipicamente, o gás será adicionado em quantidades de modo que até 100 % em mol do fluido dentro do conduto imediatamente a jusante do local de injeção de gás seja o gás inibidor. Desejavelmente, o número será de pelo menos 25 % em mol, mais particularmente pelo menos de 40 % em mol, especialmente pelo menos 60 % em mol, mais especialmente pelo menos 80 % em mol, por exemplo, até 90 % em mol, mais preferivelmente até 95 % em mol. Em vista dos grandes volumes de gás usados, é naturalmente desejável, por razões econômicas, utilizar-se nitrogênio.
[0022] É contudo desejável que aquela parte do fluxo de fluido que contém o gás seja combustível e, por conseguinte, a quantidade adicionada possa ser mantida em um nível que permita que esta ou, alternativamente, hidrocarboneto (por exemplo, metano, gás natural etc.) seja adicionado ao fluxo de fluido a jusante da introdução do gás inibidor, para abaixar a concentração relativa do gás inibidor. Tal introdução de hidrocarboneto deve, naturalmente, ocorrer em um ponto em que não haja risco de formação de hidrato ou após reiniciar o fluxo, após uma despressurização.
[0023] O método da invenção é especialmente adequado para uso com poços submarinos, em particular para evitar a formação de hidrato em um ou mais dos componentes do conduto da cabeça de poço a acima da superfície de água, especialmente pontes (conexões da cabeça de poço ao tubo de distribuição ou gabarito), tubo de distribuição, gabarito, carretéis (juntas expansíveis dentro do conduto), linhas de fluxo e tubos ascendentes tanto flexíveis como rígidos. Ele pode também ser usado dentro das seções do poço em que a temperatura ambiente da formação circundante seja bastante baixa para permitir a formação de hidrato (por exemplo, até cerca de 100 m abaixo da linha de lama) e acima das seções de um conduto acima da superfície.
[0024] O método da invenção pode também vantajosamente ser usado na seção de coroa anular do projeto de poço. Normalmente, a pressão da coroa anular é controlada utilizando-se metanol ou glicol. O uso de um gás inibidor como descrito aqui (por exemplo, nitrogênio) fornecerá uma solução alternativa. Qualquer vazamento da corrente de poço para dentro da linha de sangria da coroa anular seria, assim, inibida pelo gás inibidor. Outra vantagem com a utilização do gás inibidor é que ele se acomodaria em uma maneira mais eficaz para expansões volumétricas térmicas do que uma linha de sangria da coroa anular enchida com líquido.
[0025] O método da invenção pode ser usado em diferentes estágios de operação do poço; entretanto, é particularmente vantajoso utilizá-lo antes, durante e após uma redução ou interrupção do fluxo.
[0026] No caso de uma interrupção não planejada, o gás inibidor é preferivelmente introduzido em um ou mais locais ao longo do conduto, especial e preferivelmente locais a montante de uma ou mais pontes, gabaritos, tubos de distribuição, carretéis ou tubos ascendentes, antes, durante ou após despressurização. A introdução do gás inibidor desta maneira serve para estender o tempo parado frio para as seções do conduto com elevados valores U, isto é, seções particularmente sob risco de formação de hidrato. O tempo parado frio (CDT) é um dos fatores de projeto chave e é o tempo em que uma dada estrutura levará para alcançar as condições de formação de hidrato pelas condições de produção. As necessidades CDT variam de campo para campo, porém usualmente são mais rigorosas para aplicações de águas profundas do que de águas rasas. A adição do gás inibidor reduz a temperatura de equilíbrio do hidrato, automaticamente prolongando o CDT e permitindo mais tempo para implementação das medidas de controle de hidrato. Com o uso do método da invenção desta maneira, é alternativamente possível reduzirem-se as necessidades de isolamento dos componentes do conduto e, daí, reduzir seu custo.
[0027] Durante uma interrupção planejada ou não-planejada, a introdução do gás inibidor pode também ser usada para reduzir a necessidade de despressurizar as áreas inicialmente livres de hidrato do conduto. Assim, por exemplo, para condições operacionais típicas, em que o hidrocarboneto em escoamento tem uma temperatura de 18°C e a temperatura ambiente da água do mar é de 4 a 5°C, a interrupção envolvería despressurizar de 200 bar para cerca de 10 bar. Se nitrogênio for adicionado a uma concentração de cerca de 60 % em mol, a despressurização a cerca de 20 bar será suficiente, enquanto que, para a adição de nitrogênio a uma concentração de cerca de 90 % em mol, a despressurização a cerca de 50 bar pode ser suficiente.
[0028] A introdução do gás inibidor pode ser afetada de modo relativamente simples, provendo-se uma linha de válvula de uma fonte de gás inibidor para os locais de introdução desejados no conduto ou dentro do furo. Tais linhas são desejavelmente isoladas termicamente e pode ser desejável aquecer o gás inibidor antes da injeção, por exemplo, no trânsito para o local de injeção. O gás inibidor pode tipicamente ser introduzido de um gerador de nitrogênio ou reservatório de nitrogênio (por exemplo, um tanque de nitrogênio líquido ou pressurizado). A introdução pode ser controlada por operador; entretanto, a introdução automática, isto é, controlada por computador, em resposta a sinais dos monitores de fluxo, geralmente será desejável.
[0029] Em certos modos operacionais, será desejável reduzir ou para o fluxo de hidrocarboneto a montante dos locais de injeção de gás inibidor, a fim de aumentar a concentração relativa do gás inibidor dentro do conduto a jusante dos locais de injeção.
[0030] O gás inibidor geralmente será introduzido sob pressão de parada normal, por exemplo, até 300 bar, por exemplo, 10 a 250 bar. O gás inibidor pode alternativamente ser introduzido dentro de um conduto parcial ou totalmente despressurizado, em cujo caso uma pressão de introdução mais baixa pode ser suficiente. Em qualquer evento, a linha da fonte de gás para o ponto de introdução do conduto geralmente será provida com bombas e/ou compressores.
[0031] Onde o gás inibidor for usado durante a despressurização, a quantidade adicionada e a taxa em que ele é adicionado devem ser igualadas ao perfil de despressurização e às características de isolamento do conduto, para assegurar que as condições de pressão e temperatura não se tornem conducentes à formação de hidrato. Igualmente, durante a repressurização será geralmente desejável adicionar gás inibidor e similarmente igualar a quantidade adicionada ao perfil de repressurização. Em muitos casos pode ser desejável inundar o conduto (por exemplo, da cabeça de poço ou outros locais selecionados) com o gás inibidor, antes do fluxo de hidrocarboneto ser reiniciado. Além disso, pode ser desejável adicionar-se um inibidor químico (por exemplo, glicol) ao hidrocarboneto durante a repressurização.
[0032] Uma região particular do conduto em que uso do método da invenção é especialmente favorável é nos tubos ascendentes, em que a elevação do gás é necessária.
[0033] A elevação do gás é usada para impulsionar líquido para cima dentro dos altos tubos ascendentes de águas profundas. Quando despressurizado, o fluido residual de tais tubos ascendentes pode criar uma pressão, que é muito acima daquela em que, sob condições de temperatura ambiente, ocorre a formação de hidrato na base do tubo ascendente. Em operação normal, o gás (geralmente gás natural) é injetado dentro do fluxo de hidrocarboneto, na ou próximo da base do tubo ascendente, para acionar o líquido par cima e para fora do tubo ascendente. No método da invenção, antes, durante ou após a despressurização, o gás de levantamento de gás pode ser trocado por gás inibidor, a fim de minimizar a possibilidade do tubo ascendente reter suficiente líquido para causar formação de hidrato, quando a despressurização for completada. Antes e durante a repressurização, o tubo ascendente pode igualmente ser inundado com gás inibidor. Particular e preferivelmente fluxo de gás inibidor dentro do tubo ascendente é mantido durante a interrupção. Este uso do método da invenção é particularmente útil com tubos ascendentes tendo um comprimento vertical de 100 m ou mais, especialmente 250 m ou mais, mais especialmente 500 m ou mais.
[0034] Em um outro aspecto da invenção, o gás inibidor pode ser injetado dentro do conduto contra a direção do fluxo de hidrocarboneto em operação normal. Esta técnica, que geralmente seria considerada ser “agressiva”, é especialmente aplicável para uso com tubos ascendentes, especialmente aqueles com uma grande extensão vertical, por exemplo, acima de 250 m, especialmente acima de 500 m; entretanto, ela pode ser usada para forçar o teor de hidrocarboneto do conduto mais para trás, mesmo na extensão de forçar o hidrocarboneto de volta para o poço, por exemplo, a uma profundidade em que a temperatura da formação é de modo que a formação de hidrato não ocorre. Isto pode ser conseguido agressivamente com o gás inibidor da superfície ou pode ser conseguido por injeção de gás inibidor a montante de uma ou mais das válvulas do conduto, opcionalmente antes, durante ou após fechar tais válvulas. Desta maneira, a natureza dos teor do conduto pode ser alterada, para minimizar as chances de formação de hidrato. Para realizar isto, entretanto, a pressão de injeção do gás inibidor geralmente necessitará ser mais elevada do que aquela usada para o aspecto anterior do método da invenção.
[0035] Visto por este aspecto adicional, a invenção fornece assim um método para inibir a formação de hidrato em um conduto de hidrocarboneto, método este compreendendo injetar um gás inibidor dentro de dito conduto, em uma pressão mais elevada do que aquela do hidrocarboneto dentro dele, para deste modo inverter a direção do fluxo de fluido dentro de dito conduto.
[0036] Repetindo mais uma vez, o método é preferivelmente aplicado antes da formação da obstrução e, mais preferivelmente, antes de a formação de hidrato ocorrer no conduto, para evitar que a formação de hidrato ocorra ou de modo a reduzir a extensão de formação de hidrato, especialmente de modo a evitar a formação de obstrução.
[0037] A invenção também fornece aparelho para operação do método da invenção. Visto por este aspecto, a invenção fornece um aparelho para transferência de hidrocarboneto, compreendendo um conduto para fluxo de hidrocarboneto, tendo uma válvula de entrada de hidrocarboneto e uma válvula de saída de hidrocarboneto, uma fonte de gás inibidor e uma linha provida de válvula de dita fonte para um orifício de entrada dentro de dito conduto, dita linha opcionalmente sendo provida com um bomba.
[0038] Os componentes do aparelho da invenção podem incluir quaisquer dos componentes encontrados no conduto de hidrocarboneto de um poço de hidrocarboneto a acima da superfície da água.
[0039] Particular e desejavelmente, o conduto de hidrocarboneto será provido com entradas, válvulas e ventilações de gás inibidor em uma pluralidade de posições ao longo de seu comprimento, de modo que a seção do conduto, a ser tratada com o método da invenção, possa ser selecionada como desejado, isto é, de modo que um volume limitado do conduto possa ser tratado, se desejado.
[0040] A invenção será agora ilustrada com referência aos desenhos anexos, em que: [0041] A Figura 1 é uma plotagem de um diagrama de fase para hidrato e gás (ou hidrocarboneto) / água em vários níveis de teor de nitrogênio (as linhas são respectivamente as curvas de equilíbrio do hidrato a (1) 100 % em mol de nitrogênio; (2) 95 % em mol de nitrogênio; (3) 90 % em mol de nitrogênio; (4) 80 % em mol de nitrogênio; (5) 60 % em mol de nitrogênio; (6) 40 % em mol de nitrogênio; (7) 20 % em mol de nitrogênio; e 1,5 % em mol de nitrogênio); e [0042] A Figura 2 é um diagrama esquemático de um poço de hidrocarboneto de sub-superfície, equipado para realizar o método da invenção.
[0043] Com referência à Figura 1, pode ser visto que, aumentando-se o teor de nitrogênio de um fluxo de hidrocarboneto para 80 % em mol (por exemplo), a pressão de equilíbrio do hidrato a 4°C é aumentada de cerca de 4 bar para cerca de 30 bar (para a mistura de hidrocarbonetos usada).
[0044] Com referência à Figura 2, nela é mostrada uma plataforma de nível do mar 1, ligada às cabeças de poço do leito do mar 2, via um conduto 3. A plataforma 1 é provida com um gerador de nitrogênio 4 e uma linha de nitrogênio 5, equipada com bomba 6 e válvulas (não mostradas). As cabeças de poço 2 são conectadas por pontes 7 a um gabarito 8. O gabarito 8 é conectado via um carretei 9 à linha de fluxo 10. A linha de fluxo 10 é conectada via um carretei 11 a um tubo ascendente rígido 12. O hidrocarboneto em escoamento do tubo ascendente rígido 12 é alimentado a um reservatório 13 na superfície.
[0045] Antes, durante ou após a despressurização ou antes ou durante a repressurização, nitrogênio do gerador 4 pode ser injetado dentro do conduto 3 a montante das pontes 7 e carretéis 9 ou 10, ou como um gás de elevação de gás dentro da base do tubo ascendente 12.
REIVINDICAÇÕES
Claims (10)
1. Método para inibir a formação de hidratos sólidos em um conduto (3) usado para conter um hidrocarboneto contendo água em escoamento, caracterizado pelo fato de compreender introduzir no dito hidrocarboneto dentro do dito conduto (3), antes da formação de hidratos ou antes da formação de obstrução, um gás que eleva o limiar de pressão para formação de hidrato do dito hidrocarboneto contendo água, o dito gás sendo introduzido de uma maneira que faz com que ele se desloque ao longo de pelo menos parte do dito conduto (3), na direção do fluxo de hidrocarboneto, inibindo a formação de hidratos sólidos.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de dito gás ser adicionado em quantidades de modo que até 100 % em mol do fluido dentro do conduto (3) imediatamente a jusante do local de injeção de gás seja o gás inibidor.
3. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 e 2, caracterizado pelo fato da formação de hidrato sólido ser inibida antes, durante e/ou após uma redução ou interrupção do fluxo.
4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato do dito gás ser introduzido em uma pressão de até 300 bar (3 x 107 Pa).
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato da formação de hidrato sólido ser inibida em pelo menos um dos componentes no conduto da cabeça de poço (2) a acima da superfície de água, selecionados do grupo consistindo de pontes (7), tubos de distribuição, gabaritos (8), carretéis (9, 11), linhas de fluxo (10), tubos ascendentes flexíveis e tubos ascendentes rígidos (12).
6. Método para inibir a formação de hidrato em um conduto (3) de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de compreender injetar um gás inibidor dentro do dito conduto (3), antes da formação de hidratos ou antes da formação de obstrução, em uma pressão mais elevada do que aquela do hidrocarboneto dentro dele, para inverter, desta maneira, a direção do fluxo de fluido dentro de dito conduto (3), inibindo a formação de hidratos sólidos.
7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato do dito conduto (3) ser um tubo ascendente (12), tendo uma extensão vertical acima de 250 m.
8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de dito gás ser selecionado do grupo consistindo de dióxido de carbono, nitrogênio, gases do grupo 0 e suas misturas.
9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de dito gás ser nitrogênio.
10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de dito gás conter menos do que 2 % em mol de oxigênio.
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B25D | Requested change of name of applicant approved |
Owner name: STATOILHYDRO ASA (NO) |
|
| B25D | Requested change of name of applicant approved |
Owner name: STATOIL ASA (NO) |
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| B25A | Requested transfer of rights approved |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS (NO) |
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| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |