MX2010014353A - Un sistema completo para el almacenaje y transporte de gas natural en un medio liquido de hidrocarburos ligeros. - Google Patents

Abstract

Esta invención brinda un medio de carga, procesamiento y acondicionamiento de gas de producción bruto, producción de LGC, almacenaje, transporte y entrega de gas natural de calidad para gasoducto o productos fraccionados al mercado; el barco de transporte de LGC utiliza un sistema de contención a base de tuberías para contener componentes de empaque más denso de gas natural dentro de un solvente de hidrocarburos ligeros que lo que es posible lograr con gas natural por sí solo bajo dichas condiciones; el sistema de contención es apoyado por sistemas de proceso para cargar y transportar el gas natural en estado líquido y descargar el LGC del sistema de contención, y entonces descargarlo en estado gaseoso; el sistema también puede utilizarse para el almacenaje y transporte selectivo de LGN y proporcionar un paquete de servicio total para el movimiento de la producción de gas natural y gas asociado; el modo de almacenaje es adecuado tanto para el transporte marítimo como terrestre y está configurado en forma modular para satisfacer una aplicación y/o escala de operación específica.

Description

UN SISTEMA COMPLETO PARA EL ALMACENAJE Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL EN UN MEDIO LÍQUIDO DE HIDROCARBUROS LIGEROS CAMPO DE LA INVENCIÓN Las representaciones aquí descritas se relacionan con la recolección de gas natural para su transporte desde reservas remotas y, en forma más específica, con sistemas y métodos que utilizan equipo modular de almacenaje y procesamiento configurado para unidades de servicio flotantes, plataformas y embarcaciones de transporte. Esto brinda una solución total a las necesidades específicas de una cadena de suministro y permite el desarrollo económico rápido de las reservas remotas por un medio que no es posible con los sistemas de gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC), en particular reservas que por su volumen se consideran "atrapadas" o "remotas" en la industria del gas natural.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El gas natural se conduce principalmente en gasoductos terrestres. Cuando no es práctico o demasiado costoso conducir el producto en gasoducto, los sistemas de envío de GNL han brindado una solución por encima de un cierto umbral de volumen de las reservas. Con la implementación cada vez más costosa de sistemas de GNL utilizados por las economías de escala en instalaciones cada vez más grandes, la industria ha dejado de concentrarse en la capacidad para dar servicio a las reservas más pequeñas y más abundantes. Muchas de las reservas se encuentran en lugares remotos y no ha sido económico explotarlas con sistemas de GNL. Además, debido a los problemas ambientales y de seguridad en tierra, se han diseñado innovaciones en instalaciones flotantes de producción de GNL (GNLF) y se han instalado trenes de regasificación, procesamiento, almacenaje y descarga en algunas embarcaciones en aguas profundas, todo lo cual conlleva un costo de capital adicional. Además, aún falta concretar en la industria los ahorros derivados de la simplificación del ciclo de transporte/procesamiento de GNL con la aplicación de tecnología de GNL presurizado (GNLP).

Para los sistemas de GNL 40 que se muestran en la Figura 2, la corriente de gas natural bruto del campo de gas 12 entra a una planta de producción de GNL 42 donde primero es necesario pretratarla para extraer las impurezas como C02, H2S y otros compuestos de azufre, nitrógeno y agua. La extracción de estas impurezas impide la formación de sólidos al refrigerar el gas. Posteriormente, se extraen los productos más pesados que consisten en hidrocarburos C2+ en condiciones criogénicas de -265F y presión atmosférica. El GNL resultante consiste principalmente en metano (al menos 90%), mientras que los productos C2+ y líquidos de gas natural requieren un sistema de manejo y transporte separado. Las plantas de producción de GNL 42 requieren un capital inicial alto del orden de miles de millones de dólares para las operaciones a escala comercial, las cuales en su mayoría se realizan en tierra. Estas plantas también requieren instalaciones de almacenaje a temperatura criogénica 43, desde las cuales el GNL es bombeado a barcos de transporte de GNL 44 que llegan a puntos de atraque adyacentes.

Los barcos de transporte de GNL 44 son barcos para gas criogénico de construcción especial que transportan 17 el gas natural licuado a una densidad igual a 600 veces la densidad del gas natural en condiciones atmosféricas. Se opera un servicio de flota de barcos de transporte de GNL 44 a las terminales de recibo y procesamiento de GNL 46 en el extremo de mercado de la ruta marítima, lo cual típicamente requiere instalaciones de almacenaje a temperatura criogénica 45. Estas terminales 46 reciben el GNL, lo almacenan y lo recalientan hasta temperaturas atmosféricas antes de comprimirlo y enfriarlo 47 hasta la presión de entrada de las tuberías de conducción 26, y luego inyectar 48 el gas natural en las tuberías de conducción 26 que transportan gas natural al mercado.

Se han realizado trabajos recientes en la industria para mejorar las capacidades de entrega mediante la introducción de plantas flotantes de licuefacción de GNL en el campo de gas y la instalación de equipo de regasificación a bordo de los barcos de transporte de GNL para descargar el gas costa afuera a ubicaciones de mercado cercanas que se han opuesto a las terminales de recibo y procesamiento de GNL en tierra. Para reducir el consumo de energía mediante la simplificación de las necesidades de procesamiento, la industria está evaluando nuevamente el uso de GNL presurizado (GNLP) para mejorar la economía en una situación de drástico aumento de los costos para toda la industria del GNL.

La aplicación de sistemas de transporte de gas natural comprimido (GNC) para satisfacer el aumento de la demanda en el mercado mundial ha conllevado la presentación de varias propuestas en la última década. Sin embargo, sólo un sistema pequeño fue puesto en servicio comercial completo a una escala significativa durante este mismo periodo. Un desafío inherente de los sistemas de GNC es el cumplimiento con los códigos de diseño que regulan el espesor de la pared de sus sistemas de contención con respecto a las presiones de operación. Mientras más alta sea la presión, mejor es la densidad del gas almacenado con una disminución de rendimiento; sin embargo, las limitaciones de "masa en la relación de gas a masa del material de contención" han forzado a la industria a mirar en otras direcciones en busca de mejoras económicas sobre el capital invertido en equipos de contención y procesamiento de GNC.

El trabajo descrito en la patente estadounidense N° 6, 655,155 (Bishop) es un ejemplo de la dirección buscada para mejorar la relación de la masa de carga (gas) a la masa de contención. En el caso de Bishop se reconocen las limitaciones del aumento de presión y se sugiere que los conceptos de disminución de la temperatura y de movimiento del gas en un estado de fase densa (tal como se ha descrito por terceros en métodos previos) que evite la fase líquida del gas son beneficiosos.

Para los sistemas de GNC 50, tal como se muestra en la Figura 3, nuevamente intentando mejorar la economía, típicamente se utiliza un sistema de procesamiento menos estricto principalmente para extraer agua, C02 y H2S (cuando está presente) del gas bruto recibido del campo de gas 12 para producir corrientes de gas natural de calidad para gasoductos y líquidos de gas natural (LGN) comercializables. Al salir de la planta de procesamiento, la corriente de gas natural se comprime y se enfría 53 antes de cargarla a bordo de un barco de transporte de GNC 54. Típicamente se emplean varios modos de carga de GNC en los recipientes o tanques de contención, entre los que se incluye el uso de fluidos de desplazamiento. Bishop sugiere que el glicol o el metanol puro es un fluido de desplazamiento adecuado según las necesidades de temperatura.

Durante el transporte marítimo 17 del GNC, los tanques de contención de GNC a bordo del barco de transporte de GNC 54 típicamente operan con temperaturas mínimas de -30F y presiones de 1400 psig a 3600 psig. (En el caso de transporte de pequeñas cantidades de gas natural para combustible de vehículos, se utilizan presiones de aproximadamente 10.000 psig para alcanzar volúmenes prácticos de almacenaje.). En general, los diseños propuestos para el transporte por volumen a nivel comercial intentan transportar el producto con densidades que son 200 a 250 veces superiores a las densidades del gas en condiciones atmosféricas. Bajo condiciones de baja temperatura y alta presión es posible alcanzar una densidad aproximadamente 300 veces superior al valor atmosférico con los requisitos adjuntos de energía más alta para compresión y enfriamiento, junto con el requisito de paredes aún más gruesas para los recipientes de contención.

La descarga del GNC en las terminales de recibo requiere una variedad de soluciones para garantizar la evacuación o transferencia completa del producto desde los recipientes de contención. Estas soluciones de evacuación varían desde el elegante uso de fluidos de desplazamiento 57, con o sin dispositivo de limpieza interior de las tuberías, hasta la purga de equilibrio 56 y el uso de compresores de succión que consumen energía 55 para la evacuación final. Se debe añadir calor (junto con la extracción de LGN 58, si se requiere) para compensar el enfriamiento por expansión inicial del gas natural y luego aplicar enfriamiento por compresión 59 para la inyección 24 del gas en las tuberías de conducción 26 o en los recipientes de almacenaje 25 si así se requiere.

Sin embargo, el rendimiento de la densidad mejorada de la carga de GNC aún no alcanza el rendimiento obtenible con la combinación de energía de procesamiento más baja para un método de almacenaje en estado líquido que se describe en la solicitud de patente publicada estadounidense N° 20060042273 sobre una metodología para crear y almacenar una mezcla de fase líquida de gas natural y solvente de hidrocarburos ligeros, la cual se incorpora por referencia a este documento. La mezcla de fase líquida de gas natural y solvente de hidrocarburos ligeros se denomina en adelante en este documento producto líquido de gas comprimido (LGC).

Sin embargo, las soluciones o servicios actuales para la producción y transporte de gas natural al mercado tienden a ser de un volumen adaptable para todas las situaciones y a no permitir el desarrollo económico de reservas de gas remotas o atrapadas. Por lo tanto, es conveniente brindar sistemas y métodos que faciliten el desarrollo económico de reservas remotas o atrapadas a realizarse por un medio que no es posible con los sistemas de gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC).

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Las representaciones aquí descritas son ejemplos de sistemas y métodos que utilizan equipo modular de almacenaje y procesamiento configurable a escala para unidades de servicio flotantes, plataformas y embarcaciones de transporte a realizarse por un medio que no es posible con los sistemas de gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC), en particular reservas que por su volumen se consideran "atrapadas" o "remotas" en la industria del gas natural. Los sistemas y métodos aquí descritos proporcionan una cadena de valor completa al propietario de las reservas con un modelo comercial que cubre el procesamiento de gas de producción bruto, su acondicionamiento y transporte, y la entrega al mercado de gas de calidad para gasoductos o productos fraccionados, al contrario de los sistemas de GNL y GNC. Más aún, los sistemas y métodos aquí descritos permiten que el gas de producción bruto sea cargado, procesado, acondicionado, transportado (en forma liquida) y entregado como gas natural de calidad para gasoductos o productos fraccionados en el mercado, además de brindar servicio de gas natural gratuito a las fuentes actualmente vinculadas a los sistemas de gas natural licuado (GNL). También puede satisfacer a solicitud las necesidades de la industria para el transporte de líquidos de gas natural (LGN).

Las representaciones descritas ofrecen un medio graduable para el recibo de gas de producción bruto o semiacondicionado, acondicionamiento, producción y transporte de LGN a un mercado donde el gas de calidad para gasoductos o los productos fraccionados son entregados en una forma que utiliza menos energía que los sistemas de GNC o GNL, y que brinda una mejor relación de la masa de carga o la masa de contención del componente de gas natural que aquella ofrecida por los sistemas de GNC.

Otros sistemas, métodos, características y ventajas de la invención serán aparentes para las personas especializadas en la industria después de examinar las siguientes figuras y descripción detallada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Los detalles de la invención, incluida la fabricación, estructura y operación, pueden vislumbrarse en parte mediante el estudio de las figuras adjuntas, en las cuales los números de referencia similares se refieren a partes similares. Los componentes en las figuras no están necesariamente a escala; más bien se enfatiza la ilustración de los principios de la invención. Además, todas las ilustraciones pretenden transmitir conceptos, en que los tamaños relativos, formas y otros atributos detallados pueden ilustrarse mejor esquemáticamente que en forma literal o precisa.

Las Figuras 1A y 1 B son diagramas esquemáticos de sistemas de líquidos de gas comprimido (LGC) que permiten que el gas de producción bruto sea cargado, procesado, acondicionado, transportado (en forma líquida) y entregado como gas natural de calidad para gasoductos o productos fraccionados al mercado.

La Figura 2 es un diagrama esquemático de un sistema de producción, transporte y procesamiento de GNL.

La Figura 3 es un diagrama esquemático de un sistema de producción, transporte y descarga de GNC.

La Figura 4A es un diagrama esquemático de flujo de un proceso para producir LGC y cargarlo en sistema de contención en tubería.

La Figura 4B es un diagrama esquemático de flujo de un proceso para descargar el producto de LGC del sistema de contención y separar el gas natural y el solvente del producto de LGC.

La Figura 5A es un diagrama esquemático que ilustra un principio de fluidos de desplazamiento para cargar producto de LGC en un sistema de contención.

La Figura 5B es un diagrama esquemático que ilustra un principio de fluidos de desplazamiento para descargar producto de LGC de un sistema de contención.

La Figura 6A es una vista de elevación de extremo de la representación de una sarta de tuberías que muestra los accesorios de interconexión.

La Figura 6B es una vista de elevación de extremo de otra representación de una sarta de tuberías que muestra los accesorios de interconexión.

La Figura 6C es una vista de elevación de extremo que muestra sartas de tuberías múltiples conectadas lado a lado.

Las Figuras 7A a 7C son vistas de elevación, detalle y perspectiva de una tubería y componente de apoyo de la sarta.

Las Figuras 8A a 8D son vistas de elevación de extremo, de sección dividida (a lo largo de la línea 8B— 8B en la Figura 8A), de planta y de perspectiva del bastidor de un haz de tuberías de contención.

La Figura 9 es una vista de planta superior de haces de tuberías apiladas interconectadas en la bodega del barco.

La Figura 10A es un diagrama esquemático de flujo que ilustra el procesamiento, acondicionamiento, carga, transporte (en forma líquida) y entrega de gas bruto como gas natural de calidad para gasoductos y productos fraccionados al mercado.

La Figura 10B es un diagrama esquemático que ilustra el uso de un sistema de contención para la carga parcial de LGN.

Las Figuras 11A a 11C son vistas de elevación, de planta y de la sección de proa de un barco de conversión con configuración integral de transporte.

Las Figuras 12A y 12B son vistas de elevación y de planta de una barcaza de carga con capacidad de procesamiento de gas de producción, acondicionamiento y producción de LGC.

Las Figuras 13A a 13C son vistas de elevación frontal y de planta de un barco de transporte de construcción reciente con capacidad de transferencia de producto de LGC.

La Figura 14 es una vista de sección transversal del área de almacenaje de un barco de construcción reciente (a lo largo de la línea 14-14 en la Figura 13A) con una posición relativa de la cubierta superior y una zona de aplastamiento reducida.

Las Figuras 15A y 15B son vistas de elevación y de planta de una barcaza de descarga con capacidad de fraccionamiento y recuperación de solvente.

Las Figuras 16A a 16D son vistas de elevación, de planta y detalladas de un remolcador y barcaza articulada con capacidad de transbordo y transferencia de LGC.

La figura 17 es un diagrama de flujo esquemático que ilustra gas bruto que es procesado a través de un tren de proceso de carga modular.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Las representaciones presentadas en las siguientes descripciones están dirigidas a un sistema de entrega total construido alrededor de la producción y contención de líquidos de gas comprimido y, en forma más específica, a sistemas y métodos que utilizan equipo modular de almacenaje y procesamiento configurable a escala para unidades de servicio flotantes, plataformas y embarcaciones de transporte, y brindar una solución total a las necesidades específicas de una cadena de suministro. Esto permitirá un desarrollo económico rápido de reservas remotas a realizarse por un medio que no es posible con los sistemas de gas natural licuado (GNL) o gas natural comprimido (GNC), en particular reservas que por su volumen se consideran "atrapadas" o "remotas" en la industria del gas natural. Los sistemas y métodos aquí descritos proporcionan una cadena de valor completa al propietario de las reservas con un modelo comercial que cubre el procesamiento de gas de producción bruto, su acondicionamiento y transporte, y la entrega al mercado de gas de calidad para gasoductos o productos fraccionados, al contrario de los sistemas de GNL y GNC.

Además, los procesos y equipos especiales necesarios para los sistemas de GNC y GNL no son necesarios para un sistema basado en líquidos de gas comprimido (LGC). Las especificaciones de operación y configuración de construcción del sistema de contención también permiten en forma ventajosa almacenar etano puro y productos de LGN en zonas o bodegas seccionadas de un barco en ocasiones que justifiquen el transporte mixto.

De conformidad con una representación preferida, tal como se muestra en la Figura 1A, el método de preparación de gas natural, mezcla de productos de LGC, carga, almacenaje y descarga se realiza en módulos de proceso montados en las barcazas 14 y 20 operadas en el campo de gas 12 y ubicaciones de mercado del gas. Para el transporte 17 del producto de LGC entre el campo 12 y el mercado, un barco de transporte de LGC 16 es de preferencia un barco construido para ese propósito, un barco convertido o una barcaza articulada o estándar seleccionada según la logística de demanda y distancia del mercado, además de las condiciones operativas ambientales.

Para contener la carga de LGC, el sistema de contención de preferencia incluye una red de tuberías de especificación de acero al carbón instalada en un entorno enfriado en el barco. Las tuberías esencialmente forman una serie continua de circuitos espirales paralelos y segmentados por válvulas y múltiples.

Típicamente, la configuración del barco se divide en una o más bodegas de carga aisladas y cubiertas que contienen bastidores de enganche modulares, cada uno de ellos conteniendo haces de tubería de almacenaje conectados extremo a extremo para formar un solo gasoducto continuo. Al encerrar el sistema de contención situado en la bodega de carga, se permite circular una corriente o cobertura de nitrógeno enfriado para mantener la carga a la temperatura de almacenaje deseada durante todo el viaje. Además, este nitrógeno proporciona una zona intermedia inerte que puede supervisarse para detectar fugas de producto de LGC del sistema de contención. En caso de fuga, las conexiones del múltiple están dispuestas de manera tal que cualquier sarta o haz de tuberías con fuga puede seccionarse, aislarse y ventilarse al quemador de emergencia y posteriormente purgarse con nitrógeno sin tener que purgar la bodega completa.

En el punto de entrega o ubicación de mercado, el producto de LGC se descarga por completo del sistema de contención utilizando un fluido de desplazamiento que, al contrario del sistema de GNL y de la mayoría de los sistemas de GNC, no deja ninguna cantidad de gas residual en el fondo. Entonces se utiliza un equipo de proceso a baja temperatura para reducir la presión del producto de LGC descargado del sistema de contención e iniciar el fraccionamiento de los componentes del gas natural. El proceso de separación del líquido de hidrocarburos ligeros se lleva a cabo en un tren de fraccionamiento estándar, con las secciones de rectificación y extracción divididas en dos recipientes de perfil más bajo en consideración de la estabilidad marina.

También se pueden usar separadores de membrana modulares compactos para la extracción de solvente del LGC. Este proceso de separación libera el gas natural y permite acondicionarlo a las especificaciones del mercado, al mismo tiempo que se recupera el fluido del solvente.

El control de compensación de los componentes menores de hidrocarburos ligeros, tal como etano, propano y butano para los requisitos de BTU y del índice de Wobbe, produce una mezcla de gas natural de especificación para el mercado que se descarga directamente a una boya conectada con las instalaciones de almacenaje y conducción en la costa.

El solvente de hidrocarburos es enviado de regreso al almacenaje en el barco y cualquier exceso de componentes C2, C3, C4 y C5+ después de adaptar el gas natural para el mercado puede descargase en forma separada como productos fraccionados o abastecimiento de materias primas de valor agregado acreditadas a la cuenta de la compañía de transporte.

En el caso de transporte de etano y LGN, o transporte de carga parcial, la segmentación de la tubería de contención también permite que una sección del espacio de carga sea asignada para el transporte de LGN o sea aislada para la carga parcial del sistema de contención o carga de lastre. Las temperaturas y propiedades críticas del etano, propano y butano permiten cargar, almacenar y descargar estos productos en fase líquida utilizando componentes de contención de LGC asignados. Los barcos, barcazas y boyas pueden adaptarse con facilidad con equipos de proceso modulares comunes o específicos interconectados para cumplir esta función. La disponibilidad de módulos despropanizadores y desbutanizadores a bordo de los barcos o instalaciones de descarga permite la entrega con una opción de proceso si las especificaciones del mercado exigen un producto actualizado.

Tal como se muestra en la Figura 1A, en un sistema de LGC 0 el gas natural de una fuente de campo 12 es transportado de preferencia en un gasoducto submarino 11 a un recolector submarino 13 y luego se carga en una barcaza 14 equipada para producir y almacenar producto de LGC. Entonces el producto de LGC se carga 15 en un barco de transporte de LGC 16 para su transporte marítimo 17 a un destino de mercado donde se descarga 18 a una segunda barcaza 20 equipada para separar el producto de LGC. Una vez separado el solvente de LGC es devuelto 19 al barco de transporte de LGC 16 y el gas natural se descarga a una boya de descarga 2 y luego se conduce en una tubería submarina 22 a la costa donde es inyectado 24 al sistema de tuberías de conducción de gas 26 y/o al almacenaje en la costa 25 si así se requiere.

Las barcazas 14 equipadas para producción y almacenaje, y las barcazas 20 equipadas para separación pueden ser reubicadas convenientemente a fuentes de gas y destinos de mercado de gas diferentes según lo determinen las condiciones contractuales, de mercado o de campo. La configuración modular de barcazas y barcos 14 y 20 puede adaptarse según lo requieran las condiciones de ruta, campo, mercado o contrato.

En una representación alterna, tal como se muestra en la Figura 1 B, el sistema de LGC 30 incluye barcos de transporte de LGC (BTLGC) 34 integrales equipados para el acondicionamiento del gas bruto y la producción, almacenaje, transporte y separación del producto de LGC, tal como se describe en la patente estadounidense N° 7,517,391 titulada "Method of Bulk Transport And Storage of Gas In A Liquid Médium" (Método de transporte por volumen y almacenaje de gas en un medio líquido), la cual se incorpora por referencia a este documento.

La Figura 4A ilustra los pasos y componentes del sistema en un proceso 100 que incluye la producción de producto de LGC y el almacenaje del producto de LGC en un sistema de contención. Para el proceso de LGC 100, una corriente de gas natural 101 se prepara primero para su contención mediante trenes de proceso simplificados estándar en la industria. Se extraen los hidrocarburos más pesados, junto con los gases ácidos y el exceso de nitrógeno y agua para cumplir con las especificaciones de la tubería según lo dicten los componentes de gas del campo. Entonces la corriente de gas 101 se prepara para el almacenaje mediante compresión, de preferencia en un intervalo de aproximadamente 1100 psig a 1400 psig, y luego se combina con el solvente de hidrocarburos ligeros 102 en un mezclador estático 103 antes de enfriar la mezcla hasta una temperatura de preferencia de aproximadamente -40 °F o inferior en un enfriador 104 para producir un medio de fase líquida que se denomina el producto de LGC. La solicitud de patente publicada estadounidense N° 20060042273, la cual se incorpora por referencia a este documento, describe una metodología para crear y almacenar un suministro de producto de LGC en condiciones de temperatura de aproximadamente -40° a aproximadamente -80 °F y condiciones de presión de aproximadamente 1200 psig a aproximadamente 2150 psig.

El producto de LGC 105 se arga en la tubería de contención 106 en oposición a la contrapresión de un fluido de desplazamiento 107 para retener el producto de LGC 105 en su estado líquido. Una válvula de control de presión 108 entre la tubería de contención 106 y un tanque de almacenaje de fluido de desplazamiento 109 controla la contrapresión del fluido de desplazamiento 107. A medida que el producto de LGC 105 se carga en la tubería de contención 106, desplaza al fluido de desplazamiento 107 y lo hace fluir hacia el tanque de almacenaje 109.

La Figura 4B ilustra los pasos y componentes del sistema en un proceso 110 para descargar el producto de LGC del sistema de contención y separar el gas natural y el solvente del producto de LGC. Para descargar el producto de LGC 105 de la tubería de contención 106, una bomba 111 invierte el flujo de fluido de desplazamiento 107 hacia la tubería de contención 106 para empujar el producto de LGC más ligero 105 hacia un tren de destilación 113 equipado con una columna de separación 112 para separar el producto de LGC 105 en los componentes de gas natural y solvente. El gas natural sale por el extremo superior de la columna 112 y se transfiere a las tuberías de conducción. El solvente sale por la base de la columna de separación 112 y fluye a una columna de recuperación de solvente 14 donde el solvente recuperado se envía de regreso 117 al barco de transporte de LGC. Un módulo de ajuste de BTU/Wobbe de gas natural 115 permite obtener gas natural de especificación para el mercado.

Tal como se ¡lustra en la Tabla 1 a continuación, las relaciones de densidad de carga de gas natural y de masa de contención logrables en un sistema de LGC superan a aquellas logrables en un sistema de GNC. La Tabla 1 presenta valores de rendimiento comparables para el almacenaje de gas natural correspondiente a las representaciones aquí descritas y el sistema de GNC representado por el trabajo de Bishop para mezclas de gas apropiadas.

TABLA 1 El valor de gravedad específica (GE) para las mezclas mostradas en la Tabla 1 no es un valor restrictivo para las mezclas de producto de LGC. Se indica aquí como un nivel comparativo realista para asociar las densidades de almacenaje de gas natural para el rendimiento de los sistemas basados en LGC con las densidades de almacenaje de gas natural de los mejores sistemas mayores a escala comercial logradas con la tecnología de GNC patentada descrita en el trabajo de Bishop.

Los valores de GNC 1 , junto con aquellos para LGC 1 y LGC 2, también se muestran como valores "netos" para el componente de gas natural con gravedad específica de 0.6 contenido dentro de las mezclas con gravedad específica de 0.7 para comparar los rendimientos operativos con aquellos de un caso de GNC puro ilustrado como GNC 2. Las mezclas con gravedad específica de 0.7 mostradas en la Tabla 1 contienen un componente de propano equivalente de 14.5 por ciento molar. La probabilidad de encontrar esta mezcla con gravedad específica de 0.7 en la naturaleza es poco frecuente para el sistema de transporte de GNC 1 y, por lo tanto, sería necesario añadir un hidrocarburo ligero más pesado a la mezcla de gas natural para obtener la mezcla de fase densa utilizada para el GNC en la forma propuesta por Bishop. Por el contrario y sin restricción, el proceso de LGC produce en forma intencional un producto utilizado en esta ilustración en el rango de gravedad específica de 0.7 para la contención del transporte.

Todos los valores de la relación de masa de carga a masa de contención mostrados para el sistema de LGC 1 , LGC 2 y GNC 2 para el gas natural de especificación para el mercado transportado por cada sistema. El componente "neto" de la mezcla almacenada de GNC 1 se deriva para comparar la relación de masa de contención de todas las tecnologías que entregan gas componente del gas natural de especificación para el mercado. Está claro que los sistemas de GNC, limitados a la fase gaseosa y códigos de diseño de recipientes de presión asociados, no pueden alcanzar los niveles de rendimiento de la relación de masa de carga a masa de contención (gas natural a acero) logrados por las representaciones aquí descritas que utilizan producto de LGC (fase líquida) para entregar gas natural de especificación para el mercado.

La Tabla 2 a continuación ilustra las condiciones de contención del producto de LGC en que una variación en la relación de solvente para presiones y temperaturas de almacenaje seleccionadas produce una mejora en las densidades de almacenaje. Mediante el uso de presiones más moderadas a temperaturas más bajas que aquellas indicadas previamente y la aplicación de los códigos de diseño pertinentes, se pueden obtener valores de espesor de la pared más bajos que aquellos mostrados en la Tabla 1. Por lo tanto, pueden obtenerse valores para la relación de masa de gas a acero para el producto de LGC más de 3.5 veces superiores a los valores indicados previamente para el GNC.

TABLA 2: Relación de masa en condiciones seleccionadas de contención de LGC (Ibs de qas/lbs de acero) (diseño según CSA Z662-03) Clave: Las Figuras 5A y 5B ilustran el principio de utilizar fluido de desplazamiento, lo cual es común en la industria hidrocarburífera, bajo las condiciones de almacenaje aplicables a los recipientes tubulares horizontales o tuberías de contención utilizadas en las representaciones reveladas. En un proceso de carga 120, el producto de LGC 105 es cargado en el sistema de contención 106 a través de una válvula de aislamiento 121 ajustada en posición abierta en una línea de entrada, en oposición a la contrapresión del fluido de desplazamiento 107 para retener el producto de LGC 105 en su estado líquido. El fluido de desplazamiento 107 de preferencia consiste en una mezcla de metanol y agua. Una válvula de aislamiento 122 está ajustada en la posición cerrada en una línea de descarga.

A medida que el producto de LGC 105 entra al sistema de contención 106, desplaza al fluido de desplazamiento 107 haciéndolo fluir a través de una válvula de aislamiento 124 situada en una línea de retorno a un tanque de fluido de desplazamiento 109 y ajustada en posición abierta. Una válvula de control de presión 127 en la línea de retorno mantiene el fluido de desplazamiento 107 con una contrapresión suficiente para garantizar que el producto de LGC 105 sea mantenido en estado líquido en el sistema de contención 106. Durante el proceso de carga, una válvula de aislamiento 125 en una línea de entrada de fluido de desplazamiento está ajustada en posición cerrada.

Después de llegar a su destino, la embarcación o barco de transporte de LGC descarga el producto de LGC 105 del sistema de contención mediante un proceso de descarga 132 que utiliza una bomba 126 para invertir el flujo F del fluido de desplazamiento 107 desde el tanque de almacenaje 109 a través de una válvula de aislamiento abierta 125 a los haces de tubería de contención 106 para empujar el producto de LGC más ligero 105 a un cabezal de proceso hacia el equipo de fraccionamiento de un tren de proceso de separación de LGC 129. El producto de LGC desplazado 105 sale del sistema de contención 106 en oposición a la contrapresión de la válvula de control 123 en el cabezal de proceso cuando la válvula de aislamiento 122 se coloca en posición abierta. El producto de LGC 105 se mantiene en estado líquido hasta este punto y sólo cambia a una alimentación de proceso gaseosa/líquida después de pasar a través de la válvula de control 123. Durante este proceso, las válvulas de aislamiento 121 y 124 están en posición cerrada.

El fluido de desplazamiento 107 se reutiliza en el llenado/vaciado de cada haz de tuberías sucesivo 106 debido al espacio de almacenaje limitado a bordo de un barco. A su vez, las tuberías de contención 106 se purgan con un gas de cobertura de nitrógeno 128 para dejar los haces de tuberías 106 "vacíos" en un estado inerte mientras se evacúa el fluido de desplazamiento 107 de los haces de tuberías 106.

La patente estadounidense N° 7219682, la cual ¡lustra uno de dichos métodos de fluido de desplazamiento adaptables a las representaciones aquí descritas, se incorpora por referencia a este documento.

La Figura 6A muestra una sarta de tubería 150 de conformidad con una representación. Tal como se indica, la sarta de tubería 150 de preferencia incluye una sarta superior 154, una sarta intermedia 155 y una sarta inferior 156 de haces de tubería, cada uno rodeado por un bastidor 152 e interconectado mediante conexiones entre sartas 153. Además, la Figura 6A muestra un múltiple 157 e interconexiones de múltiple 151 que permiten segmentar los haces de tubería en una serie de segmentos cortos 158 y 159 para introducir y extraer el volumen limitado del fluido de desplazamiento de la partición en la cual se realiza la carga o descarga.

La Figura 6B ilustra otra representación de una sarta de tubería 160. Tal como se muestra, la sarta de tubería 160 de preferencia incluye una sarta superior 164, una sarta intermedia 165 y una sarta inferior 166 de haces de tubería, cada uno rodeado por un bastidor 162 e interconectado mediante conexiones entre sartas 163. También se muestra un múltiple 167 e interconexiones de múltiple 161 que permiten segmentar los haces de tubería en una serie de segmentos cortos 168 y 169 para introducir y extraer el volumen limitado de fluido de desplazamiento de la partición en la cual se realiza la carga o descarga.

Tal como se muestra en la Figura 6C, varias sartas de tubería 160 pueden acoplarse lado a lado unas con otras. Las tuberías esencialmente forman una serie continua de circuitos espirales paralelos y segmentados por válvulas y múltiples. Típicamente, la configuración del barco se divide en una o más bodegas de carga aisladas y cubiertas que contienen bastidores de enganche modulares, cada uno de ellos conteniendo haces de tubería de almacenaje conectados extremo a extremo para formar un solo gasoducto continuo.

Las Figuras 7A a 7C muestran un soporte de tubería 180 formado por un bastidor 181 y uno o más componentes de soporte de tubería 183. El componente de soporte de tubería 183 de preferencia está construido con material que permita el movimiento térmico de cada capa de tubería, sin imponer las cargas verticales de masa de la tubería apilada 182 (situada en espacios 84) a la tubería inferior.

Tal como se muestra en las Figuras 8A a 8D, se proporciona una estructura envolvente para sujetar un haz de tubería. La estructura incluye travesaños 171 conectados al bastidor 181 de los soportes de tubería 180 y pares de interconexión de los bastidores 181 de soporte de tubería. Los bastidores 181 y 171 y los soportes diseñados 183 transmiten las cargas verticales de tubería y la carga a la base de la bodega. El bastidor está construido en dos estilos 170 y 172, los cuales se entrelazan cuando las sartas de haces de tubería se colocan lado a lado, tal como se muestra en las Figuras 6C, 8A, 8B y 8C. Esto permite una ubicación positiva y la capacidad para retirar haces individuales con fines de inspección y reparación.

La Figura 9 muestra cómo los haces 170 y 172, a su vez, son apilables. Esto permite transferir la masa de tubería y la carga de LGC a la estructura de haces 181 y 171 al piso de la bodega 174, utilizar conexiones de bastidor elásticas 173 para enclavamiento entre y a lo largo de las paredes de la bodega 174 y permitir una ubicación positiva dentro del barco, lo cual es importante cuando el barco está en ruta y sometido al movimiento del mar. Además, la condición de carga plena de las sartas de tubería individuales elimina la agitación de la carga de LGC, lo cual es problemático en otras aplicaciones marinas como GNL y LGN. Por lo tanto, las fuerzas laterales y verticales pueden ser transferidas a la estructura del barco a través de esta estructura.

La Figura 10A muestra la capacidad de aislamiento del sistema de contención 200 que entonces puede utilizarse para transportar LGN cargado y descargado mediante el mismo sistema de desplazamiento utilizado para cargar y descargar el producto de LGC. Tal como se muestra, el sistema de contención 200 puede dividirse en contención de LGN 202 y contención de LGC 204. Se muestra un múltiple de carga y descarga 210 que incluye una o más válvulas de aislamiento 208 para aislar una o más sartas de haces de tubería 206 de otras sartas de haces de tubería 206. Los productos de LGC y LGN fluyen a través del múltiple de carga y descarga 210 al ser cargados o descargados de los haces de tubería 206. Se muestra un múltiple de fluido de desplazamiento 203 acoplado a un tanque de almacenaje de fluido de desplazamiento 209 y equipado con una o más válvulas de aislamiento 201. Una línea de entrada/salida 211 conecta cada uno de los haces de tubería 206 mediante una válvula de aislamiento 205 al múltiple de fluido de desplazamiento 203. Los productos de LGC y LGN son cargados y descargados bajo una contrapresión del fluido de desplazamiento mantenida por una válvula de control de presión 213 en la línea de entrada/salida 211 y es suficiente para mantener a los productos de LGC y LGN en estado líquido. El múltiple de carga y descarga 210 normalmente se conecta directamente a una manguera de descarga. Sin embargo, para refinar las especificaciones del producto en tierra, el LGN puede ser conducido selectivamente a través de recipientes despropanizadores y desbutanizadores en un tren de descarga de LGC.

La Figura 10B ilustra la flexibilidad del sistema de LGC en su capacidad de entrega de productos fraccionados, control del contenido de BTU del gas entregado y adaptación al acondicionamiento de las especificaciones de varios gases de entrada con el agregado de unidades modulares de procesamiento (por ejemplo, unidad de amina - paquete de desulfuración de gas). Tal como se muestra en un ejemplo de proceso 220, gas bruto fluye al depurador de gas de entrada 222 de un módulo de acondicionamiento de gas para extraer agua y otros componentes indeseables antes de someterlo a deshidratación en un módulo de secado de gas 226. Si es necesario, el gas se somete a desulfuración utilizando un módulo de amina opcional 224 para extraer H2S, CO2 y otros gases ácidos. Entonces el gas desulfurado pasa de través de un módulo de tren de procesamiento de gas estándar 230 donde se fracciona en módulos sucesivos de fraccionamiento 232, 234, 236 y 238. Es en este punto que se ajusta el requisito de BTU del producto ligero (C1 y C2) si es necesario mediante un módulo de ajuste de BTU/Wobbe de gas natural 239. Entonces los productos fraccionados, LGN (C3 a C5+), se almacenan en secciones designadas del sistema de contención en tubería del barco de transporte, tal como se describe con respecto a la Figura 10A. El gas natural (C1 y C2) se comprime en un módulo de compresión 240, mezclado con el solvente S en un módulo de medición y mezclado de solvente 242 y enfriado en un módulo de refrigeración 244 para producir LGC que también se almacena en un sistema de contención en tubería en el barco de transporte 250. El barco de transporte 250 también se carga con productos fraccionados en su sistema de contención en tubería que pueden ser descargados según los requisitos del mercado. Después de llegar a la ubicación de mercado, el producto de LGC es descargado del barco de transporte 250 a un recipiente de descarga 252 y, después de descargar el producto de gas natural a una tubería de gas natural 260, el solvente es enviado de regreso al barco de transporte de LGC 250 desde el recipiente de descarga 252, el cual está equipado con una unidad de recuperación de solvente. Otros LGN pueden ser entregados directamente al sistema de tuberías de LGN 262 del mercado.

Las Figuras 11A a 11C muestran un arreglo preferido de un buque tanque petrolero de casco único convertido 300 con sus tanques de petróleo reemplazados por nuevas paredes de bodega 301 para dar esencialmente una contención de pared triple de la carga transportada dentro de los haces de tubería 340 que ahora llenan las bodegas. La representación mostrada es un barco de transporte integral 300 con un tren de proceso modular completo montado a bordo. Esto permite que el barco dé servicio a una boya de carga costa afuera (ver la Figura 1B), preparar el gas natural para almacenaje, producir la carga de LGC y entonces transportar la carga de LGC al mercado y, durante la descarga, separar el solvente de hidrocarburos del LGC para reutilizarlo en el próximo viaje y transferir la carga de gas natural a una boya de descarga/instalación de mercado. La configuración del sistema puede variar dependiendo del volumen del campo, la tasa de producción natural, la capacidad del barco, el tamaño de la flota, la cantidad y frecuencia de visitas de barcos, además de la distancia a los mercados. Por ejemplo, dos boyas de carga con conexión superpuesta de barcos pueden reducir la necesidad de almacenaje de campo entre cargas requerido para garantizar una producción continua del campo.

Tal como se indicó arriba, el barco de transporte 300 ventajosamente incluye equipo de procesamiento modular, por ejemplo un sistema modular de carga de gas y producción de LGC 302 con un módulo de intercambio de calor 304, un módulo de refrigeración-compresión 306 y módulos de depuración de venteo 308, y un sistema modular de descarga de gasificación de LGC 310 con un módulo de generación de energía eléctrica 312, un módulo de medio térmico 314, un módulo de generación de nitrógeno 316 y un módulo de recuperación de metanol 318. Otros módulos en el barco incluyen, por ejemplo, un módulo de medición 320, un módulo de compresión de gas 322, módulos de depuración de gas 324, un módulo de bomba de desplazamiento de fluido 330, un módulo de circulación de LGC 332, módulos de columna de recuperación de gas natural 334 y módulos de columna de recuperación de solvente 336. Además, el barco de preferencia incluye un espacio para un módulo de servicio especial 326 y conexiones de carga y descarga 328.

Las Figuras 12A y 12B muestran el arreglo general de una barcaza de carga 400 que transporta el tren de proceso para producir el producto de LGC. Las ecuaciones de economía pueden dictar la necesidad de compartir el equipo de proceso. Una barcaza de procesamiento individual, afianzada en el campo de producción, puede dar servicio a una sucesión de barcos configurados como "barcos de enlace". Cuando la carga/producción continua es crucial para las operaciones de campo y el punto crítico en el ciclo de entrega involucra la sincronización de las llegadas de los barcos de transporte, se utiliza un barco de procesamiento de gas con capacidad integral de cambio o sobreflujo y capacidad de zona intermedia o rotación de producción en lugar de una barcaza de carga individual (unidad flotante de producción y descarga). Por lo tanto, una barcaza de descarga configurada según las Figuras 15A y 15B daría servicio a los barcos de transporte de enlace en el extremo de mercado. Por lo tanto, al incorporar estos sistemas a bordo de barcos atracados en los puntos de carga y descarga del viaje se elimina del costo total de la flota la carga económica de proporcionar capital para trenes de proceso de carga y descarga en cada barco en una flota especial.

La barcaza de carga 400 de preferencia incluye módulos de almacenaje de producto de LGC 402 y equipo de procesamiento modular que incluye, por ejemplo, un módulo de medición de gas 408, un módulo de tamiz molecular 410, módulos de compresión de gas 412 y 416, un módulo de depuración de gas 414, módulos de generación de energía eléctrica 418, un módulo de tratamiento de combustible 420, un módulo de enfriamiento 424, módulos de refrigeración 428 y 432, módulos de refrigeración-intercambio de calor 430, y módulo de venteo 434. Además, la barcaza de carga de preferencia incluye un espacio para un módulo de servicio especial 436, un aguilón de carga 404 con una línea 405 para recibir solvente desde un barco de transporte y una línea 406 para transferir producto de LGC a un barco de transporte, una línea de recibo de gas 422 y un helipuerto y centro de control 426.

La flexibilidad para entregar en cualquier cantidad de puertos de conformidad con los cambios en la demanda del mercado y los precios de un mercado al contado para suministros de gas natural y LGN requeriría que el barco individual esté configurado para ser independiente y descargar gas natural de su carga de LGC, y reciclar el solvente de hidrocarburos al almacenaje a bordo en preparación para usarlo en el próximo viaje. Dicho barco ahora tiene la flexibilidad de entregar mezclas de gas intercambiables para cumplir con las especificaciones del mercado individual de los puertos seleccionados.

Las Figuras 13A a 13C muestran un barco de construcción nueva 500 configurado para el almacenaje y descarga de producto de LGC a una barcaza de descarga. El barco está construido tomando en cuenta la carga del sistema de contención y su contenido. De preferencia, el barco 500 incluye una posición de cabina del timón de proa 504, una ubicación de contención predominantemente sobre la cubierta superior 511 y lastre debajo 505. El sistema de contención 506 puede dividirse en más de una zona de carga 508A-C, cada una de las cuales cuenta con una zona reducida de aplastamiento 503 en los costados del barco 500. El bastidor de haces entrelazados y diseño encerrado sujeto a la estructura del barco permite esta interpretación de los códigos de construcción y habilita el uso máximo del volumen del casco a ser dedicado a espacio para carga.

En la sección posterior del barco 500, se proporciona espacio en la cubierta para la colocación modular del equipo de proceso necesario en un área más compacta que la que estaría disponible a bordo de un barco convertido. El equipo de procesamiento modular incluye, por ejemplo, módulos de bomba de fluido de desplazamiento 510, módulos de condensación de refrigeración 512, un módulo de depuración y economizador de refrigeración 514, un módulo de proceso de combustible 516, módulos de compresión de refrigeración 520, módulos de generación de nitrógeno 522, un módulo de circulación de producto de LGC 524, un módulo de tratamiento de agua 526 y un módulo de ósmosís inversa de agua 528. Tal como se muestra, los accesorios de contención para el sistema de contención de producto de LGC 506 de preferencia están situados sobre la línea del agua. Los módulos de contención 508A, 508B y 508C del sistema de contención 506, los cuales podrían incluir uno o más módulos, están situados en la bodega o bodegas de contención 532 y están cerrados en un casquete o cubierta de nitrógeno 507.

La Figura 14, una sección transversal del barco 500 a través de una bodega de contención 532, muestra zonas abolladas 503 que de preferencia se reducen a aproximadamente 18% del ancho total del barco 500, un área de almacenaje de lastre y fluido de desplazamiento 505, haces apilados de tubería de contención 536 situados dentro de la bodega 532 y el casquete de nitrógeno 507 que encierra a los haces de tubería 536. Tal como se presenta, todos los múltiples 534 están sobre los haces de tubería 534, con lo cual se asegura que todas las conexiones estén sobre la línea del agua WL.

Las Figuras 15A y 15B muestran el arreglo general de una barcaza de descarga 600 que transporta el tren de proceso para separar el producto de LGC. La barcaza de descarga 600 de preferencia incluye equipo de procesamiento modular que incluye, por ejemplo, módulos de columna de recuperación de gas natural 608, módulos de compresión de gas 610, 612 y 614, un módulo de depuración de gas 614, módulos de generación de energía eléctrica 618, módulos de medición de gas 620, un módulo de generación de nitrógeno 624, un módulo auxiliar de destilación 626, módulos de columna de recuperación de solvente 628, un módulo de enfriamiento 630 y un módulo de venteo 632. Además, la barcaza de descarga 600, en la forma presentada, incluye un helipuerto y centro de control 640, una línea 622 para transferir gas natural a las tuberías de conducción al mercado, un aguilón de descarga 604 que incluye una línea 605 para recibir producto de LGC desde un barco de transporte y una línea 606 para devolver el solvente al barco de transporte.

Las Figuras 16A a 16D muestran el arreglo general de un remolcador y barcaza articulada 700 con configuraciones de descarga. La barcaza 700 está construida tomando en cuenta la carga del sistema de contención y su contenido. De preferencia, la barcaza 700 incluye un remolcador 702 acoplable a la barcaza 701 mediante una configuración de pasador 714 y escalera 712. Se proporciona una o más bodegas de contención 706 predominantemente sobre la cubierta superior. En la sección posterior de la barcaza 701, se proporciona espacio en la cubierta 704 para la colocación modular del equipo de proceso necesario en un área más compacta que la que estaría disponible a bordo de un barco convertido. Además, la barcaza 700 incluye un aguilón de descarga con línea de descarga 710 acoplable a una boya de descarga 21 y líneas de conexión 708.

Ventajosamente, las representaciones divulgadas ponen a disposición del mercado una mayor parte del gas producido en el campo, debido a la baja demanda de energía de proceso asociada con las mismas. Suponiendo que toda la energía de proceso pueda medirse contra el contenido de BTU unitario del gas natural producido en el campo, una medida para establecer el porcentaje de desvío de los requisitos de cada uno de los sistemas de proceso de GNL, GNC y LGC puede tabularse en la forma presentada abajo en la Tabla 3.

Cada sistema comienza con un valor calorífico alto (VCA) de 1085 BTU/pie3. El proceso de GNL reduce el VCA a 1015 BTU/pie3 para el transporte durante la extracción de LGN. Se incluye un valor de BTU complementario que aumenta y mejora el contenido energético de los LGN en el caso de GNL para nivelar el campo de aplicación. Se utiliza una tasa calorífica de 9750 BTU por kW.hora en todos los casos.

TABLA 3: Resumen de equilibrio energético para sistemas típicos de GNL, GNC y LGC Sistema de Sistema de Sistema GNL GNC LGC 5 (Grav. esp. = (GE 0.6) 0.6) Gas del campo 100 % 100% 100% Proceso/Carga 9.34% 4% 2.20% Derivado de LGN 7% No No corresponde corresponde Descarga/Proceso 1.65% 5 % 1.12% Pico equivalente de BTU 4 % No No corresponde corresponde Disponible para el 76% 9 % 97% l u mercado (85% con mejora de LGN) Con la mejora de LGN, el proceso de GNL corresponderá a un 85% del valor total para entrega de BTU al mercado - una cantidad que aún es más baja que la que se entrega en esta invención. Los resultados son 5 típicos para las tecnologías individuales. Las fuentes de los datos indicados en la Tabla 3 fueron las siguientes: GNL: informe de terceros, Zeus Energy Consulting Group 2007; GNC: ingeniería inversa de Bishop, Patente N° 6655155; y LGC: estudio interno de SeaOne Corp.

En general, las representaciones divulgadas ofrecen una forma 0 más práctica y más rápida de disponer de equipo para acceso a reservas remotas y también reservas de gas natural desarrolladas que la forma proporcionada hasta ahora mediante los sistemas de GNL o GNC en todas sus configuraciones. Los materiales requeridos no son de naturaleza exótica y pueden ser suministrados fácilmente desde fuentes de campos de petróleo estándar y fabricados en un gran número de patios industriales a nivel mundial.

En la especificación anterior, se describió la invención con referencia a las representaciones específicas de la misma. Sin embargo, será evidente que se pueden realizar varias modificaciones o cambios a la misma sin desviarse del contexto y alcance más amplios de la invención. Por ejemplo, el lector debe entender que el orden y combinación específicos de las acciones de proceso mostradas en los diagramas de flujo de proceso descritos en este documento es simplemente con fines ilustrativos, a menos que se indique lo contrario, y que la invención puede aplicarse utilizando acciones de proceso diferentes o adicionales, o una combinación u orden de acciones de proceso distinto. Como otro ejemplo, cada característica de una representación puede combinarse y hacerse corresponder con otras características mostradas en otras representaciones. De manera similar, las características y procesos conocidos por personas de aptitudes regulares pueden incorporarse en la forma deseada. Además y obviamente, se pueden añadir o eliminar características en la forma deseada. Por lo tanto, la invención no debe restringirse, excepto en vista de las reivindicaciones adjuntas y sus equivalentes.

Claims (27)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1. Un sistema para el procesamiento, almacenaje y transporte de gas natural desde la fuente de suministro al mercado, el cual incluye una barcaza de producción equipada con módulos de equipos de procesamiento configurados para producir producto de líquido de gas comprimido (LGC) compuesto por gas natural y solvente líquido de hidrocarburos en un medio líquido, en que la barcaza de producción se traslada entre ubicaciones de suministro de gas, un barco de transporte marino equipado con un sistema de contención configurado para almacenar el producto de LGC a presiones y temperaturas de almacenaje asociadas con densidades de almacenaje para el gas natural que excede las densidades de almacenaje del gas natural comprimido (GNC) para las mismas presiones y temperaturas de almacenaje, en que el barco de transporte marino está configurado para recibir producto de LGC de la barcaza de producción y cargarlo en el sistema de contención, y una barcaza de descarga equipada con módulos de equipos de separación, fraccionamiento y descarga para separar el LGC en sus componentes de gas natural y solvente, y descargar el gas natural a instalaciones de almacenaje o tuberías, en que la barcaza de descarga está configurada para recibir producto de LGC del barco de transporte marino y en que la barcaza de descarga se traslada entre las ubicaciones de descarga del mercado de gas.

2. En un sistema para el procesamiento, almacenaje y transporte de gas natural desde la fuente de suministro al mercado, el cual incluye una barcaza de producción equipada con módulos de equipos de procesamiento configurados para producir producto de líquido de gas comprimido (LGC) compuesto por gas natural y solvente líquido de hidrocarburos en un medio líquido, en que la barcaza de producción se traslada entre ubicaciones de suministro de gas, y un barco de transporte marino equipado con un sistema de contención configurado para almacenar el producto de LGC a presiones y temperaturas de almacenaje asociadas con densidades de almacenaje para el gas natural que excede las densidades de almacenaje del gas natural comprimido (GNC) para las mismas presiones y temperaturas de almacenaje, en que el barco de transporte marino está configurado para recibir producto de LGC de la barcaza de producción y cargarlo en el sistema de contención.

3. En un sistema para el procesamiento de gas natural de una fuente de suministro y la producción, almacenaje y transporte de un producto de líquido de gas comprimido (LGC) compuesto por una mezcla de gas natural y solvente líquido de hidrocarburos en un medio líquido para la entrega de gas natural al mercado, en que el sistema incluye un barco de transporte marino equipado con un sistema de contención configurado para almacenar el producto de LGC a presiones y temperaturas de almacenaje asociadas con densidades de almacenaje para el gas natural que excede las densidades de almacenaje del gas natural comprimido (GNC) para las mismas presiones y temperaturas de almacenaje, y una barcaza de descarga equipada con módulos de equipos de separación, fraccionamiento y descarga para separar el LGC en sus componentes de gas natural y solvente, y descargar el gas natural a instalaciones de almacenaje o tuberías, en que la barcaza de descarga está configurada para recibir producto de LGC del barco de transporte marino y en que la barcaza de descarga se traslada entre las ubicaciones de descarga del mercado de gas.

4. El sistema de conformidad con las reivindicaciones 1 , 2 ó 3, caracterizado además porque el sistema de contención incluye un sistema de contención de tuberías en bucle con instalaciones de recirculación para mantener las temperaturas y presiones en puntos seleccionados en los rangos de -40F a -80F y de 900 psig a 2150 psig.

5. El sistema de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque el sistema de tuberías en bucle consiste en haces horizontales de tuberías interconectadas.

6. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque el sistema de haces horizontales de tuberías está configurado para una configuración de flujo de fluido en espiral entre tuberías adyacentes.

7. El sistema de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque los haces de tuberías son verticalmente apilables en configuraciones de primera y segunda sarta de tubería, en que las configuraciones de primera y segunda sarta de tubería se pueden enclavar horizontalmente una a la otra.

8. El sistema de conformidad con las reivindicaciones 1 ó 2, caracterizado además porque la barcaza de producción está configurada para añadir o quitar módulos de equipos de proceso para ajustar la composición del gas natural.

9. El sistema de conformidad con las reivindicaciones 1 ó 3, caracterizado además porque la barcaza de descarga está configurada para añadir o quitar módulos de equipos de fraccionamiento para ajustar la composición del gas natural.

10. El sistema de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque las sartas de tubería pueden aislarse una de otra para una contención combinada o de carga parcial.

11. El sistema de conformidad con las reivindicaciones 1 , 2 ó 3, caracterizado además porque el sistema de convención incluye un sistema de carga y descarga de fluido de desplazamiento para cargar el producto de LGC bajo presión en el sistema de contención y desplazar por completo el producto de LGC del sistema de contención.

12. El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque el sistema de descarga incluye un medio para ajustar un contenido calorífico bruto de un gas descargado.

13. El sistema de conformidad con las reivindicaciones 1 , 2 ó 3, caracterizado además porque el sistema de contención está configurado para almacenar producto de LGC en un rango de relación de la masa de gas almacenado a la masa de la estructura de contención de aproximadamente 0.73 a aproximadamente 0.75 Ib/Ib para el gas natural en el producto de LGC.

14. Un método para el procesamiento, almacenaje y transporte de gas natural desde la fuente de suministro al mercado, el cual incluye recibir gas natural en una barcaza de producción equipada con módulos de equipos de procesamiento configurados para producir producto de líquido de gas comprimido (LGC) compuesto por gas natural y solvente líquido de hidrocarburos en un medio líquido, en que la barcaza de producción se traslada entre ubicaciones de suministro de gas, producir un suministro de producto de LGC para almacenaje y transporte, cargar el producto de LGC de la barcaza de producción en un barco de transporte marino equipado con un sistema de contención configurado para almacenar el producto de LGC a presiones y temperaturas de almacenaje asociadas con densidades de almacenaje para el gas natural que excede las densidades de almacenaje del gas natural comprimido (GNC) para las mismas presiones y temperaturas de almacenaje, descargar el producto de LGC del sistema de contención en el barco de transporte marino a una barcaza de descarga equipada con módulos de equipos de separación, fraccionamiento y descarga para separar el producto de LGC en sus componentes de gas natural y solvente, y descargar el gas natural a instalaciones de almacenaje o tuberías, en que la barcaza de descarga se traslada entre ubicaciones de descarga del mercado de gas, separar el producto de LGC en sus componentes de gas natural y solvente, y descargar el gas natural desde la barcaza de descarga a instalaciones de almacenaje o tuberías.

15. Un método para el procesamiento, almacenaje y transporte de gas natural desde la fuente de suministro al mercado, el cual incluye recibir gas natural en una barcaza de producción equipada con módulos de equipos de procesamiento configurados para producir producto de líquido de gas comprimido (LGC) compuesto por gas natural y solvente líquido de hidrocarburos en un medio líquido, en que la barcaza de producción se traslada entre ubicaciones de suministro de gas, producir un suministro de producto de LGC para almacenaje y transporte, y cargar el producto de LGC de la barcaza de producción en un barco de transporte marino equipado con un sistema de contención configurado para almacenar el producto de LGC a presiones y temperaturas de almacenaje asociadas con densidades de almacenaje para el gas natural que excede las densidades de almacenaje del gas natural comprimido (GNC) para las mismas presiones y temperaturas de almacenaje.

16. Un método para el procesamiento de gas natural de una fuente de suministro y la producción, almacenaje y transporte de un producto de líquido de gas comprimido (LGC) compuesto por una mezcla de gas natural y solvente líquido de hidrocarburos en un medio líquido para la entrega de gas natural al mercado, el cual incluye almacenar un producto de LGC en un barco de transporte marino equipado con un sistema de contención configurado para almacenar el producto de LGC a presiones y temperaturas de almacenaje asociadas con densidades de almacenaje para el gas natural que excede las densidades de almacenaje del gas natural comprimido (GNC) para las mismas presiones y temperaturas de almacenaje, descargar el producto de LGC del sistema de contención en el barco de transporte marino a una barcaza de descarga equipada con módulos de equipos de separación, fraccionamiento y descarga para separar el producto de LGC en sus componentes de gas natural y solvente, y descargar el gas natural a instalaciones de almacenaje o tuberías, en que la barcaza de descarga se traslada entre ubicaciones de descarga del mercado de gas, separar el producto de LGC en sus componentes de gas natural y solvente, y descargar el gas natural desde la barcaza de descarga a instalaciones de almacenaje o tuberías.

17. El método de conformidad con las reivindicaciones 14, 15 ó 16, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de recircular el producto de LGC almacenado para mantener sus temperaturas y presiones de almacenaje en puntos seleccionados en los rangos de -40F a -80F y de 900 psig a 2150 psig.

18. El método de conformidad con las reivindicaciones 1 , 15 ó 16, caracterizado además porque el sistema de tuberías en bucle consiste en haces horizontales de tuberías interconectadas.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque el sistema de haces horizontales de tuberías está configurado para una configuración de flujo de fluido en espiral entre tuberías adyacentes.

20. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque los haces de tuberías son verticalmente apilables en configuraciones de primera y segunda sarta de tubería, en que las configuraciones de primera y segunda sarta de tubería se pueden enclavar horizontalmente una a la otra.

21. El método de conformidad con las reivindicaciones 14 ó 15, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de ajustar la composición del gas natural entregado al mercado añadiendo o eliminando uno o más módulos de equipos de proceso en la barcaza de producción.

22. El método de conformidad con la reivindicación 14 ó 16, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de ajustar la composición del gas natural entregado al mercado añadiendo o eliminando uno o más módulos de equipos de fraccionamiento en la barcaza de descarga.

23. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de aislar al menos una sarta de tubería al menos de otra sarta de tubería para una contención combinada o de carga parcial.

24. El método de conformidad con las reivindicaciones 14 ó 15, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de cargar el producto de LGC en el sistema de contención en oposición a la contrapresión de un fluido de desplazamiento suficiente para mantener el producto de LGC en su estado líquido.

25. El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de introducir el fluido de desplazamiento en el sistema de contención y desplazar por completo el producto de LGC del sistema de contención.

26. El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque incluye adicionalmente el paso de ajusfar el contenido calorífico bruto de un gas descargado.

27. El método de conformidad con las reivindicaciones 14, 15 ó 16, caracterizado además porque el paso de almacenar el producto de LGC en el sistema de contención incluye almacenar producto de LGC en un rango de relación de la masa de gas almacenado a la masa de la estructura de contención de aproximadamente 0.73 a aproximadamente 0.75 Ib/Ib para el gas natural en el producto de LGC.