MX2013004205A

MX2013004205A - Metodos mejorados para el almacenamiento y transporte de gas natural en disolventes líquidos.

Info

Publication number: MX2013004205A
Application number: MX2013004205A
Authority: MX
Inventors: Ian Morris; Bruce Hall; Tolulope O Okikiolu
Original assignee: Seaone Maritime Corp
Priority date: 2010-10-12
Filing date: 2011-10-12
Publication date: 2013-09-13
Also published as: KR102154748B1; US20170356598A1; CA2816295C; SG10201508443PA; SG190086A1; UY33666A; AU2016222510A1; JP6141575B2; JP2014500933A; KR20130139994A; US20160186931A1; AR083396A1; US20190323661A1; MX2020005494A; AU2016222510B2; CN103477144A; BR112013009092A2; MY166422A; CA3015265C; RU2589591C2

Abstract

Sistemas y métodos para crear y almacenar una mezcla de fase líquida de gas natural absorbida en solventes de hidrocarburos ligeros bajo temperaturas y presiones que faciliten las relaciones volumétricas mejoradas del gas natural almacenado comparadas con el CNG y PLNG a las mismas temperaturas y presiones de menos de 26.6°C a aproximadamente -84.4 °C y aproximadamente 21.09 kg/cm2 nanométricos a aproximadamente 63.27 kg/cm2 nanométricos; los solventes preferidos incluyen etano, propano y butano y solventes de líquidos de gas natural (NGL) y gas presurizado líquido (LPG); sistemas y métodos para recibir (11, 13) gas natural de producción bruta o semi acondicionado, acondicionar el gas, producir (14) una mezcla de fase líquida de gas natural absorbido en un solvente de hidrocarburos ligeros y transportar (16) la mezcla a un mercado donde el gas de calidad del crudo o los productos fraccionados se suministran de una manera que utiliza menos energía que los sistemas de CNG, PLNG o LNG con mejor relación de masa de carga a masa de contención para el componente de gas natural que los sistemas de CNG.

Description

MÉTODOS MEJORADOS PARA EL ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL EN DISOLVENTES LÍQUIDOS CAMPO TÉCNICO Las modalidades descritas aquí se refieren al procedimiento y método para el almacenamiento y transporte y suministro de gas natural en condiciones de presión y temperatura que utilizan la presencia añadida de la forma líquida de disolventes de hidrocarburos ligeros para facilitar mayores niveles de densidad para el componente de gas natural de la mezcla.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El gas natural es movido principalmente por gasoductos en tierra. Cuando no es práctico o prohibitivamente caro mover el producto mediante gasoducto, los sistemas de transporte de LNG han proporcionado una solución por encima de un cierto umbral de tamaño de reserva. Con la implementacion cada vez más cara de los sistemas de LNG siendo contestada por economías de escala de instalaciones cada vez más grandes, la industria se ha alejado de la capacidad para dar servicio a las reservas más pequeñas y más abundantes. Muchas de estas reservas están situadas remotamente, y no han sido económicas de explotar usando sistemas de LNG.

El trabajo reciente por la industria busca mejorar las capacidades de suministro introduciendo plantas de licuefacción de LNG flotantes y el almacenamiento en el campo de gas, e instalando equipo de regasificación a bordo en buques para el transporte de LNG para descargar gas fuera de la costa en localizaciones de mercados próximas que tienen terminales de recepción y procesa miento de LNG en tierra opuestos. Para reducir además el consumo de energía mediante simplificación de las necesidades del procedimiento, nuevamente está bajo revisión por la industria el uso de LNG a presión (PLNG) para la mejora de la economía en una era de costes abruptamente crecientes para la industria de LNG como un todo. Véanse, por ejemplo, las patentes U.S. nos 3,298,805; 6,460,721 ; 6,560,988; 6,751 ,985; 6,877,454; 7,147,124; 7,360,367.

La economía exigente de desarrollo de reservas en áreas marginal es de "gas descubierto pero inutilizable" a nivel mundial ordena mejoras del servicio más allá de aquellas ofrecidas por las tecnologías de LNG flotante y LNG a presión para la explotación total de esta fuente de energía.

El advenimiento de los sistemas de transporte de gas natural comprimido (CNG), para satisfacer las necesidades de un mercado mundial de demanda creciente, ha conducido a muchas propuestas en la década pasada. Sin embargo, durante este mismo período de tiempo sólo ha habido un pequeño sistema puesto a pleno servicio comercial a una escala significativa. Los sistemas de CNG luchan inherentemente contra códigos de diseño que regulan los grosores de las paredes de sus sistemas de contención con respecto a las presiones de operación. Cuanto mayor es la presión, mejor es la densidad del gas almacenado con retornos cada vez menores - sin embargo, las limitaciones de "masa de gas a masa de material de contención" han forzado a la industria a buscar en otras direcciones mejoras económicas en el capital dedicado al equipo de procesamiento y contención del CNG. Véanse, por ejemplo, las patentes U.S. nos 5,803,005; 5,839,383; 6,003,460; 6,449,961 ; 6,655,155; 6,725,671 ; 6,994,104; 7,257,952.

Una solución esbozada en I a patente US no 7,607,310, que se incorpora aquí como referencia, proporciona una metodología tanto para crear como para almacenar una mezcla en fase líquida de gas natural y un disolvente de hidrocarburo ligero en condiciones de temperatura preferidas de por debajo de -40°(-40°C) hasta alrededor de - 80°F (-62.2X), y condiciones de presión preferidas de alrededor de 1200 psig (84.36 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 2150 psig (151.14 kg/cm2 manométricos). La mezcla en fase líquida de gas natural y disolvente de hidrocarburo ligero se denomina en lo sucesivo como producto o mezcla de líquido de gas comprimido (CGL). Aunque la tecnología de CGL permite una densidad de cargamento mejorada con la combinación de una menor energía del procedimiento para un almacenamiento en estado líquido no lograble mediante sistemas y procedimientos de LNG, PLNG y CNG, la economía exigente del desarrollo de reservas en áreas marginales exige la necesidad de incrementar la densidad de cargamento reducir la energía del procedimiento, y reducir la masa del buque de contención.

En consecuencia, es deseable proporcionar sistemas y métodos que faciliten el desarrollo económico de reservas remotas o descubiertas pero no utilizables a obtener por un medio no proporcionado por los sistemas de LNG, PLNG o CNG y que utilicen sistemas y un procedimiento de CGL para el almacenamiento de gas natural para obtener una mayor densidad de cargamento, una reducción de la energía del procedimiento, y una reducción en la masa del buque de contención inherentes.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Las modalidades proporcionadas aquí están dirigidas a sistemas y métodos tanto para crear como para almacenar una mezcla en fase líquida más densa de gas natural y disolvente de hidrocarburo ligero en unas condiciones de temperatura y presión que faciliten relaciones volumétricas mejoradas del gas almacenado en los sistemas de contención de construcción más ligera. En una modalidad preferida, la densidad mejorada del almacenamiento de gas natural, en comparación con gas natural comprimido (CNG) y gas natural líquido a presión (PLNG) en las mismas condiciones de temperatura y presión, es posible usando disolventes hidrocarbonados tales como disolventes a base de hidrocarburos ligeros , incluyendo etano, propano y butano , un disolvente líquido de gas natural (NGL) , o un disolvente a base de gas de petróleo líquido ( LPG) , en condiciones de temperatura global desde -80°F (-62.2°C) hasta alrededor de -I20 (-84.4X) con condiciones de presión global que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.5 kg/cm2 manométricos), y en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.2 kg/cm2 manométricos) o, más preferiblemente, en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.2 kg/cm2 manométricos).

Las modalidades descritas aquí también se refieren a un medio dimensionable para recibir producción bruta (incluyendo NGLs) o gas natural semiacondicionado, acondicionar el gas , producir un producto de líquido de gas comprimido (CGL) que comprende una mezcla en fase líquida del gas natural y el disolvente de hidrocarburo ligero, y transportar el producto de CGL al mercado, en el que se suministran gas de calidad de gasoducto o productos fraccionados de una manera que utiliza menos energía que cualquiera de los sistemas de CNG o LNG y que da una mejor relación de masa de cargamento a masa de contención para el componente de gas natural en el transporte que la ofrecida por los sistemas de CNG .

Otros sistemas métodos, características y ventajas de las modalidades serán o se harán manifiestos para un experto en la técnica al examinar las siguientes figuras y descripción detallada.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Los detalles de las modalidades, incluyendo la fabricación, estructura y operación, se pueden recabar en parte mediante el estudio de las figuras que se acompañan, en las que números de referencia similares se refieren a partes similares. Los componentes en las figuras no están necesariamente a escala, poniéndose en su lugar énfasis en ilustrar los principios de las modalidades descritas aquí. Además, todas las ilustraciones están destinadas a transmitir conceptos, en las que los tamaños relativos, formas y otros atributos detallados se pueden ilustrar esquemáticamente en lugar de literal o precisamente.

La Fig. 1 es una gráfica del factor de compresibilidad (Z) del gas natural a temperaturas y presiones pseudorreducidas a partir del GPSA Engineering Data Book con una superposición de información referida a LNG, PLNG, CNG y CGL.

La Fig. 2A es un diagrama de flujo esquemático de un procedimiento para producir producto de CGL y cargar el producto de CGL en un sistema de contención de gasoducto.

La Fig. 2B es un diagrama de flujo esquemático de un procedimiento para producir producto de CGL con un bucle de control de optimización del disolvente par a maximizar la eficiencia de almacenamiento del gas original.

La Fig. 2C es un diagrama de flujo que ilustra las etapas en un procedimiento de control para la optimización del disolvente en I a producción de CGL para maximizar la eficiencia de almacenamiento del gas original.

La Fig. 2D es un diagrama de flujo esquemático de un procedimiento para descargar producto de CGL desde el sistema de contención y separar el gas natural y el disolvente del producto de CGL.

La Fig. 3A es un esquema que ilustra un principio de desplazamiento de fluidos para cargar producto de CGL en un sistema de contención.

La Fig. 3B es un esquema que ilustra un principio de desplazamiento de fluidos para descargar producto de CGL desde un sistema de contención.

Las Figs. 4A y 4B son gráficas que muestran la relación volumétrica (v/v) de CNG y PLNG, y I a relación volumétrica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente etánico a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 5A y 5B son gráficas que muestran la relación volumétrica (v/v) de CNG y PLNG, y la relación volumétrica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente propánico a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 6A y 6B son gráficas que muestran la relación volumétrica (v/v) de CNG y PLNG, y I a relación volumétrica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente butánico a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 7A y 7B son gráficas que muestran la relación volumétrica (v/v) de CNG y PLNG, y la relación volumétrica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente de NGL/LPG que tiene una influencia de propano a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 8A y 8B son gráficas que muestran I a relación volumétrica (v/v) de CNG y PLNG, y la relación volumétrica VA/ de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente de NGL/LPG que tiene una influencia de butano a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 9 y 10 son diagramas esquemáticos de sistemas de CGL que permiten que el gas de producción bruta (incluyendo NGLs) sea cargado, procesado, acondicionado, transportado (en forma líquida) y suministrado al mercado como gas natural de calidad de gasoducto o productos de gas fraccionado.

Las Figs. 1A y 1 1 B son gráficas que muestran la relación másica (m/m) de CNG y PLNG, y la relación másica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente etánico al medio de contención a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 12A y 12B son gráficas que muestran la relación másica (m/m) de CNG y PLNG, y la relación másica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de d i sol vente de C3 al medio de contención a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento Las Figs. 13A y 13B son gráficas que muestran la relación másica (m/m) de CNG y PLNG, y la relación másica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente de C4 al medio de contención a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 14A y 14B son gráficas que muestran la relación másica (m/m) de CNG y PLNG, y la relación másica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente de NGL que tiene una influencia de propano al medio de contención a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

Las Figs. 15A y 15B son gráficas que muestran la relación másica (m/m) de CNG y PLNG, y la relación másica de un componente de gas natural de una mezcla de CGL a base de disolvente de NGL que tiene una influencia de butano al medio de contención a las mismas temperaturas y presiones de almacenamiento.

La Fig. 16A es una vista en alzado posterior de una modalidad de un apilamiento de tubos que muestra accesorios interconectadores que constituyen parte del sistema de contención de gasoductos.

La Fig. 16B es una vista en alzado posterior opuesta de la modalidad de un apilamiento de tubos de la Fig 16A que muestra accesorios interconectadores.

La Fig. 16C es una vista en alzado posterior que muestra múltiples haces de apilamientos de tubos acoplados juntos lado a lado.

Las Figs. 16D-16F son vistas en alzado, en detalle y en perspectiva de un elemento de soporte del apilamiento de tubos.

Las Figs. 17A-17D son vistas en alzado posterior, en sección escalonada (tomada a lo largo de la línea 17B-17B en la Fig. 17A), en planta y en perspectiva del enmarcado de haces para el gasoducto de contención.

La Fig. 17E es una vista en planta de haces de tubos apilados entrelazados a lo largo del espacio de carga del buque.

La Fig. 18A es un esquema que ilustra el uso de un sistema de contención para una carga parcial de NGL.

La Fig. 18B es un diagrama de flujo esquemático que ilustra gas bruto procesado, acondicionado, cargado, transportado (en forma líquida) y suministrado a un mercado como gas natural de calidad de gasoducto junto con productos fraccionados.

Las Figs. 19A-19C son vistas en alzado, en planta, y en sección de la proa de un buque de conversión con configuración de transportador integral.

Las Figs. 20A-20B son vistas en alzado y en planta de una gabarra de carga para las capacidades de procesamiento de gas, acondicionamiento, y producción de CGL.

Las Figs. 21A-21 C son vistas en sección frontal, en alzado lateral y en planta de un buque lanzadera de reciente construcción con capacidades de transferencia de productos de CGL.

La Fig. 22 es una vista en sección transversal del área de almacenamiento de un nuevo buque de reciente construcción (tomado a lo largo de la línea 22 - 22 en la Fig. 21 B) que muestra la posición relativa de la cubierta superior y la zona de deformación absorbente reducida.

Las Figs. 23A-23B son vistas en alzado y en planta de una gabarra de descarga con capacidad de fraccionamiento y recuperación del disolvente para su reutilización.

Las Figs. 24A-24D son vistas en alzado, en planta y en detalle de un remolcador articulado y una gabarra de carga con capacidades de servicio de transporte de CGL y de transferencia de productos.

La Fig. 25 es un diagrama de flujo que ilustra gas bruto procesado a través de un tren de proceso de carga modular.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Las modalidades proporcionadas aquí se refieren a sistemas y métodos tanto para crear como para almacenar una mezcla en fase líquida de gas natural y disolvente de hidrocarburo ligero en condiciones de temperatura y presión que facilitan relaciones volumétricas mejoradas del gas almacenado en los sistemas de contención de construcción ligera. En una modalidad preferida , la densidad de almacenamiento mejorada de gas natural , en comparación con gas natural comprimido (CNG) y gas natural líquido a presión (PLNG) en las mismas condiciones de temperatura y presión, es posible usando disolventes hidrocarbonatos tales como disolventes a base de hidrocarburos ligeros tales como etano , propano y butano, un disolvente a base de liquido de gas natural (NGL) o un disolvente a base de gas de petróleo líquido (LPG) en condiciones de temperatura desde menos de -80°F (-62.2°C) hasta alrededor de - 120°F (-84.4°C), con condiciones de presión global que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.5 kg/cm2 manométricos), y en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.2 kg/cm2 manométricos), o, más preferiblemente, en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.2 kg/cm2 manométricos).

Esta solicitud se refiere a la solicitud U.S. serie n° 12/486627, presentada el 17 de junio de 2009, y a la solicitud provisional U.S. serie n° 61/392,135, presentada el 12 de octubre de 2010, que se incorporan totalmente como referencia.

Antes de volver a la manera en I a que funcionan las presentes modalidades, se proporciona un breve repaso de la teoría de gases ideales. La combinación de la Ley de Boyle, la Ley de Charles y la Ley de Presiones proporciona la relación para condiciones cambiantes en las cuales se almacena un gas: (P1 * V1 )/T1 = (P2 * V2)/T2 =Constante (1) en la que P= presión absoluta V= volumen del gas T= temperatura absoluta Se atribuye un valor fijo al valor R, conocido como la Constante Universal de Gases. Por tanto, una ecuación general se puede escribir según lo siguiente: P * V = R * T (2) Esta relación de gases ideales es adecuada a bajas presiones, pero se queda corta en exactitud para el comportamiento de gases reales a las mayores presiones experimentadas en el mundo práctico.

Para dar cuenta de la diferencia en el comportamiento de fuerzas intermoleculares entre un gas ideal y un gas real, se introduce un factor de compresibilidad adimensional correctivo, conocido como z . El valor de z es una condición de los constituyentes gaseosos y de las condiciones de temperatura y presión de I a contención. Por tanto: P * V = z * R * T (3) Reescribiendo la en forma de masa molecular (MW), la relación toma la forma: P * V = z * R *T = ( Z * R * T ) / ( MW ) ( 4) en la que se introduce un valor específico de z con relación a los constituyentes gaseosos, temperatura y presión, referido ahora como Z. Esta ecuación se reescribe entonces para dar cuenta de la densidad del gas p = 1 V. Por tanto: p = P *(MW) / (Z * R * T) ( 5) Esta relación es el origen para las densidades de fase gaseosa usada en las modalidades descritas aquí.

La Gas Processors Suppliers Association pública un Engineering Data Book para la industria que muestra la relación gráfica de Z para todas las mezclas de hidrocarburos ligeros de masa molecular por debajo de un valor de MW = 40. Basándose en el teorema de los estados correspondientes, esta gráfica usa valores pseudorreducidos de las condiciones de almacenamiento de presión y temperatura para dar el factor de compresibilidad Z para todas las mezclas de hidrocarburos ligeros relevantes independientemente de la mezcla de fases o de constituyentes. Los valores pseudorreducidos de las condiciones de temperatura y presión se expresan como valores absolutos de estas propiedades medidas divididos entre la propiedad crítica de la mezcla hidrocarbonada objeto.

Las modalidades descritas aquí buscan acelerar el comienzo de un valor de almacenamiento más denso de gas natural mediante la adición de disolventes de hidrocarburos ligeros. Como se puede observar a partir de la Ecuación (5), se obtiene una densidad incrementada cuando disminuye el valor de Z. En el área seleccionada de operación de las modalidades descritas aquí, el valor de Z del gas natural se reduce mediante la introducción de un disolvente de hidrocarburo ligero en el gas natural, para crear una mezcla en fase líquida del disolvente y gas natural denominada aquí como una mezcla de líquido de gas comprimido (CGL).

La Fig. 1 muestra una reproducción de la parte relevante de esta gráfica del factor Z, publicada por la GPSA como "FIG. 23 - 4". Esta parte de la gráfica supone la forma de una serie de curvas catenarias que se originan desde un punto común de Z = 1 y presión = 0 unidades absolutas. La región de actividad para la tecnología de CGL está situada en el extremo inferior de las curvas mostradas en FIG. 1 , donde los valores para Z se aproximan a 0.3 o menos. Las mejoras computacionales realizadas a las ecuaciones de estado y el teorema de estados correspondientes desde la publicación original de esta gráfica en 1941 han permitido el cálculo de una línea de comportamiento aproximado para la temperatura pseudorreducida Tr = 1.0 para definir mejor la región, dando lugar a las modalidades descritas aquí. También se añade una línea definida como una frontera de fase de disolvente, por debajo de la cual se encontró que se logra el comienzo acelerado del estado líquido mediante la adición de disolventes de hidrocarburos ligeros. Las mezclas de CGL que usan disolventes derivados de disolventes de hidrocarburos ligeros, tales como etano, propano y butano, se encuentran en la base de las curvas catenarias mostradas aquí. Hacia arriba y hacia la derecha existe una región definida como "hidrocarburos pesados líquidos" en la que los disolventes de hidrocarburos de C6 a C12 producen mejoras en la densidad de la mezcla a presiones y temperaturas mucho mayores más allá del alcance de la modalidad preferida . Las tecnologías de CNG (gas natural comprimido) enfriado ocupan una región en la parte izquierda central del diagrama, en la que los valores aproximados de Z se encuentran entre 0.4 y 0.7. El LNG lineal, a presión atmosférica y -260°F (-162.2°C), se encuentra hacia la esquina izquierda inferior del diagrama, en la que el valor de Z se aproxima a cero (aprox. 0.01) El PLNG ocupa una región triangular invertida intermedia, desde el punto de LNG hasta la zona de CGL. Los gasoductos de transmisión de gas comprimido que operan a temperaturas próximas a la atmosférica ocupan las bandas catenarias superiores, y se agrupan en torno al punto derecho superior de origen de las curvas. Los valores para Z para este modo de transporte van típicamente desde alrededor de 0.95 hasta 0.75 en los sistemas más eficientes.

De este modo, se observa que las cuatro tecnologías de almacenamiento pasan desde LNG hasta PLNG hasta CGL hasta CNG, moviéndose desde la parte izquierda inferior hasta la parte derecha superior del diagrama del factor Z. Cada una es distinta por propio derecho, originándose la condición de almacenamiento mediante la aplicación de enfriamiento y compresión. Las cargas de energía más pesadas con relación al estado comprimido se encuentran en los extremos de estas condiciones de almacenamiento, en las tecnologías de LNG y CNG. El calor de compresión y el enfriamiento requerido para CNG, y los últimos 50°F ( 0°C) de enfriamiento (según se señala por Woodall, patente US 6,085,828) en el caso de LNG, justifican la gravitación hacia la tecnología de CGL en el campo medio para condiciones de almacenamiento que requieran la entrada mínima de energía, lo que permite que exista más gas de boca de pozo disponible para la venta al mercado.

Sin limitación en los valores citados siguientes, la tecnología de CGL ofrece la mejor compresión de almacenamiento para gasto de energía por unidad de gas natural suministrado. Medidas frente a LNG a una relación volumétrica (V /V) aproximada de 600:1 , estas alternativas requieren menos materiales exóticos y procesamiento para producir un valor V/V superior para CGL de aproximadamente 400:1 como se describe más abajo.

La Fig. 2A ilustra las etapas y componentes del sistema en un procedimiento 100 que comprende la producción de mezcla de CGL que comprende una mezcla en fase líquida de gas natural (o metano) y un disolvente de hidrocarburo ligero, y el almacenamiento de la mezcla de CGL en un sistema de contención. Para el procedimiento 100 de CGL, primero se prepara para la contención una corriente de gas natural 101 usando trenes del procedimiento industrial estándar simplificado, en I os que los hidrocarburos más pesados, junto con gases ácidos, nitrógeno en exceso y agua, se eliminan para cumplir las especificaciones del gasoducto según los dictados de los constituyentes del gas de campo. La corriente 101 de gas se prepara entonces para almacenamiento comprimiendo hasta una presión deseada, y combinándola entonces con el disolvente 102 de hidrocarburos ligeros en una mezcladora estática 103 antes de enfriar la mezcla resultante hasta una temperatura preferida en un enfriador 104 para producir un medio 105 en fase líquida denominado como el producto de CGL.

Para una condición de almacenamiento dada definida por una coordenada de temperatura y presión, se encuentra que hay una relación específica de disolvente a gas natural que produce la mayor r elación volumétrica neta para el gas natural almacenado en la mezcla de CGL en las condiciones de almacenamiento definidas para un disolvente y composición de gas natural predeterminados. A fin de mantener la relación volumétrica óptima (eficiencia de almacenamiento), se construye un bucle de control en el sistema de carga. A intervalos frecuentes, el bucle de control monitoriza la composición fluctuante de la corriente de gas natural de entrada, y ajusta el porcentaje de moles de disolvente añadido para mantener una densidad de almacenamiento óptima de la mezcla de CGL resultante. Volviendo a la Fig. 2B, se ilustra un ejemplo de las etapas y componentes del sistema en un procedimiento 130 para producir el producto de CGL con un bucle 140 de control de optimización del disolvente para maximizar la eficiencia de almacenamiento del gas original. Como se representa, los componentes del sistema del procedimiento 130 de producción de CGL incluyen un conjunto medidor 132 que recibe gas 101 desde una unidad de deshidratación de gas. El conjunto medidor incluye una pluralidad de conjuntos 134A, 134B, 134C y 134D individuales con un caudalímetro o sensor 143A, 143B, 143C y 143D colocados en ellos. El conjunto medidor 132 alimenta el gas 101 a una mezcladora estática 103, que combina un disolvente 102 de hidrocarburo ligero con el gas 101 para formar el producto 105 de CGL. El disolvente 102 se alimenta a través de una línea 137 de inyección de disolvente mediante una bomba 138 de inyección de disolvente a la mezcladora estática 103 desde un tanque 136 de bombeo de disolvente, que recibe el disolvente 102 desde un enfriador de disolvente. El producto 105 de CGL se descarga desde la mezcladora estática 103 a lo largo de una línea 135 de descarga de producto de CGL a un intercambiador 104 de calor de CGL.

Como se representa, el bucle 140 de control optimizador de disolvente incluye una unidad o controlador 142 optimizador de disolvente, que tiene un procesador en el que funciona un programa de software del optimizador de disolvente. La unidad 142 optimizadora de disolvente está acoplada a un caudalímetro 144 de disolvente colocado en la línea 137 inyectora de disolvente, tras la bomba 138 de inyección de disolvente. La unidad 142 optimizadora de disolvente también está acoplada a una válvula 1 46 de control del flujo, colocada en la línea 137 inyectora de disolvente tras el caudalímetro 144 de disolvente. El bucle 140 de control optimizador de disolvente incluye además una unidad 148 de cromatografía de gases acoplada a la unidad 142 optimizadora de disolvente .

En operación, la unidad 148 de cromatografía de gas determina la composición del gas entrante 101 recibido desde una localización antes del conjunto 132 de medida y/o una localización antes de la mezcladora estática 103. La unidad 148 de cromatografía de gases determina la composición del disolvente entrante 102 recibido desde una localización en la línea 137 de inyección antes del caudalímetro 144 y la composición del producto 105 de CGL caliente saliente recibido de una localización en la línea 135 de descarga antes del intercambiador 104 de CGL. La composición del gas 101 , del disolvente 102 y del producto 105 del CGL se comunica mediante la unidad 148 de cromatografía de gases a la unidad 142 optimizadora de disolvente. La unidad 142 optimizadora de disolvente también recibe el caudal del gas 101 desde los sensores 143A, 143B, 143C y 1430 de flujo y el caudal del disolvente 102 desde el caudalímetro 144. Como se discute con respecto a la Fig. 2C , la unidad 142 optimizadora de disolvente usa este dato para calcular una relación volumétrica óptima del gas 101 y la relación de la mezcla de disolvente a gas correspondiente para lograr la relación volumétrica óptima del gas 101 , y controlar la válvula 146 de control del flujo para mantener la relación de mezcla de disolvente a gas óptima.

Como se representa en la Fig. 2C, un procedimiento 1 140 de control para la optimización de disolvente incluye la determinación de la composición del gas 101 en la etapa 1 142, la determinación de la composición del disolvente 102 en la etapa 1 144, y la determinación del caudal del gas 101 en la etapa 1146. En la etapa 1148, un programa de optimización toma la composición del gas 101 y del disolvente 102, y un intervalo de condicione s de almacenamiento, es decir, temperaturas y presiones 1 11 de contención, introducidas desde un usuario, y calcula la relación volumétrica (eficiencia de almacenamiento) del componente gaseoso 101 del producto 105 de CGL, es decir, la relación volumétrica neta del componente gaseoso 101 del producto 105 de CGL, a lo largo de un intervalo de presiones, temperaturas en relaciones de mezcla de disolvente a gas (fracción en moles de disolvente) para encontrar la relación de mezcla de disolvente a gas que maximiza la eficiencia de almacenamiento del gas original. La relación volumétrica neta del componente gaseoso 101 del producto 105 de CGL se calcula según lo siguiente: relación volumétrica neta = (densidad de I a mezcla de CGL en las condiciones de almacenamiento) * (% decimal por masa de constituyente de gas natural) 1 (densidad de constituyente de gas natural en las condiciones de temperatura y presión estándar). La mezcla de disolvente y gas se determina mediante reglas basadas en la ecuación de estado termodinámica en uso. Estas ecuaciones de estado (Peng Robinson, SRK, etc.) funcionan basándose en propiedades termodinámicas de los componentes del gas de hidrocarburo 101 y del disolvente 102.

Como indica la etapa 1 150, el programa continúa calculando la relación volumétrica neta hasta que determina que incrementando la relación disolvente a gas de la mezcla no permite el almacenamiento de más gas para las condiciones de almacenamiento. Una vez se determina la - 17 - relación volumétrica (V/V) máxima, la válvula de control del flujo se abre en la etapa 1 152 si ya no está abierta. En la etapa 1 154, el programa determina si el caudal real del disolvente medido por el caudalímetro 14 4 coincide con el caudal que corresponde a la fracción en moles de disolvente óptima calculada en I a etapa 1148. Si los caudales coinciden, no se requiere ninguna acción, como se indica en la etapa 1 156. Si los caudales no coinciden, la válvula 14 6 de control del flujo se ajusta en la etapa 158.

En las etapas 1 160 y 1 162 se proporciona una comprobación adicional para asegurarse de que se ha proporcionado el caudal de disolvente apropiado. Como se indica, la composición del producto 105 de CGL caliente se determina en la etapa 1 160. En la etapa 1 162, el programa compara las propiedades de un producto de CGL basado en la relación calculada de disolvente a gas con las propiedades del producto 105 de CGL caliente. Si las propiedades coinciden, no se requiere ninguna acción, como se indica en la etapa 1 164. Si las propiedades no coinciden, el programa ajusta la válvula de control de flujo en la etapa 1 158 para producir un producto 105 de CGL caliente con propiedades que coinciden con las propiedades de un producto de CGL basado en la relación calculada de disolvente a gas.

La patente US n° 7,607,310, que se incorpora aquí como referencia, describe una metodología tanto para crear como para almacenar un suministro de producto de CGL en condiciones de temperatura que oscilan preferiblemente desde menos de -40°F (-40°C) hasta alrededor de -80°F (- 62.2°C) y condiciones de presión de alrededor de 1200 psig (84.3 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 2150 psig (151.1 kg/cm2 manométricos), siendo las densidades de almacenamiento para el componente de gas natural del producto de CGL mayores que las densidades de almacenamiento de CNG para las misma temperatura y presión de almacenamiento.

La Fig. 2D ilustra las etapas y componentes del sistema en un procedimiento 1 10 para descargar producto - 8 - de CGL desde el sistema de contención y separar el gas natural y el disolvente del producto de CGL. Para descargar el producto 105 de CGL desde la tubería 106 de contención, se repasan los ajustes de las válvulas, y se invierte e I caudal de fluido 107 de desplazamiento y se mueve mediante una bomba 1 11 para retornar al a tubería 106 de contención para sacar el producto 105 de CGL más ligero fuera de la contención hacia un tren 1 13 de fraccionamiento que tiene una torre 1 2 de separación para separar el producto 105 de CGL en los constituyentes de gas natural y disolvente. El gas natural sale por la parte superior de la torre 1 12, y es transportado hacia los gasoductos de transmisión. El disolvente sale por la base de la torre 1 12 de separación, y fluye a una torre 1 14 de recuperación del disolvente, en la que e I disolvente recuperado se devuelve 1 17 a un sistema de producción de CGL. Se puede obtener un gas natural de especificación de mercado utilizando un módulo 115 de ajuste de BTU/Wobbe del gas natural, que mide cualesquiera constituyentes más pesados requeridos como corriente 1 18 de flujo de regreso en la corriente 1 16 de flujo para producir la corriente de gas cargada originalmente.

Volviendo a las Figs. 3A y 3B, se ilustra el principio del uso de fluido de desplazamiento, que es habitual en otras formas de la industria de hidrocarburos, en las condiciones de almacenamiento aplicables a los buques de contención tubular es horizontales específicos o tuberías usadas en las modalidades descritas. En el procedimiento 1 19 de carga, el producto 105 de CGL se carga en el sistema 106 de contención a través de una válvula 121 de aislamiento, que se ajusta a abierta en una línea de entrada, frente a la contrapresión del fluido 107 de desplazamiento para mantener el producto 105 de CGL en su estado líquido. El fluido 107 de desplazamiento comprende preferiblemente una mezcla de metanol y agua. Una válvula 122 de aislamiento se ajusta a cerrada en una línea de descarga.

A medida de que el producto 105 de CGL fluye al sistema 106 de contención, desplaza el fluido 107 de desplazamiento, haciendo que fluya a través de una válvula 124 de aislamiento situada en una línea que retorna a un tanque 109 de fluido de desplazamiento y ajustada a abierta. Una válvula 127 de control de la presión en esta línea de retorno retiene el fluido 107 de desplazamiento a una contrapresión suficiente para asegurar que el producto 105 de CGL se mantiene en un estado líquido en el sistema 106 de contención. Durante el procedimiento de carga, una válvula 125 de aislamiento en una línea de entrada de fluido de desplazamiento se ajusta a cerrada.

Al alcanzar su destino, un buque de transporte o carguero que transporta el producto 105 de CGL descarga el producto 105 de CGL desde el sistema de contención a través de un procedimiento 120 de descarga que utiliza una bomba 126 para invertir el flujo F del fluido 107 de desplazamiento desde el tanque de almacenamiento 109 a través de una válvula 125 de aislamiento abierta hasta los haces 106 de tuberías de contención para empujar el producto 105 de CGL más ligero a un distribuidor del procedimiento hacia el equipo de fraccionamiento de un tren 129 del procedimiento de separación de CGL . El producto 105 de CGL desplazado se elimina del sistema 106 de contención frente a la contrapresión de la válvula 123 de control en el distribuidor del procedimiento a través de una válvula 22 de aislamiento que ahora se ajusta a abierta. El producto 105 de CGL se mantiene en el estado líquido hasta este punto, y sólo cambia repentinamente en una alimentación del procedimiento gaseosa/líquida traspasar a través de la válvula 123 de control de presión. Durante este procedimiento, las válvulas 121 y 124 de aislamiento permanecen en el ajuste de viaje cerrado.

En interés adicional del espacio de almacenamiento limitado a bordo de un buque, una vez que la carga de CGL es empuja da fuera de I a contención, las válvulas 122 y 125 se cierran, y el fluido 107 de desplazamiento es retornado mediante una línea de baja presión (no mostrada) al tanque 109 para el reuso en el llenado/vaciado de un haz de tuberías sucesivo (no mostrado). El fluido reusado se suministra nuevamente vía la bomba 126, alimentando una válvula colectora recientemente abierta (no mostrada) en sucesión a la válvula 125 ahora cerrada hacia el haz de tuberías sucesivo. Mientras, la contención 106 del gasoducto, ahora drenada de fluido de desplazamiento, se purga con un gas 128 de manto de nitrógeno hacia y se deja en un estado inerte como un haz de tuberías aislado "vacío".

La patente US n° 7,219,682, que ilustra uno de tales métodos de fluido de desplazamiento adaptable a las modalidades descritas aquí, se incorpora aquí como referencia.

Independientemente del material de contención, las relaciones másicas de contención logrables en un sistema de CGL se mejoran almacenando el producto de CGL en condiciones de temperatura desde menos de -80° (-62.2°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C), con condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.5 kg/cm2 manométricos), y en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 300 psig 21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.2 kg/cm2 manométricos), o , más preferiblemente, en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.2 kg/cm2 manométricos).

Las Figs. 4A y 4B, 5A y 5B, 6A y 6B, 7A y 7B y 8A y 8B muestran el comportamiento relativo de las mezclas de CGL y del de CNG y PLNG en las mismas condiciones de almacenamiento de temperatura y presión. El comportamiento se da como la relación volumétrica (VA/) de cada condición de almacenamiento que se referencia como un punto de presión / temperatura particular. La relación V/V expresada es la densidad del gas natural en las condiciones de almacenamiento dividida entre la densidad del mismo gas en condiciones estándar de una atmósfera de presión y una temperatura de 60°F. El valor V/V de CGL es un valor de densidad neto del componente de gas natural en el producto de CGL dividido entre la densidad del mismo gas natural en condiciones estándar de una atmósfera de presión y una temperatura de 60° F. De este modo, se examinan los dos sistemas en una referencia común de gas natural almacenado, independientemente del componente de disolvente en las mezclas de CGL. Como se ilustra en las Figs. 4A y 4B, 5A y 5B, 6A y 6B, 7A y 7B, y 8A y 8B, la densidad de carga de gas natural deriva de una mezcla de gas representativa de un producto típico de ventas norteamericano que tiene un valor calorífico bruto (GHV) de 1050 Btu/ft3 (SG = 0.6 aprox.).

Las Figs. 4A y 4B, 5A y 5B, 6A y 6B, 7A y 7B, y 8A y 8B, muestran el comportamiento relativo de mezclas de CGL a base de disolventes diferentes. Las mezclas de CGL a base de etano, propano y butano se muestran en primer lugar en las Figs. 4B, 5B y 6B, que representan el comportamiento de los tres disolventes fundamentales que subyacen a la densidad mejorada de la tecnología de CGL. Dos mezclas de propano y butano diferentes forman entonces los disolventes en las Figs. 7B y 8B, y son representativas de disolventes a base de NGL y LPG que se pueden derivar de los tres constituyentes fundamentales. El comportamiento se muestra como la relación VA/ para líneas de presión constante en diversas condiciones de temperatura. Las curvas de la mezcla de CGL tienen información adicional para cada punto de temperatura/presión, que dan el % en moles requerido de disolvente necesario para lograr valores de V/V netos máximos para ese punto de almacenamiento particular.

Con referencia a las Figs. 5A y 5B que muestran el comportamiento del intervalo medio de mezclas de productos de CGL a base de disolvente de propano, las siguientes observaciones son representativas del comportamiento de las restantes mezclas de CGL a base de disolventes de etano, butano, y NGL y LPG. Una región de comportamiento mejorado que va direccionalmente desde el punto de almacemamiento de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos), -120 (-84.8°C) hasta el punto de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos), -40°F (-40°C) muestra valores de V/V mejorados para la mezcla de CGL cuando se compara con el caso de CNG/PLNG sujeto a las mismas condiciones de almacenamiento .

Para lograr el comportamiento en el mejor caso de intervalo de relación volumétrica de 300 a 400, la cantidad del porcentaje en moles de concentración de disolvente en la mezcla de producto de CGL surge desde alrededor de 10% en moles en condiciones de baja temperatura y baja presión hasta mayores concentraciones de 16 a 21 % en moles en condiciones del intervalo medio, y después disminuye hasta concentraciones menores en el intervalo de 8 a 13% en las condiciones de temperatura más elevada y presión más elevada . En cualquier lado de esta región de comportamiento mejorado, hay una caída en la ganancia de V V para el almacenamiento de CGL con relación a aquél para el almacenamiento de CNG y PLNG del gas natural lineal. En las regiones de mayor presión y menor temperatura, las densidades de almacenamiento del almacenamiento de CGL se aproximan a las densidades de almacenamiento del almacenamiento de PLNG. Cuanto más alejado se está de esta región efectiva, más bajos son los porcentajes de disolvente exigidos para el almacenamiento de CGL para acercarse a los valores de V/V del almacenamiento de PLNG. Los valores superiores de V/V para el almacenamiento de PLNG de gas natural lineal en esta región son comercialmente atractivos, pero están sujetos a un procedimiento de energía más incrementado que el requerido para el almacenamiento de CGL en áreas de interés a lo largo de la región efectiva.

De forma similar, el comportamiento del almacenamiento de CGL va disminuyendo a medida que nos alejamos de la región efectiva hacia puntos de almacenamiento de menor presión y mayor temperatura. Aquí, los valores logrados de V/V se miden frente al comportamiento del almacenamiento de CNG. Para lograr los mejores resultados de V/V, el requisito para un estado líquido del producto de CGL exige que se añadan mayores porcentajes en moles de disolvente a la mezcla de producto de CGL a medida que las condiciones se alejan de la región - una situación no tan adecuada para los límites marítimos ajustados en el espacio de almacenamiento, como lo es para el servicio en tierra tal como los sistemas de neutralización de picos.

Los niveles crecientes de disolvente exigidos en esta área para que CGL se comporte mejor que CNG coloca a la tecnología frente a una ley de retornos cada vez más pequeños con relación al espacio disponible para que las moléculas de gas natural entren en la mezcla de producto de CGL. Eventualmente, el valor de V/V para el almacenamiento de CGL cae abruptamente en comparación con el del almacenamiento de CNG. Los valores superiores pero bajos de VA/ para el almacenamiento de CNG en esta región han limitado la atracción comercial debido a la baja relación de masa de carga de gas a masa de contención.

Como se representa en las Figs. 4A y 4B, el comportamiento de las mezclas de productos de CGL obtenidas a partir de disolventes a base de etano más ligeros muestra una región similar de comportamiento mejorado con relación al de las mezclas de productos de CGL obtenidas a partir de disolventes a base de propano, con lo que la relación de V/V del almacenamiento de CGL en las condiciones seleccionadas es mayor que aquella de gas natural lineal almacenado de forma similar usando un almacenamiento de CNG o PLNG. Las Figs. 4A y 4B muestran propiedades beneficiosas para mezclas de productos de CGL a base de disolventes etánicos a una presión elevada de 1400 psig (98.42 kg/cm2 manométricos), -40°F (-40°C), en comparación con la posición más externa de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) a -40°F (-40°C) de mezclas de productos de CGL a base de disolventes propánicos. La región comienza nuevamente en la condición para 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a - 120°F (-84.4X), aumentando el comportamiento beneficioso y disminuyendo a medida que las condiciones se mueven hacia la condición de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) a -40°F (-40°C). Al igual que con las mezclas de productos de CGL a base de disolventes propánicos, hay una caída similar en el comportamiento de los valores de V/V par el almacenamiento de CGL con relación al almacenamiento de gas natural lineal usado en sistemas de CNG o PLNG que se produce a medida que las condiciones de almacenamiento tienden hacia regiones por encima y por debajo de la región efectiva.

Las Figs. 6A y 6B, 7A y 7B y 8A y 8B muestran propiedades beneficiosas para mezclas de productos de CGL a base de disolventes butánicos, de NGL y LPG. Se observa un pequeño desplazamiento en el comportamiento hacia puntos entre 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) a -30°F (-34.4°C) y para 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a -120°F (-84.4°C) con relación a los casos para mezclas de productos de CGL a base de disolventes etánicos y propánicos. Nuevamente de acuerdo con mezclas de productos de CGL a base de disolventes etánicos y propánicos, hay una caída similar en el comportamiento de las cifras de V/V para el almacenamiento de CGL con relación a aquellas de gas natural lineal que usan sistemas de CNG o PLNG en regiones de almacenamiento por encima y por debajo de la región.

En conjunto, está claro a partir de las Figs. 4A a 8B que el almacenamiento de CGL se comporta mejor que el almacenamiento de PLNG y de CNG en una región que se extiende entre 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a -120°F (-84.4°C) y 1600 (112.4 kg/cm2 manométricos) a 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) a -30°F (-34.4°C). El área preferida de almacenamiento es aproximadamente un conjunto lineal de condiciones de presión y temperatura que forman un área beneficiosa entre estas dos condiciones de contención. Los valores de V/V más elevados se pueden lograr con PLNG a expensas de un mayor consumo de energía unitaria. No obstante, los valores de relación volumétrica (V V) se pueden obtener razonablemente entre 285 y 391 veces aquél de gas natural lineal en condiciones estándar. El mayor valor de V/V de 391 se produce para una mezcla de producto de CGL a base de disolvente propánico a 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos), -120°F (-84.4°C), y supera el valor de V/V equivalente de 1 12 para el almacenamiento de CNG de gas natural lineal en casi un factor de 4. El menor valor de V/V d e 267 se produce para una mezcla de producto de CGL a base de disolvente etánico a 1400 psig (98.42 kg/cm2 manométricos), -40°F (-40X), y supera el valor de V/V de 230 para el almacenamiento de CNG de gas natural lineal en un factor de alrededor de 1.16.

Haciendo referencia a la Fig. 4B, se representan las relaciones volumétricas en el componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a diversas concentraciones de etano (C2). Por ejemplo, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a base de disolvente etánico en condiciones de temperatura de menos de -30° (-34.4°C) hasta alrededor de -120 (-84.4°C), con una presión que oscila desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1400 psig (98.42 kg/cm2 manométricos), está en el intervalo de 248 a 357 a concentraciones de etano (C2) en el intervalo de 9 a 43% en moles. A un intervalo de presión más estrecho, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de presión de al rededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura que oscilan desde alrededor de -30° (-34.4°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 274 a 387 a concentraciones de etano (C2) en el intervalo de 9 a 43% en moles. A un intervalo más estrecho de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) y alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 260 a 388 a concentraciones de etano (C2) en el intervalo de 9 a 43% en moles. A un intervalo más preferido de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4X) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 315 a 388 a concentraciones de etano (C2) en el intervalo de 9 a 16% en moles. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 4A y 4B, la relación volumétrica del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación volumétrica de CNG y LNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Haciendo referencia a la Fig. 5B, se representan las relaciones volumétricas en el componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a diversas concentraciones de propano (C3). Por ejemplo, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a base de disolvente propánico en condiciones de temperatura desde menos de -30°F (-34.4°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C), con condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21 .09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) , está en el intervalo de 282 a 392 a concentraciones de propano (C3) en el intervalo de 10 a 21 % en moles. A un intervalo de presión más estrecho, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura que oscilan desde alrededor de -30° (-34.4°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 332 a 392 a concentraciones de propano (C3) en el intervalo de 10 a 21 % en moles. A un intervalo más estrecho de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) y alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 332 a 392 a concentraciones de propano (C3) en el intervalo de 10 a 21 % en moles. A un intervalo más preferido de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120 (-84.4°C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 332 a 392 a concentraciones de propano (C3) en el intervalo de 10 a 21 % en moles. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 5A y 5B, la relación volumétrica del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación volumétrica de CNG y PLNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Haciendo referencia a la Fig. 6B, se representan las relaciones volumétricas en el componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a di versas concentraciones de butano (C4). Por ejemplo, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a base de disolvente butánico en condiciones de temperatura de menos de -30°F (-34.4°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C), con condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos), está en el intervalo de 302 a 360 a concentraciones de butano (C4) en el intervalo de 9 a 28% en moles. A un intervalo de presión más estrecho, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura que oscilan desde alrededor de -30° (-34.4°C) hasta alrededor de -120T (-84.4°C) está en el intervalo de 283 a 359 a concentraciones de butano (C4 ) en el intervalo de 14 a 25% en moles . A un intervalo más estrecho de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) y alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 283 a 359 a concentraciones de butano (C4) en el intervalo de 14 a 25% en moles. A un intervalo más preferido de presión y temperatura, .la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 283 a 359 a concentraciones de butano (C4 ) en el intervalo de 14 a 25% en moles. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 6A y 6B, la relación volumétrica del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación volumétrica de CNG y PLNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Haciendo referencia a la Fig. 7B, se representan las relaciones volumétricas del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a diversas concentraciones de un disolvente de líquido de gas natural (NGL) con una influencia de propano de 75% de C3 a 25% de C4. Por ejemplo, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a base de disolvente de NGL con sesgo de propano en condiciones de temperatura de menos de -30°F (-34.4°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C), con condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos), está en el intervalo de 281 a 388 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de propano en el intervalo de 9 a 41 % en moles. A un intervalo de presión más estrecho, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura que oscilan desde alrededor de -30°F (-34.4°C) hasta alrededor de -120 (-84.4°C) está en el intervalo de 320 a 388 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de propano en el intervalo de 9 a 41 % en moles . A un intervalo más estrecho de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120 (-84.4X) y alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 320 a 388 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de propano en el intervalo de 9 a 41 % en moles. A un intervalo más preferido de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 320 a 388 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de propano en el intervalo de 9 a 41 % en moles. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 7A y 7B, la relación volumétrica del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación volumétrica de CNG y PLNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Haciendo referencia a la Fig. 8B, se representan las relaciones volumétricas del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a diversas concentraciones de un disolvente de NGL con una influencia de butano de 75% de C4 a 25% de C3. Por ejemplo, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a base de disolvente de NGL con sesgo de butano en condiciones de temperatura de menos de - 30°F (-34.4°C) a alrededor de -120 (-84.4°C), con condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos), está en el intervalo de 286 a 373 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de butano en el intervalo de 9 a 26% en moles. A un intervalo de presión más estrecho, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura que oscilan desde alrededor de -30°F (-34.4X) hasta alrededor de -120 (-84.4°C) está en el intervalo de 294 a 373 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de butano en el intervalo de 1 1 a 26% en moles. A un intervalo más estrecho de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120 (-84.4°C) y alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 294 a 373 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de butano en el intervalo de 14 a 26% en moles . A un intervalo más preferido de presión y temperatura, la relación volumétrica ventajosa del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en condiciones de temperatura y presión de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) está en el intervalo de 294 a 373 a concentraciones del disolvente de NGL con sesgo de butano en el intervalo de 14 a 26% en moles. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 8A y 8B, la relación volumétrica del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación volumétrica de CNG y PLNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Otras modalidades descritas más abajo se refieren a un sistema de suministro total construido alrededor de la producción y contención de CGL, y más particularmente a sistemas y métodos que utilizan equipo de almacenamiento y de proceso modularizado dimensionado y configurado para buques de servicio flotantes , plataformas, y buques de transporte para producir una solución total a las necesidades especificas de una cadena de suministro, que permite que se realice el desarrollo económico rápido de reservas remotas por un medio no proporcionado por los sistemas de gas natural líquido (LNG) o gas natural comprimido (CNG), en particular reservas en una localización terrestre o marina de un tamaño considerado " abandonado" o "remoto" por la industria del gas natural . Los sistemas y métodos descritos aquí proporcionan una cadena de valor completa al propietario de la reserva con un modelo de negocio que cubre el procesamiento, acondicionamiento, transporte y suministro de gas de producción bruto hasta gas de calidad de gasoducto o productos fraccionados del mercado - a diferencia de LNG y CNG.

Además, los procedimientos y equipos especiales necesarios para sistemas de CNG y LNG no son necesarios para un sistema base de CGL. Las especificaciones de operación y el diseño de construcción del sistema de contención también permiten ventajosamente el almacenamiento de etano lineal y productos de NGL en zonas seccionadas o bodegas de un buque en ocasiones que garanticen el transporte mixto.

Según una modalidad preferida, como se representa e n la Fig. 9, el método de la preparación de gas natural, mezclamiento, carga, almacenamiento y descarga del producto de CGL s e proporciona mediante módulos del procedimiento montados en gabarras de transporte 14 y 20 operadas en el campo 12 de gas y localizaciones del mercado 22 de gas. Para el transporte 7 del producto de CGL entre el campo 12 y el mercado 22 , un buque de transporte o carguero 16 de CGL es preferiblemente un buque construido a propósito, un buque convertido o una gabarra articulada o estándar seleccionada según logística de mercado de demanda y distancia , así como condiciones operacionales medioambientales.

Para contener la carga de CGL, el sistema de contención comprende preferiblemente una red tubular de acero al carbón, de especificación de gasoducto, anidada en el lugar en un entorno enfriado llevada en el buque. La tubería forma esencialmente una serie continua de bucles de serpentina paralelos, seccionados mediante válvulas y colectores.

El diseño del buque se divide típicamente en una o más bodegas aisladas y cubiertas, que contienen bastidores enrejillados modulares, portando cada uno haces de tubería de almacenamiento anidada que se conectan extremo a extremo para formar un único gasoducto continuo. El encerramiento del sistema de contención localizado en el espacio de carga permite la circulación de una corriente o manto de nitrógeno enfriado para mantener la carga a su temperatura de almacenamiento deseada durante el viaje. Este nitrógeno también proporciona una zona amortiguadora inerte que se puede monitorizar en busca de fugas del producto de CGL desde el sistema de contención. En el caso de una fuga, las conexiones de los colectores se disponen de manera que cualquier serie o haz de tuberías con fugas se pueda seccionar, aislar y airear a una llamarada de emergencia, y subsiguientemente se pueden purgar con nitrógeno sin soplar el espacio de carga completo.

En el punto de suministro o localización de mercado, el producto de CGL se descarga completamente del sistema de contención usando un fluido de desplazamiento, el cual, a diferencia de los sistemas de LNG y de la mayoría de los sistemas de CNG, no deja como resto ninguna cantidad de "tacón" o "bota" de gas. El producto de CGL descargado se reduce entonces en presión fuera del sistema de contención en un equipo de procedimiento de baja temperatura, en el que comienza el fraccionamiento de los constituyentes del gas natural. El procedimiento de separación del líquido de hidrocarburo ligero se logra usando un tren de fraccionamiento estándar, preferiblemente con secciones rectificadoras y extractoras individuales en consideración de la estabilidad marina.

También se pueden usar separadores de membrana modulares compactos en la extracción de disolvente del CGL. Este procedimiento de separación libera el gas natural y permite que se acondicione a las especificaciones del mercado mientras se recupera el fluido del disolvente.

Un control ajustado de los componentes minoritarios del hidrocarburo ligero, tales como etano, propano y butano para requisitos de BTU e índice de Wobbe, produce una mezcla de gas natural de especificación de mercado para la descarga directa a una boya conectada con instalaciones de almacenamiento y transmisión en la costa.

El disolvente de hidrocarburo se retorna al almacenamiento del buque, y cualquier exceso de los componentes de C2, C3, C4 y C5+ tras el reajuste del gas natural al mercado, se puede descargar separadamente corno productos fraccionados o suministro de materia prima de valor añadido abonado a la cuenta del fletador.

Para el transporte de etano y NGL, o el transporte de carga parcial, el seccionamiento de la tubería de contención también permite que se utilice una porción del espacio de carga para el transporte de NGL dedicado, o que se aisle para la carga parcial del sistema de contención o la carga de lastre. Las temperaturas críticas y las propiedades de etano, propano y butano permiten la carga, almacenamiento y descarga en fase líquida de estos productos utilizando componentes de contención de CGL ubicados. Los buques, gabarras y boyas se pueden personalizar fácilmente con un equipo de procedimiento modular común o específico interconectado para satisfacer este fin. La disponibilidad de módulos este despropanizadores y desbutanizadores en buques a bordo, o las instalaciones de descarga, permiten el suministro con una opción de procedimiento si I as especificaciones del mercado exigen un producto mejorado.

Como se representa en la Fig. 9, de CGL , el gas natural procedente de en un sistema 10 la fuente 12 del campo se transmite preferiblemente a través de un gasoducto 1 1 submarino a un colector 13 submarino, y después se carga en una gabarra 14 equipada para la producción y almacenamiento de producto de CGL . El producto de CGL entonces se carga 15 en un carguero 16 de CGL para el transporte 17 marino hasta un destino de mercado en el que es descargado 18 a una segunda gabarra 20 equipada para la separación del producto de CGL. Una vez separado, el disolvente de CGL se retorna 19 al carguero 16 de CGL, y el gas natural se descarga a una boya 21 de descarga, y después pasa a través de un gasoducto 22 submarino hasta la costa, donde es comprimido 24 e inyectado en el sistema 26 de tubería de transmisión de gas , y/o a un almacenamiento 25 en la costa si es necesario.

Las gabarras 14 equipadas para la producción y el almacenamiento y las gabarras 20 equipadas para la separación se pueden relocalizar convenientemente en diferentes fuentes de gas natural y destinos de mercado de gas según se determine mediante condiciones de contrato, de mercado y de campo. La configuración de las gabarras 14 y 20, que tienen un ensamblaje modular, se puede equipar en consecuencia según se requiera para adecuarse a las condiciones de ruta , de campo, de mercado o de contrato.

En una modalidad alternativa, como se representa en la Fig. 10, el sistema 30 de CGL incluye cargueros de CGL (CGLC) 34 integrales equipados para el acondicionamiento y procesamiento de gas bruto a bordo, y para la producción, almacenamiento, transporte y separación de producto de CGL, como se describe en la patente US n° 7,517,391 , titulada Método de Transporte Masivo y Almacenamiento de Gas en un Medio Líquido, que se incorpora aquí como referencia.

Como se ilustra en la Tabla 1 más abajo, la densidad de carga de gas natural y I as relaciones de masa de contención logrables en un sistema de CGL sobrepasa las logradas en un sistema de CNG. La Tabla 1 proporciona valores de comportamiento comparables para el almacenamiento de gas natural aplicables a las modalidades descritas aquí y el sistema de CNG tipificado por el trabajo de Bishop, patente US n° 6655155, para mezclas de gas cualificado. El dato se da en todos I os casos para material de contención similar de acero al carbón de baja temperatura adecuado para el servicio a las temperaturas mostradas.

TABLA 1 El valor de la densidad relativa (SG) para las mezclas mostradas en la Tabla 1 no es un valor restrictivo para las mezclas de productos de CGL. Se da aquí como un nivel comparativo realista para relacionar densidades de almacenamiento de gas natural para el comportamiento de sistemas a base de CGL con aquél de las densidades de almacenamiento de gas natural a gran escala comercial mejores logradas por la tecnología patentada de CNG descrita en Bishop.

Los valores de CNG 1 , junto con aquellos para CGL 1 y CGL 2, también se muestran como valores "netos" para el componente de gas natural de 0.6 SG contenido en las mezclas de 0.7 SG para comparar comportamientos operacional es con e I de un caso de CNG lineal ilustrado como CNG 2. Las mezclas de 0.7 SG en la Tabla 1 contienen un constituyente equivalente de propano de 14.5 por ciento en moles. La probabilidad de hallar esta mezcla de 0.7 SG en la naturaleza es infrecuente para el sistema de transporte de CNG 1 , y por lo tanto requeriría que la mezcla de gas natural se rociara en pequeñas cantidades con un hidrocarburo ligero más pesado para obtener la mezcla de fase densa usada para CNG como propone Bishop. El procedimiento de CGL, por otro lado y s in restricción, produce deliberadamente un producto usado en esta ilustración de intervalo de 0.7 SG para contención de transporte.

Los valores de la relación de masa de carga a masa de contención, mostrados para el sistema de CGL 1 , CGL 2 y CNG 2 , son todos valores par gas natural de especificación de mercado portado por cada sistema . Con el fin de comparar la relación de masa de contención de todas las tecnologías que suministran componente de gas natural de especificación de mercado, se deriva el componente "neto" de la mezcla almacenada de CNG 1. Está claro que los sistemas de CNG, limitados a la fase gaseosa y códigos de diseño de bucles de presión asociados, no son capaces de lograr los niveles de comportamiento de relación de masa de carga a masa de contención (gas natural a acero) que logran las modalidades descritas aquí usando un producto de CGL (fase líquida) para suministrar gas natural de especificación de mercado.

La Tabla 2 más abajo ilustra las condiciones de contención de producto de CGL, en la que una variación en la relación de disolvente para adecuarse a las presiones y temperaturas de almacenamiento selectas produce una mejora de las densidades de almacenamiento. Mediante el uso de presiones más moderadas a temperaturas más bajas que las discutidas previamente, y aplicando los códigos de diseño aplicables, se pueden obtener valores reducidos del grosor de la pared a partir de aquellos mostrados en la Tabla 1. De ese modo se pueden lograr valores para la relación másica de gas a acero para producto de CGL de alrededor de 3.5 veces los valores de CNG dados anteriormente.

TABLA 2 Relación másica en condiciones de contención seleccionadas de CGL (k de gas/kq de ácido) Clave: ( Diseño para CSA Z662-03) La densidad de carga de gas natural y las relaciones másicas de contención logrables en un sistema de CGL mejoran al almacenar el producto de CGL en condiciones de temperatura de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120 (84.4X) con condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) , y en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos), y, más preferiblemente, en condiciones de presión mejoradas que oscilan desde alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) .

Haciendo referencia a las Figs. 11A - Fig. 15B, se representan las relaciones de masa de contención (M/M) del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL en diversas condiciones de almacenamiento , concentraciones óptimas de disolvente , junto con los valores obtenibles con gas natural lineal en forma de CNG/PLNG. Bajo los códigos usados para el desarrollo de ambos sistemas, los factores de diseño también tienen en cuenta la fase del medio almacenado. Esto da como resultado gráficas menos uniformes de los patrones de línea gráficos cuando se compara junto con los patrones de línea de la relación volumétrica (V/V) correspondientes de las Figs. 4A a 8B.

Las gráficas de rectas de valores de M/M se desplazan adicionalmente a causa de requisitos de código para cambios de especificación del material a medida que disminuyen las temperaturas. El material de contención es preferiblemente acero al carbón de baja temperatura de alta resistencia, adecuado para condiciones de temperatura por debajo de -55°F (-48.3°C). A menores temperaturas, la especificación del material cambia a acero inoxidable o aceros de níquel de menor resistencia. Dado el requisito de diseño de mayores valores de grosor de pared para materiales de menor resistencia usados en sistemas de contención a presión, hay una reducción concomitante del valor de M/M como se espera para los casos tanto de CGL como de CNG/PLNG examinados aquí. En estas figuras se ilustra cómo estos valores se recuperan a medida que las temperaturas disminuyen adicionalmente. Se esperará un comportamiento diferente de una contención de material compuesto usada continuamente a lo largo de la banda de temperatura.

Por ejemplo, en la Fig. 1 1 B, se representan las relaciones másicas de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a concentraciones óptimas de un disolvente a base de etano, concentraciones las cuales son las mismas que la concentración en la Figura 4B. Por ejemplo, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) y con condiciones de temperatura desde menos de - 80°F (-62.2°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.27 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, como se muestra en la Fig. 1 1A, el almacenamiento de CNG/PLNG produce aquí un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL , en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura desde -30° F hasta alrededor de -120°F (-84.4°C), está en el intervalo de 0.25 a 0.97 kg/kg . Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.28 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. Más preferiblemente, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y condiciones de temperatura de menos de - 80° a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.41 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.13 a 0.72 kg/kg. Corno es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 1 1A y 1 1 B, la relación de masa de contención del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación de masa de contención de CNG y LNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Por ejemplo, en la Fig. 12B, se representan las relaciones másicas de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a concentraciones óptimas de un disolvente a base de propano, concentraciones las cuales son las mismas que la concentración en la Figura 5B. Por ejemplo, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) y con condiciones de temperatura desde menos de -80°F (-62.2°C) hasta alrededor de -120T (-84.4°C) está en el intervalo de 0.27 a 1.02 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, como se muestra en la Fig. 12A, el almacenamiento de CNG/PLNG produce aquí un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura desde -30°F (-34.4°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C), está en el intervalo de 0.27 a 1.02 kg/kg . Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL , en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.27 a 1.02 kg/kg . Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0 .72 kg/kg. Más preferiblemente, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL , en condiciones de presión de alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y condiciones de temperatura de menos de -80° (-62.2X) a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.44 a 1 .02 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.13 a 0.72 kg/kg. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 12A y 12B, la relación de masa de contención del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación de masa de contención de CNG y LNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Por ejemplo, en la Fig. 13B, se representan las relaciones másicas de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a concentraciones óptimas de un disolvente a base de butano, concentraciones las cuales son las mismas que la concentración en la Figura 6B. Por ejemplo, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) y con condiciones de temperatura desde menos de -80°F (-62.2°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.24 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, como se muestra en la Fig. 13A, el almacenamiento de CNG/PLNG produce aquí un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura desde -30°F (-34.4°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C), está en el intervalo de 0.18 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.25 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.25 kg/kg. Más preferiblemente, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y condiciones de temperatura de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.35 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.13 a 0.72 kg/kg. Como es fácilmente manifiesto a partir de la Fig. 13A y 13B, la relación de masa de contención del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación de masa de contención de CNG y LNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Por ejemplo, en la Fig. 14B, se representan las relaciones másicas de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a concentraciones óptimas de un disolvente de NGL/LPG con una influencia de propano de 75% de C3 a 25% de C4, concentraciones I as cuales son las mismas que la concentración en la Figura 7B. Por ejemplo, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) y con condiciones de temperatura desde menos de -80°F (-62.2 ) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.27 a 0.96 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, como se muestra en la Fig. 14A, el almacenamiento de CNG/PLNG produce aquí un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura desde -30°F (-34.4°C) hasta alrededor de - 120°F (-84.4°C), está en el intervalo de 0.27 a 0.96 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG /PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4X) está en el intervalo de 0.25 a 0.96 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.25 kg/kg. Más preferiblemente, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y condiciones de temperatura de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.42 a 0.96 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.13 a 0.72 kg/kg. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 14A y 14B, la relación de masa de contención del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación de masa de contención de CNG y LNG para la misma temperatura y presión en I os intervalos discutidos anteriormente.

Por ejemplo, en la Fig. 15B, se representan las relaciones másicas de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL a diversas condiciones de presión y temperatura a concentraciones óptimas de un disolvente de NGL/LPG con una influencia de butano de 75% de C4 a 25% de C3, concentraciones las cual es son las mismas que la concentración en la Figura 8B. Por ejemplo, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta alrededor de 1800 psig (126.54 kg/cm2 manométricos) y con condiciones de temperatura desde menos de -80°F (-62.2X) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C) está en el intervalo de 0.25 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, como se muestra en la Fig. 15A, el almacenamiento de CNG/PLNG produce aquí un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión que oscilan desde alrededor de 300 psig (21.09kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura desde -30°F (-34.4°C) hasta alrededor de -120°F (-84.4°C), está en el intervalo de 0.18 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.72 kg/kg. La relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 300 psig (21.09 kg/cm2 manométricos) hasta menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) con condiciones de temperatura de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 (-84.4°C) está en el intervalo de 0.25 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.09 a 0.25 kg/kg. Más preferiblemente, la relación de masa de contención del componente de gas natural en una mezcla de producto de CGL, en condiciones de presión de alrededor de 500 psig kg/cm2 manométricos) a menos de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y condiciones de temperatura de menos de -80° (-62.2°C) a alrededor de -120 (-84.4°C) está en el intervalo de 0.37 a 0.97 kg/kg. Para las mismas condiciones de almacenamiento, el almacenamiento de CNG/PLNG produce un intervalo de 0.13 a 0.72 kg/kg. Como es fácilmente manifiesto a partir de las Figs. 15A y 15B, la relación de masa de contención del componente de gas natural de la mezcla de producto de CGL supera la relación de masa de contención de CNG y LNG para la misma temperatura y presión en los intervalos discutidos anteriormente.

Volviendo a la Fig. 16A que muestra un apilamiento 150 de tuberías según una modalidad. Como se representa, el apilamiento 150 de tuberías incluye preferiblemente un apilamiento superior 154, un apilamiento central 155 y un apilamiento inferior 156 de haces de tuberías, cada uno rodeado por un bastidor 152 de haces e interconectado a través de conexiones 153 entre apilamientos. Además, la Fig. 16A muestra un colector 15 7 e interconexiones 151 de colector que permiten que los haces de tuberías se seccionen en una serie de longitudes cortas 158 y 159 para lanzar el volumen limitado del fluido de desplazamiento dentro y fuera de la partición que sufre la carga o la descarga .

La Fig. 16B otra modalidad de un apilamiento 160 de tuberías según una modalidad. Como se representa, el apilamiento 160 de tuberías incluye preferiblemente un apilamiento superior 164, un apilamiento central 165 y un apilamiento inferior 166 de haces de tuberías, cada uno rodeado por un bastidor 162 de haces e interconectado a través de conexiones 163 entre apilamientos , así como un colector 167 e interconexiones 161 de colector que permiten que los haces de tuberías se seccionen en una serie de longitudes cortas 168 y 169 para lanzar el volumen limitado del fluido de desplazamiento dentro y fuera de la partición que sufre la carga o la descarga.

Como se muestra en la Fig. 16C, varios apilamientos 160 de tuberías se podrían acoplar lado a lado entre sí. La tubería (hecha de aceros de baja temperatura o materiales (compuestos) forma esencialmente una serie continua de bucles de serpentina paralelos, seccionados por válvulas y colectores. El diseño del buque se divide típicamente en una o más bodegas aisladas y cubiertas, que contienen bastidores enrejillados modulares, teniendo cada uno haces de tubería de almacenamiento anidada que están conectados extremo a extremo para formar un único gasoducto continuo.

Las Figs. 16D-16F muestran vistas en detalle y en ensamblaje de un soporte 180 de tubería que comprende un bastidor 181 que retiene uno o más elementos 183 de soporte de tubería. El elemento 183 de soporte de tubería está formado preferiblemente de material manipulado mediante ingeniería queda movimiento térmico a cada capa de tubería sin imponer las cargas verticales de masa propia de la tubería 182 apilada (localizada en los espacios vacíos 184) a la tubería de abajo.

Como se muestra en las Figs. 17A-17D, se proporciona un bastidor envolvente para mantener un haz de tuberías. El bastidor incluye elementos transversales 171 acoplados al bastidor 181 de los soportes de tubería (180 en la Fig. 16D) y pares que se interconectan de los bastidores 181 de soporte de tubería. El bastidor 181 y 171 y los soportes manipulados mediante ingeniería (183 en la Fig. 16F) llevan las cargas verticales de la tubería y la carga a la base del espacio de carga. El bastidor está construido en dos estilos 170 y 172, que se bloquean cuando los apilamientos de haces de tubería se colocan lado a lado como se muestra en las Figs. 16C, 17A, 17B y 17C. Esto permite la localización positiva y la capacidad para retirar haces individuales con fines de inspección y de reparación.

La Fig. 17E muestra una vista en planta de cómo los haces 170 y 172, a su vez, son apilables, transfiriendo la masa de tubería y carga de CGL al bastidor 181 y 171 de haces hasta el suelo del espacio de carga 174, y bloqueándose a través y a lo largo de las paredes del espacio de carga 174 a través de las conexiones 173 del bastidor elásticas, para permitir la localización positiva en el buque, una característica importante cuando el buque se está moviendo y se somete a movimiento marino . La condición completamente cargada de series de tuberías individuales elimina adicionalmente el derrame de la carga de CGL, lo que es problemático en otras aplicaciones marinas tales como el transporte de LNG y NLGs. De este modo, es posible transferir I as fuerzas laterales y vertical es a la estructura del buque mediante este bastidor.

La Fig. 18A muestra la capacidad de aislamiento del sistema 200 de contención que se puede usar entonces para llevar NGLs, cargado y descargado a través de una sección aislada de la tubería del fluido de desplazamiento. Como se muestra, el sistema 200 de contención se puede dividir en la sección 202 de contención de NGL y la sección 204 de contención de CGL. Se muestra un colector 210 de carga y descarga que incluye una o más válvulas de aislamiento 208 para aislar uno o más apilamientos 206A de haces de tubería de otros apilamientos 206 de haces de tubería.

Los productos de CGL y NGL fluyen a través del colector 210 de carga y descarga a medida que son cargados en y descargados de los haces 206A de tuberías. Se muestra un colector 203 de fluido de desplazamiento acoplado a un tanque 209 de almacenamiento de fluido de desplazamiento y que tiene una o más válvulas 201 de sección. Una línea 21 1 de entrada/salida se acopla a los haces 206 de tubería mediante válvulas 205 de aislamiento al colector 203 de fluido de desplazamiento. Los productos de NGL se cargan y descargan aislando y circunvalando la válvula 213 de control de presión en la línea 21 1 de entrada /salida del sistema de fluido de desplazamiento, y la válvula 214 de presión de control de la línea de entrada/salida de CGL para mantener los productos de CGL y NGL en estado líquido. El colector 210 de carga y descarga está normalmente conectado directamente a una manguera de descarga. Sin embargo, para un refinamiento de las especificaciones del producto en tierra, el NGL se puede enrutar selectivamente a través de buques despropanizadores y desbutanizadores en un tren de descarga de CGL.

Volviendo a la Fig. 18B, se ilustra la flexibilidad del sistema de CGL que incluye su capacidad para suministrar productos fraccionados a diversas especificaciones de mercado, controlar el contenido de BTU del gas suministrado, y satisfacer la variación de componentes de gas de entrada a través de la adición de unidades de procesamiento modulares (por ejemplo, paquete de unidad amínica-endulzamiento de gas) . Como se representa, en un ejemplo de procedimiento 220, el gas bruto fluye en el lavador 222 de gas de entrada de un módulo de acondicionamiento de gas para la eliminación de agua y otros componentes indeseables antes de sufrir deshidratación en un módulo 226 de secado de gas, y, si es necesario, el gas se endulza usando un módulo 224 de amina opcional insertado para eliminar H2S, C02, y otros gases ácidos antes de la deshidratación. El gas se hace pasar entonces a través de un módulo 230 de extracción de NGL estándar, en el que se divide en un gas natural pobre y NGLs. La corriente de NGL se hace pasar a través de un módulo de estabilización antes de ser enviada a la sección de NGL del sistema de contención de gasoducto del carguero 250 lanzadera como se describe por la Fig. 18B. Se obtienen las corrientes de fraccionamiento de C1 , C2, C3, C4 y C5+. Es en este punto que el requisito de BTU específico de suministro de la corriente de flujo terminal ligera de gas natural (predominantemente C1 con algo de C2) se ajusta si es necesario usando un módulo 239 de ajuste de BTU/Wobbe de gas natural. Los productos fraccionados que quedan - NGLs - (C3 a C5+) se dirigen entonces para el almacenamiento en secciones designadas del sistema de contención de gasoducto del carguero lanzadera como se describe con respecto a la Fig. 18A. El gas natural (C1 y C2) se comprime en el módulo 240 de compresor, se mezcla con el disolvente S en un módulo 242 de medición y de mezclamiento con disolvente, y se enfría en un módulo 244 de refrigeración para producir producto de CGL que también se almacena en un sistema de contención de gasoducto en un carguero 250. El carguero 250 también se carga con productos de NGL estabilizados en su sistema de contención de gasoducto, que se puede descargar basándose en necesidades del mercado. Al alcanzar la localización del mercado, el producto de CGL se descarga del carguero 250 a un buque 252 de descarga, y, al descargar el producto de gas natural a un sistema 260 de gasoducto de gas natural, el disolvente se retorna al carguero 250 de CGL desde el buque 252 de descarga, que está equipado con una unidad de recuperación de disolvente. Los NGLs transportados se pueden suministrar entonces directamente al sistema 262 de almacenamiento/gasoducto de NGL del mercado.

Las Figs. 19A-19C muestran una disposición preferida de un buque cisterna 300 de petróleo monocasco con sus tanques de petróleo retirados y sustituidos por nuevas paredes 301 del espacio de carga, para dar una contención de pared esencialmente triple de la carga portada en los haces 340 de tuberías que llenan ahora las bodegas. La modalidad mostrada es un carguero 300 integral que tiene el tren del procedimiento modular completo montado a bordo. Esto permite al buque dar servicio a una boya de carga alejada de la costa (véase la Fig. 10), preparar el gas natural par a almacenamiento, producir la carga de CGL y después transportar la carga de CGL al mercado, y, durante la descarga, separar el disolvente de hidrocarburo del CGL para reuso en un siguiente viaje, y transferir la carga de gas natural a una boya de descarga/instalación de mercado. Dependiendo del tamaño del campo, velocidad de producción natural, capacidad del buque, tamaño de la flota, cantidad y frecuencia de las visitas del buque, así como la distancia a los mercados, la configuración del sistema puede variar. Por ejemplo, dos boyas de carga con inmovilización solapante de los buques pueden reducir la necesidad del almacenamiento de c ampo entre cargas requerida para asegurar la producción continua del campo.

Como se señala anteriormente, el buque 300 carguero incluye ventajosamente equipo de procesamiento modularizado que incluye , por ejemplo, un sistema 302 de carga de gas y producción de CGL modular que tiene un módulo 304 intercambiador de calor de refrigeración , un módulo 306 de compresor de refrigerador, y módulos 308 depuradores de aireación, y un sistema 310 de descarga de fraccionamiento de CGL que tiene un módulo 312 de generación de energía, un módulo 314 de medio de calor , un módulo 316 de generación de nitrógeno, y un módulo 318 de recuperación de metanol. Oros módulos en el buque incluyen, por ejemplo, un módulo 320 medidor, un módulo 322 de compresor de gas , módulos 324 depuradores de gas , un módulo 330 de bomba de desplazamiento de fluido , un módulo 332 de circulación de CGL, módulos 334 de torre de recuperación de gas natural, y módulos 336 de torre de recuperación de disolvente . El buque también incluye preferiblemente un espacio 326 de módulo de tareas especiales y conexiones 328 de carga y descarga de gas.

Las Figs. 20A-20B muestran la disposición general de una gabarra 400 de carga que porta el tren de procedimiento para producir el producto de CGL. Las ecuaciones de economía pueden exigir la necesidad de compartir equipo de procedimiento para una flota seleccionada de buques. Una gabarra de procesamiento individual, anclada en el campo de producción, puede servir a una sucesión de buques configurados como "buques lanzadera". Cuando la carga/producción continua es crucial para operaciones de campo, y el punto crítico en el ciclo de suministro implica la temporización de llegadas de buques de transporte, se utiliza un buque de procesamiento de gas con capacidad de oscilación o desbordamiento integral, amortiguación o de almacenamiento de oscilación de la producción en lugar de una simple gabarra de carga (FPO). Correspondientemente, los buques de transporte lanzadera serían servidos en el extremo del mercado por una gabarra de descarga configurada según las Figs. 23A-23B. De ese modo se elimina el coste de flota global la carga de proporcionar capital para trenes de procedimiento de carga y descarga en cada buque en una flota personalizada incorporando estos sistemas a bordo de buques anclados en los puntos de carga y descarga del viaje.

La gabarra 400 de carga incluye preferiblemente módulos 402 de almacenamiento de producto de CGL y un equipo de procesamiento modularizado que incluye, por ejemplo un módulo 408 de medición de gas , un módulo 410 de tamiz molecular, módulos 412 de compresión de gas, módulo 414 depurador de gas, módulos 418 de generación de energía, un módulo 420 de tratamiento de combustible, un módulo 424 de refrigeración, módulos 428 y 432 de refrigeración, módulos 430 de intercambiador de calor de refrigeración, y módulo 434 de aireación . Además, la gabarra de carga incluye preferiblemente un espacio 436 de módulo de tareas especiales, un brazo 404 de grúa de carga con una línea 405 para recibir el disolvente desde un carguero y una línea 406 para transmitir e I producto de CGL a un carguero, una línea 422 para recibir el gas, y un helipuerto y un centro 426 de control.

La flexibilidad para suministrar a cualquier número de puertos según cambios en la demanda de mercado y el precio de un mercado puntual para suministros de gas natural y NGLs requeriría que el buque individual se configurase para que fuese autocontenido para descargar el gas natural de su carga de CGL, y reciclar el disolvente de hidrocarburo al almacenamiento a bordo en preparación para uso en el siguiente viaje. Tal buque tiene ahora la flexibilidad para suministrar mezclas de gas intercambiables para satisfacer las especificaciones del mercado individual de los puertos seleccionados.

Las Figs. 21A-21C muestran un nuevo buque 500 de reciente construcción configurado para el almacenamiento de producto de CGL y descarga en una gabarra de descarga. El buque se construye alrededor de consideraciones de carga del sistema de contención y sus contenidos. Preferiblemente, el buque 500 incluye una posición 504 de puente de mando delantera, una localización de contención predominantemente encima de la cubierta 51 1 de francobordo, y lastre por debajo de 505. El sistema 506 de contención se puede dividir en más de una zona 508A- C de carga, a cada una de las cuales se le proporciona una zona 503 de deformación absorbente en los lados del buque 500. El bastidor de haces entre lazados y encajonado en diseño sujeto en la estructura del buque permite esta interpretación de códigos de construcción y permite el uso máximo del volumen del casco para ser dedicado a espacio de carga.

En la parte posterior del buque 500, se proporciona un espacio de cubierta para la colocación modular de equipo de procedimiento necesario en un área más compacta que la que estaría disponible a bordo de un buque convertido. El equipo de procesamiento modularizado incluye, por ejemplo, módulos 510 de bomba de fluido de desplazamiento, módulos 512 de condensador de refrigeración, un módulo 514 economizador y depurador de refrigeración, un módulo 516 de procedimiento de combustible, módulos 520 de compresor de refrigeración, módulos 522 de generador de nitrógeno, un módulo 524 de circulación de producto de CGL, un módulo 526 de tratamiento de agua, y un módulo 528 de agua de osmosis inversa. Como se muestra, los accesorios de contención para el sistema 506 de contención del producto de CGL están preferiblemente por encima de la línea del agua. Los módulos 508A, 508B y 508C de contención del sistema 506 de contención, que podrían incluir uno o más módulo, están situados en las una o más bodegas 532 de contención y están encerrados en una campana o cubierta 507 de nitrógeno.

Volviendo a la Fig . 22, una sección transversal del buque 500 a través de una bodega 532 de contención muestra zonas 503 de deformación absorbente, que preferiblemente se reducen hasta alrededor de 18% de la anchura global del buque 500, un lastre y área 505 de almacenamiento de fluido de desplazamiento, haces 536 de gasoducto de contención apilados situados en I a bodega 532, y la campana 507 de nitrógeno que encierra a los haces 536 de gasoducto. Como se representa, todos los colectores 534 están por encima de los haces 534 de gasoducto, asegurando que todas las conexiones están por encima de la línea de agua WL.

Las Figs. 23A- 23B muestran la disposición general de una gabarra 600 de descarga que porta el tren de procedimiento para separar el producto de CGL. La gabarra 600 de descarga incluye preferiblemente equipo de procesamiento modularizado que incluye, por ejemplo, módulos 608 de columna de recuperación de gas natural , módulos de compresión de gas, módulos 614 de depurador de gas, módulos 618 de generación de energía, módulos 620 de medición de gas, un módulo 624 de generación de nitrógeno , un módulo 626 de apoyo a la destilación, módulos 628 de columna de recuperación de disolvente, y un módulo 630 de refrigeración, un módulo 632 de aireación. Además, la gabarra 600 de descarga, como se representa, incluye un helipuerto y un centro 640 de control, una línea 622 para transmitir gas natural a gasoductos de transmisión al mercado, un brazo 604 de grúa de descarga que incluye una línea 605 para recibir producto de CGL desde un buque carguero, y una línea 606 para retornar disolvente al buque carguero.

Las Figs. 24A- 24C muestran la disposición general de la lanzadera 700 de remolcador- gabarra articulada con una configuración de descarga. La gabarra 700 se construye en torno a las consideraciones de carga del sistema de contención y sus contenidos. Preferiblemente, la gabarra 700 incluye un remolcador 702 acoplado a la gabarra 701 a través de una configuración de aguja 714 y escalera 712. Se proporcionan una o más áreas 706 de contención predominantemente por encima de I a cubierta superior. En la parte posterior de la gabarra 701 , se proporciona espacio 704 de cubierta para la colocación modular del equipo de procedimiento necesario en un área más compacta que la que estaría disponible a bordo de un buque convertido. La gabarra 700 comprende además un brazo de grúa de descarga que incluye una línea 710 de descarga capaz de ser conectada a una boya 21 de descarga y líneas 708 de amarre.

Las modalidades descritas hacen que esté disponible ventajosamente una mayor porción del gas producido en el campo para el lugar del mercado, debido a una menor demanda de energía del procedimiento asociada con las modalidades. Suponiendo que toda la energía del procedimiento se puede medir frente a un contenido de BTU unitario del gas natural producido en el campo, se puede tabular como se muestra más abajo en la Tabla 3 una medida para representar la transición en porcentaje de los requisitos de cada uno de los sistemas de los procedimientos de LNG, CNG y CGL Si cada uno de los sistemas mencionados anteriormente comienza con un valor calorífico elevado (HHV) de 1085 BTU/ft3, el procedimiento de LNG reduce el HHV hasta 1015 BTU/ft3 para el transporte a través de la extracción de NGLs. La adición de BTU de constitución y la atribución del contenido de energía de los NGLs extraídos está incluido para el caso de LNG para nivelar el campo competente. En todos los casos se usa una tasa calorífica de 9750 BTU por kW.h para la demanda de energía del procedimiento.

Tabla 3: Sumario de balance de energía para sistemas típicos de LNG, CNG y CGL Sistema de LNG Sistema de CNG Sistema de CGI (SG 0.6) (Suministrado 0.6 SG) Gas de campo 100% 100% 100% Procedimiento/Carga 9.34% 4% 2.20% Subproducto de NGL 7% No No aplicable Descarga/Procedimiento 1.65% aplicable Adición de Equivalencia 4% 5% 1.12% de BTU Disponible para el 78% (85% con No aplicable No aplicable Mercado crédito de NGL) 91% 97% Con crédito para los NGL's, el procedimiento de LNG sumará hasta 85% de valor total para el suministro al mercado de BTUs - una cantidad todavía menor que la suministrable de las modalidades descritas aquí. Los resultados son típicos para tecnologías individuales. El dato proporcionado en la Tabla 3 se obtuvo según lo siguiente: LNG - informe de terceras partes por Zeus Energy Consulting Group 2007; CNG - patente de Bishop n° 6655155; y CGL -estudio interno por SeaOne Mari time Corp.

En conjunto, las modalidades descritas proporcionan un despliegue más práctico y rápido de equipo para el acceso remoto, así corno reservas de gas natural desarrolladas, que lo que hasta ahora se ha proporcionado por los sistemas de LNG o CNG en todas sus diversas configuraciones. Los materiales requeridos son de naturaleza no tóxica, y son capaces de ser suministrados fácilmente a partir de fuentes de campos petrolíferos estándar y fabricados en gran número de volúmenes de la industria a nivel mundial.

Volviendo a la Fig. 25, se muestra el equipo típico usado en un tren 800 de procedimiento de descarga que torna gas bruto desde una fuente 810 de gas para convertirse en la solución de almacenamiento líquido CGL. Como se representa, los puntos 801 , 809 y 817 de conexión modular permiten a los trenes del procedimiento de descarga en la gabarra 400 de carga representada en las Figs. 20A y 20B y el carguero integral 300 representado en las Figs. 19A-19C suministrar a una amplia variedad de fuentes de gas mundiales, muchas de las cuales se consideran "no típicas". Como se representa, el gas bruto "típico" recibido de una fuente 810 se alimenta a un buque o buques 812 separadores en los que la acción de sedimentación, golpe o centrifugadora separa los condensados más pesados, las partículas sólidas y el agua de formación de la corriente de gas. La propia corriente pasa a través de una válvula 803 de derivación abierta en un punto 801 de conexión modular a una vasija 814 de deshidratación en I a que por absorción en fluido glicólico o por adsorción en secante empaquetado se elimina e I vapor de agua que queda. La corriente de gas fluye entonces a través de I as válvulas 81 1 y 819 de derivación abiertas en los puntos 809 y 817 de conexión modulares hasta un módulo 816 para la extracción de NGL. Este típicamente es un expansor turbo en el que la caída de la presión provoca enfriamiento, dando como resultado I a caída de los NGLs de la corriente de gas. Como alternativa, se podría usar aquí la tecnología más antigua que usa un sistema de absorción de petróleo. El gas natural se acondiciona entonces para preparar la disolución de almacenamiento líquido de CGL. La disolución de CGL se produce en un tren 818 de mezclamiento enfriando la corriente gaseosa e introduciéndola en el disolvente de hidrocarburos en una mezcladora estática como se explica con respecto a la Fig. 2A anterior. El enfriamiento posterior y la compresión del CGL resultante prepara e I producto para el almacenamiento.

Sin embargo, el gas con condensados de contenido elevado se podría manipular proporcionando capacidad separadora adicional al equipo 812 separador. Para mezclas de gas natural con niveles indeseables de gases ácidos tales como C02 y H2S, cloruros, mercurio y nitrógeno, las válvulas 803, 81 1 y 819 de derivación en los puntos 801 , 809 y 8 7 de conexión modular se podrían cerrar según sea necesario y la corriente de gas se podría enrutar a través de módulos 820, 822 y 824 del procedimiento unidos selectivamente sujetos a las válvulas 805, 807, 813, 815, 821 y 823 de tubería de ramificación y aislamiento asociadas mostradas en cada estación 801 , 809 y 817 de derivación. Por ejemplo, el gas bruto de los campos de aguas profundas malayas de Sabah y Sarawak que contienen niveles inaceptables de gas ácido se podría enrutar hacia una válvula 803 de derivación cerrada y a través de válvulas 805 y 807 de aislamiento abiertas, y se podría procesar en un módulo 820 de fijación en e I que los sistemas de absorción amínicos y esponja de hierro extraen los compuestos de C02, H2S y azufre. Un módulo de sistema del procedimiento para la eliminación de mercurio y cloruros se sitúa mejor aguas abajo de la unidad 814 de deshidratación. Este módulo 822 toma la corriente de gas dirigida hacia una válvula 81 1 de derivación cerrada a través de válvulas 813 y 815 de aislamiento abiertas, y comprende un procedimiento de vitrificación, tamices moleculares o filtros de carbón activado. Para el gas bruto con niveles elevados de nitrógeno, como se muestra en algunas áreas del Golfo de México , la corriente de gas se dirige hacia una válvula 819 de derivación cerrada y a través de válvulas 821 y 823 de aislamiento abiertas , pasando la corriente de gas natural a través de un módulo 824 del procedimiento seleccionado de capacidad adecuada para eliminar nitrógeno de la corriente de gas. Los tipos de procedimiento disponibles incluyen tecnología de separación mediante membranas, torre de absorción/ adsorción y un procedimiento criogénico fijado al sistema de purga de nitrógeno de la vasija y unidades de preenfriamiento de almacenamiento.

El procedimiento de extracción descrito anteriormente también puede proporcionar una primera etapa para el módulo 816 de NGL, proporcionando capacidad adicional requerida para trabajar con mezclas líquidas elevadas tales como las encontradas en el campo de Qatar Este.

En la memoria descriptiva anterior, la invención se ha descrito con referencia a sus modalidades específicas. Sin embargo, será evidente que se le pueden hacer diversas modificaciones y cambio sin separarse del alcance y espíritu más amplios de la invención. Por ejemplo, el lector entenderá que el orden y combinación específicos de las acciones del procedimiento mostradas en los diagramas de flujo del procedimiento descritos aquí son meramente ilustrativos y siguen las prácticas de la industria, excepto que se establezca de otro modo, y la invención se puede llevar a cabo usando acciones diferentes o adicionales del procedimiento según estén disponibles, o una combinación u orden diferente de acciones del procedimiento. Como otro ejemplo, cada característica de una modalidad se puede mezclar y emparejar con otras características mostradas en otras modalidades. Las características y procedimientos conocidos por las personas normales se pueden incorporar de forma similar según se desee. Adicional y obviamente, se pueden añadir o restar características según se requiera por las condiciones de servicio. En consecuencia, la invención no se ha restringir excepto a la luz de las reivindicaciones anejas y sus equivalentes.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1- Un procedimiento para mezclar gas natural con un disolvente de hidrocarburo para producir un medio líquido adecuado para el almacenamiento y transporte a mayores densidades de almacenamiento que el gas natural comprimido en las mismas condiciones de almacenamiento, que comprende: combinar gas natural con un disolvente de hidrocarburo líquido en un medio líquido de una sola fase que comprende el gas natural absorbido en el disolvente de hidrocarburo, y almacenar el medio líquido de una sola fase en una vasija de almacenamiento a una temperatura de menos de -80°F (-62.2°C) a aproximadamente -120 °F (-84.4 °C), y a una presión de almacenamiento entre 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) y 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos), en donde el gas natural del medio líquido de una sola fase se almacena a densidades de almacenamiento que superan las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido para la misma presión y temperaturas.

2 - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente las etapas de: enfriar el medio líquido de una sola fase a una temperatura de almacenamiento de menos de -80°F (62.2°C) a aproximadamente -120°F (-84.4 °C) y comprimir el medio líquido de una sola fase a una presión de almacenamiento de entre 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) y 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).

3. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el disolvente de hidrocarburo es etano, propano o butano, o una combinación de dos o más constituyentes de etano, propano y butano.

4. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el gas natural es metano.

5. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente la etapa de recuperar el gas natural no alterado del medio líquido de una sola fase de gas natural absorbido en el disolvente de hidrocarburo.

6. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente las etapas de reducir la presión del medio líquido de una sola fase de gas natural absorbido en el disolvente de hidrocarburo para separar el gas natural y el disolvente de hidrocarburo y calentar el gas natural para restaurar su estado gaseoso.

7. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado además porque comprende además la etapa de almacenar el disolvente de hidrocarburo en fase líquida para uso futuro.

8. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el disolvente de hidrocarburo es etano (C2) y la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase está en una escala de aproximadamente 270 a aproximadamente 414.

9. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 9 a 23 por ciento en moles, estando la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase en un intervalo de alrededor de 297 a alrededor de 388.

10. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el disolvente de hidrocarburo es propano (C3) y la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase está en una escala de aproximadamente 196 a aproximadamente 423.

11. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 9 a 21 por ciento en moles, estando la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase en un intervalo de alrededor de 326 a alrededor de 392.

12.- El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el disolvente de hidrocarburo es butano (C4) y la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase está en una escala de aproximadamente 158 a aproximadamente 423.

13. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 6 a 28 por ciento en moles, estando la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase en un intervalo de alrededor de 284 a alrededor de 376.

14. - El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el disolvente de hidrocarburo es un disolvente líquido de gas natural (NGL) con una desviación de propano del 75% de C3 al 25% de C4 y la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase está en un intervalo de aproximadamente 187 a aproximadamente 423.

15.- El procedimiento de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 7 a 30 por ciento en moles, estando la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase en un intervalo de alrededor de 274 a alrededor de 388.

16.- El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el disolvente de hidrocarburo es un disolvente líquido de gas natural (NGL) con una desviación de butano del 75% de C4 al 25% de C3 y la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase está en un intervalo de alrededor de 167 a alrededor de 423.

17.- El procedimiento de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 9 a 26 por ciento en moles, estando la relación volumétrica del componente de gas natural del medio líquido de una sola fase en un intervalo de alrededor de 297 a alrededor de 373.

18.- El procedimiento de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la etapa de combinar el gas natural con un disolvente de hidrocarburo líquido en un medio líquido de una sola fase que comprende el gas natural absorbido en el disolvente de hidrocarburo incluye la etapa de optimizar una relación del disolvente de hidrocarburo líquido con el gas natural para optimizar las densidades de almacenamiento del gas natural del medio líquido de una sola fase para presiones y temperaturas a las cuales se almacena el medio líquido de una sola fase en el buque de almacenamiento.

19.- El procedimiento de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque la etapa de optimizar la relación del disolvente de hidrocarburo líquido con el gas natural incluye monitorear la composición del gas natural y ajusfar el porcentaje molar del disolvente de hidrocarburo líquido que se va a combinar con el gas natural.

20. - Un medio líquido de una sola fase que comprende un componente de gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el componente de gas natural dentro del medio líquido de una sola fase (CGL) se puede comprimir a densidades de almacenamiento que exceden las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para la misma presión y temperaturas de almacenamiento y en donde el disolvente de hidrocarburo es etano (C2) y la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 270 a alrededor de 414 a presiones y temperaturas de almacenamiento en un intervalo de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C).

21 . - El medio líquido de una sola fase de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 9 a 23 por ciento en moles, la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 297 a alrededor de 388.

22. - Un medio líquido de una sola fase que comprende un componente de gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el componente de gas natural dentro del medio líquido de una sola fase (CGL) se puede comprimir a densidades de almacenamiento que exceden las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para la misma presión y temperaturas de almacenamiento y en donde el disolvente de hidrocarburo es propano (C3) y la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 196 a alrededor de 423 a presiones y temperaturas de almacenamiento en un intervalo de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C).

23. - El medio líquido de una sola fase de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 9 a 21 por ciento en moles, la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 326 a alrededor de 392.

24. - Un medio líquido de una sola fase que comprende un componente de gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el componente de gas natural dentro del medio líquido de una sola fase (CGL) se puede comprimir a densidades de almacenamiento que exceden las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para la misma presión y temperaturas de almacenamiento y en donde el disolvente de hidrocarburo es butano (C4) y la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 158 a alrededor de 423 a presiones y temperaturas de almacenamiento en un intervalo de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C).

25. - El medio líquido de una sola fase de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 6 a 28 por ciento en moles, la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 284 a alrededor de 376.

26. - Un medio líquido de una sola fase que comprende un componente de gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el componente de gas natural dentro del medio líquido de una sola fase se puede comprimir a densidades de almacenamiento que exceden las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para la misma presión y temperaturas de almacenamiento y en donde el disolvente de hidrocarburo es disolvente líquido de gas natural (NGL) con una desviación de propano del 75% de C3 al 25% de C4 y la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 187 a alrededor de 423 a presiones y temperaturas de almacenamiento en un intervalo de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C).

27. - El medio líquido de una sola fase de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 7 a 30 por ciento en moles, la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 274 a alrededor de 388.

28. - Un medio líquido de una sola fase que comprende un componente de gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el componente de gas natural dentro del medio líquido de una sola fase (CGL) se puede comprimir a densidades de almacenamiento que exceden las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para la misma presión y temperaturas de almacenamiento y en donde el disolvente de hidrocarburo es un disolvente líquido de gas natural (NGL) con una desviación de butano del 75% de C4 al 25% de C3 y la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 167 a alrededor de 423 a presiones y temperaturas de almacenamiento en un intervalo de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C).

29. - El medio líquido de una sola fase de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado además porque la concentración del disolvente de hidrocarburo etánico está en un intervalo de alrededor de 9 a 26 por ciento en moles, la relación volumétrica del componente de gas natural está en un intervalo de alrededor de 297 a alrededor de 373.

30. - Un buque de transporte de gas que comprende una bodega de carga y un sistema de contención localizado en la bodega de carga y adaptado para almacenar un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un disolvente de gas de hidrocarburo a presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con densidades de almacenamiento para el gas natural en el medio líquido de una sola fase que excede las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas de almacenamiento, en donde el sistema de contención está adaptado para almacenar el medio líquido de una sola fase a temperaturas en un intervalo de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y presiones en un intervalo de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).

31. - El buque de conformidad con la reivindicación 30, caracterizado además porque el sistema de contención incluye un sistema de tubería de bucles.

32. - El buque de conformidad con la reivindicación 31 , caracterizado además porque el sistema de tubería de bucles adaptado para almacenar el medio líquido de una sola fase a presiones en un intervalo de 300 (21.09 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).

33. - El buque de conformidad con la reivindicación 31 , caracterizado además porque el sistema de tubería de bucles incluye instalaciones de recirculación adaptadas para controlar la temperatura y presión.

34.- El buque de conformidad con la reivindicación 31 , caracterizado además porque el sistema de tubería de bucles está configurado para el patrón de flujo de fluido de serpentina entre las tuberías adyacentes.

35.- El buque de conformidad con la reivindicación 33, caracterizado además porque comprende adicionalmente un sistema de carga y mezclado adaptado para mezclar gas natural con el disolvente de hidrocarburo líquido para formar el medio líquido de una sola fase.

36.- El buque de conformidad con la reivindicación 35, caracterizado además porque comprende adicionalmente un sistema de separación, fraccionamiento y descarga para separar el gas natural del medio líquido de una sola fase.

37. - El buque de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado además porque el sistema de descarga incluye un medio de desplazamiento para desplazar el medio líquido de una sola fase del sistema de contención.

38. - El buque de conformidad con la reivindicación 37, caracterizado además porque el medio de desplazamiento además comprende un medio para purgar un fluido de desplazamiento que utiliza un gas inerte.

39. - El buque de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado además porque el sistema de descarga comprende un medio para ajustar un contenido de calor bruto de un gas descargado.

40.- Un sistema para procesar, almacenar y transportar gas natural de la fuente de suministro al mercado que comprende un buque de producción que comprende módulos de equipo de procesamiento configurados para producir un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el buque de producción se puede mover entre las ubicaciones de suministro de gas natural, un buque de transporte marino que comprende un sistema de contención configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con densidades de almacenamiento para el gas natural que excede las densidades de almacenamiento de gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas de almacenamiento, en donde el buque de transporte marino está configurado para recibir el medio líquido de una sola fase del buque de producción y cargar en el sistema de contención, en donde el sistema de contención está configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a temperaturas y presiones de almacenamiento en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos), y un buque de descarga que comprende los módulos de equipo de separación, fraccionamiento y descarga para separar el medio líquido de una sola fase en sus constituyentes de gas natural y disolvente y descargar el gas natural en instalaciones de almacenamiento y de tuberías, en donde el buque de descarga está configurado para recibir el medio líquido de una sola fase del buque de transporte marino y en donde el buque de descarga se puede mover entre las ubicaciones de descarga de mercado de gas natural.

41.- En un sistema para procesar, almacenar y transportar gas natural de la fuente de suministro al mercado, el sistema comprende un buque de producción que comprende módulos de equipo de procesamiento configurados para producir un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un solvente de hidrocarburo líquido, en donde el buque de producción se puede mover entre las ubicaciones de suministro de gas natural y un buque de transporte marino que comprende un sistema de contención configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con densidades de almacenamiento para el gas natural que excede las densidades de almacenamiento de gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas de almacenamiento, en donde el buque de transporte marino está configurado para recibir el medio líquido de una sola fase del buque de producción y cargar en el sistema de contención, en donde el sistema de contención está configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a temperaturas y presiones de almacenamiento en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120°F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).

42.- En un sistema para procesar gas natural de la fuente de suministro y producir, almacenar y transportar un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido para suministrar gas natural al mercado, el sistema comprende un buque de transporte marino que comprende un sistema de contención configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con densidades de almacenamiento para el gas natural que excede las densidades de almacenamiento de gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas de almacenamiento, en donde el buque de transporte marino está configurado para recibir el medio líquido de una sola fase del buque de producción y cargar en el sistema de contención, en donde el sistema de contención está configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a temperaturas y presiones de almacenamiento en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos), y un buque de descarga que comprende los módulos de equipo de separación, fraccionamiento y descarga para separar el medio líquido de una sola fase en sus constituyentes de gas natural y disolvente y descargar el gas natural en instalaciones de almacenamiento y de tuberías, en donde el buque de descarga está configurado para recibir el medio líquido de una sola fase del buque de transporte marino y en donde el buque de descarga se puede mover entre las ubicaciones de descarga de mercado de gas natural.

43.- El sistema de conformidad con las reivindicaciones 40, 41 ó 42, caracterizado además porque el sistema de contención comprende un sistema de contención de tubería de bucles con instalaciones de recirculación para mantener temperaturas y presiones en puntos seleccionados en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).

44.- El sistema de conformidad con la reivindicación 43, caracterizado además porque el sistema de tubería de bucles está configurado para el patrón de flujo de fluido de serpentina entre las tuberías adyacentes.

45. - El sistema de conformidad con las reivindicaciones 40, 41 ó 42, caracterizado además porque el sistema de contención incluye un sistema de carga y descarga de fluido de desplazamiento para cargar el medio líquido de una sola fase bajo presión en el sistema de contención y desplazar completamente el medio líquido de una sola fase del sistema de contención.

46. - El sistema de conformidad con las reivindicaciones 40 ó 42, caracterizado además porque el sistema de descarga comprende un medio para ajustar un contenido de calor bruto de un gas descargado.

47. - Un método para procesar, almacenar y transportar gas natural de la fuente de suministro al mercado que comprende recibir gas natural en un buque de producción que comprende módulos de equipo de procesamiento para producir un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el buque de producción se puede mover entre las ubicaciones de suministro de gas, producir un suministro de un medio líquido de una sola fase para el almacenamiento y transporte, cargar el medio líquido de una sola fase del buque de producción en un buque de transporte marino que comprende un sistema de contención configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase en presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con las densidades de almacenamiento para el gas natural que excede las densidades de almacenamiento de gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas de almacenamiento, almacenar el medio líquido de una sola fase en el sistema de contención a temperaturas y presiones de almacenamiento en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos), descargar el medio líquido de una sola fase del sistema de contención en el buque de transporte marino a un buque de descarga que comprende módulos de equipo de separación, fraccionamiento y descarga para separar el medio líquido de una sola fase en sus constituyentes de gas natural y disolvente y descargar el gas natural para instalaciones de almacenamiento o tubería, en donde el buque de descarga se puede mover entre las ubicaciones de descarga de mercado de gas, separar el medio líquido de una sola fase en sus constituyentes de gas natural y disolvente, y descargar el gas natural del buque de descarga en instalaciones de almacenamiento o tubería.

48.- Un método para procesar, almacenar y transportar gas natural de la fuente de suministro al mercado que comprende recibir gas natural en un buque de producción que comprende módulos de equipo de procesamiento configurados para producir un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido, en donde el buque de producción se puede mover entre las ubicaciones de suministro de gas, producir un suministro de un medio líquido de una sola fase para el almacenamiento y transporte, cargar el medio líquido de una sola fase del buque de producción en un buque de transporte marino que comprende un sistema de contención configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase en presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con las densidades de almacenamiento para el gas natural que excede las densidades de almacenamiento de gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas de almacenamiento y almacenar el medio líquido de una sola fase en el sistema de contención a temperaturas y presiones de almacenamiento en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).

49.- Un método para procesar gas natural de la fuente de suministro y producir, almacenar y transportar un medio líquido de una sola fase que comprende gas natural absorbido en un disolvente de hidrocarburo líquido para suministrar gas natural al mercado, que comprende almacenar un medio líquido de una sola fase en un buque de transporte marino que comprende un sistema de contención configurado para almacenar el medio líquido de una sola fase a presiones y temperaturas de almacenamiento asociadas con densidades de almacenamiento para el gas natural que excede las densidades de almacenamiento del gas natural comprimido (CNG) para las mismas presiones y temperaturas, en donde el medio líquido de una sola fase se almacena a temperaturas y presiones de almacenamiento en los intervalos de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos) y descargar el medio líquido de una sola fase del sistema de contención en el buque de transporte marino a un buque de descarga que comprende módulos de equipo de separación, fraccionamiento y descarga para separar el medio líquido de una sola fase en sus constituyentes de gas natural y disolvente y descargar el gas natural para instalaciones de almacenamiento o tubería, en donde el buque de descarga se puede mover entre las ubicaciones de descarga de mercado de gas, separar el medio líquido de una sola fase en sus constituyentes de gas natural y disolvente, y descargar el gas natural del buque de descarga en instalaciones de almacenamiento o tubería.

50.- El método de conformidad con las reivindicaciones 47, 48 ó 49, caracterizado además porque comprende adicionalmente la etapa de recircular el medio líquido de una sola fase para mantener sus temperaturas y presiones de almacenamiento en puntos seleccionados en las escalas de menos de -80°F (-62.2°C) a alrededor de -120 °F (-84.4 °C) y alrededor de 500 psig (35.15 kg/cm2 manométricos) a alrededor de 900 psig (63.27 kg/cm2 manométricos).