PROCEDIMIENTO Y APARATO PARA GAS COMPRIMIDO.

La presente invención se refiere al almacenaje y transporte de gases comprimidos. En particular, la presente invención incluye unos procedimientos para el transporte de gas comprimido. La necesidad de transporte de gas se ha incrementado a medida que se han establecido los recursos de gas alrededor del globo. Tradicionalmente, solo unos pocos procedimientos demostraron ser viables en el transporte de gas desde estos emplazamientos remotos hasta los lugares en los que el gas puede ser utilizado directamente o refinado para convertirlo en productos comerciales. El procedimiento típico consiste simplemente en construir un gaseoducto y canalizar el gas directamente hasta un emplazamiento deseado. Sin embargo, la construcción de un gaseoducto a través de fronteras internacionales algunas veces conlleva demasiados factores políticos para ser práctica, y, en muchos casos, no es económicamente viable, por ejemplo cuando el gas debe ser transportado a través del agua, porque los gaseoductos de aguas profundas son carísimos de construir y mantener. Por ejemplo, en 1997, el gaseoducto propuesto de 1206 kilómetros que une Rusia y Turquía a través del Mar Negro, se estimó tenía un coste inicial de 3 mil millones de dólares, dejando a parte el mantenimiento. Así mismo, los costes se han también incrementado porque tanto la construcción como el mantenimiento son engañosos y requieren trabajadores enormemente especializados. De modo similar, los gaseoductos transoceánicos no son una opción en determinadas circunstancias debido a sus limitaciones relacionadas con las condiciones de la profundidad y los fondos. Debido a las limitaciones de los gaseoductos han surgido otros procedimientos de transporte. El problema que más fácilmente se plantea en un primer momento a la hora del transporte de gas es que en la fase gaseosa, incluso por debajo de la temperatura ambiente, una pequeña cantidad de gas ocupa una gran cantidad de espacio. El material de transporte con ese volumen a menudo no es económicamente viable. La respuesta estriba en la reducción del espacio que el gas ocupa. Inicialmente, parecería natural que la solución más lógica fuera condensar el gas en un líquido. Un gas natural típico (aproximadamente con un 90% de CH 4) puede reducirse en una sexcentésima parte de su volumen gaseoso cuando se comprime en un líquido. Los hidrocarburos gaseosos en estado líquido son conocidos en la técnica como gas natural licuificado, habitualmente más conocidos como LNG. Como su nombre indica, el LNG conlleva la licuefacción del gas natural y normalmente incluye el transporte del gas natural en la fase líquida. Aunque la licuefacción parecería ser la solución a los problemas de transporte. Los inconvenientes rápidamente se ponen de manifiesto. En primer lugar, con el fin de licuificar el gas natural, debe ser enfriado a, de modo aproximado -162,2ºC, a la presión atmosférica, antes de que licuifique. En segundo lugar el LNG tiende a calentarse durante el transporte y, por consiguiente, no se mantendrá a esa baja temperatura para permanecer en el estado licuificado. Deben emplearse procedimientos criogénicos con el fin de mantener el LNG a la temperatura adecuada durante el transporte. De esta forma, los sistemas de contención de la carga utilizados para cargar el LNG deben ser auténticamente criogénicos. En tercer lugar, el LNG debe ser regasificado en su destino antes de que pueda ser utilizado. Este tipo de proceso criogénico requiere un gran coste inicial para las instalaciones del LNG tanto en los puertos de carga como de descarga. Los buques requieren metales especiales para mantener el LNG a -162,2ºC. El coste en general sobrepasa los mil millones de dólares para una instalación a escala industrial para una ruta concreta de carga y descarga del LNG, lo que a menudo convierte el procedimiento en antieconómico para una aplicación universal. El gas natural licuificado puede así mismo ser transportado a temperaturas más altas de -162,2ºC elevando la presión, sin embargo, los problemas criogénicos siguen presentes y los tanques ahora deben ser recipientes a presión. Esto puede ser una alternativa costosa. En respuesta a los problemas técnicos de un gaseoducto y a los enormes gastos y a las temperaturas del LNG, se desarrolló el transporte de gas natural en estado comprimido. El gas natural se comprime o presuriza a presiones más altas, gas que puede ser enfriado a temperaturas más bajas que la temperatura ambiente, pero sin alcanzar la fase líquida. Esto es lo que habitualmente se designa como gas natural comprimido, o CNG. Hasta ahora se han propuesto diversos procedimientos que están relacionados con el transporte de gases comprimidos como por ejemplo gas natural, recipientes presurizados, ya sea mediante transportes por mar o por tierra. El gas es típicamente transportado a alta presión y baja temperatura para potenciar al máximo la cantidad de gas contenido en cada sistema de almacenaje de gas. Por ejemplo, el gas comprimido puede estar en un estado denso de solo fluido (supercrítico). El transporte del CNG en buques típicamente emplea gabarras o barcos. Los buques incluyen en sus bodegas una multiplicidad de recipientes de almacenaje estrechamente apilados, como por ejemplo recipientes metálicos de botellas a presión. Estos recipientes de almacenaje son internamente resistentes a las condiciones de alta presión y baja temperatura bajo las cuales se almacena el CNG. Las bodegas están así mismo interiormente aisladas en toda su extensión para mantener el CNG y sus recipientes de almacenaje a aproximadamente la temperatura de carga durante el viaje de entrega y para mantener también los recipientes sustancialmente vacíos cerca de esa temperatura durante el viaje de retorno. 2 ES 2 335 389 T3 Antes de que el CNG sea transportado, en primer lugar es situado en el estado operativo deseado, mediante su compresión a alta temperatura y su refrigeración a baja temperatura. Por ejemplo, la Patente estadounidense 3,232,725, incorporado para todos los fines por este medio en la presente memoria, divulga la preparación de gas natural hasta condiciones apropiadas para el transporte marítimo. Después de la compresión y refrigeración, el CNG es cargado en los recipientes de almacenaje de los artefactos marinos. El CNG es a continuación transportado hasta su destino. Una pequeña cantidad del CNG cargado puede ser consumido como combustible del buque de transporte durante el viaje hasta su destino. Al llegar a su destino, el CNG debe ser descargado, típicamente en una terminal que comprende una pluralidad de recipientes de almacenaje de alta presión o un orificio de admisión de una turbina de alta presión. Si la terminal está a una presión de, por ejemplo, 6,90 MPa y los recipientes de almacenaje del buque están a 13,78 MPa, las válvulas pueden ser abiertas y expandirse el gas dentro de la terminal hasta que la presión de los recipientes de almacenaje del buque caiga hasta la presión final entre 13,78 MPa. Si el volumen de la terminal es mucho mayor que el volumen combinado de todos los recipientes de almacenaje del buque en conjunto, la presión final será, de modo aproximado, de 6,90 MPa. Utilizando procedimientos convencionales, el CNG transportado en los recipientes de almacenaje del buque (el gas residual) es a continuación comprimido dentro del recipiente de almacenaje de la terminal utilizando compresores. Los compresores son costosos e incrementan el coste de capital de las instalaciones de descarga. Así mismo, la temperatura del gas residual se incrementa por el calor de la compresión. Ello incrementa el volumen de almacenaje requerido a menos que el calor sea eliminado, lo que eleva el coste global de transporte del CNG. Los esfuerzos anteriormente realizados para reducir el gasto y la complejidad de la descarga del CNG, y del gas residual en particular, han introducido problemas específicos. Por ejemplo, la Patente estadounidense 2,972,873, incorporada a todos los fines por referencia por este medio en la presente memoria, divulga el calentamiento del gas residual para incrementar su presión, expulsándolo de los recipientes de almacenaje del buque. Dicho sistema simplemente sustituye el coste operativo adicional asociado con el funcionamiento de los compresores por un coste operativo para suministrar calor a los recipientes de almacenaje y al gas residual. Así mismo, el diseño de las disposiciones de canalización y de las válvulas de dicho sistema es extremadamente complejo. Ello se debe a que el sistema debe acomodar la introducción de dispositivos de calentamiento o de elementos de calentamiento dentro de los recipientes de almacenaje del buque. En resumen, aunque el transporte del CNG reduce los costes de capital asociados con el LNG, los costes siguen siendo altos debido a una falta de eficiencia de los procedimientos y aparatos utilizados. Ello...

1. Procedimiento para almacenar un gas comprimible con una gravedad específica seleccionada, comprendiendo el procedimiento: la selección de un material de tubo apropiado para un intervalo predeterminado de temperaturas, teniendo el material de tubo un límite de elasticidad S y una densidad S; la determinación del factor de compresibilidad mínimo Z del gas dentro del intervalo predeterminado de temperaturas; la determinación de una presión P y de una temperatura T correspondiente al estado en el cual el gas está caracterizado por el factor de compresibilidad mínimo Z; la elección de una pluralidad de tubos, estando cada uno de los tubos hecho del material de tubo y teniendo un diámetro exterior Do o un diámetro interior predeterminado D i; y el cálculo del diámetro interior Di o del diámetro exterior Do del tubo, en el que una relación SFDi/[(ZRTs (Do + Di)] se potencia al máximo, en el que R es la constante del gas y F es un factor de seguridad. 2. El procedimiento de la reivindicación 1 que comprende así mismo: la retirada del gas de un depósito; y la adición de hidrocarburos al gas para formar un gas de almacenaje con una gravedad específica seleccionada. 3. El procedimiento de las reivindicaciones 1 o 2 que comprende así mismo: la compresión del gas a la presión seleccionada; el enfriamiento del gas a la temperatura seleccionada; y la carga del gas dentro de una pluralidad de tubos con un diámetro y un grosor de tubo seleccionados y construidos a partir del material de tubo seleccionado. 4. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el intervalo determinado de presiones es aquél intervalo de presiones en el que, a la temperatura seleccionada, el factor de compresibilidad varía no más de un 2% respecto del factor de compresibilidad mínimo. 5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el intervalo predeterminado de temperaturas oscila entre -4,44ºC y 17,7ºC y el intervalo predeterminado de presiones oscila entre 8,26 MPa y 13,78 MPa. 6. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el intervalo predeterminado de temperaturas y el intervalo predeterminado de presiones se corresponde con un estado en el cual el gas es un fluido denso monofásico. 7. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el diámetro exterior D o y el diámetro interior D i se seleccionan de tal manera que (Do + Di) > SDFi/(0,3ZRTs). 8. El procedimiento de la reivindicación 1 que comprende así mismo el acoplamiento de un colector a la pluralidad de tubos. 9. El procedimiento de la reivindicación 8, que comprende así mismo el bombeo de un fluido de desplazamiento dentro del colector, por medio de lo cual es gas es desplazado a partir del colector. 10. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende así mismo la disposición de una pluralidad de tubos dentro de un buque para el transporte del gas. 26 ES 2 335 389 T3 27 ES 2 335 389 T3 28 ES 2 335 389 T3 29 ES 2 335 389 T3 ES 2 335 389 T3 31 ES 2 335 389 T3 32 ES 2 335 389 T3 33 ES 2 335 389 T3 34 ES 2 335 389 T3 ES 2 335 389 T3 36