METODO Y SISTEMA PARA LA REGASIFICACION DE GNL.

Método para la regasificación de gas natural licuado, comprendiendo el método al menos las etapas:

a) retirar gas natural licuado (10) de un tanque de almacenamiento (2) usando una primera unidad de bomba (3);

b) hacer pasar el gas natural licuado retirado (20) y suministrarlo a una segunda unidad de bomba (4) a una presión de entrada;

c) aumentar la presión del gas natural licuado en la segunda unidad de bomba (4), obteniendo de esta manera gas natural licuado presurizado (50);

d) vaporizar el gas natural licuado presurizado (50), obteniendo de esta manera un gas natural gaseoso (60);

en el que la segunda unidad de bomba (4) descarga el gas natural licuado presurizado (50) a un valor de presión preseleccionado, independientemente de la presión de entrada en la segunda unidad de bomba (4),

en el que la segunda unidad de bomba (4) comprende un motor accionador de velocidad variable

Método y sistema para la regasificación de GNL.

La presente invención se refiere a un método para la regasificación de gas natural licuado (GNL).

El GNL normalmente es principalmente metano licuado que contiene diversas cantidades de etano, propano y butanos con cantidades traza de pentanos y componentes de hidrocarburo más pesados. Normalmente, el GNL tiene un bajo contenido de hidrocarburos aromáticos y compuestos que no son hidrocarburos tales como H₂O, N₂, CO₂, H₂S u otros compuestos de azufre y similares, puesto que estos compuestos normalmente se han retirado al menos parcialmente antes de licuar la corriente de gas natural, que se almacena después y se transporta en forma líquida. Para el propósito de esta descripción, "GNL" o "Gas Natural" no debería considerarse limitado a una cierta composición, sino en lugar de ello considerarse como una corriente que contiene hidrocarburo.

Es deseable licuar el gas natural por numerosas razones. Como un ejemplo, el gas natural puede almacenarse y transportarse largas distancias más fácilmente como líquido que en forma gaseosa, porque ocupa un volumen más pequeño y no es necesario almacenarlo a altas presiones.

Para regasificar la corriente de GNL normalmente se presuriza y vaporiza. Si se desea, se añade una cantidad seleccionada de por ejemplo, N₂ para obtener un gas natural que tenga una calidad de gas deseada, por ejemplo, un poder calorífico seleccionado (es decir, el contenido de energía cuando el gas se quema), de acuerdo con las especificaciones del gas o los requisitos de un consumidor. Como alternativa o adicionalmente, el poder calorífico del gas natural puede ajustarse retirando o añadiendo una cantidad deseada de etano y/o hidrocarburos más pesados del gas natural.

Un ejemplo de un método para la regasificación de GNL se describe en los documentos US 2006/0042312, WO 2005/045337 y WO 2005/059459.

Un problema del método conocido para regasificar el GNL es que el procesamiento de la corriente de GNL solo puede realizarse a presiones definidas de forma bastante restringida para la corriente de GNL para la que se ha diseñado el proceso de regasificación. Si se deseara cambiar la presión de la corriente de GNL, esto daría como resultado un tiempo muerto significativo y costes por CAPEX y OPEX adicionales.

Un objeto de la presente invención es minimizar el problema anterior.

Un objeto adicional de la invención es proporcionar un método alternativo de regasificación de GNL, que sea más flexible y que pueda adaptarse fácilmente a diferentes requisitos de proceso.

Uno o más de los objetos anteriores u otros objetos se consiguen de acuerdo con la presente invención proporcionando un método para la regasificación de gas natural licuado, comprendiendo el método al menos las etapas de:

a) retirar el gas natural licuado de un tanque de almacenamiento usando una primera unidad de bomba;

b) hacer pasar el gas natural licuado retirado a y suministrarlo hacia una segunda unidad de bomba a una presión de entrada;

c) aumentar la presión del gas natural licuado en la segunda unidad de bomba, obteniendo de esta manera gas natural licuado presurizado;

d) vaporizar el gas natural licuado presurizado, obteniendo de esta manera gas natural gaseoso;

en el que la segunda unidad de bomba descarga el gas natural licuado presurizado a un valor de presión preseleccionado, independientemente de la presión de entrada en la segunda unidad de bomba.

Se ha encontrado sorprendentemente que usando el método de acuerdo con la presente invención, la flexibilidad del proceso puede aumentarse significativamente. Una ventaja de la presente invención es que si cambia la presión de la corriente de GNL a vaporizar, no es necesaria la modificación o sustitución de la primera y segunda unidades de bomba, que de lo contrario conduciría a un tiempo muerto sustancial y costes por CAPEX y OPEX.

La primera unidad de bomba puede comprender cualquier bomba individual o combinación de bombas adecuada para retirar el GNL del tanque de almacenamiento.

El vaporizador puede ser cualquier vaporizador con la condición de que vaporice el GNL. Los ejemplos adecuados son los vaporizadores denominados de pulverización directa (ORV) y los vaporizadores de combustión sumergida (SCV), aunque la persona experta en la materia entenderá que pueden ajustarse otros muchos vaporizadores para este propósito.

La segunda unidad de bomba puede comprender cualquier bomba individual o combinación de bombas que asegure que el GNL presurizado se descarga en su salida a un valor de presión preseleccionado, independientemente de la presión de entrada de la segunda unidad de bomba. En este aspecto, se observa que una "bomba normal" (tal como, por ejemplo, la bomba 59 en el documento WO2005/045337 mencionado anteriormente) -al contrario que la segunda unidad de bomba de acuerdo con la presente invención- descarga una corriente que tiene una presión que está a un nivel predefinido por encima de su presión de entrada. Como resultado, una "bomba normal" no descargará una corriente con un valor de presión preseleccionado independientemente de su presión de entrada.

De acuerdo con una realización preferida la segunda unidad de bomba comprende un motor accionador de velocidad variable (VSD). Un motor VSD se conoce tal cual (véase, por ejemplo, el capítulo 6 de Pump Handbook, 3ª edición, editado por I.J. Karassik, J.P. Messina, P. Cooper, Ch.C. Heald; McGraw-Hill, 2001), y no se analiza adicionalmente en este documento. Adicionalmente, se prefiere que la segunda unidad de bomba no comprenda una válvula de control de presión.

Se prefiere especialmente que en una unidad de encaminamiento entre la primera y la segunda unidades de bomba, se haga una selección de una de al menos dos trayectorias de flujo entre la primera y la segunda unidades de bomba. Para ello, la unidad de encaminamiento puede diseñarse de diversas maneras, por ejemplo, usando una caída de presión para controlar el flujo. Se prefiere que, en la primera trayectoria de flujo, el gas natural licuado se haga pasar directamente a la segunda unidad de bomba. Adicionalmente, se prefiere que en la segunda trayectoria de flujo, el gas natural licuado se haga pasar a una columna de separación, obteniendo de esta manera una corriente más ligera por una primera salida y una corriente más pesada por una segunda salida, haciéndose pasar la corriente más ligera obtenida en la primera salida a la segunda unidad de bomba. Se entiende que los términos "más ligero" y "más pesado" indican que la corriente más ligera comprende una mayor concentración de componentes de mayor punto de ebullición (en particular metano) que la corriente más pesada.

La columna de separación usada en la unidad de encaminamiento puede ser cualquier columna de separación para extraer las corrientes más pesadas tales como una unidad de extracción de NGL (normalmente etano e hidrocarburos más pesados) o LPG (normalmente propano y butano).

Una ventaja importante del uso de la unidad de encaminamiento es que si se desea una columna de separación, por ejemplo una unidad de extracción de NGL o LPG, puede añadirse a e incorporarse en una unidad de regasificación existente en un terminal de importación de GNL sin dar como resultado un tiempo muerto significativo. Adicionalmente, si por ejemplo la unidad de extracción de NGL se detiene para propósitos de mantenimiento, esto puede hacerse sin detener toda la unidad de regasificación. De nuevo, esto da como resultado un tiempo muerto y costes menores.

De acuerdo con una realización preferida, cuanto más ligera sea la corriente obtenida en la primera salida, se condensa en un condensador. La persona experta en la materia entenderá que el condensador puede tomar muchas formas, siempre y cuando pueda condensar la corriente más ligera que viene de las columnas de separación. Se prefiere que, en el condensador, la columna más ligera intercambie calor con el gas natural licuado antes de hacerlo pasar a la columna de separación.

En un aspecto adicional, la presente invención se refiere a un sistema para la regasificación de gas natural licuado, comprendiendo el sistema al menos:

1. Método para la regasificación de gas natural licuado, comprendiendo el método al menos las etapas:

a) retirar gas natural licuado (10) de un tanque de almacenamiento (2) usando una primera unidad de bomba (3);

b) hacer pasar el gas natural licuado retirado (20) y suministrarlo a una segunda unidad de bomba (4) a una presión de entrada;

c) aumentar la presión del gas natural licuado en la segunda unidad de bomba (4), obteniendo de esta manera gas natural licuado presurizado (50);

d) vaporizar el gas natural licuado presurizado (50), obteniendo de esta manera un gas natural gaseoso (60);

en el que la segunda unidad de bomba (4) descarga el gas natural licuado presurizado (50) a un valor de presión preseleccionado, independientemente de la presión de entrada en la segunda unidad de bomba (4),

en el que la segunda unidad de bomba (4) comprende un motor accionador de velocidad variable.

2. Método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que la segunda unidad de bomba (4) no comprende una válvula de control de presión.

3. Método de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que entre la primera y la segunda unidades de bomba (3, 4) se hace una selección de una de al menos dos trayectorias (70, 80) entre la primera y la segunda unidades de bomba (3, 4).

4. Método de acuerdo con la reivindicación 3, en el que en la primera trayectoria de flujo (70) el gas natural licuado se hace pasar directamente a la segunda unidad de bomba (4).

5. Método de acuerdo con la reivindicación 3 ó 4, en el que en la segunda trayectoria de flujo (80) el gas natural licuado se hace pasar a una columna de separación (7), obteniendo de esta manera una corriente más ligera (80d) en una primera salida (26) y una corriente más pesada (90) en una segunda salida (27), en la que la corriente más ligera (80d) obtenida en la primera salida (26) se hace pasar a la segunda unidad de bomba (4).

6. Método de acuerdo con la reivindicación 5, en el que la corriente más ligera (80d) obtenida en la primera salida (26) se condensa en un condensador (8).

7. Método de acuerdo con la reivindicación 6, en el que en el condensador (8) la corriente más ligera (80d) intercambia de calor con el gas natural licuado (80) antes de hacerlo pasar a la columna de separación (7).

8. Sistema (1) para la regasificación de gas natural licuado (10), comprendiendo el sistema (1) al menos:

en el que la segunda unidad de bomba (4) puede descargar el gas natural licuado presurizado (50) a un valor de presión preseleccionado, independientemente de la presión de entrada del gas natural licuado en la segunda unidad de bomba (4),

en el que la segunda unidad de bomba (4) comprende un motor accionador de velocidad variable.

9. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 8, en el que la segunda unidad de bomba (4) comprende un motor accionador de velocidad variable.

10. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 8 ó 9, en el que la segunda unidad de bomba (4) no comprende una válvula de control de presión.

11. Sistema (1) de acuerdo con una o más de las reivindicaciones anteriores 8-10, que comprende adicionalmente una unidad de encaminamiento (6) entre la primera y segunda unidades de bomba (3, 4), en el que la unidad de encaminamiento (6) puede permitir seleccionar una de al menos dos trayectorias de flujo (70, 80) entre la primera y segunda unidades de bomba (3, 4).

12. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 11, en el que la primera trayectoria de flujo (70) conecta directamente con la segunda unidad de bomba (4).

13. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 11 ó 12, en el que la segunda trayectoria de flujo (80) incluye una columna de separación (7) que tiene una primera salida (26) para una corriente más ligera (80d) y una segunda salida (27) para una corriente más pesada (90), en el que la corriente más ligera (80d) obtenida en la primera salida (26) puede hacerse pasar a la segunda unidad de bomba (4).

14. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 13, en el que la segunda trayectoria de flujo (80) incluye adicionalmente un condensador (8) para condensar la corriente más ligera (80d).

15. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 4, en el que en el condensador (8) la corriente más ligera (80d) puede intercambiar calor con el gas natural licuado (80) antes de hacerla pasar a la columna de separación (7).

16. Sistema (1) de acuerdo con una o más de las reivindicaciones anteriores 8-15 que comprende adicionalmente un recondensador (9) entre la primera unidad de bomba (3) y la unidad de encaminamiento (6) en el que una corriente de gas hervido (30) puede recondensarse.