Producción de gas natural licuificado.

Un método para producir gas natural en un ambiente marítimo que comprende las etapas de:

Obtener un flujo de gas natural desde un campo en alta mar a bordo de una plataforma de producción o un barco deproducción (5);

Tratar el flujo de gas natural en la preparación de licuefacción para eliminar por lo menos un sulfuro de hidrógeno,componentes de mercurio, agua, y dióxido de carbono;

Comprimir y enfriar posteriormente el flujo de gas natural tratado (12) sobre la plataforma de producción o barco deproducción (5);

Transferir dicho gas natural a un segundo buque (30) equipado con almacenamiento de GNL sin el uso deconductos de transferencia criogénicos;

Utilizar un proceso de licuefacción (33) con por lo menos una expansión isentrópica (60) para ofrecer un altorendimiento de líquido del GNL que se almacena (34) en dicho buque (30);

Retornar la porción no licuificada del gas a la compresión (12) sobre la plataforma de producción o un barco deproducción (5) a través de un conducto criogénico de no transferencia (21) de tal manera que se vuelve a comprimirpara ser reciclado como parte del proceso de licuefacción, en donde la etapa de enfriar posteriormente el flujo delgas tratado natural sobre la plataforma de producción o barco de producción (5) comprende la etapa de utilizar unaporción de un intercambiador de calor (13) ubicado sobre la plataforma de producción o barco de producción (5)para enfriar el gas natural con la porción no licuificada que retorna del gas.

Producción de gas natural licuificado Antecedentes de la Invención:

Esta invención se relaciona con un método para la producción mar adentro de gas natural licuificado (GNL) , en donde se suministra gas desde un depósito subterráneo de gas asociado o no asociado. En el caso del gas asociado, ese gas que se produce en asociación con la producción de petróleo, el gas a menudo es problemático debido a que no existe forma de transportarlo al mercado en la ausencia de una tubería. Este gas históricamente a menudo se ha quemado. Aspiraciones más recientes para reducir las consecuencias ambientales al producir petróleo han llevado cada vez más a que el gas sea reinyectado en los depósitos subterráneos. Esto es costoso y no siempre es práctico. La licuefacción de este gas ofrece una forma de transportar este gas al mercado al aumentar la densidad de los fluidos a bajas temperaturas. Cada vez más, se han considerado los campos de gas sin explotar no asociados para la licuefacción de gas natural para permitir que estos recursos sin explotar sean monetizados. La licuefacción mar adentro de gas natural todavía no ha tenido implementación extendida adecuada debido a unos pocos límites fundamentales. Se requiere que el GNL sea producido y almacenado a bajas temperaturas. Esto presenta una serie de desafíos.

El primer desafío es que las operaciones a baja temperatura requieren acoplamientos especiales, metalurgia, y diseño. Muchos materiales, que incluyen aquellas operaciones de transferencia de buque normal dependen de, que se vuelvan frágiles, congelen, o contraigan y escapen cuando se sometan a temperaturas criogénicas requeridas para GNL.

Las mangueras flexibles de transferencia criogénica que podrían ser utilizadas para permitir transferencia buque a buque de fluidos criogénicos o GNL son particularmente problemáticas. En contraste con los conductos de transferencia de fluidos de campo a buque y buque a buque a temperatura ambiente, efectivo en costos, probados y bien establecidos, todavía no se pueden considerar rentables o comprobados otros conductos criogénicos. Si bien estos están entrando poco a poco al mercado, no se han probado esencialmente en el servicio marítimo, la tecnología es costosa y está en manos de pocas partes.

El segundo principal problema es que la licuefacción de GNL requiere diversas etapas de procesamiento y es intensivo en energía. No es práctico tratar, licuar ni almacenar GNL en un buque que también se utiliza para transportar el GNL al mercado debido a que los costes y el tamaño de los equipos de procesamiento harán estos esquemas costosos. En particular, los costes de compresión que incluyen costes de conductores e intercambiador

de calor y tamaño, significan que es un desafío costear efectivamente el equipo de procesamiento de GNL de empaque en sistemas mar adentro.

De la patente Estadounidense 5, 025, 860 se conoce un método y aparato para obtener GNL a partir de depósitos mar adentro. En el sistema conocido, el gas natural se purifica y comprime en un buque o plataforma. La entrada en funcionamiento del ciclo de refrigeración se aplica al gas de carga en la forma en el primer buque. Este gas 35 purificado a alta presión se transfiere a través de una tubería hasta un segundo buque equipado con un equipo para proceso de licuefacción con base en expansión para condensación de una porción del gas de carga en GNL así como también la capacidad de almacenamiento para el GNL. La porción no licuificada del gas de carga se devuelve al primer buque para compresión adicional. Esta técnica anterior reconoce el valor para evitar conductos de transferencia criogénicos pero no reconoce la importancia de un alto rendimiento de líquido a partir del ciclo de licuefacción para reducir el gas que circula a través del sistema así como también la entrada de trabajo al proceso. En este contexto un rendimiento de líquido se refiere a la fracción de líquido formado con relación al gas que se recicla. Un segundo defecto de la técnica anterior es que no enseña cómo reducir la complejidad y costes del equipo de producción de GNL en el buque de almacenamiento de GNL. Esto es importante debido a que existen múltiples buques de producción y almacenamiento de GNL para un único Buque de Procesamiento de gas.

El documento US 5, 878, 814 reconoce el valor de maximizar el rendimiento de líquido y también captura las ventajas en el campo asociadas con los acoplamientos de buque en alta mar. Esta patente enseña un esquema en el cual el GNL fluye directamente desde una planta de producción submarina hasta un buque de producción y almacenamiento de GNL lo que resulta en una licuefacción casi completa. Esta patente presenta la técnica STP (Carga de Torreta Sumergida) para conexión con el buque de producción y almacenamiento de GNL que utiliza una 50 boya sumergida con eslabón giratorio para la transferencia de fluidos. Esta patente también presenta el uso de expansores isentrópicos para aumentar la eficiencia/rendimiento de líquido en el buque de producción y almacenamiento. En razón a que este esquema consiste de un único buque, no se sigue el concepto de recirculación original entre dos buques enseñado en el documento US 5, 025, 860. Este esquema requeriría equipo de proceso costoso para el buque de producción y almacenamiento que incluye algunos medios para deshidratar,

eliminar componentes de gas de ácido como CO2 y H2S, algunas formas de manejo y almacenamiento de condensados. Esto resultará en un buque de almacenamiento y transferencia que no es efectivo en costos debido a que la capacidad de almacenamiento se desplaza al procesar las superficies superiores y se incrementan los costes debido a que todos los buques de GNL desplegados necesitan equipo de procesamiento que solo se utiliza cuando el buque está produciendo GNL conectado a la torreta.

La patente Estadounidense 6, 003, 603 adicionalmente desarrolla la técnica al agregar una segunda etapa al esquema que incluye tratamiento de gas ácido, deshidratación, y manejo de condensado. Este sistema reconoce los 5 beneficios del alto rendimiento de líquido en el buque de producción y almacenamiento de GNL e incluye provisión para la expansión isentrópica del gas de alimentación, muy alta transferencia de presión del gas de carga (250-350 bar) , y transferencia subenfriada del gas de carga hasta la instalación de producción y almacenamiento de GNL. Como la patente Estadounidense 5, 878, 814 esta patente enseña esencialmente el 100% de rendimiento de líquido sin reciclamiento del gas de residuo y también enseña el gas de carga que lleva el buque de tratamiento como un 10 gas comprimido caliente en un conducto no aislado o un gas muy frío en un conducto aislado. Aquellos familiarizados con la técnica reconocerán, que el gas natural normalmente se licuifica a presiones entre 50-75 bar en razón a que este es lo suficientemente alto para proporcionar licuefacción eficiente pero lo suficientemente bajo para que la compresión de gas de carga y altas presiones de diseño de equipo se conviertan en costes prohibitivos. La Patente Estadounidense 6, 003, 603 así como también la US 5, 878, 814 enseñan las presiones de alimentación entre 250-350 bar que son muy altas para costes efectivos de licuefacción de gas natural y probablemente resulta en seguridad inherente reducida.

La Patente Estadounidense 6, 889, 522 enseña otro 100% de rendimiento de líquido del proceso GNL que evita la transferencia criogénica de líquidos al emplear procesos expansores de gas, de bucle cerrado. La compresión se ubica de nuevo en el primer buque, mientras que el equipo de procesamiento criogénico se ubica en el buque de licuefacción y almacenamiento de GNL. Este proceso sufre por la necesidad de múltiple carga y conductos de recirculación entre buques para acomodar los refrigerantes de bucle cerrado, la complejidad en el buque de producción y almacenamiento de GNL, y múltiples compresores y conductores en el primer buque para comprimir el gas de carga y las corrientes de refrigerante. Aquellos expertos en la técnica reconocerán la importancia de minimizar los compresores y etapas de compresión para costear la producción de GNL efectiva.

La invención actual soluciona la insuficiencia de la técnica anterior al proporcionar un método que evita conductos de transferencia criogénicos proporcionando al mismo tiempo un alto rendimiento de líquido en el buque de licuefacción y almacenamiento, utiliza una única carga y un único conducto de gas de recirculación entre el buque, y ofrece licuefacción económica a presiones de operación razonables.

Resumen de la Invención:

Para el logro de las mejoras mencionadas anteriormente se describe el siguiente método:... [Seguir leyendo]

1. Un método para producir gas natural en un ambiente marítimo que comprende las etapas de:

Obtener un flujo de gas natural desde un campo en alta mar a bordo de una plataforma de producción o un barco de producción (5) ;

Tratar el flujo de gas natural en la preparación de licuefacción para eliminar por lo menos un sulfuro de hidrógeno, componentes de mercurio, agua, y dióxido de carbono;

Comprimir y enfriar posteriormente el flujo de gas natural tratado (12) sobre la plataforma de producción o barco de producción (5) ;

Transferir dicho gas natural a un segundo buque (30) equipado con almacenamiento de GNL sin el uso de 10 conductos de transferencia criogénicos;

Utilizar un proceso de licuefacción (33) con por lo menos una expansión isentrópica (60) para ofrecer un alto rendimiento de líquido del GNL que se almacena (34) en dicho buque (30) ;

Retornar la porción no licuificada del gas a la compresión (12) sobre la plataforma de producción o un barco de producción (5) a través de un conducto criogénico de no transferencia (21) de tal manera que se vuelve a comprimir

para ser reciclado como parte del proceso de licuefacción, en donde la etapa de enfriar posteriormente el flujo del gas tratado natural sobre la plataforma de producción o barco de producción (5) comprende la etapa de utilizar una porción de un intercambiador de calor (13) ubicado sobre la plataforma de producción o barco de producción (5) para enfriar el gas natural con la porción no licuificada que retorna del gas.

2. Un método como se establece en la reivindicación 1 en donde el flujo de gas natural desde el campo en alta mar 20 se produce en asociación con producción de petróleo crudo.

3. Un método como se establece en la reivindicación 1 en donde el gas de carga se comprime a una presión de entre 50 y 100 bar antes de ser transferido al buque de almacenamiento de GNL (30) .

4. Un método como se establece en la reivindicación 1 en donde más de un buque de almacenamiento de GNL (30) se puede conectar a dicha plataforma de producción o un barco de producción (5) a la vez.

5. Un método como se establece en la reivindicación 1 en donde el compresor de gas de carga (12) se impulsa por una turbina a gas.

6. Un método como se establece en la reivindicación 5 en donde el gas combustible para la turbina a gas preferencialmente se origina del gas que se recicla nuevamente desde el buque de almacenamiento de GNL (30) .

7. Un método como se establece en la reivindicación 1 en donde el gas que se recicla desde el buque de

almacenamiento de GNL (30) se emplea como un gas de regeneración para un lecho de tamiz molecular para tratar el flujo de gas natural.

8. Un método como se establece en una cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde una primera porción del gas de carga frío experimenta la expansión isentrópica (60) en un turbo expansor, una segunda porción del gas de carga se expande desde una temperatura más baja que aquella del gas de carga frío suministrado al

expansor insentrópico (60) a una presión más baja que la presión de salida del turboexpansor.

9. Un método como se establece en la reivindicación 8 en donde la recompresión de la porción no licuificada del gas se realiza por un compresor de para reciclaje integralmente engranado o del tipo tornillo (68) .

10. Un método como se establece en la reivindicación 8 en donde la demanda de potencia del eje del compresor de

recirculación (68) no es mayor de 10% de la potencia requerida para comprimir la presión de gas de recirculación a 40 la presión de gas de alimentación.

11. Un método establecido en la reivindicación 8 en donde el gas instantáneo de la porción licuificada del GNL luego de expansión y el gas de escape de ebullición desde el GNL que se almacena en el segundo buque (30) se comprime por el compresor de recirculación (68) .

12. Un método de acuerdo con la reivindicación 8 donde el compresor de recirculación (68) se utiliza como parte de un proceso de licuefacción adicional de gas de escape de ebullición cuando el segundo buque (30) se desconecta de la plataforma de producción o barco de producción (5) .

13. Un método de acuerdo con la reivindicación 8 en donde el expansor insentrópico (60) tiene una salida de dos fases.

14. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 en donde el segundo buque (30) se desconecta de los conductos de alimentación (20) y recirculación (21) una vez se llenan completamente con GNL y se transporta el GNL a una instalación de descarga en otra ubicación.