Procedimiento para producir, transportar, descargar, almacenar y distribuir gas natural a un mercado.

Un procedimiento para producir, transportar, almacenar y distribuir de forma eficiente a un mercado un gas natural,

comprendiendo el procedimiento:

a) producir el gas natural (22) a partir de una primera formación subterránea de gas natural (11);

b) licuar (24) el gas natural para producir un gas natural licuado;

c) transportar (30) el gas natural licuado a una instalación de regasificación (32);

d) regasificar el gas natural licuado para producir un gas natural regasificado; e

e) inyectar (36) el gas natural regasificado en una segunda formación subterránea (44) que es una formación 10 subterránea portadora de gas agotada o parcialmente agotada ubicada a distancia de la primera formación subterránea (11), e incluye pozos de producción (50) e instalaciones asociadas (46), y un gaseoducto (54) que se usan para recuperar el gas natural de la segunda formación subterránea y transportar el flujo de gas natural mediante un sistema de distribución (56) desde la segunda formación subterránea a un mercado.

Procedimiento para producir, transportar, descargar, almacenar y distribuir gas natural a un mercado

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

Campo de la invención [0001] Esta invención se refiere a un procedimiento eficiente para producir, transportar, descargar, presurizar, almacenar y distribuir a un mercado un gas natural que se produce a partir de una formación subterránea ubicada a distancia con respecto al mercado, utilizando una formación subterránea capaz de almacenar gas natural.

Breve descripción de la técnica anterior

Debido a sus cualidades de combustión limpia y conveniencia, el gas natural se ha usado ampliamente en los últimos años tanto para uso industrial como para calefacción doméstica. Muchas fuentes de gas natural están ubicadas en zonas remotas, que no están convenientemente disponibles para ningún mercado comercial para el gas natural. Cuando no están disponibles gaseoductos para el transporte del gas natural a un mercado comercial, el gas natural producido a menudo es procesado a gas natural licuado (GNL) para su transporte al mercado. Una de las características distintivas de una planta de GNL es la gran inversión de capital requerida para la planta.

Una gran inversión adicional se requiere en destino para el GNL para tanques de almacenamiento criogénico cerca del mercado para almacenar el GNL hasta que sea comercializado. Dichas instalaciones criogénicas son relativamente costosas y requieren regasificación del GNL para distribución mediante un sistema de gaseoductos o similar a los consumidores finales.

Donde se han habilitado gaseoductos para suministrar gas natural a un mercado, la demanda de gas natural ha fluctuado mucho entre periodos de baja demanda y periodos de demanda máxima. En dichos casos, el gas natural se ha almacenado, en algunos casos, en formaciones o cavidades subterráneas. El gas natural se suministra como un gas al almacenamiento subterráneo y, posteriormente, se recupera del almacenamiento subterráneo para suministro a un gaseoducto u otro sistema para distribuirlo a los consumidores finales. Estos sistemas requieren que el gas natural esté disponible como un gas a partir de gaseoductos para almacenamiento en las zonas de almacenamiento subterráneo.

El gas natural está disponible típicamente a presiones de aproximadamente 1.723 kPa (250 psig) (libras por pulgada cuadrada de presión de manómetro) a aproximadamente 68948 kPa (10.000 psig) a temperaturas de 26, 67ºC (80ºF) a aproximadamente 177ºC (350°F) a partir de muchas formaciones portadoras de gas subterráneas. Este gas es procesado fácilmente, mediante tecnología bien conocida, a gas natural licuado. Se han usado diversos ciclos de refrigeración para licuar el gas natural siendo los tres más habituales el ciclo en cascada que usa múltiples refrigerantes de componente único e intercambiadores de calor dispuestos progresivamente para reducir la temperatura del gas a temperatura de licuefacción, el ciclo expansor que expande gas desde una alta presión a una baja presión con una reducción de temperatura correspondiente, y ciclos de refrigeración multicomponente que usan un refrigeración multicomponente e intercambiadores de calor diseñados especialmente para licuar el gas natural. También se han usado combinaciones de estos procesos. El GNL es transportado habitualmente por mar en buques cisterna criogénicos.

Tal como se ha indicado anteriormente, ambos procedimientos conllevan ciertas desventajas, es decir el transporte de gas natural mediante gaseoducto está limitado por la disponibilidad del sistema de gaseoductos; por lo tanto, el almacenamiento de gas natural en forma gaseosa en formaciones subterráneas, cavidades o instalaciones de almacenamiento en superficie está limitado a aquellas zonas en las que puedan suministrarse mayores cantidades de gas natural y, a continuación, puedan usarse durante periodos de baja demanda. Análogamente, el uso de gas natural licuado, que se licua en o cerca del mercado, también está limitado a aquellas zonas donde una cantidad excesiva de gas natural pueda ser suministrada durante al menos una parte del año. Tal como se ha indicado anteriormente, esta práctica también requiere la construcción y el uso de tanques criogénicos, que son relativamente caros.

El uso de gas natural licuado que ha sido licuado en un centro de producción en una ubicación remota también requiere el uso de espacio de almacenamiento criogénico y equipo de regasificación en o cerca del mercado, de modo que el GNL pueda almacenarse hasta que se desee regasificar el GNL y usarlo.

La Patente de Estados Unidos 5.511.905 desvela la inyección de fluidos fríos tales como GNL, GPL, hidrógeno y helio en una instalación que tiene una pluralidad de cuevas subterráneas. Tuberías y cubiertas concéntricas se suspenden desde un cabezal de pozo en la superficie al interior de las cuevas subterráneas. Los fluidos fríos son bombeados hacia abajo por uno de los diámetros internos de surgencia formados por las tuberías y revestimientos concéntricos y al interior de las cuevas. Las cuevas incluyen salmuera que es desplazada hacia arriba por otro diámetro interno de surgencia formado por las tuberías concéntricas. A medida que los fluidos fríos pasan hacia abajo por un diámetro interno de surgencia y la salmuera pasa hacia arriba por el otro diámetro interno de surgencia, se produce un intercambio de calor a contraflujo. En el caso de GNL, éste se mantiene en la fase densa, es decir ni líquido ni gas. En el caso de GPL, el GPL permanece como un líquido. Para retirar los fluidos fríos, la salmuera es bombeada hacia abajo por las tuberías internas empujando a los fluidos fríos de vuelta hacia arriba.

La Patente de Estados Unidos 5.511.905 desvela adicionalmente que el gas natural y gas de petróleo pueden ser transportados de puerto a puerto como fluidos fríos mediante cargueros o buques cisterna transoceánicos en tanques o bodegas criogénicas a bordo del navío. Para mantener el gas natural en forma licuada a o cerca de presión atmosférica, la temperatura del gas natural se mantiene a -270ºF. El gas de petróleo también puede transportarse mediante un buque cisterna como gas de petróleo licuado manteniendo la temperatura del gas de petróleo a -45ºF. Al llegar a puerto, el buque cisterna atraca en el muelle de un terminal o instalación de tierra y se conecta a tuberías articuladas que permiten la transferencia del gas natural licuado o gas de petróleo licuado a tanques criogénicos para almacenar los fluidos fríos en forma líquida. El gas natural licuado o gas de petróleo licuado es bombeado a través de las tuberías articuladas a los tanques criogénicos a una presión suficiente para superar pérdidas de presión a través de las tuberías de superficie y para llenar los tanques a una presión ligeramente mayor a la atmosférica. Las bombas están diseñadas para manejar criogénicos y pueden ser bombas de baja presión, dado que la presión de la bomba de descarga es baja. El GNL o GPL es calentado posteriormente a una temperatura cercana a la ambiente de modo que el GNL pueda ser transportado en tierra mediante un gaseoducto en forma gaseosa a otra ubicación o, en el caso de GPL, en forma líquida.

Además, según la Patente de Estados Unidos 5.511.905, es conocido el almacenamiento de gas natural en una mina de sal en una cueva subterránea (que contiene salmuera) en estado gaseoso. El gas natural es comprimido al interior de la cueva subterránea a presión y a una temperatura sólo ligeramente diferente de la temperatura de la salmuera dispuesta dentro de la cueva. Dado que hay un diferencial de temperatura muy pequeño entre el gas natural y la salmuera, existe solamente un intercambio de calor por contraflujo secundario entre el gas natural y la salmuera, a medida que la salmuera es desplazada de la cueva. La temperatura del gas natural es sustancialmente estable.

El gas natural no se almacena en una cueva subterránea como un líquido, dado que debe almacenarse a temperaturas inferiores a cero para mantener al gas natural en forma líquida. El almacenamiento del gas natural a dichas temperaturas extremadamente bajas afectaría de forma adversa a la integridad estructural de las paredes de la cueva y puede hacer que las paredes de la cueva se fracturen. Además, la descarga del gas natural licuado a temperaturas por debajo de cero requiere equipo especial. Además, si la temperatura del gas natural en la cueva es demasiado baja, la salmuera en la cueva se congelaría, atascando de este modo las trayectorias de flujo a través de los trenes de tuberías concéntricas que se extienden al interior de la cueva.

Sin embargo, es conocido el almacenamiento de gas de petróleo licuado en minas de sal en estado líquido.... [Seguir leyendo]

1. Un procedimiento para producir, transportar, almacenar y distribuir de forma eficiente a un mercado un gas natural, comprendiendo el procedimiento:

a) producir el gas natural (22) a partir de una primera formación subterránea de gas natural (11) ; b) licuar (24) el gas natural para producir un gas natural licuado; c) transportar (30) el gas natural licuado a una instalación de regasificación (32) ; d) regasificar el gas natural licuado para producir un gas natural regasificado; e e) inyectar (36) el gas natural regasificado en una segunda formación subterránea (44) que es una formación subterránea portadora de gas agotada o parcialmente agotada ubicada a distancia de la primera formación subterránea (11) , e incluye pozos de producción (50) e instalaciones asociadas (46) , y un gaseoducto (54) que se usan para recuperar el gas natural de la segunda formación subterránea y transportar el flujo de gas natural mediante un sistema de distribución (56) desde la segunda formación subterránea a un mercado.

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural es tratado (10) para la eliminación de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, agua y otros contaminantes antes de la licuefacción (24) .

3. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural licuado es transportado mediante un buque (30) .

4. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la presión de reinyección del gas natural se consigue presurizando (32) el gas natural licuado antes de la regasificación, o mediante equipo de compresión convencional del gas natural después de la regasificación, o una combinación de ambos.

5. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural licuado se regasifica (32) por intercambio de calor con agua marina.

6. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural licuado se regasifica (32) usando un sistema de intercambio de calor seleccionado entre el grupo constituido por un vaporizador de bastidor abierto, un vaporizador multitubular de calandria que usa agua marina o mezclas de glicol-agua dulce, o con propano como intermedio, un vaporizador de combustión sumergida, un vaporizador calentado por vapor y un vaporizador calentado por aire ambiente.

7. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural licuado se regasifica (32) usando un vaporizador de bastidor abierto para intercambio de calor con agua marina.

8. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural regasificado se inyecta (40) en la segunda formación subterránea (44) por encima de la temperatura del hidrato del gas contenido en el depósito subterráneo a temperaturas de 0°C (32°F) a aproximadamente 26, 67°C (80°F) .

9. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el gas natural regasificado se inyecta (45) en la segunda formación subterránea (44) a una presión mayor que la presión en la segunda formación subterránea.

10. El procedimiento de la reivindicación 9, en el que la presión es de aproximadamente 1379 kPa (200 psig) a aproximadamente 17237 kPa (2500 psig) .

11. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que los pozos y las instalaciones de producción (10) para producir gas natural a partir de la primera formación subterránea se consiguen usando pozos e instalaciones de producción terrestres y/o pozos e instalaciones de producción marítimas.

12. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que las instalaciones de regasificación (32) , los pozos

(40) e instalaciones de reinyección (36) del gas natural en la segunda formación subterránea, y los pozos (50) e instalaciones de producción (46) desde la segunda formación subterránea están ubicados en el mar, en tierra o una combinación de ambos.

13. El procedimiento de la reivindicación 1, mediante el cual la transferencia del gas natural licuado a instalaciones marítimas (32) se consigue usando una instalación de descarga/atraque/amarre con gaseoducto de embarcadero y criogénico asociado.

14. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende además la etapa de descargar y presurizar

(32) el gas natural licuado entre las etapas c) y d) .