Almacenamiento de gas natural en disolventes líquidos.

Un proceso de mezcla de gas natural con un disolvente adecuado para dar lugar a un líquido adecuado para transporte/almacenamiento,

que comprende las etapas de:

enfriar gas natural y un disolvente a temperaturas en el intervalo de -40 ºC (-40 ºF) hasta -62,2 ºC (-80 ºF), combinar el gas natural y el disolvente para dar lugar a un medio líquido de gas natural y disolvente, y comprimir el medio líquido a presiones en un intervalo de 82,7 bar (1200 psig) hasta 148,2 bar (2150 psig).

Almacenamiento de gas natural en disolventes líquidos Campo de la invención La presente invención se refiere al almacenamiento y transporte de gas natural y, más particularmente, al almacenamiento en volumen de gas natural en un medio líquido o disolvente y a sistemas y métodos de absorción de gas natural en un líquido o medio de vapor líquido para el almacenamiento y transporte, y la segregación de nuevo al interior de un gas para el suministro. El método de transporte es por medio de tráfico rodado convencional, ferrocarril y barco que utilizan el gas natural presente en forma concentrada.

Información sobre antecedentes El gas natural se transporta de manera predominante en forma gaseosa por medio de tuberías. Para los depósitos de gas natural no ubicados en estrecha proximidad a una tubería y, por tanto, sin viabilidad de transporte por tubería, es decir, gas natural inmovilizado o remoto, se debe transportar el gas por otros medios y, con frecuencia, se transporta en forma líquida como gas natural líquido ("LNG") en barcos. El transporte y almacenamiento de gas natural en forma líquida implica un estado a temperaturas criogénicas o casi criogénicas (de -167, 8 ºC (-270 ºF) a presión atmosférica hasta -117, 8 ºC (-180 ºF) a presión) , lo cual requiere una inversión elevada en instalaciones de licuefacción y re-gasificación en cada extremo del miembro de transporte que no se produce por tubería, así como una inversión elevada en compartimientos cisterna de gran capacidad de almacenamiento. Estos costes de inversión junto con los elevados costes energéticos necesarios para almacenar y transportar LNG en estos casos tienden a hacer que el almacenamiento y transporte del gas natural en forma líquida resulte bastante costoso.

En los últimos años, se han propuesto ventajas del transporte de gas natural remoto o inmovilizado en forma de gas natural comprimido ("CNG") , pero su comercialización ha resultado lenta. CNG, que incluye comprimir el gas a presiones de 100 a varios cientos de atmósferas, ofrece proporciones volumétricas de confinamiento de entre un tercio y un medio de las proporciones volumétricas de 600 a 1 (600:1) obtenidas con LNG sin inversión elevada en instalaciones de licuefacción y re-gasificación.

El documento CA 2 443 200 divulga el almacenamiento a presión en un recipiente y el posterior transporte del recipiente presurizado lleno de gas natural particular o mezclas de tipo gas natural que contienen metano o gas natural más un aditivo, habiéndose refrigerado las mezclas a una temperatura menor de la temperatura ambiente. Esta divulgación también hace referencia a una mezcla similar que se ha creado por medio de la retirada de metano o un gas pobre a partir de una mezcla de gas natural más rica.

El documento FR 1 599 721 divulga un proceso para el almacenamiento y transporte de gas que resulta difícil de licuar, que comprende sucesivamente la disolución de gas en un líquido que comprende uno o más constituyentes que tienen temperaturas críticas por encima de temperatura ambiente, almacenamiento o transporte de la mezcla producida de este modo, a una temperatura entre un 60 y un 99 % (preferentemente entre un 85 y un 97 %) de la temperatura crítica de la mezcla, expresada en grados absolutos, y separación del gas de los otros constituyentes.

El transporte por barco de CNG a temperaturas atmosféricas o en condiciones enfriadas hasta -62, 2 ºC (-80 ºF) constituye en la actualidad el objeto de los proyectos de la industria. La compresión de gas natural hasta 2150 psig (146 atm) desplaza el factor de compresibilidad del gas (Z) hasta a su valor más bajo, (aproximadamente de 0, 74 a 15, 6 ºC (60 ºF) ) antes de aumentar hasta valores más elevados a temperaturas elevadas. A 148, 2 bar (2150 psig) se puede conseguir una proporción de volumen comprimido del orden de 225:1. Se usan comúnmente depósitos comerciales a 248, 2 bar (3600 psig) para envasar el gas natural hasta una proporción de volumen comprimido de 320:1.

Para suministrar de forma eficaz gas natural remoto o inmovilizado al ciclo de transporte por barco, se debe mantener en almacenamiento en cantidades apropiadas a la frecuencia de los recipientes de transporte y la tasa de producción de la fuente de gas. La carga, preferentemente lograda en un tiempo mínimo, también constituye un factor en este cómputo de almacenamiento. Similarmente, la descarga debe ser en el interior de un sistema de almacenamiento dimensionado basado en la frecuencia de los suministros, el tiempo de descarga y la capacidad de retirada de la tubería que alimenta el gas natural al mercado. El mantenimiento de un recipiente de gas natural en estos puntos de etapas es parte de los costes de suministro asociados a todos los modos de transporte.

La manipulación de CNG es una compresión significativa que consume mucha energía y el enfriamiento hasta estas proporciones volumétricas, y posteriormente el desplazamiento del gas que se somete a descarga. Debido al coste relativamente elevado de almacenamiento de CNG de alta presión, los tiempos prolongados de carga y descarga y la capacidad de enfriamiento o re-calentamiento asociada, no existe todavía un sistema comercial que sea operativo para demostrar la posibilidad de transportar volúmenes brutos de más 14, 2 millones de m3/día (0, 5 bcf/día) .

Por consiguiente, resulta deseable proporcionar concentraciones de gas natural mayores que las que se pueden obtener con CNG y a presiones moderadas y temperaturas moderadamente reducidas con el fin de facilitar parámetros de rendimiento mejores que CNG, y reducir la intensidad proporcional del equipo necesario para LNG.

Sumario De acuerdo con la presente invención, se proporciona un proceso para mezclar gas natural con un disolvente adecuado como se define en la Reivindicación 1.

La presente invención va destinada a gas natural o metano almacenado en un medio licuado a través de la interacción de presión moderada, baja temperatura y un medio de disolvente, y a sistemas y métodos que facilitan la absorción de gas natural o metano en un líquido o medio de vapor líquido para el almacenamiento y transporte, y de nuevo en un gas para el suministro al mercado. Preferentemente, el método de transporte es por medio de tráfico rodado convencional, ferrocarril y barco, utilizando gas natural en recipiente o metano en forma concentrada. Este método de almacenamiento y transporte de gas también se puede adaptar al uso de tuberías.

En una realización preferida, las propiedades de absorción de etano, propano y butano se utilizan en condiciones de presión y temperatura moderadas (asociadas a un nuevo proceso de mezcla) para almacenar gas natural o metano a niveles de proporción en volumen comprimido más eficaces que los que se pueden lograr con gas natural solo en las mismas condiciones de retención. La mezcla se almacena usando presiones que están en el intervalo de 82, 7 bar a 148, 2 bar (de 1200 psig a 2150 psig) y temperaturas en el intervalo de -40 ºC a -62, 2 ºC (de -40 a -80 ºF) . Se combina gas natural o metano a estas presiones y temperaturas moderadas con un disolvente licuado tal como etano, propano o butano, o su combinación, en concentraciones de etano preferentemente de alrededor de un 25 % en moles y preferentemente en el intervalo de aproximadamente un 15 % en moles a aproximadamente un 30 % en moles; propano preferentemente a aproximadamente un 20 % en moles y preferentemente en el intervalo de aproximadamente un 15 % en moles a aproximadamente un 25 % en moles; o butano preferentemente a aproximadamente un 15 % y preferentemente dentro de un intervalo de aproximadamente un 10 % en moles a aproximadamente un 30 % en moles; o una combinación de etano, propano y/o butano, o propano y butano dentro de un intervalo de aproximadamente un 10 % en moles a aproximadamente un 30 % en moles.

El proceso de mezcla de la presente invención combina de manera eficaz gas natural o metano con un medio de disolvente tal como etano líquido, propano, butano u otro fluido adecuado, para formar un líquido concentrado o una mezcla de vapor líquido apropiada para almacenamiento y transporte. Preferentemente, el medio de disolvente se recicla en un recipiente de transporte tras la descarga del gas natural. Preferentemente, las condiciones de proceso se determinan de acuerdo con los límites de eficacia del disolvente usado.

En una realización preferida, preferentemente el disolvente se pulveriza a presión en tasas controladas en una corriente de gas natural o metano que penetra en una cámara de mezcla. Al alcanzar la corriente de absorción (disolvente) , el gas entra en la fase líquida acumulándose en la parte inferior de la cámara de mezcla en forma de mezcla de fluido saturado de... [Seguir leyendo]

1. Un proceso de mezcla de gas natural con un disolvente adecuado para dar lugar a un líquido adecuado para transporte/almacenamiento, que comprende las etapas de:

enfriar gas natural y un disolvente a temperaturas en el intervalo de -40 ºC (-40 ºF) hasta -62, 2 ºC (-80 ºF) , combinar el gas natural y el disolvente para dar lugar a un medio líquido de gas natural y disolvente, y comprimir el medio líquido a presiones en un intervalo de 82, 7 bar (1200 psig) hasta 148, 2 bar (2150 psig) .

2. El proceso de la reivindicación 1 en el que el disolvente es etano.

3. El proceso de la reivindicación 1 en el que el disolvente es propano.

4. El proceso de la reivindicación 1 en el que el disolvente es butano. 15

5. El proceso de la reivindicación 1 en el que el disolvente es metano.