ES2214974A1 - Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercriticos en las condiciones presentes a alta profundidad. - Google Patents
Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercriticos en las condiciones presentes a alta profundidad.Info
- Publication number
- ES2214974A1 ES2214974A1 ES200300618A ES200300618A ES2214974A1 ES 2214974 A1 ES2214974 A1 ES 2214974A1 ES 200300618 A ES200300618 A ES 200300618A ES 200300618 A ES200300618 A ES 200300618A ES 2214974 A1 ES2214974 A1 ES 2214974A1
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- fluid
- hydrocarbon
- supercritical
- pressure
- supercritical fluid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 114
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 90
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 90
- 238000007872 degassing Methods 0.000 title claims abstract 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 71
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 24
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 19
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 12
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 11
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 abstract description 5
- 230000003100 immobilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 238000004965 Hartree-Fock calculation Methods 0.000 description 16
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 241000195940 Bryophyta Species 0.000 description 7
- 235000011929 mousse Nutrition 0.000 description 7
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000000194 supercritical-fluid extraction Methods 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000004620 low density foam Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 description 2
- 241000218636 Thuja Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- -1 ethylene, propylene, oxygen Chemical class 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D11/00—Solvent extraction
- B01D11/04—Solvent extraction of solutions which are liquid
- B01D11/0403—Solvent extraction of solutions which are liquid with a supercritical fluid
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J3/00—Processes of utilising sub-atmospheric or super-atmospheric pressure to effect chemical or physical change of matter; Apparatus therefor
- B01J3/008—Processes carried out under supercritical conditions
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B7/00—Cleaning by methods not provided for in a single other subclass or a single group in this subclass
- B08B7/0021—Cleaning by methods not provided for in a single other subclass or a single group in this subclass by liquid gases or supercritical fluids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63C—LAUNCHING, HAULING-OUT, OR DRY-DOCKING OF VESSELS; LIFE-SAVING IN WATER; EQUIPMENT FOR DWELLING OR WORKING UNDER WATER; MEANS FOR SALVAGING OR SEARCHING FOR UNDERWATER OBJECTS
- B63C7/00—Salvaging of disabled, stranded, or sunken vessels; Salvaging of vessel parts or furnishings, e.g. of safes; Salvaging of other underwater objects
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercríticos en las condiciones presentes a alta profundidad. La presente invención describe un método para inmovilizar un hidrocarburo contenido en el interior de un contenedor hundido en el fondo marino, o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie haciendo uso del gradiente de presión existente entre la presente en el fondo marino y la generada en la boca inferior de una columna hidrostática donde ocurre la gasificación del fluido utilizado como supercrítico, cuando este pasa a condiciones no extremas de presión.
Description
Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en
el interior de contenedores hundidos o para transportar este
hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades
de fluidos supercríticos en las condiciones presentes a alta
profundidad.
La presente invención se enmarca en el campo del
tratamiento de hidrocarburos u otras sustancias contaminantes para
aplicaciones en confinamiento, extracción y transporte de estos,
con implicaciones en mantenimiento del medio ambiente y de
salvamento marítimo. Por otro lado, el dispositivo diseñado en la
presente invención se enmarca en el sector de maquinaria y equipo
mecánico.
Cuando la viscosidad del crudo o gasóleo
transportado en los depósitos de un buque no es lo suficientemente
alta en las condiciones en que es transportado, y este fluye al
exterior después de un accidente marítimo, por la aparición de
grietas o por los propios respiraderos de los tanques de
almacenamiento, se ha demostrado recientemente que la tecnología
disponible para atajar las fugas debe ser mejorada o no es lo
suficientemente eficiente.
Un fluido supercrítico se caracteriza porque en
determinadas condiciones de temperatura y presión, más allá del
punto crítico, tiene un comportamiento que combina propiedades de
líquidos (capacidad para disolver) y gases (muy alta
difusibilidad). Este fenómeno se emplea en la extracción
supercrítica, que suele caracterizarse por una alta selectividad
hacia determinados extractos (Extraction with supercritical gases,
Chem. Eng. Sci. Vol36, no11, p1769, 1981. High Pressure Extracton
of oil seed, JACOS, Vol 62, no 8, 1985).
La presente patente protege un procedimiento cuyo
propósito es modificar la composición química del hidrocarburo en
las proximidades de la grieta alterando su viscosidad y/o densidad,
por ejemplo enriqueciéndolo en componentes pesados, con el objeto
de detener el flujo de hidrocarburo hacia el exterior, o
permitiendo su deposición en el fondo marino y, en un segundo
alcance, una modificación de esta técnica con el objeto de disminuir
la viscosidad de la mayor parte de la masa a transportar, lo que
facilitaría el transporte del crudo almacenado hasta la superficie,
haciendo uso de un fenómeno de gasificación del fluido supercrítico
en la columna de evacuación del fluido hacia el exterior.
El uso de un fluido supercrítico puede alterar
las propiedades físico- químicas del hidrocarburo presente en el
tanque de un buque petrolero hundido a gran profundidad. El fluido
se comportará como supercrítico atendiendo a las condiciones de
presión existentes en este entorno.
Dos son los usos que pueden plantearse a partir
de esta técnica y que son objeto de protección de esta patente:
1. Actuando con un fluido supercrítico adecuado
sobre una porción del hidrocarburo en la proximidades de una
grieta, puede realizarse una extracción selectiva de las fracciones
más ligeras y enriquecer por tanto el hidrocarburo en las
fracciones más pesadas, lo que podría provocar el cierre de la
grieta, cuando el conjunto de la masa de hidrocarburo, en su
tendencia natural a evacuarse, empuje esta porción de alta
viscosidad hacia la grieta.
2. Al actuar con el fluido supercrítico adecuado
sobre la totalidad de la masa del hidrocarburo, disolviéndola no
selectivamente, puede facilitarse su fluidez y posterior salida al
exterior a través de una canalización. Más aún, del uso de la
planta experimental que se ha construido para corroborar
experimentalmente la primera hipótesis se ha obtenido un resultado
colateral que puede favorecer este proceso de evacuación al
exterior. Así, debido a las particulares características del equipo
básico construido, en el proceso de descarga de la presión, una vez
realizada la extracción, se ha observado una transformación del
hidrocarburo ya tratado en una espuma relativamente compacta
(apariencia similar a la de un gel o una emulsión). Este fenómeno
se produce al gasificar el fluido supercrítico en él contenido,
cuando la presión decrece. De este fenómeno se podría derivar un
procedimiento que aprovechando por un lado las características más
fluidas del hidrocarburo debidas a la presencia de un fluido
supercrítico, y por otro, su conversión en una espuma de baja
viscosidad y densidad, podría facilitar su transporte desde las
profundidades hasta la superficie como se detalla en el Ejemplo
2.
La presente invención se basa en que los
inventores han observado que:
1.- la insuflación de un fluido supercrítico
sobre un hidrocarburo, en condiciones experimentales de presión y
temperatura similares a las que tienen lugar en los fondos marinos,
seleccionado con la intención de extraer las fracciones mas
ligeras, modifica sus características de tal forma que la mezcla
resultante presenta una viscosidad y punto de fusión más alto que
el hidrocarburo original lo que favorecería el cierre de una fisura
de un contenedor en un entorno natural, y que
2.- la descarga o disminución de la presión en el
modelo experimental cerrado produjo la gasificación de la mezcla,
lo que ha permitido postular que seleccionando el fluido
supercrítico con la intención de disminuir la viscosidad del
hidrocarburo y haciendo uso de la generación, en un conducto de
evacuación, de una columna hidrostática que ejerce una presión sobre
la base del conducto muy inferior a la que actúa sobre la masa de
hidrocarburo almacenada en el contenedor, se generaría un efecto de
succión o de chimenea sobre el crudo almacenado que permitiría la
canalización y transporte del mismo al exterior.
Así, un objeto de la presente invención lo
constituye un procedimiento para modificar la composición química,
viscosidad y/o densidad de un hidrocarburo, depositado en un
contenedor en el fondo marino o de agua dulce, con el fin de
inmovilizarlo en su interior o de transportarlo hasta la
superficie, en adelante procedimiento de la presente invención,
basado en la utilización de un fluido supercrítico que lo es como
consecuencia de las condiciones de presión existentes a la
profundidad de trabajo, y constituido por los siguientes pasos:
- a)
- puesta en contacto del fluido supercrítico con el hidrocarburo mediante la insuflación del mismo en el interior de la masa del hidrocarburo, y
- b)
- mantenimiento de las condiciones de temperatura y presión adecuadas para que el fluido pueda actuar como supercrítico y que pueda tener lugar el proceso de extracción o modificación de la viscosidad de la mayor parte de las fracciones del hidrocarburo, según convenga.
Tal como se utiliza en la presente invención el
término "hidrocarburo" se refiere a petróleo crudo, gasoil,
gasoil de vacío, gasóleo y otros compuestos derivados.
Tal como se utiliza en la presente invención el
término "contenedor" se refiere a cascos de barcos, entre
otros, buques petroleros, gabarras y depósitos de fuel de los
propios barcos.
Otro objeto adicional de la presente invención lo
constituye el uso del procedimiento de la presente invención y del
dispositivo para su puesta en marcha en el cierre de grietas y
fisuras de contenedores, entre otros, buques petroleros hundidos en
el mar con hidrocarburos en su interior, con el objeto de su
inmovilización y estabilización para impedir su fuga o para
transportar o bombear este hidrocarburo al exterior.
Un objeto particular de la presente invención lo
constituye el procedimiento de la presente invención donde el
fluido supercrítico se insufla sobre una porción del hidrocarburo
en la proximidades de una grieta del casco de un barco, donde se
realiza una extracción selectiva de las fracciones más ligeras,
enriqueciendo por tanto el hidrocarburo en las fracciones más
pesadas. Esto provocaría el cierre de la grieta cuando el conjunto
de la masa de hidrocarburo, en su tendencia natural a evacuarse,
empuje esta porción de alta viscosidad hacia la grieta.
Un objeto particular de la presente invención lo
constituye el procedimiento de la presente invención donde el
fluido supercrítico es miscible con la fracción más ligera, la
ligera y pesada e incluso la totalidad del hidrocarburo, no
disolviéndolo, sino modificando su viscosidad atendiendo a las
particulares características de los fluidos supercríticos, y se
aplica conjuntamente con la presencia o no de un compuesto
modificador. De esta forma se facilita su fluidez y se favorece su
posterior salida o vehiculización hacia una canalización para su
transporte hasta la superficie haciendo uso de la generación, en un
conducto de evacuación, de una columna hidrostática que ejerce una
presión sobre la base del conducto muy inferior a la que actúa sobre
la masa de hidrocarburo almacenada en el tanque, como se describe
en el Ejemplo 2, generándose un efecto de succión o de chimenea
sobre el crudo almacenado en ese tanque (Ejemplo 2), donde dicho
procedimiento consiste en que:
a) la puesta en contacto del fluido supercrítico
con el hidrocarburo mediante la insuflación del mismo en el
interior de la masa del hidrocarburo, se realiza a través de:
1.- la introducción de una manguera externa en el
interior del contenedor, o más de una, que aporta fluido
supercrítico, o mezclas de varios fluidos, incluso agentes
modificadores, por debajo de la boca de la manguera de desagüe,
2.- acompañado de la realización de un orificio
en la base del tanque que permita reemplazar con agua el crudo
desplazado hacia el exterior, y
3.- de una manguera calefactada de desagüe,
introducida preferiblemente en su interior, de diámetro suficiente
para la evacuación del crudo al exterior, que durante el proceso de
inmersión se inunda con agua,
y
b) el fluido supercrítico se selecciona con el
objeto de modificar la viscosidad del hidrocarburo utilizando una
pequeña cantidad, y que a su vez sea supercrítico en las
condiciones de presión y temperatura de trabajo, y que permita, en
su gasificación posterior a la pérdida de estas condiciones, la
generación de una espuma de baja densidad, y que favorezca las
condiciones de fluidez de la masa.
Otro objeto particular de la presente invención
lo constituye un procedimiento caracterizado porque tras vehicular
la mezcla hacia una canalización esta se transporta hacia el
exterior por efecto de la menor presión hidrostática
correspondiente a la columna de fluido presente en su interior, con
respecto a la presión hidrostática presente en el exterior de esa
canalización, que genera un efecto de succión del crudo hacia el
exterior (Ejemplo 2).
Un objeto particular de la presente invención lo
constituye el procedimiento de la presente invención donde el
fluido supercrítico que se utiliza es de naturaleza química similar
(y por tanto favorezca el proceso de extracción o disolución o de
emulsionamiento) a la del hidrocarburo (o cualquier otra sustancia
contenida en los tanques). Este fluido puede ser, entre otros,
dióxido de carbono, etileno, propileno, oxígeno, metano, etano o sus
mezclas o cualquier otro fluido con comportamiento supercrítico,
junto con la presencia o no de un compuesto minoritario, denominado
habitualmente modificador, que altera la selectividad de la técnica
de extracción supercrítica hacia los productos deseados,
hidrocarburos más ligeros, como en el procedimiento descrito más
adelante en el Ejemplo 1, o favorece la disminución de la
viscosidad de la mayor parte de la masa de hidrocarburo, como en el
procedimiento descrito más adelante en el Ejemplo 2.
Por otro lado, probablemente las dificultades
técnicas más complejas de solución serían resultado de la necesidad
de calefacción a esas profundidades para que el fluido adquiera la
condición de supercrítico. La calefacción del fluido antes de su
insuflación en la grieta (si ello fuera necesario) se llevaría a
cabo por cualquier medio disponible actualmente, por ejemplo y entre
otros, con un calefactor tipo resistencia eléctrica con aislamiento
mineral, envainada en funda de acero inoxidable, alimentada
eléctricamente desde el buque nodriza en superficie (ver Figura 1).
Cualquier otro procedimiento de calefacción es aplicable para la
calefacción del fluido supercrítico y forman parte de la presente
invención. Así, otro objeto particular de esta invención lo
constituye el procedimiento de la presente invención donde el fluido
es calentado antes de insuflarlo en la masa de hidrocarburo.
Un detallado estudio de laboratorio sobre el
comportamiento de diferentes fluidos supercríticos, o sus mezclas,
junto con el uso de modificadores adecuados, podría llevar al
desarrollo de un procedimiento basado en fluidos supercríticos que
lo sean a las presiones y temperaturas presentes en el fondo
marino, sin aporte de calefacción. Pueden citarse algunos fluidos
supercríticos y su punto crítico (Encyclopédie des gaz,
Elsevier-L'air Liquide):
| Fluido supercrítico | Temperatura | Presión | Densidad |
| CO_{2} | TC = 31°C | PC = 74 bar | DC = 0.47 g/cc |
| O2 (gas comprimido) | TC = -118°C | PC = 50 bar | DC = 0.43 g/cc |
| Metano (gas comprimido) | TC = -82°C | PC = 46 bar | DC = 0.16 g/cc |
| Etano | TC = 32°C | PC = 49 bar | DC = 0.20 g/cc |
| Etileno | TC = 35°C | PC = 62 bar | DC = 0.22 g/cc |
Otro objeto particular de esta invención lo
constituye el procedimiento de la presente invención donde el
fluido supercrítico utilizado mantiene sus características de
supercrítico a las presiones y temperaturas presentes en el entorno
donde se realice dicho procedimiento, entre otros, por ejemplo en el
fondo marino con presiones elevadas, sin necesidad de aporte de
calefacción.
Un objeto de la presente invención lo constituye
un dispositivo para la puesta a punto de aplicaciones concretas del
procedimiento de la presente invención y que constaría, al menos
de:
- a)
- una bomba, dotada de cabezal refrigerado o no, o un compresor, para impulsar el fluido, almacenado en cualquier tipo de reservorio, que pasará a estado supercrítico en las condiciones de trabajo, o más de una bomba o compresor, o combinación de estos, en el caso de utilizarse mezclas de fluidos, y otras bombas en el caso de utilizarse modificadores.
- b)
- una manguera de presión para conducir dicho fluido, y
- c)
- una linterna de insuflación (Figura 1) que contenga una línea de linterna o antorcha con tope, un elemento calefactor o no, una válvula antiretorno y difusor, y un transductor de presión y/o un sensor de temperatura como elementos accesorios.
La cantidad de fluido necesaria para una
inmersión dependerá del volumen de hidrocarburo a tratar.
Típicamente podría considerarse entre uno y diez stacks de 12
cilindros normalizados por inmersión, para el cierre eventual de
una grieta, o de cantidades muy superiores, sólo transportables
mediante otro tipo de contenedores, por ejemplo buques cisterna,
para el tratamiento de grandes cantidades de crudo, como sería el
caso de su transporte hasta el exterior.
El fluido que se utiliza para estas técnicas se
encuentra habitualmente en forma de gas licuado, o gas comprimido,
alojado en cilindros presurizados sobre el buque nodriza. Para el
uso de grandes cantidades, un buque cisterna puede alojar en
tanques presurizados este fluido. Una bomba, dotada de cabezal
refrigerado o no, o un sistema compresor, lo impulsaría a través de
una manguera de presión de la longitud suficiente (y químicamente
compatible con el fluido) hasta el interior del casco hundido. La
bobina o carrete de manguera a presión puede estar dotada de un
acoplamiento rotatorio de alta presión en su eje que permita su
desenrrollamiento incluso conectada a la bomba o compresor de
suministro de fluido mientras esta se introduce en el océano, con
el objeto de un suministro ininterrumpido de fluido. Estas
operaciones pueden realizarse también partiendo de tramos más
cortos de manguera de alta presión unidos por acoplamientos de alta
presión, normalmente de tipo rápido, autosellantes o no.
Otras bobinas de menor tamaño pueden contener
carretes de cables conductores para instrumentos tales como el
calefactor, termopar, transmisor de presión, etc.
Una evolución de estas tecnologías, el desarrollo
de las mismas, o el uso de fluidos de alta selectividad, junto con
modificadores adecuados, podrían permitir la instalación del
sistema incluso en el interior de un pequeño submarino, por
ejemplo, lo que facilitaría enormemente el uso de esta técnica para
las labores de cierre de una grieta.
Puede ser necesario impedir que el agua entre en
la línea de alimentación del fluido y para ello puede instalarse
una válvula antiretorno de alta presión con junta de elastómero o
metal-metal en el extremo de la manguera. Puede
instalarse un difusor en el mismo extremo (Figura 1). Con el objeto
de mantener una presión más alta en el interior de la manguera que
la existente en el exterior, puede instalarse un transductor de
presión. De la lectura de su señal puede manipularse la bomba de
adición de forma que siempre exista una ligera sobrepresión en la
línea con respecto a la presión exterior. Este hecho ayudaría
también a impedir la entrada de agua en la línea de
alimentación.
Finalmente, otro objeto adicional de la presente
invención lo constituye el uso del procedimiento de la presente
invención y del dispositivo para su puesta en marcha en el cierre
de grietas y fisuras de contenedores, entre otros, buques
petroleros hundidos en el mar o lagos con hidrocarburos u otras
sustancias contaminantes en su interior, con el objeto de su
inmovilización y estabilización para impedir su fuga o para
transportar o apoyar los trabajos de bombeo del hidrocarburo al
exterior.
Línea de linterna o antorcha con tope, Elemento
calefactor, Válvula antiretorno y difusor, Transductor de presión,
Líneas de unión con el buque nodriza.
P1 es la presión hidrostática a la profundidad
del hundimiento. P2 es la presión hidrostática, resultado de la
suma de las diferentes porciones de columna de fluido, presente en
la abertura inferior de una canalización entre el tanque y la
superficie.
Datos calculados a partir de The Volumetric and
Thermodynamic Properties of Fluids. a) Temperatura crítica; b)
Presión crítica. El eje de abscisas indica el porcentaje de mezclas
binarias CH_{4} y CO_{2}.
Datos calculados a partir de The Volumetric and
Thermodynamic Properties of Fluids.
SCF: líquido supercrítico, AIR: actuación
neumática o hidráulica, VENT: canalización de desagüe al exterior,
P: transmisor de presión.
\newpage
Por su inocuidad se ha construido una planta
básica de extracción supercrítica (www.icp.csic.es/control/) y
realizado una extracción supercrítica a un hidrocarburo (gasoil de
vacío), utilizando como fluido supercrítico CO_{2}.
El dispositivo experimental ha consistido en un
cilindro con CO_{2} dotado de sifón para obtener CO_{2} líquido
en la salida de este, una bomba dosificadora de desplazamiento
positivo alternativa con cabezal de membrana refrigerado, un
refrigerador para mantener el cabezal de la bomba a baja
temperatura, la valvulería apropiada, un recipiente cilíndrico en
el que se ha depositado el gasóleo, con sistema de calefacción, una
válvula para control de presión calefactada, un separador a baja
presión y segunda válvula de control de presión, y un tercer
separador a presión atmosférica.
El CO_{2} es supercrítico por encima de 74 bar
y 31°C. Se ha realizado una extracción con CO_{2} sobre 250 cc de
gasóleo, sin adición de modificador, a una presión de 250 bar y
una temperatura de 40°C con un caudal de 1 l/h de CO_{2} líquido
durante 15 min. La relación CO_{2} utilizado / hidrocarburo
confinado ha sido de 1:1. Cualquier otra relación es factible para
la realización de este proceso.
La técnica experimental ha consistido en:
- a)
- Se ha subido la presión hasta 250 bar, bombeando CO_{2} al sistema, manteniendo aislado por su entrada el cilindro que contiene la muestra a tratar.
- b)
- Una vez alcanzada la presión y con una temperatura exterior en el extractor de 40°C se ha permitido el paso del CO_{2} por el cilindro que contiene la muestra durante 15 min.
- c)
- De nuevo se ha aislado el extractor y se ha despresurizado la planta.
- d)
- Al cruzar por debajo del punto crítico y alcanzar una determinada presión (comprendida entre 40 y 10 bar), la planta se inundó con una espuma resultante de la gasificación del CO_{2} líquido retenido en la muestra, y el procedimiento de parada se realizó de forma manual.
Como resultado de esta extracción se ha obtenido
en los separadores una fracción ligera de gasoil (fluida y de color
amarillo pálido) en una cantidad de 4 cc.
La fracción original modificada fue difícilmente
caracterizable, después de ser retirada del cilindro que la
contenía, debido a que en el proceso de descarga de la presión en
el sistema experimental utilizado, el CO_{2} contenido en la
muestra gasificó al descender la presión, y produjo una espuma
(mousse) que contiene una alta cantidad de gas ocluido.
Se ha extraído una parte del gas ocluido usando
ultrasonidos para liberarlo, licuando previamente el hidrocarburo a
25°C, y el hidrocarburo resultante presenta una viscosidad y punto
de fusión más altos que la del original, encontrándose en estado
líquido a partir de 19°C, a diferencia del original, que se
presenta en estado líquido desde 13°C. La extracción de esta
fracción ha promovido el cambio deseado en las propiedades físicas
del hidrocarburo original. Este cambio en su viscosidad debería
favorecer el cierre de la grieta. El fluido utilizado en esta
experiencia de laboratorio, CO_{2}, no tiene porque ser el más
adecuado para favorecer esta técnica, aunque sí el más inocuo en
laboratorio, al tiempo de permitir una sencilla puesta en marcha
para una primera confirmación de la técnica.
En las condiciones reales de aplicación de este
procedimiento para el cierre de escapes de hidrocarburos en el
lecho del fondo marino, el fenómeno de "gasificación" en el
hidrocarburo no tendrá lugar por no existir tal despresurización, y
la masa de hidrocarburo, concentrada en pesados, se comportará
atendiendo a las propiedades fisicoquímicas correspondientes a su
nueva composición. En la zona de hundimiento de un buque la presión
es elevada (se incrementa aproximadamente 1 bar por cada 10 m de
profundidad).
El procedimiento y dispositivo que se pretende
proteger consiste en utilizar los medios actualmente disponibles
(por ejemplo, un submarino con brazo articulado, robots manejados a
distancia, etc) para bajar una línea o manguera de alta presión
hasta una grieta o respiradero por el que fluye el hidrocarburo, e
introducir por la misma un fluido que en esas condiciones de
presión tenga comportamiento supercrítico. Para ello puede ser
necesario, aunque no imprescindible, calefactar la linterna de
insuflación (Figura 1). El fluido elegido debería disolver de forma
selectiva las fracciones más ligeras presentes en el hidrocarburo,
que tenderán a separarse de las fracciones más pesadas, no
disueltas, debido a la diferencia de densidades. En las
proximidades de la zona de trabajo (la grieta u orificio de salida
del crudo al exterior) el hidrocarburo se enriquecerá en
componentes más pesados y su viscosidad e incluso densidad
aumentarán. Al cesar el aporte de fluido supercrítico, la masa de
crudo presente en el tanque, en su tendencia natural a evacuarse a
través de la grieta, empujaría y concentraría la porción de crudo
de naturaleza pesada y alta viscosidad en la grieta, taponándola por
su baja capacidad para fluir.
A los efectos de los procedimientos o procesos
que se protege con esta patente, el océano actuaría de reactor
debido a la presión existente a la profundidad en que se encuentra
el buque o cualquier otro tipo de contenedor.
El efecto observado durante la despresurización
de la planta puede ser empleado para facilitar el transporte del
crudo al exterior, modificando la técnica en su conjunto con el
objeto de realizar, no una extracción, sino una actuación sobre la
mayor parte de las fracciones presentes en el hidrocarburo con
fluido supercrítico, modificando su densidad y viscosidad, para
posteriormente hacer uso del fenómeno de la gasificación del fluido
supercrítico con el objeto de favorecer la evacuación del
hidrocarburo a través de una canalización. Posteriores estudios
podrían confirmar la viabilidad de una técnica que permitiera la
evacuación hacia el exterior de la masa principal del crudo.
Esta técnica consistiría en lo siguiente: en el
extremo sumergido de una vía de comunicación, o canalización, entre
el contenedor y la superficie, podría utilizarse un fluido
supercrítico seleccionado para aumentar la fluidez de la masa del
crudo, en la totalidad de sus fracciones o no. Debido a la menor
viscosidad y posiblemente menor densidad se favorecería la ascensión
de este por la canalización. En las proximidades de la superficie,
al descender la presión, se producirá la gasificación del fluido
supercrítico utilizado. Esta gasificación, y la consiguiente
formación de espuma, podría alterar la densidad aparente de la masa
principal presente en la zona superior de la vía de comunicación,
disminuyéndola. En este caso, la presión hidrostática en el extremo
de la vía de comunicación alojada en el interior del tanque
(sumatorio de la presión hidrostática ejercida por cada una de las
secciones de diferente densidad en esa canalización) podría ser
inferior a la presión hidrostática que actúa sobre la totalidad del
fluido contenido en el tanque, resultado de la presión
correspondiente a la columna de agua salada sobre este. Esta
diferencia entre la presión a que está sometida la masa principal
contenida en el tanque y la existente en la boca de la vía de
comunicación con la superficie, alojada en el interior del tanque,
junto con una más baja viscosidad en la zona, generada por el
aporte del fluido supercrítico, podrían provocar sobre la masa
principal un efecto de succión hacia la superficie que podría ser
aprovechado para su transporte hacia un contenedor situado en el
exterior.
Gráficamente esto se representa en la Figura 2,
donde P1 es la presión hidrostática a la que se encuentra sometido
el tanque, y P2 la presión hidrostática en la abertura inferior de
la canalización.
Estas consideraciones se sustentan en los
siguientes datos: la densidad típica del agua del mar por debajo de
la capa denominada picnoclina es de 1.028 gr/cc, independientemente
de la temperatura y salinidad; las densidades típicas de los
hidrocarburos pesados, función de la procedencia del crudo y de la
fracción considerada, suele estar comprendida entre 0.85 y 1.01,
típicamente 0.9 gr/cc; las densidades de los fluidos supercríticos,
en su punto crítico, suelen estar comprendidas entre 0.2 y 0.5
gr/cc, si bien aumenta con la presión (alcanzando, por ejemplo el
CO_{2}, una densidad de 1.0 gr/cc a 350 bar y 31°C); no se
tienen datos de la densidad aparente de la mousse formada tras la
gasificación del fluido supercrítico, función de la naturaleza del
hidrocarburo y del fluido supercrítico empleado).
Un procedimiento para realizar la operación de
extracción del crudo al exterior podría consistir, aunque no
restringe el alcance de esta invención y se cita sólo a modo de
ejemplo, en:
a) la puesta en contacto del fluido supercrítico
con el hidrocarburo mediante la insuflación del mismo en el
interior de la masa del hidrocarburo, que se realiza a través
de:
1.- la introducción de una manguera externa en el
interior del contenedor, o más de una, que aporta fluido
supercrítico, o mezclas de varios fluidos, incluso agentes
modificadores, por debajo de la boca de la manguera de desagüe,
2.- acompañado de la realización de un orificio
en la base del tanque que permita reemplazar con agua el crudo
desplazado hacia el exterior, y
3.- de una manguera calefactada de desagüe,
introducida preferiblemente en su interior, de diámetro suficiente
para la evacuación del crudo al exterior, que durante el proceso de
inmersión se inunda con agua,
y
b) el fluido supercrítico se selecciona con el
objeto de modificar la viscosidad del hidrocarburo utilizando una
pequeña cantidad, y que a su vez sea supercrítico en las
condiciones de presión y temperatura de trabajo, y que permita, en
su gasificación posterior a la pérdida de estas condiciones, la
generación de una espuma de baja densidad, y que favorezca las
condiciones de fluidez de la masa.
Este fluido supercrítico no se selecciona con la
intención de realizar una extracción o separación selectiva (como
en el Ejemplo 1) ni con el objeto de disolver la mayor parte del
hidrocarburo (U.S. Patent 4.532.992, 1985, Method for recovering
petroleum, describe el uso de SCF para la extracción de crudos de
pozos de petróleo agotados, disolviendo el crudo con fluido
supercrítico y no entra en conflicto con el objeto de esta
invención, U.S. Patent 4.446.921, 1984, Method for Underground
Gasification of Solid Fuel, describe un método basado en el uso de
SCF para la extracción del crudo de depósitos sólidos, disolviendo
los estratos en fluido supercrítico, y no entra en conflicto con el
objeto de la presente invención). Se selecciona con el objeto de
modificar la viscosidad del hidrocarburo mediante una pequeña
proporción en el mismo, y principalmente para que una vez iniciado
el efecto de succión por efecto chimenea, la adición del fluido
supercrítico permita mantener el nivel adecuado de columna
gasificada (como se describe más adelante) y por tanto el gradiente
de fuerza de succión. Además, se elige con la intención de que sea
supercrítico a la presión y temperatura que existe a la profundidad
de un hipotético contenedor hundido con hidrocarburo, esto es, 370
bar y 2°C en el caso de 3600 metros.
Por ejemplo, el fluido CH_{4} 25% + CO_{2}
75% (Figura 3) tiene capacidad para diluir la mayor parte del
hidrocarburo y la mezcla es supercrítica por encima de 0°C y 66
bar, esto es, en las condiciones de trabajo en el fondo marino, y
sin necesidad de algún tipo de calefacción. Datos y propiedades de
diferentes fluidos supercríticos aparecen en la Tabla 1.
| SCF | Tc | Pc | Dc | Dcn | Cap B50 | Estado | Lgcn / LL** |
| CO_{2} | 31°C | 74 bar | 0.47 g/cc | 0.0019 g/cc | 19 m^{3} | GL (49 bar)* | 427 |
| O_{2} | -118°C | 50 bar | 0.43 g/cc | 0.0014 g/cc | 10 m^{3} | GC (200 bar) | 854 |
| Metano | -82°C | 46 bar | 0.16 g/cc | 0.0007 g/cc | 11 m^{3} | GC (175 bar) | 630 |
| Etano | 32°C | 49 bar | 0.20 g/cc | 0.0013 g/cc | 11 m^{3} | GL (33 bar)* | 432 |
| Etileno | 35°C | 62 bar | 0.22 g/cc | 0.0012 g/cc | - - | GC (51 bar) | 482 |
| Encyclopédie des Gas, Elsevier / L'Air Liquide; SCF: fluido supercrítico; Tc: Temperatura crítica; Pc: | |||||||
| Presión crítica; Dc: Densidad crítica; Dcn: Densidad del gas en condiciones normales; Cap B50: | |||||||
| Capacidad de gas (licuado o comprimido), de un cilindro de estándar B50; (*) tensión de vapor a 15°C; | |||||||
| Lgcn/LL: litros de gas medidos a 15°C y 1 bar liberados por 1 litro de líquido |
Siguiendo con el ejemplo el fluido se mezcla con
el hidrocarburo (U.S. Patent 3.969.196, 1976, Process for the
separation of mixtures of substances, describe el uso de SCF para
la extracción de sustancias de una mezcla y no entra en conflicto
con el objeto de esta invención) que al ser más fluido (EP 0506069,
1992, Supercritical Fluids as Diluents in Combustion of Liquid
Fuels, describe como los SCF afectan disminuyendo la viscosidad del
crudo de petroleo, y no entra en conflicto con el objeto de esta
invención; se cita el siguiente ejemplo: un fuel con viscosidad de
10.300 cp a temperatura ambiente adquiere una viscosidad de 2.000
cp al ser calentado a 50°C. Añadiendo CO_{2} supercrítico hasta
un 28% en peso se reduce la viscosidad a 40 cp) y menos denso
iniciará su ascensión por la manguera calefactada de desagüe
(a.3.-).
Probablemente esta ascensión no sucederá en flujo
de pistón, sino más bien se formarán un conjunto de filamentos
(Eyección de filamentos de fuel-oil de los puntos
de fuga, CIEMAT, Dept. Combustibles Fósiles, Informes Prestige).
Podría ser conveniente, pero no necesario, el bombeo de agua de la
parte superior de la manguera de extracción, con el objeto de ayudar
a la destrucción de los filamentos. En cualquier caso, este bombeo
de agua aceleraría el proceso de extracción en las primeras
horas.
Estimando, por ejemplo, y no de forma
restrictiva, una manguera de desagüe de 10 cm de diámetro y una
masa ascendente, por ejemplo, de 15 litros/minuto de SCF + 3
litros/minuto de HC, o cualquier otra, la velocidad lineal de
ascenso equivalente a un flujo de pistón en esa manguera podría ser
de 4 m/min (6 cm/seg), (sólo en el supuesto de que la diferencia de
densidades permitiera esa velocidad de ascenso). Así, la ascensión
de la mezcla por una canalización de 4000 metros tomaría un tiempo
de 16 hr. Este tiempo podría ser incluso de 1 ó 2 días. Debe
recordarse que la calefacción de la manguera, aunque no necesaria,
facilitaría este proceso de ascensión natural.
Al alcanzarse una profundidad de, por ejemplo, y
no de forma restrictiva, 300 m (la columna de agua presente en la
manguera genera una presión hidrostática en este punto de 30 bar)
el fluido supercrítico pasará a su fase gas, emulsionándose con el
crudo, hasta llegar a la superficie (la presión a la cual el
fluido supercrítico pasará a su fase gas dependerá, entre otras
causas, de la naturaleza de los fluidos de partida y su composición
en la mezcla). Pero entonces, la altura de la columna hidrostática
sobre aquel punto hipotético situado a 300 m de profundidad no
ejercerá una presión sobre ese punto equivalente a 30 bar, ya que
la columna hidrostática p x g x h la genera un fluido emulsionado
que contiene una gran cantidad de gas. Si se estima una densidad
cualquiera, por ejemplo 1/5 de la correspondiente al crudo, u otra
cualquiera, para esa porción de fluido, entonces aquel punto
hipotético situado a 300 m se desplazará hasta alcanzar su posición
de equilibrio a una profundidad de, por ejemplo 1500 m, que
correspondería a la altura de una columna hidrostática necesaria
para generar 30 bar de presión sobre la columna inferior si la
densidad, hipotética, de esa columna superior fuera de 0.2 gr/cc
(todos estos datos deben considerarse hipotéticos, y sólo a efectos
de justificar el razonamiento que sigue).
Una situación como la descrita, es de muy difícil
confirmación por medio de simulación matemática, debido a que la
presión en ese punto no será sólo función de la presión
hidrostática generada por la columna, sino que también será función
de la perdida de carga generada por ese fluido con consistencia de
mousse durante su desplazamiento por la conducción, que a su vez es
función de su viscosidad, y por tanto de la temperatura. En este
punto, y ante la imposibilidad de determinar ni siquiera
aproximadamente donde se encontraría ese punto de equilibrio, se
hace necesario elegir un valor cualquiera para poder avanzar con el
razonamiento que debe avalar esta hipótesis. Así, por ejemplo, se
va a elegir para el siguiente razonamiento un punto hipotético de
equilibrio situado 1000 m por debajo del nivel del mar, donde se
equilibran las fuerzas presentes en el sistema, como son la presión
hidrostática de la columna y la perdida de carga experimentada en
la línea por la circulación del fluido.
En este caso, las columnas hidrostáticas de la
columna SCFlíquido + hidrocarburo y SCF+hidrocarburo, situadas por
debajo de la columna SCFgas + hidrocarburo, o mousse, tendrían una
altura conjunta de 2500 m si el buque se encuentra, por ejemplo, a
una profundidad de 3500 m. Haciendo uso de unos valores típicos
medios para la densidad del gasoil de 1.01 gr/cc (Informe Le Cedre
sobre propiedades físicas del hidrocarburo presente el Prestige) y
de 0.7 gr/cc (Figura 4) para el SFC (por ejemplo, 75%
CO_{2}-25% CH_{4}), pero teniendo en cuenta
que durante el proceso de evacuación la mayor parte de la corriente
estará constituida por hidrocarburo, podría estimarse en 0.99 gr/cc,
por ejemplo, la densidad de esa porción de 2500 m de columna. En
este caso, la presión hidrostática generada sobre la base de la
canalización de desagüe por esta porción de columna sería
equivalente a 198 bar. Para calcular la presión total ejercida
sobre la base de la manguera de desagüe habrá que sumar a esta
presión la correspondiente a la porción de columna ocupada por la
emulsión, que se había especulado sobre la posibilidad de que, en su
momento inicial, consistiera en una columna de 1000 m de densidad
0.2 gr/cc (la densidad del CO_{2} gas es de 2x10^{-3}, la
densidad de esta columna será función de la cantidad de gas
disuelto en el hidrocarburo, y por tanto función del caudal de SCF
aportado), y para la que se había supuesto un valor de 30 bar (por
ejemplo, porque se había tenido en cuenta la pérdida de carga). En
este caso la presión total ejercida sobre la base de la
canalización de desagüe, sumatorio de la columna hidrostática
total, sería de 30 + 198 = 228 bar. Podría considerarse además la
pérdida de carga debida a la circulación del crudo por la tubería,
lo que a priori es imposible de determinar, pero para la que
podría darse un valor conservador cualquiera, por ejemplo de 50
bar, u otro cualquier valor, que será función de la velocidad de
ascenso del hidrocarburo principalmente, de su viscosidad, y otros
parámetros.
La presión total ejercida por la masa del océano
sobre el hidrocarburo contenido en un buque situado a 3500 m de
profundidad y considerando una densidad del agua, por debajo de la
capa picnoclina, de 1.028 gr/cc, sería de 360 bar.
La situación que se presenta entonces es la de
una chimenea de succión donde la presión a la que está sometida la
masa de hidrocarburo es de 360 bar, y la presión existente en la
boca de escape es de 278 bar (228+50 bar), esto es, la diferencia
de presión, o bomba natural, que actúa para impulsar el crudo hacia
el exterior es de 82 bar (todas estas cifras deben considerarse
solo a efectos de una interpretación de un fenómeno, y a modo de
ejemplo, con el único objeto de hacer comprensible el razonamiento
que lleva a conjeturar la hipótesis de la chimenea de succión).
Esta bomba natural actuará succionando el crudo a
gran velocidad hacia el exterior, con lo que la perdida de carga en
la línea crecerá de forma drástica y por tanto disminuirá el
caudal. Una vez alcanzado el punto de equilibrio o caudal que
genera una perdida de carga tal que los equilibrios de presiones se
establezcan, la regulación del caudal de evacuación se realizará de
forma sencilla modificando el caudal de SCF, ya que de este
dependerá la altura de columna denominada "mousse" y por tanto
podrá regularse de forma sencilla el equilibrio del sistema y por
tanto el caudal de evacuación: cuanto mas SCF se aporte más
velocidad de salida de la masa de hidrocarburo y viceversa, si se
quiere disminuir la velocidad de salida, se reducirá el caudal de
SCF, modulando la altura de la columna de la fase denominada
"mousse", y por tanto modulando la presión diferencial, o
fuerza generadora, existente entre la boca inferior de la
canalización y la masa de hidrocarburo contenida en el tanque. Una
situación en que la columna de crudo desplazara totalmente a la
mousse no llegaría nunca a producirse, puesto que en tal caso no
existiría gradiente de fuerza impulsora.
El hidrocarburo aparecerá por la boca superior de
la canalización en su forma de "mouse" (flashing) y se
depositaría en contenedores en un buque en la superficie. A presión
atmosférica, el fluido supercrítico, ahora gas, se liberaría de
forma natural o forzada de la masa principal de hidrocarburo. Debe
preveerse que los fluidos utilizados pueden ser peligrosos, por
ejemplo, y no de forma restrictiva, metano. En un caso como este,
los depósitos de contención deberían ser cerrados y en su salida al
exterior (para evitar las sobrepresiones) podría instalarse un
quemador o dispositivo equivalente. Incluso podría aprovecharse la
energía generada en esta combustión para la calefacción de la
canalización por medios no eléctricos, o para el intercambio de
calor con el hidrocarburo que se almacena en el buque contenedor,
con el objeto de que la liberación de los gases sea más
efectiva.
Se ha previsto un dispositivo para la validación
del procedimiento en profundidad similar a la del desastre. Este
dispositivo consistiría en un depósito lleno de crudo y dotado de
las válvulas y sensores adecuados, y con las líneas de SCF y de
evacuación instaladas en superficie, que podría dejarse descender
hasta el fondo del océano de forma controlada, para posteriormente
comprobar la validez de la técnica con una inversión económica
sustancialmente inferior a la necesaria para la realización del
procedimiento de extracción sobre el crudo depositado en el buque,
lo que podría implicar el uso de robots o técnicas y procedimientos
altamente sofisticados (Figura 5). El accionamiento de este
dispositivo podría basarse en sistemas automáticos comandados desde
el exterior, usando accionamientos neumáticos, o no.
Los dispositivos necesarios para la insuflación
de los SCF pueden ser similares a los descritos para el primero de
los ejemplos, y estar dotados de válvula antiretorno, o no, de
difusor, o no, de calefactor, o no, de transmisores de presión, o
no, de sensores de temperatura, o no, y la insuflación del fluido
supercrítico podría producirse en el interior de un cono o embudo
que facilite la mezcla con el crudo, o no. No se describen los
medios necesarios para el trabajo de acoplamiento de estos
dispositivos al casco del buque a esas profundidades, pero serían
válidos cualquiera de los que el estado actual de la técnica
permita.
Claims (9)
1. Procedimiento para modificar inmovilizar o
transportar hasta el exterior el hidrocarburo contenido en el
interior de tanques sumergidos a gran profundidad
caracterizado porque se insufla un fluido que será
supercrítico a esa profundidad, con aporte o no de calefacción, con
el objeto de extraer y separar in situ las fracciones
ligeras del crudo en el caso de la inmovilización o cierre de las
grietas, o de favorecer la formación de una masa de baja densidad
aparente al desgasificar el fluido supercrítico en el interior de
una canalización, cuando la presión decrece, generando con ello un
efecto de succión hacia el exterior como resultado de la presión
hidrostática presente en la base de esa canalización.
2. Procedimiento según la reivindicación 1
caracterizado porque el fluido supercrítico, con o sin
modificador, se insufla sobre una porción del hidrocarburo en las
proximidades de una grieta del contenedor, y donde se realiza una
extracción selectiva de las fracciones más ligeras del
hidrocarburo.
3. Procedimiento según la reivindicación 1
caracterizado porque el fluido supercrítico se insufla sobre
la masa del hidrocarburo, alterando inicialmente su viscosidad y
porque el fluido supercrítico que se utiliza es de naturaleza
química similar, o no, a la del hidrocarburo (o cualquier otra
sustancia contenida en los tanques) y se aplica conjuntamente con
la presencia o no de un compuesto modificador con el objeto de
vehiculizarlo hacia una canalización para su transporte hasta la
superficie.
4. Procedimiento según la reivindicación 3
caracterizado porque está constituido por los siguientes
pasos:
a) la puesta en contacto del fluido supercrítico
con el hidrocarburo mediante la insuflación del mismo en el
interior de la masa del hidrocarburo, que se realiza a través
de:
a.1.- la introducción de una manguera externa en
el interior del contenedor, o más de una, que aporta fluido
supercrítico, o mezclas de varios fluidos, incluso agentes
modificadores, por debajo de la boca de la manguera de desagüe,
a.2.- acompañado de la realización de un orificio
en la base del tanque que permita reemplazar con agua el crudo
desplazado hacia el exterior, y
a.3.- de una manguera calefactada de desagüe,
introducida preferiblemente en su interior, de diámetro suficiente
para la evacuación del crudo al exterior, que durante el proceso de
inmersión se inunda con agua,
y
b) en donde el mantenimiento natural o forzado de
las condiciones de temperatura adecuadas para que el fluido pueda
actuar como supercrítico y que pueda tener lugar el proceso de
ascenso libre del fluido tratado hasta que por causa de las
condiciones de presión en las proximidades de la superficie, se
produzca la gasificación del fluido hasta ahora supercrítico,
momento a partir del cual el ascenso del fluido por la
canalización se verá forzado por la aparición de un efecto de
succión causado por la menor presión hidrostática presente en la
base de la canalización respecto de la presión presente en el
exterior.
5. Procedimiento según las reivindicaciones 3 y 4
caracterizado porque tras vehicular la mezcla hacia una
canalización esta se transporta hacia el exterior por efecto de la
menor presión hidrostática correspondiente a la columna de fluido
presente en su interior, con respecto a la presión hidrostática
presente en el exterior de esa canalización, que genera un efecto
de succión del crudo hacia el exterior.
6. Procedimiento según las reivindicaciones 3 a 5
caracterizado porque tras vehicular la mezcla hacia una
canalización esta se transporta hacia el exterior con apoyo
mediante bombeo.
7. Procedimiento según las reivindicaciones 1 a
la 6 caracterizado porque el fluido es calentado o no antes
de insuflarlo a la masa de hidrocarburo.
8. Dispositivo para la puesta a punto un
procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a la 7
que está constituido, al menos, por los siguientes componentes:
- a)
- una bomba, dotada de cabezal refrigerado o no, o un compresor, para impulsar el fluido almacenado en un cilindro u otro tipo de reservorio, que pasará a estado supercrítico en las condiciones de trabajo, más de una bomba o compresor, o combinación de estos, en el caso de utilizarse mezclas de fluidos, y otras bombas en el caso de utilizarse modificadores.
- b)
- una manguera de presión para conducir dicho fluido supercrítico, y
\newpage
- c)
- una linterna de insuflación (Figura 1) que contenga una línea de linterna o antorcha con tope, un elemento calefactor o no, una válvula antiretorno y difusor, o no, y un transductor de presión y/o sensor de temperatura como elementos accesorios.
9. Uso del procedimiento según una cualquiera de
las reivindicaciones 1 a la 5 y del dispositivo según la
reivindicación 6 para el cierre de grietas y fisuras de
contenedores, entre otros, buques petroleros hundidos en el mar con
hidrocarburos en su interior, con el objeto de la inmovilización y
estabilización del hidrocarburo para impedir su fuga, o para el
transporte de este hidrocarburo al exterior.
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ES200300618A ES2214974B1 (es) | 2003-03-14 | 2003-03-14 | Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercriticos en las condiciones presentes a alta profundidad. |
| PCT/ES2004/070003 WO2004065526A2 (es) | 2003-01-24 | 2004-01-26 | Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercríticos en las condiciones presentes a alta profundidad |
| CA002514171A CA2514171A1 (en) | 2003-01-24 | 2004-01-26 | Method of immobilising hydrocarbons inside submerged containers or of transporting said hydrocarbon to the surface, using the properties of supercritical fluids at a great depth |
| EP04705095A EP1595786A2 (en) | 2003-01-24 | 2004-01-26 | Method of immobilising hydrocarbons inside submerged containers or of transporting said hydrocarbon to the surface, using the properties of supercritical fluids at a great depth |
| US11/186,621 US20060016828A1 (en) | 2003-01-24 | 2005-07-21 | Method of immobilizing hydrocarbons inside submerged containers or of transporting said hydrocarbon to the surface, using the properties of supercritical fluids at a great depth |
| NO20053945A NO20053945L (no) | 2003-01-24 | 2005-08-24 | Fremgangsmate til immobilisering av hydrokarboner inne i nedsenkede beholdere eller til transport av hydrokarbonet til overflaten, ved bruk av egenskapene til overkritiske fluider pa en stor dybde. |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ES200300618A ES2214974B1 (es) | 2003-03-14 | 2003-03-14 | Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercriticos en las condiciones presentes a alta profundidad. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2214974A1 true ES2214974A1 (es) | 2004-09-16 |
| ES2214974B1 ES2214974B1 (es) | 2005-12-16 |
Family
ID=33041262
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES200300618A Expired - Fee Related ES2214974B1 (es) | 2003-01-24 | 2003-03-14 | Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercriticos en las condiciones presentes a alta profundidad. |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| ES (1) | ES2214974B1 (es) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2000251A1 (en) * | 1989-10-06 | 1991-04-06 | Norbert Berkowitz | Method for recovering and partially upgrading bitumen from oil sands, tar sands, oil shales, h eavy oil reservoirs |
| EP1143074A1 (en) * | 1998-12-28 | 2001-10-10 | The Nippon Salvage 1-chome | Method and device for recovering liquid substance |
-
2003
- 2003-03-14 ES ES200300618A patent/ES2214974B1/es not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2000251A1 (en) * | 1989-10-06 | 1991-04-06 | Norbert Berkowitz | Method for recovering and partially upgrading bitumen from oil sands, tar sands, oil shales, h eavy oil reservoirs |
| EP1143074A1 (en) * | 1998-12-28 | 2001-10-10 | The Nippon Salvage 1-chome | Method and device for recovering liquid substance |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| GUILIANO M. et al. "Supercritical fluid extraction of BAL 150 crude oil asphaltenes". En: "Energy and Fuels". Enero 2000, Vol. 14, paginas 89-94. * |
| GUILIANO M. et al. "Supercritical fluid extraction of BAL 150 crude oil asphaltenes". En: "Energy and Fuels". Enero 2000, Vol. 14, páginas 89-94. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ES2214974B1 (es) | 2005-12-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2835426T3 (es) | Sistema de almacenamiento submarino y medición de productos químicos de gran volumen | |
| AU2002219792B2 (en) | Improved efficiency water desalination/purification | |
| US8801938B2 (en) | Method and device for underwater recovery of products or pollutants | |
| RU2655011C2 (ru) | Система глубоководной добычи нефти | |
| BR112014006396B1 (pt) | Suporte adequado para ser instalado no mar equipado comreservatórios externos | |
| BRPI0807508B1 (pt) | Ambiente de processo submersível para processamento submarino, e, método para processamento submarino. | |
| AU2002219792A1 (en) | Improved efficiency water desalination/purification | |
| JP2015502242A (ja) | 水性及び／又は油性液体並びに極低温液体を収集及び分離するための装置 | |
| BR112014006069B1 (pt) | dispositivo para coleta e armazenagem temporária de fluidos de uma fonte submersa | |
| CA2277109A1 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| KR101087712B1 (ko) | 수중 고압 액상 이산화탄소 저장 장치 | |
| US6019174A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| MX2013015210A (es) | Sistema modular de exploracion y produccion que incluye una embarcacion extendida para servicio de prueba de pozo. | |
| BRPI0904467A2 (pt) | sistema para despressurização de linhas e equipamentos submarinos e método para remoção de hidrato | |
| WO2004065526A2 (es) | Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercríticos en las condiciones presentes a alta profundidad | |
| ES2214974B1 (es) | Procedimiento para inmovilizar hidrocarburos en el interior de contenedores hundidos o para transportar este hidrocarburo hasta la superficie, haciendo uso de las propiedades de fluidos supercriticos en las condiciones presentes a alta profundidad. | |
| ZA200505185B (en) | Installation for the recovery of a polluting fluid contained in at least one transverse section of the tanks of a sunken vessel | |
| US6012530A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| ES2213476B1 (es) | Procedimiento para modificar las propiedades de un hidrocarburo con el fin de inmovilizarlo en contenedores hundidos o de transportarlo hasta la superficie. | |
| ITMI20131753A1 (it) | Procedimento per trasportare fluidi di estrazione quali per esempio gas naturale, petrolio o acqua, e veicolo sommergibile per attuare tale metodo. | |
| GB2480112A (en) | Recovery of oil for a spilling subsea well | |
| KR20090085233A (ko) | 기름회수 및 선체인양이 용이한 유조선 및 상기 유조선의기름회수 및 인양방법 | |
| AU2021400933B2 (en) | A ship and a method for bringing liquified gas from an onshore terminal across a sea to a subsurface permanent storage reservoir | |
| AU735485B2 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| ES2239494B1 (es) | Sistema de cupula para recuperar o evitar la dispersion de una carga contaminante de un buque hundido. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| EC2A | Search report published |
Date of ref document: 20040916 Kind code of ref document: A1 |
|
| FG2A | Definitive protection |
Ref document number: 2214974B1 Country of ref document: ES |
|
| FD2A | Announcement of lapse in spain |
Effective date: 20180808 |