ES2335389T3

ES2335389T3 - Procedimiento y aparato para gas comprimido.

Info

Publication number: ES2335389T3
Application number: ES01966568T
Authority: ES
Inventors: William M. Bishop; Charles N. White; David J. Pemberton
Original assignee: EnerSea Transport LLC
Current assignee: EnerSea Transport LLC
Priority date: 2000-09-05
Filing date: 2001-09-04
Publication date: 2010-03-26
Anticipated expiration: 2021-09-04
Also published as: JP2004517270A; DE60140684D1; KR20030055256A; WO2002020352A1; CA2419956A1; US20030061820A1; US6584781B2; US20030106324A1; EP1322518B1; EP1322518A1; US20020046547A1; US6655155B2; JP4949599B2; US6725671B2; CA2419956C; ATE450447T1; KR100740078B1; AU2001287071A1; EP1322518A4

Abstract

Procedimiento para almacenar un gas comprimible con una gravedad específica seleccionada, comprendiendo el procedimiento: la selección de un material de tubo apropiado para un intervalo predeterminado de temperaturas, teniendo el material de tubo un límite de elasticidad S y una densidad & ro; S; la determinación del factor de compresibilidad mínimo Z del gas dentro del intervalo predeterminado de temperaturas; la determinación de una presión P y de una temperatura T correspondiente al estado en el cual el gas está caracterizado por el factor de compresibilidad mínimo Z; la elección de una pluralidad de tubos, estando cada uno de los tubos hecho del material de tubo y teniendo un diámetro exterior Do o un diámetro interior predeterminado D i; y el cálculo del diámetro interior Di o del diámetro exterior Do del tubo, en el que una relación SFDi/[(ZRT& ro; s (Do + Di)] se potencia al máximo, en el que R es la constante del gas y F es un factor de seguridad.

Description

Procedimiento y aparato para gas comprimido.

Antecedentes de la invención

La presente invención se refiere al almacenaje y transporte de gases comprimidos. En particular, la presente invención incluye unos procedimientos para el transporte de gas comprimido.

La necesidad de transporte de gas se ha incrementado a medida que se han establecido los recursos de gas alrededor del globo. Tradicionalmente, solo unos pocos procedimientos demostraron ser viables en el transporte de gas desde estos emplazamientos remotos hasta los lugares en los que el gas puede ser utilizado directamente o refinado para convertirlo en productos comerciales. El procedimiento típico consiste simplemente en construir un gaseoducto y canalizar el gas directamente hasta un emplazamiento deseado. Sin embargo, la construcción de un gaseoducto a través de fronteras internacionales algunas veces conlleva demasiados factores políticos para ser práctica, y, en muchos casos, no es económicamente viable, por ejemplo cuando el gas debe ser transportado a través del agua, porque los gaseoductos de aguas profundas son carísimos de construir y mantener. Por ejemplo, en 1997, el gaseoducto propuesto de 1206 kilómetros que une Rusia y Turquía a través del Mar Negro, se estimó tenía un coste inicial de 3 mil millones de dólares, dejando a parte el mantenimiento. Así mismo, los costes se han también incrementado porque tanto la construcción como el mantenimiento son engañosos y requieren trabajadores enormemente especializados. De modo similar, los gaseoductos transoceánicos no son una opción en determinadas circunstancias debido a sus limitaciones relacionadas con las condiciones de la profundidad y los fondos.

Debido a las limitaciones de los gaseoductos han surgido otros procedimientos de transporte. El problema que más fácilmente se plantea en un primer momento a la hora del transporte de gas es que en la fase gaseosa, incluso por debajo de la temperatura ambiente, una pequeña cantidad de gas ocupa una gran cantidad de espacio. El material de transporte con ese volumen a menudo no es económicamente viable. La respuesta estriba en la reducción del espacio que el gas ocupa. Inicialmente, parecería natural que la solución más lógica fuera condensar el gas en un líquido. Un gas natural típico (aproximadamente con un 90% de CH_{4}) puede reducirse en una sexcentésima parte de su volumen gaseoso cuando se comprime en un líquido. Los hidrocarburos gaseosos en estado líquido son conocidos en la técnica como gas natural licuificado, habitualmente más conocidos como LNG.

Como su nombre indica, el LNG conlleva la licuefacción del gas natural y normalmente incluye el transporte del gas natural en la fase líquida. Aunque la licuefacción parecería ser la solución a los problemas de transporte. Los inconvenientes rápidamente se ponen de manifiesto. En primer lugar, con el fin de licuificar el gas natural, debe ser enfriado a, de modo aproximado -162,2ºC, a la presión atmosférica, antes de que licuifique. En segundo lugar el LNG tiende a calentarse durante el transporte y, por consiguiente, no se mantendrá a esa baja temperatura para permanecer en el estado licuificado. Deben emplearse procedimientos criogénicos con el fin de mantener el LNG a la temperatura adecuada durante el transporte. De esta forma, los sistemas de contención de la carga utilizados para cargar el LNG deben ser auténticamente criogénicos. En tercer lugar, el LNG debe ser regasificado en su destino antes de que pueda ser utilizado. Este tipo de proceso criogénico requiere un gran coste inicial para las instalaciones del LNG tanto en los puertos de carga como de descarga. Los buques requieren metales especiales para mantener el LNG a -162,2ºC. El coste en general sobrepasa los mil millones de dólares para una instalación a escala industrial para una ruta concreta de carga y descarga del LNG, lo que a menudo convierte el procedimiento en antieconómico para una aplicación universal. El gas natural licuificado puede así mismo ser transportado a temperaturas más altas de -162,2ºC elevando la presión, sin embargo, los problemas criogénicos siguen presentes y los tanques ahora deben ser recipientes a presión. Esto puede ser una alternativa costosa.

En respuesta a los problemas técnicos de un gaseoducto y a los enormes gastos y a las temperaturas del LNG, se desarrolló el transporte de gas natural en estado comprimido. El gas natural se comprime o presuriza a presiones más altas, gas que puede ser enfriado a temperaturas más bajas que la temperatura ambiente, pero sin alcanzar la fase líquida. Esto es lo que habitualmente se designa como gas natural comprimido, o CNG.

Hasta ahora se han propuesto diversos procedimientos que están relacionados con el transporte de gases comprimidos como por ejemplo gas natural, recipientes presurizados, ya sea mediante transportes por mar o por tierra. El gas es típicamente transportado a alta presión y baja temperatura para potenciar al máximo la cantidad de gas contenido en cada sistema de almacenaje de gas. Por ejemplo, el gas comprimido puede estar en un estado denso de solo fluido ("supercrítico").

El transporte del CNG en buques típicamente emplea gabarras o barcos. Los buques incluyen en sus bodegas una multiplicidad de recipientes de almacenaje estrechamente apilados, como por ejemplo recipientes metálicos de botellas a presión. Estos recipientes de almacenaje son internamente resistentes a las condiciones de alta presión y baja temperatura bajo las cuales se almacena el CNG. Las bodegas están así mismo interiormente aisladas en toda su extensión para mantener el CNG y sus recipientes de almacenaje a aproximadamente la temperatura de carga durante el viaje de entrega y para mantener también los recipientes sustancialmente vacíos cerca de esa temperatura durante el viaje de retorno.

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Antes de que el CNG sea transportado, en primer lugar es situado en el estado operativo deseado, mediante su compresión a alta temperatura y su refrigeración a baja temperatura. Por ejemplo, la Patente estadounidense 3,232,725, incorporado para todos los fines por este medio en la presente memoria, divulga la preparación de gas natural hasta condiciones apropiadas para el transporte marítimo. Después de la compresión y refrigeración, el CNG es cargado en los recipientes de almacenaje de los artefactos marinos. El CNG es a continuación transportado hasta su destino. Una pequeña cantidad del CNG cargado puede ser consumido como combustible del buque de transporte durante el viaje hasta su destino.

Al llegar a su destino, el CNG debe ser descargado, típicamente en una terminal que comprende una pluralidad de recipientes de almacenaje de alta presión o un orificio de admisión de una turbina de alta presión. Si la terminal está a una presión de, por ejemplo, 6,90 MPa y los recipientes de almacenaje del buque están a 13,78 MPa, las válvulas pueden ser abiertas y expandirse el gas dentro de la terminal hasta que la presión de los recipientes de almacenaje del buque caiga hasta la presión final entre 13,78 MPa. Si el volumen de la terminal es mucho mayor que el volumen combinado de todos los recipientes de almacenaje del buque en conjunto, la presión final será, de modo aproximado, de 6,90 MPa.

Utilizando procedimientos convencionales, el CNG transportado en los recipientes de almacenaje del buque (el "gas residual") es a continuación comprimido dentro del recipiente de almacenaje de la terminal utilizando compresores. Los compresores son costosos e incrementan el coste de capital de las instalaciones de descarga. Así mismo, la temperatura del gas residual se incrementa por el calor de la compresión. Ello incrementa el volumen de almacenaje requerido a menos que el calor sea eliminado, lo que eleva el coste global de transporte del CNG.

Los esfuerzos anteriormente realizados para reducir el gasto y la complejidad de la descarga del CNG, y del gas residual en particular, han introducido problemas específicos. Por ejemplo, la Patente estadounidense 2,972,873, incorporada a todos los fines por referencia por este medio en la presente memoria, divulga el calentamiento del gas residual para incrementar su presión, expulsándolo de los recipientes de almacenaje del buque. Dicho sistema simplemente sustituye el coste operativo adicional asociado con el funcionamiento de los compresores por un coste operativo para suministrar calor a los recipientes de almacenaje y al gas residual. Así mismo, el diseño de las disposiciones de canalización y de las válvulas de dicho sistema es extremadamente complejo. Ello se debe a que el sistema debe acomodar la introducción de dispositivos de calentamiento o de elementos de calentamiento dentro de los recipientes de almacenaje del buque.

En resumen, aunque el transporte del CNG reduce los costes de capital asociados con el LNG, los costes siguen siendo altos debido a una falta de eficiencia de los procedimientos y aparatos utilizados. Ello se debe básicamente al hecho de que los procedimientos de la técnica anterior no potencian al máximo los buques e instalaciones para una concreta composición de gas. En particular, los aparatos y procedimientos de la técnica anterior no están diseñados en base a una composición específica del gas para determinar las condiciones de almacenaje óptimas para un gas determinado.

La Patente estadounidense 4,846,088 divulga el uso de un tubo de almacenaje de gas comprimido de una gabarra abierta. Los componentes de almacenaje tan estrictamente confinados sobre o por encima de la cubierta del barc0. Los compresores son utilizados para cargar y descargar el gas comprimido. Sin embargo, no se toma en consideración el factor del diseño de tubo y no se realiza tentativa alguna para obtener el factor de compresibilidad máxima del
gas.

La Patente estadounidense 3,232,725 no contempla un factor de compresibilidad específico para luego determinar la presión apropiada del gas. Por el contrario, la Patente 3,232,725 divulga una amplia gama o banda para alcanzar una mayor compresibilidad. Sin embargo, para conseguir eso, el grosor de pared de los recipientes de gas debe ser mucho mayor de lo necesario. Ello sería especialmente cierto cuando se sometiera a una presión más baja provocando que el tubo esté sobrediseñado (innecesariamente grueso). La Patente 3,232,725 muestra un diagrama de fase de una mezcla de metano y otros hidrocarburos. El diagrama muestra una envuelta dentro de la cual existe la mezcla tanto de líquido como de gas. A presiones por encima de esta envuelta, la mezcla existe como una sola fase, conocida como fase densa o estado crítico. Si el gas es presurizado en ese estado, los líquidos no se desprenderán del gas. Así mismo, se consiguen unas relaciones de compresión satisfactorias en ese intervalo. Por ello, la patente 3,232,725 recomienda el funcionamiento en ese intervalo.

El gráfico de la Patente 3,232,725 se basa en el descenso de las temperaturas. Sin embargo, la Patente 3,232,725 no diseña su procedimiento y aparato para potenciar al máximo el factor de compresibilidad a unas temperatura y presión determinadas y luego mediante el cálculo del grosor de pared requerido para un gas determinado. Dado que gran parte del coste del capital procede de la gran cantidad de metal o de otro material requerido para los componentes de almacenaje del tubo, la Patente 3,232,725 yerra el blanco. El intervalo ofrecido en la Patente 3,232,725 es muy amplio y está diseñado para cubrir más de una mezcla de gas concreta, esto es, mezclas de gas con diferentes composiciones.

La Patente estadounidense 4,446,232 divulga la descarga utilizando un fluido de desplazamiento. La patentes 4,446,232 no toma en consideración fluidos de baja temperatura. Tampoco toma en consideración el almacenaje en tierra y el choque térmico. La Patente 4,446,232 transporte el fluido de desplazamiento sobre el buque que se utiliza para desplazar tanques secuenciales. No hay mención alguna acerca de los requisitos de baja temperatura.

La presente invención resuelve las deficiencias de la técnica anterior mediante la provisión del procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1.

Un sistema de almacenaje de gas incluye una pluralidad de tubos en relación paralela y una pluralidad de miembros de soporte que se extienden entre las hileras procedentes de tubos. Los miembros de soporte presentan unos rebajos arqueados opuestos para recibir y alojar los tubos individuales. Unos colectores y unas válvulas conectan con los extremos del tubo para cargar y descargar el gas. Los tubos y los miembros de soporte forman un haz de tubos que está encerrado en aislamiento y, de modo preferente, dentro de un entorno de nitrógeno y enriquecido.

El sistema de almacenaje de gas se potencia al máximo mediante el almacenaje de un gas compresible, como por ejemplo gas natural, en la fase densa bajo presión. Los tubos están hechos de un material que soporte un intervalo de temperaturas predeterminado y satisfaga los factores de diseño requeridos para al material de tubo, como por ejemplo un tubo de acero. Un miembro de enfriamiento enfría el gas a una temperatura dentro del intervalo de temperaturas y un miembro de presurización presuriza el gas dentro de un intervalo de presiones predeterminado a una temperatura inferior del intervalo de temperaturas en el que el factor de compresibilidad del gas está al mínimo. La temperatura y presión preferentes del gas potencia al máximo la relación de compresión del volumen del gas del volumen de los tubos con respecto al volumen del gas en condiciones estándar. La relación de compresión del gas se define como relación entre el volumen de una masa dada de gas en condiciones estándar con respecto al volumen de la misma masa del gas en condiciones de almacenaje.

A modo de ejemplo, una forma de realización preferente del sistema de almacenaje de gas incluye unos tubos hechos de un acero de alta resistencia y calidad especial X-60 o X-80, oscilando la temperatura del gas entre -28,8ºC y -17,7ºC. Situándose la temperatura más baja en un valor de -28,8ºC. Para el acero de gran resistencia y de calidad especial X-100, la temperatura más baja puede ser de unos negativos 4,44ºC. Para un gas con una gravedad específica de aproximadamente 0,6, el intervalo de presión oscila entre 12,40 y 13,09 MPa y para un gas con una gravedad específica de 0,7, el intervalo de presión oscila entre 8,96 y 9,05 MPa. El intervalo de la presiones a la temperatura más baja es el intervalo en el que el factor de compresibilidad varía en no más de un dos por ciento del factor de compresibilidad mínima para un gas con una gravedad específica determinada.

Una vez que se ha seleccionado la resistencia del acero y del diámetro de los tubos, para un factor de diseño determinado, el grosor de la pared de los tubos se determina potenciando al máximo la relación de la masa del gas almacenado con respecto a la masa del tubo de acero. A modo de ejemplo adicional, para un gas con una gravedad específica de sustancialmente 0,6 y donde el factor de diseño es la mitad del límite de elasticidad del tubo de acero con un límite de elasticidad de 68,94 MPa y un diámetro de tubo de 91,44 cm, el grosor de la pared del tubo será de entre 1,6 cm y 1,7 cm. Para un gas con una gravedad específica de sustancialmente 0,7 en el ejemplo anterior, el grosor de pared del tubo oscilará entre 1,21 cm y 1,27 cm.

El grosor de pared del tubo puede incrementarse añadiendo un grosor de material adicional para una tolerancia de corrosión o erosión. Este grosor está por encima del grosor requerido para mantener el límite de elasticidad resultante. Esta tolerancia alcanzará los 0,16 cm o más dependiendo de la aplicación. El tubo de diámetro grande utilizado en la presente invención posibilita que esta tolerancia se incorpore sin una degradación inaceptable de la eficiencia del sistema. Aunque la forma de realización preferente de la presente invención utiliza tubos de acero al carbono de gran resistencia, otros materiales pueden encontrar aplicación en este sistema. Materiales tales como aceros inoxidables, aleaciones de níquel, compuestos reforzados con fibra de carbono así como otros materiales, pueden proporcionar una alternativa al acero al carbono de gran resistencia.

Cuando el gas que va a ser almacenado varíe respecto de la composición de gas del diseño para el sistema de almacenaje del gas, puede añadirse un gas de una segunda composición del gas o retirarse del gas que va a ser transportado hasta que el gas resultante tenga la misma composición de gas que la composición de gas para la cual se ha diseñado el sistema de almacenaje de gas.

El sistema de almacenaje de gas puede ser una parte integrante del buque. El buque puede incluir un casco que tenga una estructura de soporte con los tubos del sistema de almacenaje de gas formando una porción de la estructura de soporte. El casco puede ser dividido en compartimentos cada uno de los cuales tenga una estructura de nitrógeno con un sistema de vigilancia química para vigilar las fugas de gas. Un sistema de antorcha puede también incluirse para purgar cualquier gas de escape. El casco está aislado para impedir que la temperatura del gas se eleve en más de ½º para cada 1.600 km de desplazamiento del buque. Como una alternativa, el buque puede incluir un casco construido de hormigón con unos tubos de almacenaje de gas incrustados en la sección del casco. Una sección de popa está conectada a un extremo de la sección de casco y una sección de proa está conectada al otro extremo de la sección de casco.

El sistema de almacenaje de gas puede estar construido como una unidad modular siendo la unidad modular soportada por la cubierta del buque o estar instalada dentro del casco del buque. Los tubos de la unidad modular pueden extenderse ya sea vertical u horizontalmente con respecto a la cubierta.

El gas almacenado es, de modo preferente, descargado mediante el bombeo de un fluido de desplazamiento dentro de un extremo del sistema de almacenaje del gas, y la apertura del otro extremo del sistema de almacenaje de gas para posibilitar la retirada del gas. Un fluido de desplazamiento se selecciona para que tenga una absorción mínima por parte del gas. Un separador puede estar dispuesto en el sistema de almacenaje de gas para separar el fluido de desplazamiento del gas para impedir todavía más la absorción. De modo preferente, el gas es descargado a una cadencia de una hilera de tubos cada vez. El sistema de almacenaje de gas puede así mismo estar inclinado en un ángulo para contribuir a la operación de descarga.

El procedimiento de transporte del gas incluye la potenciación del máximo del sistema de almacenaje del gas sobre el buque para una composición de gas determinada para un gas que es producido en un emplazamiento geográfico específico. El sistema incluye un puesto de carga existente en la fuente del gas natural y un puesto de recepción para descargar el gas en su destino. El sistema de almacenaje de gas es potenciado al máximo a unas presión y temperatura que reducen al mínimo el factor de compresibilidad del gas y potencian al máximo la relación de compresión del gas.

Breve descripción de los dibujos

Para una descripción detallada de una forma de realización de la invención, a continuación se hará referencia a los dibujos que se acompañan, en los cuales:

La Figura 1 es un gráfico del factor de compresibilidad del gas con respecto a la presión del gas para un gas con una gravedad específica de 0,6;

la Figura 2 es un gráfico del factor de compresibilidad del gas con respecto a la presión del gas para un gas con una gravedad específica de 0,7;

la Figura 3 es un vista de tamaño ampliado de las curvas de -28,8ºC para los gases de gravedad específica de 0,6 y 0,7 mostrados en las Figuras 1 y 2;

la Figura 3A es un gráfico de la eficiencia del sistema de almacenaje de gas con respecto a la presión de almacenaje a temperaturas operativas variables;

la Figura 4 muestra cómo la relación de la masa del gas por la masa de acero varía con la relación del diámetro del grosor del tubo cuando se basa en el factor de compresibilidad potenciado al máximo para el gas de gravedad específica;

la Figura 5 es una vista en sección transversal de eslora de un buque de acuerdo con la presente invención que muestra los compartimentos de mamparo del buque con el tubo de almacenaje de gas;

la Figura 6 es una vista en sección transversal de la manga del buque mostrado en la Figura 5 que muestra el mamparo de la Figura 7;

la Figura 7 es una vista en sección transversal del casco del buque de la Figura 5 que muestra un mamparo de vigas transversales y el tubo de almacenaje de gas;

la Figura 8 es una vista en perspectiva de una forma de realización de un sistema de soporte del tubo que muestra un soporte de las vigas transversales de base para soportar el tubo de almacenaje de gas mostrado en la Figura 7;

la Figura 9 es una vista en perspectiva de una viga transversal estándar del sistema de soporte del tubo de la Figura 8 para soportar y aplicar un par torsor hacia abajo sobre el tubo de almacenaje de gas mostrado en la Figura 7;

la Figura 10 es una vista en perspectiva del mamparo mostrado en la Figura 7;

la Figura 11 es una vista en sección transversal de otra forma de realización del sistema de soporte del tubo;

la Figura 12 es una vista esquemática, parcialmente en sección transversal, de un sistema colector del tubo de almacenaje de gas de la Figura 7;

la Figura 13 es una vista en alzado lateral de una unidad modular de tubos horizontal que presenta un haz de tubos independiente de la estructura del buque que puede ser descargada del buque;

la Figura 14 es una vista en sección transversal de la unidad modular de tubos mostrada en la Figura 13;

la Figura 15 es una vista en alzado lateral de una unidad modular de tubos vertical;

la Figura 16 es una vista en alzado lateral de una unidad modular de tubos inclinada;

la Figura 17 es una vista en alzado lateral de un buque con una unidad modular de tubos dispuesta en el casco del buque;

la Figura 18 es una vista en sección transversal del buque mostrado en la Figura 17;

la Figura 19 es una vista lateral del buque con las unidades modulares de tubos dispuestas dentro del casco y sobre la cubierta del buque;

la Figura 20 es una vista en sección transversal del buque mostrado en la Figura 19;

la Figura 21 es una vista en alzado lateral del buque que presenta un casco de hormigón rectangular y la popa y proa de acero;

la Figura 22 es una vista en sección transversal del casco de hormigón de la Figura 21 con una unidad modular de tubos dispuesta dentro del casco;

la Figura 23 es una vista en alzado lateral de un buque que incorpora uno o más cascos de hormigón redondos sujetos a unas popa y proa de acero;

la Figura 24 es una vista en alzado lateral de una gabarra que incorpora una unidad modular de tubos dispuesta dentro del casco;

la Figura 25 es una vista en sección transversal de la gabarra mostrada en la Figura 24;

la Figura 26 es una vista en alzado lateral de la gabarra de la Figura 24 con el petróleo almacenado en el casco y una unidad modular de tubos dispuesta sobre la cubierta;

la Figura 27 es una vista esquemática de un buque para el desplazamiento líquido del gas almacenado;

la Figura 28 es una vista esquemática de una descarga por etapas del gas almacenado en los tubos de almacenaje de gas utilizando un líquido de desplazamiento;

la Figura 29 es una vista esquemática del procedimiento de transporte de gas desde un puerto de carga de producción de gas hasta un puerto de descarga con consumidores;

la Figura 30 es una vista lateral de un tubo de almacenaje con un taco en un extremo para desplazar el gas almacenado;

la Figura 31 es una vista lateral del tubo de almacenaje de la Figura 30 habiendo desplazado el taco situado en el otro extremo del tubo el gas almacenado;

la Figura 32 es una vista esquemática de un procedimiento para la carga y descarga de gas del buque que incorpora los tubos de almacenaje de gas;

la Figura 33 es un gráfico de los costes de transporte en relación con la distancia de desplazamiento para el LNG, CNG o los gaseoductos para un gas que tiene una gravedad específica de 0,705; y

la Figura 33 es un gráfico de los costes de transporte con relación a la distancia de desplazamiento para el LNG, CNG o los gaseoductos para un gas que tiene una gravedad específica de 0,6.

Breve descripción de las formas de realización preferentes

En la descripción que sigue, las mismas partes son indicadas a lo largo de la memoria descriptiva y de los dibujos con, respectivamente, las mismas referencias numerales. Las Figuras de los dibujos no son necesariamente a escala. Determinadas características distintivas de las formas de realización preferentes pueden mostrarse a una escala exagerada o de una forma ligeramente esquemática y algunos detalles de los elementos convencionales pueden no mostrarse, en aras de la claridad y la concisión. Se entiende que los sistemas divulgados en la presente aplicación están diseñados de acuerdo con los estándares de diseño aplicables para los usos pretendidos, tal y como se ha publicado por Organismos reguladores reconocidos, como por ejemplo el Guarda Costas de los EE.UU. (U.S. Coast Guard), la Oficina de Transporte de los EE.UU. [American Bureau of Shipping] (ABS)], el Instituto Petrolífero de los EE.UU [Amperican Petroleum Institute (API)], la Sociedad de los EE.UU. de Ingeniería Mecánica [American Society of Mechanical Engineering (ASME)].

La referencia hacia arriba o hacia abajo se efectuará a los fines de la descripción con el significado de lejos de la superficie del océano y significando hacia abajo hacia el fondo del océano.

Debe apreciarse que la presente invención puede ser utilizada con cualquier gas y no está limitada al gas natural. La descripción de las formas de realización preferentes para el almacenaje del gas natural se realiza a modo de ejemplo y no pretende ser limitativa de la presente invención.

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Almacenaje del CNG

El sistema de almacenaje de gas está diseñado para temperaturas y presiones del gas en las que el gas es mantenido en un estado de un solo fluido denso ("supercrítico") también conocido como fase densa. Esta fase se produce a altas presiones en las que no pueden existir fases separadas de líquido y gas. Por ejemplo, las fases separadas para el gas natural comprimido, o CNG, se producen efectivamente una vez que el gas cae hasta alrededor de 6,89 MPa. En tanto en cuanto el gas natural, que es básicamente metano, se mantenga en la fase densa, los hidrocarburos más pesados, como por ejemplo el etano, el propano y el butano, que contribuyen a hacer descender el valor de compresibilidad no se desprenden cuando el gas es enfriado a la temperatura de almacenaje del gas a la presión de almacenaje del gas. De esta forma, el gas natural es comprimido o presurizado a temperaturas más bajas que las temperaturas ambiente, pero sin llegar a la fase líquida, y es almacenado en el sistema de almacenaje del gas. El mantenimiento del gas como CNG y no como LNG, evita la necesidad de procesos e instalaciones criogénicas con un gran coste inicial tanto en los puertos de carga como de descarga.

La potenciación al máximo del almacenaje del CNG incrementa la carga útil reduciendo al tiempo la cantidad de material requerido para los componentes de almacenaje, incrementando de esta forma la eficiencia del transporte y reduciendo los costes de capital. Para calcular la compresión óptima del gas que va a ser transportado, se reduce al mínimo el factor de compresibilidad y se potencia al máximo la relación de la masa del gas almacenado con respecto a la masa del recipiente a una presión determinada en comparación con las condiciones estándar para un gas determinado. En la forma de realización preferente descrita, el gas que va a ser transportado es gas natural. Sin embargo, la presente invención no está limitada al gas natural y puede aplicarse a cualquier gas. Así mismo, los medios para potenciar al máximo la cantidad de gas almacenado por unidad de material pueden ser utilizados también para el almacenaje estacionario, como por ejemplo plataformas en tierra, cerca de tierra, o en mar abierta.

Con cualquier gas, el factor de compresibilidad varía con la composición del gas. Si es una mezcla, así como con las condiciones de presión y temperatura impuestas sobre el gas. De acuerdo con la presente invención, las condiciones óptimas se encuentran haciendo descender la temperatura y manteniendo la presión en un punto que reduzca al mínimo el factor de compresibilidad. Para el gas natural, la relación de compresión para este modo de transporte típicamente varía de 250 a 400, dependiendo de la composición del gas. Una vez que se ha determinado la condición de presión-temperatura óptima para el gas concreto que va a ser transportado, pueden ser determinadas las dimensiones requeridas para el sistema de contención de almacenaje.

El cálculo de la compresión del gas determina las condiciones en las que el gas ocupará el menor volumen posible. La ecuación de estado del gas determina el volumen, V, para una masa determinada de gas m, a saber:

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en la que Z es el factor de compresibilidad, T es la temperatura, R es la constante específica del gas, y P es la presión. Para una composición de gas determinada, Z es una función tanto de la temperatura como de la presión y generalmente se obtiene de forma experimental o a partir de modelos informáticos. Como puede observarse mediante la ecuación, cuando Z disminuye lo mismo hace V para la misma masa de gas, por tanto se desea el valor más bajo de Z para una temperatura operativa determinada.

Dado que el volumen de almacenaje también disminuye con T, la temperatura operativa deseada también es considerada como un factor importante. De acuerdo con la presente invención, los procesos criogénicos deben ser evitados, pero unas temperaturas moderadamente bajas son deseables. Cuando las temperaturas disminuyen, los metales resultan quebradizos y la dureza del metal disminuye. Muchas normas administrativas limitan el uso de determinados grupos de metales a intervalos precisos de temperaturas con el fin de asegurar una explotación sin riesgos. El acero al carbono constante es ampliamente aceptado para su uso a temperaturas por debajo de los -28,8ºC. Tiene una amplia aceptación un acero de gran resistencia, como por ejemplo el X-100 (con un límite de elasticidad de 670,75 MPa) para su uso a temperaturas por debajo de, de modo aproximado, los 51,1ºC. Otros aceros de gran resistencia son el X-80 y el X-60. La selección del acero para el sistema de contención de almacenaje depende de diversos factores de diseño incluyendo, pero no limitados a, la resistencia Charpy, la dureza, y el límite de elasticidad último a las temperaturas y presiones de diseño del gas. Por supuesto es necesario que el sistema de contención de almacenaje satisfaga las exigencias normativas de estos factores tal como se aplican a la aplicación concreta. A modo de ejemplo, el máximo nivel de esfuerzo del sistema de contención de almacenaje es el más bajo de 1/3 de la resistencia a la tracción última o de 1 del límite de elasticidad del material. Dado que ½ del límite de elasticidad del acero X-80 y X-60 es inferior a 1/3 de su límite de elasticidad, estos aceros de gran resistencia pueden ser preferentes respecto del acero X-100.

A modo de ejemplo, partiendo de la base de un acero de gran resistencia X-80 o X-60 destinado al sistema de contención de almacenaje, el sistema de contención de almacenaje preferente puede tener un límite de temperatura inferior de -28,8ºC para proporcionar un margen de seguridad adecuado para la forma de realización del sistema de contención del almacenaje del gas, aunque pueden ser posibles temperaturas más bajas dependiendo del margen de seguridad deseado y del tipo de material utilizado. Por ejemplo, puede ser posible la utilización de una temperatura de un límite inferior de -40ºC utilizando un acero de gran calidad como por ejemplo el X-100, con un margen de seguridad menor.

Lo que sigue es una descripción de un gas que presenta una composición concreta que incluye una gravedad específica de 0,6. Un acero de gran resistencia X-100 se utiliza para el sistema de contención de almacenaje, teniendo el sistema de contención de almacenaje preferente una temperatura límite inferior de -28,8ºC para proporcionar un margen predeterminado de seguridad del sistema. La Figura 1 es un gráfico del factor de compresibilidad Z con respecto a la presión del gas para un gas con una gravedad específica de 0,6. La gravedad específica de 0,6 es representativa de la obtenida a partir de un depósito de gas seco con una composición que comprende básicamente metano y otros hidrocarburos de menor incidencia. Los valores de Z son obtenidos del programa informático de la Asociación de Gas de los EE.UU. [American Gas Association (AGA)] desarrollado para este fin. La metodología AGA tal y como se aplica a una temperatura de -28,8ºC según la temperatura de diseño para los componentes de almacenaje, se presenta en la Figura 3. Con referencia a la Figura 3, es evidente que el valor más bajo de Z, para una gravedad específica de 0,6, se produce a, de modo aproximado, 12,67 MPa a -28,8ºC. En base a la ecuación (1) el volumen mínimo para almacenar este gas se obtiene mediante el diseño de los componentes de almacenaje para soportar al menos 12,67 MPa más los márgenes de seguridad apropiados. Estas condiciones ofrecen una relación de compresión de aproximadamente 265 del volumen del gas en condiciones estándar en relación con el volumen del gas en las condiciones de almacenaje.

Otra composición de gas ejemplar se ilustra en la Figura 2 que muestra un gráfico del factor de compresibilidad Z con respecto a la presión del gas con una gravedad específica de 0,7. Los valores de Z fueron obtenidos de la misma manera que para la Figura 1. Las temperaturas del gas mostradas en las Figuras 1 y 2 no descienden menos de -17ºC. La Figura 3 ilustra el factor de compresibilidad para gases con una compresibilidad específica de 0,6 y 0,7 cuando la temperatura desciende por debajo de -17ºC. Con referencia ahora a la Figura 3, observando la relación de Z con respecto a P para un gas de gravedad específica de 0,7, el valor mínimo de Z es de 0,403 y se encuentra en las inmediaciones de los 9,30 MPa a -28,8ºC. De esta forma, para el gas con gravedad específica de 0,7, los componentes de almacenaje están diseñados para al menos 9,30 MPa, más cualquier margen de seguridad aplicable. Estas condiciones producen una relación de compresión de aproximadamente 268. La Figura 3 ilustra así mismo, cómo la compresibilidad aumenta a medida que la temperatura del gas se reduce hasta incluso temperaturas más frías. Para un gas con una gravedad específica de 0,7 a -34,4ºC, un valor mínimo de Z es de 0,36 a, de modo aproximado, 8,61 MPa. Para el mismo gas a una temperatura de -90ºC, el valor de Z disminuye hasta 0,33 a 8,61 MPa. A presiones por debajo de 8,61 MPa, los líquidos empezarán a desprenderse del gas con gravedad específica de 0,7 a -40ºC y ya no será un gas en fase densa.

Un objetivo clave, y un beneficio, de la presente invención es incrementar la eficiencia de los sistemas de almacenaje de gas. Específicamente para potenciar al máximo la relación de la masa del gas almacenado con respecto a la masa del sistema de almacenaje. La Figura 3A, muestra la relación entre la presión a la cual el gas es almacenado y la eficiencia del sistema para varias temperaturas. Puede apreciarse en la Figura 3A que, a una presión determinada, a medida que la temperatura del gas disminuye, la eficiencia del sistema de almacenaje aumenta. Aunque es preferente que el procedimiento de la presente invención sea actuado en el punto 31 que potenciará al máximo la eficiencia, debe entenderse que esto puede no resultar práctico en todos los casos. Por consiguiente, es así mismo preferente desarrollar el procedimiento de la presente invención dentro de un intervalo de eficiencias, tal y como se ilustra en la Figura 3A, y se delinea mediante la línea 32 y la línea 34. Así mismo, es preferente que en la presente invención se desarrolle con eficiencias que excedan del 0,3.

Con referencia todavía a la Figura 3A, los parámetros operativos preferentes para una forma de realización de la presente invención se representan mediante la curva 36. Esta curva es representativa de un gas, con una composición específica, que se almacena a -28ºC. Se entiende que cuando la composición del gas varía la curva también diferirá. Aunque es posible, y ventajoso con respecto a la técnica anterior, que el gas pueda ser almacenado a cualquier presión que caiga dentro del intervalo representado, es preferente que el gas sea almacenado a una presión dentro del intervalo definido por las curvas 32 y 34. Por consiguiente, un sistema de almacenaje construido de acuerdo con la presente forma de realización de la presente invención debe ser capaz de almacenar gas a cualquier presión definida a este intervalo, nominalmente entre 7,57 y 15,84 MPa, y a -28,8ºC.

Un procedimiento para potenciar al máximo la carga útil de un gas incluye: 1) la selección de la temperatura más baja para el sistema de almacenaje considerando un margen apropiado de seguridad, 2) la determinación de las condiciones óptimas de la compresión del gas de composición particular en cuestión a esa temperatura, y 3) el diseño de recipientes de gas apropiados, como por ejemplo el tubo, a la temperatura y presión seleccionadas, por ejemplo, una resistencia y un grosor de pared del tubo seleccionadas.

Sería preferente que el procedimiento de la presente invención se utilizara para almacenar un gas de composición constante, conocida. Ello posibilita que el sistema sea perfectamente potenciado al máximo para su uso con el gas determinado y posibilita que el sistema siempre se desarrolle con una eficiencia de pico. Se entiende que la composición del gas puede variar ligeramente a lo largo del tiempo para un depósito de gas de producción concreta. De modo similar, el sistema de transporte y almacenaje de la presente invención puede ser utilizado para dar servicio a una pluralidad de depósitos que produzcan gases de composición variable con un intervalo de gravedades específicas.

La Figura 3 es una vista de las curvas de -6,6ºC para gases con gravedad específica de 0,6 y 0,7. El valor de Z para el gas con gravedad específica de 0,7 tiene una variante de Z de menos de un 2% respecto a un intervalo de presión de, de modo aproximado, 8,26 y 10,33 MPa a -6,6ºC. El gas con gravedad específica de 0,7 mantiene una variante del 2% de, de modo aproximado, 7,92 y 9,30 MPa a -1,1ºC y la variante de 8,61 y 9,30 MPa a -40ºC. De esta forma, dependiendo de la temperatura del sistema, el diseño de los componentes de almacenaje pueden ser considerados óptimos a lo largo de un intervalo de presiones para las cuales el factor de compresibilidad se reduzca al mínimo dentro de esta variante del 2%. Es preferente operar dentro del intervalo de la variante pero se entiende que otras condiciones de almacenaje 5 pueden encontrar utilidad en determinadas situaciones.

Aunque se hará referencia al empleo del sistema de un gas de una composición concreta, se entiende que esta composición concreta puede no ser la composición realmente producida a partir del depósito y un sistema diseñado para su uso con gas de una composición determinada no se limita únicamente al uso con un gas de esa composición determinada. Por ejemplo, reduciendo la temperatura ligeramente posibilitará que cantidades comerciales de gas más pobre sean almacenadas en un sistema de contención potenciado al máximo para un gas rico.

Para los recipientes de almacenaje de gas, la forma de realización preferente utilizará un acero de gran resistencia con un límite de elasticidad de al menos 413,42 Mpa, esto es, un acero X-60. El componente de almacenaje es, de modo preferente, el tubo de acero; aunque pueden ser utilizados otros materiales incluyendo, pero no limitados a, compuestos y aleaciones de níquel, concretamente, compuestos reforzados con fibra de carbono. Cualquier diámetro de tubo puede utilizarse, pero un diámetro mayor es preferente porque un diámetro mayor reduce el número de recipientes de gas requeridos en un sistema con una capacidad determinada, así como permite la reducción de la cantidad del sistema de válvulas y colectores requerida. Un tubo de gran diámetro posibilita también la realización de reparaciones mediante procedimientos que utilicen medios de acceso internos, como por ejemplo la sujeción de un manguito interno a través de un área dañada. El tubo de gran diámetro posibilita así mismo la inclusión de una tolerancia respecto de la corrosión o de la erosión para mejorar la vida útil del recipiente de almacenaje con un efecto mínimo sobre la eficiencia de almacenaje. Diámetros de tubo muy amplios, por otro lado, incrementan el grosor de la pared requerido y son más propensos a desplomarse y dañarse durante su construcción. Por consiguiente, un diámetro de tubo se escoge de modo preferente para compensar los aspectos descritos con anterioridad, así como la viabilidad y el coste de
obtención.

El tubo preferente es un tubo producido en masa y es sometido a un control de calidad de acuerdo con los estándares aplicables tal y como se publican por los organismos administrativos pertinentes. Los análisis iniciales ante determinados organismos administrativos indican que, aunque no existen normas aplicables de estándares o reglamentos con respecto al uso de dicho tubo como recipiente de gas en una aplicación de transporte marítimo, el uso de un esfuerzo de diseño máximo con un límite de elasticidad de 0,5 o de 0,33 de resistencia a la tracción, cualquiera que sea el menor, resulta apropiada. Esto constituye una mejora considerable respecto de la técnica anterior porque la construcción de tanques de almacenaje incorporados especiales utilizados en algún procedimiento de la técnica anterior, requiere un esfuerzo de diseño máximo de 0,25 de límite de elasticidad. Un factor de diseño de 0,5 significa que la estructura debe ser diseñada dos veces más fuerte que la deseada y un factor de 0,25 significa que la estructura debe ser cuatro veces más fuerte. De esta forma, la presente invención puede satisfacer los requisitos reglamentarios y de seguridad utilizando al tiempo menos acero, reduciendo de esta forma de manera considerable los costes de capital. Otra ventaja de la presente invención es que los márgenes de seguridad y los controles del nivel de seguridad que son inherentes a la masa producida, y al tubo de calidad superior.

La forma de realización preferente está diseñada para una temperatura del gas de -28,8ºC cuando el gas puede ser mantenido en la fase densa a la presión de almacenaje elegida como objetivo. De acuerdo con lo expuesto con anterioridad, existe una amplia aceptación con respecto al acero al carbono estándar para su uso a temperaturas tan bajas como -28,8ºC, mientras el acero de gran resistencia utilizado en un tubo de calidad superior se acepta para su uso en temperaturas tan bajas como -51,1ºC. Esto ofrece un amplio margen de seguridad en la temperatura operativa en el sistema de almacenaje de gas así como proporciona una cierta flexibilidad en su uso a temperaturas por debajo de la temperatura de diseño. Una consideración adicional es que los hidrocarburos más pesados que contribuyen a un valor Z bajo no se desprenden cuando el gas es enfriado a -6,6ºC porque el gas está en el estado "supercrítico", esto es en la fase densa. Las fases separadas para el gas natural no se producen una vez que el gas cae alrededor de 6,89 MPa. Puede permitirse que esto suceda fuera del sistema de contención del gas primario, cuando el gas es descargado, y se desea recoger los hidrocarburos más pesados, como por ejemplo el etano, el propano y el butano, los cuales tienen un valor económico más alto, pero no es preferente durante su almacenaje y transporte.

Como se expuso con anterioridad, la forma de realización preferente utiliza un acero de gran resistencia para el tubo, esto es, con un límite de elasticidad de 413,42 MPa, y los cálculos que se ofrecen a continuación suponen que el factor de diseño de 0,5 de los controles del límite de elasticidad. Lo que viene a continuación es un cálculo del grosor de pared preferente del tubo.

Inicialmente, la masa de gas transportada con respecto a la masa del tubo que contiene gas se potencia al máximo sin consideración a otros componentes tales como la estructura de soporte, el aislamiento, la refrigeración, la propulsión, etc. La masa de gas, mg, que está contenida en el tubo, por longitud de unidad puede plasmarse como

2

\newpage

en la que p_{g} es la presión del gas, V_{g} es el volumen del recipiente, Z es el factor de compresibilidad, R es el constante del gas y T_{g} es la temperatura. Esta masa de gas está contenida en una longitud de 30,5 cm de tubo con un diámetro de D_{i} se obtiene mediante

3

Con el fin de potenciar al máximo la eficiencia del sistema de almacenaje, tal como se define por la relación de la masa del gas con respecto a la masa del recipiente de almacenaje (m_{g}/m_{s)}) el tubo debe ser lo más ligero posible. El esfuerzo tangencial P de un cilindro de pared delgada se define como

4

en la que S es el límite de elasticidad del material de tubo, F es el factor de diseño procedente de la Tabla 841.114A del código ASME B31.8 (que se supone que es 0,5 para este caso), y Do es el diámetro exterior del tubo. Por consiguiente, sustituyendo en la ecuación 4 y utilizando un F de 0,5, la masa del tubo (m_{s}) puede calcularse mediante

5

en la que \rho_{s} es la densidad del material de tubo. Combinando las ecuaciones 2 y 5 la relación \psi de la masa de gas, mg, con relación a la masa del sistema de almacenaje m_{s} puede representarse mediante

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Esta función fue evaluada numéricamente para el siguiente conjunto de parámetros:

7

En la función anteriormente referida, \psi es fácilmente evaluada numéricamente y se muestra en la Figura 4 para tres diferentes valores de límite de elasticidad de S para el gas. Para mayor facilidad en el análisis de la función de la eficiencia \psi puede ser analizada con respecto a la relación del diámetro del tubo con respecto al grosor del tubo tal como se representa mediante

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La Figura 4 muestra cómo la relación de la masa del gas por masa del material de tubo (definida como la eficiencia) varía con la relación del diámetro con respecto al grosor del tubo. Este tipo de curva se utiliza al escoger el D/t óptimo o la eficiencia máxima \psi de acuerdo con lo expuesto con anterioridad. Como puede apreciarse en la Figura 4, el máximo de \psi se produce a un D/t diferente para diferentes valores de límite de elasticidad; estos valores máximos se tabulan seguidamente para materiales con un límite de elasticidad diferente.

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La eficiencia aumenta drásticamente a medida que S aumenta y, por tanto, es prudente escoger el material con un límite de elasticidad máxima alta, como por ejemplo alrededor de 6,890 MPa. Para este valor del límite de elasticidad, la eficiencia máxima se produce a un D/t de, de modo aproximado, 50 y es, de modo aproximado, 0,316 para el gas y 0,265 para el metano. Pero esto no indica todavía la exacta selección de tubo; sin embargo si D se fija en base a la disponibilidad, o en base a otras consideraciones, el grosor de pared necesario puede entonces terminarse de forma inmediata. Seleccionando un diámetro D = 50,8 cm, a modo de ejemplo, el grosor de pared debe ser de 0,95 cm. Este es un tamaño estándar y, por consiguiente, es fácilmente disponible; para este tubo, D/t = 53,3 y la masa del gas/masa de acero se sitúa en 0,315, la cual está próxima a la selección óptima. El peso de este tubo es de 35,645 kg/30,5 cm; el peso del tubo con el gas es de 447,65 kg/30,5 cm. La presión del gas en esta configuración óptima es de 12,6 MPa. Nótese que si el material de 689,500 MPa no está disponible, o si los criterios de los límites de resistencia últimos no son aplicables puede seleccionarse otro D/t óptimo en base a la disponibilidad de material, pero la relación de mg/m_{s} no será tan alta como para el material 689,500 MPa. Aunque se utilice aquí como ejemplo un diámetro de tubo de 50,8 cm, también son válidos otros tamaños, como por ejemplo un tubo con un diámetro de 91,44 cm.

Aunque el ejemplo expuesto utiliza el límite de elasticidad máximo como factor crítico en la elección de un material, se entiende que, al considerar las normas y reglamentos aplicables, también pueden ser importantes otras propiedades materiales y factores de diseño. Por ejemplo, como se expuso con anterioridad, determinados organismos reguladores requieren que el esfuerzo principal máximo no exceda del 0,33 de la carga de rotura por tracción del material, haciendo de esta forma que la carga de rotura por tracción sea un factor de selección crítico. En servicio a baja temperatura, los organismos reguladores requieren una característica de dureza determinada del material, tal como típicamente se determina mediante la prueba de resistencia al choque con entalla Charpy en V, de manera que el rendimiento a bajas temperaturas del material resulta importante. Así mismo, nótese que pueden surgir fuerzas adicionales debido a la presión provocada por el peso mismo, la flexión del buque, y los tensiones térmicas, y aunque estas son ortogonales al esfuerzo tangencial sobre el cual se basa el cálculo anterior, dichas tensiones pueden convertirse en una consideración de diseño importante en base a la aplicación concreta.

También pueden tomarse en consideración otros aspectos de diseño al seleccionar un recipiente de gas y un sistema de almacenaje apropiados. Por ejemplo, dado que el esfuerzo operativo se sitúa por encima del 40% del límite de elasticidad mínimo específico de acuerdo con el Título B 31.8, Sección 841,11c de la ASME, el material seleccionado debe ser sometido a un análisis de control y propagación de fisuras que aseguren la suficiente ductilidad del tubo y/o proporcionen unos dispositivos para contener la iniciación de grietas. Así mismo, los cálculos efectuados hasta ahora se han referido únicamente al gas y al tubo que lo contiene; sin embargo esos tubos deben ser apilados en un armazón estructural, dispuesto sobre el buque provisto de colectores, bombas, válvulas, controles, etc. para las operaciones de carga y descarga, y provistos de sistemas de aislamiento y refrigeración para enfriar y mantener el gas a una temperatura reducida. Los tubos utilizados como recipientes de gas deben así mismo ofrecer resistencia a las cargas creadas por los demás recipientes y el equipamiento adicional.

La forma de realización preferente incluye un diámetro de tubo de 91,44 cm y una relación D/t de 50. Una vez que se ha seleccionado el diámetro y la relación D/t, entonces se determina el grosor de la pared. El control de compresibilidad del gas, por supuesto, ha sido calculado en el cálculo de la relación. De esta forma, en el diseño de un gas con una composición determinada a -28ºC, la ecuación de estado calcula una presión preferente del gas comprimido. Conociendo esa presión, ello proporciona el mejor factor de compresibilidad. De esta manera, el tubo queda diseñado para este factor de compresibilidad óptimo a -28,8ºC. La ecuación para la presión y el grosor de la pared se
utiliza entonces conociendo la presión, para calcular el grosor de la pared para el tubo en un diámetro determinado.

De esta manera, el diseño del tubo se realza para las presiones que van a ser soportadas a -28,8ºC considerando la composición concreta del gas. Sin embargo, hay un área relativamente plana sobre la curva en la que se obtiene el factor Z óptimo. De esta manera, como se muestra en la Figura 3, la presión de diseño puede oscilar entre, de modo aproximado, 8,26 y 10,33 MPa, para un gas con gravedad específica de 0,7, sin que se produzca una variación significativa en el factor de compresibilidad. Ello permite la flexibilidad en la composición del gas que puede ser eficientemente transportado en el sistema de almacenaje del gas.

Es preferente el diseño del recipiente del gas sea potenciado al máximo a causa de los costes de fabricación y producción del sistema de almacenaje, así como a la inquietud con respecto al peso del sistema como conjunto. Si los recipientes de gas no están diseñados para la composición de un gas a -28,8ºC, los recipientes de gas pueden estar sobrediseñados y, por tanto, pueden ser prohibitivamente costosos, o pueden estar infradiseñados para las presiones deseadas. La forma de realización preferente potencia al máximo el diseño del recipiente del gas para conseguir la eficiencia de la compresibilidad óptima del gas. La eficiencia se define como el peso del gas con respecto al peso del tubo utilizado en la fabricación del recipiente del gas. En una forma de realización preferente para un gas con una gravedad específica de 0,7 una eficiencia de 0,53 puede conseguirse utilizando un material de tubo que tenga un límite de elasticidad de 689,03 MPa. De esta forma, el peso del gas contenido es la mitad del peso del tubo.

El grosor de pared óptimo para un tubo con un diámetro determinado puede o puede no coincidir con un grosor de pared para el tubo que está típicamente disponible. Por tanto, se selecciona un tamaño de tubo para el siguiente grosor estándar para un tubo con ese diámetro. Ello podría reducir algo la eficiencia. La alternativa, por supuesto, es contar con un tubo hecho con las condiciones específicas para potenciar al máximo la eficiencia, esto es, el coste del tubo para una composición determinada de gas natural. Sería rentable contar con un tubo ajustado a las condiciones requeridas si la cantidad de tubo necesaria para suministrar una flota de buques fuese lo suficientemente grande para conseguir que fuera económica la fabricación del tubo especial.

Utilizando las ecuaciones establecidas con anterioridad, el grosor de pared del tubo puede ser calculado para almacenar un gas en las condiciones establecidas. Para almacenar un gas con una gravedad específica de 0,6 a 12,57 MPa, utilizando un diámetro de tubo de 50,8 cm con un límite de elasticidad de 551,22 MPa, el grosor de pared oscila entre 1,07 cm y 1,11 cm y, de modo preferente, es de 1,10 cm. Para un diámetro de tubo de 60,96 cm el grosor de pared oscila entre 1,32 y 1,34 cm y, de modo preferente, es de 1,33 cm. Para un diámetro de tubo de 91,4 cm, el grosor de pared oscila entre 1,98 y 2,0 cm y, de modo preferente, es de 10,91 cm.

Para el almacenaje del gas con una gravedad específica de 0,7 a 9,20 MPa utilizando un diámetro de tubo de 50,8 cm con un límite de elasticidad de 551,2 MPa barias el grosor de pared oscila entre 0,81 y 0,83 cm y, de modo preferente, es de 0,82 cm. Para un diámetro de tubo de 60,9 cm el grosor de pared oscila entre 0,96 y 0,99 cm y, de modo preferente, es de 0,97 cm. Para un diámetro de tubo de 91,4 cm, el grosor de pared oscila entre 1,47 y 1,49 cm y, de modo preferente, es de 1,47 cm.

El informe PB-KBB, describe otro procedimiento de cálculo de los diámetros y del grosor de los tubos para el almacenaje de los gases con gravedades específicas dadas. Para el gas natural con una gravedad específica de 0,6 con un diámetro de tubo de 60,96 cm, el grosor de pared para un factor de diseño de 0,5 oscila entre 1,09 cm y 1,11 cm y, de modo preferente, es de 1,11 cm y para un diámetro de tubo de 50,8 cm, el grosor de pared oscila entre 0,93 y 0,96 cm y, de modo preferente, es de 0,95 cm, para un material de tubo con un límite de elasticidad de 570,55 MPa. Para un diámetro de tubo de 91,44 cm, el grosor de pared oscila entre 1,21 y 1,2 cm y, de modo preferente, es de 1,23 cm para un gas con una gravedad específica de 0,7 y oscila entre 1,67 cm y 1,70 cm y, de modo preferente, es de 1,68 cm para un gas con una gravedad específica de 0,6, para un material de tubo con un límite de elasticidad de 670,55 MPa.

Los intervalos de los grosores descritos con anterioridad no incluyen ninguna tolerancia en cuanto a la corrosión o la que pueda ser deseable. Esta tolerancia puede ser añadida al grosor requerido por el recipiente de almacenaje para compensar los efectos de la corrosión y la erosión y prolongar la vida útil del recipiente de almacenaje.

Diseño y construcción del buque

El gas natural, tanto el CNG como el LNG, puede ser transportado a grandes distancias mediante buques de carga o cargueros. En una forma de realización, el sistema de almacenaje de gas está construido de manera integral con un buque de nueva construcción. El buque puede tener cualquier tamaño, limitado por las consideraciones marítimas habituales y las economías de escala. Con fines ejemplares, el sistema de almacenaje puede ajustar su tamaño para transportar entre 8,4 y 28 millones de metros cúbicos estándar de gas, esto es, 0,84 y 2,8 miles de millones de mm^{3} estándar (BCF), en condiciones estándar, de 0,10 MPa y 15,5ºC. Un buque de travesía oceánica con el tamaño ajustado para transportar este sistema ejemplar puede incluir unos recipientes de gas construidos utilizando unas longitudes de tubo de 152 metros. En general, la longitud del tubo vendrá determinada por el tamaño de la carga y la necesidad de mantener una proporción adecuada entre la longitud del buque, la profundidad y la manga.

Para determinar el volumen interior del tubo requerido en un buque, la ecuación (1) anterior, se resuelve utilizando una masa conocida de gas, un factor de compresibilidad, un contenido del gas, y las presión y temperatura seleccionadas. Por ejemplo, en las condiciones de almacenaje preferentes, se requieren 23.000 m^{3} de espacio de tubo interior para contener 8,4 millones de mm^{3} de gas estándar. En el caso de un diámetro de tubo de 50,8 cm, se requieren 170 km en el buque. Si el tubo tuviera un diámetro de 91,4 cm, la longitud total del tubo sería de aproximadamente 53 km. Un ejemplo de las dimensiones preferentes de un buque, construido de acuerdo con la presente invención es una longitud de 160,17 m, una anchura de 32 m y una altura de 15,2 m.

Una vez que los parámetros del tubo han sido determinados para que el gas concreto sea transportado, el vehículo o buque para el gas puede ser ahora diseñado y construido tomando en cuenta las consideraciones mencionadas hasta ahora. El buque se construye, de modo preferente, para una fuente de gas o área de producción concreta, esto es, el tubo y el buque son diseñados para transportar un gas producido en un área geográfica determinada con una producción de gas concreta conocida. De esta forma, cada buque está diseñado para manejar un gas natural con una composición del gas concreta.

La composición del gas natural variará entre las áreas geográficas de producción del gas. El metano puro tiene una gravedad específica de 0,55. La gravedad específica de gas del hidrocarburo podría oscila entre 0,8 o 0,9. La composición del gas variará en alguna medida a lo largo del tiempo incluso en un área geográfica concreta. Según se indicó anteriormente, el factor de comprensibilidad, puede ser considerado el óptimo en un intervalo de presiones para ajustar las ligeras variaciones de la composición. Sin embargo, si un campo tiene una variación que cae fuera del intervalo de un factor de compresibilidad concreto, puede añadirse o retirarse del gas hidrocarburos más pesados para situar la composición en el intervalo de diseño del buque concreto. De esta forma, un buque diseñado para una composición concreta de gas que ha sido producida, puede hacerse más flexible más flexible desde el punto de vista comercial para ajustar la mezcla de hidrocarburo del gas. La gravedad específica puede incrementarse enriqueciendo el gas añadiendo hidrocarburos más pesados al gas producido o reducirse mediante la retirada de productos de hidrocarburo más pesados. Dichos ajustes pueden también llevarse a cabo para diferentes campos de gas con diferentes
composiciones.

Para que un barco determinado maneje gas con diferentes gravedades específicas, un depósito de hidrocarburos de ajuste suele mantenerse en la instalación para ser añadido al gas natural ajustando de esta forma la composición del gas natural para que pueda potenciarse al máximo para su carga en un buque concreto que ha sido diseñado para una composición de gas concreta. Los hidrocarburos pueden ser añadidos para elevar la gravedad específica. El depósito de hidrocarburos puede estar situado en un cuerpo específico donde el gas natural se cargue o descargue.

Por ejemplo, supóngase que un gas natural con una gravedad específica de 0,6 va a ser cargado sobre un buque diseñado para un gas con una gravedad específica de 0,7. Puede añadirse y mezclarse propano hasta un 17% en peso, de forma aproximada, con el gas natural de 0,6, creando un gas enriquecido que es cargado en el buque. A continuación en el momento de la descarga, cuando el gas enriquecido se expanda y se enfríe, el propano se expandirá porque se licuificará. Ese propano podría entonces ser reintegrado al buque y utilizado de nuevo en el puerto de carga original. La capacidad de transporte del gas natural se incrementa en un 41% debido a la adición de propano al gas natural con una gravedad específica del 0,6. De esta forma, el transporte de propano de ida y vuelta puede ser rentable. El hecho de tener un depósito de propano para ajustar la gravedad específica del gas natural puede ser bastante más rentable en comparación con la construcción de un nuevo buque destinado precisamente para manejar gas natural con una gravedad específica del 0,6. Puede demostrarse que es rentable utilizar el buque en condiciones diferentes de las condiciones óptimas para los cuales el sistema fue diseñado.

En una forma de realización el tubo destinado al gas natural comprimido es utilizado como un miembro estructural del buque. El tubo es fijado a los mamparos, los cuales, a su vez, son fijados al casco del buque. Esto produce un diseño estructural muy rígido. Utilizando los tubos como parte de la estructura, la cantidad de acero estructural normalmente utilizada por el barco se reduce al mínimo y se reducen los costes de capital. Un conjunto de tubos es muy difícil de doblar, añadiendo de esta forma rigidez al buque. Un diseño preliminar indica que un buque, construido con una estructura de tubos integral, y con una longitud global de mas de 150 m, solo se incurvaría de 5 a 7,6 cm. Es deseable limitar la deflexión de la curvatura porque supone un desgaste y ocasiona roturas en el tubo y en el barco. La deflexión de curvatura se define como la desviación respecto de la línea recta horizontal.

Con referencia ahora a las Figuras 5, 6 y 7, en ellas se muestra un buque 10 construido específicamente para el tubo preferente 12 diseñado para transportar un gas concreto con una composición conocida que va a ser cargado en un emplazamiento determinado. A modo de ejemplo, el tubo puede tener un diámetro de tubo de 91,44 cm y un grosor de pared de 1,23 cm para el transporte de gas natural producido en Venezuela y con una gravedad específica de 0,7. El tubo 12 forma parte de la estructura del casco del buque 10 e incluye una pluralidad de longitudes de tubo que forman un haz de tubos 14 alojados dentro del casco 16 del buque 10. Debe apreciarse, sin embargo, que el tubo puede ser alojado en otros tipos de vehículos o de buques sin apartarse de la invención. Un barco puede ser preferente porque se desplazará a una velocidad más rápida que una gabarra, por ejemplo.

Unas vigas transversales 18 son utilizadas para soportar las filas individuales 20 del tubo 12 para formar parte de la estructura del buque 10. Las vigas transversales 18 se extienden a través de la manga del buque 10 para proporcionar el soporte estructural al casco 16. El perímetro 22 mostrado en la Figura 7 con el haz de tubos 14 representa el casco 16 del buque 10. La placa que forma el casco 16 alrededor del buque 10 no es la parte costosa del buque 10. De esta forma, el buque 10 está construido utilizando los travesaños 18 para retener las piezas individuales del tubo 12. El haz de tubos 14 tiene una sección transversal que se adapta a la sección transversal del casco 16 del buque 10. Por consiguiente, más que constituir una sección transversal rectangular, como por ejemplo en una gabarra, el haz de tubos 14 situado sobre el buque 10 puede tener una sección transversal genéricamente triangular o una sección transversal en forma de trapezoide. La parte superior del haz de tubos 14 es plana dado que está situada justo por debajo de la cubierta 28 del buque 10.

La Figura 5 muestra que el haz de tubos 14 se extiende abarcando casi la longitud total del buque 10. Debe apreciarse que el buque 10 incluye las demás partes estándar de un barco. Por ejemplo, la proa 30 puede incluir las dependencias para la tripulación y el motor. Así mismo, existe un espacio 32 en la popa del buque 10. Debe apreciarse que habrá un espacio adyacente al extremo 34 de la proa y al extremo 36 de la popa de los tubos 12 para el conjunto de colectores y de válvulas, descrito más adelante en la presente memoria, así como espacio para manipular el conjunto de válvulas y de colectores. Todo lo que se requiere es que se mantenga un espacio suficiente en la proa para los motores del buque 10. La cubierta 28 y el habitáculo 29 del piloto se extiende por encima del haz de tubos 14.

Las vigas transversales 18 no solo soportan el tubo 12, sino que, junto con el haz de tubos 14, pueden también servir como un mamparo 40 dentro del buque 10. En la forma de realización preferente, los mamparos 40 están separados cada 18,3 m pero ello puede variar dependiendo del peso del tubo y del diseño del buque. De esta forma, habría, de modo aproximado, nueve mamparos 40 en un buque 10 que utilice un tubo con una longitud de 152,5 m. El número de mamparos está en consonancia con las regulaciones del United States Coast Guard. Los mamparos 40 no pueden presentar fisuras de un compartimento 42 hasta otro compartimento 42 dentro del buque 10. Por ejemplo, si el buque 10 se rompiera en un compartimento 42 creado mediante un par de mamparos 40, el agua no podría pasar de un compartimento 42 a otro. De esta forma, el mamparo 40 cierra herméticamente los compartimentos adyacentes 42 del buque 10.

El aislamiento de encapsulación 24 se extiende alrededor del haz de tubos 14 dentro de cada compartimento 42 y se extiende hasta la pared interior 26 conformada por el casco 16 del buque 10. Se produce el aislamiento a lo largo del fondo y alrededor del haz de tubos 14. El entero haz 14 está envuelto en el aislamiento 24. Sin embargo, no hay aislamiento a lo largo de la pared del mamparo 40 conformado por las vigas transversales 18, dado que no hay razón para aislar un compartimento 42 del otro porque la temperatura debe permanecer constante en todos los compartimentos 42. El aislamiento se requiere para limitar la elevación de la temperatura del gas durante el transporte. Un aislamiento preferente es una espuma de poliuretano de aproximadamente 30,48 cm a 60,98 cm de grosor, dependiendo de la distancia planeada de desplazamiento. Sin embargo, el aislamiento 24 adyacente al océano tendrá una transferencia de calor mayor y puede requerir un aislamiento ligeramente más grueso. Cuando el entero haz de tubos 14 esté envuelto en el aislamiento 24, la elevación de la temperatura puede ser inferior a -17,5ºC por cada 1.852 km. Por tanto, el incremento de la presión dentro de los tubos es mucho menor que el descenso debido a la cantidad de gas utilizado a partir del almacenaje de gas en el funcionamiento del buque 10.

Como se muestra en la Figura 7, los tubos 12 alojados entre las vigas transversales 18 forman los haces de tubos 14. El tubo 12 es depositado individualmente sobre la viga transversal 18 para constituir las filas de tubos 20, mostradas en la Figura 8. Las Figuras 8 a 10 muestran una forma de realización de las vigas transversales 18. La viga transversal de fondo 18a mostrada en la Figura 8 es una viga transversal inferior o superior mientras que la Figura 9 muestra la típica viga transversal intermedia 18 con unos rebajos arqueados alternativos que forman unas sillas encaradas hacia arriba 50 y unas sillas encaradas hacia abajo 52 para alojar las extensiones individuales del tubo 12. Un revestimiento o junta 54 recubre cada silla 50, 52 para cerrar herméticamente la conexión entre las sillas adyacentes 50, 52 para crear las paredes estancas 40 de los mamparos. Una forma de realización incluye un manguito o revestimiento de Teflon^{TM} para servir como material de tanqueidad. Debe apreciarse que el material de tanqueidad 56 puede ser utilizado para cerrar herméticamente la unión entre las porciones planas 58 de las vigas transversales 18. Los tubos 12 que descansan por dentro de las sillas 50, 52 con forma de C acopladas crean una conexión susceptible de cierre hermético.

Las vigas transversales 18 son, de modo preferente, vigas I. Una alternativa a la utilización de una viga I es una viga en forma de sección transversal cuadrangular constituida por lados hechos de placa de acero plana. La estructura cuadrangular tiene dos lados paralelos y una parte superior y un fondo paralelos. Las sillas 50, 52 son entonces recortadas de la estructura cuadrangular. La estructura cuadrangular tiene entonces más resistencia que la viga I. Sin embargo, la estructura cuadrangular es más pesada y más difícil de fabricar.

Los tubos individuales 12 son recibidos en las sillas encaradas hacia arriba 50 y, después de que se ha instalado una fila 20 de tubos 12, se coloca una siguiente viga transversal 18 sobre la fila 20 con las sillas encaradas hacia arriba 52 recibiendo los lados superiores de los tubos 12. Una vez que el tubo 12 está alojado en las sillas 50, 52 con forma de C acopladas de dos vigas transversales adyacentes 18, las vigas transversales 18 son sujetas conjuntamente y conectadas entre sí. Las Figura 7 y 10 muestran las vigas transversales 18 apiladas para formar una pared de mamparo
40.

Hay dos procedimientos para fijar el tubo 12 entre las vigas transversales 18 para formar los mamparos 40, uno es la soldadura del tubo a las vigas transversales 18 para convertir en rígido el entero haz y el otro es empernar las vigas transversales adyacentes y permitir que el tubo 12 se desplace a través del mamparo 40. Debido a que el gas natural comprimido debe mantenerse a una temperatura de -28,8ºC, el tubo 12 se instala a una temperatura de -1,1ºC. Para una longitud de tubo de 152,5 m, la deformación debida a la diferencia de la temperatura es solo, de modo aproximado, 2,54 cm desde la mitad del tubo 12 hasta uno de los extremos libres del tubo 12. De esta manera, si la temperatura del tubo 12 asciende de -1,1ºC a 26,6ºC, se produce una expansión de 2,54 cm desde el punto medio hasta el extremo libre del tubo 12.

Debido a la expansión relativamente reducida con respecto a la longitud del tubo 12, ni la soldadura ni la aplicación de un par torsor experimentan ningún tipo de problemas de expansión. Por consiguiente, en la soldadura de las vigas transversales 18, cuando el tubo 12 se enfría, la deformación se toma en el tubo 12 y en los mamparos 40 conformados las vigas transversales 18. Como alternativa, si el tubo 12 no es soldado a las vigas transversales 18, el tubo 12 es depositado en los miembros de las vigas transversales 18 en compresión y entonces se aplica hacia abajo un par torsor. Las vigas transversales 18 son empernadas entre sí, fijando las piezas individuales del tubo 12. Esto proporciona un encaje de fricción entre el tubo 12 y las vigas transversales 18, y el tubo 12 puede expandirse y contraerse con la temperatura. Con respecto a conexiones no soldadas, es preferente que exista algún material de reducción de la fricción en las sillas de los mamparos, ya sea como revestimiento o bien como manguito insertado para aliviar parte de la fricción. Un ejemplo de este tipo es un revestimiento de Teflon^{TM}.

Con referencia ahora a la Figura 11, en ella se ilustra otra forma de realización de un sistema de soporte de los tubos. Esta forma de realización utiliza unas tiras 210 hechas de placas de acero para conformar la curvatura exterior de los tubos 12. La tira 210 está conformada en una pauta aproximadamente sinusoidal con un radio de curvatura aproximadamente igual al diámetro exterior del tubo 12 que forma hacia arriba y hacia abajo las sillas 50, 52 de forma que los tubos 12 queden dispuestos sustancialmente lado con lado. Las tiras 210a están soldadas en unos puntos de contacto 214 a las tiras adyacentes 210b creando una estructura interbloqueada que proporciona unas propiedades estructurales excepcionales. Un efecto de la estructura interbloqueada es que el coeficiente de Poissón de la entera estructura 216 se aproxima a uno, provocando de esta forma que los cortes aplicados a la estructura 16 del casco sean absorbidos verticalmente así como horizontalmente. Aun cuando el uso de las tiras 210 permite menos tubos por hilera, las hileras mismas resultan empaquetadas de forma más apretada posibilitando un mayor número de hileras y, por consiguiente, el sistema incluye más tubos por área en sección transversal del sistema.

Las tiras 210 están, de modo preferente, hechas con el mismo material con el que se construyen los tubos 12 o con un material similar apropiado para su soldadura o para su fijación de cualquier otra manera, para que las tiras se pongan en contacto unas con otras. Una forma de realización preferente de la tira 210 consiste en una placa de acero con un grosor de 1,52 cm teniendo, de modo aproximado, cada tira, una anchura de 5,08 cm. En una configuración con unas longitudes del tubo 210 de 152,5 m, se utilizan diez tiras 210 por fila de tubo en el nivel más bajo 218, decreciendo el número de tiras 210 por fila de tubo a niveles más altos hasta un mínimo de seis tiras por debajo de la hilera superior 220. La reducción con la altura del número de tiras 210 por hilera se permite porque la reducción correspondiente en el peso es soportada por las tiras. También pueden ser utilizados unos separadores 239 cuando la envergadura de los tubos resulte demasiado largas.

En esta forma de realización, los tubos 12 no están soldados a las tiras 210 y pueden desplazarse de manera independiente. Debido a este desplazamiento, la superficie de contacto entre el tubo 12 y la tira 210 está dispuesta con un material de baja fricción o antierosión 211 para impedir la abrasión y descartar cualquier falta de correspondencia entre el tubo 12 y la tira 210. Debido a que cada tubo es un compartimento flotante, estanco, no se necesitan mamparos estanco adicionales. Una lámina de material continuo puede incluirse entre las hileras para actuar como barrera si una hilera presenta una fuga. Esta lámina continua podría estar integrada con las tiras 210, y estar hecha de metal o de un material sintético como por ejemplo Kevlar^{TM}, o de un material de membrana.

Los extremos de las vigas 210 están, de modo preferente, conectadas rígidamente al buque o al recipiente (no mostrado) que contiene el haz de tubos. La pluralidad de tiras 210, y los tubos soportados 12, contribuyen a la rigidez global de la estructura de casco 16. Los mismos tubos 12 no están soldados a las tiras 210 y, por consiguiente, no pueden doblarse, expandirse y contraerse de acuerdo con lo requerido. Es preferente, que cada tubo 12 se desplace de manera independiente con respecto a los demás tubos en respuesta al desplazamiento del casco. Ello posibilita que cada tubo se desplace en sentido longitudinal en respuesta al estiramiento, flexión y torsión del casco. El soporte para el peso del tubo se proporciona tanto mediante las tiras, las cuales forman una estructura de panal de miel de interbloqueo, como por la resistencia compresora del tubo.

Colector

Con referencia ahora a la Figura 12, cada uno de los extremos 64, 66 de los tubos 12 está conectado a un sistema de colectores para descargar y cargar el gas. Cada extremo 64, 66 de los tubos incluye una tapa terminal 68, 70, respectivamente. Un conducto 72, 74 comunica con un colector de columna 76, 78, respectivamente. En una forma de realización preferente, los extremos 64, 66 de los tubos son semiesféricos, y los conductos 72, 74 están conectados a las tapas 68, 70, respectivamente, las cuales se extienden hasta un colector de las hileras.

Los bancos o hileras individuales de los tubos 12 comunican con el colector de hilera 86, 88 situado en cada extremo de aquél. La pluralidad de tubos 12 que constituyen la hilera puede incluir cualquier conjunto determinado de tubos 12. Las hileras se seleccionan principalmente para proporcionar la comodidad en la carga y descarga del gas. Por ejemplo, un colector de hilera puede extenderse a través de la fila superior 20 de los tubos 12, de tal manera que la fila superior 20 de los tubos 12 formarían una hilera. Las filas exteriores 20 de los tubos 12 pueden ramificarse en una hilera separada en caso de colisión. Las filas inferiores 20 del tubo 12 pueden así mismo estar en un colector de hilera separado. Ello permite que los tubos exteriores 12 y los tubos inferiores 12 queden cortados. Las demás hileras de tubos pueden incluir un número indeterminado de tubos 12 para proporcionar una cantidad de gas determinada que sea cargada o descargada en cualquier momento dado.

Una disposición del sistema de colector puede incluir un colector de hilera 86, 88 que se extienda a través de los extremos 64, 66, respectivamente, del tubo 12, comunicando los colectores de hilera 86, 88 con los colectores maestros horizontales 90, 92, respectivamente, que se extiendan a través de la manga del buque 10 para la carga y descarga. Cada hilera de los tubos tiene su propio colector de hilera, comunicando todos los colectores de columna con los colectores maestros 90, 92 para la carga y descarga.

Los colectores horizontales tienen la ventaja de mantener el buque en un equilibrio relativo. Por tanto, son preferentes los colectores horizontales. Uno de los colectores maestros 90, 92 está, de modo preferente, en la proa y el otro está, de modo preferente, en la popa del buque 10 para mayor sencillez en la canalización y la conservación del espacio. Situar los todos los colectores en un extremo del buque 10 es más complicado. Un colector maestro 90, 92 es utilizado para un fluido de desplazamiento entrante para descargar y el otro colector maestro 90, 92 es utilizado como colector saliente para descargar el gas comprimido. Los colectores maestros horizontales 90, 92 son los colectores principales que se extienden a través del buque 10. Los colectores maestros 90, 92 están fijados al sistema de tierra para cargar y descargar el gas. Unas válvulas maestros 91, 93 están dispuestas en los extremos de los colectores maestros 90, 92 para controlar el flujo de activación y desactivación del buque 10.

Procedimiento de construcción

Puede construirse un sistema en una pluralidad de procedimientos, varios de los cuales se ofrecen en la presente memoria para ilustrar los procedimientos preferentes de construcción de los sistemas de almacenaje de tubos. Un nuevo buque puede ser especialmente construido para transportar un sistema de almacenaje destinado al CNG. En esta forma de realización el sistema CNG es solidario con la estructura y la estabilidad del buque. Como alternativa, un sistema CNG puede ser construido como un sistema modular que funcione de manera independiente del buque sobre el cual se transporta. En otra alternativa adicional, un viejo buque puede ser convertido para su uso en el transporte del CNG en el cual la estructura del sistema de almacenaje del CNG puede o puede no ser parte integrante de la estructura del buque.

Con referencia ahora a las Figuras 5 a 7, en el momento de construcción de un nuevo buque 10, el casco 16 es depositado en el dique seco y una estructura de base 60 es instalada sobre el casco 16 del fondo con una placa de base 62 para cada mamparo 40, como por ejemplo el mamparo 40b mostrado en la Figura 7. A continuación se construye el resto del mamparo 40b encima de la placa de base 62. Una viga inferior 18a mostrada en la Figura 8, o una tira 210, por ejemplo la que se muestra en la Figura 11, es a continuación depositada y fijada sobre cada una de las placas de base 62 de cada uno de los mamparos 40, construyéndose todos los mamparos 40 de forma simultánea. Una vez que el conjunto inicial de las vigas transversales inferiores 18a o tiras 210 están en posición encima de la estructura de base 60 de los mamparos, a continuación se bajan las extensiones individuales completas del tubo 12 mediante unas grúas y se depositan dentro de las sillas encaradas hacia arriba 50 conformadas en las vigas 18 o las tiras 210. Una vez que la entera fila inicial 20 de tubos 12 ha sido depositada sobre el conjunto inicial de las vigas transversales inferiores 18a o de las tiras 210, entonces un conjunto de las vigas transversales 18, como por ejemplo los mostrados en la Figura 9, o de tiras 210 son depositadas instaladas encima de la fila inicial 20 de los tubos 12, recibiendo las sillas encaradas hacia abajo los tubos individuales 12 en la fila 20 capturando de esta forma cada una de las de las extensiones individuales del tubo previamente depositado 12 entre las dos vigas transversales 18, 18a o las tiras 210. Las vigas transversales adyacentes 18, 18a o las tiras 210 son entonces o bien soldadas o bien empernadas entre sí.

Es preferente que el tubo 12 sea instalado en el mamparo 40 mientras el tubo 12 está a una temperatura de -1,11ºC, suponiendo que la temperatura de la carga esté a -28,8ºC y que la temperatura exterior ambiente esperada sea de 26,6ºC. A menos que el buque 10 esté siendo construido en un emplazamiento en el que la temperatura sea ya de -1,11ºC y que el enfriamiento del tubo sea innecesario, el tubo 12 es enfriado haciendo pasar el refrigerante a través de cada pieza de tubo 12 a medida que se asienta en las viga transversal 18 o en la tira 210 pero antes de que se fije en posición dentro del buque 10. Puede utilizarse nitrógeno como refrigerante para enfriar el tubo hasta, de modo aproximado, -1,11ºC. Ello provoca que la temperatura del tubo 12, cuando está instalado dentro de los mamparos 40 sea una temperatura de -1,11ºC para que la expansión o contratación del tubo 12 quede limitada a 2,54 cm cuando la temperatura del buque 10 oscile entre -28,8ºC y, posiblemente, 26,6ºC.

Las vigas transversales 18 o las tiras 218 y las filas 20 del tubo 12 son depositadas de manera continua dentro del casco 16 del buque 10 hasta que todas las piezas del tubo 12 están tendidas horizontalmente dentro del buque 10 y los mamparos 40 están todos conformados. Las extensiones individuales del tubo 12 se fijan a las vigas transversales 18 o a las tiras 210 después de que el tubo 12 ha sido depositado dentro del buque 10. Para el diseño nominal se anticipa que hay, de modo aproximado, 500 extensiones de tubo 12 depositadas en el buque 10 teniendo cada una de ellas una longitud aproximada de 152,5 m.

Las extensiones de 152,5 m del tubo 12 son soldadas, de modo preferente, en una planta de fabricación de tubos utilizando unas máquinas de la planta para soldar el tubo hasta conseguir extensiones de 152,5 m. Ello es preferente porque la calidad de las soldaduras es mejor en la planta en comparación con una soldadura sobre el terreno. El tubo 12 también se somete a prueba en la planta de fabricación antes de ser desplazado hasta el punto de construcción del buque 10. El tubo 12 es transportado sobre remolques y las piezas individuales del tubo 12 son a continuación fijadas dentro de las sillas 50 de las vigas transversales 18 o de las tiras 210 montadas dentro del casco 16 del buque 10. Cada una de las filas 20 es individualmente ocupada por el tubo 12 y las vigas transversales 18 o las tiras 210 son depositadas hasta que el buque 10 esté lleno totalmente con aproximadamente de 48,2 km de tubo con un diámetro de 91,4 cm. Después de que el tubo ha sido instalado, el casco restante y la cubierta 28 son a continuación construidas sobre el haz de tubos 14 para encerrar el (los) compartimento(s) 42.

Con referencia ahora a las Figuras 13 y 14, otra forma de realización incluye un sistema de almacenaje de gas construido como una unidad modular autocontenida 230 y no como parte de la estructura de casco 16 del buque 10. La unidad modular preferente 230 incluye una pluralidad de tubos 232, que constituye un haz de tubos 231, siendo los tubos 232 sustancialmente paralelos entre sí y apilados en hileras. Los tubos 232 quedan sujetos en posición mediante un sistema de soporte de los tubos, como por ejemplo las tiras 210 que tienen unos extremos conectados a un bastidor 238 que constituye un espacio cerrado de forma rectangular alrededor del haz de tubos 231, y que presenta un colector 233, similar al sistema de colector de la Figura 12, conectado a cada extremo de los tubos 232. Debe apreciarse que las vigas transversales 18 de las Figuras 8 y 9 pueden también utilizarse como sistema de soporte de los tubos. El espacio cerrado 238 aísla el haz de tubos 231 del medio ambiente y proporciona un soporte estructural al sistema de canalización y de soporte de los tubos. El espacio cerrado 238 está revestido con un aislamiento 234 rodeando de esta forma completamente el haz de tubos 231 y es llenado con una atmósfera de nitrógeno 236. El nitrógeno puede ponerse en circulación y enfriarse para mantener la adecuada temperatura de los tubos 232 y del gas almacenado. Si se almacena sobre la cubierta, el espacio cerrado puede ser encapsulado mediante un revestimiento de paneles aislantes, flexibles o semirrígidos, una membrana multicapa que pueda ser inflada por el nitrógeno y servir como aislamiento y protección de los elementos.

El tamaño y el diseño de la unidad modular 230 vienen básicamente determinados por el vehículo que va a ser utilizado para transportar la unidad modular. En una forma de realización preferente, la unidad modular 230 es transportada sobre la cubierta de un buque de carga. La unidad modular 230 utilizada en esta aplicación está compuesta por un diámetro de tubo de 91,44 cm dispuesta con 36 tubos transversales y diez tubos de altura apilados. Cada tubo tendría una longitud de 152,5 m suministrando un total de 54,7 km de tubo.

En una forma de realización alternativa, las unidades modulares 230 descritas con anterioridad podrían ser construidas con los tubos orientados verticalmente.

La Figura 15 ilustra el uso de la unidad modular 230 en una orientación vertical. La altura de la unidad 230 vendría limitada debido a los crecientes problemas de estabilidad a medida que se incrementara la altura de la estructura. La altura de 76,25 m puede considerarse viable. Las unidades modulares verticales 230 pueden así mismo ser construidas para ser independientes unas de otras y del buque con el fin de posibilitar la carga y descarga de la unidad 230 como conjunto. La Figura 16 ilustra la unidad modular 230 en una orientación inclinada para contribuir a la descarga del gas tal y como se describe con posterioridad. Debe apreciarse que la unidad modular 230 puede estar dispuesta dentro del casco del buque y/o sobre la cubierta del buque en una orientación preferente, como por ejemplo la horizontal o la vertical. Es preferente construir la mayor longitud de tubo posible en las condiciones controladas de una acería u otro entorno no de astillero con el fin de mantener la calidad y reducir los costes.

Aunque el sistema de almacenaje de gas es, de modo preferente, parte de un nuevo buque, de apreciarse que el sistema de almacenaje de gas puede ser utilizado con un buque usado. En la actualidad existe el requisito de que los barcos tengan un casco doble para su protección contra el vertido de petróleo y sustancias químicas. Muchos barcos actuales tienen ahora un solo casco. Se prevé que los buques de doble casco van a sustituir los buques de casco único en el próximo futuro, de forma que los petroleros de casco único se verán forzados a salir del mercado debido a esta exigencia del doble casco. La forma de realización preferente no requiere un buque de doble casco debido a que el tubo de almacenaje del gas se considera como un segundo casco protector para el único casco del buque. Cada uno de los tubos se considera otro casco u otro mamparo para el gas almacenado. De esta manera, no se requiere un buque de doble casco. Por consiguiente, los buques de casco único antiguos pueden ser modificados para su uso en la forma de realización preferente para satisfacer las exigencias del doble casco. La reutilización de los buques antiguos se describe en la solicitud de Patente estadounidense con el número de serie 09/801,146, titulada "Reutilización de Buques para el Soporte de Cargas Útiles por Encima de la Cubierta" ["Re-Use of Marine vessels for Supporting Above Deck Payloads"].

Una preocupación en la utilización de los buques antiguos en el transporte de CNG es que el sistema de transporte de gas es muy ligero, incluso cuando está totalmente cargado de gas. De hecho, los tubos totalmente cargados de la forma de realización preferente flotarán en agua. El peso del sistema de almacenaje no será suficiente para conseguir el suficiente calado del buque. Un suficiente calado se requiere para la estabilidad del buque para asegurar que los propulsores están a la profundidad adecuada dentro del agua.

Una forma de incrementar el calado del buque es la adición de balasto. Las Figuras 17, 20 muestran una sección transversal de un buque 240 con una unidad de almacenaje de gas 241 dispuesta dentro del casco. El balasto adicional 242 es situado alrededor de la unidad de almacenaje de gas 241. Se requiere menos balasto cuando el peso del cargamento aumenta. Con referencia a las Figuras 19, 20, una unidad de almacenaje modular 243 puede estar dispuesta sobre la cubierta del buque 240 para reducir la cantidad de balasto requerida. Como se muestra en la Figura 20a, la unidad modular 243 está en un plano inclinado para facilitar la descarga.

Con referencia ahora a las Figuras 21, 20 y 23, en ellas se muestra otra forma de realización de un buque que utiliza componentes de barcos existentes con una sección de casco construida de hormigón. Con referencia ahora a las Figuras 21, 20, la sección del casco 244 está construida con hormigón reforzado y unida a una sección de popa 245 y a una sección de proa 246 construida de acero. Los tubos de transporte del CNG pueden estar instalados en la sección de cargamento de hormigón. El casco de hormigón 244 reduce la cantidad de balasto requerida, es resistente a la corrosión, y es barato de fabricar. La Figura 23 ilustra otro casco 245 con una sección transversal circular.

Cualquiera de las formas de los cascos de las Figuras 21 o 23 podrían estar hechas utilizando técnicas de construcción de hormigón de encofrado deslizante. Con la construcción de hormigón de encofrado deslizante, solo una pequeña sección del casco es construida de una vez. Después de que una sección se ha terminado los encofrados de hormigón son desplazados hacia arriba y otra pequeña sección es construida encima de la sección existente. Este tipo de construcción normalmente tiene lugar en un emplazamiento de aguas en calma, como por ejemplo un fiordo, y la estructura de hormigón es extrudida hacia abajo dentro del agua a medida que es construida. La sección de hormigón del buque, debe, de modo preferente, ser construida con unas secciones 249, 251 para permitir que el balasto sea bombeado dentro del barco para controlar el asiento y el calado del buque. Los tubos de CNG 247 dentro de la sección de hormigón pueden así mismo servir como refuerzo postensado de la estructura, dado que se expandirán cuando sean presurizados. El buque de transporte del CNG con casco de hormigón podría también incorporar un modulo de cargamento en cubierta 248 para transportar otros cargamentos, como por ejemplo una unidad de almacenaje de gas modular.

Con referencia a las Figuras 20 y 24, unas formas de realización alternativas incluyen una gabarra 250 que incorpora un sistema de almacenaje de gas modular 253, ya sea dentro de la gabarra, como se muestra en las Figuras 24, 20, ya sea sobre la cubierta de la gabarra, como se muestra en la Figura 23, utilizándose el casco 252 de la gabarra para el almacenaje del petróleo u otro producto.

Sistemas de seguridad

Después de la construcción del buque, todo el aire que rodea el haz de tubos es desplazado con una atmósfera de nitrógeno. Cada uno de los compartimentos o espacios cerrados son bañados en nitrógeno. Una de las razones fundamentales para mantener una atmósfera del nitrógeno es que protege contra la corrosión de los tubos 12.

Así mismo, el nitrógeno proporciona una atmósfera confortable dentro de cada compartimento de mamparo 42 o espacio cerrado 238 el cual puede entonces ser objeto de vigilancia para determinar si existe cualquier fuga de gas procedente de los tubos 12. En la forma de realización preferente, se utiliza un medio de vigilancia típico para vigilar cada compartimento 42 o espacio cerrado 238 para detectar la presencia de cualquier hidrocarburo de fuga. El sistema de vigilancia químico está funcionando de forma continuada para a detección de fugas y para el control de la temperatura del sistema.

Con referencia de nuevo a la Figura 5, un sistema de antorcha 100 comunica con cada compartimento de mamparo 42, entre los mamparos 40. Si se detecta una fuga entonces el sistema de antorcha 100 es activado y purga el gas existente en el compartimento para quemar sin riesgo el gas fugado o, como alternativa, expulsar el gas a la atmósfera. El sistema de antorcha 100 incluye una chimenea específica 102 para quemar cualquier gas fugado. El sistema de antorcha que utiliza las chimeneas 102 de los mamparos posibilita también que el nitrógeno existente en el compartimento 42 se escape y que el compartimento sea de nuevo bañado en nitrógeno.

Se prevé que la posibilidad de una colisión de magnitud suficiente para romper el costado del buque 10 y producir una vía de escape para la fuga de los recipientes de almacenaje es muy baja. Como parte del diseño del buque 10, el compartimento de almacenaje 42 puede estar encerrado dentro de una pared de alguna espuma aislante 24. En la forma de realización preferente, se utilizará una espuma de poliuretano 24 con un grosor de,, de modo aproximado 30,5 a 61 cm, dependiendo de la aplicación. Ello no solo sirve para mantener el compartimento 42 suficientemente aislado sino que crea una barrera protectora adicional alrededor de los tubos de almacenaje 12. Una colisión tendría no solo que romper el casco 16 del buque 10, sino también la gruesa barrera de poliuretano 24.

Otra ventaja de seguridad del diseño del buque y del diseño del almacenaje de gas es que, dado que, la densidad de los gases existentes en los tubos 12 es mucho menor que la del agua, los tubos llenos 12 crean una flotación del buque. Incluso si la mayoría de los compartimentos de mamparo 42 se inundara, el buque 10 seguiría flotando. Este tipo de estructura puede ser considerada como un sistema de mamparos secundario. De esta forma, el sistema de mamparos primario resulta en realidad redundante y, aunque se requiere por los reglamentos, puede no resultar necesario.

Un sistema de antorcha adicional y separado 104 forma también parte del buque 10 y comunica directamente con los colectores 76, 78 o directamente con los tubos 12, en caso necesario. Por ejemplo, si es necesario purgar una parte del gas, por ejemplo debido a que el buque 10 ha encallado y la temperatura del gas no puede mantenerse dentro de los tubos 12, el gas natural es purgado a través del sistema de antorcha separado 104 sin perturbar el nitrógeno existente en los compartimentos 42.

Comprobaciones

En base al ABS, una vez cada cinco años, el 10% del tubo debe ser sometido a comprobación o inspeccionado para apreciar la integridad de la presión. Un procedimiento consiste en enviar unos tacos inteligentes para llevar a cabo un muestreo de los tubos. Estos tacos inteligentes examinan el tubo desde el interior. Otro procedimiento es presurizar los tubos cuando están llenos con líquido de desplazamiento durante un procedimiento de descarga. La presión puede ser verificada para comprobar la presión del tubo del buque. Es preferente que después de que el tubo ha sido comprobado, se efectúe también una inspección del casco por debajo del agua.

Procedimiento de carga

Sistemas colectores separados son utilizados tanto en la carga como en la descarga del gas. Cuando el buque es cargado con gas por primera vez, el gas natural es bombeado a través del tubo y retrotraído a través de un enfriador para enfriar lentamente el tubo hasta los -28,8ºC. La estructura puede también ser refrigerada enfriando el manto de nitrógeno que rodea la estructura. Una vez que el tubo ha sido enfriado, las válvulas de admisión 91, 93 se cierran y el gas natural es comprimido dentro de las hileras de tubo. Podrían utilizarse ambos conjuntos de colectores 90, 92.

Si, no obstante, se desea evitar inicialmente la caída de la temperatura del gas en el tubo, el gas natural, puede ser bombeado dentro del tubo a baja presión. El gas natural a baja presión se expande pero no enfriará el tubo lo suficiente para provocar un choque térmico o para sobrepresionar el tubo a estas temperaturas bajas. Cuando el buque continúa siendo cargado con gas natural, la presión de inyección del gas natural se eleva hasta la presión óptima de 12,40 MPa, mientras se enfría hasta una temperatura por debajo de los -28,8ºC. Finalmente el gas comprimido está a una temperatura de -28,8ºC y a una presión de 12,40 MPa.

Procedimiento de descarga

Con referencia ahora a las Figuras 12 y 29, el sistema de colectores se utiliza para descargar mediante bombeo un fluido de desplazamiento a través del colector maestro 90 y dentro de los colectores de hilera 76 y de los colectores de columna 76. Las válvulas 145 y 121 están abiertas para bombear el fluido de desplazamiento a través de los conductos 72 y por dentro de un extremo 64 de un tubo 12. De forma simultánea, las válvulas 91 y 122 situadas en el otro extremo 66 se abren para permitir que el gas pase a través del conducto 74 y penetre en el colector de columna 78 y en el colector de hilera 88. El fluido de desplazamiento entra en la parte inferior de la tapa terminal 68 y en el conducto 72 y el gas de descarga sale por la parte superior de la tapa terminal 70 y por el conducto 74 situado en el otro extremo 66 del tubo 12. El fluido de desplazamiento entra en el lado inferior y el gas sale por el lado superior del tubo 12. De esta forma, durante la descarga, los fluidos de desplazamiento son inyectados a través de un colector de hilera 86 que fuerza el gas natural comprimido para que salga a través del otro colector de hilera 88. Cuando el líquido de desplazamiento fluye hasta el interior de un extremo del tubo, fuerza a que el gas natural salga por el otro extremo del tubo.

Un fluido de desplazamiento preferente es metanol. Inclinando el barco, o inclinando los recipientes de gas, la superficie de contacto entre el metanol y el gas natural se reduce al mínimo, reduciendo de esta forma también al mínimo la absorción del gas natural por el metanol. El metanol a dura penas absorbe gas natural bajo condiciones estándar. Sin embargo, debido a las altas presiones, puede producirse alguna absorción de gas natural por parte del metanol. Es deseable mantener la absorción al mínimo. Siempre que el gas natural no sea absorbido por el metanol, es retirado en el parque de almacenaje comprimiéndolo mediante la tapa de gas situada en la parte superior del tanque. La inclinación del buque con fines de descarga no se utilizaría si el fluido de desplazamiento fuera completamente incapaz de absorber el gas. Un fluido de desplazamiento alternativo es el etanol. El fluido de desplazamiento preferente tiene un punto de congelación considerablemente por debajo de los -28,8ºC, un efecto de corrosión sobre el acero bajo, una baja solubilidad con el gas natural, satisface las condiciones medioambientales y de seguridad, y tiene un bajo coste.

Un procedimiento preferente incluye la inclinación del buque en sentido longitudinal en el muelle o estación de descarga. Esto se lleva a cabo para reducir al mínimo el contacto superficial entre el fluido de desplazamiento y el gas natural. Mediante la inclinación del buque, el área de contacto entre el fluido de desplazamiento y el gas es ligeramente mayor que la sección transversal del tubo. La popa probablemente se elevaría porque el peso del motor estaría entonces en la proa, aunque en agua poco profunda el descenso de la proa puede no ser posible. El buque se inclinaría aproximadamente entre 1º y 3º. Esta inclinación podría llevarse a cabo sumergiendo una gabarra por debajo del buque y a continuación haciendo que la gabarra flotara. Otra forma de inclinar el buque es desplazar el balasto situado en el interior del buque para crear la necesaria intensidad de inclinación.

Como alternativa, la estructura de almacenaje puede ser inclinada formando un ángulo mientras el buque se mantiene a nivel. Otro procedimiento preferente sería construir el sistema de almacenaje de tal manera que los tubos estuvieran siempre en un ángulo con respecto a la horizontal. Las unidades de almacenaje verticales, como por ejemplo en la Figura 15, tienen también la ventaja de reducir la absorción del gas dentro del líquido de transferencia porque el área de contacto entre el líquido de transferencia y el gas almacenado se reduce al mínimo. Es preferente inclinar los tubos en un ángulo suficiente para superar cualquier pandeo natural del tubo entre los soportes con el fin de asegurar que cualquier líquido capturado dentro del tubo de pandeo sea eliminado.

Con referencia a la Figura 27, el paquete de almacenaje modular se muestra con una admisión 237 y una descarga 235 en cada extremo del tubo de almacenaje. La descarga 235 situada en un extremo está en la parte superior del haz de tubos mientras que la admisión 237 situada en el extremo opuesto está en el extremo inferior del haz de tubos. La admisión inferior 237 se utiliza para bombear el líquido de transferencia hasta el interior del haz de tubos mientras que la descarga superior 235 se utiliza para el desplazamiento de productos gaseosos. Este emplazamiento de la admisión y la descarga ayuda a reducir al mínimo la superficie de contacto entre el líquido y de transferencia y el gas del producto.

La característica distintiva puede potenciarse en mayor medida mediante la inclinación de los tubos de almacenaje para que la descarga de gas 235 esté en el punto alto y la admisión de líquido 237 esté en el punto bajo. Con referencia a las Figuras 16 y 19, esta inclinación puede conseguirse mediante la inclinación de la unidad modular o mediante la instalación de tubos individuales formando un ángulo durante la construcción. Este ángulo podría ser cualquier ángulo entre la horizontal y la vertical potenciando al máximo el ángulo mayor la separación entre el líquido de transferencia y el producto.

El buque amarrará, de modo preferente, en un puesto de descarga que será construido de acuerdo con la presente invención. De esta forma, el puesto de amarre puede incluir unos medios para inclinar el buque. Los medios para inclinar el buque pueden incluir una cabria subacuática para elevar un extremo del buque o una grúa o un brazo fijo que oscile sobre un extremo del buque. El brazo fijo tendría una cabria destinada al buque. De modo preferente, la popa es elevada provocando que el líquido reduzca al mínimo el contacto con el gas natural. El fluido de desplazamiento y el gas formarían una superficie de contacto que empujara el gas hasta el colector de popa para la descarga.

Es posible que en el transporte de almacenaje de ciertos gases y líquidos, la separación natural entre el producto y el líquido de desplazamiento, esto es, la densidad, la miscibilidad, la tensión de superficie, etc., no sea suficiente para impedir la mezcla indeseada de los dos componentes. En dichos casos, la descarga del gas utilizando un líquido de desplazamiento puede provocar una cierta preocupación en el sentido de que el líquido de desplazamiento puede mezclarse con el gas. Con el fin de evitar que esto suceda, un taco puede ser desplazado por dentro del tubo para separar el líquido de desplazamiento del gas.

Con referencia ahora a las Figuras 30 y 31, los tacos 220, como por ejemplo simples esferas o tacos de limpieza pueden ser instalados dentro de cada tubo 222. Los tacos 220 de este tipo son generalmente utilizados en oleoductos para separar diferentes productos. El taco 220 está situado en un extremo del tubo 222 llenándose el extremo mayor del tubo 220 con el gas 224. El líquido de desplazamiento 226 es a continuación introducido en el extremo del tubo 222 con el taco 220. Cuando el líquido de desplazamiento entra en el tubo 222, el taco 220 es forzado hacia abajo a lo largo de la extensión del tubo 222 empujando el gas 224 por su parte delantera hasta que el taco 220 llega hasta el otro extremo del tubo 222 y el gas es descargado del tubo 222.

Cuando el tubo de almacenaje ha sido esencialmente evacuado, el bombeo de líquido se detiene y el valvulaje efectúa la conmutación hasta una alimentación de baja presión posibilitando que la presión disponible empuje el taco hacia atrás hasta el primer extremo del tubo 222 expulsando todo el líquido de desplazamiento 226. Una desventaja es que puede haber condicionamientos de potencia para que la bomba empuje el líquido de desplazamiento 224 contra el taco 220 para empujarlo a una velocidad suficiente para mantener un barrido eficaz. Los tubos deberán incorporar un medio de acceso para mantener y sustituir los tacos 220.

El puesto de amarre incluye un tanque lleno de líquido que va a ser utilizado para desplazar el gas natural. Aun cuando el buque o el haz de tubos esté inclinado, una parte del gas natural será absorbido por el líquido de desplazamiento. Cuando el líquido de desplazamiento retorne al tanque de almacenaje, el gas natural, el cual ha sido absorbido por el líquido de desplazamiento, será expulsado.

Como alternativa, el buque incluye un tanque de líquido de desplazamiento. El tanque sería transportado por el buque de manera que el buque puede servir como puesto de descarga autocontenido.

El sistema de colectores se ajusta a una carga y descarga por fases del gas utilizando las hileras individuales de tubos conectados. Si todos los tubos fueran descargados al mismo tiempo, la descarga requeriría un gran volumen de fluido de desplazamiento y una cantidad antieconómica para desplazar el fluido del desplazamiento. El desplazamiento del fluido tiene al menos la misma presión que la del gas natural comprimido. De esta manera, si el gas se descarga todo al mismo tiempo, todo el fluido de desplazamiento puede ser presurizado a la misma presión que el gas. Por consiguiente, es preferente que la descarga del gas utilizando el líquido de desplazamiento se lleve a cabo por etapas. En una etapa de descarga, una hilera de tubos es descargada a la vez, y a continuación otra hilera de tubos es descargada para reducir la cantidad de potencia requerida en una sola vez. Durante la descarga, una vez que la primera hilera ha sido descargada, a continuación, cuando el fluido de desplazamiento llena por completo la primera hilera de tubos que haría previamente comprimido el gas natural, ese fluido de desplazamiento puede ser dirigido hacia la siguiente hilera de tubos para ser descargado y es utilizado de nuevo.

Después de que el gas ha sido retirado de la hilera, el fluido de desplazamiento es bombeado hacia atrás hasta el tanque de almacenaje, bombeándose otro fluido de desplazamiento dentro del tanque de almacenaje hasta el interior de la siguiente hilera para vaciar la siguiente hilera del tubo que contiene el gas natural comprimido.

El gas natural es descargado por etapas para ahorrar potencia y también para reducir la cantidad total de fluido de desplazamiento. El fluido de desplazamiento es por último puesto de nuevo en circulación hasta el almacenaje en tierra o en el buque donde cualquier gas natural que haya sido absorbido por el líquido de desplazamiento es expulsado. El almacenaje en tierra o sobre el buque se mantiene refrigerado.

En gases de transporte de composición más pesada, puede ser deseable retirar parte o la mayoría de los componentes de peso molecular más alto antes de distribuir gas al usuario. Algunos usuarios, como por ejemplo plantas de energía especializadas, pueden querer el valor de calentamiento añadido y pueden no querer que se supriman los hidrocarburos más pesados. En este escenario, el buque tiene , por ejemplo, un gas con una gravedad específica de 0,7 que tiene, de modo aproximado, un porcentaje de metano de 83 mol pero incluye otros componentes, como por ejemplo etano, y componentes gaseosos todavía más pesados como propano y butano, y está almacenado a una temperatura de -28,8ºC y a una presión de, de modo aproximado, 9,30 MPa. El gas pasará a través de una válvula de expansión situada en el muelle y se deja expandir a medida que se descarga. Cuando el gas se enfría y la presión cae, los líquidos se separarán, o el gas abandona la fase crítica y se convierte en líquido. Los hidrocarburos líquidos empezarán a constituirse una vez que la presión caiga hasta, de modo aproximado, 6,90 MPa y quedará completamente eliminado del gas a medida que la presión se aproxime a los 2,75 MPa. Cuando los líquidos caen se recogen y retiran.

Este proceso resultará acelerado por la caída de la temperatura asociada con la expansión del gas, por consiguiente no se requiere un enfriamiento suplementario. Los procesos de la técnica anterior requieren un refrigerador para enfriar el gas para retirar los líquidos. La cantidad de expansión y el enfriamiento resultante depende de la composición del gas y del producto final deseado. Es dudoso que el gas tenga que ser recomprimido para recibir el gaseoducto debido a la temperatura reducida del gas. Sin embargo, si la presión del gas debe reducirse hasta una presión por debajo de la requerida para el gaseoducto, el gas sería recomprimido.

Con referencia de nuevo a la Figura 28, el tubo situado en el buque puede dividirse en cuatro hileras horizontales 200, 210, 220 y 230. Cada hilera 200, 210, 220 y 230 representa un haz de tubos 202, 212, 222 y 232. Los haces pueden dividirse de manera uniforme a través de la sección transversal o pueden dividirse en forma de regiones, como por ejemplo el grupo de tubos alrededor del perímetro como una hilera y una división uniforme de los tubos restantes como las otras hileras. Cada hilera 200, 210, 220 y 230 tiene un colector de hilera de entrada 76, 214, 224 y 234 y un colector de hilera de salida 91, 216, 226 y 236 en cada extremo de los tubos 202, 212, 222 y 232 que se extienden hasta los colectores maestros 90 y 88 los cuales se extienden hasta las conexiones situadas en el muelle donde tiene lugar la incorporación de otros conjuntos de colectores.

El líquido de desplazamiento contenido en el tanque de almacenaje 300 es introducido en la hilera 200 a través de un colector 90 donde la válvula 145 está abierta y las válvulas 272, 274, 276 y 121 están cerradas. El líquido de desplazamiento es bombeado a presión a través de la válvula 145 hasta el interior del colector 90 y hasta el interior de los tubos 202. Cuando el líquido de desplazamiento entra en los tubos 202, el gas es forzado a penetrar en el colector 206, a través de la válvula 91 y del colector 88 hacia el muelle. Suponiendo que se trata de un buque de 0,28 BCF el líquido de desplazamiento es bombeado dentro de la hilera 200 a una velocidad de

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En la que se ha supuesto un tiempo de descarga total de 12 horas, con las dos últimas horas reservadas para la retirada de líquido de la última hilera, la hilera 232, resulta un tiempo de desplazamiento de 10 horas.

Cuando la hilera 200 es completamente desplazada el líquido de desplazamiento es retraído a través del colector 76 saliendo por la válvula 121 y por el colector 260, con la válvula 145 ahora cerrada. El líquido de desplazamiento es retroalimentado al tanque de almacenaje 300 donde el líquido de desplazamiento está siendo de forma simultánea bombeado hasta la hilera 210. La hilera 210 es llenada con el líquido de desplazamiento procedente del tanque de almacenaje 300 a través del colector 90, de la válvula 272 y del colector 214, con las válvulas 145, 274 y 276 cerradas. El gas de la hilera 210 es forzado hacia fuera de la misma forma que la hilera 200 evacuando el gas a través del colector 216, la válvula 246 y el colector 88 hacia el muelle. En efecto, el líquido de desplazamiento utilizado en la hilera 200 se convierte en parte del depósito utilizado para desplazar el gas de la hilera 210. De esta forma, hay menos necesidad de almacenar el suficiente líquido de desplazamiento para llenar el entero conjunto de tubos en un barco. Este proceso se repite con cada hilera sucesiva 220 y 230 hasta que el sistema de contención de gas ha sido evacuado o permanece en el sistema tanto gas como sea necesario para el viaje de retorno. La potencia eléctrica de esta operación, suponiendo una elevación de la presión de 10,33 MPa del tanque al buque, es

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en la que se ha supuesto una eficiencia de bombeo global de 0,8. Se ha dejado que el gas se expanda de 12,67 a 10,33 MPa en la descarga inicial. La conversión de los caballos de potencia en kw horas a lo largo de un periodo de 10 horas y utilizando el BCF 0,28 (menos el gas combustible para un viaje de ida y vuelta de 3704 km) da un coste por MCF de 0,0157 \textdollar, para un coste de kw hora de 0,04 \textdollar.

El sistema de descarga por hileras tiene otras ventajas en el sentido de que el tanque de almacenaje de líquido, el cual resulta necesario, es mucho más pequeño, digamos de, de modo aproximado, 7,950,000 litros frente a los 31,800,000 litros para un almacenaje total. Así mismo, dado que la cantidad del líquido almacenado en el buque durante la descarga es aproximadamente 1/3 de lo que sería sin la constitución en hileras, la estructura de soporte de los tubos no necesita ser tan fuerte, la estructura requerida para el tubo lleno de líquido de soporte puede ser más fuerte que la requerida para el soporte del tubo lleno de gas.

El líquido de desplazamiento está a las mismas temperaturas que el gas y, por consiguiente, no produce ningún choque térmico sobre el tubo. Después de que el gas natural ha sido descargado y de que el buque está volviendo para otra carga de gas, los tubos contendrán todavía una pequeña cantidad de gas natural reservada como combustible para el viaje de retorno. Este gas remanente para el viaje de retorno está por debajo de los -28,8ºC porque se ha expandido. La temperatura caerá más incluso en cuanto el gas sea utilizado como combustible. De esta forma, los tubos pueden estar un poco más fríos cuando vuelvan, dependiendo de la eficacia del aislamiento.

Después de que los tubos se vuelvan a llenar con gras comprimido, la temperatura vuelve a los -28,8ºC. De modo preferente, el buque está constantemente cargando y descargando y transportando gas natural, de manera que la temperatura de los tubos se mantiene dentro de un intervalo de temperatura pequeño. El tubo contendrá, de manera aproximada, un 50% de la carga a temperatura ambiente. Por consiguiente, si la temperatura del gas se eleva hasta un nivel inaceptable, lo más que necesita ser quemado es/del gas natural. La carga y los tubos restantes estarán entonces a temperatura ambiente. De esta forma, cuando el buque llegue a su destino, el gas natural comprimido es descargado, y a continuación, cuando el buque sea vuelto a cargar con gas natural, es necesario enfriar los tubos utilizando un procedimiento similar al utilizado cuando la primera carga de gas comprimido natural fue cargada en el buque.

El fluido de desplazamiento es, de modo preferente, descargado en un tanque aislado en tierra. El tanque es mantenido a baja temperatura utilizando un refrigerador de manera que, cuando se hace circular el fluido de desplazamiento sobre el buque, no se pierde el control de la baja temperatura. Esto impide el choque térmico del tubo. El fluido de desplazamiento tiene un punto de congelación muy por debajo de la temperatura operativa del sistema de almacenaje de gas.

Debe haber suficiente fluido para desplazar al menos una hilera de tubo más el suficiente para llenar el conjunto de colectores de hilera y el sumidero de bombeo del tanque en tierra. Sin embargo, dado que hay una pluralidad de hileras de tubos en el buque, no es necesario contar con el suficiente metanol para desplazar completamente los 48 km de tubo del buque en un paso. Probablemente, se requerirán, de modo aproximado, 7,000 m^{3}. Esto es, de modo aproximado, 50,000 barriles de fluido lo que no es un tanque de almacenaje grande.

Una de las razones para el uso de un fluido de desplazamiento es impedir la expansión del gas natural sobre el buque durante la descarga. Si el gas natural se expande sobre el buque, se produciría una caída de la temperatura. Por consiguiente, durante la descarga, las válvulas 91, 122 están abiertas sobre el buque permitiendo que el gas natural llene completamente el sistema de colectores. Los colectores maestros 88 se extienden hasta la válvula cerrada 146 situada en los colectores de tierra, de tal manera que el gas natural llene completamente el sistema de colectores hasta la válvula cerrada 146 de tierra. De esta manera, la caída de la presión se produce a través de la válvula 146 la cual descarga el gas. El gas se expandirá en una cierta medida cuando llene el sistema de colectores. Sin embargo, ello supone una cantidad insignificante en comparación con la carga total del gas natural situada en el buque. Hay solo unos pocos cientos de metros de tubo de colector hasta la válvula cerrada en comparación con los 48 km de diámetro de tubo de 91,4 cm del buque.

Cuando el sistema de colectores que se extiende hasta la válvula cerrada llegue a la presión del buque, la válvula cerrada se abre y toda la expansión tiene lugar a través de la válvula. Esto impide que se produzca la caída de la presión en el buque.

En la válvula la temperatura va a descender mucho y ello proporciona una oportunidad para retirar del gas natural los hidrocarburos más pesados. El gas es a continuación calentado normalmente, aunque no necesita ser calentado si pasara directamente a una planta de energía.

En este ejemplo, lleva 12 horas descargar el gas natural. El tiempo de carga y descarga es una función del equipo.

Como alternativa, la descarga del gas natural podría conseguirse simplemente permitiendo que el gas se calentara y expandiera. El sistema de almacenaje podría ser calentado en condiciones ambientales o podría aplicarse calor al sistema mediante un sistema de identificación eléctrica o mediante el calentamiento del nitrógeno que rodea el sistema. Puede también ser necesario expulsar el gas que queda en el sistema de almacenaje mediante el uso de un compresor de presión de aspiración cerca del pantoque. Este procedimiento es aplicable para una retirada fundamentalmente lenta cuando el buque permanece en el puesto de descarga durante un periodo prolongado de tiempo.

Sistema de transporte del CNG

El gas natural es cargado, de modo preferente, en un puerto, pero puede también ser cargado desde un emplazamiento en aguas profundas del océano en el que no sea viable un gaseoducto. Así mismo, si los reglamentos impiden la quema de gases, el uso de un buque puede ser más económico que otras opciones, como por ejemplo la reinyección de gas. Múltiples campos en mar abierta, pueden estar conectados a una instalación de carga central, permitiendo que las tasas de carga combinadas sean lo suficientemente altas para hacer un uso eficiente del (de los) buque(s).

Con referencia a la Figura 29, se describe un ejemplo detallado del procedimiento global del transporte del gas, incluyendo una descripción más acabada de la carga y descarga del gas. El sistema preferente de transporte marino del CNG está, de modo preferente, dirigido a una fuente de gas natural, como por ejemplo el campo de gas 111. La composición del gas natural distribuido desde un campo de gas 111 es, de modo preferente, gas natural de calidad de gaseoducto, como es conocido en la técnica. Un puesto de carga 113 capaz de recibir gas a una presión de, de modo aproximado, 2,75 MPa u otra presión de gaseoducto, se suministra para preparar el gas para su transporte.

El puesto de carga 113 incluye, de modo preferente, un equipo de compresión y enfriamiento, como por ejemplo el compresor refrigerador 117, según es conocido en la técnica, para comprimir el gas natural hasta una presión aproximada de 12,40 MPa, para un gas con una gravedad específica de 0,6 y un enfriamiento del gas de hasta aproximadamente -28,8ºC, por ejemplo, el compresor/enfriador 117 puede comprender múltiples compresores JGG/4 Ariel accionados por motores de gas Cooper, dependiendo de la capacidad, con sistemas de enfriamiento de propano York. El puesto de carga 113 tiene, de modo preferente, el tamaño preciso para cargar el CNG a una velocidad mayor que o igual a, de manera aproximada, 1,0/0,9 veces la velocidad a la cual el CNG será consumido por los usuarios finales para potenciar al máximo el coste de capital del puesto de carga 113 y para potenciar al máximo sus costes operativos.

El puesto de carga 113 está también, de modo preferente, provisto de un muelle de carga 131 para la carga del gas natural comprimido y enfriado a bordo de un buque de transporte del CNG para el transporte del gas producido desde el campo de gas 111. El campo de gas 111 y el puesto de carga 113 pueden estar conectados mediante una conducción de gas convencional 151 como es bien conocido en la técnica. Así mismo, el compreso/enfriador 117 está conectado al muelle de carga 131 mediante una conducción de gas convencional aislada 152. Los buques, como por ejemplo el barco 10, puede ser cargado mientras un segundo barco previamente cargado está en tránsito. En la práctica real, la elección entre barcos y gabarras como buque de elección dependerá de los costes de capital relativos y del tiempo de desplazamiento relativo entre las dos opciones, siendo típicamente las gabarras menos costosas pero más lentas que los barcos. Aunque el procedimiento preferente será descrito con respecto a los barcos, debe entenderse que pueden ser utilizados barcos, gabarras, chalanas u otro tipo de transporte acuático.

Un puesto de recepción 112 está preparado para recibir y almacenar el gas natural transportado prepararlo para su uso. El puesto de recepción 112 comprende, de modo preferente, un muelle de recepción 141 para la recepción del CNG procedente del barco 10, y un sistema de descarga 114 de acuerdo con la presente invención para la descarga del CNG desde el barco hasta un sistema de almacenaje de equilibrio 181.

El sistema de almacenaje de equilibrio 181 puede comprender una unidad de almacenaje basado en tierra o un almacenaje de medio poroso bajo tierra como por ejemplo un acuífero, un depósito de petróleo o gas agotado, una caverna de sal. Uno o más pozos verticales u horizontales (no mostrados), como los bien conocidos en la técnica, se utilizan entonces para inyectar el gas y retirarlo del almacenaje. El sistema de almacenaje de equilibro 181 está diseñado, de modo preferente, con una capacidad de almacenaje del CNG que sea suficiente para satisfacer la demanda de los usuarios, como puede ser una planta de energía 191, una red de distribución local 192, y usuarios adicionales opcionales 193, durante el periodo de tiempo entre la llegada del barco 120 y del primer barco 10 en el muelle de recepción 141. Por ejemplo el sistema de almacenaje de equilibro 181 puede tener la capacidad de aceptar dos cargas de barcos de CNG y proporcionar el suficiente CNG a los usuarios de suministro 191, 192 (y 193 si se dispone de éste) durante, de modo aproximado, dos semanas sin ser reabastecido. El sistema de almacenaje de equilibro 181 se requiere en algunos casos para permitir que un barco 10 descargue el CNG lo más rápidamente posible para solventar una perturbación en la demanda del CNG, como por ejemplo un fallo de la planta generadora 191. Así mismo, el sistema de almacenaje de equilibrio 181 debe tener, de modo aproximado, dos semanas de capacidad de reserva para los usuarios de suministro 191, 192 en el caso de que un huracán o un temblor de tierra perturbe el suministro de CNG.

El muelle de recepción 141 está conectado al sistema de descarga 114 la línea 144 del líquido de desplazamiento. El muelle de recepción 141 está así mismo conectado al sistema de almacenaje de equilibro 181 mediante una conducción de gas 161, como es bien conocido en la técnica. De modo similar, las redes de distribución de gas 163 y 164 conectan el sistema de almacenaje de equilibrio 181 con los usuarios del gas, como por ejemplo, la planta generadora 191 y la red de distribución local 192, respectivamente. La red de distribución de gas 165 puede, de forma opcional, conectar el sistema de almacenaje de equilibrio 181 a los usuarios adicionales 193, si se requiere.

Como alternativa, cuando un sistema amplio de distribución de gas existente esté ya en posición, el sistema de almacenaje de equilibrio 181 puede no ser necesario. En este caso, la conducción 161 está conectada directamente a las conducciones 163, 164 (y 165, si se dispone de ella) para descargar el CNG directamente al sistema de distribución existente. Así mismo, cuando la tasa de demanda del CNG por parte de los usuarios 191, 192 (y 193, si se dispone de ella) es muy alta, el sistema de descarga 114 puede estar diseñado con la suficiente capacidad para que la tasa de descarga del CNG desde el barco 10 iguale la tasa de demanda total por parte de los usuarios 191, 192, 193. Puede apreciarse que en este caso, el muelle de recepción 141 y el sistema de descarga 114 están prácticamente en constante uso. Finalmente, el sistema de almacenaje del equilibrio 181 puede comprender un tubo en tierra, o en mar abierta, con una capacidad de equilibrio satisfactoria, con un almacenaje en tierra convencional, un sistema de tubos enfriados y aislados que utilice los procedimientos de la presente invención, o el propio buque del CNG puede permanecer en el muelle para proporcionar un suministro continuado, aunque estas opciones aumentan considerable el coste del puesto de recepción 112.

En funcionamiento, el gas natural con calidad del gaseoducto fluye desde el campo de gas 111 hasta el puesto de carga 113 a través de la conducción de gas 151. Se puede cargar el gas natural desde un punto de recogida en mar abierta situado en una instalación en mar abierta. En el puesto de carga 113, el compresor/enfriador 117, a modo de ejemplo, comprime el gas natural hasta, de modo aproximado, 12,40 MPa y lo enfría, de modo aproximado, -28,8ºC para preparar gas para su transporte. El gas comprimido y enfriado a continuación fluye a través de la conducción de gas 152 hasta el muelle de carga 131. El gas es entonces cargado en el barco 10 mediante medios convencionales en el muelle de carga 131.

En la forma de realización ilustrada de forma esquemática en la Figura 29, el segundo barco 120 ya ha sido cargado con el CNG en el muelle de carga 131. Después de la carga, el segundo barco 120 avanza hacia su destino. Una porción del CNG cargado puede ser consumida como combustible del barco 120 durante el viaje. El abastecimiento de combustible al barco 120 con una porción del CNG cargado tiene la ventaja adicional del enfriamiento del CNG restante, por expansión, compensando de esta forma cualquier calor experimentado durante el viaje y manteniendo el CNG transportado a una temperatura considerablemente constante. Mientras el segundo barco está en ruta, el primer barco 10 es cargado con gas natural en el muelle de carga 131. Aunque solo se muestran dos barcos 10, 120, la persona experta en la materia advertirá que puede ser utilizado cualquier número de barcos, dependiendo de, por ejemplo: la demanda de carga de gas, el tiempo de desplazamiento de los barcos de transporte 10, 120 para desplazarse entre el muelle de carga 131 y el muelle de recepción 141, y la tasa de producción de gas procedente del campo de gas
111.

Tras su llegada a su destino, el segundo barco 120 es descargado en el muelle de recepción 141 del puesto de recepción 112. El sistema de descarga 114 descarga el gas natural transportado a bordo del segundo barco 120 permitiendo que el gas primero se expanda a la presión del sistema de almacenaje de equilibrio 181 y a continuación fluya a través de la conducción de gas 161. El gas restante es descargado utilizando la conducción 144 del líquido de desplazamiento, como se describirá con mayor detalle más adelante. El gas natural existente en el sistema de almacenaje de equilibrio 181 es a continuación suministrado a través de las conducciones de gas 163 y 164 a los usuarios, como por ejemplo a la planta generadora 191 y a la red de distribución local 192, respectivamente. De esta forma, el gas puede ser continuamente retirado del sistema de almacenaje de equilibrio 181 y suministrado a los usuarios 191, 192 aunque el gas sea solo añadido de forma periódica al sistema de almacenaje del equilibrio 181.

Durante el proceso de descarga, se permite que el gas suficiente permanezca a bordo del segundo barco 120 para suministrar combustible para el viaje de retorno hasta el muelle de carga 131. Después de la descarga, el segundo barco 120 emprende el viaje de retorno hasta el muelle de carga 131. El primer barco 10 a continuación llega al muelle de recepción 141 y es descargado de acuerdo con lo descrito con anterioridad con respecto al segundo barco 120. El segundo barco 120 llega entonces al muelle de carga 131 y el ciclo de carga/descarga se repite. El ciclo de carga/descarga de esta forma se repite de forma continua.

Cuando se utilicen más de dos barcos 10, 120, el ciclo de carga/descarga se repite también continuamente. La frecuencia en la cual el ciclo de carga/descarga debe repetirse (y, por tanto, el número de barcos requerido) depende de la tasa a la cual el gas es retirado del sistema de almacenaje de equilibrio 181 para su suministro a los usuarios 191, 192 y de la capacidad del sistema de almacenaje de equilibrio 181.

Con referencia a la Figura 32, en ella se muestra una representación esquemática de una forma de realización de un sistema de descarga de gas natural comprimido para su uso en la puesta en práctica del procedimiento de la presente invención. El sistema de descarga, indicado genéricamente mediante le referencia numeral 114 comprende, de modo preferente, un líquido de desplazamiento 143, un almacenaje de superficie aislado 142 para almacenar el líquido de desplazamiento 143, una bomba 141 conectada a una descarga del tanque de almacenaje de superficie aislado 142 para bombear el líquido de desplazamiento 143 fuera del tanque de almacenaje de superficie 142. Una conducción de retorno de líquido 144a y una bomba de retorno en tierra están dispuestas para hacer retornar el líquido al tanque de almacenaje del líquido 142. Una o más bombas de sumidero 141a están dispuestas en el buque 10. Las bombas de sumidero 141a situadas en el buque 10 hacen retornar el líquido hasta el tanque 142 a través del sistema de colectores de retorno 144a.

El líquido 143 de desplazamiento comprende, de modo preferente, un líquido con un punto de congelación por debajo de la temperatura del CNG transportado a bordo del barco 120, la cual es aproximadamente de -6,6ºC. Así mismo, la composición del líquido de desplazamiento 143 se escoge, de modo preferente, para que el CNG tenga solo una solubilidad desdeñable en el centro del líquido de desplazamiento 143. Un líquido de desplazamiento apropiado que satisface estos requerimientos, y del que pueden disponer de una forma relativamente fácil a un coste razonable es el metanol. Se sabe que el metanol se congela a, de modo aproximado, -93,8ºC, y el CNG tiene una solubilidad baja en el metanol.

Una conducción 144 del líquido de desplazamiento está dispuesta, de modo preferente, para conectar la bomba 141 al barco 10 o 120. Una primera válvula 145 del líquido de desplazamiento está dispuesta, de modo preferente, dentro del conducto 144 del líquido de desplazamiento para impedir el flujo del líquido de desplazamiento cuando la válvula 145 está cerrada, cuando por ejemplo el barco 120 no está presente. De modo similar, una primera válvula de gas 146 está dispuesta, de modo preferente, en una conducción de gas 161 para impedir el reflujo de gas cuando la válvula 146 está cerrada, como por ejemplo cuando el barco 120 está en tránsito.

La bomba 141 comprende, de modo preferente, una o más bombas y unos accionadores de las bombas, dispuestas en serie y/o en paralelo, y capaces de producir una presión de metanol suficiente en su descarga para superar la presión del sistema de almacenaje de equilibrio 181, las pérdidas del flujo del metanol en la conducción 144 del líquido de desplazamiento y cualquier pérdida de flujo corriente abajo en el desplazamiento del CNG hasta el sistema de almacenaje de equilibrio 181. La capacidad de la bomba reversible 141 depende de la tasa de descarga que se desea para el barco 120.

En la forma de realización descrita con anterioridad con respecto a la Figura 32, los barcos 10, 120 se ilustran incluyendo múltiples tubos de almacenaje 12 para almacenar el gas que está siendo transportado. La persona experta en la materia entenderá que puede transportarse un número incontable de tubos de almacenaje de gas 12 a bordo de los barcos 10, 120. Por ejemplo, múltiples tubos de almacenaje de gas 12, pueden incluir en unas secciones soldadas con un diámetro de 50,8 cm de tubo de acero de X-80 o X-100, un bastidor montado y ajustado conjuntamente con múltiples tuberías de distribución de acuerdo con los códigos relevantes. Dichos tubos pueden ser satisfactorios en términos tanto de rendimiento como de coste. Por supuesto, pueden ser utilizados otros materiales, con tal de que sean capaces de ofrecer unas vidas de servicio útiles satisfactorias y que sean capaces de soportar las condiciones del CNG de, de forma aproximada, de -28,8ºC y, de forma aproximado, a 12,40 MPa.

Así mismo, son posibles muchos medios aceptables de aislamiento de los tubos de almacenaje de gas 12, con tal de que el CNG almacenado en su interior se mantenga a una temperatura sustancialmente constante de, de modo aproximado, -28,8ºC a lo largo del tiempo de su tránsito desde el muelle de carga 131 hasta el muelle de descarga 141, incluyendo cualquier tiempo muerto y cualquier tiempo requerido para los procesos de carga y descarga. Por ejemplo, con el tubo con un diámetro de 50,8 cm descrito con anterioridad y con el enfriamiento de expansión proporcionado por la distribución de combustible al barco con el CNG, una capa de, de manera aproximada, 30,4 a 60,9 cm de espuma de poliuretano alrededor del exterior de los tubos de gas 12, debe producirse en que la temperatura se mantenga en alrededor de -28,8ºC. Otro aislamiento, como por ejemplo una gruesa capa de 91,4 cm de perlita con una conductividad térmica, de modo aproximado, 0,013 w/h/m/ºC o menos también es aceptable.

El proceso de descarga es a continuación puesto en práctica de acuerdo con lo descrito con anterioridad.

Coste por distancia de desplazamiento

La Figura 33 muestra el coste de equilibrio por 1.055 millones de julios de gas natural con una gravedad específica de 0,7 con respecto a la distancia a la que el gas está siendo transportado con respecto al LNG 400, CNG 410, CNG 30 y el gaseoducto 430. Los datos del LNG y del gaseoducto se han tomado del Oil & Gas Journal de fecha 15 de Mayo de 2000. El LNG tiene un coste inicial elevado debido al equipo que tiene que construirse para manejar el LNG. El gas natural comprimido tiene la ventaja específica de unos costes iniciales mucho más bajos en comparación con los del LNG. La línea 430 representa el uso de un gaseoducto. La Figura 34 muestra un gráfico similar para un gas natural con una gravedad específica de 0,6. El gráfico para el gas con una gravedad específica de 0,7 es muy económico porque el factor de compresibilidad es bastante bajo a 0,4. A 0,6, el gas natural es casi metano puro pero todavía es competitivo hasta una distancia de desplazamiento de 6.500 km. El gaseoducto es competitivo hasta una distancia de, de modo aproximado, 500 km. Los gráficos del coste incluyen para coste asociado con el transporte del gas incluyendo la amortización, el seguro, los intereses, los costes operativos, etc. La incorporación de las líneas sobre el gráfico muestran la diferencia de los costes de transporte. Los tráficos incluyen también los costes del buque. Estos gráficos son en equilibrio y no representan los impuestos y los beneficios.

Uno de los posibles emplazamientos para el uso de la presente invención es Venezuela. De esta forma, observando el gráfico de la gravedad específica de 0,7 sobre el coste con relación a la distancia, se puede determinar el coste desde Venezuela hasta cualquier puerto del Caribe. La invención es rentable desde cualquier punto de Venezuela hasta lugares tan alejados como la parte sudeste de los Estados Unidos. Para utilizar los gráficos, introducir la distancia, desplazar verticalmente hasta la línea CNG y leer en sentido transversal para determinar el coste. Así, para Charleston, S.C., una distancia de 3518 km desde el este de Venezuela, el coste de equilibro es de \textdollar 0,60/28,3 m^{3}. Esto se basa en una tasa de suministros de 14,15 millones m^{3}/ día. También pueden aplicarse economías de escala.

Usos alternativos

Aunque es preferente que el sistema de almacenaje sea utilizado en o próximo a las condiciones operativas óptimas, se considera que puede resultar factible utilizar el sistema en condiciones distintas a las condiciones óptimas para las cuales el sistema fue diseñado. Es previsible que, en cuanto los suministros de gas situados en emplazamientos remotos se desarrollen y cambien, puede resultar económicamente factible emplear sistemas de almacenaje en condiciones separadas de aquellas para las cuales fueron originalmente diseñados. Esto puede incluir el transporte de gas de composición diferente fuera del intervalo de la eficiencia óptima o almacenar el gas a una presión y/o temperatura más baja que la pretendida originalmente.

El sistema de almacenaje basado en tubos puede así mismo ser utilizado en el transporte de líquidos. La ventaja respecto de la presente invención se refiere al factor del diseño del tubo en comparación con un tanque. Si el tubo necesita solo ser construido dos veces tan fuerte como se requiere (esto es, un factor de diseño de 0,5), el factor de diseño del tanque es de 0,25, y entonces el tanque será cuatro veces más fuerte de lo requerido. Por ejemplo, el propano líquido tiene una presión de vapor determinada, y el tubo de almacenaje puede ser diseñado para una presión dos veces tan grande como la presión del vapor del propano líquido. Esto significa que el almacenaje del propano líquido en un tubo sería más barato que en un tanque. Sería así mismo más barato utilizar tubos para propano líquido si el propano fuera a ser transportado en un buque. El propano líquido sería transportado en el tubo a la temperatura ambiente.

Claims

1. Procedimiento para almacenar un gas comprimible con una gravedad específica seleccionada, comprendiendo el procedimiento:

: la selección de un material de tubo apropiado para un intervalo predeterminado de temperaturas, teniendo el material de tubo un límite de elasticidad S y una densidad \rho_{S};

: la determinación del factor de compresibilidad mínimo Z del gas dentro del intervalo predeterminado de temperaturas;

: la determinación de una presión P y de una temperatura T correspondiente al estado en el cual el gas está caracterizado por el factor de compresibilidad mínimo Z;

: la elección de una pluralidad de tubos, estando cada uno de los tubos hecho del material de tubo y teniendo un diámetro exterior Do o un diámetro interior predeterminado D_{i}; y

: el cálculo del diámetro interior D_{i} o del diámetro exterior D_{o} del tubo, en el que una relación SFD_{i}/[(ZRT\rho_{s} (D_{o} + D_{i})] se potencia al máximo, en el que R es la constante del gas y F es un factor de seguridad.

2. El procedimiento de la reivindicación 1 que comprende así mismo:

: la retirada del gas de un depósito; y

: la adición de hidrocarburos al gas para formar un gas de almacenaje con una gravedad específica seleccionada.

3. El procedimiento de las reivindicaciones 1 o 2 que comprende así mismo:

: la compresión del gas a la presión seleccionada;

: el enfriamiento del gas a la temperatura seleccionada; y

: la carga del gas dentro de una pluralidad de tubos con un diámetro y un grosor de tubo seleccionados y construidos a partir del material de tubo seleccionado.

4. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el intervalo determinado de presiones es aquél intervalo de presiones en el que, a la temperatura seleccionada, el factor de compresibilidad varía no más de un 2% respecto del factor de compresibilidad mínimo.

5. El procedimiento de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el intervalo predeterminado de temperaturas oscila entre -4,44ºC y 17,7ºC y el intervalo predeterminado de presiones oscila entre 8,26 MPa y 13,78 MPa.

6. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el intervalo predeterminado de temperaturas y el intervalo predeterminado de presiones se corresponde con un estado en el cual el gas es un fluido denso monofásico.

7. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que el diámetro exterior D_{o} y el diámetro interior D_{i} se seleccionan de tal manera que (D_{o} + D_{i}) > SDF_{i}/(0,3ZRT\rho_{s}).

8. El procedimiento de la reivindicación 1 que comprende así mismo el acoplamiento de un colector a la pluralidad de tubos.

9. El procedimiento de la reivindicación 8, que comprende así mismo el bombeo de un fluido de desplazamiento dentro del colector, por medio de lo cual es gas es desplazado a partir del colector.

10. El procedimiento de la reivindicación 1, que comprende así mismo la disposición de una pluralidad de tubos dentro de un buque para el transporte del gas.