ES2675592T3 - Método y aparato para la licuefacción del gas natural - Google Patents

Método y aparato para la licuefacción del gas natural Download PDF

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Abstract

Un método para la licuefacción de gas natural, que comprende: tomar gas natural sin purificar (101) de un pozo de gas; tratar previamente el gas para eliminar impurezas; realiza r una primera etapa de compresión (201) para comprimir el gas natural desde alrededor de 10/11 bar hasta alrededor de 30/35 bar y en el que las temperaturas aumentan de 30/35 oC a 140/150 oC; realizar una primera etapa de intercambio de calor (202) para enfriar la temperatura del gas de 140/150 oC a 40/45 oC; realiza r una segunda compresión (203) para comprimir el gas natural desde alrededor de 30135 bar a alrededor de 90/95 bar y durante el cual las temperaturas aumentan de 40145 oC a 140/150° C; realiza r una segunda etapa de intercambio de calor (204) para enfriar la temperatura del gas de 140/150 " C a 40f45 oC; realizar una tercera etapa de compresión (205) para comprimir el gas natural desde alrededor de 90/95 bar hasta alrededor de 245/250 bar y durante el cual las temperaturas aumentan de 40/45° C a 140/ 145 oC; realiza r un tercer intercambio de calor (206) para enfriar la temperatura del gas de 140f145 oC a 40/45 oC; realiza r una etapa adicional de intercambio de calor de regeneración (207) para enfriar la temperatura del gas de 40/45 "C a 7110 oC; realizar un primer cido principal de intercambio de calor independiente (120/208) para enfriar la temperatura del gas de 7f10 oC a -40 /-45 oC mientras la presiÓfl se mantiene en 250 bar; realizar un segundo intercambio de calor principal (209) para enfriar la temperatura del gas de -40 /-45 ° C a -75 /-80 oC mientras la presión se mantiene en 250 bar; pasar el gas a 250 bar y -75 /-80 ° C a través de una válvula Joule-Thomson permitiendo que la corriente se expanda, reduciendo su temperatura a -150/-155 oC y reduciendo su presión a 2 bar; enviar el gas licuado (215) para almacenamiento; inyectar la porción gaseosa del gas natural aguas corriente abajo de la válvula Joule-Thomson (210) a- 150 oC y 2 bar en el segundo cido principal de intercambio de calor para ayudar en el proceso de enfriamiento descrito anteriormente , aumentando su temperatura de -150 oC a -60 oC; y posteriormente el gas a -60 oC (212,213) se inyecta en la etapa de intercambio de calor de regeneración (207) para ayudar en el proceso de enfriamiento descrito anteriormente.

Description

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CAMPO DE LA INVENCION
La presente invención se refiere en general a la compresión y licuefacción de gases, y más particularmente a la licuefacción parcial de un gas, tal como el gas natural, a pequeña escala utilizando un refrigerante combinado y un proceso de expansión.
DESCRIPCION DEL ARTE PREVIO
El gas natural (GN) es una mezcla de gases que se formó a partir de restos fósiles de plantas y animales que están enterrados profundamente debajo de la superficie de la Tierra. El gas natural está compuesto principalmente de metano, aunque también contiene etano, propano y restos de otros gases. Dependiendo de dónde se extrae, varía entre 87% / 96% de metano con aproximadamente 1.5% a 5% de etano, y 0.1% a 1.5% de propano.
El gas natural es una alternativa conocida a los combustibles de combustión tales como gasolina y diesel. Se han realizado muchos esfuerzos en el desarrollo del gas natural como combustible de combustión alternativo para combatir varios inconvenientes de la gasolina y el diesel, incluidos los costos de producción y las emisiones posteriores creadas por el uso de los mismos. Como se conoce en la técnica, el gas natural es un combustible de combustión más limpio que otros combustibles de combustión.
Hoy en día, el gas natural se encuentra entre las fuentes de energía más importantes del mundo. Actualmente, aproximadamente el 25% de la demanda mundial de energía proviene del gas natural. La mayoría del gas natural se entrega por tubería en forma gaseosa. Sin embargo, en las últimas dos décadas, el Gas Natural Licuado (GNL) ha ganado importancia en el mercado energético mundial. Se espera que el GNL juegue un papel cada vez más importante en el suministro de energía del mundo.
El GNL es gas natural en su forma líquida. Para licuar el gas natural, debe enfriarse. Como líquido, el gas natural ocupa solo 1/600 del volumen de gas natural (a presión atmosférica) en su forma gaseosa y, por lo tanto, permite un transporte más económico y práctico a grandes distancias. El gas natural se transporta típicamente en estado líquido cuando las grandes distancias, las condiciones geológicas o políticas no permiten la construcción de tuberías.
Convencionalmente, dos de los ciclos básicos conocidos para la licuefacción de gases naturales se denominan "ciclo en cascada" y "ciclo de expansión".
Brevemente, el ciclo en cascada consiste en una serie de intercambiadores de calor con el gas de alimentación; siendo cada intercambio a temperaturas sucesivamente más bajas hasta que se logra la licuación deseada. Los niveles de refrigeración se obtienen con diferentes refrigerantes o con el mismo refrigerante a diferentes presiones de evaporación. El ciclo de cascada se considera muy eficiente para producir GNL ya que los costos de operación son relativamente bajos.
Sin embargo, a menudo se ve que la eficacia en la operación está compensada por los costos de inversión relativamente altos asociados con el costoso intercambio de calor y el equipo de compresión asociado con el sistema de refrigerante. Además, una planta de licuefacción que incorpore dicho sistema puede ser poco práctica cuando el espacio físico es limitado, ya que los componentes físicos utilizados en los sistemas en cascada son relativamente grandes.
Durante un ciclo de expansión, el gas se comprime convencionalmente a una presión seleccionada, se enfría y luego se deja expandir a través de una turbina de expansión, por lo que se produce así trabajo y se reduce la temperatura del gas de alimentación. El gas de alimentación a baja temperatura es sometido a intercambio de calor para efectuar la licuefacción del gas de alimentación. Convencionalmente, tal ciclo se ha visto como impracticable en la licuefacción del gas natural ya que no hay ninguna disposición para manejar algunos de los componentes presentes en el gas natural que se congelan a las temperaturas encontradas en los intercambiadores de calor, por ejemplo, agua y dióxido de carbono .
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Además, para que el funcionamiento de los sistemas convencionales sea rentable, tales sistemas se construyen convencionalmente a gran escala para manejar grandes volúmenes de gas natural. Como resultado, se construyen menos instalaciones, lo que hace más difícil proporcionar la planta o instalaciones de licuefacción con el gas crudo, así como hacer que la distribución del producto licuado sea un problema. Otro problema importante con instalaciones a gran escala es el capital y los gastos de operación asociados con eso. Por ejemplo, una planta de licuefacción convencional a gran escala, es decir, producir del orden de 70,000 galones de GNL por día, puede costar alrededor de $ 15 millones, o más, en gastos de capital. Además, una planta de este tipo puede requerir miles de caballos de fuerza para impulsar los compresores asociados con los ciclos refrigerantes, lo que encarece la operación de las plantas.
Un problema adicional con instalaciones grandes es el costo asociado con el almacenamiento de grandes cantidades de combustible como anticipación de futuros usos y/o transportes de este. No solo hay un costo asociado con la construcción de grandes instalaciones de almacenamiento, sino que también existe un problema de eficiencia relacionado con el mismo, ya que el GNL almacenado tenderá a calentarse y vaporizarse con el tiempo creando una pérdida del combustible LNG.
Además, la seguridad puede convertirse en un problema cuando se almacenan grandes cantidades de producto combustible LNG. Para enfrentar los problemas anteriores, se han diseñado varios sistemas que intentan producir GNL o gas natural comprimido (GNC) a partir de gas de alimentación a menor escala, en un esfuerzo por eliminar problemas de almacenamiento a largo plazo y reducir el capital y los gastos operativos asociados con la licuefacción y/o compresión del gas natural. Sin embargo, todos estos sistemas y técnicas han sufrido uno o más inconvenientes.
Las razones explicadas anteriormente implicaron el desarrollo de plantas a pequeña escala para producir aproximadamente 1.000 galones por día de un producto combustible licuado o comprimido. Las plantas de licuefacción a pequeña escala son ventajosas porque su tamaño compacto permite la producción de GNL cerca de la ubicación donde se utilizará. Esta proximidad reduce los costos de transporte y producción de GNL para los consumidores.
Hay algunas plantas de licuefacción de gas natural a pequeña escala en el arte previo. Por ejemplo, General Electric Oil & Gas ha desarrollado una Planta Integrada Micro de LNG llamada Micro LNG. Micro LNG es una planta de licuefacción de gas natural que produce en el rango de 50-150 k/toneladas por año de GNL. La gran diferencia entre las plantas grandes tradicionales, que producen más de 1 millón de toneladas por año, y Micro LNG es el usuario final para el que está destinado el producto. Para la gran planta de GNL, el producto se produce para la exportación internacional, donde la economía de escala de la planta se encuentra entre los factores más importantes. En Micro LNG, la producción distribuida está dirigida principalmente a los mercados locales, donde se re-gasifica y se alimenta como gas natural en tubería o se utiliza para la generación de energía local. Incluye compresores y compresores-expansores centrífugos e integralmente engranados, compresores turbo expansores, compresores alternativos y controladores, lo que hace que esta solución sea muy costosa y su adaptabilidad muy rígida.
En base a los desafíos y las soluciones inadecuadas explicados anteriormente, sería adicionalmente ventajoso proporcionar una planta para la licuefacción de gas natural que sea relativamente económica de construir y operar.
Sería adicionalmente ventajoso proporcionar a dicha planta un acceso fácil de combustible LNG para consumidores que sea fácilmente transportable y que pueda ser localizada y operada en fuentes existentes de gas natural, que están dentro o cerca de comunidades pobladas.
Por lo tanto, la presente invención se dirige a un método para la licuefacción de gas natural que supera las dificultades e inconvenientes de los métodos del arte previo.
RESUMEN DE LA INVENCION
La presente invención supera las deficiencias de la técnica conocida y los problemas que quedan sin resolver al proporcionar un método práctico y fácil de instalar para la licuefacción de gas natural con el que es posible proporcionar una producción de GNL a baja escala en costos razonables.
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En un primer aspecto, la presente invención proporciona un método de acuerdo con la reivindicación 1. En una primera realización ejemplificativa, se proporciona un método para licuar gas natural que comprende, de acuerdo a la reivindicación 1, comprende además:
una etapa de pretratamiento para eliminar impurezas tales como dióxido de carbono, nitrógeno, etc., del flujo de gas natural tomado de una fuente de gas natural no purificado.
Las ventajas de la presente invención se pueden resumir como sigue:
Extremadamente simple de instalar.
Operación completamente automática.
Operación remota a través de una plataforma de control personalizada.
Intrínsecamente seguro.
Mínimo impacto ambiental, sin ruido o vibración.
Se puede instalar en altura.
Costos operativos mínimos.
Bajo consumo de energía.
Flexible a los cambios en la demanda.
Modular puede crecer de acuerdo con la variación de la demanda.
Redundante.
Estos y otros aspectos, características y ventajas de la presente invención se harán más evidentes a partir de los dibujos adjuntos y la descripción detallada de las realizaciones preferidas, que siguen.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Las realizaciones preferidas de la invención se describirán a continuación en relación con los dibujos adjuntos proporcionados para ilustrar y no limitar la invención, donde designaciones similares denotan elementos similares, y en los que:
La FIG. 1 presenta una vista esquemática del ciclo para refrigerar gas natural de acuerdo con la presente invención;
La FIG. 2 es otra vista esquemática que muestra en detalle el método para la licuefacción de gas natural de
acuerdo con la presente invención que incluye un ciclo de compresión y los valores de presión y temperatura en
las diferentes etapas del ciclo.
La FIG. 3 es una vista en perspectiva general de una realización de una planta modular y transportable para la licuefacción de gas natural de acuerdo con la presente invención.
La FIG. 4 es una vista en elevación del extremo derecho de parte del equipo mostrado en la FIG. 3.
La FIG. 5 es una vista en elevación frontal de la unidad mostrada en la FIG. 4, y:
La FIG. 6 es una vista en planta superior.
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Números de referencia similares se refieren a partes similares a lo largo de las diversas vistas de los dibujos.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE REALIZACIONES REPRESENTATIVAS
La siguiente descripción detallada es meramente de naturaleza ejemplar y no pretende limitar las realizaciones descritas o la aplicación y usos de las realizaciones descritas. Como se usa en el presente documento, la palabra "ejemplar" o "ilustrativo" significa "que sirve como un ejemplo, caso o ilustración". Cualquier implementación descrita aquí como "ejemplar" o "ilustrativa" no debe interpretarse necesariamente como preferida o ventajosa sobre otras implementaciones. Todas las implementaciones descritas a continuación son implementaciones ejemplares proporcionadas para permitir a las personas expertas en la técnica hacer o usar las realizaciones de la divulgación y no están destinadas a limitar el alcance de la divulgación, que se define por las reivindicaciones. A los efectos de la descripción de este documento, los términos "superior", "inferior", "izquierda", "posterior", "derecha", "delantera", "vertical", "horizontal" y sus derivados se referirán a la invención como está orientada en la Fig. 3. Además, no hay intención de estar sujeto a ninguna teoría explícita o implícita presentada en el campo técnico anterior, antecedentes, breve resumen o la siguiente descripción detallada. También debe entenderse que los dispositivos específicos ilustrados en los dibujos adjuntos, y descritos en la siguiente memoria descriptiva, son simplemente realizaciones a modo de ejemplo de los conceptos inventivos definidos en la reivindicación adjunta. Por lo tanto, las dimensiones específicas y otras características físicas relacionadas con las realizaciones descritas en este documento no deben considerarse como limitantes, a menos que las reivindicaciones indiquen expresamente lo contrario.
La presente invención se refiere a un método para la licuefacción de gas natural que incluye un ciclo exclusivo de licuefacción de GNL a alta presión para producción a pequeña escala. Este ciclo permite la producción a costos muy económicos de hasta 20000 Nm3 / día de GNL con un costo operativo muy bajo y una inversión de nivel significativamente inferior en comparación con cualquier otra instalación conocida disponible en el mercado.
Haciendo primero referencia a la FIG. 1, el ciclo 100 comienza en la entrada 101 de gas natural no purificado. Esta entrada puede provenir de un pozo de gas, un pozo de petróleo, una tubería de producción de gas natural o similar. Ese gas se trata previamente en el dispositivo de tratamiento 102 para adaptarlo a las condiciones de licuefacción. Este gas natural contiene, en esta etapa, impurezas que deben eliminarse. Algunas de estas impurezas pueden ser dióxido de carbono, nitrógeno y otros gases. Estas impurezas deben eliminarse para que el gas se ajuste a este ciclo.
Una vez que el gas se purifica en 102, entra en un primer compresor 103 de múltiples etapas de alta presión. Después de la etapa 103, el gas entra en un intercambiador de calor 104 después del cual la mezcla de gas natural gaseoso y líquido entra en una caja fría 105 desde la cual se transfiere el gas licuado a un separador de líquido/gas flash 106 para su almacenamiento 107 y/o transporte 108. Entre la caja fría y el separador se incluye una válvula de expansión para reducir la presión creando un efecto Joule-Thompson.
Un ciclo de refrigeración de propano independiente 120 que incluye una multietapa 109 de alta presión adicional y una etapa de intercambio de calor 110 ayuda al ciclo general 100 a realizar el último proceso de licuefacción en la caja fría 105.
El gas natural que todavía permanece en estado gaseoso en la caja fría 105 se transfiere a continuación a un compresor de refuerzo 111 y a un intercambiador de calor 112 antes de volver a inyectarse en el tubo de entrada 122 que se mezcla con el gas entrante de la planta de tratamiento.
La FIG. 2 muestra en más detalle el presente método 100 para la licuefacción de gas natural. El compresor de etapas múltiples 103 a alta presión se muestra en esta figura como un proceso de tres etapas que incluye una primera etapa de compresión 201 para comprimir el gas natural procedente del tubo de entrada 122 de alrededor de 10/11 bar a alrededor de 30/35 bar. Durante esta etapa de compresión, las temperaturas aumentan de alrededor de 36 °C a 148 °C; por lo tanto, es necesario reducir esta temperatura drásticamente para lo cual el gas entra en una primera etapa de intercambio de calor 202 para enfriar la temperatura del gas de 148 °C a 40 °C.
Inmediatamente después, comienza una segunda etapa de compresión 203 para comprimir el gas natural desde alrededor de 33 bar al final de la primera etapa hasta alrededor de 95 bar, y durante el cual las temperaturas
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A la salida de la segunda etapa, se realiza un tercer proceso de compresión 205 para comprimir el gas natural desde alrededor de 95 bar a alrededor de 250 bar, y en el que las temperaturas suben de 40 °C a 136 °C. Por lo tanto, en un intercambiador de calor 206, una tercera etapa de intercambio de calor enfría la temperatura del gas desde 136 °C a 40 °C.
Al final de este proceso, el gas natural está a 250 bar y 40 °C. Luego se inyecta en un ciclo de regeneración 207 que enfría la temperatura del gas desde 40 °C a 7 °C manteniendo la presión a 250 bar.
Un primer ciclo principal de intercambio de calor independiente 208 enfría la temperatura del gas de 7 °C a -47 °C mientras que la presión se mantiene a 250 bar. Este ciclo independiente es alimentado por un ciclo de propano 120 que incluye un compresor 121, un intercambiador de calor 122, un segundo compresor 123 y un segundo intercambiador de calor 124 que básicamente licúa, expande y vaporiza dicho gas propano.
A la salida de este primer ciclo de intercambio de calor independiente principal 208, un segundo ciclo de intercambio de calor principal 209 enfría la temperatura del gas de -47 °C a -77 °C mientras que la presión se mantiene a 250 bar. Este segundo ciclo de intercambio de calor principal 209 usa la energía del gas de retorno a través del conducto 210, como se explicará en detalle a continuación. En esta etapa, parte de la masa del gas natural ya se encuentra en estado líquido. La mezcla de gas natural líquido y gaseoso a -77 °C y 250 bar se expande en un dispositivo separador 211 que incluye una válvula de expansión térmica interna que reduce la presión del gas de 250 bar a 2 bar. Esta caída significativa en la presión del gas también produce una caída significativa en la temperatura del gas debido al efecto Joule-Thomson. La expansión de Joule-Thomson describe el cambio de temperatura de un gas cuando se lo fuerza a través de una válvula mientras se lo mantiene aislado para que no se intercambie calor con el ambiente. Este procedimiento se denomina proceso de estrangulamiento o proceso de Joule-Thomson.
Por lo tanto, a la salida de este evaporador 211, alrededor de la mitad de la masa de gas natural se ha licuado, ya que está a -151 °C y 2 bar. Luego se recoge para procesamiento adicional (almacenamiento de transporte) a través de un tubo 215. La porción gaseosa del gas a -151 °C y 2 bar se inyecta a través del tubo 210 en el segundo ciclo principal de intercambio de calor 209. Debido a la diferencia de temperatura entre el gas que retorna desde el tubo 210 (-151 °C) y el gas que ingresa al segundo ciclo de intercambio de calor principal 209 a -47 °C, este gas que regresa ayuda al proceso de intercambio de calor. A la salida de dicho segundo ciclo de intercambio de calor principal 209, a través de la tubería 212, dicho gas de retorno está a -60°C y 2 bar. Finalmente se inyecta en el primer ciclo de intercambio de calor principal 207 a través de la tubería 213 para ayudar en el proceso de intercambio de calor de este ciclo. Como en el caso anterior, la diferencia de temperatura entre el gas de retorno (60 °C) y el gas de entrada (40 °C) hace que este gas de retorno tenga un importante papel de ayuda en el ciclo de intercambio de calor.
Antes de que este gas de retorno pueda incorporarse en el tubo de aspiración 122, debe comprimirse, ya que el gas de entrada ya está a 11 bar y este gas de retorno está a 2 bar. Por lo tanto, este gas de retorno a 37 °C y 1.9 bar entra en un compresor 216 que eleva la presión del gas de 2 bar a 11 bar y la temperatura aumenta de 37 °C a 224 °C. Por lo tanto, antes de inyectarlo en el tubo de entrada 122 se inyecta en un intercambiador de calor 217 que lo enfría desde 224 °C a 40 °C. A través de una tubería 218, este gas que regresa finalmente se reincorpora al circuito y el proceso puede comenzar de nuevo.
La Fig. 3 muestra un ejemplo de una planta transportable y compacta usada para realizar el método de licuefacción de la presente invención. En el módulo 300 ilustrado en la FIG. 3 están incluidos todos los elementos necesarios. Por lo tanto, una vez que la tubería de entrada de gas y el gas licuado de salida de GNL están conectados, la planta está en pleno funcionamiento. En lugar de tener todos los medios complejos y costosos típicos utilizados en las plantas de GNL de la técnica anterior, esta solución proporciona una solución flexible y asequible para aplicaciones de volúmenes pequeños.
En la vista en perspectiva general de la FIG. 3 se pueden distinguir algunas de las partes, que incluyen un compresor 301, tres intercambiadores de calor 302, un módulo GNL 303, la salida de GNL 304, los ventiladores refrigerantes 305, dos chimeneas de ventilación 306 y un control de visualización 307.
5 Las FIGS. 4-6 muestran una unidad interna del módulo de la FIG. 3. La unidad incluye acumuladores 321, una salida de GNL 322 y una entrada de propano 323. Los intercambiadores de calor 325 de la unidad 320 están protegidos por una cubierta aislante externa 324. La unidad también incluye una salida de propano 326 y una salida de gas natural 327 .

Claims (3)

  1. 5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    1. Un método para la licuefacción de gas natural, que comprende: tomar gas natural sin purificar (101) de un pozo de gas; tratar previamente el gas para eliminar impurezas;
    realizar una primera etapa de compresión (201) para comprimir el gas natural desde alrededor de 10/11 bar hasta alrededor de 30/35 bar y en el que las temperaturas aumentan de 30/35 °C a 140/150 °C;
    realizar una primera etapa de intercambio de calor (202) para enfriar la temperatura del gas de 140/150 °C a 40/45
    °C;
    realizar una segunda compresión (203) para comprimir el gas natural desde alrededor de 30/35 bar a alrededor de 90/95 bar y durante el cual las temperaturas aumentan de 40/45 °C a 140/150° C;
    realizar una segunda etapa de intercambio de calor (204) para enfriar la temperatura del gas de 140/150 °C a 40/45
    °C;
    realizar una tercera etapa de compresión (205) para comprimir el gas natural desde alrededor de 90/95 bar hasta alrededor de 245/250 bar y durante el cual las temperaturas aumentan de 40/45° C a 140/145 °C;
    realizar un tercer intercambio de calor (206) para enfriar la temperatura del gas de 140/145 °C a 40/45 °C;
    realizar una etapa adicional de intercambio de calor de regeneración (207) para enfriar la temperatura del gas de 40/45 °C a 7/10 °C;
    realizar un primer ciclo principal de intercambio de calor independiente (120/208) para enfriar la temperatura del gas de 7/10 °C a -40 /-45 °C mientras la presión se mantiene en 250 bar;
    realizar un segundo intercambio de calor principal (209) para enfriar la temperatura del gas de -40 /-45 ° C a -75 / -80 °C mientras la presión se mantiene en 250 bar;
    pasar el gas a 250 bar y -75 /-80 ° C a través de una válvula Joule-Thomson permitiendo que la corriente se expanda, reduciendo su temperatura a -150/-155 °C y reduciendo su presión a 2 bar;
    enviar el gas licuado (215) para almacenamiento;
    inyectar la porción gaseosa del gas natural aguas corriente abajo de la válvula Joule-Thomson (210) a - 150 °C y 2 bar en el segundo ciclo principal de intercambio de calor para ayudar en el proceso de enfriamiento descrito anteriormente, aumentando su temperatura de -150 °C a -60 °C; y posteriormente el gas a -60 °C (212,213) se inyecta en la etapa de intercambio de calor de regeneración (207) para ayudar en el proceso de enfriamiento descrito anteriormente.
  2. 2. El método para la licuefacción de gas natural de acuerdo con la reivindicación 1, en el que durante la etapa de pretratamiento, se eliminan el dióxido de carbono y/o el nitrógeno del gas natural.
  3. 3. Un método para la licuefacción de gas natural, que comprende:
    realizar dicha etapa de tratamiento previo para eliminar impurezas tales como dióxido de carbono, nitrógeno, etc., del flujo de gas natural tomado de una fuente de gas natural no purificado;
    realizar dicha primera etapa de compresión para comprimir el gas natural desde alrededor de 11 bar a alrededor de 33 bar, y en el que las temperaturas suben de 36 °C a 148 °C;
    5 realizar dicha primera etapa de intercambio de calor para enfriar la temperatura del gas de 148 °C a 40 °C;
    realizar dicha segunda etapa de compresión para comprimir el gas natural desde alrededor de 33 bar a alrededor de 95 bar, y en el que las temperaturas suben de 40 °C a 148 °C;
    realizar dicha segunda etapa de intercambio de calor para enfriar la temperatura del gas de 149 °C a 40 °C;
    realizar dicha tercera etapa de compresión para comprimir el gas natural desde alrededor de 95 bar hasta alrededor 10 de 250 bar, y en el que las temperaturas suben de 40 °C a 136 °C;
    realizar dicha tercera etapa de intercambio de calor para enfriar la temperatura del gas de 136 °C a 40 °C;
    a 250 bar, realizar dicha nueva etapa de intercambio de calor que es parte de dicho ciclo de regeneración para enfriar la temperatura del gas de 40 °C a 7 °C;
    realizar dicho primer ciclo principal independiente de intercambio de calor para enfriar la temperatura del gas de 7 °C 15 a -47 °C mientras que la presión se mantiene a 250 bar;
    realizar dicho segundo ciclo principal de intercambio de calor para enfriar la temperatura del gas de -47 °C a -77 °C mientras que la presión se mantiene a 250 bar;
    a 250 bar y -77 °C, el gas pasa a través de una válvula Joule-Thomson permitiendo que la corriente se expanda, reduciendo su temperatura a -151 °C y reduciendo su presión a 2 bar.
    20
    Un método para la licuefacción de gas natural, que comprende: - tomar el gas natural sin purificar de un pozo de gas (101); - pretratar el gas para eliminar las impurezas; - realizar una primera etapa de compresión (201); - realizar una primera etapa de intercambio de calor (202); - realizar una segunda etapa de compresión (203); - realizar una segunda etapa de intercambio de calor (204); - realizar una tercera etapa de compresión (205); - realizar una tercera 10 etapa de intercambio de calor (206); - realizar una etapa de intercambio de calor de regeneración adicional (207); - realizar un primer ciclo principal de intercambio de calor independiente (208); - realizar un segundo ciclo principal de intercambio de calor (209); - pasar el gas a través de una válvula Joule-Thomson; - enviar el gas licuado (215) al almacenamiento; - inyectar la porción del gas restante en el estado gaseoso (210) en la segunda etapa principal de intercambio de calor (209) y posteriormente reinyectar el gas restante en estado gaseoso en la tubería de entrada 15 (122) que se está mezclando con el gas entrante de la planta de tratamiento.
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