MX2007007021A - Configuraciones y metodos para regasificacion de gas natural licuado y control de valor calorico. - Google Patents

Configuraciones y metodos para regasificacion de gas natural licuado y control de valor calorico.

Info

Publication number
MX2007007021A
MX2007007021A MX2007007021A MX2007007021A MX2007007021A MX 2007007021 A MX2007007021 A MX 2007007021A MX 2007007021 A MX2007007021 A MX 2007007021A MX 2007007021 A MX2007007021 A MX 2007007021A MX 2007007021 A MX2007007021 A MX 2007007021A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
natural gas
liquefied natural
stream
product
lng
Prior art date
Application number
MX2007007021A
Other languages
English (en)
Inventor
John Mak
Curt Graham
Original Assignee
Fluor Tech Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Fluor Tech Corp filed Critical Fluor Tech Corp
Publication of MX2007007021A publication Critical patent/MX2007007021A/es

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C5/00—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/06—Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with compressed gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F25J3/0214—Liquefied natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0242—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 3 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0115—Single phase dense or supercritical, i.e. at high pressure and high density
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0171—Arrangement
    • F17C2227/0185—Arrangement comprising several pumps or compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0316—Water heating
    • F17C2227/0318—Water heating using seawater
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0332—Heat exchange with the fluid by heating by burning a combustible
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0393—Localisation of heat exchange separate using a vaporiser
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F17C2227/0395—Localisation of heat exchange separate using a submerged heat exchanger
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/05—Improving chemical properties
    • F17C2260/056—Improving fluid characteristics
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0118—Offshore
    • F17C2270/0121—Platforms
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0118—Offshore
    • F17C2270/0123—Terminals
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/04—Processes or apparatus using separation by rectification in a dual pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/78—Refluxing the column with a liquid stream originating from an upstream or downstream fractionator column
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/62—Ethane or ethylene
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/08—Cold compressor, i.e. suction of the gas at cryogenic temperature and generally without afterstage-cooler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being hydrocarbons or a mixture of hydrocarbons
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

GNL es bombeado a presion supercritica y vaporizado, preferentemente en una ubicacion maritima para asi formar una corriente de gas natural con una temperatura intermedia. Una primera porcion de esa corriente es procesada entonces en una ubicacion terrestre para remover al menos algunos componentes diferentes al metano para formar asi un GNL pobre, el cual se combina despues con una segunda porcion de esa corriente para formar gas para venta con una composicion quimica deseada. La temperatura intermedia y la relacion de division de la corriente de gas en la primera y segunda porcion son una funcion de la concentracion de los componentes diferentes al metano en el GNL.

Description

CONFIGURACIONES Y MÉTODOS PARA REGASIFICACION DE GAS NATURAL LICUADO Y CONTROL DEL VALOR CALÓRICO CAMPO DE LA INVENCIÓN El campo de la invención es el procesamiento del gas natural, especialmente relacionado con la regasificación y procesamiento del GNL (Gas Natural Licuado) en una instalación terrestre/marítima combinada. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La regasificación de GNL se ha hecho una opción crecientemente atractiva en la importación de GNL. Entre otras ventajas, las terminales de regasificación marítimas o terminales en un sitio relativamente remoto ayudan a reducir varias preocupaciones de seguridad de comunidades locales cercanas a una terminal que de otra manera pudieran estar en tierra o en un sitio cerca de la habitación y/o actividad humana . Desafortunadamente, las instalaciones marítimas son en general significativamente más caras que las instalaciones terrestres, y surgen varios retos técnicos adicionales del almacenamiento, descarga y regasificación de GNL marítimo. Recientemente se han propuesto varias soluciones para superar al menos algunas de estas dificultades. Sin embargo, todas o casi todas las configuraciones marítimas actualmente conocidas fallan en proporcionar un mecanismo mediante el cual pueda alterarse la composición química del GNL hacia una Ref.í 182785 composición deseable (por ejemplo, procesamiento de un GNL de menor calidad con valores calóricos mayores que las especificaciones de tubería de Norte América) . Debido a que el transporte de tubería del gas natural en Norteamérica y en otros países típicamente debe cumplir con requerimientos de punto de rocío y de valor calórico bruto de los sistemas de distribución asociados, la presencia de componentes más pesados en el GNL generalmente no es deseable. En muchas de la actuales configuraciones conocidas, los hidrocarburos pesados son removidos del GNL en un proceso que incluye vaporizar el GNL en una desmetanizadora usando un rehervidor, y recondensar la salida del domo de la desmetanizadora a un líquido que después es bombeado y vaporizado. Por ejemplo, McCartney describe en la patentes estadounidense No. 6,564,579 dicho proceso y configuraciones de regasificación. A pesar de que estas configuraciones y métodos operan típicamente de manera satisfactoria bajo condiciones terrestres, la instalación marítima sería inaceptable bajo la mayoría de los escenarios al requerir estas configuraciones un espacio relativamente substancial. En terminales de regasificación de GNL marítimas actualmente conocidas, el GNL se calienta típicamente a la especificación de tubería (por ejemplo, aproximadamente 10°C (50°F) y 8.27 MPa (1200 psig)) en vaporizadores marítimos usando agua de mar o vaporizadores de combustión sumergidos. Comúnmente, no se proveen instalaciones de fraccionamiento debido a la limitación de espacio en un ambiente marítimo, y el GNL regasificado es enviado entonces vía una tubería submarina a una tubería del consumidor terrestre. Por lo tanto, a pesar de que se realiza la regasificación marítima, el cambio en la composición típicamente no es posible usando tales configuraciones. Deberá notarse que cuando el GNL está completamente vaporizado, la reducción de BTU y/o la recuperación de componentes que no son metano (por ejemplo, etano, propano, etc.) generalmente no es económica porque estos procesos requerirían una refrigeración y recompresión significativa. Consecuentemente, y al menos por estas razones, solo se importa GNL de alta calidad con un contenido de valor calórico aceptable y/o composición química deseable, mientras que frecuentemente se rechaza GNL de menor calidad (por ejemplo, NL con un BTU relativamente alto) . Por lo tanto, a pesar de que se conocen en la técnica numerosas configuraciones y métodos para separar componentes más pesados del GNL o para reducir el BTU del GNL, todos o casi todos ellos fallan en proporcionar una operación económicamente atractiva, especialmente en un ambiente marítimo. Por lo tanto, existe aún la necesidad por configuraciones y métodos mejorados para la regasificación de GNL que permita la remoción simple y económica de componentes que no son metano para producir así GNL con un BTU y/o composición química deseables. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención está dirigida a configuraciones y métodos en los cuales el GNL es bombeado primero a presión supercrítica y después es vaporizado, preferentemente un vaporizador marítimo o un vaporizador que está en una ubicación que alejada (por ejemplo, más de 1 km) de un área poblada, a una temperatura que es función de la concentración de componentes diferentes al metano en el GNL (por ejemplo, entre aproximadamente -28.89°C (-20°F) a aproximadamente -9.44°C (15°F)) . El gas natural vaporizado supercrítico formado de esta manera es transportado entonces a una instalación terrestre y dividido en una primera y segunda porción, en donde la relación de división es una vez más función de la concentración de los componentes diferentes al metano en el GNL . La primera porción es procesada entonces para remover al menos algunos componentes diferentes al metano del gas natural. Más preferentemente, se produce trabajo por expansión del gas natural regasificado para que de esta manera potenciar la recompresión del gas natural pobre, el cual después se combina con la segunda porción para formar así un GNL procesado. En un aspecto del tema inventivo, un método de provisión de un producto de gas natural incluye una etapa en la cual se provee GNL supercrítico vaporizado, más preferentemente de una terminal marítima a una terrestre. En otra etapa, el GNL supercrítico vaporizado se divide en una primera y segunda corriente, en donde la primera corriente es procesada para remover al menos algunos componentes diferentes al metano de la primera corriente para formar un producto de gas natural pobre, y en donde la etapa de procesamiento incluye adicionalmente una primera turboexpansión de al menos una porción de la primera corriente. En aún otra etapa, el producto de gas natural pobre se comprime usando al menos en parte energía del primer turboexpansor, y el producto de gas natural pobre comprimido se combina entonces con la segunda corriente para formar así un gas de venta con un contenido predeterminado de componentes diferentes al metano. Preferentemente, el GNL supercrítico vaporizado está a una temperatura predeterminada y la relación de división entre la primera y segunda corrientes está a una relación predeterminada, en donde tanto la temperatura como la relación son función de una concentración de componentes diferentes al metano en el GNL. Se prefiere adicionalmente que en tales métodos la primera corriente sea procesada en un absorbedor que produce adicionalmente un productos del fondo del absorbedor, en donde le producto del fondo es procesado adicionalmente en al menos una columna corriente abajo (operada típicamente a una presión menor que la presión del absorbedor) para producir al menos uno de un producto de etano y un producto que contiene propano. En al menos algunas de tales configuraciones, se prefiere que la columna corriente abajo sea operada como una desmetanizadora y proporcione un producto del domo hacia el absorbedor como una corriente de reflujo y/o corriente de alimentación del fondo. Puede incluirse una segunda turboexpansión que expanda al menos una porción de la primera corriente, en donde la primera turboexpansión proporciona trabajo de condensador de reflujo, y en donde la segunda turboexpansión proporciona trabajo de refrigeración en el absorbedor. Consecuentemente, se contempla que una instalación marítima puede incluir una fuente de GNL (por ejemplo, un tanque portador de GNL, sumergido o flotante) y una bomba acoplada de manera fluida a la fuente, en donde la bomba bombea GNL a presión supercrítica. Una unidad de regasificación (por ejemplo, vaporizador de agua de mar de estructura abierta, vaporizador de operado con combustible de combustión sumergido, vaporizador fluido intermedio, y/o vaporizador de ciclo Rankine) se acopla entonces a la bomba y opera para regasificar el GNL supercrítico a una temperatura predeterminada (aproximadamente -28.89°C (-20°F) a aproximadamente -6.66°C (20°F) ) , en donde un controlador está enlazado operacionalmente con la unidad de regasificación y permite establecer la temperatura del GNL regasificado como función de la concentración de los componentes diferentes al metano en el GNL. Más preferentemente, el controlador comprende una unidad de procesamiento central programada para controlar la temperatura como función de la información proporcionada previamente en la composición del GNL. En otro aspecto del tema inventivo, una planta de procesamiento de GNL incluye una porción terrestre y una marítima que está configurada para bombear GNL a presión supercrítica y para regasificar el GNL presurizado. Una porción terrestre de tales plantas está configurada para procesar una porción del GNL regasificado para remover al menos cierto contenido diferente a metano en el GNL para así formar un producto de gas natural pobre, en donde la porción terrestre está configurada para producir un gas para venta a partir del producto de gas natural pobre y otra porción del GNL regasificado. Típicamente, la porción marítima comprende un absorbedor que recibe la porción del GNL regasificado para producir el gas natural pobre regasificado. Similar a las configuraciones anteriores, las plantas contempladas incluyen un turboexpansor que expande la porción del GNL regasificado antes de entrar al absorbedor, e incluso incluye además un compresor acoplado al expansor y comprime el producto de gas natural pobre. Una columna corriente abajo típicamente estará configurada para recibir un producto del fondo del absorbedor para producir un producto que contiene etano y propano, o puede configurarse como una desmetanizadora para recibir un productos del fondo del absorbedor y para producir una corriente de reflujo y/o corriente de alimentación del fondo hacia el absorbedor. Visto desde otra perspectiva, las plantas contempladas pueden incluir una fuente (por ejemplo, marítima o terrestre) que proporcione GNL regasificado a presión supercrítica, en donde el GNL tiene una primera cantidad de componentes diferentes a metano. Puede proporcionarse un divisor de flujo terrestre que produzca una primera y una segunda corriente del GNL, y un absorbedor está configurado para producir un producto de gas natural pobre a partir de la porción turboexpandida de la primera corriente. Un compresor terrestre comprimirá entonces el producto de gas natural pobre, en donde el compresor utiliza energía de la turboexpansión de la primera corriente. Un elemento de combinación de flujos terrestre está configurado para producir un gas para venta a partir del producto de gas natural pobre comprimido y la segunda corriente, en donde el gas para venta tiene una cantidad de componentes diferentes a metano que es menor que la primera cantidad. Varios objetos, características, aspectos y ventajas de la presente invención se evidenciarán más a partir de la siguiente descripción detallada de modalidades preferidas de la invención. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La figura 1 es una configuración de ejemplo de la regasificación de GNL marítima con procesamiento terrestre que emplea un diseño de dos columnas. La figura 2 es otra configuración de ejemplo de regasificación de GNL marítima con procesamiento terrestre que emplea un diseño de tres columnas. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los inventores han descubierto que los componentes diferentes a metano (es decir, aquellos que tienen dos o más átomos de carbono (C2+) ) pueden prepararse a partir de GNL en una forma económicamente deseable en la cual el GNL es bombeado a presión supercrítica, preferentemente en una ubicación marítima o terrestre alejada y en la cual el GNL supercrítico es regasificado a una temperatura intermedia en la ubicación marítima o remota. El gas natural supercrítico calentado de esta manera es transferido entonces a una unidad de procesamiento (por ejemplo, una ubicación terrestre). Alternativamente, al menos una de las funciones marítimas también puede realizarse en tierra. Dependiendo de la composición química del GNL, una fracción variable del gas natural calentado y vaporizado en procesada entonces en una ubicación terrestre para formar un producto de gas natural pobre que después se combina con otra fracción del gas natural calentado y vaporizado para producir así un gas para venta con una composición y/o valor calórico predeterminados. Por lo tanto, deberá reconocerse que tales configuraciones pueden emplearse para el control del BTU del GNL de importación que falla en cumplir con la especificación de tubería. El procesamiento terrestre típicamente aprovechará la presión relativamente alta del gas natural vaporizado, el cual es expandido en un turboexpansor para generar energía para recompresión del gas residual, y/o para suministrar al menos parte de los requerimientos de refrigeración (enfriamiento) de los condensadores de reflujo en columnas de fraccionamiento corriente abajo (desmetanizadora y/o desetanizadora) . Por lo tanto, el enfriamiento para el proceso de separación se provee por medio del GNL vaporizado, y deberá por lo tanto reconocerse que la temperatura del gas natural supercrítico vaporizado será función del contenido diferente a metano en el GNL. En una configuración especialmente preferida, una porción del vapor de vaporización instantánea del primer turboexpansor es procesada en un segundo turboexpansor que está configurado para niveles variables de producción de BTU (la relación de vapor turbo expandido a no turbo expandido determinará el nivel de remoción de C2+) . Al menos parte de la energía generada por el segundo turboexpansor se usa para recomprimir el gas residual. Deberá notarse especialmente que dos turboexpansores que operan en serie pueden proporcionar energía significativa para recomprimir el gas residual a la presión de tuberías. Sin embargo, en donde sea deseable, pueden agregarse uno o más compresores adicionales en donde se requiera una alta presión de suministro de tubería. También se aprecia que al desviar una porción del vapor terrestre alrededor del turboexpansor, puede reducirse el tamaño de la unidad de procesamiento corriente abajo, disminuyendo el costo de capital de la unidad de reducción de BTU terrestre. Desde luego, la cantidad real de material desviado dependerá predominantemente del contenido de BTU del GNL de importación, el requerimiento del valor calórico del gas de tubería, y/o la cantidad deseada para los productos C2 y C3+. En tales con figuraciones, las plantas contempladas se construyen como una planta de dos columnas en la cual una primera columna opera como una desmetanizadora de reflujo que recibe dos corrientes de reflujo, y en la cual una segunda columna opera como una desmetanizadora que produce vapor de de etano del domo y un producto de fondo de C3+ (es decir, un producto que comprende compuesto que tienen tres o más átomos de carbono). Tales configuraciones permitirán ventajosamente el cambio en la separación de componentes y niveles variables de control de BTU al cambiar las temperaturas del proceso y las relaciones de división de las corrientes de reflujo. Un esquema de ejemplo de una configuración de planta de dos columna se ilustra en la figura 1. Aquí, la planta comprende una terminal receptora de GNL marítima que recibe GNL de un portador de GNL 51. El GNL es descargado del portador vía brazos de descarga hacia el tanque de almacenamiento de GNL marítimo 52. Los tanques de almacenamiento de GNL pueden ser una estructura basada en gravedad, o un depósito de GNL flotante. Una composición típica de GNL (corriente 1) se muestra en la tabla 1. El GNL de estos tanques de almacenamiento es bombeado mediante la bomba primaria 53 a una presión intermedia, típicamente a 0.69 MPa (100 psig) . El GNL presurizado es bombeado además por la bomba secundaria 54 a una presión supercrítica, típicamente a 10.34 MPa (1500 psig) a 15.17 Mpa (2200 psig) formando la corriente 2. Deberá notarse que la presión de descarga de la bomba secundaria típicamente se elevará con el mayor contenido de componentes diferentes al metano en el GNL y/o con la mayor presión de suministro de gas de tubería terrestre. El GNL supercrítico es calentado después en los vaporizadores de GNL 55 a una temperatura intermedia típicamente a -23.33°C (-10°F) a -12.22°C (10°F), formando la corriente 3. La temperatura intermedia se selecciona como función de la composición de GNL y el nivel de reducción de BTU. Más típicamente, la corriente 3 tendrá una temperatura menor cuando se requieran en tierra niveles mayores de extracción de C2+ . Los vaporizadores de GNL convencionales se pueden usar para la instalación de regasificación, incluyendo vaporizadores de agua de mar de estructura abierta, vaporizadores que operan con combustible de combustión sumergidos, vaporizadores de fluidos intermedios, vaporizadores de ciclo Rankine y/u otras fuentes de calor adecuadas (que también pueden provenir de una ubicación terrestre) . El GNL calentado es transportado entonces vía una tubería submarina 56 a la instalación terrestre. Por lo tanto, deberá apreciarse que las configuraciones contempladas incluirán una instalación marítima que comprende una fuente de GNL y una bomba que está acoplada en forma fluida a la fuente, en donde la bomba está configurada para producir GNL a presión supercrítica (típicamente entre aproximadamente 19.34 MPa (1500 psig) y 15.17 MPa (2200 psig) , e incluso mayor) . Una unidad dee regasificación está acoplada a la bomba y configurada para regasificar el GNL supercrítico a una temperatura predeterminada, en donde un controlador (por ejemplo CPU, u operador humano) está ligado operacionalmente a la unidad de regasificación y habilitado para establecer la temperatura del GNL regasificado como función de una concentración de componentes diferentes a metano en el GNL. Más típicamente, la fuente de GNL es un portador de GNL, un tanque de GNL sumergido y/o flotante. En aspectos menos preferidos, la fuente de GNL también puede ser una tubería (preferentemente una tubería submarina) . Deberá apreciarse adicionalmente que la unidad de regasificación no necesita estar limitada a un tipo específico, sino que se consideran adecuados para uso en la presente todos los tipos conocidos y especialmente aquellos adecuados para operación marítima. Por lo tanto, las unidades de regasificación contempladas incluyen vaporizadores de agua de mar de estructura abierta, vaporizadores que operan con combustible de combustión sumergidos, vaporizadores de fluidos intermedios, vaporizadores de ciclo Rankine, etc. Con respecto a la temperatura del gas natural supercrítico vaporizado deberá notarse que la temperatura particular dependerá de la composición química del GNL, y especialmente del contenido de componentes diferentes al metano en el GNL. Sin embargo, se prefiere en general que la temperatura estará por debajo de las condiciones de operación de tubería normales, y las temperaturas especialmente preferidas están entre aproximadamente -28.89°C (-20°F) a aproximadamente -6.67°C (20°F) . Sin embargo, y especialmente en donde el GNL sea relativamente rico y/o en donde se desee producir un gas para venta particularmente pobre, la temperatura también puede estar entre -51.11 (-60°F) y -23.33 (-10°F). Por lo tanto, se prefiere en general que el controlador tenga una unidad de procesamiento central que esté programada para controlar la temperatura como función de la información ingresada o proporcionada previamente de otra manera acerca de la composición química del GNL. Alternativamente, el bombeo a presión supercrítica y/o la vaporización del GNL supercrítico también puede realizarse en una ubicación terrestre usando componentes bien conocidos en la técnica. Sin embargo, cuando la vaporización se realice en tierra, generalmente se prefiere que el calor para la vaporización se suministrado al menos en parte por la integración térmica con un ciclo de energía (por ejemplo, empleando fluidos de intercambio de calor acoplados a un ciclo de vapor o HRSG) . Alternativamente, la fuente de GNL y/o la unidad de regasificación también pueden localizarse en un área que está relativamente alejada de la habitación y/o actividad humana y proporcionará a la instalación terrestre el gas natural supercrítico regasificado. Por ejemplo, el almacenamiento y/o la regasificación pueden hacerse en una configuración en la cual el almacenamiento y/o la regasificación están al menos a 1 Km, más típicamente al menos a 5 K., y mucho más típicamente al menos a 10 km alejados de la instalación terrestre. Una vez que el GNL vaporizad supercrítico 3 llega a la instalación terrestre la corriente 3 se divide en dos partes, la corriente 4 y la corriente 5, en donde la relación entre las corrientes en función del nivel deseado de reducción de BTU (y/o concentración de componentes diferentes a metano) . La corriente 4 se desvía de la unidad de reducción de BTU y se mezcla con la corriente de gas residual 20 formando la corriente de gas para venta 21 que se alimenta a la tubería de gas. La corriente 5 reduce su presión en un primer turboexpansor 57 formando la corriente 6, típicamente a aproximadamente 7.58 MPa (1100 psig) y a una temperatura de aproximadamente -23.33°C (-10°) a -51.11°C (-60°F). El primer turboexpansor 57 proporciona una parte de la energía de compresión para operar el compresor de residuo, el cual está acoplado operacionalmente al expansor. La corriente 6 es calentada en el intercambiador 68 a -17.78°C (0°F) a -31.67°C (-25°F) para formar la corriente 7 suministrando trabajos de refrigeración para el condensador de reflujo 68. La corriente de dos fases es separada en el separador 59 en una corriente líquida 9 y una corriente de vapor 8. La corriente de vapor 8 es dividida adicionalmente en la corriente 11 y la corriente 12. Deberá notarse que la división entre las corrientes 11 y 12 se ajusta según sea necesario para cumplir con los niveles variables de reducción de BTU o de recuperación de C2+ (véase más adelante) . La corriente líquida 9 disminuye su presión en una válvula JT 60 hasta aproximadamente 3.1 MPa (450 psig) formando la corriente 10 que entra a la sección inferior de la primera columna 63.
Cuando se requiere una alta remoción de C2+, se incrementa el flujo de la corriente 12 en relación con la corriente 11, dando como resultado un incremento en el flujo de reflujo hacia el intercambiador del domo 64 en donde la corriente 12 es enfriada hasta típicamente -67.78°C (-90°F) a -78.9°C (-110°F) formando la corriente 14. La corriente 14 disminuye su presión por medio de la válvula JT 62 formando la corriente 15 a aproximadamente 3.1 Mpa (450 psig) a 3.44 MPa (500 psig) y se alimenta a la sección superior de la primera columna (en la presente operando como una desmetanizadora) . La corriente 11 disminuye su presión hasta aproximadamente 3.1 Mpa (450 psig) a 3.44 MPa (500 psig) en el segundo turboexpansor 61 formando la corriente 13, típicamente a -40°C (-40°F) a -51.11°C (-60°F) y se alimenta a la sección media de la columna 63. La energía generada por el segundo turboexpansor se usa preferentemente para proveer una porción del requerimiento de compresión del gas residual. El turboexpansor 61 también enfría el gas de alimentación, suministrando una porción del trabajo de rectificación en la primera columna. La columna desmetanizadora 63 opera típicamente entre aproximadamente 3.1 MPa (450 psig) a 3.44 MPa (500 psig) y produce una corriente del domo 16 y una corriente del fondo 22. Deberá apreciarse que las temperaturas de estas dos corrientes variará dependiendo de los niveles deseados de recuperación de C2+. Por ejemplo, durante una alta recuperación de C2+, la temperatura del domo se mantiene preferentemente en aproximadamente -78.9°C (-110°F) a aproximadamente -98.33°C (-145°F) , según sea necesario para la recuperación de etano y componentes más pesados. La temperatura del fondo de la desmetanizadora es mantenida por el rehervidor 71. Durante una baja recuperación de C2+, la temperatura del domo puede incrementarse hasta aproximadamente -62.22°C (-80°F) a -73.33°C (-100°F), según sea necesario para rechazar algo de los componentes C2 del domo. El contenido de refrigerante en la corriente del domo de la primera columna 16 es recuperada en el intercambiador de calor 64 proporcionando enfriamiento a la corriente de reflujo 12. La corriente calentada de esta manera 17 es comprimida entonces por el compresor que está acoplado operacionalmente al segundo turboexpansor formando la corriente 18, típicamente a -23.33°C (-10°F) a -34.44°C (-30°F) , la cual se comprime adicionalmente por medio del compresor de gas residual impulsado por el primer turboexpansor para formar la corriente 19 a aproximadamente 6.2 MPa (900 psig) a 8.27 Mpa (1200 psig). En donde sea deseable puede usarse una recompresión adicional con el compresor 65 para elevar la presión del gas residual a la presión de la tubería del gas para venta formando la corriente 20 que después se mezcla con la corriente de desvío . La corriente del fondo de la primera columna 22 disminuye su presión por medio de la válvula JT 66 hasta aproximadamente 1.38 a 2.76 MPa (200 a 400 psig) formando la corriente 23 antes de entrar a la sección superior de la segunda columna de destilación 67, la desetanizadora . La desetanizadora es un diseño de columna convencional que produce una corriente de vapor del domo rica en C2 24 y una corriente 25 de producto del fondo de C3+ . El vapor del domo 24 es condensado en el condensador de reflujo 68, con el enfriamiento suministrado por la corriente de gas de alimentación 6. La corriente del domo enfriada 26 es separada en el tambor de reflujo 69 en una corriente de producto de etano 27 y una corriente líquida 28 que es bombeada adicionalmente mediante la bomba 70 formando la corriente 29 que se reflujará a la columna desetanizadora. El requerimiento de calentamiento en la columna desetanizadora es suministrado con el rehervidor 72 empleando una fuente de calor externa. El balance de materia global para la reducción de BTU se muestra en la Tabla 1. Por lo tanto, los inventores contemplan un método de provisión de un producto de gas natural que incluye las etapas de (1) proporcionar GNL supercrítico vaporizado, preferentemente de una terminal marítima a una terrestre; (2) dividir el GNL supercrítico vaporizado en una primera y segunda corrientes; (3) procesar la primera corriente para remover al menos ciertos componentes de la primera corriente para formar un producto de gas natural pobre, en donde la etapa de procesamiento incluye una primera turboexpansión de al menos una parte de la primera corriente; (4) comprimir el producto de gas natural pobre usando al menos en parte energía de la primera turboexpansión; y (5) combinar el producto de gas natural pobre comprimido con la segunda corriente para formar así un gas para venta con un contenido predeterminado de componentes diferentes al metano. Tal como ya se discutió líneas arriba, las etapas preferidas de provisión de GNL supercrítico vaporizado incluye vaporizar el GNL supercrítico a una temperatura predeterminada, en donde la temperatura es función de una concentración de los componentes diferentes a metano en el GNL. Similarmente, la etapa de dividir el GNL supercrítico vaporizado en una primera y segunda corrientes es función de una concentración de los componentes diferentes al metano en el GNL. Más preferentemente, la etapa de procesar incluye adicionalmente una segunda turboexpansión de al menos una porción de la primera corriente, en donde la primera turboexpansión proporciona trabajo del condensador de reflujo, y en donde la segunda turboexpansión proporciona trabajo de refrigeración en el absorbedor. Por lo tanto, las plantas particularmente preferidas incluyen una porción (preferentemente marítima) configurada para bombear GNL a presión supercrítica y para regasificar el GNL presurizado, y una porción terrestre configurada para procesar una porción del GNL regasificado para remover al menos una parte del contenido que no es metano en el GNL para formar así un producto de gas natural pobre. En tales plantas, la porción terrestre típicamente está configurada adicionalmente para producir un gas para venta a partir de una mezcla del producto de gas natural pobre y otra porción del GNL regasificado. Visto desde una perspectiva diferente, una planta también se contempla una planta que tenga una fuente marítima que proporcione GNL regasificado a presión supercrítica, en donde el GNL tenga una primera cantidad de componentes diferentes a metano. Un divisor de flujo terrestre está configurado para producir una primera y una segunda corrientes del GNL regasificado, y un absorbedor terrestre está configurado para producir un producto de gas natural pobre a partir de una porción turboexpandida de la primera corriente. Tales plantas incluirán adicionalmente un compresor terrestre que comprime el producto de gas natural pobre, en donde el compresor está configurado para usar energía de la turboexpansión de la primera corriente, y un elemento de combinación de flujos terrestre que está configurado para producir gas para venta a partir del producto de gas natural pobre comprimido y la segunda corriente, en donde el gas para venta tiene una cantidad de componentes diferente a metano que es menor que la primera cantidad. Tal como se discutió anteriormente, se prefiere en general que una unidad de control (por ejemplo, un operador humano, o dispositivo que comprende una CPU programada para operar sin intervención manual o de un usuario) que está configurada para controlar la temperatura del GNL regasificado y/o la relación de la primera y la segunda corrientes en el divisor de flujo, en donde la temperatura y/o la relación se establecen como función de una concentración de componentes diferentes a metano en el GNL regasificado. En otra configuración preferida, la unidad de reducción de BTU incluye tres columnas, la primera columna (en la presente un absorbedor) opera a una presión mayor que la segunda columna, y en donde el líquido del fondo del absorbedor disminuye su presión (por ejemplo vía una válvula Jooule-Thompson) y se alimenta a la segunda columna. Deberá apreciarse que al operar la primera columna a una presión mayor, los caballos de fuerza de la compresión de gas residual pueden reducirse significativamente, especialmente cuando se requiere una presión de gas de tubería relativamente alta. Deberá apreciarse también que la reducción en la presión del primer producto del fondo suministra una porción de la refrigeración para la función de rectificación a la segunda columna (típicamente vía un efecto JT) que opera como una desmetanizadora. El vapor del domo de la segunda columna se comprime en un compresor de reciclo y se regresa a la primera columna. La tercera columna opera entonces como una desetanizadora auna una presión más baja que la primera y la segunda columna produciendo un vapor de etano del domo y productos del fondo de C3+. Deberá notarse especialmente que el vapor del domo de la segunda columna se divide en dos porciones. La primera porción es enfriada en un intercambiador de reflujo con vapor del domo del primer absorbedor para formar así un reflujo frío hacia la sección superior de la primera columna (absorbedor) . La segunda porción del vapor del domo forma un gas de extracción que se alimenta al fondo de la primera columna. Al usar dichas configuraciones de flujo dividido, se destaca que la relación de la primeras porción con respecto a la segunda porción de vapor de la segunda columna de destilación puede usarse para controlar en gran medida el nivel deseado de recuperación de C2+. Un ejemplo esquemático de tales configuraciones se ilustra en la figura 2. Aquí, la planta comprende una terminal receptora de GNL marítima que recibe GNL de un portador de GNL 51. El GNL es descargado del portador vía brazos de descarga hacia el tanque de almacenamiento de GNL marítimo 52. Los tanques de almacenamiento de GNL pueden ser una estructura basada en gravedad, o un depósito de GNL flotante. Como en el caso anterior, una composición típica de GNL (corriente 1) se muestra en la tabla 2. El GNL de estos tanques de almacenamiento es bombeado mediante la bomba primaria 53 a una presión intermedia, típicamente a 0.69 MPa (100 psig) . El GNL presurizado es bombeado además por la bomba secundaria 54 a presión supercrítica, típicamente a 10.34 MPa (1500 psig) a 15.17 Mpa (2200 psig) formando la corriente 2. Deberá notarse que la presión de descarga de la bomba secundaria típicamente se elevará con mayor riqueza del GNL y/o con la presión de suministro de gas de tubería terrestre . El GNL supercrítico es calentado después en los vaporizadores de GNL 55 a una temperatura intermedia típicamente a -23.33°C (-10°F) a -12.22°C (10°F), formando la corriente 3. La temperatura intermedia depende de la composición de GNL y del nivel de reducción de BTU, y generalmente se requiere una temperatura menor cuando se requieran en tierra niveles mayores de extracción de C2+. Los vaporizadores de GNL convencionales se pueden usar para la instalación de regasificación, incluyendo vaporizadores de agua de mar de estructura abierta, vaporizadores que operan con combustible de combustión sumergidos, vaporizadores de fluidos intermedios, vaporizadores de ciclo Rankine y/u otras fuentes de calor adecuadas. El GNL calentado es transportado entonces vía una tubería submarina 56 a la instalación terrestre. Una vez que el GNL supercrítico llega a la instalación terrestre, la corriente 3 se divide en dos partes, la corriente 4 y la corriente 5, en donde la relación de división está determinada por el nivel de requerimiento de , reducción de BTU. La corriente 4 se desvía de la unidad de reducción de BTU y se mezcla con la corriente de gas residual 20 formando la corriente 21 que se alimenta a la tubería de gas. La corriente 5 reduce su presión en el primer turboexpansor 57 formando la corriente 6, típicamente a aproximadamente 7.58 MPa (1100 psig) y a una temperatura de aproximadamente -23.33°C (-10°) a -51.11°C (-60°F) . El primer turboexpansor 57 proporciona una parte de la energía de compresión para operar el compresor de residuo. La corriente 6 es calentada a -17.78°C (0°F) a -31.67°C (-25°F) formando la corriente 7 suministrando los trabajos de refrigeración para los condensadores de reflujo 68 y 74. La corriente de dos fases es separada en el separador 59 en una corriente líquida 9, y una corriente de vapor 8 que es dividida adicionalmente en la corriente 11 y la corriente 12. La división se ajusta según sea necesario para cumplir con los niveles variables de reducción de BTU o de recuperación de C2+ (véase más adelante) . La corriente líquida 9 disminuye su presión en una válvula JT 60 hasta aproximadamente 4.14 MPa (600 psig) formando la corriente 10 que entra a la sección inferior de la primera columna 63. Cuando se requiere una alta remoción de C2+, se incrementa la relación de la corriente 12 con respecto a la corriente 11, dando como resultado un incremento en el flujo de reflujo hacia el intercambiador del domo 64. La corriente 12 es enfriada hasta típicamente -67.78°C (-90°F) a -78.9°C (-110°F) en el intercambiador 64 formando la corriente 14, y disminuye su presión por medio de la válvula JT 62 formando la corriente 15, a aproximadamente 2.76 Mpa (400 psig) a 4.48 MPa (650 psig) y se alimenta a la sección superior de la primera columna (en la presente: un absorbedor) . La corriente 11 disminuye su presión hasta aproximadamente 2.76 Mpa (400 psig) a 4.48 MPa (650 psig) en el segundo turboexpansor 61 formando la corriente 13, típicamente a -40°C (-40°F) a -51.11°C (-60°F) y se alimenta a la sección media de la columna 63. La energía generada por el segundo turboexpansor se usa preferentemente para proveer una porción del requerimiento de compresión del gas residual. La turboexpansión también provee enfriamiento al gas de alimentación, suministrando así una porción del trabajo de rectificación en la primera columna. La primera columna también se alimenta por medio del la corriente de reciclo 37 y la corriente 38 de la segunda columna. Al ajustar la relación entre estas dos corrientes, las recuperaciones de C2 y C3 pueden ajustarse según sea necesario. La primera columna que opera entre 2.76 MPa (400 psig) a 4.48 MPa (650 psig) produce una corriente del domo 16 y una corriente del fondo 22. Las temperaturas de estas dos corrientes variará dependiendo de los niveles deseados de recuperación de C2+. Por ejemplo, durante una alta recuperación de C2+, la temperatura del domo debe mantenerse en -78.9°C (-110°F) a -98.33°C (-145°F), según sea necesario para la recuperación del etano y de los componentes más pesados. Durante una baja recuperación de C2+, la temperatura del domo puede incrementarse hasta aproximadamente -62.22°C (-80°F) a -73.33°C (-100°F), según sea necesario para rechazar algo de los componentes C2 del domo. El contenido de refrigerante en la corriente del domo de la primera columna 16 es recuperado en el intercambiador de calor 64 proporcionando enfriamiento a la primera y segunda corrientes de reflujo 37 y 12 para formar así las corrientes 39 y 14, respectivamente. La corriente calentada 17 es comprimida por medio de un compresor que está impulsado al menos en parte por el segundo turboexpansor 61 formando la corriente 18, típicamente a -23.33°C (-10°F) a -34.44°C (-30°F) y se comprime adicionalmente por medio del compresor de gas residual impulsado por el primer turboexpansor 57 para formar la corriente 19 a aproximadamente 6.2 MPa (900 psig) a 8.27 Mpa (1200 psig) . Como una segunda opción, puede usarse una recompresión adicional con el compresor 65 para elevar la presión del gas residual a la presión de la tubería del gas para venta formando la corriente 20 que después puede mezclarse con la corriente de desvío 4. La corriente del fondo de la primera columna 22 disminuye su presión por medio de la válvula JT 66 hasta aproximadamente 1.38 a 2.76 MPa (200 a 400 psig) formando la corriente 29 antes de entrar a la sección superior de la segunda columna de destilación 73. La columna de destilación 73 opera a aproximadamente 1.38 a 2.76 MPa (200 a 400 psig) sirviendo como una corriente de fraccionamiento 29 de la desmetanizadora al fondo de C2+ 31 y una corriente del domo rica en Cl 30. El vapor del domo es condensado empleando refrigeración de la corriente de alimentación de entrada 6 en el intercambiador de reflujo 74, formando la corriente 32 a aproximadamente -17.78°C (0°F) a -40°C (-40°F) . La corriente 32 es separada en el tambor de reflujo 75 en una corriente líquida 34 y una corriente de vapor 33. La corriente líquida 34 es bombeada mediante la bomba 76 formando la corriente 35 y regresa a la parte superior de la segunda columna 73 como reflujo . La corriente de vapor 33 es comprimida por medio del compresor 77 formando la corriente 36 la cual es dividida en las corrientes 37 y 38, y dirigidas al intercambiador 64 proporcionando reflujo y/o al fondo de la primera columna para la reabsorción de etano. El requerimiento de calentamiento en la segunda columna es suministrado con el rehervidor 71 usando una fuente de calor externa. La temperatura del producto del fondo de GNL va de 37.38°C (100°F) a 93.33°C (200°F) dependiendo del nivel de reducción de BTU. El fondo de la segunda columna se envía a la tercera columna 67 (después de la expansión en la válvula JT 78 vía la corriente 23) , la cual es operada como desetanizadora para fraccionamiento adicional. La desetanizadora es típicamente de un diseño de columna convencional que produce una corriente del domo 24 rica en C2 y una corriente 25 de producto del fondo de C3+. El vapor del domo es condensado en el condensador de reflujo 68, con enfriamiento suministrado por la corriente de gas 6. La corriente de vapor enfriado 26 se separa en el tambor de reflujo 69 en una corriente de producto de etano 27 y una corriente líquida 28 que se bombea adicionalmente mediante la bomba 27 formando la corriente 29 que se reflujará a la columna desetanizadora. El requerimiento de calentamiento en la columna desetanizadora es suministrado con el rehervidor 72 empleando una fuente de calor externa, y los requerimientos de calentamiento de la columna 73 los suministra el rehervidor 71 empleando una fuente de calor externa. El balance de materia global para la reducción de BTU se muestra en la Tabla 2.
Por lo tanto, se han descrito modalidades y aplicaciones específicas para la regasificación de GNL y control del BTU. Sin embargo, aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que son posibles muchas más modificaciones además de las ya descritas sin alejarse de los presentes conceptos inventivos. Por ejemplo, la porción marítima de las configuraciones y métodos contemplados también pueden ubicarse y/u operarse en parte o completamente en tierra. Por lo tanto, el tema inventivo no estará restringido excepto en el espíritu de las reivindicaciones anexas. Además, en la interpretación tanto de la especificación como de las reivindicaciones, todos los términos deberán interpretarse en la forma más amplia posible consistente con el contexto. En particular, los términos "comprende" y "comprendiendo" deberán interpretarse como refiriéndose a elementos, componentes, o etapas en una forma no exclusiva, indicando que los elementos, componentes o etapas mencionados pueden estar presentes, o utilizarse, o combinarse con otros elementos, componentes o etapas que no están expresamente mencionados. Además, cuando una definición de uso de un término en una referencia, la cual se incorpora aquí como referencia sea consistente o contraria a la definición del término proporcionado en la presente, la definición de ese término proporcionado en la presente aplica y la definición del término en la referencia no aplica.
TABLA 1 TABLA 2 Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (20)

  1. REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un método de provisión de un producto de gas natural, caracterizado porgue comprende: proveer gas natural licuado supercrítico vaporizado, opcionalmente de una ubicación marítima a una terminal terrestre; dividir el gas natural licuado supercrítico vaporizado en una primera y segunda corriente; procesar la primera corriente para remover al menos algunos componentes diferentes al metano de la primera corriente para formar un producto de gas natural pobre, en donde la etapa de procesamiento incluye una primera turboexpansión de al menos una porción de la primera corriente; comprimir el producto de gas natural pobre usando al menos en parte energía de la primera turboexpansión; y combinar el producto de gas natural pobre comprimido on la segunda corriente para formar así un gas para venta con un contenido predeterminado de componentes diferentes al metano.
  2. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de proveer el gas natural licuado supercrítico vaporizado incluye vaporizar el gas natural licuado supercrítico a una temperatura predeterminada igual o menor que -6.66°C (20°F) , en donde la temperatura es función de una concentración de componentes diferentes al metano en el gas natural licuado.
  3. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la etapa de dividir el gas natural licuado supercrítico vaporizado en la primera y segunda corrientes es función de una concentración de componentes diferentes al metano en el gas natural licuado.
  4. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera corriente es procesada en un absorbedor que produce adicionalmente un producto del fondo del absorbedor, y en donde el producto del fondo se procesa adicionalmente en al menos una columna corriente abajo para producir así al menos uno de un producto de etano y un producto de propano y más pesados.
  5. 5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la por lo menos una columna corriente abajo opera a una presión que es menor que una presión de operación del absorbedor.
  6. 6. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque la por lo menos una columna corriente abajo opera como una desmetanizadora o desetanizadora y proporciona un producto del domo que es reciclado al absorbedor como al menos una corriente de reflujo o un producto del fondo.
  7. 7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de procesar incluye adicionalmente una segunda turboexpansión de al menos parte de la primera corriente, en donde la primera turboexpansión proporciona trabajo de condensador de reflujo de las columnas corriente abajo, y en donde la segunda turboexpansión proporciona trabajo de refrigeración en el absorbedor para recuperación de los componentes diferentes al metano.
  8. 8. Una instalación, caracterizada porque comprende: una fuente de gas natural licuado y una bomba acoplada de manera fluida a la fuente, en donde la bomba está configurada para producir gas natural licuado a presión supercrítica; una unidad de regasificación acoplada a la bomba y configurada para regasificar el gas natural licuado supercrítico a una temperatura predeterminada; y un controlador enlazado operacionalmente con la unidad de regasificación y permite establecer la temperatura del gas natural licuado regasificado como función de la concentración de los componentes diferentes al metano en el gas natural licuado.
  9. 9. La instalación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la fuente de gas natural licuado se selecciona del grupo que consiste de un portador de gas natural licuado, un tanque sumergido de gas natural licuado, y un tanque flotante de gas natural licuado.
  10. 10. La instalación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la unidad de regasificación comprende una unidad seleccionada del grupo que consiste de un vaporizador de agua de mar de estructura abierta, un vaporizador operado con combustible de combustión sumergido, un vaporizador de aire ambiental, un vaporizador de fluido intermedio, y un vaporizador de ciclo Rankine.
  11. 11. La instalación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque la temperatura predeterminada esta entre aproximadamente -28.89°C (-20°F) a aproximadamente -6.67°C (20°F) .
  12. 12. La instalación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizada porque el controlador comprende una unidad de procesamiento central programada para controlar la temperatura como función de la información previamente proporcionada acerca de la composición química del gas natural licuado.
  13. 13. Una planta de procesamiento de gas natural licuado, caracterizada porque comprende: una porción, opcionalmente marítima, configurada para bombear gas natural licuado a presión supercrítica y para regasificar el gas natural licuado presurizado; una porción terrestre configurada para procesar una porción del gas natural licuado regasificado para remover al menos una porción del contenido diferente al metano en el gas natural licuado para así formar un producto de gas natural pobre; y en donde la porción terrestre está configurada para producir un gas para venta a partir del producto de gas natural pobre y otra porción del gas natural licuado regasificado .
  14. 14. La planta de procesamiento de gas natural licuado de conformidad con la reivindicación 13, caracterizada porque la porción terrestre comprende un absorbedor que recibe la porción del gas natural licuado regasificado para producir así el gas natural pobre.
  15. 15. La planta de procesamiento de gas natural licuado de conformidad con la reivindicación 14, caracterizada porque adicionalmente comprende un turboexpansor que expande la porción del gas natural licuado regasificado antes de entrar al absorbedor, y comprende adicionalmente un compresor que está acoplado operacionalmente al expansor y comprime el producto de gas natural pobre.
  16. 16. La planta de procesamiento de gas natural licuado de conformidad con la reivindicación 14, caracterizada porque adicionalmente comprende una columna corriente abajo que está configurada para recibir un producto del fondo del absorbedor y para producir un producto de etano y propano y más pesados.
  17. 17. La planta de procesamiento de gas natural licuado de conformidad con la reivindicación 14, caracterizada porque adicionalmente comprende una columna corriente abajo que está configurada para operar como una desmetanizadora o desetanizadora, para recibir un producto del fondo del absorbedor, y para producir al menos uno de una corriente de reflujo y una corriente de alimentación del fondo hacia el absorbedor.
  18. 18. La planta de procesamiento de gas natural licuado de conformidad con la reivindicación 14, caracterizada porque adicionalmente comprende un elemento de combinación de flujos que está configurado para combinar el producto de gas natural pobre y la otra porción del gas natural licuado regasificado para formar así el gas para venta.
  19. 19. Una planta de procesamiento de gas natural licuado, caracterizada porque comprende: una fuente que proporciona gas natural licuado regasificado a presión supercrítica, en donde el gas natural licuado tiene una primera cantidad de componentes diferentes a metano; un divisor de flujo que está configurado para producir una primera y una segunda corriente del gas natural licuado regasificado; un absorbedor que está configurado para producir un producto de gas natural pobre a partir de la porción turboexpandida de la primera corriente; un compresor que comprime el producto de gas natural pobre, en donde el compresor está configurado para utilizar energía de la turboexpansión de la primera corriente; y un elemento de combinación de flujos terrestre que está configurado para producir un gas para venta a partir del producto de gas natural pobre comprimido y la segunda corriente, en donde el gas para venta tiene una cantidad de componentes diferentes al metano que es menor que la primera cantidad.
  20. 20. La planta de conformidad con la reivindicación 19, caracterizada porque comprende adicionalmente una unidad de control que está configurada para controlar al menos uno de una temperatura del gas natural licuado regasificado y una relación de la primera y segunda corrientes, en donde la temperatura y la relación se establecen como función de una concentración de los componentes diferentes al metano en el gas natural licuado regasificado.
MX2007007021A 2004-12-16 2005-12-13 Configuraciones y metodos para regasificacion de gas natural licuado y control de valor calorico. MX2007007021A (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US63696004P 2004-12-16 2004-12-16
PCT/US2005/045455 WO2006066015A2 (en) 2004-12-16 2005-12-13 Configurations and methods for lng regasification and btu control

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2007007021A true MX2007007021A (es) 2007-08-14

Family

ID=36588562

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2007007021A MX2007007021A (es) 2004-12-16 2005-12-13 Configuraciones y metodos para regasificacion de gas natural licuado y control de valor calorico.

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8110023B2 (es)
EP (1) EP1824583A4 (es)
JP (1) JP4759571B2 (es)
AU (1) AU2005316515B2 (es)
CA (1) CA2589280C (es)
EA (1) EA011195B1 (es)
MX (1) MX2007007021A (es)
NO (1) NO20072776L (es)
WO (1) WO2006066015A2 (es)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102005000634A1 (de) * 2005-01-03 2006-07-13 Linde Ag Verfahren zum Abtrennen einer C2+-reichen Fraktion aus LNG
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
CN101479549B (zh) * 2006-06-27 2011-08-10 氟石科技公司 乙烷回收方法和配置
NO328408B1 (no) * 2006-11-28 2010-02-15 Moss Maritime As Anordning, system og fremgangsmate for regasifisering av LNG
JP5219306B2 (ja) * 2007-04-13 2013-06-26 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 沖合でのｌｎｇの再ガス化および発熱量の調節のための構成および方法
US8893515B2 (en) 2008-04-11 2014-11-25 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations of boil-off gas handling in LNG regasification terminals
WO2010012560A2 (en) * 2008-07-29 2010-02-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream and method of cooling a hydrocarbon stream
US9829244B2 (en) 2010-07-29 2017-11-28 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for small scale LNG production
US10451344B2 (en) 2010-12-23 2019-10-22 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery and ethane rejection methods and configurations
EP2666958A1 (en) * 2012-05-23 2013-11-27 Linde Aktiengesellschaft Method of fraccing a well
AU2014251176B2 (en) * 2013-04-12 2016-10-27 Excelerate Liquefaction Solutions, Llc Systems and methods for floating dockside liquefaction of natural gas
WO2016130574A1 (en) 2015-02-09 2016-08-18 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration of an ngl recovery process for low pressure rich feed gas
DE102015009254A1 (de) * 2015-07-16 2017-01-19 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen von Ethan aus einer Kohlenwasserstoffreichen Gasfraktion
RU2618632C9 (ru) * 2015-12-16 2017-09-27 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ и установка вариативной переработки газа деэтанизации
US10006701B2 (en) 2016-01-05 2018-06-26 Fluor Technologies Corporation Ethane recovery or ethane rejection operation
US10330382B2 (en) 2016-05-18 2019-06-25 Fluor Technologies Corporation Systems and methods for LNG production with propane and ethane recovery
US11112173B2 (en) 2016-07-01 2021-09-07 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for small scale LNG production
US11725879B2 (en) 2016-09-09 2023-08-15 Fluor Technologies Corporation Methods and configuration for retrofitting NGL plant for high ethane recovery
WO2018160182A1 (en) * 2017-03-02 2018-09-07 The Lisbon Group, Llc Systems and methods for transporting liquefied natural gas
CA3077409A1 (en) 2017-10-20 2019-04-25 Fluor Technologies Corporation Phase implementation of natural gas liquid recovery plants
EP3489473A1 (de) 2017-11-27 2019-05-29 Siemens Aktiengesellschaft Verbessertes verfahren zur stromerzeugung bei der regasifizierung eines fluids durch überkritische entspannung
RU2691863C1 (ru) * 2018-06-28 2019-06-18 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева-КАИ" (КНИТУ-КАИ) Способ регазификации жидкости и установка для регазификации жидкости
US12098882B2 (en) 2018-12-13 2024-09-24 Fluor Technologies Corporation Heavy hydrocarbon and BTEX removal from pipeline gas to LNG liquefaction

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2637611B2 (ja) * 1990-07-04 1997-08-06 三菱重工業株式会社 Ｎｇｌまたはｌｐｇの回収方法
US6089022A (en) * 1998-03-18 2000-07-18 Mobil Oil Corporation Regasification of liquefied natural gas (LNG) aboard a transport vessel
WO2002097252A1 (en) * 2001-05-30 2002-12-05 Conoco Inc. Lng regasification process and system
US6751985B2 (en) * 2002-03-20 2004-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Process for producing a pressurized liquefied gas product by cooling and expansion of a gas stream in the supercritical state
US6564579B1 (en) * 2002-05-13 2003-05-20 Black & Veatch Pritchard Inc. Method for vaporizing and recovery of natural gas liquids from liquefied natural gas
EP1634023B1 (en) * 2003-06-05 2011-11-30 Fluor Corporation Liquefied natural gas regasification configuration and method
JP4599362B2 (ja) * 2003-10-30 2010-12-15 フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン 自在ｎｇｌプロセスおよび方法
CN101027526B (zh) * 2004-09-22 2010-12-08 弗劳尔科技公司 同时产生lpg和动力的设备配置及方法

Also Published As

Publication number Publication date
US8110023B2 (en) 2012-02-07
EA011195B1 (ru) 2009-02-27
NO20072776L (no) 2007-09-12
JP2008523238A (ja) 2008-07-03
EA200701287A1 (ru) 2007-12-28
WO2006066015A2 (en) 2006-06-22
AU2005316515A1 (en) 2006-06-22
EP1824583A4 (en) 2011-07-27
AU2005316515B2 (en) 2010-02-18
CA2589280C (en) 2011-05-24
US20090277219A1 (en) 2009-11-12
WO2006066015A3 (en) 2006-08-31
EP1824583A2 (en) 2007-08-29
CA2589280A1 (en) 2006-06-22
JP4759571B2 (ja) 2011-08-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
MX2007007021A (es) Configuraciones y metodos para regasificacion de gas natural licuado y control de valor calorico.
US8695376B2 (en) Configurations and methods for offshore LNG regasification and heating value conditioning
US8893515B2 (en) Methods and configurations of boil-off gas handling in LNG regasification terminals
CA2574601C (en) Lng regasification configurations and methods
US7299655B2 (en) Systems and methods for vaporization of liquefied natural gas
AU2004288122B2 (en) LNG vapor handling configurations and methods
US20080148771A1 (en) Process and apparatus for reducing the heating value of liquefied natural gas
WO2008122556A2 (en) Method and apparatus for separating one or more c2+ hydrocarbons from a mixed phase hydrocarbon stream
WO2007139876A2 (en) High ethane recovery configurations and methods in lng regasification facilities
TWI774783B (zh) 天然氣的製造裝置以及天然氣的製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration