TRANSPORTAR Y CONDUCIR GAS NATURAL LICUADO DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se relaciona generalmente con un método para transferir fluidos. En particular, el método y el sistema se relacionan con la entrega de cargamento, tal como gas natural licuado (LNG) , por medio de barcos entre terminales de exportación e importación en varios mercados de todo el mundo. Esta sección está hecha con la intención de introducir al lector en varios aspectos de la técnica, que pueden asociarse con modalidades ejemplares de la presente invención, que se describen y/o se reivindican a continuación. Se cree que esta presentación ayuda a proporcionar información al lector para facilitar una mejor comprensión de las técnicas particulares de la presente invención. Por lo tanto, debe comprenderse que estas declaraciones se leerán desde este punto de vista y no necesariamente como admisiones de la técnica anterior. El cargamento se transfiere por lo general desde una ubicación de un puerto hasta otra ubicación de un puerto por medio de barcos, tales como buques transportadores. Estos buques transportadores tienen sistemas de propulsión y navegación para movimiento a través de grandes cuerpos de agua, que pueden definirse como mares abiertos. Además, los buques transportadores pueden incluir adaptaciones para
operaciones marinas, depósitos de almacenamiento para cargamentos líquidos y compartimientos para cargamentos sólidos . Con algunos buques transportadores pueden instalarse sistemas y equipos especiales para ayudar con el transporte de cargamento específico. Como tal, los buques transportadores incluyen equipo y sistemas para transferir de manera económica un cargamento entre ubicaciones de mercados. Por ejemplo, después de que se produce el gas natural, éste se procesa y puede licuarse en terminales de exportación u otras instalaciones para convertirlo en LNG. El LNG es la base de una tecnología de entrega que permite que los recursos remotos de gas natural se entreguen de manera económica al mercado. El LNG se envía al mercado en buques transportadores de LNG (LNGC) especialmente diseñados que están configurados para almacenar y transportar el LNG a través de los grandes cuerpos de agua. Después, el LNG se convierte de nuevo en gas natural en una terminal de importación cercana a la ubicación del mercado. Típicamente, las terminales de importación se ubican en tierra o en alta mar cerca de la ubicación del puerto. No obstante, la terminal de importación se conecta mediante una tubería a un equipo en tierra para el procesamiento y/o distribución adicional de gas natural . Las terminales de importación o exportación en alta mar pueden ser convenientes debido a que no utilizan una
propiedad en tierra, que puede reducir algunos asuntos de seguridad. Sin embargo, los importantes retos técnicos necesitan dirigirse a aplicar exitosamente las terminales en alta mar. Un ejemplo de una terminal de importación de LNG en alta mar es una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) . Una FSRU es una estructura en alta mar anclada, dedicada que transfiere LNG desde LNGC, almacena el LNG en depósitos de almacenamiento, regasifica el LNG utilizando termointercambiadores y entrega el gas natural a una tubería. Una FSRU incluye por lo general un equipo de transferencia de cargamento criogénico e instalaciones de vaporización de LNG, que pueden ubicarse en la plataforma de la FSRU. Además, las condiciones ambientales en alta mar son un factor que limitan los periodos en los que LNGC son capaces de descargar LNG en una FSRU. Por ejemplo, las severas condiciones ambientales pueden proporcionar periodos donde la conexión de LNGC y FSRU no puede llevarse a cabo de manera segura y confiable. Además, si las condiciones ambientales en alta mar son demasiado severas para permitir que LNGC y FSRU se conecten, entonces la FSRU puede sólo entregar gas natural a la tubería desde sus reservas almacenadas. Debido a esto, las reservas almacenadas en la FSRU pueden mermar, conduciendo a una interrupción de la entrega de gas natural a la tubería. El servicio discontinuo
o las interrupciones al flujo de gas natural en o desde una tubería puede resultar en penalizaciones y aumentos de costos para compañías que operan las terminales de importación o exportación . Para enfocarse en las condiciones ambientales, se utilizan varios enfoques de descarga para transferir LNG entre los LNGC y las FSRU. Por ejemplo, un enfoque de descarga es una descarga de lado a lado, que se emplea actualmente en las terminales de importación y exportación basadas en tierra. La descarga lado a lado puede llevarse a cabo con el LNGC y la FSRU dispuestos en una configuración lado a lado con la transferencia de LNG que ocurre utilizando brazos de carga mecánicos adaptados para el mar cerca del medio del buque de cada LNGC y FSRU. La transferencia de cargamento basado en tierra convencional que utiliza brazos de carga mecánicos se lleva a cabo típicamente en aguas protegidas . Un segundo enfoque de descarga es la descarga en tándem. La descarga en tándem de LNG se compara con la tecnología existente utilizada para transferir petróleo entre barcos flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y buques petroleros. Típicamente, los dos barcos se disponen de proa a popa con la transferencia del cargamento llevada a cabo utilizando mangueras flexibles. Para la transferencia de LNG, las mangueras criogénicas flexibles o
los brazos de carga largos, que se definen como barreras flotantes, pueden utilizarse con la prueba del buque transportador de LNGC ubicada tras la popa de la FSRU. Con estas mangueras criogénicas flexibles o los brazos de carga largos, el enfoque de descarga en tándem puede permanecer operable en estados del mar más severos que en el enfoque de descarga lado a lado. Un tercer enfoque de descarga emplea un sistema de transferencia de fluido criogénico submarino, que se describe en la Solicitud de Patente Internacional No. WO2006/044053. En este enfoque de descarga, el LNGC y la FSRU se conectan sobre una distancia de aproximadamente 2 kilómetros (km) por torres criogénicas, tubos ascendentes y tuberías. El LNGC se conecta a una boya criogénica desconectable , sumergida y transfiere el LNG a través de esta boya y uno o más tubos ascendentes criogénicos flexibles al fondo marino, sobre la ubicación de FSRU a través de una o más tuberías criogénicas, hasta uno o más tubos ascendentes criogénicos flexibles y en FSRU a través de un sistema de amarre de torre interna criogénica. Debido a que LNGC y FSRU se separan y pueden moverse de manera independiente, este sistema de descarga puede operar en estados de mar extremos, tales como importantes alturas de olas de 4 a 5 metros . Aunque cada uno de estos enfoques de descarga pueden utilizarse para mantener una entrega uniforme de gas
natural a la tubería, el uso de las FSRU con cualquiera de estos enfoques de descarga sufre de limitaciones técnicas y comerciales. Por ejemplo, debido a que las FSRU se amarran de manera permanente sin acceso al mantenimiento de un dique seco, se llevan a cabo numerosas mejoras para asegurar que la instalación permanezca operable sobre la vida útil del proyecto, lo que resulta en un importante gasto de capital. Los ejemplos de estas mejoras incluyen acero del casco adicional para prolongar la vida a fatiga, los revestimientos del casco mejorados para la resistencia a la corrosión y provisiones adicionales para las inspecciones en la obra. Este gran gasto de capital inicial resulta en una reducción importante en toda la economía de la cadena de entrega de LNG . Además, las operaciones y el equipo adicional, tales como remolcadores de colocación dedicados o sistemas de navegación en los LNGC, se involucran para facilitar las operaciones de atraque para los LNGC con la FSRU. Mientras mejoran en relación con las terminales en tierra, las FSRU aún poseen una rosca de seguridad y tienen que conducirse para dirigirse al acceso abierto proporcionado en un establecimiento en alta mar. Alterno a la terminal de importación de LNG basado en FSRU es incluir el equipo de regasificación en el LNGC. Véase Patente Norteamericana No. 6,089,022. Estos barcos son el LNGC con modificaciones extensas para permitir la
regasificación a bordo del LNG y la descarga de gas natural en la tubería. Estos buques transportadores, que pueden definirse como Terminales de Regasificación a Bordo (SRT) , están equipados con un equipo de regasificación y un equipo de descarga de LNGC tradicional (es decir, un colector para aceptar los brazos de carga) para interactuar con las terminales de LNG convencionales. Desventajosamente, el gasto de capital de estas SRT puede ser mayor que los LNGC tradicionales debido a que cada barco de SRT se modifica con termointercambiadores para las operaciones de regasificación, un sistema de descarga de gas natural y depósitos de cargamento de LNG reforzados para resistir las cargas de un movimiento de un líquido. Debido a estos gastos de capital adicionales, utilizar sólo las SRT para entregar el LNG tiende a ser costoso en largas distancias y/o en grandes volúmenes. Además, el almacenamiento de LNG en las SRT se limita de alguna manera ya que estos barcos están diseñados para el tránsito eficiente sobre largas distancias. Como tal, es necesario un método o mecanismo para mejorar la entrega de un cargamento, tal como el LNG, de manera eficiente. Este método o mecanismo eficiente puede aligerar a la perfección los asuntos asociados con operar las terminales de importación de LNG en alta mar. Puede encontrarse otro material relacionado en por lo menos la Patente Norteamericana No. 3,590,407; la Patente
Norteamericana No. 5,501,625; la Patente Norteamericana No. 5,549,164; la Patente Norteamericana No. 6,003,603; la Patente Norteamericana No. 6,089,022; la Patente Norteamericana No. 6,637,479; la Patente Norteamericana No. 6,923,225; la Patente Norteamericana No. 7,080,673; la Solicitud de Publicación de Patente Norteamericana No. 2002/0174662; la Solicitud de Publicación de Patente Norteamericana No. 2004/0187385; la Solicitud de Publicación de Patente Norteamericana No. 2006/0010911; la Solicitud de Patente Europea No. 1,383,676; la Solicitud de Patente Internacional No. WO 01/03793; la Solicitud de Patente Internacional No. WO2006/044053 ; Loez, Bernard "Nuevos Aspectos Técnicos y Económicos de Terminales de LNG" , Información de Petróleo, pp. 85-86, agosto de 1987; Hans Y.S. Han et al., "Desarrollo del Diseño de FSRU del Buque Transportador de LNG y Experiencias de Construcción de FPSO" . Conferencia de Tecnología en Alta Mar, 6-9 de mayo de 2002, OTC-14098; "La Solicitud de FSRU para Importaciones de LNG", Annual GAP Europe Chapter Meeting 25-26 de septiembre de 2003 ; y O.B. Larsen et al., "Sistema de Barco de Regasificación y Petrolero de (Gas Natural Licuado) LNG" , Conferencia de Tecnología en Ultramar 3-6 de mayo de 2004, OTC-16580. En una modalidad, se describe un método para importar gas natural licuado (LNG) . El método comprende
proporcionar un primer barco de importación acoplado de manera operativa a una terminal de importación, un segundo barco de importación que transporta LNG y barcos de transporte, en donde cada primer barco de importación y segundo barco de importación tiene un equipo de regasificación, un equipo de descarga de LNG, depósitos de almacenamiento de LNG y un equipo de transferencia de gas natural para transferir gas natural desde el primer barco de importación o el segundo barco de importación hasta una terminal de importación; determinar si el primer barco de importación se reemplaza por el segundo barco de importación; si el primer barco de importación se reemplaza por el segundo barco de importación, desacoplar el primer barco de importación de la terminal de importación, acoplar el segundo barco de importación a la terminal de importación y descargar el LNG de los barcos de transporte al segundo barco de importación; y si el primer barco de importación permanece en la terminal de importación, descargar el LNG desde el segundo barco de importación y desde los barcos de transporte hasta el primer barco de importación. La importación de una carga del buque transportador puede incluir descargar, recibir o de otra manera transferir la carga del buque transportador, tal como LNG, entre dos ubicaciones, que pueden incluir transportar la carga del cargamento en aguas internacionales y/o territoriales.
En otra modalidad, se describe un sistema de transporte de fluido. El sistema de transporte de fluido comprende por lo menos una terminal; una pluralidad de barcos de transporte; y una pluralidad de barcos de regasificación. Cada uno de los barcos de transporte tiene depósitos de almacenamiento y se configura para transportar gas natural licuado (LNG) en un ambiente marítimo abierto, mientras cada barco de regasificación se equipa con un equipo de regasificación, un equipo de descarga de LNG, depósitos de almacenamiento de LNG y un equipo de transferencia de gas natural y se configura para transportar el LNG en el ambiente marítimo abierto. Uno de los barcos de regasificación transporta LNG en el entorno marítimo abierto, mientras el otro de los barcos de regasificación se acopla a una de por lo menos una terminal para proporcionar gas natural a una de por lo menos una terminal desde uno de los barcos de transporte y uno de los barcos de regasificación. Los barcos de regasificación pueden configurarse para acoplarse a la terminal; transferir el LNG desde uno de los barcos de transporte y otro barco de regasificación; regasificar el LNG proporcionado desde uno de los barcos de transporte y el otro de los barcos de regasificación; y transferir gas natural a la terminal . En aún otra modalidad, se describe otro método para transportar gas natural licuado (LNG) . El método comprende
proporcionar una pluralidad de barcos de transporte que tienen depósitos de almacenamiento de LNG que se configuran para transportar gas natural licuado (LNG) en un entorno marítimo abierto; y proporcionar una pluralidad de barcos de regasificación, en donde cada pluralidad de barcos de regasificación tiene un equipo de regasificación, un equipo de descarga de LNG, depósitos de almacenamiento de LNG, un equipo para transferir gas natural y se configura para transportar gas natural licuado (LNG) en un entorno marítimo abierto y descargar LNG de una de la pluralidad de barcos de transporte por una de la pluralidad de barcos de regasificación en una primera terminal de manera simultánea mientras otra de la pluralidad de los barcos de regasificación transporta LNG en el entorno marítimo abierto. En aún otra modalidad, se describe un método para transportar fluido. El método comprende acoplar un primer barco a una terminal, en donde el primer barco tiene un equipo de regasificación, un equipo de descarga, depósitos de almacenamiento y un equipo para transferir fluido regasificado desde un primer barco hasta la terminal; descargar el fluido en el primer barco desde uno de una pluralidad de barcos de transporte que tienen depósitos de almacenamiento y un segundo barco, en donde el segundo barco tiene un equipo de regasificación, un equipo de descarga, depósitos de almacenamiento y equipo para transferir gas
fluido regasificado desde el segundo barco hasta la terminal; desatracar el primer barco de la terminal; atracar el segundo barco adyacente a la terminal; acoplar el segundo barco a la terminal; descargar el fluido en el segundo barco desde una de la pluralidad de barcos de transporte y el primer barco. El fluido en el método puede comprender gas natural licuado, dióxido de carbono licuado, helio licuado y otros gases adecuadamente licuados. Además, una o más modalidades pueden incluir otras características. Por ejemplo, los métodos pueden comprender regasificar el LNG en el primer barco de importación para entregar el gas natural a una tubería acoplada de manera operativa a la terminal de importación; en donde descargar LNG de los barcos de transporte en el primer barco de importación comprende almacenar por lo menos una porción del LNG en los depósitos de almacenamiento de LNG en el primer barco de importación; y en donde descargar el LNG en los barcos de transporte en el primer barco de importación comprende almacenar por lo menos una porción del LNG en depósitos de almacenamiento de LNG asociados con la terminal. Además, una o más de las modalidades pueden incluir un equipo específico. Por ejemplo, el equipo de regasificación puede utilizar uno de un sistema de regasificación de bucle abierto y un sistema de regasificación de bucle cerrado; puede utilizar calor
sensible de otro liquido como la fuente de calor para la vaporización del LNG; puede utilizar calor sensible de la combustión de un combustible, como la fuente de calor para la vaporización del LNG; y/o puede utilizar calor latente de un líquido condensable como la fuente de calor para la vaporización del LNG. Además, el equipo de descarga de LNG puede comprender brazos de carba criogénica para transferir el LNG desde el primer barco de importación y/o mangueras criogénicas para transferir el LNG desde el primer barco de importación. Además, el LNG puede descargarse mediante una descarga lado a lado; una descarga en tándem; y/o una descarga del sistema de transferencia de fluido criogénico submarino. Los depósitos de almacenamiento de LNG pueden comprender depósitos esféricos, depósitos de membrana, depósitos prismáticos de auto-soporte y/o depósitos modulares . La terminal puede comprender dos o más estructuras de atraque, en donde las estructuras de atraque comprenden espigones de atraque fijados al fondo marino, un sistema de amarre disperso, un sistema de carga de torre sumergida y cualquier combinación de los mismos. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Lo anterior y otras ventajas de la presente invención pueden volverse aparentes al leer la siguiente descripción detallada y al referirse a los dibujos en los que:
La FIGURA 1 es un diagrama de flujo ejemplar de operaciones de transferencia de LNG de acuerdo con ciertos aspectos de la presente invención; la FIGURA 2 es una flota o sistema de transporte de fluido ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de la presente invención; y la FIGURA 3 es otra flota o sistema de transporte de fluido ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de la presente invención. En el siguiente ejemplo y descripción detallada, la invención se describirá junto con sus modalidades preferidas. Sin embargo, en la medida en que la siguiente descripción es específica a una modalidad particular o un uso particular de la invención, se pretende que sea sólo ilustrativa. Por lo tanto, la invención no se limita a las modalidades específicas descritas a continuación sino que incluye todas las alternativas, modificaciones y equivalentes de la invención que caen dentro del verdadero alcance de las reivindicaciones anexas. Por lo menos algunas modalidades de la presente invención se dirigen a métodos y sistemas para transportar LNG por medio de barcos entre una ubicación de exportación y una ubicación de importación. Según algunas modalidades de la presente invención, las SRT, que se equipan con un equipo de regasificación, un equipo de descarga de LNG (por ejemplo,
brazos de carga mecánicos adaptados para el mar) , depósitos de almacenamiento de LNG y equipo para transferir gas natural a la terminal de importación se utilizan como FSRU intercambiables temporales (TIF) . Una primera TIF, junto con los barcos de transporte (por ejemplo, LNGC) , se utiliza para transferir LNG entre una terminal de exportación y una terminal de importación. Una segunda TIF se utiliza en el sistema como LNGC, que transporta LNG entre la terminal de exportación y la terminal de importación. Por lo tanto, la primera TIF se amarra de manera temporal en y en comunicación fluida con la terminal de importación y transfiere LNG desde los LNGC (incluyendo la segunda TIF) en los depósitos de almacenamiento de LNG de TIF. Junto con las operaciones de descarga de LNG, la primera TIF regasifica de manera continua el LNG desde sus depósitos de almacenamiento LNG y envía gas natural a la terminal de importación y por último a la tubería. La primera TIF puede reemplazarse por la segunda TIF para mantener las operaciones para la terminal de importación. El uso de múltiples TIF en combinación con LNG proporciona un enfoque de entrega de LNG alterativo en comparación con tener una FSRU permanentemente amarrada ubicada en la terminal de importación o utilizando una flota de barcos de SRT para transportar LNG entre una terminal de exportación y una terminal de importación. Por lo tanto, la presente invención puede mejorar la entrega de LNG desde una
ubicación hasta otra ubicación y puede mejorar la importación de LNG en una ubicación particular. Regresando ahora a los dibujos y con referencia inicialmente a la FIGURA 1, se ilustra un diagrama de flujo ejemplar de operaciones de transferencia de fluidos de acuerdo con ciertos aspectos de la presente invención. En el diagrama de flujo ejemplar, al que se le puede hacer referencia con el número 100 de referencia, pueden llevarse a cabo varias operaciones para transferir fluidos, tales como LNG, desde una terminal de exportación hasta una terminal de importación. Las operaciones de trasferencia incluyen el uso de TIF, que son barcos equipados con equipo de regasificación, depósitos de almacenamiento de LNG, equipo de descarga de LNG (por ejemplo, brazos de carga mecánicos adaptados para el mar) , y equipo para transferir gas natural a la terminal de importación. La primera TIF o TIF en la terminal interactúa con los barcos de transporte en la flota de transporte, que incluye LNGC y puede incluir una segunda TIF. En particular, por lo menos la primera TIF se amarra de manera temporal y en comunicación fluida con una terminal de importación, mientras la segunda TIF u otra TIF se utiliza como un barco de transporte en la flota de transporte con uno o más barcos de transporte. Se discute a continuación el uso de estos barcos . El diagrama de flujo inicia en el bloque 102. En el
bloque 104, se obtiene LNG mediante un barco de transporte. El LNG puede obtenerse a partir de la transferencia de LNG desde una terminal de exportación, tal como una planta de LNG en tierra o en alta mar, que está diseñada para recibir, procesar y licuar gas natural. La flota de barcos de transporte puede incluir barcos, tales como LNGC y por lo menos una TIF, que se configuran para transportar LNG en todo el mar abierto. El mar abierto se refiere a cualquier división de un gran cuerpo de agua, que puede incluir bahías, lagos, mares, océanos, golfos o similares. El mar abierto puede incluir también aguas territoriales o aguas internacionales. En el bloque 106, el barco de transporte se mueve hacia una terminal de importación, tal como una terminal de importación en tierra o en alta mar diseñada para recibir y regasificar LNG para enviar como gas natural a través de una tubería a una ubicación de mercado. Después, se lleva a cabo una determinación sobre si el barco de transporte cercano es una TIF, como se muestra en el bloque 108. Si el barco de transporte no es una TIF, el barco de transporte se amarra a la primera TIF, que se amarra de manera temporal y en comunicación fluida con la terminal de importación, como se muestra en el bloque 110. La primera TIF o TIF de la terminal puede amarrarse en la terminal de importación y operar para recibir LNG desde barcos de transporte en la flota de transporte. El barco de transporte
se amarra a la primera TIF en una configuración de descarga apropiada, mientras el equipo de descarga de LNG se prepara para las operaciones de descarga. En el bloque 112, el LNG se transfiere desde el barco de transporte a la primera TIF. La transferencia de LNG entre barcos puede llevarse a cabo mediante una descarga lado a lado, una descarga en tándem o utilizando un sistema submarino de transferencia de LNG (SLTS) . Una vez completadas las operaciones de descarga de LNG, el barco de transporte parte de la primera TIF, como se muestra en el bloque 114. La partida del barco de transporte de la primera TIF puede incluir preparar el equipo de transferencia de fluido y amarrar líneas para desconexión y alejar el barco de transferencia desde la terminal de importación . Sin embargo, si el barco de transporte es la otra o la segunda TIF, entonces se lleva a cabo una determinación sobre si reemplazar la primera TIF de manera simultánea y temporal amarrada en y en comunicación fluida con la terminal de importación, como se muestra en el bloque 116. La primera TIF en la terminal de importación puede reemplazarse si se programa para su mantenimiento que requiere un dique seco, si se le notifica a la primera TIF que se acerca una segunda TIF, o basándose en procedimientos para la terminal de importación. Si la primera TIF de la terminal de importación no se reemplaza, entonces la transferencia de LNG desde la
segunda TIF hasta la primera TIF puede llevarse a cabo de manera similar a la transferencia de LNG desde barcos de transporte, como se muestra en el bloque 110. Sin embargo, si la primera TIF en la terminal de importación se reemplaza, la segunda TIF puede reemplazar la primera TIF en el bloque 118. El reemplazamiento de la primera TIF en la terminal de importación con la segunda TIF puede incluir amarrar la segunda TIF en la terminal de importación, preparar el equipo de regasificación en la segunda TIF para iniciar la entrega de LNG regasif icado, iniciar la entrega de gas natural a la tubería desde la segunda TIF, preparar el equipo de regasificación en la primera TIF para detener la entrega de LNG regasif icado, detener la entrega de gas natural a la tubería desde la primera TIF y la partida de la primera TIF de la terminal de importación. Además, la primera TIF y la segunda TIF pueden utilizarse en la terminal de importación de manera simultánea para manipular las transferencias de LNG adicionales en algunas modalidades. En el bloque 120, la otra TIF puede reemplazarse por otro barco de transporte para mantener la capacidad en la flota de transporte. El otro barco de transporte puede ser la primera TIF que se reemplazo en la terminal de importación, otro LNGC fletado o algún otro barco adecuado . Después, se lleva a cabo una determinación sobre si las operaciones continúan en el bloque 122. Esto puede
incluir determinar continuar importando LNG de la terminal de importación. Si las operaciones continúan, el barco de transporte puede moverse para recibir LNG adicional en el bloque 124. De esta manera, el envío de LNG a la terminal de importación puede continuar. Sin embargo, si las operaciones no continúan, el proceso finaliza en el bloque 126. De manera ventajosa, el uso de la presente invención puede mejorar la transferencia de cargamento, tal como LNG, sobre otras técnicas a partir de una perspectiva comercial. Por ejemplo, la presente invención limita el equipo permanente (por ejemplo, estructuras, equipo de regasificación y depósitos de almacenamiento de LNG) instalado en la terminal de importación. Es decir, pueden utilizarse dos formas TIF con una primera TIF en la terminal para recibir LNG y una segunda TIF que es parte de la flota de transporte con otro LNGC. En esta configuración, el costo total de una terminal de importación de LNG en alta mar puede disminuir mediante el uso de dos o más TIF, que puede ser menos costo que una instalación permanente debido a la capacidad para construir y mantener (por ejemplo, su capacidad para mejorar el dique seco) estos barcos con eficiencias asociadas con la fabricación de un astillero. Al utilizar una cantidad limitada de un equipo permanentemente instalado, los asuntos sobre los permisos y cuestiones sobre la posición pública pueden aligerarse. Además, debido a la
cantidad limitada de equipo permanentemente instalado, puede tenerse flexibilidad en el suministro de mercado al instalar numerosas terminales de importación para las TIF para elegir dentro de una región predeterminada. Se mencionan a continuación las modalidades ejemplares del proceso anteriormente descrito. Por ejemplo, la FIGURA 2 es una flota 200 o sistema de transporte de fluido ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de la presente invención. En el sistema 200 de transporte de fluido ejemplar, una terminal 202 de importación, que se encuentra en comunicación fluida con una tubería 204, puede colocarse en una ubicación en alta mar. La tubería 204 puede recibir gas natural o LNG vaporizado de las TIF 210 y/o 212, que son barcos basados en LNGC que funcionan como FSRU. Una de las TIF, tal como la primera TIF 210 puede amarrarse de manera temporal en y en comunicación fluida con la terminal 202 de importación, mientras que la otra TIF, tal como la segunda TIF 212, se utiliza de manera simultánea como un barco de transporte en la flota 213 de transporte. La primera TIF 210 puede recibir LNG de los barcos 214a-214n de transporte y la segunda TIF 212, convertir el LNG en gas natural con el equipo de regasificación en la primera TIF 210 y proporcionar el gas natural a la terminal 202 de importación y por último a la tubería 204. De esta manera, la primera TIF 210 puede reemplazarse por la segunda TIF 212, que es parte de la flota
213 de transporte, cuando se requiere mantenimiento o se basa en procedimientos específicos. De manera ventajosa, las TIF 210 y 212 mejoran las operaciones de transferencia sobre procedimientos existentes, mientras además se reducen los costos y limitaciones de los diseños de la terminal de importación permanente existente. La terminal 202 de importación puede incluir varios mecanismos para amarrar una o más TIF 210 y 212. Por ejemplo, la terminal 202 de importación puede incluir dos o más boyas de descarga de Carga de Torre Sumergida (STL) , tal como una primera boya 206 y una segunda boya 208, que pueden fijarse al fondo submarino en un entorno de mar abierto para proporcionar una atraque para las TIF. Otros métodos para amarrar una o más TIF 210 y 212 incluyen sistema de amarre de punto sencillo, tales como un sistema de Monopodio de Carga con Ancla Catenaria (CALM) , un sistema de horqueta flexible para plataforma de acero (JSY) , un sistema de Amarre de un Punto Sencillo de Torre Fija (FTSPM) y/o un sistema de Amarre de Poste Sencillo de Anclaje (SALM) . Debe observarse que la terminal 202 de importación puede ser además cualquier estructura en alta mar conocida en la técnica, que puede tener uno o más atraques para amarrar una o más TIF 210 y 212. Existen varias maneras para que la terminal 202 de importación se encuentre en comunicación fluida con la
tubería 204. Por ejemplo, la terminal 202 de importación puede incluir dos o mas boyas de descarga de STL, tal como la primera boya 206 y la segunda boya 208 para enviar el gas natural a través de uno o más tubos ascendentes flexibles dinámicos, un múltiple extremo de tubería (PLEM) y la tubería 204. La tubería 204 se configura para recibir gas natural y transferir el gas natural a las instalaciones en tierra (no mostradas) . Otros mecanismos para el envío de gas (por ejemplo, que se utilizan junto con los sistemas de amarre anteriormente mencionados) incluyen sistema de tubos duros que incorporan eslabones giratorios de gas de alta presión y/o mangueras de gas de alta presión ya sea que se suspendan en el aire o que floten en el agua. Debe notarse que puede utilizarse cualquier mecanismo en la técnica actual que permita el envío de gas a la tubería 204. Para proporcionar el LNG a la terminal 202 de importación, los LNGC 214a-214n y una de las TIF 210 y 212 pueden desplazarse en todo el mar abierto hasta una terminal de exportación. Por lo tanto, las TIF 210 y 212 y los LNGC 214a-214n pueden estar equipados con sistemas típicos para la propulsión y navegación junto con adaptaciones para operaciones marinas y depósitos de almacenamiento de LNG, que se utilizan para el transporte de LNG en mar abierto. Los depósitos de almacenamiento de LNG pueden incluir varios tipos de diseño de depósitos, tales como esféricos, de
membrana, prismáticos de auto-soporte (SPB) o depósitos rectangulares (modulares) , que son adecuados para almacenar LNG. Además, las TIF 210 y 212 y LNGC 214a-214n pueden incluir sistemas anexos, tales como módulos habitacionales , instalaciones de mantenimiento, sistemas de seguridad, sistema de emergencia de escape y evacuación, sistemas de logística, generación de energía y otras utilidades para soportar operaciones. Como se observó con anterioridad, mientras cada una de las TIF 210 y 212 y los LNGC 214a-214n incluyen depósitos de almacenamiento de LNG y otro equipo típico, las TIF 210 y 212 pueden además incluir un equipo de regasificación, un equipo de descarga de LNG y un equipo para la transferencia de gas natural a la terminal 202 de importación y por último a la tubería 204. El equipo de regasificación puede incluir cualquier variedad de tipos convencionales de equipos que se combinan para elaborar un sistema de regasificación en una terminal de importación de LNG en tierra, tales como bombas, barcos y termointercambiadores . El sistema de regasificación puede ser un sistema de bucle abierto o bucle cerrado y puede utilizar cualquier número de fuentes de calor, incluyendo calor sensible en agua de mar, calor sensible de la combustión de combustibles, calor latente de un líquido condensable u otras fuentes de calor que se conocen en la técnica. El equipo de descarga de LNG puede incluir brazos de carga criogénica,
mangueras criogénicas u otro equipo utilizado en la transferencia de LNG. En particular, los brazos de carga criogénica y las mangueras criogénicas pueden estar diseñadas para adaptar los movimientos del buque de LNG en el entorno en alta mar durante las operaciones de descarga, tal como una conexión, desconexión y transferencia de LNG. El equipo para transferir gas natural a la terminal 202 de importación puede incluir brazos rígidos mecánicos que mejoran para el envío de gas de alta presión, un compartimiento dentro del casco del barco para recibir un sistema tal como una boya de STL, modificaciones de la proa para la transferencia de gas de alta presión a un sistema de amarre de yugo para torre u otro medio para transferir gas natural como se conoce en la técnica. Como ejemplo específico, cada una de las TIF 210 y 212 pueden ser barcos basados en LNGC que tienen cinco depósitos de almacenamiento de membrana que proporcionan 265,000 metros cúbicos (m3) del almacenamiento total de LNG, un sistema de regasificación de bucle abierto que utiliza agua de mar que proporciona 1 billón de pies cúbicos estándares por día (BScf /d) , brazos rígidos mecánicos adaptados para el mar para la descarga de LNG y un compartimiento integrado en el casco del barco para aceptar una boya de STL que permita tanto el amarre en la terminal 202 de importación como el envío de gas natural a la terminal 202 de importación y por último a la tubería 204.
Como ejemplo no limitante, específico de la operación, la primera TIF 210 puede amarrarse de manera temporal en y en comunicación fluida con la terminal 202 de importación, mientras que la segunda TIF 212 se utiliza como un barco de transporte en la flota de transporte. Es decir, la primera TIF 210 puede estar en comunicación fluida con la tubería 204 a través de la terminal 202 de importación, mientras la segunda TIF 212 funciona de manera similar a los LNGC 214a-214n. En esta configuración, el cargamento de LNG se transfiere desde una de la segunda TIF 212 y los LNGC 214a-214n hasta la primera TIF 210, que se amarra de manera temporal en y en comunicación fluida con la terminal 202 de importación, mediante los enfoques de descarga mencionados con anterioridad. Una vez que la primera TIF 210 requiera mantenimiento (por ejemplo, dique seco) , la segunda u otra TIF 212, que es parte de la flota 213 de transporte, puede reemplazar la primera TIF 210, o amarrarse de manera temporal en y estar en comunicación fluida con la boya 208 de STL. Otro LNGC puede fletarse para reemplazar la segunda TIF 212 en la flota 213 de transporte o la primera TIF 210 puede unir la flota 213 de transporte. De manera ventajosa, el uso de múltiples TIF para una terminal de importación proporciona una alternativa económica a las instalaciones permanentes debido a las eficiencias asociadas con la fabricación de astilleros, más
que una instalación permanente construida para aduana. Adicionalmente , debido a que una de las TIF funciona como un barco de transporte, el gasto capital para un solo LNGC en la flota de transporte se elimina, reduciendo de nueva cuenta el gasto total. Además, la terminal de importación puede escalarse a través del uso de tres o más TIF y dos o más terminales de importación, como se muestra con mayor detalle en la FIGURA 3. La FIGURA 3 es otra flota 300 o sistema de transporte de fluido ejemplar de acuerdo con ciertos aspectos de la presente invención. En el sistema 300 de transporte de fluido ejemplar, las múltiples terminales 302a y 302b de importación pueden ser terminales de importación en alta mar similares a la terminal 202 de importación, que tienen boyas 306a, 306b, 308a y 308b de carga de torre sumergida STL) . Las terminales 302a y 302b de importación pueden acoplarse cada una a una tubería 304a y 304b para proporcionar gas natural desde una o más de las TIF 310a-310c, tal como la primera y segunda TIF 310a y 310b. La primera y segunda TIF 310a y 310b pueden recibir LNG desde la tercera TIF 310c o uno de los LNGC 314a-314n, que son similares a los LNGC 210 y 212 de la FIGURA 2. Después, el LNG desde uno de los LNG 314a-314n o tercera TIF 310c puede regasif icarse y transferirse a la respectiva tubería 304a y 304b por la primera y segunda TIF 310a y 310b asociadas y una de las terminales 302a y 302b de
importación. La selección de la terminal 302a o 302b de importación puede basarse en la terminal que tiene la más alta demanda o que ofrece el mejor precio. En una modalidad preferida, existe una TIF más que terminales de importación. Sin embargo, debe observarse que el número de TIF y de terminales de importación puede ser un número entero basado en una configuración específica. Como otro ejemplo no limitante, una primera TIF 310a se amarra temporalmente en y en comunicación fluida con la primera terminal 302a de importación y descarga LNG de un primer LNGC 314a. La primera TIF 310a regasifica el LNG y envía este gas natural a la primera tubería 304a a través de la primera terminal 302a de importación. Una vez que el primer LNG 314a completa el proceso de descarga de LNG con la primera TIF 310a, éste parte de la primera terminal 302a de importación y se desplaza a una terminal de exportación para recibir el LNG adicional. Junto con las operaciones en la primera terminal 302a de importación, una segunda TIF 310b se amarra de manera temporal en y en comunicación fluida con la segunda terminal 302b de importación. La segunda TIF 310b descarga LNG de un segundo LNGC 314b. La segunda TIF 310b regasifica el LNG y envía este gas natural a la segunda tubería 304b a través de una segunda terminal 302b de importación. En esta configuración, la selección de las terminales 302a y 302b de importación para la descarga de LNG
desde los LNGC 314a-314n puede basarse en las condiciones ambientales (por ejemplo, climas u olas en una de las terminales de importación) o incluso condiciones comerciales (por ejemplo, ubicaciones relacionadas con el mejor mercado, obligaciones contractuales, etc.) . Además, las terminales 302a y 302b de importación pueden ubicarse ambas en la misma ubicación con el solo propósito de proporcionar al doble los volúmenes de gas natural al mercado que lo que podría suministrar una sola terminal de importación. Además de proporcionar flexibilidad en la selección de terminales de importación para el LNG, el proceso proporciona flexibilidad para seleccionar terminales de importación basadas en el reemplazo de una TIF existente que opera en la terminal . Es decir, una tercera TIF 310c, que es parte de la flota 300 de transporte, puede seleccionar una terminal 302a o 302b de importación mientras se desplaza en todo el mar abierto. La selección puede basarse en una de las TIF 310a o 310b que necesita servicio o necesita reemplazarse para operaciones. La TIF 310a o 310b existente puede partir de sus respectivas terminales de importación. Después, la TIF 310a o 310b puede unirse a la flota de transporte al desplazarse a la terminal de exportación para recibir LNG o desplazarse para recibir el mantenimiento en un dique seco. De hecho, el mantenimiento llevado a cabo en la TIF puede incluso llevarse a cabo mientras se desplaza para recibir un envío de LNG desde una terminal de
exportación. Como tal, el uso de las múltiples TIF puede mejorar las operaciones de transporte para LNG. De manera ventajosa, la presente invención es escalable con la instalación de dos o más terminales 302a y 302b de importación y tres o más TIF 310a-310c. El estandarizar los métodos para amarrar las TIF y al transferir el gas natural a las terminales de importación (por ejemplo, utilizando boyas de STL) , las TIF 310a-310c pueden reubicarse entre diferentes ubicaciones 302a y 302b de terminales de importación diferentes en respuesta a las fuerzas del mercado y precios locales de gas. Además, donde las múltiples terminales de importación están en operación con TIF, una sola TIF adicional puede funcionar como la TIF de reemplazo para múltiples terminales. Esto ofrece un beneficio de ahorro de costo adicional comparado con operaciones con una sola terminal de importación al "compartir" el costo de la TIF de reemplazo entre muchos proyectos . Además , debe observarse que otros cargamentos de fluido pueden transferirse en lugar del LNG. Por ejemplo, el cargamento puede incluir C02, He, u otros gases que pueden convertirse en un líquido en ciertas temperaturas y presiones. Similar a los sistemas y métodos mencionados con anterioridad, dos o más barcos pueden incluir accesorios especiales para conducir la transferencia de cargamento y regasificación del cargamento de fluido a una tubería. Por
ejemplo, un primer barco puede acoplarse de manera operativa a una terminal, en donde el primer barco tiene un equipo de regasificación, un equipo de descarga, depósitos de almacenamiento y equipo para transferir fluido regasificado desde el primer barco hasta la terminal. Después, puede descargarse un fluido al primer barco desde uno o más barcos de transporte que tengan depósitos de almacenamiento y un segundo barco que tenga un equipo de regasificación, un equipo de descarga, depósitos de almacenamiento y un equipo para transferir fluido regasificado desde el segundo barco hasta la terminal. El primer barco puede desatracarse desde la terminal, antes o simultáneamente con el atraque y acoplamiento del segundo barco a la terminal. Después, puede descargarse el fluido en el segundo barco desde uno de los barcos de transporte y el primer barco. Aunque la presente invención puede ser susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades ejemplares mencionadas con anterioridad se han mostrado a modo de ejemplo. Sin embargo, debe entenderse de nueva cuenta que la invención no está hecha con la intención de limitarse a las modalidades particulares descritas en la presente. Ciertamente, la presente invención cubre todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caen dentro del espíritu y alcance de la invención como los definen las siguientes reivindicaciones anexas.