MXPA04011284A

MXPA04011284A - Metodo para gas natural licuado y recuperar liqiudos de gas natural.

Info

Publication number: MXPA04011284A
Application number: MXPA04011284A
Authority: MX
Inventors: G Mccartney Daniel
Original assignee: Black & Veatch Pritchard Inc
Priority date: 2002-05-13
Filing date: 2003-04-16
Publication date: 2005-07-01
Also published as: US6564579B1; ES2464792T3; CA2485879A1; BR0309989A; EP1504229B1; WO2003095914A1; BRPI0309989B1; CA2485879C; ES2464792T8; AU2003219343A1; EP1504229A1

Abstract

Un sistema y un proceso para vaporizar gas natural licuado (GNL) y separar liquidos de gas natural del GNL. El proceso vaporiza el GNL para producir gas natural que cumple con las especificaciones de gasoductos u otras especificaciones comerciales. El proceso, en algunas modalidades, usa un sistema de generacion de energia de ciclo cerrado.

Description

MÉTODO PARA VAPORIZAR GAS NATURAL LICUADO Y RECUPERAR LÍQUIDOS DE GAS NATURAL SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud tiene derecho a y reclama aquí el beneficio de la fecha de presentación de la solicitud de patente estadounidense provisional No. 60/379,687 presentada el 13/5/2002, titulada "Revaporización de GNL en un terminal de recepción al tiempo que se acondiciona la calidad del gas y se recupera energía" por Daniel G. McCartney.

CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere a un proceso para separar líquidos de gas natural del gas natural licuado (GNL) y usar la baja temperatura del GNL para producir energía. El proceso también vaporiza el GNL para producir gas natural que cumple con las especificaciones para gasoductos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Es bien conocido que el GNL en muchos casos, cuando se vaporiza, no cumple con las especificaciones para gasoductos u otras especificaciones comerciales. El gas natural resultante puede tener un valor calorífico inaceptablemente alto, lo que puede requerir la dilución del gas natural con materiales como nitrógeno. La separación del nitrógeno del aire para producir este diluyente adiciona un gasto al gas natural. Alternativamente, los líquidos de gas natural pueden ser removidos del GNL para producir gas natural que tenga un valor calorífico dentro de las especificaciones para un gasoducto. Los líquidos de gas natural (los LGN) comprenden típicamente hidrocarburos que contienen dos o más átomos de carbono. Estos materiales son etano, propano, butanos y, en algunos casos, posiblemente pequeñas cantidades de pentanos o de hidrocarburos superiores. Generalmente estos materiales son denominados materiales C2 + . Estos materiales no sólo añaden valor calorífico al gas natural, lo que puede aumentar su valor calorífico más allá de los límites de especificación, sino que también tienen un valor mayor intrínseco como materiales comercializables separadamente. Es deseable en muchos casos separar estos materiales del gas natural antes de vaporizarlo para suministrarlo a un gasoducto o para otro uso comercial. En muchos casos en el pasado, el GNL ha sido vaporizado simplemente quemando una porción del GNL vaporizado con el fin de producir el calor para vaporizar el remanente de GNL y producir gas natural. También se han usado otros sistemas de cambio de calor. Estos sistemas requieren el consumo de energía sustancial que como se indicó, puede ser producida por consumo de una porción del producto para vaporización, para destilación, para la producción de nitrógeno para su uso como diluyente y similares. De acuerdo con esto, se ha dirigido un esfuerzo considerable hacia el desarrollo de procesos más eficientes para lograr este objetivo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De acuerdo con la presente invención, se ha encontrado que el GNL es vaporizado con facilidad y los LGN son removidos de allí mediante un proceso que comprende: vaporizar al menos la porción principal de una corriente del gas natural licuado para producir una corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada; fraccionar la corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada para producir una corriente gaseosa y una corriente de líquidos de gas natural; comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en aproximadamente 3.52 kg/cm2 a alrededor de 10.5 kg/cm2 para producir una corriente gaseosa comprimido y enfriar la corriente gaseosa comprimida por cambio de calor con la corriente gaseosa natural licuado para producir una corriente gaseosa comprimido líquido; bombear la corriente gaseosa comprimido líquido para producir una corriente líquida a alta presión a una presión desde alrededor de 56.2 hasta aproximadamente 84.4 kg/cm2 manométricos; vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir un gas natural acondicionado apropiado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial; y recuperar los líquidos de gas natural. Adicionalmente se ha encontrado que el GNL puede ser vaporizado, los LGN pueden ser recuperados y se puede recuperar energía sustancial del proceso de vaporización y separación vaporizando al menos una porción principal de una corriente del gas natural líquido para producir una corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada; fraccionar la corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada para producir una corriente gaseosa y una corriente de líquidos de gas natural; comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en aproximadamente 3.52 kg/cm2 hasta aproximadamente 10.5 kg/cm2 para producir una corriente gaseosa comprimido y enfriar la corriente gaseosa comprimido por medio de cambio de calor con la corriente gaseosa natural licuado para producir una corriente líquida a alta presión a una presión desde aproximadamente 56.2 kg/cm2 hasta alrededor de 84.4 kg/cm2; vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir un gas natural acondicionado apropiado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial; recuperar los líquidos de gas natural; hacer pasar al menos una de entre una primera porción y una segunda porción de un fluido gaseoso de cambio de calor en contacto de cambio de calor con al menos una de la corriente gaseosa natural licuado y la corriente líquida a alta presión para producir un fluido líquido de cambio de calor; bombear el fluido líquido de cambio de calor para producir un fluido líquido de cambio de calor a alta presión; calentar el fluido líquido de cambio de calor a alta presión para vaporizar el fluido líquido de cambio de calor a alta presión, para producir un fluido gaseoso de cambio de calor a alta presión; accionar un expansor y un generador de energía eléctrica con el fluido gaseoso de cambio de calor a alta presión, para producir energía eléctrica y fluido de cambio de calor gaseoso; y, reciclar el fluido gaseoso de cambio de calor para intercambiar calor con al menos una de las corrientes de gas natural licuado y la corriente líquida a alta presión. Se ha encontrado adicionalmente que el GNL puede ser vaporizado con la recuperación de los LGN y acondicionado para ser enviado a un gasoducto o para uso comercial mediante un proceso que comprende: vaporizar alómenos una porción principal de una corriente del gas natural licuado para producir una corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada; separar la corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada en una corriente gaseosa y una corriente líquida; comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en alrededor de 3.52 a aproximadamente 10.5 kg/cm2 para producir una corriente gaseosa comprimida; fraccionar la corriente líquida a una presión mayor que la presión de la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa vaporizada y una corriente de líquidos de gas natural; recuperar al menos una porción de la corriente de líquidos de gas natural; combinar la corriente gaseosa vaporizada con la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa combinada; enfriar la corriente gaseosa combinada mediante cambio de calor con la corriente gaseosa natural licuada para producir una corriente líquida; bombear la corriente liquida para producir una corriente líquida a alta presión, a una presión desde alrededor de 56.2 hasta aproximadamente 84.4 kg/cm2 manométricos; y, vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir una corriente gaseosa natural acondicionada apropiada para su suministro a un gasoducto o para uso comercial. Se ha encontrado adicionalmente que el gas natural puede ser vaporizado, los LGN pueden ser recuperados y el gas natural resultante de la vaporización de los LGN puede ser acondicionado para su suministro:: a un gasoducto o para uso comercial, con la generación concurrente de energía eléctrica, por medio de: vaporizar al menos una porción principal de una corriente del gas natural licuado para producir una corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada; separar la corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada en una corriente gaseosa y en una corriente líquida; comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en alrededor de 3.52 hasta aproximadamente 10.5 kg/cm2 para producir una corriente gaseosa comprimida; fraccionar la corriente líquida a una presión mayor que la presión de la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa vaporizada y una corriente de líquidos de gas natural; recuperar la corriente de líquidos de gas natural; combinar la corriente gaseosa elevada con la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa combinada; enfriar la corriente gaseosa combinada mediante cambio de calor con la corriente de gas natural licuado para producir una corriente líquida; bombear la corriente líquida para producir una corriente líquida a alta presión a una presión desde aproximadamente 56.2 hasta alrededor de 84.4 kg/cm2 manométricos; vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir una corriente gaseosa natural acondicionada; pasar al menos una de una primera porción y una segunda porción de un fluido gaseoso de cambio de calor en contacto de cambio de calor con al menos una de las corrientes de gas natural licuado y la corriente de líquido a alta presión para enfriar el fluido gaseoso de cambio de calor para producir un fluido líquido de cambio de calor; calentar el fluido líquido de cambio de calor a alta presión a una temperatura para vaporizar el fluido líquido de cambio de calor a alta presión para producir un fluido gaseoso de cambio de calor a alta presión; accionar un expansor y un generador de energía eléctrica con el fluido gaseoso de cambio de calor a alta presión para producir energía eléctrica y fluido gaseoso de cambio de calor; y reciclar el fluido gaseoso de cambio de calor para intercambiar calor con al menos una de entre la corriente de gas natural licuado y la corriente líquida a alta presión. Ad icionalmente, la presente invención comprende: una línea de entrada de gas natural licuado en comunicación de fluido con una fuente de gas natural licuado y un primer cambiador de calor; una columna de destilación en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y que tiene una salida de vapor gaseoso y una salida de líquidos de gas natural; un compresor en comunicación de fluido con la salida de vapor gaseoso y una salida de gas comprimido; una línea en comunicación de fluido con la salida de gas comprimido y el primer cambiador de calor; y una bomba en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y el segundo cambiador de calor. La invención comprende adicionalmente: una línea de entrada de gas natural en comunicación de fluido con una fuente de gas natural licuado y un primer cambiador de calor que tiene una salida de gas natural licuado calentado; un tanque separador en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y con una salida del separador para gas y una salida del separador para líquidos; una bomba en comunicación de fluido con la salida del separador para líquidos con una salida de líquidos a alta presión; una columna de destilación en comunicación de fluido con la salida de líquido a alta presión desde la bomba, con una salida de gas evaporado y una salida de líquidos de gas natural; un compresor en comunicación de fluido con la salida del separador para gas y una salida de gas comprimido; una línea en comunicación de fluido con la salida de gas comprimido y la salida de gas evaporado para combinar el gas comprimido y el gas evaporado, para producir una corriente gaseosa combinada y para pasar la corriente gaseosa combinada hacia el primer cambiador de calor con el fin de producir una corriente de líquidos de gas combinada de más alta presión; y, una bomba en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y un segundo cambiador de calor, el segundo cambiador de calor está adaptado para vaporizar al menos parcialmente la corriente de líquidos de gas combinada a alta presión. La invención comprende además opcionalmente el uso de un sistema de ciclo cerrado de cambio de calor, en cambio de calor con al menos una de una corriente de GNI cargada al proceso y un producto de GNL acondicionado del proceso.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 muestra un proceso de tecnología anterior para vaporizar gas natural licuado; La figura 2 muestra una modalidad de la presente invención; La figura 3 muestra un sistema generador de energía de ciclo cerrado para uso en relación con ciertas modalidades de la presente invención; La figura 4 muestra una modalidad del proceso como se muestra en la figura 1 incluyendo el sistema de generación de energía de ciclo cerrado mostrado en la figura 3. La figura 5 muestra una modalidad alternativa de la presente invención; y La figura 6 muestra una modalidad del proceso como se muestra en la figura 5, incluyendo un sistema de generación de energía de ciclo cerrado.

DESCRIPCIÓN DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS En la descripción de las figuras, se usarán los mismos números todo el tiempo para referirse a los mismos componentes o similares. Adicionalmente, no se muestran todos los cambiadores de calor, válvulas y similares necesarios para la ejecución del proceso, dado que se considera que esos componentes son conocidos para los expertos en la materia. En la figura 1 se muestra un sistema de tecnología anterior para vaporizar el GNL. Típicamente, los procesos para vaporizar GNL están basados en un sistema en el cual el GNL es suministrado, por ejemplo, por una embarcación de altura, mostrada en 12, por una línea 14 a un tanque 10. El tanque 10 es un tanque criogénico como los que son conocidos por los expertos en la materia de almacenaje de GNL. El GNL puede ser suministrado por un proceso localizado adyacente al tanque 10, mediante un oleoducto o cualquier otro medio apropiado para el tanque 10. Mientras se libera, el GNL inevitablemente está sujeto a alguna pérdida de vapor de gas como se muestra en la línea 94. Este gas saliente típicamente es comprimido nuevamente en un compresor 96 accionado por una fuente de poder, mostrada como un motor 98. La fuente de poder puede ser una turbina a gas, un motor de gas, un motor, una turbina a vapor, un motor eléctrico o similares. Como se muestra, el gas comprimido se pasa a un condensador del gas que se desprende por ebullición 102 en donde es condensado, como se muestra, pasando una cantidad de GNL por una línea 106 al condensador de gas desprendido por ebullición 102 donde el gas desprendido por ebullición, que ahora está a una presión mayor, se combina con la corriente de GNL para producir una corriente de GNL totalmente líquida recuperada a través de la línea 104. Como se muestra, una bomba 18 en el tanque se usa para bombear el GNL desde el tanque 10, el cual normalmente está a una temperatura de alrededor de -159.4 a alrededor de -165°C, y una presión de alrededor de 0.14 - 0.35 kg/cm2, a través de la línea 16 a una bomba 22. La bomba 18 típicamente bombea el GNL a través de la línea 16 a una presión desde alrededor de 3.52 hasta alrededor de 10.5 kg/cm2 manométricos, sustancialmente a la temperatura a la cual el GNL es almacenado en el tanque 10. La bomba 22 típicamente descarga el GNL en una linea 24 a una presión adecuada para la liberación hacia un gasoducto. Estas presiones típicamente están entre alrededor de 56.2 y alrededor de 84.4 kg/cm2 manométricos, sin embargo, estas especificaciones podrían variar de un gasoducto a otro. La corriente de GNL en la línea 24 es pasada por uno o más cambiadores de calor, mostrados como cambiadores de calor 26 y 30, para su vaporización.

Como se muestra, los cambiadores de calor 26 y 30 se usan para vaporizar el GNL con una línea 28 que proporciona comunicación de fluido entre estos cambiadores de calor. El gas natural vaporizado es liberado a una presión de alrededor de 56.2 a 84.4 kg/cm2 manométricos o la que sea requerida por el gasoducto aplicable o por otras especificaciones comerciales. Típicamente la temperatura requerida es desde aproximadamente 1.1 a aproximadamente 10°C; sin embargo, esto también puede variar. Los cambiadores de calor 26 y 30 pueden ser de cualquier tipo adecuado. Por ejemplo, puede usarse agua o aire como medio cambiador de calor o uno de ellos o ambos de estos cambiadores de calor pueden ser unidades accionadas por fuego o similares. Estas variaciones son bien conocidas por los conocedores de la materia. Como puede observarse, si se requiere usar un cambiador de calor accionado por fuego, se puede usar una porción de algún combustible para encender el cambiador de calor. También se notará que no hay oportunidad en el proceso de vaporización convencional para ajustar el valor calorífico del gas natural producido mediante vaporización del GNL. En otras palabras, si el GNL contiene LGN, lo que ocurre frecuentemente en el gas natural en cantidades desde al menos 3 hasta alrededor de 18 por ciento en peso, entonces esto puede causar que el gas natural resultante tenga valores de calentamiento más altos que los permisibles en el gasoducto aplicable u otras especificaciones; y como resultado, puede requerirse que el gas natural sea diluido con un gas inerte de cualquier tipo. Como se anotó previamente, el nitrógeno se usa frecuentemente para este propósito pero requiere que el nitrógeno sea separado de otros componentes del aire con los cuales normalmente está mezclado. En la figura 2, se muestra una modalidad de la presente invención. En esta modalidad, el GNL típicamente es bombeado a una presión desde alrededor de 3.52 hasta alrededor de 10.5 kg/cm2 manométricos, por la bomba 18, aumentando la presión desde alrededor de 14.1 kg/cm2 hasta alrededor de 35.2 kg/cm2 por medio de una bomba 37 y pasado a un primer cambiador de calor 34. El uso de la bomba 37 es opcional si se dispone de presión suficiente de la bomba 18. Una línea 16 lleva el GNL desde la bomba 18 a un tanque de destilación 38. Un cambiador de calor 34 y un segundo cambiador de calor 36 están ubicados en la línea 16 y también puede estar colocada una bomba 37 en la línea 16, antes de los cambiadores de calor, si se requiere, para aumentar la presión de la corriente de GNL. Los cambiadores de calor 34 y 36 pueden estar combinados en un solo cambiador de calor si se desea. En la torre de destilación 38, se usa un recalentador 40 que comprende un cambiador de calor 44 y una línea 42 que forman un ciclo cerrado que regresa hacia la torre de destilación, para facilitar las operaciones de destilación. Los LGN que contienen hidrocarburos C2+ se recuperan por una línea 46. Los líquidos de gas natural pueden contener hidrocarburos ligeros como etano (C2), propano (C3), butanos (C4), pentanos (C5) y posiblemente pequeñas cantidades de hidrocarburos ligeros más pesados. En algunos casos, puede ser deseable recuperar estos hidrocarburos ligeros, al igual que todos los hidrocarburos más pesados que el metano (C2 + ) o más pesados que el etano (C3+) o similares. La presente invención está discutida aquí en referencia a la recuperación de etano e hidrocarburos más pesados (C2 + ), pese a que debe reconocerse que otras fracciones podrían seleccionarse para su recuperación si se desea. La recuperación de temperatura del GNL puede variar ampliamente pero típicamente está desde alrededor de -32°C hasta aproximadamente 4.4°C. La presión es sustancialmente la misma que en el tanque de destilación 38. El tanque de destilación 38 típicamente opera a una presión de alrededor de 5.27 kg/cm2 hasta aproximadamente 15.8 kg/cm2 manométricos. En la parte superior del tanque, típicamente la temperatura es desde alrededor de -68 hasta -101°C, y se recupera una corriente gaseosa que comprende principalmente metano, y pasa a un compresor 50 que es accionado por un motor 52 de cualquier tipo adecuado para producir un aumento de presión en la corriente recuperada a través de la línea 48 de alrededor de 3.52 kg/cm2 hasta alrededor de 10.5 kg/cm2. Esta corriente pasa entonces por una línea 54 a través del cambiador de calor 34, donde es enfriada a una temperatura desde aproximadamente -107°C hasta alrededor de -143°C a una presión de aproximadamente 5.27 kg/cm2 hasta 15.8 kg/cm2. manométricos. En estas condiciones, la corriente es líquida. Esta corriente líquida está lista entonces para ser bombeada por la bomba 22 a una presión adecuada para ser entregada a un gasoducto (típicamente alrededor de 56.2 kg/cm2 hasta aproximadamente 84.4 kg/cm2 manométricos), y descargada por la línea 24 como una corriente líquida. Esta corriente luego es vaporizada pasándola a través de los cambiadores de calor 26 y 30 los cuales están conectados por una línea 28 para producir un gas natural acondicionado en la línea 32, que está a cerca de 56.2 kg/cm2 hasta aproximadamente 84.4 kg/cm2 manométricos y a una temperatura de aproximadamente 1.1 hasta alrededor de 10°C. Mediante este proceso, el gas natural separado en la torre de destilación 38 se vuelve a licuar mediante el uso del compresor 50 y el cambiador de calor 34, de forma tal que el gas recuperado del cual han sido removidos losl LGN, se bombea fácilmente mediante una bomba para líquidos a una presión apropiada para ser suministrada a un gasoducto o para otro uso comercial que requiera una presión similar. Claramente el proceso puede usarse para producir el producto gas natural sustancialmente a cualquier temperatura y presión deseadas. El proceso logra considerable eficiencia por la posibilidad de usar una bomba para presurizar el gas natural líquido del que han sido removidos los LGN como un líquido en lugar de requerir la compresión de una corriente gaseosa. En la figura 3, se muestra un sistema de ciclo cerrado. Este sistema se usa con al menos uno de los cambiadores de calor 26 y 36 como se muestra en la figura 2. Un medio cambiador de calor gaseoso, que puede ser un hidrocarburo gaseoso ligero, como etano o gases mezclados de hidrocarburo ligero, se pasa a una temperatura desde alrededor de -73°C hasta alrededor de -57°C y una presión desde aproximadamente 1.76 kg/cm2 hasta 5.27 kg/cm2 a través de una línea 78 hacia las líneas 58 y 62 y luego a los cambiadores de calor 36 y 26 respectivamente. En estos cambiadores de calor, ambos de los cuales se usan para calentar corrientes líquidas o semi-líquidas de hidrocarburos ligeros, la corriente gaseosa cargada a través de la línea 78 se convierte en un líquido y es recuperada a través de las líneas 60 y 64 a una temperatura desde aproximadamente -57°C hasta -73°C y a una presión desde alrededor de 1.76 kg/cm2 hasta aproximadamente 5.27 kg/cm2 manométricos. En esencia, el cambio de calor en los cambiadores de calor 26 y 36 ha calentado las corrientes que han pasado a través de los cambiadores de calor 26 y 36 en la cantidad de calor latente requerida para condensar la corriente gaseosa que pasa a través de la línea 78. La corriente recuperada desde las líneas 60 y 64 pasa entonces a la bomba 66, en donde es bombeada a una presión desde alrededor de 17.6 hasta aproximadamente 28.1 kg/cm2 manométricos, para producir una corriente líquida que es pasada a un cambiador de calor 70 en donde se calienta a una temperatura desde aproximadamente -18 hasta alrededor de 10°C y es vaporizada a una presión de aproximadamente 17.6 hasta alrededor de 28.1 kg/cm2 manométricos . El cambiador de calor 70 puede ser alimentado con aire, agua, un vaporizador accionado por fuego o similar. La corriente gaseosa recuperada del cambiador de calor 70 por medio de una línea 72 pasa luego por un turboexpansor 74, el cual acciona un generador eléctrico 76. La corriente descargada desde el compresor 74 en la línea 78 está en las condiciones de temperatura y presión descritas previamente. Alternativamente, el medio de cambio de calor puede ser pasado a uno de los cambiadores de calor 26 o 36 usando las válvulas 59 y 61 en las líneas 58 y 62, respectivamente, como se muestra en la figura 4. Con el uso de este sistema de cambio de calor de ciclo cerrado, el generador 76 genera una corriente eléctrica sustancial. El generador de energía proporciona los requerimientos totales de energía para la operación del proceso. En la figura 4, el proceso de ciclo cerrado es como se muestra en la figura 3, pero se muestra en combinación con los pasos del proceso mostrados en la figura 2. Las condiciones de temperatura y presión previamente mostradas son aplicables a la figura 4 también, tanto por el sistema de ciclo cerrado como para los otros pasos del proceso. Mediante el uso del proceso mostrado en la figura 2, se logra considerable eficiencia en el acondicionamiento del GNL para su suministro a un gasoducto o para otro uso comercial. Específicamente los componentes del GNL son removidos fácilmente y mediante el uso del paso de compresión con la corriente gaseosa, superior procedente del tanque de destilación 38, los gases ligeros recuperados después de la remoción de los LGN son fácilmente licuados y bombeados a una presión deseada mediante el uso de una bomba con preferencia a la compresión de una corriente gaseosa a las presiones elevadas requeridas en los gasoductos. La posibilidad de presurizar esta corriente como un líquido con preferencia a un gas, se logra primeramente con el uso del compresor sobre la corriente gaseosa evaporada del tanque de destilación, en combinación con el reciclaje de esta corriente para su licuefacción por cambio de calor con el GNL pasado a la columna de destilación 38. En la variación del proceso mostrada en la figura 4, se obtienen todas estas ventajas, y adicionalmente, el uso del sistema de generación de energía por cambio de calor en ciclo cerrado demuestra el uso del sistema de ciclo cerrado para generar energía mediante el uso de la energía de la corriente de GNL. Este proceso tiene como resultado una mayor eficiencia que el proceso mostrado en la figura 2, dado que este da como resultado la producción de energía eléctrica, que puede usarse para la operación del proceso. Aun si no se produce suficiente energía como para operar el proceso, se tiene como resultado una demanda de energía altamente reducida, de fuentes externas. En la figura 5, se muestra una variación de la presente invención. En esta modalidad, el GNL pasa a un cambiador de calor 34 (también puede usarse un segundo cambiador de calor 36 como se muestra en la figura 6), desde el cual se descarga a una temperatura de aproximadamente -101 a alrededor de -123°C y pasa a un tanque de separación 86 por una línea 84. El gas evaporado del tanque de separación 86 pasa por una línea 94 para ser comprimido en un compresor 50 donde la presión es aumentada en aproximadamente 3.52 a 10.5 kg/cm2. La presión en la línea 54 después de la compresión en el compresor 50 típicamente es desde aproximadamente 7.03 hasta alrededor de 21.1 kg/cm2 manométricos. Esto permite el regreso del gas desde el tanque 86 por la línea 54 hasta el cambiador de calor 34 para su licuefacción. Los líquidos recuperados del separador 86 pasan por una línea 88 a una bomba 90 desde la cual son pasados por una línea 92 al tanque de destilación 38. El tanque de destilación 38 funciona como se describió previamente para separar los LGN, que son recuperados a través de una línea 46, y para producir una corriente gaseosa vaporizada, que principalmente contiene metano. Esta corriente gaseosa es recuperada a través de una línea 48 y es pasada a combinación con la corriente gaseosa en la línea 54. Las corrientes combinadas son licuadas luego en el cambiador de calor 34 y pasan a la bomba 22 a una temperatura de alrededor de -107°C a alrededor de -143°C con una presión de aproximadamente 5.27 kg/cm2 hasta alrededor de 21.1 kg/cm2 manométricos. La bomba 22 descarga una corriente líquida a una presión adecuada para el suministro a un gasoducto o para otro uso comercial a través de una línea 24 con la corriente líquida vaporizada en el cambiador de calor 26. Como se discutió previamente, el cambiador de calor puede ser un cambiador de calor accionado por fuego, o puede ser alimentado con aire, agua u otro material de cambio de calor apropiado para vaporizar la corriente de GNL. La corriente vaporizada es descargada entonces a través de una línea 32 en condiciones adecuadas para ser suministrado a un gasoducto o para otro uso comercial. En la figura 6, se muestra una variación del proceso de la figura 5, en donde está presente un sistema de ciclo cerrado como el descrito previamente en conjunción con la figura 3. Este sistema de ciclo cerrado se usa en conjunción con al menos uno de los cambiadores de calor 26 y 36. En esta modalidad, se usan dos cambiadores de calor, es decir, los cambiadores de calor 26 y 36, para vaporizar la corriente líquida en la línea 56. El gas natural acondicionado todavía es producido en condiciones de gasoducto, pero la energía es producida por el generador 76 para ayudar a suministrar los requerimientos de energía del proceso. Como se señaló previamente, el sistema de ciclo cerrado puede usarse con uno o ambos cambiadores de calor 26 y 36 mediante el uso de las válvulas 59 y 61, en las líneas 58 y 62, respectivamente. Como se describió previamente, el proceso es más eficiente que en procesos de tecnologías anteriores en que permite la compresión del gas natural después de la separación de los LGN a una presión adecuada para su descarga a un gasoducto o similar como una fase líquida con preferencia a una gaseosa. Adicionalmente, el uso del sistema de recuperación de energía de ciclo cerrado da como resultado la recuperación de valores sustanciales de energía a partir de la energía contenida en la corriente de GNL. Se considera que la descripción anterior del equipo y proceso es suficiente para permitir a los conocedores de la materia practicar el proceso. Muchas características de varias de las unidades no han sido discutidas en detalle dado que las unidades de este tipo son bien conocidas por los expertos en la materia. La combinación de características en la presente invención da como resultado mejoras sustanciales en la eficiencia del proceso, tanto por la compresión de la corriente gaseosa separada del tanque de destilación, como por la recuperación de energía mediante el uso del sistema de ciclo cerrado. Es de notar particularmente en la figura 2, que la bomba 37 es opcional y en muchos casos puede no ser necesaria. Específicamente, si la presión en la línea 16 es suficientemente alta, no habrá necesidad de la bomba 37. El tanque de destilación 38 es de cualquier tipo efectivo adecuado para lograr la separación de los componentes de diferentes puntos de ebullición. La torre puede ser una columna de relleno, puede usar cascos de burbujeo u otros dispositivos de contacto de gas/líquido y similares. Es deseable que la columna sea de una capacidad de separación suficiente para dar como resultado la separación de los líquidos de gas natural con una eficiencia de separación deseada. Adícionalmente, muchas de las temperaturas y presiones discutidas aquí están relacionadas con el uso del tanque de destilación 38 para separar los LGN de C2+. En algunos casos, puede ser deseable separar los LGN de C3+ y en algunos casos aún los LGN de C4+. Pese a que se considera más deseable que los LGN de C2+ sean separados, el proceso es suficientemente flexible para permitir variaciones en los LGN específicos que van a ser separados. La separación de los diferentes cortes de GNL podría afectar las temperaturas indicadas anteriormente aunque se cree que generalmente, las condiciones de temperatura y presión indicadas anteriormente serán efectivas con sustancialmente cualquier separación deseada de los LGN. También es notable que los LGN pueden variar sustancialmente en diferentes corrientes de GNL. Por ejemplo, las corrientes recuperadas de algunas partes del mundo típicamente tienen alrededor de 3 a 9 por ciento en peso de LGN contenidas en ellas. Las corrientes de GNL de otras partes del mundo típicamente pueden contener tanto como 15 a 18 por ciento en peso de LGN. Esta es una diferencia significativa y puede afectar radicalmente el valor calorífico del gas natural. Como un resultado, en muchos casos es necesario, como se discutió antes, diluir el gas natural con un material inerte o remover los líquidos de gas natural del GNL. Además, como también se mencionó antes, la remoción de los LGN da como resultado la producción de un producto valioso, ya que estos materiales frecuentemente son de valor mayor como LGN que como parte de la corriente de gas natural.

Habiendo descrito la invención mediante la referencia a algunas de sus modalidades preferidas, se recalca respetuosamente que las modalidades descritas son ilustrativas antes que limitantes en su naturaleza y que son posibles muchas variaciones y modificaciones dentro del alcance de la presente invención.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para vaporizar un gas natural licuado, recuperar los líquidos de gas natural del gas natural licuado, y acondicionar el gas natural licuado para ser suministrado a un gasoducto o para uso comercial, caracterizado el método porque comprende: a) vaporizar al menos una porción principal de una corriente del gas natural licuado para producir una corriente gaseosa natural al menos parcialmente vaporizada; b) fraccionar la corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado para producir una corriente gaseosa y una corriente de líquidos de gas natural; c) comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en aproximadamente 3.52 hasta cerca de 10.5 kg/cm2, para producir una corriente gaseosa comprimida y enfriar la corriente vaporizada por cambio de calor con la corriente de gas natural licuado para producir una corriente líquida; d) bombear la corriente líquida para producir una corriente líquida a alta presión a una presión de alrededor de 56.2 a aproximadamente 84.4 kg/cm2 manométricos; e) vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir un gas natural adecuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial; y f) recuperar al menos una porción de los líquidos de gas natural.

2. El método de la reivindicación 1, caracterizado además porque los líquidos de gas natural comprenden hidrocarburos de C2 + .

3. Un método para vaporizar un gas natural licuado, recuperar líquidos de gas natural del gas natural licuado, acondicionar el gas natural licuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial y producir energía, caracterizado el método porque comprende: a) vaporizar al menos una porción principal de una corriente de gas natural licuado para producir una corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado; b) fraccionar la corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado para producir una corriente gaseosa y una corriente de líquidos de gas natural; c) comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en aproximadamente 3.52 hasta aproximadamente 10.5 kg/cm2 , para producir una corriente gaseosa comprimida, y enfriar la corriente gaseosa comprimida, por cambio de calor con la corriente de gas natural licuado, para producir una corriente líquida; d) bombear la corriente líquida para producir una corriente líquida a alta presión a una presión de aproximadamente 56.2 a alrededor de 120 kg/cm2 manométricos; e) vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir un gas natural acondicionado adecuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial; f) recuperar al menos una porción de los líquidos de gas natural; g) pasar al menos una de una primera porción y una segunda porción de fluido gaseoso de cambio de calor en contacto de cambio de calor con al menos una de las corrientes de gas natural licuado y la corriente líquida a alta presión, para producir un fluido líquido de cambio de calor; h) bombear el fluido líquido de cambio de calor para producir un fluido líquido de cambio de calor de mayor presión; i) calentar el fluido líquido de cambio de calor para producir un fluido gaseoso de cambio de calor de mayor presión; j) accionar un expansor y un generador de energía eléctrica con el fluido gaseoso de cambio de calor de mayor presión para producir energía eléctrica y el fluido gaseoso de cambio de calor; y k) reciclar el fluido gaseoso de cambio de calor para cambio de calor con al menos una de las corrientes de gas natural líquido y la corriente líquida a alta presión.

4. El método de la reivindicación 3, caracterizado además porque la primera porción del fluido gaseoso de cambio de calor pasa en contacto de cambio de calor con el gas natural licuado, y donde la segunda porción del fluido gaseoso de cambio de calor pasa en contacto de cambio de calor con la corriente líquida a alta presión.

5. El método de la reivindicación 3, caracterizado porque el fluido líquido de cambio de calor a alta presión, está a una presión de aproximadamente 17.6 a alrededor de 28.1 kg/cm2 manométricos.

6. El método de la reivindicación 3, caracterizado porque el fluido gaseoso de cambio de calor está a una temperatura desde aproximadamente -57 hasta -73°C.

7. Un método para vaporizar un gas natural licuado, recuperar líquidos de gas natural del gas natural licuado y acondicionar el gas natural licuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial, caracterizado porque el método comprende: a) vaporizar al : menos una porción principal de una corriente del gas natural licuado para producir una corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado; b) separar la corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado, a una corriente gaseosa y una corriente líquida; c) comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa de cerca de 3.52 hasta aproximadamente 10.5 kg/cm2 para producir una corriente gaseosa comprimida y enfriar la corriente gaseosa comprimida; d) fraccionar la corriente líquida a una presión mayor que la presión de la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa vaporizada y una corriente de líquidos de gas natural ; e) recuperar al menos una porción de los líquidos de gas natural; f) combinar la corriente gaseosa vaporizada con la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa combinada; g) enfriar la corriente gaseosa combinada mediante cambio de calor con la corriente de gas natural licuado para producir una corriente liquida de gas combinado; h) bombear la corriente líquida para producir una corriente líquida a alta presión a una presión de aproximadamente 56.2 a alrededor de 84.4 kg/cm2 manométricos; i) vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir un gas natural acondicionado adecuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial;

8. El método de la reivindicación 7, caracterizado además porque los líquidos de gas natural son hidrocarburos de C2 + .

9. El método de la reivindicación 7, caracterizado además porque la corriente de gas natural acondicionado está a una temperatura desde alrededor de 1.1 a aproximadamente 10°C.

10. Un método para vaporizar gas natural licuado, recuperar líquidos de gas natural del gas natural licuado y acondicionar el gas natural licuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial y producir energía eléctrica, caracterizado porque el método comprende: a) vaporizar al menos una porción principal de una corriente de gas natural licuado para producir una corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado; b) separar la corriente de gas natural al menos parcialmente vaporizado a una corriente gaseosa y una corriente líquida; c) comprimir la corriente gaseosa para aumentar la presión de la corriente gaseosa en cerca de 3.52 hasta aproximadamente 10.5 kg/cm2 para producir una corriente gaseosa comprimida y enfriar la corriente gaseosa comprimida; d) fraccionar la corriente líquida a una presión mayor que la presión de la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa vaporizada y una corriente de líquidos de gas natural; e) recuperar los líquidos de gas natural; f) combinar la corriente gaseosa vaporizada con la corriente gaseosa comprimida para producir una corriente gaseosa combinada; g) enfriar la corriente gaseosa combinada mediante cambio de calor con la corriente de gas natural licuado para producir una corriente líquida de gas combinada; h) bombear la corriente líquida para producir una corriente líquida a alta presión a una presión de aproximadamente 56.2 a alrededor de 84.4 kg/cm2 manométricos; i) vaporizar la corriente líquida a alta presión para producir un gas natural acondicionado adecuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial; j) pasar al menos una de una primera porción y una segunda porción de fluido gaseoso de cambio de calor en contacto de cambio de calor con al menos una de las corrientes de gas natural licuado y la corriente líquida a alta presión para producir un fluido líquido de cambio de calor; k) bombear el fluido líquido de cambio de calor para producir un fluido líquido de cambio de calor a alta presión; I) calentar el fluido líquido de cambio de calor de presión más alta a una temperatura para vaporizar el fluido líquido de cambio de calor de presión más alta para producir un fluido gaseoso de cambio de calor de presión más alta; m) accionar un expansor y un generador de energía eléctrica con el fluido gaseoso de cambio de calor de mayor presión para producir energía eléctrica y el fluido gaseoso de cambio de calor; y n) reciclar el fluido gaseoso de cambio de calor para cambio de calor con al menos una de las corrientes de gas natural líquido y la corriente líquida a alta presión.

11. El método de la reivindicación 10, caracterizado además porque la primera porción del gas intercambia calor en contacto de cambio de calor con el gas natural licuado, y en donde la segunda porción del fluido de cambio de calor es pasada en contacto de cambio de calor con la corriente líquida a alta presión.

12. El método de la reivindicación 10, caracterizado porque el fluido de cambio de calor es etano.

13. Un sistema para vaporizar una corriente de gas natural licuado, recuperar líquidos de gas natural del gas natural licuado y acondicionar el gas natural licuado para su suministro a un gasoducto o para uso comercial, caracterizado porque el sistema comprende: a) una línea de entrada de gas natural licuado en comunicación de fluido con una fuente de gas natural licuado y un primer cambiador de calor; b) una columna de destilación en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y que tiene una salida de gas y una salida de líquidos de gas natural; c) un compresor en comunicación de fluido con la salida de gas y una salida de gas comprimido: d) una línea en comunicación de fluido con la salida de gas comprimido y el primer cambiador de calor; y e) una bomba en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y el segundo cambiador de calor.

14. El sistema de la reivindicación 13, caracterizado además porque el sistema adicionalmente comprende un sistema de ciclo cerrado en contacto de cambio de calor con al menos uno del segundo cambiador de calor y un tercer cambiador de calor en contacto de cambio de calor con la corriente de gas natural licuado y adaptado para calentar las corrientes de gas natural en el al menos uno de los cambiadores de calor segundo y tercero y producir energía eléctrica.

15. El sistema de la reivindicación 14, caracterizado además porque el sistema de ciclo cerrado comprende una primera línea de sistema de ciclo cerrado en comunicación de fluido con al menos uno del segundo cambiador de calor y el tercer cambiador de calor y una bomba de sistema de ciclo cerrado, una segunda línea de sistema de ciclo cerrado en comunicación de fluido con la bomba de sistema de ciclo cerrado y el cambiador de calor de sistema de ciclo cerrado adaptado para calentar un fluido de cambio de calor de sistema de ciclo cerrado, una tercera línea de sistema de ciclo cerrado en comunicación de fluido con el cambiador de calor del sistema de ciclo cerrado y un turboexpansor, el turboexpansor está conectado operativamente a un generador de energía eléctrica, y tiene una salida, la salida está en comunicación de fluido con la primera línea de sistema cerrado.

16. El sistema de la reivindicación 15, caracterizado además porque la primera línea de sistema de ciclo cerrado está en comunicación de fluido con el segundo cambiador de calor y con el tercer cambiador de calor.

17. Un sistema para vaporizar una corriente de gas natural licuado, recuperar líquidos de gas natural del gas natural licuado y acondicionar el gas natural licuado para su suministro a un gasoducto, o para uso comercial, caracterizado porque el sistema comprende: a) una línea de entrada de gas natural licuado en comunicación de fluido con una fuente de gas natural licuado y un primer cambiador de calor que tiene una salida para gas natural licuado caliente; b) un recipiente separador en comunicación de fluido con el primer cambiador de calor y que tiene una salida de gas y una salida de líquidos del separador c) una bomba en comunicación de fluido con la salida de líquidos y que tiene una salida de líquido a alta presión. d) una columna de destilación en comunicación de fluido con la salida de líquido a alta presión de la bomba y que tiene una salida de gas vaporizado y una salida de líquidos de gas natural e) un compresor en comunicación de fluido con la salida del separador de gas y una salida de gas comprimido: f) una línea en comunicación de fluido con la salida de gas comprimido y la salida de gas vaporizado para combinar el gas comprimido y el gas vaporizado para producir una corriente combinada y pasar la corriente combinada al primer cambiador de calor, para producir una corriente combinada de líquidos y gas a alta presión; y g) una bomba en comunicación de fluido con la salida de líquidos y gas combinados a alta presión y un segundo cambiador de calor, el segundo cambiador de calor está adaptado para vaporizar al menos parcialmente la corriente combinada de líquidos y gas a alta pres ión .

18. El sistema de la reivindicación 17 caracterizado además porque el sistema comprende adicionalmente un sistema de ciclo cerrado en contacto de cambio de calor con al menos uno del segundo cambiador de calor y un tercer cambiador de calor, en contacto de cambio de calor con la corriente de gas natural licuado y adaptado para calentar una corriente de gas natural en al menos uno del segundo cambiador de calor y el tercer cambiador de calor y producir energía eléctrica.

19. El sistema de la reivindicación 18, caracterizado además porque el sistema de ciclo cerrado comprende una primera línea de sistema de ciclo cerrado en comunicación de fluido con el segundo cambiador de calor y una bomba de sistema de ciclo cerrado, una segunda línea de sistema de ciclo cerrado en comunicación de fluido con la bomba del sistema de ciclo cerrado y un cambiador de calor de sistema de ciclo cerrado, adaptado para calentar un fluido de cambio de calor de un sistema de ciclo cerrado, una tercera línea de sistema de ciclo cerrado en comunicación de fluido con el cambiador de calor de sistema de ciclo cerrado y un turboexpansor, el turboexpansor está conectado operativamente a un generador de energía eléctrica, y tiene una salida, la salida está en comunicación de fluido con la primera línea del sistema de ciclo cerrado.

20. El sistema de la reivindicación 19, caracterizado además porque el sistema comprende adicionalmente un tercer cambiador de calor en comunicación de fluido con el segundo cambiador de calor para vaporizar la corriente combinada de líquido y gas a alta presión.