MXPA06002480A - Recepcion, procesamiento, manejo y distribucion de hidrocarburos y otros fluidos. - Google Patents

Abstract

Se proporciona una instalacion integrada de centro de energia capaz de producir juntos todos los aspectos del movimiento de hidrocarburos y otros productos fluidos bajo condiciones controladas aplicables a la recepcion, almacenamiento, procesamiento, recoleccion y transmision corriente abajo. La admision al centro de energia incluye gas natural y crudo provenientes de una tuberia o un transportador, LNG (gas natural licuado) de un transportador, CNG (gas natural comprimido) de un transportador y LNG regasificado por el transportador, asi como otros productos provenientes de una tuberia o un transportador. El almacenamiento puede ser sobre la superficie, en cavernas saladas o en formaciones y cavidades subterraneas, e incluye petroleo crudo, gas natural, LPG (Gas Licuado de Petroleo), NGL (Liquidos del Gas Natural), GTL (Gas para Liquidos) y otros fluidos. La transmision corriente abajo puede llevarse a cabo mediante un recipiente u otro tipo de transportador y/o por medio de un sistema de tuberias. Los fluidos criogenicos se descargan y envian al tanque de conservacion en la superficie del centro de energia, despues se bombean hacia los vaporizadores del centro de energia y se envia al almacen subterraneo y/o distribucion.

Description

RECEPCIÓN, PROCESAMIENTO, MANEJO Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS Y OTROS FLUIDOS CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere a la recepción, procesamiento, manejo y distribución de hidrocarburos y otros fluidos. Particularmente, esta invención se refiere a un método y sistema para el transporte, descarga, manejo, regasificación, almacenamiento y distribución de hidrocarburos y otros fluidos. Más particularmente, la invención se refiere a un método y sistema para la descarga, regasificación, almacenamiento y distribución de gas natural licuado y otros hidrocarburos en una ubicación central utilizando un volumen limitado de la capacidad de un tanque de retención de superficie y tecnología de vaporización convencional. Específicamente, la invención se refiere a una nueva técnica para combinar componentes de existencia probada encontrados en terminales de gas natural licuado y a sistemas de carga en mar abierto a fin de proporcionar eficiencias mejoradas en la descarga, regasificación, almacenamiento y distribución de gas natural licuado y otros fluidos. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El uso de gas natural licuado ("LNG") y otros fluidos de petróleo como fuentes de combustible para uso industrial y calefacción doméstica, continúa en aumento debido a su disponibilidad y conveniencia. Estos fluidos de petróleo toman frecuentemente la forma de fluidos criogénicos, que se producen presurizando y enfriando gases de hidrocarburo gasta convertirlos en líquidos a muy bajas temperaturas. Como tales, los fluidos criogénicos tienen que transportarse desde sus fuentes originales, que frecuentemente se ubican en áreas remotas, a instalaciones de procesamiento en donde se procesan mediante diversas técnicas a fin de convertirlos en un tipo de producto de gas comercial que puede almacenarse y/o enviarse para su distribución al mercado del gas. Tal procesamiento implica la regasificación, descarga, vaporización y distribución de los fluidos, y algunas veces se conduce en una terminal marítima. El petróleo crudo, petróleo procesado, petroquímicos tales como isobuteno, etileno, propileno y lo similar, hidrocarburos líquidos tales como gasolina, aceites lubricantes y lo similar, gas natural comprimido ("CNG"), líquidos de gas natural ("NGL"), i.e., butano, propano, hexano combinado y lo similar, gas de petróleo licuado ("LPG"), tal como butano, propano, hexano y lo similar, y los así llamados productos de "gas a líquido" ("GTL"), tales como ciertos aceites diesel, aceites lubricantes, parafinas y lo similar, así como otros numerosos productos de fluido tales como aceites minerales y vegetales, NaOH, clarificadores de NaCI, etilenobenceno, benceno, refinado y otros químicos líquidos y gaseosos, también se procesan mediante técnicas diversas a fin de convertirlos en productos comerciales adecuados para almacenamiento y/o distribución en el comercio. Cuando se procesan fluidos criogénicos tales como LNG en terminales marítimas y bases terrestres, el procesamiento se vincula siempre con grandes inversiones de capital, requeridas por la necesidad de proporcionar costosas cisternas de almacenamiento criogénico y equipo de vaporización. Además, los gastos de almacenamiento y otros cargos asociados con operaciones de carga y descarga a y desde las terminales, cargan el procesamiento con costos adicionales. La descarga, manejo y distribución de petróleo crudo, petróleo procesado, gas natural comprimido, líquidos de gas natural, gas de petróleo licuado, petroquímicos y los llamados productos de gas a líquido, así como otros muchos fluidos, también se encuentran cargados con grandes inversiones de capital y gastos de almacenamiento y otras cargas asociadas con las operaciones de carga y descarga. Existen tecnologías para la generación de LNG a partir de gas natural y para el procesamiento y conversión del LNG de nuevo a su forma gaseosa y su distribución al mercado, así como para el manejo y distribución de petróleo crudo y otros productos de petróleo. Ver, por ejemplo, Patentes de E.U. No. 4,033,735, 4,317,474, 5,129,759, 5,511 ,905, 5,657,643, 6,003,603, 6,298,671 , 6,434,948 y 6,517,286. Aunque las tecnologías descritas en estas patentes sirven para referirse a una cantidad de situaciones individuales de procesamiento de productos, ninguna de estas se refiere a la recepción, procesamiento, manejo y distribución de una combinación de estos productos desde una ubicación central bajo condiciones que minimicen las inversiones de capital y los costos de operación requeridos para llevar a cabo tales operaciones de recepción, procesamiento, manejo y distribución. Existe una necesidad de proporcionar un método y sistema seguro y eficiente para la recepción, procesamiento, manejo y distribución al mercado de LNG y otros productos de fluido en una ubicación centralizada bajo condiciones que minimicen la inversión de capital y los costos de operación requeridos para llevar a cabo tales operaciones. La presente invención se dirige hacia la provisión de tal método y sistema. SUMARIO DE LA INVENCIÓN El método y sistema de esta invención se centra en el innovador concepto de crear un centro de energía integrada capaz de conjuntar todos los aspectos de movimiento de hidrocarburos y otros productos de fluido bajo condiciones controladas aplicables a la recepción, almacenamiento, procesamiento, recolección y transmisión en corriente descendente. La admisión al centro de energía integrada puede incluir gas natural y crudo proveniente de una tubería o un vehículo de transporte, LNG de un vehículo de transporte, CNG de un vehículo de transporte, y LNG regasificado en el vehículo de transporte, así como otros productos de fluido de una tubería o un vehículo de transporte. El almacenamiento puede ser sobre la superficie, en cavernas salíferas o en formaciones y cavidades subterráneas, e incluye petróleo crudo, gas natural, LPG, NGL, GTL y otros fluidos. La transmisión en corriente descendente puede llevarse a cabo mediante un recipiente u otro tipo de vehículo de transporte y/o por medio de un sistema de tubería. Para la admisión del LNG que llega en una cisterna, el método comprende la descarga del LNG utilizando las bombas de la embarcación, y el almacenamiento del LNG en el tanque de retención de superficie del centro de energía, después el bombeo del LNG desde el tanque de retención de superficie a los vaporizadores del centro de energía. Puede utilizarse una etapa intermedia entre la cisterna y los vaporizadores, en la que el LNG se procesa en forma líquida para retirar líquidos de gas natural (NGL) o para fraccionar y separar gases de petróleo licuado (LPG). Esto puede hacerse utilizando medios convencionales tales como columnas de fraccionamiento y desmetanizadores. Alternativamente, esta etapa puede llevarse a cabo mediante medios similares entre los vaporizadores y las tuberías, distribución o almacenamiento, y/o entre el sistema de almacenamiento y distribución. Previo a la admisión a los vaporizadores, las bombas reforzadoras a alta presión elevan la presión del LNG ya sea a la presión de la tubería, a la presión del vehículo de transporte (CNG), a la presión de la caverna o a la presión subterránea del depósito/formación, dependiendo de a dónde va a suministrarse el gas. El gas que abandona los vaporizadores se almacena en cavernas subterráneas de almacenamiento de gas o en los depósitos subterráneos o, alternativamente, puede enviarse a la costa a través de tubería o distribuirse por otros medios tales como cargándolo en vehículo de transportes de CNG. El método y sistema de esta invención exhiben ciertas características únicas que los distinguen de las tecnologías convencionales para la transportación, regasificación, almacenamiento y distribución de hidrocarburos. Por ejemplo, como en el caso de terminales de LNG convencionales, el LNG manejado por el método y sistema de esta invención, puede descargarse de una embarcación de transporte en una cisterna de superficie. Sin embargo, a diferencia del caso de terminales de LNG convencionales, el tanque de retención de superficie del método y sistema de esta invención se utiliza para ciertos propósitos únicos, y no se utiliza para almacenamiento convencional en volumen. El tanque de retención de superficie del método y sistema de esta invención se utiliza para minimizar el tiempo de descarga del vehículo de transporte, proporcionar una operación continua de la etapa de vaporización de centro de energía y mantener la temperatura del sistema vaporizador al nivel deseado. El tanque de retención de superficie es un componente clave para descargar económicamente una embarcación de transporte dentro de un corto lapso de tiempo, y su uso se traduce en ahorros sustanciales en el capital y costos de operación asociados con el equipo de vaporización que se requiere para descargar rápidamente la embarcación. Una vez descargada la embarcación, el equipo de vaporización operará a una relación reducida utilizando el LNG de la cisterna para continuar las operaciones. A diferencia de las tecnologías utilizadas en terminales de LNG estándar, cuando el retiro del NGL tiene lugar corriente abajo de la etapa de vaporización, el método y sistema de esta invención permiten el procesamiento del LNG para retirar el NGL en la fase líquida antes de entrar a los vaporizadores. De esta manera, el gas puede almacenarse en una caverna salífera o depósito subacuático, si se desea, y después enviarse para su distribución en el mercado con mínimo o ningún procesamiento adicional. (Tal procesamiento se lleva a cabo por medio de tecnologías muy conocidas). El retiro del NGL puede siempre tener lugar en corriente descendente proveniente de la etapa de vaporización y desde la caverna de almacenamiento si se desea o se requiere por la demanda de distribución comercial o por cualquier otra razón de operación de proceso. Único para la versión en mar abierto del concepto de centro de energía, se encuentra el beneficio de tener la capacidad de tener domos y cavernas salíferas ubicadas directamente debajo, o en la vecindad intermedia de la plataforma o instalación de recepción en mar abierto sobre la cual se instalan el tanque de retención de superficie y el equipo de vaporización. Adicionalmente, existe un potencial para que algunas cavernas utilicen aceite u otros líquidos para desplazar el gas desde las cavernas. El almacenamiento en cavernas permite una descarga más rápida de LNG y CNG regasificados en el vehículo de transporte descargados de los recipientes. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Puede tenerse un claro entendimiento de las características clave de la invención antes resumida por referencia a los dibujos anexos, que ilustran el método de la invención, aunque se entenderá que tales dibujos ilustran las modalidades preferidas de la invención, y por tanto, no deben tomarse como limitantes de su alcance con respecto a otras modalidades que pretende y es capaz de contemplar la invención. En consecuencia, la Figura 1 es un diagrama general en bloque que ilustra la diversidad de fluidos que la instalación de centro de energía de esta invención es capaz de recibir, procesar, almacenar y/o suministrar y los diversos destinos de los productos del centro de energía. La Figura 2 es un diagrama esquemático de una modalidad preferida de esta invención que ¡lustra una de las muchas maneras en las cuales el método y sistema de la invención son capaces de conjuntar todos del aspectos del movimiento del hidrocarburo (en este caso el movimiento del LNG) bajo condiciones controladas en un centro de energía marino en mar abierto, incluyendo recepción, descarga, contención, procesamiento, recolección y transmisión en corriente descendente. La Figura 3 es un diagrama esquemático de otra modalidad preferida de la invención que ilustra otra manera en la cual el método y sistema de la invención son capaces de conjuntar todos los aspectos del movimiento del hidrocarburo bajo condiciones controladas en un centro de energía marino, incluyendo recepción, contención, recolección y transmisión en corriente descendente. La Figura 4 muestra un diagrama esquemático de la manera en la cual una caverna salífera subterránea puede explotarse y utilizarse mientras que se almacena simultáneamente LNG vaporizado comprimido de acuerdo con el método de la presente invención. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Con referencia a la Figura 1 , la diversidad de fluidos que la instalación de centro de energía de esta invención es capaz de recibir, procesar, almacenar y/o suministrar se muestra en el lado izquierdo del bloque marcado "Centro de energía" bajo el encabezado "De admisión". Como se muestra en la Figura 1 , estos fluidos pueden llegar al centro de energía mediante embarcaciones de transporte, botes, barcazas, carros cisterna, transporte terrestre y/o tuberías, e incluyen gas natural, gas natural licuado (LNG), LNG regasificado, gas natural comprimido (CNG), gas de petróleo licuado (LPG), líquidos de gas natural (NGL), productos de gas a líquido (GTL), petróleo crudo (con o sin gas mezclado), hidrocarburos líquidos, petroquímicos, y otras mercancías de fluido, tales como aceites minerales y vegetales, NaOH, clarificadores de NaCI, etilenobenceno, benceno, refinado y otros químicos líquidos y gaseosos. Los fluidos se manejan y se procesan en el centro de energía, que se encuentra equipado con medios para emplazar, anclar y atracar embarcaciones, botes, barcazas, carros y/o transportes terrestres, instalaciones de recepción y descarga, al menos un tanque de retención de superficie, instalaciones de almacenamiento (tales como cisternas, cavernas salíferas y/o cavidades y depósitos subterráneos), equipo de procesamiento (tal como vaporizadores, equipo de mezclado de producto y retiro de NGL), tuberías de interconexión, tuberías de distribución e instalaciones de servicio de aseguramiento de flujo. La diversidad de productos que el centro de energía es capaz de almacenar y/o suministrar se muestra en el lado derecho marcado "Centro de energía" bajo el encabezado "De salida". Los productos de salida incluyen gas natural, gas natural licuado (LNG), gas natural comprimido (CNG), gas de petróleo licuado (LPG), líquidos de gas natural (NGL), productos de gas a líquido (GTL), petróleo crudo (con o sin gas mezclado), hidrocarburos líquidos, petroquímicos, y otras mercancías de fluido, tales como aceites minerales y vegetales, NaOH, clarificadores de NaCI, etilenobenceno, benceno, refinado y otros químicos líquidos y gaseosos. Un ahorro significativo en costos resulta del uso del método y sistema de esta invención dado que se reducen o eliminan los gastos de capital para cada instalación y para el producto manejado por el centro de energía utilizando instalaciones e infraestructura compartidas. De manera similar, los costos de operación se reducen o se eliminan para cada instalación y producto manejado por el centro de energía compartiendo trabajo y mantenimiento, así como compartiendo los gastos de operación asociados con estas mismas instalaciones e infraestructura. Una de las características más significativas del método y sistema de centro de energía de esta invención, es la captura de estas técnicas convencionales generalmente aisladas en una sola instalación o entidad de operación, con lo cual se crea un valor mucho más alto y costos reducidos. Con referencia a la Figura 2, el barco cisterna de fluido criogénico 201, equipado con las cisternas criogénicas 202 y las bombas criogénicas 207, se utiliza para transportar LNG a aproximadamente -250°F y 1.5 psig desde una fuente de producción de LNG hasta la instalación de recepción 203 del centro de energía de esta invención. La instalación de recepción 203 comprende una plataforma 204 sostenida por pilotes 205 incrustados en el fondo marino 221. Desde el barco cisterna 201 , el LNG se bombea dentro de el tanque de retención de superficie 206 por medio de las bombas criogénicas 207 ubicadas a bordo del barco cisterna 201. (Las bombas criogénicas 207 también pueden ubicarse en la plataforma 204). Se utiliza una presión "principal" de aproximadamente 100 psig para bombear LNG 208 dentro de el tanque de retención de superficie 206 que se encuentra equipada con medios criogénicos para mantener la temperatura del LNG a aproximadamente -250°F y su presión a aproximadamente 1-5 psig. Desde el tanque de retención de superficie 206, se bombea una porción 210 (aproximadamente el 50%) del LNG, a aproximadamente -250°F y 200 psig dentro de la etapa 209 de retiro de NGL por medio de la bomba 222. En la etapa 209 de retiro de NGL, los líquidos de gas natural 223, tales como butano, propano, pentano, hexano y heptano, se retiran, presurizan y se calientan a aproximadamente 40°F. La bomba reforzadora 224 se utiliza para reforzar la presión del NGL a la presión de caverna (aproximadamente 1 ,500 psig) y el NGL 225 adicionalmente presurizado se envía entonces para almacenamiento, e.g., en una caverna salífera subterránea 226 a aproximadamente 50-90°F y 1 ,500 psig, para su venta subsecuente a los consumidores. El retiro del NGL se lleva a cabo mediante medios convencionales para el retiro de líquidos gas natural del LNG. Tales medios convencionales incluyen tecnologías muy conocidas tales como el uso de columnas de fraccionamiento y desmetanizadores, disponibles de diversas fuentes y como se describen en publicaciones tales como el GPSA Engineering Data Book, 11a Edición, 1998, publicado por la Gas Processors Supplier Association, de Tulsa, Oklahoma. El retiro del NGL reduce el valor BTU del producto final de gas obtenido del LNG que se procesa. (El valor BTU es una medida de la cantidad de calor, medida en BTUs, que se genera por la combustión de un pie cúbico de gas. Si el valor BTU excede ciertos estándares comerciales, la combustión del producto de gas puede afectar adversamente el equipo utilizado para encender el gas). Después de retirar el NGL, el LNG 227 procesado (NGL-agotado) se envía a las bombas reforzadoras a alta presión 228, para bombearse como un fluido 229 (fase densa), a una presión de aproximadamente 2,200 psig y a una temperatura de aproximadamente -250°F, a la etapa de vaporización 214. Otra porción 211 (aproximadamente el 50%) del LNG de el tanque de retención de superficie 206, a aproximadamente -250°F y 200 psig, pasa la etapa de retiro de NGL y se bombea por medio de bombas reforzadoras a alta presión 212, como el fluido 213 (fase densa), a una presión de aproximadamente 2,200 psig y a una temperatura de aproximadamente -250°F, a la etapa de vaporización 214. (Dependiendo del valor BTU y del volumen del LNG que sale de el tanque de retención de superficie 206, puede pasarse completamente la etapa de retiro de NGL 209, o pueden ajustarse las magnitudes relativas de las porciones 210 y 21 1 para proporcionar el valor BTU deseado del LNG que va a la etapa de vaporización 214). Previo a la admisión a la etapa de vaporización 214, la corriente de LNG 213 no procesado y la corriente de LNG 229 procesado se combinan como una sola corriente de LNG 230 a aproximadamente -250°F y 2,200 psig. La etapa de vaporización 214 implica el calentamiento del fluido de LNG 230 frío para convertirlo en vapor 215 (fase densa) a una presión de aproximadamente 2,200 psig y a una temperatura de aproximadamente 40°F. (La presión de operación real puede fluctuar en cualquiera de aproximadamente 700 hasta aproximadamente 2,400 psig; y la temperatura de operación real puede fluctuar en cualquiera de aproximadamente 0°F hasta aproximadamente 95°F). Como resultado del calentamiento que tiene lugar en la etapa de vaporización 214, el vapor 215 (fase densa) es un fluido caliente capaz de manejarse en un equipo para material convencional y suficientemente caliente para suministrarse mediante tuberías convencionales y/o almacenarse de manera convencional en cavernas salíferas u otros depósitos subterráneos. La vaporización del fluido de LNG 230 frío puede llevarse a cabo por medio de técnicas de vaporización sumergida, tales como las utilizadas en el sistema descrito en el Apéndice A de la publicación "LNG Receiving and Gas Regasification Termináis", por Ram R., Tarakad, Ph., D., P. E., © 2000 Zeus Development Corporation, de Houston, Texas. En una modalidad preferida, la fuente de calor para la etapa de vaporización es agua de mar que se origina directamente del mar. El agua que se utiliza como fuente de calor también podría originarse de otras fuentes, incluyendo formaciones subterráneas. La vaporización también puede efectuarse por medio de otras técnicas convencionales de vaporización tales como aquellas que emplean los llamados vaporizadores de bastidor abierto, vaporizadores calentados de manera remota, vaporizadores calentados integralmente, vaporizadores de fluido intermedio, vaporizadores calentados por vapor y lo similar. El vapor 215 (fase densa) fluye en el regulador de flujo 216, en donde fluye a través de una disposición de válvulas a fin de separarse en una corriente de gas 217, que se envía a la caverna salífera subterránea 218, y la corriente de gas 219, que se envía al mercado del gas a través de un sistema de tuberías 220. La caverna salífera subterránea 218 puede ser lo que se conoce como "caverna de almacenamiento no compensada", Le., una caverna en donde ni salmuera, ni agua o cualquier otro líquido se desplazan por el gas de admisión cuando el LNG vaporizado (fase densa) se inyecta en la caverna o se utiliza para desplazar el hidrocarburo almacenado fuera de la caverna. Las bombas reforzadoras a alta presión 212 se ajustan y se operan convenientemente a fin de proporcionar una presión controlada de la caverna subterránea (al menos aproximadamente 700 psig y hasta aproximadamente 3,000 psig), o una presión de tubería (al menos aproximadamente 500 psig y hasta aproximadamente 1 ,500 psig), dependiendo del modo deseado específico de almacenamiento y distribución del gas. En la ilustración mostrada en la Figura 2, la instalación de recepción 203 es una plataforma en mar abierto; sin embargo, la instalación de recepción 203 también puede ser una terminal en tierra, o una instalación flotante, incluyendo embarcaciones flotantes, boyas y anclajes de punto único, o en general, cualquier otra estructura fija o flotante equipada para permitir el emplazamiento de una embarcación de transporte y recibir LNG. El método y sistema de la invención ilustrados en la Figura 2 producen un significativo ahorro en costos en la vaporización y otros equipos, lo que conduce al gasto de un volumen muy limitado de la capacidad de el tanque de retención de superficie. Los métodos y sistemas convencionales que emplean almacenamiento en superficie necesitan grandes volúmenes de almacenamiento en superficie criogénico, requiriendo típicamente entre cinco y diez veces de capacidad de la cisterna de almacenamiento en superficie, de la capacidad de la cisterna requerida de el tanque de retención de superficie del método y sistema de esta invención. De este modo, para una instalación convencional de un tamaño nominal de 1.0 billones de pies cúbicos, necesitan instalarse suficientes cisternas para proporcionar aproximadamente un equivalente de 17 billones de pies cúbicos ("BCFE") de almacenamiento en superficie de gas. En comparación, una instalación de centro de energía de un tamaño nominal de 1.0 billones de pies cúbicos, requiere solo 1.5 BCFE de capacidad de el tanque de retención de superficie. Los métodos y sistemas convencionales que no emplean cisternas de almacenamiento en superficie (tales como el sistema de Bishop et al., descrito en la Solicitud de Patente Publicada de los Estados Unidos Serie No. 10/246,954, ahora Patente de E.U. No. 6,739,140), requieren el uso de cantidades incrementadas de capacidad del vaporizador. Por ejemplo, para una instalación convencional de un tamaño nominal de 1.0 BCFE sin cisternas de almacenamiento en superficie, necesita instalarse un equipo de vaporización suficiente para proporcionar aproximadamente 3.0 billones de pies cúbicos por día ("BCFD") de capacidad del vaporizador. En comparación, una instalación de centro de energía nominal de 1.0 BCG requiere solo 1.6 BCFD de capacidad de vaporizador. Esta es una diferencia significativa en el capital y el costo de operación de la instalación dado la naturaleza muy costosa del equipo de vaporización comercialmente disponible. Estas comparaciones se ilustran en la Tabla 1 abajo. La Tabla 1 ilustra una de las ventajas del método de esta invención al compararse con aquellas tecnologías convencionales que almacenan LNG en cisternas de almacenamiento en superficie, así como al compararse con aquellas tecnologías convencionales que no almacenan el LNG en cisternas de almacenamiento en superficie. El tamaño de la instalación en los tres métodos referidos en la Tabla 1 es un nominal de 1.0 BCF. La capacidad de contención de superficie de LNG para el centro de energía (1.5 BCFE) es la capacidad de volumen de el tanque de retención de superficie ilustrada en la Figura 2. Puede utilizarse más de un tanque de retención de superficie en la modalidad de centro de energía ilustrada en la Figura 2 mientras que requiera solo 1.5 BCFE de capacidad de volumen para las cisternas de contención de superficie. Diferentes variaciones del concepto de centros de energía pueden requerir volúmenes diferentes de capacidad de el tanque de retención de superficie, y cada una de tales variaciones puede dimensionarse de acuerdo con las necesidades específicas de cada instalación, sin embargo, el costo de cada instalación se reducirá significativamente mediante la aplicación del concepto de centro de energía y el dimensionamiento apropiado de el tanque de retención de superficie.

TABLA 1 *Los tamaños de componentes del centro de energía pueden diferir dependiendo de los requerimientos específicos de cada instalación de centro de energía. **Tanque de retención de superficie.

Otra modalidad del concepto de centro de energía de la presente invención, que también es capaz de conjuntar todos los aspectos del movimiento de hidrocarburos, se muestra en la Figura 3, en donde el barco cisterna de fluido criogénico 301 , equipado con cisternas criogénicas 302, que transportan LNG 303 a una temperatura de aproximadamente -250°F y una presión de aproximadamente 1-5 psig, se encuentra equipado con medios de bombeo 305 y equipo de vaporización 304 para convertir el LNG 303 en fluido regasificado 306 a bordo del recipiente. El fluido regasificado 306 calentado a una temperatura de aproximadamente 90°F y a una presión entre aproximadamente 200 y 1 ,500 psig, se transfiere a bombas reforzadoras a alta presión (o compresores) 308 en la instalación de recepción 309. La instalación de recepción 309 comprende una plataforma 307 sostenida por pilotes 316 incrustados en el fondo marino 317. Las bombas reforzadoras a alta presión 308 aumentan la presión del gas a cualquiera entre aproximadamente 1 ,500 y 3,000 psig, dependiendo de las especificaciones requeridas para el modo de operación deseado, e.g., presión de caverna, presión de tubería comercial, etc., y envían el gas, como corriente de gas 310, a través de una tubería y dentro de un regulador de flujo 31 1 , en donde el gas fluye a través de una disposición de válvulas y se separa en la corriente de gas 312, que se envía a una caverna salífera subterránea 313, y la corriente de gas 314, que se envía al mercado del gas a través de un sistema de tuberías 315. (La corriente 312 también puede almacenarse en cualquier otro tipo de formación subterránea, cavidad o depósito). El equipo de vaporización 304 puede dimensionarse a las especificaciones estándar, o puede sobre dimensionarse, mientras que proporcione la rápida vaporización del LNG 303 a fluido regasificado 306 a bordo del recipiente. En la ilustración mostrada en la Figura 3, la instalación de recepción 309 es una plataforma en mar abierto; sin embargo, la instalación de recepción 309 también puede ser una terminal en tierra, o una instalación flotante, incluyendo embarcaciones flotantes, boyas y anclajes de punto único, o en general, cualquier otra estructura fija o flotante equipada para permitir el emplazamiento de una embarcación de transporte y recibir LNG regasificado. Al ajustar cuidadosamente el flujo de gas dentro y fuera del regulador de flujo 311 , el LNG regasificado puede suministrarse al mercado a través de redes de tubería o cualquier otro medio a proporciones medidas que no romperán el mercado o las tuberías. De este modo, una "embarcación de regasificación" tal como un barco cisterna criogénico 301 puede descargarse rápidamente, permitiendo que la embarcación tenga una duración de viaje redondo más corta (tiempo de ¡da y vuelta de embarcación) y proporcionando una recuperación mayor del capital y otros costos invertidos en la fabricación y la operación de las embarcaciones. (Los costos en capital de estas embarcaciones cisterna son muy altos, y su recuperación en inversión se encuentra directamente relacionada al tiempo en el cual las embarcaciones son capaces de realizar viajes redondos entre la planta de licuefacción y la instalación de recepción de LNG). También, cuando se utiliza el método y sistema de centro de energía ilustrado en la Figura 3, las ganancias de venta del gas son mayores debido al mínimo impacto al mercado. Esta modalidad permite también que toda la carga de LNG se descargue de manera segura y rápida sin la necesidad de descargar grandes volúmenes de gas en las tuberías, lo que podría ocasionar severas restricciones sobre el tiempo de descarga y en consecuencia incrementar el tiempo de ida y vuelta de la embarcación. La provisión de una caverna salífera subterránea adecuada para el almacenamiento del LNG regasificado es un componente importante de la modalidad de centro de energía que utiliza tales cavernas salíferas subterráneas. En consecuencia, otra característica única del método y sistema de esta invención es el hecho de que la caverna salífera subterránea puede proporcionarse utilizando técnicas de minado por disolución, y el LNG regasificado (originado, por ejemplo, a partir del sistema de vaporización del centro de energía o de un vehículo de transporte) puede almacenarse en la caverna mientras que la caverna se explota por disolución. Esta característica se ilustra en la Figura 4. Al utilizar cavernas salíferas y otros depósitos de almacenamiento subterráneos se puede reducir significativamente el tiempo de descarga mientras se minimiza el riesgo de rompimiento de las tuberías o el mercado del gas. El tiempo requerido para la explotación de cavernas para la recepción del LNG vaporizado de cualquiera de las modalidades de esta invención, puede impactar significativamente que la disponibilidad de una terminal receptora de LNG o una instalación de recepción de LNG regasificado en vehículo de transporte se haga operacional. En consecuencia, como se muestra en el diagrama de Primera Etapa de la Figura 4, se perfora primero un pozo 401 en una formación de sal de origen natural y se inicia la explotación inicial de la caverna mediante una técnica de minado por disolución en donde la formación, ubicada entre aproximadamente 500 y 3,000 pies bajo la superficie terrestre se explota de sal con agua de mar 402 fresca o en bruto, que se alimenta a través del tubo 403, se coloca dentro de la tubería de revestimiento 404 en una serie de tubos colgantes. La colada de la sal da como resultado la extracción de salmuera 405, que sale a través del tubo de salmuera 406, y contiene cualquiera entre aproximadamente 6 y 26% de cloruro de sodio. (El contenido normal de sal del agua de mar es de aproximadamente 3% de cloruro de sodio). Se coloca un material de revestimiento 411 protector del techo de la caverna, alimentado a través de la tubería de revestimiento 404, y se mantiene en la parte superior del pozo. Las posiciones de las series colgantes en el pozo son generalmente ajustables pero pueden ser fijas. Como se ilustra en este diagrama de Primera Etapa, la serie colgante se coloca ¡nicialmente para permitir la rápida explotación de la sección superior de la caverna salífera para almacenamiento de fluido. Tal rápida explotación se ilustra en el diagrama de Segunda Etapa de la Figura 4, en donde la sección superior 407 de la caverna se crea mediante la acción de colado de agua 402, inyectada a través del tubo 403, dentro de la tubería de revestimiento 404. En este punto, la salmuera 405 regresa a través del tubo de salmuera 406 y se desecha apropiadamente. El material de revestimiento 411 protector del techo de la caverna, alimentado a través de la tubería de revestimiento 404, se mantiene en la parte superior de la caverna hasta que la sección superior 407 alcanza las dimensiones del diseño. Al colar la parte superior e inferior de la caverna de manera secuencial y evitar hacerlo simultáneamente, el colado de la sección superior 407 es de una y media a tres veces más rápido de lo que sería si la caverna completa fuera colada al mismo tiempo, y la sección superior de la caverna se hace disponible para almacenar LNG vaporizado en un momento mucho más anterior. Cuando la sección superior de la caverna ha alcanzado las dimensiones del diseño, se ajustan las posiciones de la serie colgante. La serie colgante se coloca entonces, Le., desciende, a fin de ocasionar el colado de la sección inferior 410 de la caverna, como se ¡lustra en el diagrama de Tercera Etapa de la Figura 4, mientras que simultáneamente se inyecta LNG vaporizado 408 en la sección superior 407 de la caverna. De este modo, el LNG vaporizado 408 se inyecta a través de la tubería de revestimiento 404 dentro de la sección superior 407 de la caverna hasta un nivel predeterminado. El gas, siendo menos denso que la salmuera, se contiene y se acumula dentro de la sección superior 407 de la caverna, por encima de la salmuera dentro de la sección inferior 410 de la caverna. El agua 402 (fresca o agua de mar) continúa inyectándose dentro de la caverna a través del tubo 403 a fin de disolver más sal a fin de crear y agrandar la sección inferior 410 de la caverna. La salmuera 405 recién formada regresa a través del tubo de salmuera 406 y se desecha apropiadamente. De nuevo al colar la parte superior de la caverna primero y después colar la parte inferior, el método de esta invención ocasiona que el colado de la sección inferior 410 de la caverna se lleve a cabo de una y media a tres veces más rápido de lo que sería si la caverna completa fuera colada al mismo tiempo. Cuando la sección inferior de la caverna alcanza las dimensiones de diseño deseadas, se inyectan volúmenes adicionales de LNG vaporizado a través de la tubería de revestimiento 404 y la nueva caverna completa puede utilizarse entonces para almacenar el gas. La caverna resultante es particularmente adecuada para su uso en el almacenamiento de los fluidos manejados y distribuidos mediante el método y sistema de esta invención debido a que las paredes de la caverna son esencialmente impermeables y a que la caverna contiene los fluidos muy satisfactoriamente. Adicionalmente o en lugar de la disposición exacta ilustrada en la Figura 4, pueden utilizarse otras diversas disposiciones de series colgantes y de equipo de minado por disolución para llevar a cabo el método de centro de energía de explotación simultánea de caverna y almacenamiento de fluido. De este modo, por ejemplo, el sistema de tubería utilizado para inyectar el agua de minado por disolución y lixiviar la salmuera resultante puede invertirse de manera que el agua de minado se inyecta a través del anillo de un tubo que rodea un tubo céntrico a través del cual se hace salir la salmuera resultante; o el LNG vaporizado puede inyectarse a través de una serie colgante separada. Alternativamente, el escenario de colada puede invertirse para colar una sección inferior primero y almacenar un fluido pesado en la sección inferior mientras que la sección superior se cuela. En cualquier caso, el LNG vaporizado puede transportarse desde la caverna de almacenamiento hasta el mercado a través de redes de tubería o cualquier otro medio adecuado; y las embarcaciones de LNG con sistemas de vaporización abordo pueden descargarse rápidamente, permitiendo más viajes redondos y mayor recuperación del capital invertido. El método de centro de energía de explotación simultánea de caverna y almacenamiento de fluido ilustrado en la Figura 4, se ha descrito con referencia al manejo, almacenamiento y distribución de LNG regasificado, sin embargo, la explotación simultánea de caverna y el método de centro de energía de almacenamiento de energía también pueden aplicarse al manejo, almacenamiento y distribución de otros gases, petróleo crudo, hidrocarburos líquidos, petroquímicos y muchos otros fluidos como se describió anteriormente. Aunque la presente invención se ha descrito en términos de las modalidades y aplicaciones particulares, tanto en forma resumida como detallada, no se pretende que estas descripciones de ninguna manera limiten su alcance a cualquiera de tales modalidades y aplicaciones, y se entenderá que muchas sustituciones, cambios y variaciones en las modalidades, aplicaciones y detalles descritos del método y sistema ilustrados en la presente y de su operación pueden realizarse por los expertos en la técnica sin apartarse del espíritu de esta invención.

Claims (67)

1. REIVINDICACIONES 1. Un sistema de centro de energía para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos y otros fluidos, que comprende: (a) instalaciones para recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos; (b) al menos un tanque de retención de superficie que puede conectarse a dichas instalaciones para recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos y capaz de contener los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados; (c) medios para vaporizar dichos hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados; (d) primeros medios de bombeo que pueden conectarse a dicho al menos un tanque de retención de superficie y capaces de hacer fluir dichos hidrocarburos u otros fluidos hacia dichos medios de vaporización; (e) medios de distribución que pueden conectarse a dichos medios de vaporización y capaces de dirigir dichos hidrocarburos u otros fluidos al mercado; (f) una instalación de almacenamiento subterránea que puede conectarse a dichos medios de vaporización y a dichos medios de distribución; y (g) segundos medios de bombeo que pueden conectarse a dichos medios de vaporización y capaces de hacer fluir dichos hidrocarburos u otros fluidos desde dichos medios de vaporización hacia dichos medios de distribución y a la instalación de almacenamiento subterránea.
2. 2. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde dichas instalaciones para recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos comprenden medios de emplazamiento y anclaje, brazos de carga, mangueras, boyas y/o anclajes de punto único.
3. 3. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde la capacidad de volumen de dicho al menos un tanque de retención de superficie es menor de aproximadamente 4 BCFE.
4. 4. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde solo se utiliza un tanque de retención de superficie.
5. 5. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde dichos medios de vaporización utilizan agua de mar como fuente de calor para la vaporización de dichos hidrocarburos u otros fluidos.
6. 6. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1, en donde dichos medios de vaporización comprenden medios convencionales para vaporizar hidrocarburos y otros fluidos, seleccionados dichos medios convencionales del grupo que consiste de vaporizadores de bastidor abierto, vaporizadores calentados de manera remota, vaporizadores calentados integralmente, vaporizadores de fluido intermedio, vaporizadores calentados por vapor, termopermutadores de tubos y en vuelta y termopermutadores de aire.
7. 7. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1, en donde dicha instalación de almacenamiento subterránea comprende al menos una caverna salífera de almacenamiento.
8. 8. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde dicho segundo medio de bombeo comprende al menos una bomba reforzadora a alta presión ubicada corriente arriba de dicho medio de vaporización y operada a fin de proporcionar una presión subterránea controlada dentro de dicha instalación de almacenamiento subterránea.
9. 9. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde en fluido recibido, procesado, manejado y distribuido es un hidrocarburo y que comprende además medios para retirar líquidos de gas natural provenientes de dicho hidrocarburo, ubicado dicho medio corriente abajo de dicho al menos un tanque de retención de superficie.
10. 10. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde el fluido recibido, procesado, manejado y distribuido es un fluido seleccionado del grupo que consiste de un gas natural, gas natural licuado, LNG regasificado, gas natural comprimido, gas de petróleo licuado, líquido de gas natural, producto de gas a líquido, petróleo crudo (con o sin gas mezclado), un hidrocarburo líquido y un petroquímico.
11. 11. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde el fluido recibido, procesado, manejado y distribuido es un fluido seleccionado del grupo que consiste de un aceite mineral, un aceite vegetal, hidróxido de sodio, cloruro de sodio, un clarificador, etilenobenceno, benceno y un refinado.
12. 12. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante tubería.
13. 13. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1 , en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante un vehículo de transporte seleccionado del grupo que consiste de una embarcación marina, un barco, un bote, una barcaza, un camión cisterna y un transporte ferroviario.
14. 14. El sistema de centro de energía de la reivindicación 1, en donde dicha instalación de almacenamiento subterránea comprende al menos una caverna salífera de almacenamiento creada mediante el método simultáneo de desarrollo de caverna subterránea y minería de disolución para almacenamiento de fluido.
15. 15. Un sistema de centro de energía para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos, que comprende: (a) instalaciones para recibir y descargar hidrocarburos; (b) un tanque de retención de superficie que puede conectarse a dichas instalaciones para recibir y descargar hidrocarburos y capaz de contener los hidrocarburos recibidos y descargados; (c) medios convencionales para vaporizar hidrocarburos, seleccionados dichos medios convencionales del grupo que consiste de vaporizadores de bastidor abierto, vaporizadores calentados de manera remota, vaporizadores calentados integralmente, vaporizadores de fluido intermedio, vaporizadores calentados por vapor, termopermutadores de tubos y en vuelta y termopermutadores de aire; (d) primeros medios de bombeo que pueden conectarse a dicho tanque de retención de superficie y capaces de hacer fluir dichos hidrocarburos hacia dichos medios convencionales para vaporizar hidrocarburos; (e) un sistema de tubería que puede conectarse a dichos medios convencionales para vaporizar hidrocarburos y capaz de dirigir hidrocarburos vaporizados al mercado; (f) al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea que puede conectarse a dichos medios de vaporización convencionales y a dicho sistema de tubería; (g) segundos medios de bombeo que pueden conectarse a dichos medios de vaporización convencionales y capaces de hacer fluir los hidrocarburos vaporizados desde dichos medios de vaporización convencionales hacia dicho sistema de tubería y a dicha al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea; y (h) medios de válvula que pueden conectarse a dichos medios de vaporización convencionales, para controlar y dirigir el flujo de hidrocarburos vaporizados desde dichos medios de vaporización convencionales entre dicho sistema de tubería y dicha al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea.
16. 16. El sistema de centro de energía de la reivindicación 15, en donde la capacidad de volumen de dicho tanque de retención de superficie es menor de aproximadamente 4 BCFE.
17. 17. El sistema de centro de energía de la reivindicación 15, en donde dicho segundo medio de bombeo comprende al menos una bomba reforzadora a alta presión ubicada corriente arriba de dicho medio convencional para vaporizar hidrocarburos y operada a fin de proporcionar una presión subterránea controlada dentro de dicha al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea.
18. 18. El sistema de centro de energía de la reivindicación 15, que comprende además medios para retirar líquidos de gas natural provenientes de dichos hidrocarburos recibidos y descargados, ubicados dichos medios corriente abajo desde dicho tanque de retención de superficie.
19. 19. El sistema de centro de energía de la reivindicación 15, en donde dichos hidrocarburos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante tubería.
20. 20. El sistema de centro de energía de la reivindicación 15, en donde dichos hidrocarburos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante un vehículo de transporte seleccionado del grupo que consiste de una embarcación marina, un barco, un bote, una barcaza, un camión cisterna y un transporte ferroviario.
21. 21. Un método para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos y otros fluidos, comprendiendo dicho método: (a) recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos; (b) hacer fluir los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados hacia al menos un tanque de retención de superficie; (c) bombear los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados desde dicho al menos un tanque de retención de superficie hacia un vaporizador y someterlos a vaporización; (d) dirigir una primera porción de los hidrocarburos u otros fluidos vaporizados al mercado mediante un sistema de distribución; (e) dirigir una segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos vaporizados a una instalación de almacenamiento subterránea desde donde pueden dirigirse subsecuentemente al mercado por medio de un sistema de distribución; y (f) almacenar dicha segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos vaporizados en dicha instalación de almacenamiento subterránea.
22. 22. El método de la reivindicación 21 , en donde dicha recepción y descarga de los hidrocarburos u otros fluidos se lleva a cabo por medio de medios de emplazamiento y anclaje, brazos de carga, mangueras, boyas y/o anclajes de punto único.
23. 23. El método de la reivindicación 21 , en donde la capacidad de volumen de dicho al menos un tanque de retención de superficie es menor de aproximadamente 4 BCFE.
24. 24. El método de la reivindicación 2 , en donde solo se utiliza un tanque de retención de superficie.
25. 25. El método de la reivindicación 21 , en donde dicho vaporizador utiliza agua de mar como fuente de calor para la vaporización de dichos hidrocarburos u otros fluidos.
26. 26. El método de la reivindicación 21 , en donde dicho vaporizador es un vaporizador convencional seleccionado del grupo que consiste de vaporizadores de bastidor abierto, vaporizadores calentados de manera remota, vaporizadores calentados integralmente, vaporizadores de fluido intermedio, vaporizadores calentados por vapor, termopermutadores de tubos y en vuelta y termopermutadores de aire.
27. 27. El método de la reivindicación 21 , en donde dicha instalación de almacenamiento subterránea comprende al menos una caverna salífera de almacenamiento.
28. 28. El método de la reivindicación 2 , en donde dicha dirección de dicha segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos vaporizados a una instalación de almacenamiento subterránea se lleva a cabo por medio de al menos una bomba reforzadora a alta presión ubicada corriente arriba de dicho vaporizador y operada a fin de proporcionar una presión subterránea controlada dentro de dicha instalación de almacenamiento subterránea.
29. 29. El método de la reivindicación 21 , en donde el fluido recibido, procesado, manejado y distribuido es un hidrocarburo y que comprende además retirar líquidos de gas natural provenientes de dicho hidrocarburo corriente abajo de dicho al menos un tanque de retención de superficie.
30. 30. El método de la reivindicación 21 , en donde el fluido recibido, procesado, manejado y distribuido es un fluido seleccionado del grupo que consiste de un gas natural, gas natural licuado, LNG regasificado, gas natural comprimido, gas de petróleo licuado, líquido de gas natural, producto de gas a líquido, petróleo crudo (con o sin gas mezclado), un hidrocarburo líquido y un petroquímico.
31. 31. El método de la reivindicación 21 , en donde el fluido recibido, procesado, manejado y distribuido es un fluido seleccionado del grupo que consiste de un aceite mineral, un aceite vegetal, hidróxido de sodio, cloruro de sodio, un clarificador, etilenobenceno, benceno y un refinado.
32. 32. El método de la reivindicación 21, en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante tubería.
33. 33. El método de la reivindicación 21 , en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a las instalaciones de recepción y descarga mediante un vehículo de transporte seleccionado del grupo que consiste de una embarcación marina, un barco, un bote, una barcaza, un camión cisterna y un transporte ferroviario.
34. 34. El método de la reivindicación 21 , en donde dicha instalación de almacenamiento subterránea comprende al menos una caverna salífera de almacenamiento creada mediante el método simultáneo de desarrollo de caverna subterránea y minería de disolución para almacenamiento de fluido.
35. 35. Un método para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos, comprendiendo dicho método: (a) recibir y descargar hidrocarburos; (b) hacer fluir los hidrocarburos recibidos y descargados hacia un tanque de retención de superficie; (c) bombear los hidrocarburos recibidos y descargados desde dicho tanque de retención de superficie hacia un vaporizador convencional y someterlos a vaporización, seleccionado dicho vaporizador convencional del grupo que consiste de vaporizadores de bastidor abierto, vaporizadores calentados de manera remota, vaporizadores calentados integralmente, vaporizadores de fluido intermedio, vaporizadores calentados por vapor, termopermutadores de tubos y en vuelta y termopermutadores de aire; (d) dirigir una primera porción de los hidrocarburos vaporizados al mercado mediante un sistema de tubería; (e) dirigir una segunda porción de los hidrocarburos vaporizados a al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea desde donde pueden dirigirse subsecuentemente al mercado por medio de un sistema de tubería; y (f) almacenar dicha segunda porción de los hidrocarburos vaporizados en dicha al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea.
36. 36. El método de la reivindicación 35, en donde la capacidad de volumen de dicho tanque de retención de superficie es menor de aproximadamente 4 BCFE.
37. 37. El método de la reivindicación 35, en donde dicha dirección de dicha segunda porción de los hidrocarburos vaporizados a al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea se lleva a cabo por medio de al menos una bomba reforzadora a alta presión ubicada corriente arriba de dicho vaporizador convencional y operada a fin de proporcionar una presión subterránea controlada dentro de dicha al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea.
38. 38. El método de la reivindicación 35, que comprende además retirar líquidos de gas natural provenientes de dichos hidrocarburos corriente abajo de dicho tanque de retención de superficie.
39. 39. El método de la reivindicación 35, en donde dichos hidrocarburos llegan a las instalaciones de recepción y descarga mediante tubería.
40. 40. El método de la reivindicación 35, en donde dichos hidrocarburos llegan a las instalaciones de recepción y descarga mediante un vehículo de transporte seleccionado del grupo que consiste de una embarcación marina, un barco, un bote, una barcaza, un camión cisterna y un transporte ferroviario.
41. 41. Un método para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de un hidrocarburo u otro fluido transportado en estado criogénico en un vehículo de transporte tal como embarcación marina, barcaza, camión cisterna o vagón ferroviario, comprendiendo dicho método: (a) proporcionar un vaporizador convencional a bordo del vehículo de transporte, seleccionado dicho vaporizador convencional del grupo que consiste de vaporizadores de bastidor abierto, vaporizadores calentados de manera remota, vaporizadores calentados integralmente, vaporizadores de fluido intermedio, vaporizadores calentados por vapor, termopermutadores de tubos y en vuelta y termopermutadores de aire; (b) bombear dicho hidrocarburo u otro fluido en estado criogénico hacia dicho vaporizador convencional y someterlo a vaporización a fin de vaporizarlo y convertirlo en gas; (c) transferir dicho gas vaporizado hacia la toma de al menos una bomba reforzadora a alta presión ubicada corriente abajo de dicho vaporizador convencional en una instalación de recepción; (d) incrementar la presión de dicho gas vaporizado por medio de dicha al menos una bomba reforzadora a alta presión; (e) separar el gas vaporizado con presión aumentada por medio de un regulador de flujo hacia una primera porción de gas presurizado y una segunda porción de gas presurizado; (f) dirigir dicha primera porción separada de gas presurizado al mercado por medio de un sistema de distribución; (g) dirigir dicha segunda porción separada de gas presurizado hacia una instalación de almacenamiento subterránea desde la cual puede dirigirse subsecuentemente al mercado por medio de un sistema de distribución; y (h) almacenar dicha segunda porción de gas presurizado en dicha instalación de almacenamiento subterránea.
42. 42. El método de la reivindicación 41 , en donde dicho sistema de distribución para dirigir dicha primera porción separada de gas presurizado al mercado es un sistema de tubería y dicha instalación de almacenamiento subterránea comprende al menos una caverna salífera de almacenamiento subterránea.
43. 43. El método de la reivindicación 41 , en donde dicha dirección de la primera porción separada de gas presurizado al mercado y dicha dirección de la segunda porción separada de gas presurizado a una instalación de almacenamiento subterránea se llevan a cabo de manera secuencial en base a lo necesario.
44. 44. Un método para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos y otros fluidos, comprendiendo dicho método: (a) recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos; (b) hacer fluir los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados hacia al menos un tanque de retención de superficie; (c) alimentar los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados desde dicho al menos un tanque de retención de superficie hacia una instalación de procesamiento y procesarlos en dicha instalación; (d) dirigir una primera porción de los hidrocarburos u otros fluidos procesados al mercado mediante un sistema de distribución; (e) dirigir una segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos procesados a una instalación de almacenamiento subterránea desde donde pueden dirigirse subsecuentemente al mercado por medio de un sistema de distribución; y (f) almacenar dicha segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos procesados en dicha instalación de almacenamiento subterránea.
45. 45. El método de la reivindicación 44, en donde la capacidad de volumen de dicho al menos un tanque de retención de superficie es menor de aproximadamente 4 BCFE.
46. 46. El método de la reivindicación 44, en donde solo se utiliza un tanque de retención de superficie.
47. 47. El método de la reivindicación 44 en donde dicho procesamiento comprende una o más operaciones de la unidad seleccionadas del grupo que consiste de vaporización, fraccionamiento, mezclado del producto, retiro del NGL, destilación, endulzamiento y odorización.
48. 48. Un método para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos y otros fluidos desde un centro de energía, comprendiendo dicho método: (a) recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos en instalaciones de recepción y descarga; (b) alimentar los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados desde dichas instalaciones de recepción y descarga hacia una instalación de procesamiento y procesarlos en dicha instalación; (c) dirigir una primera porción de los hidrocarburos u otros fluidos procesados al mercado mediante un sistema de distribución; (d) dirigir una segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos procesados a una instalación de almacenamiento subterránea desde donde pueden dirigirse subsecuentemente al mercado por medio de un sistema de distribución; y (e) almacenar dicha segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos procesados en dicha instalación de almacenamiento subterránea.
49. 49. El método de la reivindicación 48 en donde dicho procesamiento comprende una o más operaciones de la unidad seleccionadas del grupo que consiste de vaporización, fraccionamiento, mezclado del producto, retiro del NGL, destilación, endulzamiento y odorización.
50. 50. El método de la reivindicación 48, en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante tubería.
51. 51. El método de la reivindicación 48, en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante un vehículo de transporte seleccionado del grupo que consiste de una embarcación marina, un barco, un bote, una barcaza, un camión cisterna y un transporte ferroviario.
52. 52. Un método para la recepción, procesamiento, manejo y distribución en el mercado de hidrocarburos u otros fluidos desde un centro de energía, comprendiendo dicho método: (a) recibir y descargar hidrocarburos u otros fluidos en instalaciones de recepción y descarga; (b) dirigir una primera porción de los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados desde dichas instalaciones de recepción y descarga al mercado mediante un sistema de distribución; (c) dirigir una segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados desde dichas instalaciones de recepción y descarga a una instalación de almacenamiento subterránea desde donde pueden dirigirse subsecuentemente al mercado por medio de un sistema de distribución; y (d) almacenar dicha segunda porción de los hidrocarburos u otros fluidos recibidos y descargados en dicha instalación de almacenamiento subterránea.
53. 53. El método de la reivindicación 52, en donde dichos hidrocarburos u otros líquidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante tubería.
54. 54. El método de la reivindicación 52, en donde dichos hidrocarburos u otros fluidos llegan a dichas instalaciones de recepción y descarga mediante un vehículo de transporte seleccionado del grupo que consiste de una embarcación marina, un barco, un bote, una barcaza, un camión cisterna y un transporte ferroviario.
55. 55. Un método para el desarrollo y almacenamiento de fluido simultáneo en cavernas subterráneas, comprendiendo dicho método: (a) perforar un pozo en una formación salífera subterránea; (b) colocar una tubería de revestimiento en una serie de tubos colgantes colocados en una primera ubicación designada dentro del pozo; (c) minar por disolución la formación salífera inyectando agua natural a través de un primer conjunto de tubos dentro de dicha tubería de revestimiento y hacer circular dicha agua natural a través del pozo a fin de lixiviar la sal y formar salmuera; (d) inyectar un material de revestimiento para protección del techo de la caverna a través de un segundo conjunto de tubos dentro de dicha tubería de revestimiento y mantenerlo en la parte superior del pozo; (e) crear una primera cavidad de caverna dentro del pozo mediante (i) continuar la circulación de dicha agua natural a través del pozo a fin de lixiviar la sal adicional y formar salmuera adicional; (ii) retirar la salmuera de dicha primera cavidad de caverna a través de un tercer conjunto de tubos dentro de dicha tubería de revestimiento; y (iii) mantener dicho material de revestimiento para la protección del techo de la caverna en la parte superior de dicha primera cavidad de la caverna, hasta alcanzar un volumen predeterminado en la primera cavidad de la caverna; (f) después de esto, crear una segunda cavidad de caverna dentro del pozo mediante (i) recolocar dicha serie de tubos colgantes en una segunda ubicación designada debajo de dicha primera ubicación designada dentro del pozo; (ii) continuar la circulación de agua natural a través del pozo a fin de lixiviar la sal adicional y formar salmuera adicional; y (iii) retirar la salmuera de dicha segunda cavidad de la caverna a través de dicho tercer conjunto de tubos dentro de dicha tubería de revestimiento, hasta alcanzar un volumen predeterminado en la segunda cavidad de la caverna; y (g) inyectar dicho fluido en dicha primera cavidad de la caverna a través de dicha tubería de revestimiento y almacenar el fluido en dicha primera cavidad de la caverna, teniendo lugar dicha inyección de fluido simultáneamente con dicha creación de dicha segunda cavidad de la caverna dentro del pozo.
56. 56. El método de la reivindicación 55, que comprende además inyectar volúmenes adicionales de dicho fluido a través de dicha tubería de revestimiento, después de alcanzar dicho volumen predeterminado en dicha segunda cavidad de la caverna y almacenar dichos volúmenes adicionales de fluido en dicha segunda cavidad de la caverna de manera que la caverna completa así desarrollada se utiliza para almacenar dicho fluido.
57. 57. El método de la reivindicación 55, en donde el orden de las etapas de minado por disolución (e) y (f) se invierte a fin de crear dicha primera cavidad de caverna debajo de dicha segunda cavidad de caverna y almacenar dicho fluido dentro de dicha primera cavidad de caverna por debajo de dicha segunda cavidad de la caverna.
58. 58. El método de la reivindicación 57, que comprende además inyectar volúmenes adicionales de dicho fluido a través de dicha tubería de revestimiento, después de alcanzar dicho volumen predeterminado en dicha segunda cavidad de la caverna y almacenar dichos volúmenes adicionales de fluido en dicha segunda cavidad de la caverna de manera que la caverna completa así desarrollada se utiliza para almacenar dicho fluido.
59. 59. El método de la reivindicación 55 en donde la configuración del sistema de serie de tubos colgantes se dispone de manera concéntrica de manera que el agua natural utilizada para minar por disolución la formación salífera se inyecta a través del anillo del tubo que rodea un tubo céntrico a través del cual se retira la salmuera.
60. 60. El método de la reivindicación 59, que comprende además inyectar volúmenes adicionales de dicho fluido a través de dicha tubería de revestimiento, después de alcanzar dicho volumen predeterminado en dicha segunda cavidad de la caverna y almacenar dichos volúmenes adicionales de fluido en dicha segunda cavidad de la caverna de manera que la caverna completa así desarrollada se utiliza para almacenar dicho fluido.
61. 61. El método de la reivindicación 55, en donde dicha inyección de fluido dentro de dicha primera cavidad de caverna se lleva a cabo por medio de un tubo o serie de tubos colgantes separados de dicha serie de tubos colgantes colocada en dicha primera ubicación designada dentro del pozo.
62. 62. El método de la reivindicación 48, en donde dicho hidrocarburo u otro fluido es LNG o CNG.
63. 63. El método de la reivindicación 52, en donde dicho hidrocarburo u otro fluido es LNG o CNG.
64. 64. Un método para el almacenamiento de NGL (líquidos de gas natural) en una instalación de almacenamiento subterránea, comprendiendo dicho método dirigir dos o más grados de NGL hacia una instalación de almacenamiento subterránea, permitiendo que dichos dos o más grados de NGL se mezclen entre sí, y almacenar la mezcla resultante en dicha instalación de almacenamiento subterránea a fin de proporcionar un solo producto de NGL comercializable.
65. 65. Un método para el almacenamiento de hidrocarburos en una instalación de almacenamiento subterránea, comprendiendo dicho método dirigir dos o más grados de hidrocarburos hacia una instalación de almacenamiento subterránea, permitiendo que dichos dos o más grados de hidrocarburos se mezclen entre sí y almacenar la mezcla resultante en dicha instalación de almacenamiento subterránea a fin de modificar las características de los hidrocarburos y proporcionar un solo producto de hidrocarburo comercializable.
66. 66. El método de la reivindicación 65, en donde dichos dos o más grados de hidrocarburos dirigidos hacia dicha instalación de almacenamiento subterránea tienen diferentes contenidos de BTU y dicho producto único de hidrocarburo comercializable tiene un contenido de BTU diferente del contenido de BTU de los grados individuales de los hidrocarburos dirigidos hacia dicha instalación de almacenamiento subterránea.
67. 67. El método de la reivindicación 65, en donde dichos dos o más grados de hidrocarburos dirigidos hacia dicha instalación de almacenamiento subterránea son dos o más grados de LNG, CNG y/o gas natural.