WO2004023028A1 - Systeme et procede de transport de gaz naturel comprime - Google Patents

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WO2004023028A1
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Alexandre Rojey
Jean Falcimaigne
Jean Guesnon
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Institut Francais Du Petrole
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    • F17C2223/036—Very high pressure (>80 bar)

Definitions

  • the present invention relates to a system for transporting natural gas in compressed form.
  • the system comprises a set of tanks, means for loading and unloading, or introduction and evacuation, of the compressed gas.
  • the invention also relates to a method for transporting and loading and unloading compressed gas. All of the tanks can be assembled on a ship, a train, a truck.
  • the invention relates to a method of transporting natural gas under pressure, in which the following steps are carried out:
  • a plurality of reservoirs are connected, comprising a lower orifice and an upper orifice, connecting all the upper orifices to a first pipe and all the lower orifices to a second pipe,
  • the natural gas tanks are filled under a pressure lower than the gas cricondenbar and at a temperature lower than that of the ambient medium, the pressures and temperature being determined so that the natural gas is in the form of two phases: liquid and vapor,
  • the gas can be stored under a pressure between 5 and
  • the temperature of the natural gas stored in said reservoirs is maintained between +10 and -50 ° C.
  • the invention also relates to a system for transporting natural gas under pressure, which comprises:
  • a plurality of reservoirs comprising a lower orifice and an upper orifice connected to a first pipe by all the upper orifices and to a second pipe by all the lower orifices,
  • the tanks can be grouped into a subassembly connected to the first pipe and to the second pipe. Each sub-assembly can be placed in an external envelope.
  • the envelope can be filled with a thermal insulating material.
  • the envelope can be filled with an inerting gas, for example nitrogen or carbon dioxide, by inerting, it is necessary to understand a non-combustible gas with natural gas, and / or in air.
  • a methane detector can be placed on a leakage current of the inerting gas.
  • the transport system according to the invention is particularly well suited to the transport of natural gas associated with the production of liquid hydrocarbons, containing a significant proportion of hydrocarbons heavier than methane. It makes it possible to simultaneously transport methane, as well as the heavier fractions, which the associated gas generally contains, at pressures substantially lower than those which are considered for conventional transport systems.
  • the maximum pressure at which two phases, liquid and gas, can coexist is the cricondenbar of the mixture considered. This pressure of the cricondenbar is generally much higher than the critical pressure of methane (46 bars).
  • the cricondenbar of a mixture, such as an associated gas can be for example between 10 and 20 MPa.
  • FIG. 1 schematically shows a set of natural gas transport reservoirs according to the invention
  • FIGS. 2a, 2b, 2c illustrate modes of arrangement of the tanks in subassemblies
  • FIG. 3 gives the phase equilibrium curve for an example gas
  • FIG. 4 illustrates the method of loading and unloading by displacement of the gas by a liquid phase.
  • the present invention relates to a natural or treated gas transport system, comprising in combination:
  • - a device for loading and unloading natural gas into the transport volume, based on the displacement of the liquid phase making it possible to maintain the gas at a constant, or almost constant, pressure during the filling and / or filling operations emptying the tanks while avoiding mixtures between natural gas and a substitute gas when the tanks are empty, for example an inerting gas;
  • - a ship, or other means of transport: wagon, truck, ... which collects the tanks.
  • FIG. 1 represents a set of tanks in parallel, which are connected at their upper ends to a first transfer line L1 and at their lower ends to a second transfer line L2. Each reservoir may or may not communicate via each of its ends to the transfer lines L1 and L2, depending on whether valves VH and VB are open or closed.
  • the storage conditions for the natural gas transported in the tanks can be chosen so as to: - obtain the best cost / mass ratio of gas transported (or best weight ratio of gas transported / weight of the tanks);
  • the pressurized gas tanks are advantageously grouped into subsets of tanks. Such an arrangement makes it possible in particular to simplify the network of supply and withdrawal lines and possibly reduce the number of connection valves.
  • Figures 2a and 2b illustrate how to group four cylindrical bottles.
  • Figure 2a shows a side view and Figure 2b a top view.
  • the four cylindrical bottles are connected to a single pipe at the head 1 and at the bottom 2.
  • This arrangement makes it possible in particular to remove the eight valves VB and VH which would be necessary if all the bottles were connected to the supply and withdrawal pipes so independent.
  • This sub-assembly can be isolated by two valves, one at the head and one at the bottom.
  • Each subset of tanks is advantageously placed in an enclosure CR which makes it possible to thermally isolate it, as well as to protect it and position it in the vessel of the ship.
  • This enclosure CR can be filled with an insulating material, such as for example perlite, silicate, polyurethane foam, to promote the maintenance of the required temperature in the tanks.
  • an insulating material such as for example perlite, silicate, polyurethane foam
  • it is also possible "to inert" each of these enclosures to put its interior space under an inert atmosphere not allowing combustion or explosive reactions), by filling it with nitrogen, or another inert gas with respect to natural gas, such as, for example, carbon dioxide. This also makes it possible to control the tightness of the tanks, by controlling the composition of the inerting gas and by monitoring any trace of methane in this gas.
  • FIG. 2c represents a plan view of a group of seven cylindrical bottles, placed in an enclosure of hexagonal section.
  • the number of tanks can be even greater and include several tens of tanks.
  • the most compact arrangements are preferred so as to significantly optimize the storage density.
  • the transport method according to the invention makes it possible to significantly improve the storage capacity for given pressure conditions, and thus to be able to significantly reduce this transport pressure, while keeping a high storage capacity.
  • Numerical example The composition of an associated natural gas transported is as follows (in mole%): nitrogen: 0.10 methane: 76.60 ethane: 2.75 propane: 7, 85 butane: 2.25
  • the same gas can be transported in the form of two phases: liquid and vapor.
  • FIG. 3 which represents the diagram of the phases as a function of the pressure and the temperature of the associated gas as an example, the cricondenbar is referenced in P, and the cricondentherm in T, the saturation points ("dew point" ) at D and the critical point C.
  • the molar fraction in the liquid phase is 0.58.
  • the liquid phase has a specific mass of 443 kg / m 3 and the gas phase a specific mass of 128 kg / m 3 .
  • a storage density of 236 kg / m 3 can be achieved.
  • the storage density is therefore close to the storage density obtained at 20 MPa, and this for a pressure approximately three times lower. This results in the possibility, for the same quantity of gas transported, of considerably reducing the weight and cost of tanks. Maintaining natural gas at a temperature of around -40 ° C is resolved by thermal insulation of the tanks.
  • the loading and unloading operations are based on the displacement of the liquid phase, making it possible to maintain the natural gas at a constant, or almost constant, pressure and also to avoid the mixing of large quantities of natural gas and the gas of filling when the tanks are empty, for example an inert gas such as nitrogen or a combustion gas which almost no longer contains oxygen.
  • the tanks can be loaded or unloaded either at the head or at the bottom.
  • the gas fractions are transferred to the top and the liquid fractions are transferred to the bottom.
  • Figure 4 shows the loading or unloading sequences.
  • the tanks Before loading natural gas, at the shipping terminal, the tanks contain low pressure gas (possibly inerting gas) and the liquid phase is at its low level NB.
  • the liquid phase used may preferably be a hydrocarbon type gasoline (light oil) phase which can be extracted from the associated gas.
  • a first loading phase illustrated in FIG. 4, the liquid arriving through the line L2 is pumped into the tanks (closed VH valves and open VB valves), so as to put the tanks back under pressure. At the end of this phase, the liquid level has reached the high NH level.
  • the natural gas arriving via the line L1 is transferred at constant pressure (valves VH and VB open).
  • the liquid is gradually evacuated to the intermediate level NI which corresponds to the conditions of transport.
  • the excess liquid used to pressurize the tanks is brought back to a storage capacity.
  • valves VB and VH are closed, the level of the liquid phase corresponding to the proportion of liquid phase transported.
  • the gas On arrival at the reception terminal, in a first unloading phase, the gas is evacuated by the line L1 and transferred at constant pressure (valves VB and VH open), by pumping the liquid arriving through the line L2 so as to compensate for the volume of gas evacuated.
  • the liquid When the tanks have been emptied of gas, the liquid is evacuated, VB valves open and VH valves closed.
  • the pressure in the gas phase drops to a residual level of at least about 0.3 to 0.4 MPa, sufficient to evacuate the liquid phase.
  • the drop in pressure can lead to the appearance of a liquid phase by retrograde condensation.
  • This liquid phase is then also evacuated via line L2.
  • the residual pressure may remain too high, at the end of the operation and it may be necessary in this case to pressurize the tanks with a liquid fraction stabilized, i.e. a liquid fraction whose vapor pressure is reduced, to transfer the gaseous fraction remaining in the tanks and then evacuate the stabilized liquid phase used to move the gas into a storage capacity, so as to be able to '' use in subsequent unloading operations.
  • Nitrogen, CO2, or a gas resulting from combustion can be sent if necessary to the tanks to inert the gas load and reinforce the safety conditions during the return journey.
  • the two phases are thus charged and discharged separately, the gas phase being charged and discharged by the line L1, while the liquid phase is charged and discharged by the line L2.
  • the tanks may have an impermeable membrane, or a piston, between the gas and the fluid so as to physically separate them.
  • the invention is not limited to elongated tanks arranged vertically. Indeed, the invention relates to all the tanks having a lower access for draining the liquid and an upper access for the gaseous phase.
  • the shape of the tanks can therefore be variable.

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Abstract

La présente invention concerne un procédé de transport de gaz naturel sous pression, dans lequel on effectue les étapes suivantes: on connecte une pluralité de réservoirs comportant un orifice inférieur et un orifice supérieur en reliant à une première conduite L1 tous les orifices supérieurs et à une deuxième conduite L2 tous les orifices inférieurs, on remplit lesdits réservoirs de gaz naturel dans des conditions de pression et de température déterminées pour que le gaz naturel soit sous forme de deux phases: liquide et vapeur, on transfère la phase vapeur par les orifices supérieurs des réservoirs, et on transfère la phase liquide par les orifices inférieurs des réservoirs. L'invention concerne également un système de transport.

Description

SYSTEME ET PROCEDE DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL
COMPRIME
La présente invention concerne un système de transport maritime de gaz naturel sous forme comprimée. Le système comprend un ensemble de réservoirs, des moyens de chargement et de déchargement, ou d'introduction et d'évacuation, du gaz comprimé. L'invention concerne aussi un procédé de transport et de chargement et de déchargement du gaz comprimé. L'ensemble des réservoirs peut être rassemblé sur un navire, un train, un camion.
Actuellement, on connaît plusieurs moyens pour transporter du gaz: par gazoduc lorsque la situation géographique le permet, sous forme liquéfiée à l'aide de navires de types méthaniers, sous forme comprimée, par exemple selon le document US-6339996. Cependant, ce système n'est adapté qu'au transport de gaz comprimé à des pressions élevées, de l'ordre de 20 MPa, ce qui le rend relativement coûteux industriellement.
Ainsi, l'invention concerne un procédé de transport de gaz naturel sous pression, dans lequel on effectue les étapes suivantes:
- on connecte une pluralité de réservoirs comportant un orifice inférieur et un orifice supérieur en reliant à une première conduite tous les orifices supérieurs et à une deuxième conduite tous les orifices inférieurs,
- on remplit les réservoirs de gaz naturel sous une pression inférieure au cricondenbar du gaz et à une température inférieure à celle du milieu ambiant, les pression et température étant déterminées pour que le gaz naturel soit sous forme de deux phases: liquide et vapeur,
- on transfère la phase vapeur transportée par les orifices supérieurs des réservoirs, on transfère la phase liquide transportée par les orifices inférieurs des réservoirs. Selon le procédé, le gaz peut être stocké sous une pression comprise entre 5 et
15 MPa.
La température du gaz naturel stocké dans lesdits réservoirs est maintenue entre +10 et -50°C.
On peut vider les réservoirs du liquide en le remplaçant par un gaz d'inertage. Le transfert de la phase vapeur peut s'effectuer sensiblement à pression constante.
L'invention concerne aussi un système de transport de gaz naturel sous pression, qui comporte:
- une pluralité de réservoirs comportant un orifice inférieur et un orifice supérieur connectés à une première conduite par tous les orifices supérieurs et à une deuxième conduite par tous les orifices inférieurs,
- des moyens de remplissage et/ou de vidange des réservoirs par du gaz naturel par la première conduite, des moyens de remplissage et/ou de vidange partiel des réservoirs par une phase liquide par la deuxième conduite,
- des moyens de maintien de la pression du gaz à une pression inférieure au cricondenbar du gaz,
- des moyens de maintien de la température du gaz entre 10°C et -50°C. Les réservoirs peuvent être groupés en sous-ensemble relié à la première conduite et à la deuxième conduite. Chaque sous-ensemble peut être placé dans une enveloppe externe. L'enveloppe peut être remplie d'un matériau isolant thermique. L'enveloppe peut être remplie d'un gaz d'inertage, par exemple de l'azote ou du dioxyde de carbone, par inertage, il faut comprendre un gaz non combustible avec le gaz naturel, et/ou dans l'air.
Un détecteur de méthane peut être placé sur un courant de fuite du gaz d'inertage.
Le système de transport selon l'invention est particulièrement bien adapté au transport de gaz naturel associé à une production d'hydrocarbures liquides, contenant une proportion significative d'hydrocarbures plus lourds que le méthane. Il permet en effet de transporter simultanément le méthane, ainsi que les fractions plus lourdes, que contient généralement le gaz associé, à des pressions sensiblement plus basses que celles qui sont considérées pour les systèmes de transport conventionnels. Pour ces mélanges, tels les gaz associés, la pression maximale à laquelle deux phases, liquide et gaz, peuvent coexister, est le cricondenbar du mélange considéré. Cette pression du cricondenbar est en général beaucoup plus élevée que la pression critique du méthane (46 bars). Le cricondenbar d'un mélange, tel qu'un gaz associé, peut être compris par exemple entre 10 et 20 MPa. Le transport d'un tel mélange sous une seule phase, dans une gamme assez large de température, impose une pression élevée, de l'ordre de 20 MPa, ou au dessus. La possibilité de réduire sensiblement la pression permet d'utiliser des enceintes de stockage plus légères et moins coûteuses autorisant une augmentation de la capacité de transport. La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description suivante d'exemples de réalisation, nullement limitatifs, illustrée par les figures ci-après annexées parmi lesquelles:
- la figure 1 montre schématiquement un ensemble de réservoirs de transport de gaz naturel selon l'invention,
- les figures 2a, 2b, 2c illustrent des modes de disposition des réservoirs en sous- ensembles,
- la figure 3 donne la courbe d'équilibre des phases pour un gaz en exemple,
- la figure 4 illustre la méthode de chargement et déchargement par déplacement du gaz par une phase liquide.
La présente invention concerne un système de transport de gaz naturel, traité ou non traité, comprenant en association :
- un ensemble de réservoirs cylindriques connectés en parallèle pour constituer un volume de transport du gaz naturel en mélange diphasique;
- des moyens d'isolation et/ou de réfrigération permettant de maintenir la température du gaz transporté entre +10°C et -50 °C;
- un dispositif de chargement et de déchargement du gaz naturel dans le volume de transport, basé sur le déplacement de la phase liquide permettant de maintenir le gaz à une pression constante, ou quasi-constante, au cours des opérations de remplissage et/ou de vidange des réservoirs tout en évitant les mélanges entre le gaz naturel et un gaz de substitution lorsque les réservoirs sont vides, par exemple un gaz d'inertage; - un navire, ou autre moyen de transport: wagon, camion, ...qui rassemble les réservoirs.
La figure 1 représente un ensemble de réservoirs en parallèle, qui sont connectés à leurs extrémités hautes à une première ligne de transfert Ll et à leurs extrémités basses à une deuxième ligne de transfert L2. Chaque réservoir peut communiquer ou non par chacune de ses extrémités aux lignes de transfert Ll et L2, selon que des vannes VH et VB sont ouvertes ou fermées.
Les conditions de stockage du gaz naturel transporté dans les réservoirs peuvent être choisis de façon à: - obtenir le meilleur rapport coût/masse de gaz transporté (ou meilleur rapport poids de gaz transporté/poids des réservoirs);
- se situer à une pression inférieure au cricondenbar du mélange, et de préférence comprise entre 5 et 15 MPa;
- se situer à une température comprise entre +10 et -50°C. Les réservoirs de gaz sous pression sont avantageusement groupés en sous- ensembles de réservoirs. Une telle disposition permet notamment de simplifier le réseau des lignes d'alimentation et de soutirage et de réduire éventuellement le nombre de vannes de connexion.
Les figures 2a et 2b illustrent la façon de grouper quatre bouteilles cylindriques. La figure 2a représente une vue de coté et la figure 2b une vue de dessus. Les quatre bouteilles cylindriques sont reliées à une conduite unique en tête 1 et en fond 2. Cette disposition permet notamment de supprimer les huit vannes VB et VH qui seraient nécessaires si toutes les bouteilles étaient reliées aux conduites d'alimentation et de soutirage de manière indépendante. Ce sous-ensemble peut être isolé par deux vannes, une en tête et une en fond.
Chaque sous ensemble de réservoirs est avantageusement placé dans une enceinte CR qui permet de l'isoler thermiquement, ainsi que de le protéger et de le positionner dans la cuve du navire. Cette enceinte CR peut être remplie d'un matériau isolant, tel que par exemple de la perlite, silicate, mousse de polyuréthane, pour favoriser le maintien de la température requise dans les réservoirs. Il est également possible "d'inerter" chacune de ces enceintes (de mettre son espace intérieur sous atmosphère inerte ne permettant pas la combustion ou les réactions explosives), en la remplissant d'azote, ou d'un autre gaz inerte vis à vis du gaz naturel, tel que par exemple le dioxyde de carbone. Ceci permet également de contrôler l'étanchéité des réservoirs, en contrôlant la composition du gaz d'inertage et en surveillant une trace éventuelle de méthane dans ce gaz.
Il est également possible de réaliser des sous-ensembles comportant un nombre plus important de réservoirs. La figure 2c représente une vue en plan d'un groupement de sept bouteilles cylindriques, placées dans une enceinte de section hexagonale. Le nombre de réservoirs peut être encore plus important et comporter plusieurs dizaines de réservoirs. Pour réaliser de tels ensembles, les dispositions les plus compactes sont privilégiées de façon à optimiser notablement la densité de stockage. Pour arriver à une compacité maximale, il est également possible d'associer des bouteilles de diamètres et/ou de sections différents.
Le procédé de transport selon l'invention permet d'améliorer sensiblement la capacité de stockage pour des conditions de pression donnée, et ainsi de pouvoir réduire sensiblement cette pression de transport, tout en gardant une capacité de stockage élevée. Ceci est illustré par l'exemple numérique suivant: Exemple numérique: La composition d'un gaz naturel associé transporté est la suivante (en moles %): azote: 0,10 méthane: 76,60 éthane: 2,75 propane: 7,85 butane: 2,25
C5+: 0,45 Si ce gaz naturel est transporté sous pression dans un état monophasique gazeux, à
200 bars et 30°C, on obtient une densité de stockage de 246 kg/m3.
En utilisant le procédé de transport selon l'invention, le même gaz peut être transporté sous forme de deux phases: liquide et vapeur. En se référant à la figure 3 qui représente le diagramme des phases en fonction de la pression et de la température du gaz associé en exemple, le cricondenbar est référencé en P, et le cricondentherm en T, les points de saturation ( "dew point") en D et le point critique C.
A une pression de 70 bars et à -40°C, la fraction molaire en phase liquide est de 0,58. La phase liquide a une masse spécifique de 443 kg/m3 et la phase gazeuse une masse spécifique de 128 kg/m3. Le mélange des deux phases permet de réaliser une densité des stockage de 236 kg/m3. La densité de stockage est donc voisine de la densité de stockage obtenue à 20 MPa, et cela pour une pression environ trois fois plus faible. Il en résulte la possibilité, pour une même quantité de gaz transporté, de réduire considérablement le poids et le coût des réservoirs. La maintien du gaz naturel a une température d'environ -40°C est résolu par une isolation thermique des réservoirs.
Les opérations de chargement et de déchargement sont basées sur le déplacement de la phase liquide en permettant de maintenir le gaz naturel à une pression constante, ou quasi-constante, et d'éviter aussi le mélange de grandes quantités de gaz naturel et du gaz de remplissage lorsque les réservoirs sont vides, par exemple un gaz inerte comme de l'azote ou un gaz de combustion ne contenant quasiment plus d'oxygène.
Dans le système proposé, les réservoirs peuvent être chargés ou déchargés soit en tête, soit en fond. Les fractions gazeuses sont transférées en tête et les fractions liquides sont transférées en fond. L'utilisation des réservoirs en position verticale se prête bien au mode de chargement/déchargement proposé. La figure 4 permet de montrer les séquences de chargement ou de déchargement.
Avant chargement de gaz naturel, au terminal d'expédition, les réservoirs contiennent du gaz à basse pression (éventuellement du gaz d'inertage) et la phase liquide est à son niveau bas NB. La phase liquide utilisée peut être de préférence une phase hydrocarbure de type gazoline (huile légère) pouvant être extraite du gaz associé.
Dans une première phase de chargement, illustrée par la figure 4, du liquide arrivant par la ligne L2 est pompé dans les réservoirs (vannes VH fermées et vannes VB ouvertes), de façon à remettre les réservoirs en pression. A la fin de cette phase, le niveau liquide a atteint le niveau haut NH.
Dans une deuxième phase du chargement, le gaz naturel arrivant par la ligne Ll est transvasé à pression constante (vannes VH et VB ouvertes). Le liquide est évacué progressivement jusqu'au niveau intermédiaire NI qui correspond aux conditions de transport. En fonction de la fraction liquide transportée, l'excédent de liquide utilisé pour pressuriser les réservoirs est ramené vers une capacité de stockage.
Pendant le transport les vannes VB et VH sont fermées, le niveau de la phase liquide correspondant à la proportion de phase liquide transportée. A l'arrivée au terminal de réception, dans une première phase de déchargement, le gaz est évacué par la ligne Ll et transvasé à pression constante (vannes VB et VH ouvertes), par le pompage du liquide arrivant par la ligne L2 de façon à compenser le volume de gaz évacué. Lorsque les réservoirs ont été vidés en gaz, le liquide est évacué, vannes VB ouvertes et vannes VH fermées. La pression en phase gazeuse baisse, jusqu'à un niveau résiduel d'au moins environ 0,3 à 0,4 MPa, suffisant pour évacuer la phase liquide. La baisse de pression peut entraîner l'apparition d'une phase liquide par condensation rétrograde. Cette phase liquide est alors aussi évacuée par la ligne L2. Dans certains cas, compte tenu de la quantité de gaz en dissolution dans la phase liquide, la pression résiduelle peut demeurer trop élevée, à l'issue de l'opération et il peut être nécessaire dans ce cas de pressuriser les réservoirs avec une fraction liquide stabilisée, c'est à dire une fraction liquide dont la tension de vapeur est réduite, pour transférer la fraction gazeuse demeurant dans les réservoirs et évacuer ensuite la phase liquide stabilisée utilisée pour déplacer le gaz dans une capacité de stockage, de manière à pouvoir l'utiliser lors d'opérations de déchargement ultérieures. De l'azote, du CO2, ou un gaz résultant de combustion peuvent être envoyé si nécessaire dans les réservoirs pour inerter la charge gazeuse et renforcer les conditions de sécurité pendant le trajet de retour. Les deux phases sont ainsi chargées et déchargées séparément, la phase gazeuse étant chargée et déchargée par la ligne Ll, tandis que la phase liquide est chargée et déchargée par la ligne L2.
Dans une variante, les réservoirs peuvent comporter une membrane imperméable, ou un piston, entre le gaz et le fluide de façon à les séparer physiquement.
L'invention n'est pas limitée à des réservoirs de forme allongée disposés de façon verticale. En effet, l'invention porte sur tous les réservoirs ayant un accès inférieur pour vidanger le liquide et un accès supérieur pour la phase gazeuse. La forme des réservoirs peut donc être variable. On peut utiliser des réservoirs métalliques conventionnels ou des enveloppes, métalliques ou plastiques, renforcées par frettage.

Claims

REVENDICATIONS
1) Procédé de transport de gaz naturel sous pression, caractérisé en ce que l'on effectue les étapes suivantes:
- on connecte une pluralité de réservoirs comportant un orifice inférieur et un orifice supérieur en reliant à une première conduite tous les orifices supérieurs et à une deuxième conduite tous les orifices inférieurs,
- on remplit lesdits réservoirs de gaz naturel sous une pression inférieure au cricondenbar dudit gaz et à une température inférieure à celle du milieu ambiant, lesdites pression et température étant déterminées pour que ledit gaz naturel soit sous forme de deux phases: liquide et vapeur,
- on transfère la phase vapeur transportée par les orifices supérieurs desdits réservoirs, - on transfère la phase liquide transportée par les orifices inférieurs desdits réservoirs.
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit gaz est stocké sous une pression comprise entre 5 et 15 MPa.
3) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel la température du gaz naturel stocké dans lesdits réservoirs est maintenue entre +10 et -50°C.
4) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel on vide lesdits réservoirs du liquide en le remplaçant par un gaz d'inertage. 5) Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le transfert de la phase vapeur s'effectue sensiblement à pression constante.
6) Système de transport de gaz naturel sous pression, caractérisé en ce qu'il comporte:
- une pluralité de réservoirs comportant un orifice inférieur et un orifice supérieur connectés à une première conduite par tous les orifices supérieurs et à une deuxième conduite par tous les orifices inférieurs,
- des moyens de remplissage et/ou de vidange des réservoirs par du gaz naturel par la première conduite, des moyens de remplissage et/ou de vidange partiel des réservoirs par une phase liquide par la deuxième conduite, - des moyens de maintien de la pression dudit gaz à une pression inférieure au cricondenbar du gaz,
- des moyens de maintien de la température du gaz entre 10°C et -50°C.
7) Système selon la revendication 6, dans lequel lesdits réservoirs sont groupés en sous- ensemble relié à ladite première conduite et à ladite deuxième conduite. 8) Système selon la revendication 7, dans lequel chaque sous-ensemble est placé dans une enveloppe externe.
9) Système selon la revendication 8, dans lequel ladite enveloppe est remplie d'un matériau isolant thermique.
10) Système selon l'une des revendications 8 ou 9, dans lequel ladite enveloppe est remplie d'un gaz d'inertage, par exemple de l'azote ou du dioxyde de carbone.
11) Système selon la revendication 10, dans lequel un détecteur de méthane est placé sur un courant de fuite du gaz d'inertage.
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