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ES2862304T3 - Procedimiento de licuación de gas natural y de recuperación de eventuales líquidos del gas natural que comprende dos ciclos refrigerantes semiabiertos con respecto al gas natural y un ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante - Google Patents

Procedimiento de licuación de gas natural y de recuperación de eventuales líquidos del gas natural que comprende dos ciclos refrigerantes semiabiertos con respecto al gas natural y un ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante Download PDF

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ES2862304T3
ES2862304T3 ES17745789T ES17745789T ES2862304T3 ES 2862304 T3 ES2862304 T3 ES 2862304T3 ES 17745789 T ES17745789 T ES 17745789T ES 17745789 T ES17745789 T ES 17745789T ES 2862304 T3 ES2862304 T3 ES 2862304T3
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flow
temperature
refrigerant
main
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Eric Zielinski
Nathalie Trichard
Julien Bellande
Benjamin Rodier
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Saipem SpA
Original Assignee
Saipem SpA
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Abstract

Procedimiento de licuación de un gas natural que comprende una mezcla de hidrocarburos, entre ellos principalmente metano, comprendiendo el procedimiento: a) un primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural en el que, de manera sucesiva: un flujo de alimentación de gas natural (F-0) a una presión P0 anteriormente tratado para extraer del mismo los gases ácidos, el agua y el mercurio, se mezcla con un flujo de gas natural, se expande a una presión P1 y se reduce su temperatura a una temperatura T1 por medio de una turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) de manera que se obtiene una condensación de eventuales líquidos del gas natural contenidos en el gas natural, los eventuales líquidos del gas natural que se han condensado se separan en un separador principal (16) del flujo de alimentación de gas natural, atravesando entonces este último un intercambiador de calor criogénico principal (4) para formar un primer flujo de gas natural (F-1) que contribuye, mediante intercambio térmico, por un lado, al enfriamiento previo de un flujo principal de gas natural (F-P) que circula a contracorriente a través del intercambiador de calor criogénico principal y, por otro lado, al enfriamiento de un flujo inicial de gas refrigerante (G-0) que circula a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal, en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas natural (F-1) que está a una temperatura T2 superior a T1 y próxima a la temperatura de una fuente caliente se comprime a una presión P2 por medio de un compresor (6b) accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) antes de admitirse en la aspiración de un compresor de gas natural (12) para comprimirse adicionalmente en el mismo a una presión P3 superior a P2 y formar un segundo flujo de gas natural (F-2), el segundo flujo de gas natural (F-2) en la descarga del compresor de gas natural (12) en parte se expande y se mezcla con el flujo de alimentación de gas natural (F-0) aguas arriba de la turbina de expansión a temperatura ambiente, y en parte forma el flujo principal de gas natural (F-P), una fracción de este flujo principal de gas natural (F-P) atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal con el fin de enfriarse en el mismo hasta una temperatura T3 suficientemente baja como para permitir la licuación del gas natural; b) un segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural en el que, de manera sucesiva: otra fracción del flujo principal de gas natural (F-P) se extrae del intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T4 superior a T3 para dirigirse hacia una turbina de expansión intermedia (8a) con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T5 inferior a T4 y formar un tercer flujo de gas natural (F-3), el tercer flujo de gas natural (F-3) vuelve a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal para enfriar mediante intercambio térmico el flujo de gas natural principal y el flujo inicial de gas refrigerante que circulan a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal, en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el tercer flujo de gas natural (F-3) que está a una temperatura T6 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor (8b) accionado por la turbina de expansión intermedia (8a) para comprimirse en el mismo y después se enfría antes de mezclarse con el primer flujo de gas natural aguas arriba del compresor de gas natural (12); c) un ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante en el que, de manera sucesiva: un flujo inicial de gas refrigerante (G-0) con una temperatura T7 próxima a la temperatura de la fuente caliente y anteriormente comprimido mediante un compresor de gas refrigerante (14) se hace circular en el intercambiador de calor criogénico principal (4) para enfriarse previamente en el mismo, en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el flujo inicial de gas refrigerante (G-0) que está a una temperatura T8 inferior a T7 se dirige hacia una turbina de expansión a baja temperatura (10a) con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T9 inferior a T8, volviendo a introducirse el primer flujo de gas refrigerante (G-1) así formado en el intercambiador de calor criogénico principal para contribuir al enfriamiento del flujo principal de gas natural (F-P) y del flujo inicial de gas refrigerante (G-0); en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas refrigerante (G-1) que está a una temperatura T10 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor (10b) accionado por la turbina de expansión a baja temperatura (10a) para comprimirse en el mismo antes de enfriarse y después se dirige hacia la aspiración del compresor de gas refrigerante (14).

Description

DESCRIPCIÓN
Procedimiento de licuación de gas natural y de recuperación de eventuales líquidos del gas natural que comprende dos ciclos refrigerantes semiabiertos con respecto al gas natural y un ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante
Antecedentes de la invención
La presente invención se refiere al campo general de la licuación de gas natural a base principalmente de metano para producir GNL, por gas natural licuado, también denominado LNG en inglés (por “Liquefied Natural Gas”).
Un campo particular, pero no limitativo, de aplicación de la invención es el de las instalaciones flotantes de licuación de gas natural, denominadas FLNG en inglés (por “Floating Liquefaction of Natural Gas”), que permiten realizar una licuación del gas natural en alta mar, sobre un buque o sobre cualquier otro soporte flotante en el mar.
El gas natural a base principalmente de metano que se usa para producir GNL es o bien un subproducto procedente de los campos petrolíferos, es decir producido en asociación con petróleo crudo, en cuyo caso está en cantidad baja o media, o bien un producto principal procedente de campos de gas.
Cuando el gas natural está asociado en baja cantidad con petróleo crudo, generalmente se trata y se separa y después vuelve a inyectarse en los pozos de petróleo, se exporta mediante gasoducto y/o se usa en el sitio, concretamente como carburante para alimentar generadores de potencia eléctrica, hornos o calderas.
Cuando el gas natural procede de campos de gas y se produce en alta cantidad, se busca por el contrario transportarlo de manera que pueda usarse en otras regiones distintas de aquellas en las que se ha producido. Para ello, el gas natural puede transportarse en depósitos de buques de transporte especializados (denominados “metaneros”) en forma de líquido criogénico (a una temperatura del orden de -160 °C) y a una presión próxima a la presión atmosférica ambiental.
La licuación del gas natural con vistas a su transporte se realiza generalmente en la proximidad del sitio de producción de gas y necesita instalaciones a gran escala y cantidades de energía mecánica considerables para capacidades de producción que pueden alcanzar varios millones de toneladas al año. La energía mecánica necesaria para el procedimiento de licuación puede producirse en el sitio de la instalación de licuación usando una parte del gas natural como combustible.
El gas natural debe experimentar un tratamiento antes de su licuación con el fin de extraer del mismo los gases ácidos (en particular el dióxido de carbono), el agua (para evitar que se congele en la instalación de licuación), el mercurio (para evitar los riesgos de degradación de los equipos de aluminio de la instalación de licuación) y una parte de los líquidos del gas natural, también denominados NGL en inglés (por “Natural Gas Liquids”). Los NGL comprenden el conjunto de los hidrocarburos más pesados que el metano presentes en el gas natural y susceptibles de condensarse. Los NGL comprenden concretamente etano, GPL (propano y butanos) por gas de petróleo licuado, también denominados LPG en inglés (por “Liquefied Petroleum Gas”), pentanos e hidrocarburos más pesados que los pentanos presentes en el gas natural. Entre estos hidrocarburos, en particular resulta crítico extraer aguas arriba de las instalaciones de licuación el benceno, la mayor parte de los pentanos y los otros hidrocarburos más pesados para evitar que se congelen en la instalación de licuación. Por otro lado, la extracción de GPL y de etano también puede ser necesaria para que el GNL satisfaga las especificaciones comerciales de poder calorífico o con el fin de garantizar una producción comercial de estos productos.
La extracción de NGL o bien está integrada en la instalación de licuación del gas natural o bien se realiza en una unidad dedicada aguas arriba de la instalación de licuación. En el primer caso, esta extracción se realiza generalmente a una presión relativamente alta (del orden de 4 a 5 MPa) mientras que, en el segundo caso, la mayoría de las veces se realiza a una presión más baja (del orden de 2 a 4 MPa).
Una extracción de NGL integrada en la licuación del gas natural tal como se describe, por ejemplo, en la publicación US 4.430.103, presenta la ventaja de ser sencilla. No obstante, este tipo de procedimiento solo funciona a una presión inferior a la presión crítica del gas que va a licuarse, lo cual perjudica a la eficacia de la licuación. Además, este tipo de procedimiento realiza normalmente la separación del gas natural y de los NGL a una presión del orden de 4 a 5 MPa. Ahora bien, a estas presiones, la selectividad de la extracción de NGL es baja. En efecto, se extrae una porción significativa de metano al mismo tiempo que los NGL. Entonces, generalmente se necesita un tratamiento aguas abajo para rechazar este metano.
Por otro lado, a una presión del orden de 4 a 5 MPa, las densidades del líquido y del gas natural son relativamente próximas, lo cual hace que el diseño y el funcionamiento de balones separadores y de columnas de destilación sean delicados (en particular en el contexto de una aplicación sobre un soporte flotante).
Una extracción de NGL a una presión del orden de 2 a 4 MPa aguas arriba de la instalación de licuación en una unidad dedicada tal como se describe, por ejemplo, en la publicación US 4.157.904, permite alcanzar tasas de recuperación de NGL altas con una buena selectividad (es decir, poco metano extraído). También permite asegurarse de que el gas de alimentación de la licuación está a la presión óptima para la licuación (normalmente al menos equivalente a la presión crítica) mediante el uso de un recompresor dedicado. Por el contrario, una extracción de NGL de este tipo requiere numerosos equipos complejos y necesita cantidades de energía mecánica no despreciables para la recompresión del gas natural.
Además, la manera en la que se extraen los NGL tiene un impacto significativo sobre el coste y el grado de complejidad de la fábrica de licuación, sobre los rendimientos de la licuación y sobre la eficacia energética de la fábrica de licuación en su conjunto.
Se han desarrollado diferentes procedimientos de licuación del gas natural con el fin de optimizar su rendimiento energético global. En su principio, estos procedimientos de licuación se basan normalmente en una refrigeración mecánica del gas natural obtenido gracias a uno o varios ciclos termodinámicos de refrigeración que proporcionan la potencia térmica necesaria para el enfriamiento y para la licuación del gas natural. En cada ciclo termodinámico puesto en práctica mediante estos procedimientos, el refrigerante comprimido (en forma de gas) se enfría (y eventualmente se condensa) mediante una fuente térmica que tiene una temperatura superior a la del fluido refrigerado y denominada “fuente caliente” (agua, aire, otro ciclo de refrigeración) y después se enfría adicionalmente mediante un flujo de gas frío generado mediante el propio ciclo termodinámico antes de expandirse. El flujo de refrigerante frío a baja temperatura resultante de esta expansión se usa para enfriar el gas natural y enfriar previamente el refrigerante. El refrigerante gaseoso a baja presión se comprime de nuevo a su nivel de presión inicial (por medio de compresores accionados por turbinas de gas, turbinas de vapor o motores eléctricos).
A lo largo de estos ciclos termodinámicos de refrigeración, la potencia necesaria para la refrigeración y la licuación del gas natural puede proporcionarse o bien mediante la vaporización y el calentamiento de un refrigerante líquido, produciéndose la parte esencial del calor de refrigeración mediante el calor latente puesto en práctica durante el cambio de estado, o bien mediante el calentamiento de un refrigerante frío en forma de gas. En el caso de un gas refrigerante, la temperatura del refrigerante se reduce normalmente mediante expansión de presión a través de una turbina de expansión (en inglés “gas expander”). El efecto de enfriamiento producido por el refrigerante se presenta principalmente en forma de un calor sensible.
En el caso de un refrigerante líquido, la temperatura del refrigerante se reduce generalmente mediante expansión a través de una válvula y/o de una turbina de expansión de líquido (en inglés “ liquid expander”). El efecto de enfriamiento producido por el refrigerante se presenta principalmente en forma de un calor latente (y, en menor medida, en forma de un calor sensible). Dado que el calor latente es mucho más alto que el calor sensible, los caudales de refrigerante que se necesitan para obtener una misma potencia de refrigeración son más altos para los ciclos termodinámicos que recurren a un refrigerante en forma de gas que para los ciclos termodinámicos que recurren a un refrigerante en forma de líquido.
Además, para una misma capacidad de licuación, los ciclos termodinámicos de refrigeración que usan como refrigerante un gas necesitan compresores de refrigeración de capacidad más alta y conductos de diámetro más alto que para los ciclos termodinámicos de refrigeración que usan como refrigerante un líquido. Los ciclos termodinámicos con refrigerante gaseoso también son generalmente menos eficaces que los ciclos termodinámicos con refrigerante líquido, concretamente porque la diferencia de temperatura entre el fluido que experimenta la refrigeración y el fluido refrigerante es de media más alta para un ciclo con refrigerante gaseoso, lo cual contribuye a aumentar las pérdidas de eficacia por irreversibilidad.
Por otro lado, los ciclos termodinámicos de refrigeración con refrigerante líquido ponen en práctica inventarios másicos de refrigerante más altos que los ciclos termodinámicos con refrigerante gaseoso. Cuando los fluidos refrigerantes usados son inflamables o tóxicos, los ciclos termodinámicos con refrigerante líquido tienen un nivel de seguridad intrínseca más bajo que los procedimientos con refrigerante gaseoso, en particular si se comparan ciclos termodinámicos con refrigerante líquido que usan hidrocarburos como refrigerante con ciclos termodinámicos que usan como refrigerante un gas inerte tal como el nitrógeno. Este punto es particularmente crítico en un entorno en el que se concentran numerosos equipos en un espacio restringido y concretamente sobre una instalación en alta mar. Por tanto, los ciclos termodinámicos de refrigeración que usan refrigerantes líquidos son eficaces pero presentan un determinado número de inconvenientes, en particular para una aplicación en alta mar sobre un soporte flotante.
Se han propuesto diferentes procedimientos de licuación que usan ciclos termodinámicos de refrigeración con refrigerante gaseoso. Por ejemplo, se conocen, a partir de los documentos US 5916260, WO 2005/071333, WO 2009/130466, WO 2012/175889, WO 2013/057314 y FR2317609, procedimientos de licuación de doble o triple expansión de nitrógeno en los que se comprime nitrógeno recalentado en la salida de un intercambiador de calor. En la descarga de los compresores, el nitrógeno se enfría y se expande mediante turbinas con el fin de usarse para enfriar y licuar el gas natural.
Tales procedimientos de licuación con expansión de nitrógeno presentan claras ventajas en cuanto a la simplicidad, seguridad intrínseca y robustez que hace que sean particularmente apropiados para una aplicación sobre un soporte flotante en alta mar. No obstante, estos procedimientos también son poco eficaces. Así, un procedimiento que usa refrigerantes líquidos produce normalmente del orden del 30 % de GNL más que un procedimiento de doble expansión de nitrógeno (a potencia mecánica empleada equivalente).
Por otro lado, se conocen, a partir de los documentos WO 2007/021351 y US 6.412.302, procedimientos de licuación del gas natural que combinan expansiones de gas natural y de nitrógeno. Estos procedimientos permiten mejorar la eficacia de la licuación pero no integran la extracción de los NGL a la licuación. Ahora bien, esta extracción puede requerir numerosos equipos complejos y/o tener un impacto negativo sobre la eficacia de la licuación.
Finalmente, se conocen, a partir de los documentos US 7.225.636 y WO 2009/017414, procedimientos de licuación de gas natural que combinan ciclos de refrigeración para la licuación del gas natural mediante turbina de expansión gas y una extracción de NGL. No obstante, estos procedimientos presentan un determinado número de desventajas. En particular, en estos dos documentos, la extracción de los NGL se realiza a una presión relativamente alta, lo cual induce una baja selectividad de separación, mientras que la licuación del gas natural se realiza a baja presión (a la presión crítica), lo cual perjudica a su eficacia.
Objeto y sumario de la invención
Por tanto, la presente invención tiene como objetivo principal aliviar tales inconvenientes proponiendo un procedimiento de licuación que usa ciclos termodinámicos con refrigerante gaseoso y que tiene una eficacia más alta que los procedimientos de licuación de la técnica anterior, al tiempo que se propone un método sencillo y compacto de extracción de eventuales NGL, que está integrado al procedimiento de licuación y que ofrece una optimización energética global mejor que los procedimientos de la técnica anterior.
Según la invención, este objetivo se alcanza gracias a un procedimiento de licuación de un gas natural según la reivindicación 1 que comprende una mezcla de hidrocarburos, entre ellos principalmente metano, comprendiendo el procedimiento:
a) un primer ciclo semiabierto con respecto al gas natural en el que, de manera sucesiva:
un flujo de alimentación de gas natural a una presión P0 anteriormente tratado para extraer del mismo los gases ácidos, el agua y el mercurio, se mezcla con un flujo de gas natural, se expande a una presión P1 y se reduce su temperatura a una temperatura T1 por medio de una turbina de expansión a temperatura ambiente de manera que se obtiene una condensación de eventuales líquidos del gas natural contenidos en el gas natural,
los eventuales líquidos del gas natural que se han condensado se separan en un separador principal del flujo de alimentación de gas natural, atravesando entonces este último un intercambiador de calor criogénico principal para formar un primer flujo de gas natural que contribuye, mediante intercambio térmico, por un lado, al enfriamiento previo de un flujo principal de gas natural que circula a contracorriente a través del intercambiador de calor criogénico principal y, por otro lado, al enfriamiento de un flujo inicial de gas refrigerante que circula a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal,
en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas natural que está a una temperatura T2 superior a T1 y próxima a la temperatura de una fuente caliente se comprime a una presión P2 por medio de un compresor accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente antes de admitirse en la aspiración de un compresor de gas natural para comprimirse adicionalmente en el mismo a una presión P3 superior a P2 y formar un segundo flujo de gas natural,
el segundo flujo de gas natural en la descarga del compresor de gas natural en parte se expande y se mezcla con el flujo de alimentación de gas natural aguas arriba de la turbina de expansión a temperatura ambiente, y en parte forma el flujo principal de gas natural,
una fracción de este flujo principal de gas natural atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal con el fin de enfriarse en el mismo hasta una temperatura T3 suficientemente baja como para permitir la licuación del gas natural;
b) un segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural en el que, de manera sucesiva:
otra fracción del flujo principal de gas natural se extrae del intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T4 superior a T3 para dirigirse hacia una turbina de expansión intermedia con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T5 inferior a T4 y formar un tercer flujo de gas natural,
el tercer flujo de gas natural vuelve a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal para enfriar mediante intercambio térmico el flujo de gas natural principal y el flujo inicial de gas refrigerante que circulan a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal,
en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el tercer flujo de gas natural que está a una temperatura T6 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor accionado por la turbina de expansión intermedia para comprimirse en el mismo y después se enfría antes de mezclarse con el primer flujo de gas natural aguas arriba del compresor de gas natural;
c) un ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante en el que, de manera sucesiva:
un flujo inicial de gas refrigerante con una temperatura T7 próxima a la temperatura de la fuente caliente y anteriormente comprimido mediante un compresor de gas refrigerante se hace circular en el intercambiador de calor criogénico principal para enfriarse previamente en el mismo,
en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el flujo inicial de gas refrigerante que está a una temperatura T8 inferior a T7 se dirige hacia una turbina de expansión a baja temperatura con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T9 inferior a t 8, volviendo a introducirse el primer flujo de gas refrigerante así formado en el intercambiador de calor criogénico principal para contribuir al enfriamiento del flujo principal de gas natural y del flujo inicial de gas refrigerante;
en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas refrigerante que está a una temperatura T10 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor accionado por la turbina de expansión a baja temperatura para comprimirse en el mismo antes de enfriarse y después se dirige hacia la aspiración del compresor de gas refrigerante.
El procedimiento de licuación según la invención comprende dos ciclos refrigerantes semiabiertos con respecto al gas natural y un único ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante. El primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural tiene la función de extraer los líquidos del gas natural (NGL) pesados eventualmente presentes en el gas natural para evitar los problemas de congelación en la sección fría de la instalación de licuación, y de enfriar previamente el gas natural y el gas refrigerante. El segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural tiene la función de contribuir al enfriamiento previo del gas natural y del gas refrigerante así como a la licuación del gas natural. El ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante tiene la función de garantizar el subenfriamiento del gas natural licuado y de proporcionar una potencia de refrigeración complementaria a los otros dos ciclos. El gas refrigerante usado es normalmente nitrógeno.
Se ha calculado que el procedimiento según la invención presenta una razón de potencia mecánica consumida por tonelada de GNL producido para condiciones equivalentes del orden del 15 % más baja que un procedimiento con dos ciclos refrigerantes con nitrógeno, el 10 % más baja que un procedimiento con tres ciclos refrigerantes con nitrógeno y el 8 % más baja que un procedimiento con un ciclo refrigerante con gas natural y dos ciclos refrigerantes con nitrógeno cuando estos procedimientos están asociados a una unidad de extracción de NGL aguas arriba de la licuación que necesita una recompresión del gas (teniéndose en cuenta esta potencia de recompresión en la comparación). La potencia consumida por tonelada de GNL producido mediante el procedimiento según la invención es por tanto más baja que para los procedimientos conocidos de la técnica anterior, lo cual muestra una eficacia más alta para este procedimiento.
El procedimiento según la invención integra en la licuación la extracción de los líquidos del gas natural (NGL) pesados, lo cual mejora la eficacia energética global de la fábrica de licuación de gas natural y permite evitar recurrir a instalaciones dedicadas a esta extracción. El procedimiento de tratamiento previo del gas natural se ve simplificado. Además, al realizarse la extracción a baja presión, se arrastran pocos hidrocarburos ligeros (en particular metano) a lo largo de este procedimiento de extracción, lo cual permite tratar los NGL pesados usando un procedimiento de puesta en práctica sencillo.
El único ciclo con gas refrigerante del procedimiento según la invención es cerrado. Además, la única adición de gas refrigerante que sea necesaria puede producirse fácilmente (en este caso, cuando el gas refrigerante comprende principalmente nitrógeno). En particular, no se requiere ninguna unidad dedicada para la importación, la producción, el tratamiento o el almacenamiento de hidrocarburos líquidos usados como refrigerante. La implantación del procedimiento según la invención se ve por tanto facilitada en gran medida.
El procedimiento según la invención presenta un alto nivel de seguridad intrínseca. En efecto, los inventarios másicos de hidrocarburos son limitados (en particular con respecto a un procedimiento que usa hidrocarburos en forma líquida como refrigerante). La implantación del procedimiento según la invención se ve facilitada.
Finalmente, el procedimiento es particularmente apropiado para una instalación de licuación del gas natural en el mar, tal como, por ejemplo, a bordo de un FLNG, debido a su alto nivel de seguridad intrínseca y al hecho de que no requiere almacenamiento de refrigerantes.
Según una variante denominada de “recompresión en serie”, a lo largo del segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de gas natural en la salida del compresor accionado por la turbina de expansión intermedia se enfría y después se mezcla con el primer flujo de gas natural antes de dirigirse hacia la entrada del compresor accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente. Esta variante permite realizar una compresión escalonada del gas natural de manera que se hace que esta última sea más eficaz.
Según una variante denominada de “enfriamiento previo complementario mediante ciclo refrigerante auxiliar”, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de alimentación de gas natural en la admisión de la turbina de expansión a temperatura ambiente se enfría adicionalmente en un intercambiador de calor auxiliar. En esta variante, un ciclo de refrigeración auxiliar proporciona la potencia de refrigeración necesaria para el funcionamiento del intercambiador de calor auxiliar. De esta disposición se obtiene como resultado que se reduce la temperatura en el separador principal, lo cual permite obtener una mejor recuperación de los NGL.
Según una variante denominada de “absorción de NGL mediante reflujo subenfriado”, a lo largo del segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el tercer flujo de gas natural en el escape de la turbina de expansión intermedia se dirige hacia un separador auxiliar en cuya salida el flujo de gas natural vuelve a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal, bombeándose el flujo de líquidos del gas natural en la salida del separador auxiliar en su totalidad o en parte hacia el separador principal para contribuir a la absorción de líquidos del gas natural. El contacto entre el gas natural que va a tratarse y el reflujo subenfriado puede realizarse, por ejemplo, a contracorriente. Para ello, el separador principal puede estar equipado con un lecho de relleno. Con esta variante, es posible tratar fácilmente gases ligeros con un alto contenido en compuestos aromáticos (por ejemplo, benceno) o extraer GPL con una alta tasa de recuperación (por ejemplo, para garantizar una producción industrial de GPL).
Según una variante denominada de “absorción de NGL mediante reflujo de GNL”, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, una parte de la fracción de flujo principal de gas natural que atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal con el fin de enfriarse en el mismo se extrae de dicho intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T11 superior a la temperatura T3 para dirigirse hacia el separador principal de manera que se contribuye a la absorción de líquidos del gas natural. El contacto entre el gas natural que va a tratarse y el reflujo de GNL puede realizarse, por ejemplo, a contracorriente. Para ello, el separador principal puede estar equipado con un lecho de relleno. Con esta variante, es posible tratar gases ligeros con un contenido en compuestos aromáticos (por ejemplo, benceno) o extraer concretamente GPL con una alta tasa de recuperación y etano.
A lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de alimentación de gas natural se mezcla ventajosamente con gas natural más ligero procedente de la descarga del compresor de gas natural antes de expandirse en la turbina a temperatura ambiente sin enfriamiento previo en el intercambiador criogénico principal, lo cual permite producir de manera eficaz un flujo frío que garantiza el enfriamiento previo del gas natural y del gas refrigerante y extraer eventuales NGL con una selectividad excelente.
A lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de alimentación de gas natural en el escape de la turbina de expansión a temperatura ambiente se introduce en el separador principal en cuya salida se recupera un flujo de líquidos de gases pesados. En este caso, una fracción del flujo de líquidos del gas natural recuperado se recalienta y se evapora parcialmente con vistas a facilitar su tratamiento aguas abajo.
Según una disposición ventajosa, la presión del flujo de gas natural principal es superior a la presión crítica del gas natural, lo cual permite maximizar la eficacia de la licuación y garantiza que la licuación se realiza sin cambio de fase.
La invención también tiene por objeto una instalación de licuación de gas natural según la reivindicación 14 para la puesta en práctica del procedimiento tal como se definió anteriormente, comprendiendo la instalación una turbina de expansión a temperatura ambiente destinada a recibir un flujo de alimentación de gas natural así como una parte de un segundo flujo de gas natural procedente de la descarga de un compresor de gas natural y que tiene un escape conectado a una entrada de un separador principal, un intercambiador de calor criogénico principal destinado a recibir los flujos de gases naturales y de gas refrigerante, un compresor accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente destinado a recibir un primer flujo de gas natural procedente del separador principal y que tiene una salida conectada a la aspiración del compresor de gas natural, una turbina de expansión a temperatura intermedia destinada a recibir una parte de un flujo principal de gas natural procedente de la descarga del compresor de gas natural y conectada en la entrada y en la salida al intercambiador de calor criogénico principal, un compresor accionado por la turbina de expansión a temperatura intermedia destinado a recibir un tercer flujo de gas natural procedente del intercambiador de calor criogénico principal, una turbina de expansión a baja temperatura para gas refrigerante conectada en la entrada y en la salida al intercambiador de calor criogénico principal, y un compresor accionado por la turbina de expansión a baja temperatura y que tiene una salida conectada a la aspiración de un compresor de gas refrigerante.
Preferiblemente, el compresor de gas natural y el compresor de gas refrigerante están accionados por una misma máquina de accionamiento que proporciona la potencia necesaria para el aumento de presión del gas natural que va a licuarse así como para la compresión de los fluidos que circulan en los tres ciclos refrigerantes. De este modo se optimiza el consumo de potencia mecánica necesaria para estas funciones de manera que se maximiza la producción de GNL al tiempo que se minimiza el número de equipos.
De manera también preferible, el compresor de gas natural está aguas abajo de los compresores accionados por la turbina de expansión a temperatura ambiente y la turbina de expansión a temperatura intermedia, y el compresor de gas refrigerante está aguas abajo del compresor accionado por la turbina de expansión a baja temperatura.
Breve descripción de los dibujos
Otras características y ventajas de la presente invención se desprenderán de la descripción realizada a continuación, haciendo referencia a los dibujos adjuntos que ilustran en los mismos ejemplos de realización carentes de cualquier carácter limitativo. En las figuras:
- la figura 1 representa de manera esquemática un ejemplo de puesta en práctica del procedimiento de licuación según la invención;
- la figura 2 representa una variante de puesta en práctica del procedimiento de licuación según la invención denominada de “recompresión en serie”;
- la figura 3 representa otra variante de puesta en práctica del procedimiento de licuación según la invención denominada de “enfriamiento previo complementario mediante ciclo refrigerante auxiliar”;
- la figura 4 representa otra variante de puesta en práctica del procedimiento de licuación según la invención denominada de “absorción de NGL mediante reflujo subenfriado”; y
- la figura 5 representa otra variante de puesta en práctica del procedimiento de licuación según la invención denominada de “absorción de NGL mediante reflujo de GNL”.
Descripción detallada de la invención
El procedimiento de licuación según la invención se aplica concretamente (pero no exclusivamente) al gas natural procedente de campos de gas. Normalmente, este gas natural comprende principalmente metano y se encuentra en combinación con otros gases, principalmente hidrocarburos de c 2, C3, C4, C5, C6, gases ácidos, agua y gases inertes entre ellos el nitrógeno, así como diversas impurezas entre ellas el mercurio.
La figura 1 representa un ejemplo de instalación 2 para la puesta en práctica del procedimiento de licuación de gas natural según la invención.
En esencia, el procedimiento de licuación según la invención recurre a tres ciclos termodinámicos de refrigeración, a saber dos ciclos refrigerantes semiabiertos con respecto al gas natural y un único ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante.
Por otro lado, el procedimiento según la invención usa como gas refrigerante preferiblemente un gas que comprende principalmente nitrógeno, lo cual hace que el procedimiento sea particularmente adecuado para una puesta en práctica en alta mar, normalmente sobre una instalación flotante de licuación de gas natural (denominada en inglés FLNG por “Floating Liquefaction of Natural Gas”).
Tal como se representa en la figura 1, esta instalación de licuación 2 solo necesita un único intercambiador de calor criogénico principal 4, pudiendo este último estar constituido por un ensamblaje de intercambiadores de calor de aluminio soldados que está instalado en una caja fría (denominada “cold box” en inglés).
La instalación de licuación 2 según la invención también necesita tres turboexpansores (denominados “turboexpander” en inglés), a saber un turboexpansor a temperatura ambiente 6 dedicado al gas natural, un turboexpansor a temperatura intermedia 8 dedicado al gas natural y un turboexpansor a baja temperatura 10 dedicado al gas refrigerante.
De manera conocida, un turboexpansor es una máquina giratoria que está compuesta por una turbina de expansión de gas (en este caso respectivamente una turbina de expansión a temperatura ambiente 6a, una turbina de expansión a temperatura intermedia 8a y una turbina de expansión a baja temperatura 10a) y por un compresor de gas (en este caso respectivamente un compresor 6b, un compresor 8b y un compresor 10b) accionado por la turbina de expansión de gas.
La instalación de licuación 2 según la invención comprende además un compresor de gas natural 12 y un compresor de gas refrigerante 14, estando estos dos compresores 12, 14 preferiblemente accionados por una misma máquina de accionamiento ME, por ejemplo una turbina de gas que proporciona la potencia necesaria para el aumento de presión del gas natural que va a licuarse así como para la compresión de los fluidos que circulan en los tres ciclos refrigerantes.
Tal como se detallará más delante, el compresor de gas natural cumple una triple función: presurizar y garantizar la circulación del gas natural de manera que se proporciona potencia de refrigeración suficiente para contribuir al enfriamiento y a la licuación del gas natural y del gas refrigerante, recomprimir el gas natural que se ha expandido para la extracción de los NGL pesados y garantizar que el gas natural que va a licuarse está a la presión óptima para maximizar la eficacia de la licuación.
En cuanto al compresor de gas refrigerante, tiene la función de presurizar y garantizar la circulación del gas refrigerante de manera que se permite obtener la potencia de refrigeración necesaria para contribuir al enfriamiento del gas refrigerante, contribuir al enfriamiento previo y la licuación del gas natural y garantizar el subenfriamiento del gas natural.
La instalación de licuación 2 comprende además un separador principal 16 destinado a la separación de los NGL eventualmente contenidos en el gas natural y un balón 18 destinado a permitir una separación entre los gases de evaporación instantánea final y el gas natural licuado (GNL).
Ahora se describirán las diferentes etapas del procedimiento de licuación de gas natural según la invención.
Antes del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el gas natural experimenta un tratamiento previo destinado a hacer que sea apropiado para la licuación. Este tratamiento previo comprende concretamente un tratamiento para extraer del gas natural los gases ácidos (entre ellos el dióxido de carbono), pudiendo estos gases ácidos concretamente congelarse en la instalación de licuación. El tratamiento previo también comprende un tratamiento de deshidratación para extraer del gas natural el agua y un tratamiento de desmercurización, presentando el mercurio el riesgo de degradar los equipos de aluminio de la instalación de licuación (entre ellos el intercambiador de calor criogénico principal 4).
El flujo de alimentación de gas natural F-0 sale de esta fase anterior de tratamiento previo normalmente a una presión P0 comprendida entre 5 y 10 MPa y una temperatura T0 próxima (a saber, en este caso ligeramente superior) a la temperatura de la fuente caliente. Por “fuente caliente” se entiende en este caso la fuente térmica que se usa para enfriar los flujos no criogénicos del procedimiento de licuación. Esta fuente caliente puede ser normalmente el aire ambiental, el agua del mar, agua dulce enfriada por el agua del mar, un fluido enfriado mediante un ciclo refrigerante auxiliar o una combinación de varias de estas fuentes.
Este flujo F-0 se mezcla con el flujo de gas natural F-2-1 procedente de la instalación de licuación (y descrito más delante) y alimenta el primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural.
Tal como se indicó anteriormente, este primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural tiene la función de extraer los NGL pesados eventualmente presentes en el gas natural y de enfriar previamente el gas natural y el gas refrigerante.
Para ello, el flujo de alimentación de gas natural F-0 (combinado con el flujo de gas natural F-2-1 descrito más delante) atraviesa la turbina de expansión a temperatura ambiente 6a en cuyo escape (es decir, salida) se reduce su presión P1 a una presión comprendida entre 1 y 3 MPa y se reduce su temperatura T1 a una temperatura comprendida entre -40 °C y -60 °C. Esta fase de expansión del flujo de alimentación de gas natural conduce a una condensación de eventuales NGL (por “Natural Gas Liquids” en inglés) pesados contenidos en el gas natural.
Por NGL pesados se entiende en este caso la parte esencial de los hidrocarburos de C5 (pentanos), C6 (hexanos, benceno) y más que están contenidos en el gas natural, así como una porción más restringida y variable de etano, de propano y de butanos y una porción muy limitada de metano.
Con la condensación de los NGL pesados, el flujo de gas natural en el escape de la turbina de expansión a temperatura ambiente 6a se dirige hacia la entrada del separador principal 16. En la salida del separador principal 16, se recalienta el flujo de líquidos del gas natural F-HL, por ejemplo circulando en el intercambiador de calor criogénico principal 4 (tal como se representa en la figura) o pasando por un evaporador de NGL dedicado, después se dirige hacia una unidad de tratamiento de los NGL 20. Después de haberse recalentado, el flujo de líquidos del gas natural F-HL es difásico y puede o bien enviarse directamente a la unidad de tratamiento de los n Gl 20 (tal como se representa en la figura) o bien someterse a una separación de gas-líquido, enviándose los gases evaporados al separador principal 16.
La unidad de tratamiento de los NGL 20 es una unidad que permite tratar los NGL pesados y concretamente separar los butanos e hidrocarburos más ligeros de los pentanos e hidrocarburos más pesados para formar en la salida un flujo de líquidos del gas natural ligeros F-G (también denominado flujo de NGL ligeros F-G) y un flujo de gasolinas de gas natural. En la salida de la unidad de tratamiento de los NGL, este flujo de NGL ligeros F-G que comprende principalmente etano, propano y butanos está destinado a volver a inyectarse en el gas que va a licuarse si esto es compatible con las especificaciones de GNL pretendido (o valorizarse fuera de la instalación de licuación si no es así).
Por otro lado, una fracción F-HL-1 del flujo de líquidos del gas natural pesados F-HL puede dirigirse hacia un enfriador de NGL 19 para proporcionar la potencia térmica necesaria para el funcionamiento de este intercambiador. En particular, el flujo de líquidos del gas natural ligeros F-G procedente de la unidad de tratamiento de los NGL 20 se enfría en el enfriador de NGL 19. Una fracción F-G-1 del flujo de NGL ligeros F-G enfriado vuelve a inyectarse en el separador principal 16.
De este modo, controlando el caudal de nueva inyección de este flujo F-G-1 en el separador principal, es posible mejorar la extracción de NGL pesados y en particular reducir la cantidad residual de benceno y de hidrocarburos pesados en el gas de salida del separador principal.
La fracción del flujo de NGL ligeros F-G enfriado que no vuelve a inyectarse en el separador principal 16 vuelve a inyectarse en el flujo principal de gas natural F-P, aguas abajo del trasvase que alimenta la turbina a temperatura intermedia 8a (mencionada más delante).
Se observará que la nueva inyección de la fracción F-G-1 del flujo de NGL ligeros F-G enfriado en el separador principal 16 no es necesaria si las cantidades de benceno y de hidrocarburos de C5 y más en el flujo de alimentación de gas natural son bajas. También se observará que el enfriamiento del flujo de NGL ligeros F-G puede realizarse directamente en el intercambiador criogénico principal 4 si no está previsto un intercambiador dedicado para ello.
Finalmente, se observará que la inyección del flujo de NGL ligeros F-G puede realizarse o bien a co-corriente o bien a contracorriente. En el caso en el que el flujo de NGL ligeros F-G vuelve a inyectarse a contracorriente en el separador principal 16, éste podrá estar equipado eventualmente con un lecho de relleno para mejorar la eficacia de la extracción de los NGL.
En la salida del separador principal 16, el flujo de gas natural despejado de los hidrocarburos pesados (residuo de gas) está a una temperatura aceptable para garantizar un enfriamiento previo del gas que va a licuarse y del gas refrigerante. Para ello, este residuo de gas forma un primer flujo de gas natural F-1 que atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal.
Cuando atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas natural F-1 enfría mediante intercambio térmico, por un lado, un flujo principal de gas natural F-P que circula a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal y, por otro lado, el flujo inicial de gas refrigerante G-0 (mencionado más adelante) que circula a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal.
En la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas natural F-1 está a una temperatura T2 superior a T1 y próxima a la temperatura de la fuente caliente. Se envía hacia el compresor 6b accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente 6a para comprimirse en el mismo a una presión P2, normalmente comprendida entre 2 y 4 MPa.
En la descarga (es decir, en la salida) del compresor 6b, el flujo de gas natural atraviesa un enfriador de gas natural 21 y después se admite en la aspiración (es decir, en la entrada) del compresor de gas natural 12 para comprimirse adicionalmente en el mismo a una presión P3 superior a P2 y P0 (y preferiblemente superior a la presión crítica del gas natural) y formar en la salida un segundo flujo de gas natural F-2. Normalmente, la presión P3 podrá estar comprendida entre 6 y 10 MPa.
En este compresor de gas natural 12, el flujo de gas natural podrá comprimirse en dos fases sucesivas de compresión entre las cuales el flujo de gas natural podrá enfriarse mediante un enfriador de gas natural 22.
El segundo flujo de gas natural F-2 pasa a través de otro enfriador de gas natural 24 y después se separa en dos fracciones de flujo: una fracción de flujo F-2-1 se expande y se mezcla con el flujo de alimentación de gas natural F-0 aguas arriba de la turbina de expansión a temperatura ambiente 6a (tal como se describió anteriormente) y la fracción restante de este flujo forma el flujo principal de gas natural F-P que atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal 4.
Se observará que la expansión del flujo F-2-1 puede realizarse o bien por medio de una simple válvula de control 23 (tal como se representa en la figura) o bien por medio de una turbina de expansión.
Una fracción de este flujo principal de gas natural F-P atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal con el fin de enfriarse en el mismo hasta una temperatura T3 (normalmente comprendida entre -140 °C y -160 °C) suficientemente baja como para garantizar la licuación del gas natural.
Otra fracción del flujo principal de gas natural F-P se somete a un segundo ciclo semiabierto con respecto al gas natural. El objetivo de este segundo ciclo es contribuir al enfriamiento del gas refrigerante y contribuir al enfriamiento previo del gas natural y a su licuación.
La fracción del flujo principal de gas natural F-P sometida a este segundo ciclo semiabierto se extrae del intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T4 (normalmente comprendida entre -10 °C y -40 °C) superior a la temperatura T3 para dirigirse hacia la turbina de expansión a temperatura intermedia 8a con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T5 (normalmente comprendida entre -80 °C y -110 °C) inferior a la temperatura T4 y formar un tercer flujo de gas natural F-3.
El tercer flujo de gas natural F-3, que puede contener eventualmente una fracción variable de líquido condensado, vuelve a introducirse a continuación en el intercambiador de calor criogénico principal para enfriar mediante intercambio térmico el flujo inicial de gas refrigerante G-0 y el flujo de gas natural principal F-P que atraviesan el intercambiador de calor criogénico principal a contracorriente.
En la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el tercer flujo de gas natural F-3 en fase gaseosa y a una temperatura T6 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor 8b accionado por la turbina de expansión a temperatura intermedia 8a para comprimirse en el mismo. Entonces se enfría mediante un enfriador de gas natural 26 antes de mezclarse con el primer flujo de gas natural F-1 aguas arriba del compresor de gas natural 12.
Durante su paso en el intercambiador de calor criogénico principal, el flujo principal de gas natural F-P se enfría mediante intercambio térmico con el primer flujo de gas natural F-1, el tercer flujo de gas natural F3 y mediante un primer flujo de gas refrigerante G-1 (descrito más delante) que circulan los tres a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal 4.
De este modo, en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el flujo principal de gas natural F-P se ha enfriado a una temperatura que permite su licuación. Éste experimenta una expansión de Joule-Thomson atravesando una válvula 28 hasta alcanzar una presión próxima a la presión atmosférica. Alternativamente, esta expansión puede realizarse por medio de una turbina de expansión de líquido para mejorar su eficacia.
La expansión del gas natural licuado tiene el efecto de generar gases de evaporación instantánea que se separan del gas natural licuado en el balón 18 dedicado para ello. En la salida del balón, el flujo de gas natural licuado GNL despejado de los gases de evaporación instantánea se envía hacia los depósitos de almacenamiento de GNL.
En cuanto a los gases de evaporación instantánea F-F, se envían al intercambiador de calor criogénico principal para recalentarse a una temperatura T11 normalmente comprendida entre -50 °C y -110 °C, después hacia una unidad de tratamiento del gas de evaporación instantánea, lo cual permite reducir las necesidades de potencia de refrigeración en la sección fría del intercambiador de calor criogénico principal.
Ahora se describirá el único ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante (en este caso, principalmente nitrógeno) que tiene como objetivo proporcionar la potencia térmica complementaria a los otros dos ciclos refrigerantes y garantizar el subenfriamiento del gas natural licuado.
El compresor de gas refrigerante 14 suministra un flujo inicial de gas refrigerante G-0 que, después del enfriamiento en un enfriador de gas refrigerante 32, se encuentra a una temperatura T7 próxima a la temperatura de la fuente caliente.
Este flujo inicial de gas refrigerante G-0 se hace circular principalmente en el intercambiador de calor criogénico principal 4 para enfriarse previamente en el mismo recalentando el primer flujo de gas natural F-1, un tercer flujo de gas natural F-3 así como el primer flujo de gas refrigerante G-1 mencionado más delante que circulan a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal.
En la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el flujo inicial de gas refrigerante G-0 se encuentra a una temperatura T8 (por ejemplo, comprendida entre -80 °C y -110 °C) que es inferior a la temperatura T7. Este flujo se dirige hacia la turbina de expansión a baja temperatura 10a para enfriarse adicionalmente en la misma hasta una temperatura T9 (por ejemplo, comprendida entre -140 °C y -160 °C) inferior a la temperatura T8 antes de volver a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal para formar un primer flujo de gas refrigerante G-1.
Tal como se describió anteriormente, la circulación de este primer flujo de gas refrigerante G-1 en el intercambiador de calor criogénico principal permite garantizar, mediante intercambio térmico, un enfriamiento del flujo principal de gas natural F-P y del flujo inicial de gas refrigerante G-0 que circulan a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal.
En la salida del intercambiador de calor criogénico principal 4, el primer flujo de gas refrigerante G-1 está a una temperatura T10 superior a T9 y próxima a la temperatura de la fuente caliente. Este flujo se dirige hacia el compresor 10b accionado por la turbina de expansión a baja temperatura 10a para comprimirse en el mismo antes de enfriarse mediante un enfriador de gas refrigerante 34 y después vuelve a inyectarse en la aspiración del compresor de gas refrigerante 14.
Se observará que, en el compresor de gas refrigerante 14, el primer flujo de gas refrigerante G-1 podrá comprimirse en dos fases sucesivas de compresión entre las cuales el flujo de gas refrigerante podrá enfriarse mediante otro enfriador de gas refrigerante 30.
En relación con las figuras 2 a 5, ahora se describirán diferentes variantes del procedimiento de licuación según la invención, observándose que cada una de estas variantes puede ponerse en práctica de manera independiente o combinada con las otras en función del caso de aplicación.
La figura 2 ilustra una variante del procedimiento de licuación según la invención denominada de “recompresión en serie”.
Esta variante se distingue del modo de realización de la figura 1 en que la corriente en la descarga del compresor 8b accionado por la turbina de expansión a temperatura intermedia 8a se dirige hacia la aspiración del compresor 6b accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente 6a (en lugar de admitirse directamente en la aspiración del compresor de gas natural 12 tal como se describe en el modo de realización de la figura 1). En la descarga del compresor 6b, esta corriente de gas natural atraviesa el enfriador de gas natural 21 y después se admite en la aspiración del compresor de gas natural.
Esta variante permite por tanto realizar una compresión escalonada del gas natural que es más eficaz que la descrita en relación con la figura 1.
La figura 3 ilustra otra variante del procedimiento de licuación según la invención denominada de “enfriamiento previo complementario mediante ciclo refrigerante auxiliar”.
Esta variante se distingue del modo de realización de la figura 1 en que, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de alimentación de gas natural en la admisión de la turbina de expansión a temperatura ambiente 6a se enfría adicionalmente en un intercambiador de calor auxiliar 36.
Tal como se representa en la figura 3, un ciclo de refrigeración auxiliar 38 proporciona la potencia de refrigeración necesaria para el funcionamiento del intercambiador de calor auxiliar 36. Este ciclo puede ser, por ejemplo, un ciclo de hidrofluorocarburos (HFC) o de dióxido de carbono.
En esta variante, se reduce la temperatura en el separador principal 16, lo cual permite obtener una mejor recuperación de los NGL.
La figura 4 ilustra otra variante del procedimiento de licuación según la invención denominada de “absorción de NGL mediante reflujo subenfriado”.
En esta variante, a lo largo del segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el tercer flujo de gas natural F-3 en el escape de la turbina de expansión intermedia 8a se dirige hacia un separador auxiliar 40 en cuya salida el flujo de gas natural vuelve a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal 4, bombeándose el flujo de líquidos del gas natural en la salida del separador auxiliar 40 en su totalidad o en parte hacia el separador principal 16 para contribuir a la absorción de líquidos del gas natural.
El contacto entre el gas natural que va a tratarse y el reflujo subenfriado puede realizarse, por ejemplo, a contracorriente. Para ello, el separador principal puede estar equipado, por ejemplo, con un lecho de relleno. Con esta variante, es posible tratar gases ligeros con un alto contenido en compuestos aromáticos (por ejemplo, benceno) o extraer los LPG con una alta tasa de recuperación (por ejemplo, para garantizar una producción industrial de GPL).
La figura 5 ilustra otra variante del procedimiento de licuación según la invención denominada de “absorción de NGL mediante reflujo de GNL”.
En esta variante, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, una parte F-I de la fracción de flujo principal de gas natural F-P que atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal 4 con el fin de enfriarse en el mismo se extrae de dicho intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T11 para dirigirse hacia el separador principal 16 de manera que se contribuye a la absorción de líquidos del gas natural.
La temperatura T11 de extracción del flujo F-I es superior a la temperatura T3. Está comprendida, por ejemplo, entre -70 °C y -110 °C.
El contacto entre el gas natural que va a tratarse y el reflujo de GNL puede realizarse, por ejemplo, a contracorriente. Para ello, el separador principal puede estar equipado, por ejemplo, con un lecho de relleno. Con esta variante, es posible tratar gases ligeros con un alto contenido en compuestos aromáticos (por ejemplo, benceno) o extraer concretamente GPL con una alta tasa de recuperación y etano.

Claims (16)

  1. REIVINDICACIONES
    Procedimiento de licuación de un gas natural que comprende una mezcla de hidrocarburos, entre ellos principalmente metano, comprendiendo el procedimiento:
    a) un primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural en el que, de manera sucesiva:
    un flujo de alimentación de gas natural (F-0) a una presión P0 anteriormente tratado para extraer del mismo los gases ácidos, el agua y el mercurio, se mezcla con un flujo de gas natural, se expande a una presión P1 y se reduce su temperatura a una temperatura T1 por medio de una turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) de manera que se obtiene una condensación de eventuales líquidos del gas natural contenidos en el gas natural,
    los eventuales líquidos del gas natural que se han condensado se separan en un separador principal (16) del flujo de alimentación de gas natural, atravesando entonces este último un intercambiador de calor criogénico principal (4) para formar un primer flujo de gas natural (F-1) que contribuye, mediante intercambio térmico, por un lado, al enfriamiento previo de un flujo principal de gas natural (F-P) que circula a contracorriente a través del intercambiador de calor criogénico principal y, por otro lado, al enfriamiento de un flujo inicial de gas refrigerante (G-0) que circula a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal,
    en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas natural (F-1) que está a una temperatura T2 superior a T1 y próxima a la temperatura de una fuente caliente se comprime a una presión P2 por medio de un compresor (6b) accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) antes de admitirse en la aspiración de un compresor de gas natural (12) para comprimirse adicionalmente en el mismo a una presión P3 superior a P2 y formar un segundo flujo de gas natural (F-2),
    el segundo flujo de gas natural (F-2) en la descarga del compresor de gas natural (12) en parte se expande y se mezcla con el flujo de alimentación de gas natural (F-0) aguas arriba de la turbina de expansión a temperatura ambiente, y en parte forma el flujo principal de gas natural (F-P),
    una fracción de este flujo principal de gas natural (F-P) atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal con el fin de enfriarse en el mismo hasta una temperatura T3 suficientemente baja como para permitir la licuación del gas natural;
    b) un segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural en el que, de manera sucesiva:
    otra fracción del flujo principal de gas natural (F-P) se extrae del intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T4 superior a T3 para dirigirse hacia una turbina de expansión intermedia (8a) con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T5 inferior a T4 y formar un tercer flujo de gas natural (F-3),
    el tercer flujo de gas natural (F-3) vuelve a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal para enfriar mediante intercambio térmico el flujo de gas natural principal y el flujo inicial de gas refrigerante que circulan a contracorriente en el intercambiador de calor criogénico principal,
    en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el tercer flujo de gas natural (F-3) que está a una temperatura T6 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor (8b) accionado por la turbina de expansión intermedia (8a) para comprimirse en el mismo y después se enfría antes de mezclarse con el primer flujo de gas natural aguas arriba del compresor de gas natural (12);
    c) un ciclo refrigerante cerrado con respecto al gas refrigerante en el que, de manera sucesiva:
    un flujo inicial de gas refrigerante (G-0) con una temperatura T7 próxima a la temperatura de la fuente caliente y anteriormente comprimido mediante un compresor de gas refrigerante (14) se hace circular en el intercambiador de calor criogénico principal (4) para enfriarse previamente en el mismo,
    en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el flujo inicial de gas refrigerante (G-0) que está a una temperatura T8 inferior a T7 se dirige hacia una turbina de expansión a baja temperatura (10a) con el fin de reducir su temperatura mediante expansión hasta una temperatura T9 inferior a T8, volviendo a introducirse el primer flujo de gas refrigerante (G-1) así formado en el intercambiador de calor criogénico principal para contribuir al enfriamiento del flujo principal de gas natural (F-P) y del flujo inicial de gas refrigerante (G-0);
    en la salida del intercambiador de calor criogénico principal, el primer flujo de gas refrigerante (G-1) que está a una temperatura T10 próxima a la temperatura de la fuente caliente se dirige hacia un compresor (10b) accionado por la turbina de expansión a baja temperatura (10a) para comprimirse en el mismo antes de enfriarse y después se dirige hacia la aspiración del compresor de gas refrigerante (14).
  2. 2. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que, a lo largo del segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de gas natural en la salida del compresor (8b) accionado por la turbina de expansión intermedia (8a) se enfría y después se mezcla con el primer flujo de gas natural antes de dirigirse hacia la entrada del compresor (6b) accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a).
  3. 3. Procedimiento según una de las reivindicaciones 1 y 2, en el que, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de alimentación de gas natural en la admisión de la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) se enfría adicionalmente en un intercambiador de calor auxiliar (36).
  4. 4. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en el que, a lo largo del segundo ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el tercer flujo de gas natural (F-3) en el escape de la turbina de expansión intermedia (8a) se dirige hacia un separador auxiliar (40) en cuya salida el flujo de gas natural vuelve a introducirse en el intercambiador de calor criogénico principal (4), bombeándose el flujo de líquidos del gas natural en la salida del separador auxiliar (40) en su totalidad o en parte hacia el separador principal (16) para contribuir a la absorción de líquidos del gas natural.
  5. 5. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, una parte de la fracción de flujo principal de gas natural (F-P) que atraviesa el intercambiador de calor criogénico principal (4) con el fin de enfriarse en el mismo se extrae de dicho intercambiador de calor criogénico principal a una temperatura T11 superior a la temperatura T3 para dirigirse hacia el separador principal (16) de manera que se contribuye a la absorción de líquidos del gas natural.
  6. 6. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, se expande el flujo de alimentación de gas natural (F-0) y se reduce su temperatura por medio de la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) sin experimentar ningún enfriamiento previo anterior en el intercambiador de calor criogénico principal.
  7. 7. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en el que, a lo largo del primer ciclo refrigerante semiabierto con respecto al gas natural, el flujo de alimentación de gas natural en el escape de la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) se introduce en el separador principal (16) en cuya salida se recupera un flujo de líquidos del gas natural (F-HL).
  8. 8. Procedimiento según la reivindicación 7, en el que el flujo de líquidos del gas natural (F-HL) recuperado se recalienta y se evapora parcialmente con vistas a facilitar su tratamiento aguas abajo.
  9. 9. Procedimiento según una de las reivindicaciones 7 y 8, en el que la potencia térmica necesaria para recalentar el flujo de líquidos del gas natural (F-HL) procede del enfriamiento del flujo principal de gas natural (F-P) y/o del flujo inicial de gas refrigerante (G-0).
  10. 10. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en el que la presión del flujo principal de gas natural (F-P) es superior a la presión crítica del gas natural.
  11. 11. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en el que:
    la temperatura T1 está comprendida entre -40 °C y -60 °C;
    la temperatura T3 está comprendida entre -140 °C y -160 °C;
    la temperatura T4 está comprendida entre -10 °C y -40 °C;
    la temperatura T5 está comprendida entre -80 °C y -110 °C;
    la temperatura T8 está comprendida entre -80 °C y -110 °C;
    la temperatura T9 está comprendida entre -140 °C y -160 °C;
    la presión P0 está comprendida entre 5 y 10 MPa;
    la presión P1 está comprendida entre 1 y 3 MPa;
    la presión P2 está comprendida entre 2 y 4 MPa; y
    la presión P3 está comprendida entre 6 y 10 MPa.
  12. 12. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, en el que el gas refrigerante comprende principalmente nitrógeno.
  13. 13. Procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, en el que se pone en práctica a bordo de una instalación de licuación de gas natural en el mar.
  14. 14. Instalación de licuación de gas natural para la puesta en práctica del procedimiento según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, que comprende:
    una turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) destinada a recibir un flujo de alimentación de gas natural (F-0) así como una parte de un segundo flujo de gas natural (F-2) procedente de la descarga de un compresor de gas natural (12) y que tiene un escape conectado a una entrada de un separador principal (16);
    un intercambiador de calor criogénico principal (4) destinado a recibir flujos de gases naturales (F-P, F-1, F-3) y de gas refrigerante;
    un compresor (6b) accionado por la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) destinado a recibir un primer flujo de gas natural (F-1) procedente de un separador principal (16) y que tiene una salida conectada a la aspiración del compresor de gas natural (12);
    una turbina de expansión a temperatura intermedia (8a) destinada a recibir una parte de un flujo principal de gas natural (F-P) procedente de la descarga del compresor de gas natural (12) y conectada en la entrada y en la salida al intercambiador de calor criogénico principal (4);
    un compresor (8b) accionado por la turbina de expansión a temperatura intermedia (8a) destinado a recibir un tercer flujo de gas natural (F-3) procedente del intercambiador de calor criogénico principal (4); una turbina de expansión a baja temperatura (10a) para gas refrigerante conectada en la entrada y en la salida al intercambiador de calor criogénico principal (4); y
    un compresor (10b) accionado por la turbina de expansión a baja temperatura (10a) y que tiene una salida conectada a la aspiración de un compresor de gas refrigerante (14).
  15. 15. Instalación según la reivindicación 14, en la que el compresor de gas natural (12) y el compresor de gas refrigerante (14) está accionados por una misma máquina de accionamiento (ME) que proporciona la potencia necesaria para el aumento de presión del gas natural que va a licuarse así como para la compresión de los fluidos que circulan en los tres ciclos refrigerantes.
  16. 16. Instalación según una de las reivindicaciones 14 y 15, en la que el compresor de gas natural (12) está aguas abajo de los compresores accionados por la turbina de expansión a temperatura ambiente (6a) y la turbina de expansión a temperatura intermedia (8a), y en la que el compresor de gas refrigerante (14) está aguas abajo del compresor accionado por la turbina de expansión a baja temperatura (10a).
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