BRPI0612644A2 - método de transporte de carga e armazenamento de gás em um meio lìquido - Google Patents

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BRPI0612644A2
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storage
solvent mixture
pipeline
liquid
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BRPI0612644-8A
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Michael J Mulvany
Tolulope Okikiolu
Bruce Hall
Original Assignee
Seaone Maritime Corp
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Abstract

MéTODO DE TRANSPORTE DE CARGA E ARMAZENAMENTO DE GáS EM UM MEIO LìQUIDO. Um sistema montado de navio integrado para carregar uma corrente de gás, separar hidrocarbonetos mais pesados, comprimir o gás, resfriar o gás, misturar o gás com um dessecante, misturá-lo com um solvente ou veículo líquido, e então resfriar a mistura até as condições de processamento, armazenamento e transporte. Após transportar o produto para seu destino, uma série de processamento de hidrocarbonetos e, o método de deslocamento de liquido são fornecidos para descarregar o líquido do sistema de oleoduto e armazenamento, separar o veículo líquido, e transferir a corrente de gás para um sistema de armazenamento ou transmissão.

Description

"MÉTODO DE TRANSPORTE DE CARGA E ARMAZENAMENTO DEGÁS EM UM MEIO LÍQUIDO"
Campo da Invenção
A invenção refere-se geralmente ao armazenamento etransporte de gás natural ou produzido ou outros gases, eespecificamente para a manipulação de carga de gás natural,hidrocarboneto de fase de vapor, ou outros gases em um meioliquido; e sua segregação em uma fase gasosa para distribui-ção no armazenamento ou em oleodutos de transmissão de gás.Como descrito aqui, a presente invenção é particularmenteaplicável a instalação de navio ou barcaça para transportemarinho e ao processamento de gás bordo, porém é igualmenteaplicável a modos terrestres de transporte tal como trilho,caminhão e sistemas de armazenamento terra para gás natural.
Antecedente da Invenção
O gás natural é predominantemente transportado emanipulado através de oleoduto como um médio gasoso ou naforma de Gás Natural Liquido (LNG) em navios ou instalaçõesde aplainação de pico. Muitas reservas de gás são remota-mente localizadas com respeito aos mercados, e de um tamanhomenor do que os niveis de produto recuperável suposto econo-micamente compensadores para ser levar ao mercado por oleo-duto ou navios de Gás natural Liqüefeito (LNG).
A comercialização lenta de remeça de Gás naturalComprimido (CNG) oferecendo recipiente volumétrico de gásnatural até a metade da relação 600 a 1 oferecida por LNGmostrou a necessidade de um método que fosse complementar aambos este sistemas acima mencionado. O método descrito a-qui é pretendido a atender a necessidade existente entre es-tes dois sistemas.
A intensidade de energia dos sistemas LNG tipica-mente requer 10 a 14% do teor de energia de gás produzidopelo tempo que o produto é liberado para o centro comercial.CNG tem requerimentos energia ainda mais elevados associadoscom condicionamento de gás, calor da compressão do gás, seuresfriamento e evacuação subseqüente de recipientes detransporte. Como esboçado no Pedido da Patente U.S No.10/928.757 ("o pedido '757), depositado em 26 de agosto de2004, que está incorporado por referência a manipulação degás natural em uma matriz liqüefeita como um meio liquido(referido como mistura de gás Compressed Gas Liquid™ (C-GL™)) sem recorrer as condições criogênicas tem suas vanta-gens neste nicho mercado. Tanto na compressão de gás parauma fase liquida para condições de armazenamento, quanto nodeslocamento de 100% da mistura de gás CGL™ durante o des-carregamento de sistemas de transporte, existe vantagens dedemanda de energia distintas no processo CGL .
A demanda de energia do processo CGL™ para atenderas condições de armazenamento de 9652,65kPa às -40°C é umrequerimento moderado. As pressões mais elevadas necessá-rias para valores efetivos de CNG (12410,56 kPa a 24821,12kPa) a -51,Il0C até -28,8°C, e as temperaturas criogênicassubstancialmente inferiores para LNG (-162,22°C) deram ori-gem às maiores demandas de energia para os processos de CNGe LNG.
Desse modo é desejável fornecer sistemas e métodosque facilitem o armazenamento e transporte de gás natural ouproduzido com demandas de energia inferiores.
Sumário
A presente invenção esta direcionada a um meiomontado em recipiente de transporte marinho, tal como um na-vio ou barcaça, para carregar uma corrente de gás de produ-ção, separar os hidrocarbonetos mais pesados, comprimir ogás, resfriando o gás, secar o gás com um dessecante liquidoou sólido, misturar o gás com um solvente ou veiculo liqui-do, e então resfriar a mistura para condições de processa-mento, armazenamento e transporte. Após transportar o pro-duto para o seu destino, uma serie de processamento de hi-drocarboneto e método de deslocamento liquido são fornecidospara descarregar o liquido do oleoduto e sistema de armaze-namento, separar o veiculo de liquido, e transferir a cor-rente de gás para a supervisão de tipicamente um sistema detransmissão ou armazenamento de suporte.
Em uma modalidade preferida, um navio ou barcaçaalto contido inclui um sistema de processamento armazenamen-to e transporte que convertem gás natural, ou hidrocarbonetode fase de vapor em um meio liqüefeito empregando uma mistu-ra de solvente liquida de Etano, Propano, e Butano, a compo-sição e volume na qual é especificamente determinado de a-cordo com as condições de serviço e limites de eficiência dosolvente particular, como indicado no pedido λ757. A seriede processo é também legado para descarregar o produto degás natural ou hidrocarboneto de fase de vapor do sistema deoleoduto montado do navio, segregar e armazenar o solventeliquido para reutilização com o próximo carregamento.
0 método descrito aqui não é limitado a instalaçãode navio e é adequado para outras formas de transporte comou sem a serie de processo instalada no meio de transporte.
A aplicação é particularmente adequada para o aperfeiçoamen-to de navios-tanque existentes ou para uso com navios recen-temente construídos.
A seqüência de carregamento preferivelmente começacom um gás de produção ou natural fluindo de uma fonte desubmarinho, FPSO, plataforma esteira ou oleoduto com base emna costa através de um oleoduto de carregamento conectadodiretamente ou indiretamente ao navio através de uma doca debóia ou de ancoradouro. 0 gás flui de através de um tubopara um separador de gás dois ou três de fase para removerágua livre e hidrocarbonetos pesados da corrente de gás.
A serie de processo condiciona a corrente de gáspara remoção de qualquer componente indesejável bem como hi-drocarboneto pesado em um purificador. 0 gás é então com-primido, resfriado e purificado a pressão de armazenamentolíquida preferivelmente a cerca de 7584,23 kPa a 9652,65kPa. 0 gás é então secado empregando um dessecante líquidoou sólido, por exemplo, uma mistura de água-metanol ou pe-neira molecular, para inibidor de hidrato e é então mistura-do com um solvente antes de entra uma câmara de mistura. Acorrente de mistura de solvente líquido-gás resultante é en-tão resfriada através de um sistema de refrigeração em tem-peratura de armazenamento de cerca de -40°C.
A desidratação do gás é realizada para prevenir aformação de hidrato de gás. Ao sair do refrigerador de gás,o hidrocarboneto e solução aquosa são separados para removeros componentes da fase aquosos e a corrente de mistura desolvente líquido-gás agora seca é carregada para dentro deum sistema de tubo de armazenamento em condições de armaze-namento.
O produto armazenado é mantido em bancos de tubosem enfeixes, interconectados através de tubos de uma tal ma-neira que os teores de cada banco possa ser seletivamenteisolado ou re-circulados através de um sistema de tubo amar-rado que sucessivamente é conectado ao um sistema de refri-geração para manter a temperatura de armazenamento continua-mente durante o período de trânsito.
A seqüência de descarregamento envolve o desloca-mento dos teores do sistema de tubo por uma mistura de meta-nol-água. A pressão da mistura de solvente líquido-gás ar-mazenada é reduzida para região de cerca de 2757,90 kPa an-tes da sua entrada, como um corrente de hidrocarboneto deduas fases, para uma torre de desetanizadora. Uma misturacomposta predominantemente de gás de metano e etano emergedo topo da torre para ser comprimida e resfriada para tempe-ratura e pressão de especificação do oleoduto de transmissãona linha de descarregamento. Da base da torre desetanizado-ra flui uma corrente composta predominantemente de propano ecomponentes mais pesados que são alimentados por uma torredespropanizadora.
A partir do topo deste recipiente, uma corrente depropano é realimentada em armazenamento pronto para o próxi-mo carregamento de gás, ao mesmo tempo em que da base datorre uma corrente rica de butano é bombeada de volta nacorrente de metano/etano fluindo na linha de carregamentopara levar o valor de aquecimento de gás de volta igualarcom aquele da corrente de produção originalmente descarrega-da. Este processo também tem a capacidade de ajustar o va-lor de BTU da corrente de gás a venda para atender aos re-querimentos do valor de BTU do cliente.
Outros sistemas, métodos, características e vanta-gens da invenção serão ou se tornarão evidentes para alguémcom experiência na técnica no exame das seguintes figuras edescrição detalhada.
Breve Descrição das Figuras
Os detalhes da invenção, incluindo fabricação, es-trutura e operação, podem ser colhidos em parte pelo estudodas figuras acompanhantes, nas quais numerais de referênciase refere a outras partes. Os componentes nas figuras nãosão necessariamente para graduar, ênfase ao invés de seremcolocados sob ilustração os princípios da invenção. Alémdisso, todas as ilustrações são pretendidas a transferirconceitos, onde os tamanhos, formas, e outros atributos de-talhados relativos pode ser ilustrado esquematicamente aoinvés de literalmente ou precisamente.
Figura 1 é um diagrama do processo que descreve oprocesso de carregamento da presente invenção.
Figura 2 é um diagrama do processo que descreve oprocesso de deslocamento entre os bancos de tubos sucessivos.Figura 3 é um diagrama do processo que descreve oprocesso de carregamento da presente invenção.
Figura 4A é uma vista lateral de um navio-tanqueequipado com um sistema integrado da presente invenção.
Figura 4B e 4C são vistas laterais do navio-tanquemostrando os sistemas de carregamento e descarregando monta-dos no convés.
Figure 5A é um esquemático amostrando bancos detubos verticalmente dispostos.
Figura 5B é um esquemático amostrando bancos detubo horizontalmente dispostos.
Figure 5C é outro esquemático amostrando bancos detubo horizontalmente dispostos..
Descrição da Modalidade Preferida
Os detalhes da presente invenção são descritos a-baixo em conjunção com as figuras acompanhantes, que são es-quemáticas somente e não para graduar. . Para propósitos e-xemplares somente,, a seguinte descrição foca em uso marinhoou navio. Entretanto, alguém de experiência ordinária natécnica facilmente reconhecerá que a presente invenção nãoesta limitada a como descrito aqui para uso de navio ou paratransporte marinho, porém é igualmente aplicável para modosterrestres tal como trilhos, caminhões e sistemas de armaze-namento de terra para gás natural.
Em modalidades preferidas, pressões de armazena-mento são ajustadas em níveis abaixo de 15823,72 kPà e tem-peraturas ajustadas tão baixo quanto ~62,22ÜC.. Estas pres-sões e temperatura preferidas, as densidades de armazenamen-to efetivas para gás natural ou produzido em uma matriz li-quida vantajosamente excedem aquela de CNG. Para demanda deenergia reduzida, a pressão e a temperatura preferidas dearmazenamento são preferivelmente em uma faixa de cerca de9652,65 kPa e preferivelmente em uma faixa a cerca de -40°C.
Como descrito na Figura 4A, um sistema de oleodutoamarrado 20, que está localizado nos compartimentos de carga30 de um navio-tanque 10, é empregado para conter a misturade gás natural ou produção liqüefeita. O sistema de oleodu-to 20 é contido em um porão de carga isolado 30 do navio ounavio-tanque 10. O porão de carga 30 é revestido com umatampa isolada 12 mantendo uma atmosfera inerte esfriada 14que envolver o sistema de oleoduto 20. Em uma modalidadepreferida, como descrito na Figuras 4B e 4C, o equipamentode processo de carregamento 100 e o equipamento de processode descarregamento e fracionamento, separação são montadosno convés lateral do navio-tanque 10 para fornece um sistemaintegrado.
O sistema de oleoduto 20, como descrito na Figura2B, é designado com bancos de tubo ou tubos verticalmenteorientados 22 que são designados para serem servirem do topo24 ou da base 26 do lado dos tubos 22. Os tubos 22, que po-dem ser com saia ou sem saia, pref erivelmente incluir hard-ware montado borda 24 ou lado de base 26 para uso maximizadodo espaço em colocação vertical. Os tubos de detenção 22 dosistema de oleoduto 20 também preferivelmente incluir baseslivres de ajuste e abertura para minimizar corrosão e neces-sidade de inspeção nos porão de carga firmemente embalados.A introdução e extração de uma mistura de gás pre-ferivelmente através de uma conexão de tubo montada de tampapara o nivel superior dos tubos 22, e um cano de tubo de i-mersão montado de tampa (ferrão) alcançando próximo a basedos tubos 22 para servir o nivel mais baixo da seção de tu-bo. Isto é feito a fim de que a atividade de deslocamentofluido no tubo preferivelmente tenha um produto de densidadesuperior introduzido do nivel mais baixo e produto de densi-dade mais lève removido do nivel superior. 0 tubo de imer-são vertical é preferivelmente utilizado para os processosde carregamento, deslocamento e circulação.
Voltando as Figuras 5B e 5C, sistemas de oleodutoalternativo 20 são fornecidos onde os tubos ou banco de tubo22 são orientados horizontalmente. Como descrito na Figura5B, os fluidos e gases fluem em uma primeira extremidade 23e saem de uma segunda 25. Na modalidade descrita na Figura5C, os fluidos e gases fluem em uma forma de serpentina a-través dos canos ou banco de canos 22 alternando entrada esaida entre a primeira e a segunda extremidade 23 e 25.
Referindo-se a Figurar 1, o processo de carrega-mento 100 da presente invenção é descrito. A corrente deprodução de campo é coletada através de um oleoduto atravésde uma bóia de carregamento 110 sobre a qual o navio ficapreso. Esta bóia 110 esta conectada ao navio ancorado atra-vés de amarras as quais estão fixas aos oleodutos flexíveis.A corrente de gás flui para um separador de entrada montadono convés 112, por meio do qual a água produzida e hidrocar-bonetos pesados são separados e enviados para locais dife-rentes. O gás de carga fluir para a um sistema compressor114, se necessário. A água produzida flui do separador 112para uma unidade de tratamento de água produzida 116, quelimpa a água para os padrões ambientais requeridos. O con-densado flui do separador 112 para a corrente de gás compri-mido. É possível a armazenar o condensado separadamente emtanque de armazenamento 118 ou é re-injetado no sistema degás comprimido.
O sistema compressor 114 (se requerido) aumenta apressão do gás para os requerimentos de condição de armaze-namento que são preferivelmente cerca de 9658,65 kPa e -4O0C. O gás comprimido é resfriado em refrigerador 120 epurificado em um purificador 122, e então enviado para umacâmara de mistura 124. O condensado que desce do purifica-dor 122 está direcionado para o armazenamento de condensado 118.
Na câmara mistura 124 a corrente de gás é combina-da com volumes medidos de um solvente de líquido com base emgás natural (NGL) de acordo com os parâmentos apresentado noPedido '757, resultando em uma mistura de gás-solvente lí-quido referida aqui como uma mistura de gás Compressed GasLiquid™ (CGL™) . De acordo os parâmetros de armazenamentopreferidos, a mistura de gás CGL™ é armazenada a pressõesem uma faixa entre cerca de 7584,23 kPa a cerca de 14823,72kPa, e a temperaturas preferivelmente em uma faixa entrecerca de -28, 88°C a cerca de -117,77°C, e mais preferivel-mente em uma faixa entre cerca de -40°C a cerca de -62,22°C.Na formação da mistura de gás CGL™, o gás natural ou produ-zido é combinado com o solvente líquido, preferivelmente e-tano, propano ou butano líquido, ou combinações destes, àsseguintes concentrações em peso: etano preferivelmente acerca de 25% mol e pref erivelmente na faixa entre cerca de15% mol a cerca de 30% mol; propano pref erivelmente a cercade 20% mol e preferivelmente em uma faixa entre cerca de 15%mol a cerca de 25% mol; ou butano preferivelmente a cerca de15% mol e pref erivelmente em uma faixa entre cerca de 10%mol a cerca de 30% mol; ou uma combinação de etano, propanoe/ou butano, ou propano e butano em uma faixa entre cerca de10% mol a cerca de 30% mol.
Antes do resfriamento, a mistura de gás CGL™ épreferivelmente desidratada com um dessecante de metanol-água ou sólido (por exemplo, peneira molecular) para preve-nir hidratos de formação no sistema de oleoduto 130. O adi-tivo de solvente NGL fornece o ambiente para maior densidadeefetiva do gás no armazenamento e o processo dessecante for-nece o controle de desidratação do produto de armazenamento.
A mistura de gás metanol/solvente/agora seca é en-tão passado através de um refrigerador 142 que é parte de umsistema de refrigeração 140, que compreende um compressor144, um refrigerador 146, um acumulador 148 e uma válvulaJoule Thompson 14 9, e emerge como uma corrente de líquido deuma ou dois fases. Esta corrente então flui através de umseparador 128 para remover a fase aquosa da fase de hidro-carboneto. A fase aquosa é retornada para regeneração demetanol e sistema de armazenamento 126. A fase de hidrocar-boneto fluir para o cabeçote principal 130 e em sob sub-cabeçotes que alimentam os canos localizados no topo dosfeixes verticais nos tubos de distribuição de armazenamentotubos 132. Para armazenar a mistura de gas CGL , ela epreferivelmente introduzida em um feixe de recipiente ou tu-bo de armazenamento pressurizado 132 que preferivelmentecontém um mistura metanol - água para prevenir vaporizaçãoda mistura de gas CGL.
A introdução da mistura de gás CGL™ em uma seçãode feixe de recipiente ou tubo 132 é feita preferivelmentepor meio de um ferrão vertical, entrada vertical ou linha desaida funcionado da conexão de sub-cabeçote para o tubo aci-ma da tampa 133 do tubo 132 para a base 135 do tubo 132. otubo 132 é carregado, deslocando uma mistura de metanol- á-gua controlada por pressão no tubo 132, até que um disposi-tivo de controle de nivel montado no cano detecte a misturade gás CGL™ e cause o fechamento da válvula de entrada.
Quando a válvula de fechamento de entrada fecha, o fluxo damistura de gás CGL™ é desviado para carrega o próximo feixede tubos ou recipientes nos quais o metanol - água tem sidotransportado.
Durante a parte de trânsito do ciclo, a mistura degás CGL™ tende a ganhar algum calor e sua temperatura au-menta ligeiramente como resultado. Quando as temperaturasmais elevadas são sentidas por dispositivos de sensibiliza-ção a temperatura nos canos de topo, os feixes de oleodutorotineiramente têm seus teores circulados através de umabomba de recirculação 138 das saidas montadas no topo atra-vés de uma unidade de refrigeração de recirculação de peque-na 136, que mantém a temperatura baixa da mistura de gásCGL™. Uma vez que a temperatura da mistura de gas CGL al-cança uma temperatura de oleoduto preferida, a mistura degás CGL™ resfriada é circulada para outros feixes de oleo-duto e desloca a mistura de gás CGL™ mais quente dentrodestes feixes.
Um processo de descarregamento, onde a mistura degás CGL™ é deslocada dos tubos ou feixes de recipiente e ogás natural ou produzido é segregado e descarregado para umoleoduto comercial, é ilustrado nas Figuras 2 e 3. A mistu-ra de gás CGL™ armazenada é deslocada do sistema de oleodu-to 220 empregando uma mistura de metanol-água armazenada emum sistema de armazenamento 210. Esta mistura de metanol-água é bombeada através de bomba circulante 240 através departe do processo para obter temperaturas de oleoduto. Comomostrado na etapa 1 na Figura 2, a mistura de metanol-águafria desloca a mistura de gás CGL™ de um ou um grupo defeixe de tubo 222, por exemplo banco 1, para as instalaçõesde descarga mostradas na Figura 3. Como mostrado na etapa2, quando a mistura de metanol-água perde pressão através dosistema 220, é retorna para às bombas de circulação 240 paraaumentar sua pressão. A mistura de metanol-água de pressãomais elevada é então transportada para o uso no próximo gru-po de feixe de tubo 222, por exemplo banco 2. O deslocamen-to CGL™ é obtido por redução de pressão da passagem defluido deslocada através de uma válvula de redução de pres-são 310 (Figura 3).
Como mostrado na etapa 2, a mistura de metanol-água sucessivamente é reduzida em pressão e é deslocada dosistema de oleoduto 220 empregando um gás inerte (cobertor)tal como nitrogênio. Como mostrado na etapa 3, a mistura demetanol-água é purgada dos feixes de tubo 222 e o gás cober-tor permanece nos feixes de tubo 222 para voyage de retorno.
Voltando a Figura 3, de acordo com o processo dedescarregamento 300, que inclui os processos de separação efracionamento, a mistura de gás CGL™ deslocada fluir dosistema de oleoduto 230 para uma estação de controle depressão 310, preferivelmente uma válvula de Joule Thompsononde é reduzida na pressão. Uma mistura de duas fases dehidrocarboneto leve fluir para o desetanizador 312 sobre oqual uma corrente suspensa consistindo predominantemente demetano e etano é separada dos componentes do cabeçote, istoé, propano, butanos e outros componentes mais pesados.
A corrente de liquido mais pesado saindo da basedesetanizador 312 fluir para um despropanizador 314. O des-propanizador 314 separa a fração de propano da fração de hi-drocarboneto mais pesado e butano. A fração de propano flu-ir suspensa e é condensada em um refrigerador 316 e alimen-tada em um tambor de refluxo 318. Parte da corrente conden-sado é realimentada do tambor de refluxo 318 para a colunado despropanizador 314 como refluxo e o equilíbrio da cor-rente de propano fluir para o sistema de oleoduto como sol-vente e é armazenado no sistema de armazenamento de solvente220 para reutilização com a próxima batelada de gás naturalou produzido a ser armazenado e transportado. Como mostradona etapa 3 da Figura 2, as bateladas de transporte de reser-va de solvente NGL e mistura de metanol-água permanecem emgrupos separados de feixe de tubo para uso com a próximacarga de gás natural ou produzido a ser armazenado e trans-portado.
0 fluxo de metano-etano de gás do desetanizador312 é passado através de uma série de trocadores de calor(não mostrado) onde a temperatura da corrente de gás é au-mentada. A pressão do fluxo de metano/etano de gás é entãoaumentada passando-se o gás através de um compressor 324 (senecessário) e a temperatura de descarga do fluxo de meta-no/etano de gás é então reduzida fluindo-se através de umrefrigerador 326.
A corrente rica de butano deixando a base despro-panizador 314 passa através de um refrigerador 332 onde éresfriada em condições ambientes e em seguida flui para umtanque de armazenamento de condensado 334.
A corrente lateral da corrente rica em butano pas-sa através de uma caldeira de recozimento 330 e então voltapara dentro da corrente rica em butano. A mistura de con-densado de butano é então bombeada através de uma bomba 336para válvula de mistura 322 e é unida com uma corrente late-ral de solvente para ajuste de BTU e finalmente misturadacom a corrente metano-etano. O teor de calor bruto da mis-tura de gás pode preferivelmente ser ajustado para uma faixaentre 950 e 1260 BTU por 1000 pés cúbicos de gás.
O gás de descarregado está pronto para atender ascondições de distribuição para descarregamento para um oleo-duto flexível recipiente que pode está conectado a uma bóiaA bóia 328 é sucessivamente conectada a um oleoduto de libe-ração de continente e instalações de armazenamento.
Na especificação anterior, a invenção foi descritacom referência as modalidades especificas desta. Entretan-to, será evidente que várias modificações podem ser feitas aesta sem afasta-se do espirito e escopo da invenção. As ca-racterísticas e processos conhecidos por aquele versados natécnica podem ser adicionados ou subtraídos como desejado.Conseqüentemente, a invenção não deve ser restrita excetolevando em consideração as reivindicações anexas e seus e-quivalentes.

Claims (21)

1. Sistema integrado para armazenamento de carga etransporte de gás, CARACTERIZADO pelo fato de que compreendeum sistema de mistura e carregamento adaptado para misturarum gás com um solvente liquido para formar uma mistura degás solvente em uma forma de meio liquido,um sistema de contenção adaptado para armazenar amistura de gás-solvente em temperaturas e pressões de arma-zenamento associadas com densidades de armazenamento para amistura de gás-solvente que excede as densidades de armaze-namento de CNG para as mesmas temperaturas e pressões de ar-mazenamento, eum sistema de separação, fracionamento e descarre-gamento para separar o gás da mistura de gás-solvente.
2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de carregamento emistura, sistema de contenção, e sistema de separação, fra-cionamento e descarregamento são instalados em um recipientede transporte.
3. Sistema, de acordo com a reivindicação 2,CARACTERIZADO pelo fato de que o recipiente de transporte éum recipiente de transporte com base marinha.
4. Sistema, de acordo com a reivindicação 3,CARACTERIZADO pelo fato de que o recipiente de transporte éum recipiente de transporte com base terrestre.
5. Sistema, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de contenção com-preende um sistema de contenção de oleoduto amarrado cominstalações de recirculação para manter a temperatura e apressão.
6. Sistema, de acordo com a reivindicação 5,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de oleoduto amarra-do compreende um sistema de tubos horizontalmente aninhados.
7. Sistema, de acordo com a reivindicação 6,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de tubos horizon-talmente aninhados é configurado para padrão de fluxo defluido de serpentina entre os tubos adjacentes.
8. Sistema, de acordo com a reivindicação 5,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de oleoduto amarra-do compreende um sistema de tubos verticalmente aninhadosequipado com tubos de imersão verticais para uma função decarregamento, deslocamento, e circulação integrada.
9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de tubos vertical-mente aninhados inclui hardware montado no topo ou base.
10. Sistema, de acordo com a reivindicação 5,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de oleoduto amarra-do inclui base de tubo livre de ajuste e abertura.
11. Sistema, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato de que adicionalmente compreende ummeio de desidratação para desidratar o gás antes do armaze-namento.
12. Sistema, de acordo com a reivindicação 11,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de carregamento in-clui um meio de deslocamento para deslocar a mistura de gás-solvente do sistema de contenção.
13. Sistema, de acordo com a reivindicação 12,CARACTERIZADO pelo fato de que os meios de desidratação edeslocamento incluem o uso de mistura de metanol-água comoum fluido de desidratação e um fluido de deslocamento.
14. Sistema, de acordo com a reivindicação 13,CARACTERIZADO pelo fato de que os meios de deslocamento adi-cionalmente compreendem um meio para purga do fluido de des-locamento empregando um gás inerte.
15. Sistema, de acordo com a reivindicação 1,CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de carregamentocompreende um meio para ajustar um teor de calor bruto de umgás descarregado.
16. Sistema, de acordo com a reivindicação 15,CARACTERIZADO pelo fato de que o teor de calor bruto é ajus-tável para dentro de uma faixa de cerca de 950 a 1260 BTUpor 1000 ft3 de gás (1001,63 kJ a 1328,48 kJ por 28,32 m3 degás).
17. Método, CARACTERIZADO pelo fato de que compre-ende as etapas decarregar um gás a ser transportado sobre um reci-piente de transporte,misturar o gás com um solvente liquido para formaruma mistura de gás-solvente em uma forma de meio liquido,desidratar o gás,armazenar a mistura de gás-solvente para transpor-te em um sistema de oleoduto amarrado,recircular a mistura de gás-solvente armazenadapara manter uma temperatura e pressão pré-determinadas,separar o gás da mistura de gás-solvente, edescarregar o gás do recipiente de transporte.
18. Método, de acordo com a reivindicação 17,CARACTERIZADO pelo fato de que adicionalmente compreende aetapa de transportar um fluido de deslocamento entre os tu-bos do sistema de oleoduto para deslocar o gás-solvente dosistema de oleoduto para separar e descarregar o gás.
19. Método, de acordo com a reivindicação 17,CARACTERIZADO pelo fato de que a etapa de armazenamento in-clui armazenar a mistura de gás-solvente a temperaturas emuma faixa de cerca de -28, 82°C a cerca de -117,77°C e pres-sões em uma faixa de cerca de 7584,23 kPa a cerca de-14823, 72 kPa.
20. Método, de acordo com a reivindicação 17,CARACTERIZADO pelo fato de que adicionalmente compreende aetapa de ajustar um teor de calor bruto do gás descarregado.
21. Método, de acordo com a reivindicação 20,CARACTERIZADO pelo fato de que o teor de calor bruto é ajus-tável para dentro de uma faixa de cerca de 950 a 1260 BTUpor 1000 ft3 de gás (1001,63 kJ a 1328,48 kJ por 28,32 m3 de gás).
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