ES3041774T3 - A ship and a method for bringing liquified gas from an onshore terminal across a sea to a subsurface permanent storage reservoir - Google Patents

A ship and a method for bringing liquified gas from an onshore terminal across a sea to a subsurface permanent storage reservoir

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ES3041774T3
ES3041774T3 ES21907205T ES21907205T ES3041774T3 ES 3041774 T3 ES3041774 T3 ES 3041774T3 ES 21907205 T ES21907205 T ES 21907205T ES 21907205 T ES21907205 T ES 21907205T ES 3041774 T3 ES3041774 T3 ES 3041774T3
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Abstract

Un buque (1) y un método para transportar gas licuado, como dióxido de carbono licuado (CO2), desde una terminal terrestre (OT) para gas capturado a través del mar (S) hasta un depósito de almacenamiento permanente subterráneo (R), el buque (1) comprende una línea de carga (20) para comunicar gas licuado desde la terminal terrestre (OT) a al menos un buque (5), y una planta de procesamiento (10). La planta de procesamiento (10) del buque comprende un módulo de procesamiento de inyección (14) configurado para inyectar gas licuado en el depósito de almacenamiento permanente subterráneo (R); en el que el módulo de procesamiento de inyección (14) está conectado operativamente al menos a un buque (5) y una línea de inyección (142) provista de un conector para conectarse a una manguera de inyección flexible (RP) que está en comunicación fluida con el depósito de almacenamiento permanente subterráneo (R). (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Un barco y un método para llevar gas licuado desde una terminal terrestre a través de un mar hasta un depósito de almacenamiento permanente subterráneo
La presente divulgación se refiere al transporte marítimo de gas licuado. Más particularmente, la divulgación se refiere a un barco y a un método para llevar gas licuado desde una terminal de carga terrestre a través del mar hasta un depósito de almacenamiento permanente subterráneo. Por el término gas licuado se entiende cualquier gas que pueda hacerse líquido mediante una combinación de proceso de presión y temperatura.
Por el término terminal de carga terrestre se entiende en el presente documento un terminal configurado para transferir un gas licuado desde una fuente de gas licuado en tierra y al barco. Durante la carga, el barco puede estar amarrado en un muelle, un embarcadero o una boya de carga o similar que esté en comunicación de fluido con la fuente de gas licuado. El gas licuado puede ser, por ejemplo, dióxido de carbono licuado (CO<2>) que ha sido capturado, licuado y transportado a la terminal terrestre.
Una terminal de carga terrestre analizada en el presente documento puede comprender cisternas de almacenamiento para almacenar temporalmente gas licuado en tierra antes de cargar el gas a bordo del barco, o la terminal de carga terrestre puede configurarse para la denominada carga directa en lanzadera (DCS, por sus siglas en inglés) en donde al menos dos barcos operan en una operación continua entre la costa y una ubicación del depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
En una DCS, uno de al menos dos barcos puede estar amarrado la mayor parte del tiempo, por ejemplo, en un embarcadero terrestre, por lo que el barco representa una terminal de carga para el gas licuado que se comunica directamente desde un medio de transporte en tierra al barco. Así, en la operación, una DCS requiere que un barco para recibir el gas esté disponible en la terminal de carga terrestre. Sin embargo, una DCS no requiere cisternas en tierra para el almacenamiento intermedio del gas recibido de un medio de transporte. Los medios de transporte pueden ser una o más cisternas transportadas por carreteras o por ferrocarril, o los medios de transporte pueden incluso ser oleoductos.
Por el término depósito de almacenamiento permanente subterráneo se entiende un depósito, por ejemplo, entre otros, un depósito de petróleo abandonado que tiene al menos un pozo provisto de una entrada o entradas que se pueden cerrar y que puede proporcionar un recinto sellado para el gas. Al saturarse el depósito, al menos un pozo se obstruirá permanentemente y el depósito de almacenamiento se abandonará de manera permanente.
En principio, cualquier gas licuado puede inyectarse en un depósito de almacenamiento permanente subterráneo. Sin embargo, un gas licuado que es de particular interés para inyectarse en un depósito de almacenamiento permanente subterráneo es el CO<2>licuado. Por esta razón, la invención se describe con respecto a un barco y a un método para traer CO<2>licuado desde una terminal terrestre en que se almacena temporalmente CO<2>licuado que ha sido capturado, licuado y transportado a la terminal terrestre.
Otros gases licuados que pueden transportarse desde una terminal terrestre a través del mar hasta un depósito de almacenamiento permanente subterráneo son, por ejemplo, entre otros, los gases de efecto invernadero licuados tales como, por ejemplo, el óxido de nitrógeno (NO<x>), el ozono (O<3>), el metano (CH<4>), los gases fluorados que incluyen halógenos, los gases licuados del petróleo (GLP) y los gases nobles licuados.
Las emisiones de CO<2>a la atmósfera son uno de los principales factores que contribuyen a los desafíos climáticos globales. Uno de los desafíos es el derretimiento de los casquetes polares. La NASA ha estimado que los casquetes polares se derriten un 9 % cada diez años, lo que es un ritmo extremadamente alarmante. Si la temperatura de la Tierra sigue aumentando a su ritmo actual, el Ártico no tendrá hielo en 2040. La capa de hielo del Ártico ha disminuido hasta en un 40 % desde los años 60. La emisión de CO<2>representa un importante factor negativo con respecto al medio ambiente global. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) estima que el CO<2>representa aproximadamente el 65 % de las emisiones globales de gases de efecto invernadero.
Por lo tanto, los gobiernos tienen el objetivo expreso de reducir las emisiones de CO<2>. Una contribución importante para lograr este objetivo es desarrollar la captura y el almacenamiento del carbono, lo que se denomina CAC, en donde el CO<2>es capturado de manera terrestre por emisores de CO<2>industriales.
Hasta ahora, una persona que contamina podía comprar las denominadas cuotas de CO<2>, lo que se ha preferido desde una perspectiva económica. Una consecuencia negativa de la posibilidad de comprar cuotas de CO<2>es que el desarrollo y la implementación de nuevas tecnologías se han visto afectados y, al mismo tiempo, las emisiones de CO<2>no se reducen como es necesario. Sin embargo, algunos gobiernos se han dado cuenta de que se necesitan con urgencia tecnologías eficaces de captura de carbono y, por lo tanto, han decidido invertir en el desarrollo de dichas tecnologías y financiar su implementación.
La base para un mercado internacional de captura y almacenamiento de carbono es el Acuerdo de París sobre el calentamiento global (firmado por alrededor de 175 países) y el objetivo de la UE de ser neutra en carbono para 2050.
Según el Panel Climático de la ONU, la captura, el transporte y el almacenamiento de las emisiones de CO<2>de la producción industrial es un paso clave para reducir las emisiones globales de gases de efecto invernadero. El almacenamiento se puede hacer de forma sostenible mediante el uso de una ubicación segura, por ejemplo, en un depósito en alta mar.
Uno de los desafíos relacionados con la captura y almacenamiento de carbono ha sido el relacionado con los depósitos de almacenamiento permanente. Sin embargo, ahora hay varios depósitos de almacenamiento permanente subterráneos disponibles, por ejemplo, en el Mar del Norte, en donde el CO<2>capturado puede almacenarse en un depósito particular ubicado a 1000-3300 metros por debajo del fondo marino. Sin embargo, un depósito adecuado para almacenar el CO<2>capturado puede estar ubicado a profundidades por debajo del fondo marino distintas de las mencionadas anteriormente.
En la publicación Informe conceptual del proyecto Northern Lights, doc. n.° RE-PM673-00001 emitido por Equinor, se sugiere transportar el CO<2>capturado y comprimido en fuentes industriales de la región del fiordo de Oslo, por medio de barcos más pequeños hasta una terminal terrestre en la costa occidental de Noruega, y desde la terminal terrestre, por un oleoducto, hasta un complejo de almacenamiento en alta mar en el Mar del Norte. Con el término barcos más pequeños se entiende en este documento los barcos que tienen una capacidad de portar hasta aproximadamente 7500 m3 de CO<2>líquido.
Basado en los objetivos expresados por los gobiernos para alcanzar los objetivos climáticos globales del Acuerdo de París, las plantas industriales para capturar CO<2>son una de las diversas soluciones para lograr los objetivos climáticos globales. En el futuro, cuando dichas plantas estén operando, puede surgir un problema de capacidad para la terminal terrestre debido a la llegada de un número significativo de barcos a la terminal, así como a una capacidad limitada de almacenamiento temporal en la terminal terrestre. Otro desafío relacionado con proyectos como el Proyecto Northern Lights propuesto está relacionado con la falta de flexibilidad en relación con el volumen y la ubicación de la infraestructura para hacer fluir el CO<2>desde la terminal terrestre hasta el depósito subterráneo.
En la publicación JP2012013146A se divulga un tubo flexible capaz de transportar fluido tal como dióxido de carbono licuado, y el uso del tubo flexible cuando se bombea dióxido de carbono licuado desde un barco a un pozo de inyección.
En la publicación KR201 10123056A se divulga un barco de GNL que comprende una cisterna de almacenamiento para almacenar dióxido de carbono licuado y al menos una bomba para bombear el dióxido de carbono desde la cisterna de almacenamiento y directamente a un almacenamiento subterráneo, sin el uso de una estructura de superficie en alta mar dispuesta entre el barco y el almacenamiento subterráneo.
En la publicación KR20110074056A se divulga un método para transportar dióxido de carbono licuado desde una cisterna de almacenamiento de un barco, a través de una plataforma de superficie que comprende una bomba, y hasta un depósito subterráneo.
En la publicación GB2470122A se divulga un equipo submarino de almacenamiento de dióxido de carbono líquido a alta presión. El equipo incluye un portador, tal como un barco, para soportar y portar dióxido de carbono líquido a alta presión; un equipo de suministro de energía a la superficie del agua dispuesto en la superficie del agua para suministrar energía; un equipo de almacenamiento submarino que tiene dióxido de carbono líquido a alta presión almacenado en este; una cisterna de flotación de relé que tiene dióxido de carbono líquido a alta presión almacenado ahí; y una bomba de inyección submarina configurada para inyectar dióxido de carbono líquido a alta presión en una base de almacenamiento submarina y dispuesta de forma fija en el fondo marino. El equipo de almacenamiento puede comprender un controlador de flotabilidad que usa bombas de ingreso y descarga de agua de mar para regular la flotabilidad de la cisterna de almacenamiento. El equipo de almacenamiento divulgado en el documento GB2470122A es relativamente complejo y costoso y debe instalarse para cada base de almacenamiento submarino.
En la publicación GB2549001A se divulga un método para la recuperación mejorada de bruto (EOR, por sus siglas en inglés) a base de dióxido de carbono en alta mar o para la recuperación mejorada de gas (EGR, por sus siglas en inglés) a base de dióxido de carbono en alta mar, en donde el CO<2>en estado líquido o supercrítico es entregado por al menos un contenedor portador desde al menos un sitio de almacenamiento de CO<2>a una instalación integrada en alta mar. La instalación en alta mar está provista de al menos una cisterna o contenedor de almacenamientoin situadaptado para almacenar CO<2>en estado líquido o supercrítico y equipo para la transferencia marítima de CO<2>en estado líquido o supercrítico. El CO<2>debe transferirse desde al menos un contenedor portador a la instalación en alta mar que comprende al menos la cisterna de almacenamientoin situ,y el método requiere la instalación en alta mar además de al menos un contenedor portador.
La invención tiene por objeto solucionar o reducir, al menos, uno de los inconvenientes de la técnica anterior, o, al menos, proporcionar una alternativa útil a la técnica anterior.
El objeto se logra a través de rasgos, que se especifican en la descripción a continuación y en las reivindicaciones que siguen.
La invención se define mediante las reivindicaciones independientes de la patente. Las reivindicaciones dependientes definen realizaciones ventajosas de la invención.
En un primer aspecto de la invención, se proporciona un barco para llevar gas licuado, tal como dióxido de carbono (CO<2>) licuado, desde una terminal de carga terrestre a través del mar hasta un depósito de almacenamiento permanente subterráneo, comprendiendo el barco una línea de carga para comunicar el gas licuado recibido desde la terminal terrestre a al menos un contenedor a bordo del barco, y una planta de procesamiento. La planta de procesamiento comprende:
- un módulo de procesamiento de inyección que comprende una bomba de inyección configurada para inyectar gas licuado en el depósito de almacenamiento permanente subterráneo;
en donde el módulo de procesamiento de inyección está conectado operativamente al menos a un contenedor y a una línea de inyección de gas provista de un conector para conectarse a una manguera de inyección flexible que se extiende desde un punto de conexión submarina que está conectada a un pozo del depósito de almacenamiento permanente subterráneo. El barco es un buque cisterna transbordador que comprende una cisterna de almacenamiento que tiene un volumen mayor que el de al menos un contenedor, en donde una porción de al menos un contenedor está alojada dentro de la cisterna de almacenamiento.
El gas licuado puede ser típicamente CO<2>licuado.
Un efecto de la comunicación del gas licuado a través de la línea de inyección con un conector para conectarlo a una manguera de inyección flexible que está en comunicación de fluido con el depósito de almacenamiento permanente subterráneo es que el gas capturado se transporta directamente desde la terminal terrestre al depósito de almacenamiento permanente subterráneo. Por el término directamente se entiende que el gas se transporta al depósito de almacenamiento permanente subterráneo sin recargarse a través de una terminal de almacenamiento terrestre o una unidad de almacenamiento en alta mar. Debe tenerse en cuenta que el barco puede cargarse con gas licuado recogido en más de una terminal terrestre en varias ubicaciones antes de llevar el gas licuado a través del mar hasta el depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
La manguera de inyección flexible puede ser el denominado tubo ascendente, basada en la misma tecnología que la utilizada para llevar un producto petrolífero desde el depósito a un barco.
Así, una gran ventaja de la presente invención es que cualquier instalación intermedia de almacenamiento e inyección terrestre o en alta mar entre la terminal o las terminales y el depósito de almacenamiento permanente subterráneo es superflua. Además, un oleoducto desde dicha instalación de almacenamiento intermedio terrestre hasta el depósito de almacenamiento permanente subterráneo también será superfluo. Un oleoducto de este tipo puede ser muy largo. Como ejemplo, en el mencionado Northern Light, el oleoducto tendrá una longitud de aproximadamente 100 km. Un oleoducto de este tipo es muy caro tanto en lo que respecta a los costes de fabricación como a los costes de instalación, y a los costes relacionados con la posterior eliminación de cualquier porción no enterrada del oleoducto después de obstruir y abandonar permanentemente un depósito de almacenamiento permanente subterráneo lleno.
Así, el efecto de comunicar el gas licuado, como, por ejemplo, entre otros, el CO<2>licuado, desde el barco a través de una línea de inyección provista de un conector para conectarse a una manguera de inyección flexible que está en comunicación de fluido con el depósito de almacenamiento permanente subterráneo es que el barco según la invención reemplaza una infraestructura extremadamente cara y, al mismo tiempo, es flexible con respecto a la recogida del gas capturado en varias terminales terrestres futuras que se espera que surjan, por ejemplo, en Europa, y con respecto a varios depósitos de almacenamiento permanente subterráneos. En la industria del petróleo, un buque cisterna transbordador de petróleo bruto suele tener una vida útil de aproximadamente 20 años, tras lo cual se retirará. Sin embargo, durante su vida útil, un barco de este tipo está sujeto a inspecciones y mantenimiento obligatorios. Así, incluso si un buque cisterna transbordador de petróleo bruto se retira y deja de prestar el servicio al que estaba destinado, a menudo se encuentra en perfectas condiciones para otros fines.
Para explotar el valioso recurso que representa un buque cisterna transbordador de petróleo bruto retirado, el autor ha descubierto que puede adaptarse para su uso como barco de inyección según la presente invención.
La planta de procesamiento puede comprender además un módulo de procesamiento de licuado configurado para licuar gas, en donde al menos un contenedor está en comunicación de bucle con el módulo de procesamiento de licuación de modo que el gas evaporado del gas licuado dentro de al menos un contenedor se licúa en el módulo de procesamiento de licuación y se comunica de nuevo a al menos un contenedor.
El efecto de licuar el gas evaporado del gas licuado dentro de al menos un contenedor y comunicar el gas licuado de nuevo a al menos un contenedor, es que el gas evaporado se recircula de nuevo al contenedor, evitando de ese modo la emisión de gases, por ejemplo, durante la carga en la terminal terrestre y/o durante el viaje desde la terminal terrestre al depósito de almacenamiento permanente subterráneo. Sin dicha recirculación, se puede perder entre un 10-15 % de la carga de gas por evaporación a lo largo de la cadena de valor del transporte, es decir, durante la carga, el transporte y la inyección.
En una realización, al menos un contenedor puede comprender una primera porción y una segunda porción, en donde la primera porción se extiende por encima de la cubierta central del barco, y en donde las tuberías para comunicar el gas desde al menos un contenedor a la planta de procesamiento están conectadas a la primera porción. El efecto de esto es que, por ejemplo, un buque cisterna retirado puede adaptarse sustancialmente a su nuevo propósito de servicio sin ninguna intervención de la estructura del barco.
Preferiblemente, la segunda porción de al menos un contenedor se extiende hacia la cisterna que tiene un volumen mayor que el de al menos un contenedor. Dicha cisterna puede ser una cisterna de almacenamiento previo de petróleo, típicamente petróleo bruto, de un buque cisterna transbordador. Así, en un ejemplo de utilización de un buque cisterna transbordador retirado, aparte de proporcionar una abertura en dicha cisterna para recibir la segunda porción del contenedor de gas, la cisterna de almacenamiento instalada originalmente permanece en su lugar.
En una realización preferida, al menos un contenedor comprende una pluralidad de contenedores que se extienden hacia la cisterna de mayor volumen. Así, la pluralidad de contenedores puede formar un grupo de contenedores dentro de dicha cisterna. En una realización, el barco puede comprender una pluralidad de dichas cisternas de mayor volumen. Así, la capacidad de transporte de gas del barco puede ser escalable para satisfacer necesidades específicas, desde unos pocos miles de m3, como se sugiere en el Informe conceptual del proyecto Northern Lights mencionado anteriormente, hasta más de 100000 m3.
En una realización preferida, al menos un contenedor es oblongo, es decir, tiene una forma tubular, en donde un eje longitudinal del contenedor puede ser sustancialmente perpendicular a una superficie de la cubierta central del barco. Esto tiene el efecto de minimizar la superficie del gas licuado a partir de la cual el gas puede evaporarse, al mismo tiempo que facilita la conexión de las disposiciones de tuberías que se comunican con la planta de procesamiento de a bordo.
Al llegar a la ubicación del depósito de almacenamiento permanente subterráneo, el barco debe mantenerse en una posición relativamente exacta. En aguas poco profundas, por ejemplo, a menos de 200 m, el barco puede mantenerse en posición mediante un sistema de anclaje de libre orientación. Sin embargo, en aguas más profundas, por ejemplo, a más de 200 m, mantener un barco en posición mediante un sistema de anclaje puede resultar poco práctico o incluso imposible. Por lo tanto, es una ventaja que el barco esté provisto de un sistema de posicionamiento dinámico (DPS, por sus siglas en inglés). Un DPS es un sistema controlado por ordenador para conservar automáticamente la posición y el rumbo de un barco mediante el uso de sus propias hélices y propulsores. Los sensores de referencia de posición, combinados con sensores de viento, sensores de movimiento y girocompases, proporcionan al ordenador información relacionada con la posición del barco y la magnitud y la dirección de las fuerzas ambientales que afectan a su posición. Preferiblemente, el barco está provisto tanto de un sistema de posicionamiento dinámico, DPS, como de un sistema de anclaje que permite la libre orientación.
En una realización, el barco según la invención es un tanque cisterna transbordador retirado, en donde una porción de al menos un contenedor está alojada dentro de una cisterna de almacenamiento originalmente instalada en el buque cisterna transbordador.
En un segundo aspecto, con la invención se proporciona un método para llevar gas licuado, tal como dióxido de carbono licuado (CO<2>), a través de un mar desde un gas terminal terrestre, a un depósito de almacenamiento permanente subterráneo, comprendiendo el método:
- transferir el gas licuado desde la terminal terrestre a un barco según el primer aspecto de la invención;
- llevar el barco a una posición con respecto a la entrada del depósito de almacenamiento permanente subterráneo y posicionarlo con respecto a ella;
- proporcionar comunicación de fluido entre al menos un contenedor del barco y la entrada del depósito de almacenamiento permanente subterráneo; e
- inyectar el gas licuado desde al menos un contenedor al depósito de almacenamiento subterráneo permanente por medio del módulo de procesamiento de inyección de la planta de procesamiento.
El método puede comprender además proporcionar a la planta de procesamiento un módulo de procesamiento de licuación configurado para licuar gas, configurando el módulo de procesamiento de licuación para ponerse en comunicación de bucle con al menos un contenedor para volver a licuar el gas evaporado del gas licuado dentro de al menos un contenedor.
El módulo de procesamiento de licuado puede operar durante la carga del gas licuado en al menos un contenedor. Adicionalmente, o como alternativa a la operación del módulo de procesamiento de licuado durante la carga, el módulo de procesamiento de licuado puede estar operando durante el viaje a través del mar desde la terminal terrestre hasta una ubicación del depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
Preferiblemente, la licuación de nuevo del gas evaporado por medio del módulo de procesamiento de licuación comienza al inicio de la carga, o durante la carga, del gas licuado en al menos un contenedor.
En una realización preferida, el posicionamiento del barco con respecto a la entrada del depósito de almacenamiento permanente subterráneo se proporciona mediante un posicionamiento dinámico. El posicionamiento del barco puede proporcionarse alternativa o adicionalmente mediante un sistema de anclaje de libre orientación. Una combinación de posicionamiento del barco por medio de un DPS y un sistema de anclaje de libre orientación puede ser ventajosa con respecto a la reducción del uso de los propulsores, y reduciendo de ese modo las emisiones de gas de los motores de combustión del barco.
Preferiblemente, proporcionar una comunicación de fluido entre al menos un contenedor de almacenamiento y la entrada del depósito de almacenamiento permanente subterráneo comprende conectar una línea de inyección del barco a una porción del extremo superior de una manguera de inyección flexible configurada para comunicar el fluido a través de la entrada del depósito de almacenamiento permanente subterráneo. La línea de inyección del barco puede conectarse típicamente a la manguera de inyección flexible por medio de una boya de carga sumergida o una pata de anclaje en catenaria, un amarre o mecanismos de conexión similares que permitan la comunicación del fluido desde el barco 1 al fondo marino, FM.
En un tercer aspecto de la invención, se utiliza como barco según el primer aspecto de la invención, un buque cisterna transbordador de petróleo bruto retirado adaptado para llevar gas licuado, tal como CO<2>licuado, desde una terminal terrestre para el gas capturado directamente a un depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
En lo que sigue se describen ejemplos de realizaciones preferidas ilustradas en los dibujos adjuntos, en donde: figura 1a muestra un dibujo principal de un barco en estado de carga en un terminal terrestre y un estado posterior de inyección del depósito en donde el barco está conectado operativamente a un depósito de almacenamiento permanente subterráneo;
figura 1b muestra a mayor escala un dibujo principal del barco de la figura 1a que está en el estado de inyección del depósito;
figura 2a muestra a mayor escala un dibujo principal de una vista lateral del barco;
figura 2b muestra el barco de la figura 1 visto desde arriba;
figura 2c muestra en mayor escala el detalle A de la figura 2a; y
figura 3 muestra un esquema de proceso simplificado de una realización de la invención.
En la descripción, las indicaciones posicionales, tales como, por ejemplo, arriba, abajo, a la derecha, se refieren a la posición mostrada en las figuras.
Los elementos iguales o correspondientes se indican con los mismos números de referencia. Por motivos de claridad, algunos elementos pueden estar sin números de referencia en algunas de las figuras.
Un experto en la técnica comprenderá que las figuras son solo dibujos principales. Las proporciones relativas de los elementos individuales también pueden estar muy distorsionadas.
Los ejemplos se refieren a un gas licuado en forma de CO<2>capturado que se ha capturado y licuado por emisores de CO<2>y que se ha transportado a la terminal terrestre. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que el gas licuado pueden ser otros gases licuados como se mencionó anteriormente en donde puede existir el deseo de un almacenamiento permanentemente seguro en un depósito subterráneo.
En las figuras, el número de referencia 1 indica un barco según la invención. En la realización mostrada, el barco, aquí mostrado como una cisterna 1, comprende compartimentos 3 en donde cada compartimento 3 aloja una pluralidad de contenedores 5 verticales dispuestos uno junto al otro y configurados para alojar dióxido de carbono (CO<2>) licuado.
Una primera porción de los contenedores 5 verticales se extiende por encima de la cubierta 7 central del barco, mientras que una segunda porción de los contenedores 5 verticales se aloja dentro de los compartimentos 3.
En las realizaciones mostradas, el buque 1 es un buque cisterna transbordador de petróleo bruto retirado diseñado con cisternas de almacenamiento de petróleo bruto que se modifican para formar los compartimentos 3 para albergar los contenedores 5 de CO<2>. Las cisternas de almacenamiento diseñadas originalmente se modifican proporcionando una o varias aberturas para la porción superior de los contenedores 5 de CO<2>. El resto de las cisternas de almacenamiento que forman los compartimentos 3 del barco o buque cisterna 1 según la invención se conservan sustancialmente tal como se diseñaron para el buque cisterna transbordador de petróleo bruto retirado. Por lo tanto, sustancialmente no es necesario rediseñar la estructura de carga de la cisterna de petrolero bruto retirada.
La figura 1a muestra un dibujo principal de un barco 1 que está en estado de carga en una terminal terrestre, TT, para el CO<2>capturado (indicado como Pos. 1 en la figura), y en un estado posterior de inyección del depósito (indicado como Pos. 2 en la figura) en donde el barco 1 se ha movido a través del mar, M, y está conectado operativamente a un depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, a través de un punto de conexión submarino (PCS) a un pozo, P, para el depósito de almacenamiento permanente subterráneo. Sin embargo, el principio mostrado en la figura 1 también puede ser aplicable a la denominada carga directa en lanzadera (DCS) en donde un primer barco (indicado como Pos. 1 en la figura 1a) está amarrado en un embarcadero de carga (no mostrado) y en un segundo barco (indicado como Pos. 2 en la figura 1a). En dicha DCS, el primer barco y el segundo barco operan en una operación sustancialmente continua entre el embarcadero de carga y la ubicación del depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
Un experto en la materia apreciará que el punto de conexión submarino puede estar conectado operativamente a una pluralidad de pozos. El depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, es, en la realización mostrada, un depósito de petróleo abandonado. El PCS está conectado operativamente a una manguera de inyección flexible, RP, en donde una porción final de la manguera de inyección flexible, RP, está provista de una boya de carga sumergida, CS. En una posición inactiva, la boya de carga sumergida, CS, flota en una posición de equilibrio de alrededor de 30-50 metros por debajo del nivel del mar. La boya de carga sumergida, CS, está amarrada a un fondo marino, FM, por medio de líneas de anclaje (no mostradas).
Como alternativa a conectar el barco 1 al depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, mediante una boya de carga sumergida, CS, el barco 1 puede conectarse al depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, mediante un amarre de pata de ancla de catenaria (CALM, por sus siglas en inglés) o mecanismos de conexión similares que permitan la comunicación del fluido del barco 1 al fondo marino, FM.
En el estado de inyección del depósito (Pos. 2 a la derecha en la figura 1a), el barco 1 se mantiene en la posición deseada por medio de un sistema de posicionamiento dinámico, DPS, para conservar automáticamente la posición y el rumbo del barco usando sus propias hélices y propulsores T, como se indica en la figura 1b. Debe observarse que antes de comenzar la inyección del CO<2>, la boya de carga sumergida, CS, mostrada en la figura 1 a está conectada operativamente al barco 1 como se muestra en la figura 1 b.
Volviendo ahora a las figuras 2a-2c, el barco 1 está provisto de un compartimento 15 en la proa del barco 1. El compartimento 15 comprende una cavidad cónica y aparatos de elevación (no mostrados) para elevar la boya de carga sumergida, CS, al compartimento 15 y asegurar la boya de carga, CS, dentro del compartimento (véase la figura 1b), como apreciará un experto en la materia.
El barco 1 comprende una línea 20 de carga que tiene un conector 21 para conectarse a una línea de carga terminal, TL, (véase la figura 1a). La línea 20 de carga está conectada a los colectores 22 de distribución conectados operativamente a cada contenedor 5 (noventa y seis mostrados en la figura 2b) mediante subcolectores 24, uno para cada fila de contenedores 5 dentro de cada grupo de contenedores 5 definido por cada uno de los seis compartimentos 3 mostrados en la figura 2b.
Los colectores 22 y los subcolectores 24 comprenden cuatro sistemas de oleoductos paralelos, como se explicará a continuación.
La línea 20 de carga analizada anteriormente está conectada a los contenedores 5 a través de oleoductos de carga que forman un primer sistema de oleoductos de los colectores 22 y los subcolectores 24.
El barco 1 comprende además una planta 10 de procesamiento. La planta 10 de procesamiento comprende un módulo 12 de procesamiento de licuación configurado para licuar CO<2>gaseoso, y un módulo 14 de procesamiento de inyección configurado para inyectar CO<2>licuado en el depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D. Las bombas de inyección (véase la figura 3) del módulo 14 de procesamiento de inyección están configuradas para una presión de inyección adaptada a una presión en el depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D.
Durante la carga del CO<2>licuado desde la terminal terrestre, TT, y hasta que el CO<2>se inyecte en el depósito de almacenamiento permanente subterráneo, algo del CO<2>licuado sufrirá un cambio de fase de estado licuado a estado gaseoso, es decir, algo del CO<2>se evaporará.
En lugar de liberar el CO<2>a la atmósfera, el CO<2>evaporado se comunica al módulo 12 de procesamiento de licuación configurado para licuar el CO<2>gaseoso a través de una línea 120 de desgasificación conectada operativamente a cada uno de los contenedores 5 a través de oleoductos de desgasificación que forman un segundo sistema de oleoductos de los colectores 22 y los subcolectores 24. En el módulo 12 de procesamiento de licuación, el CO<2>gaseoso se vuelve a licuar y se devuelve a los contenedores 5 a través de un conducto 122 de retorno y oleoductos de retorno de desgasificación que forman un tercer sistema de oleoductos de los colectores 22 y los subcolectores 24. Así, la línea 120 de desgasificación y el conducto 122 de retorno están dispuestos en un bucle que comprende los contenedores 5 y el módulo 12 de procesamiento. El módulo 12 de procesamiento de licuado comprende un dispositivo de aumento de presión y un elemento de enfriamiento conocido de por sí.
El módulo 14 de procesamiento de inyección de la planta 10 de procesamiento está conectado operativamente a los contenedores 5 a través de una línea 140 de suministro del módulo de inyección. La línea 140 de suministro del módulo de inyección está conectada operativamente a cada uno de los contenedores 5 a través de oleoductos de suministro de inyección que forman un cuarto sistema de oleoductos de los colectores 22 y los subcolectores 24. En el módulo 14 de procesamiento de inyección, el CO<2>licuado se presuriza y se calienta además mediante un elemento de calentamiento antes de que se comunique con una línea 142 de inyección y con el depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, (véase la figura 1a) a través de la boya, CS, y la manguera de inyección flexible, RP. La línea 142 de inyección evita los colectores 22 como se ve mejor en la figura 2c.
El CO<2>licuado que fluye por la línea 142 de inyección puede calentarse típicamente a una temperatura de, por ejemplo, 4 °C para evitar la formación de tapones de hielo en la línea 142 de inyección y en la manguera de inyección flexible, RP. El elemento de calentamiento del módulo de procesamiento de inyección puede comprender un intercambiador de calor. Un intercambiador de calor de este tipo puede configurarse para el intercambio de calor con, por ejemplo, agua de mar o gases de escape de un motor de combustión del barco 1.
De lo anterior, debe apreciarse que la longitud de la manguera de inyección flexible, RP, es extremadamente limitada en comparación con un oleoducto de inyección que va desde una terminal terrestre hasta una entrada de un depósito de almacenamiento permanente subterráneo, como se sugiere en el Informe conceptual del proyecto Northern Lights mencionado anteriormente. Además, un barco que lleve el CO<2>capturado a una posición por encima de un depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, es flexible en el sentido de que no se ha instalado ninguna nueva infraestructura de oleoductos en el fondo marino cuando un depósito de almacenamiento se ha saturado y se requiere un nuevo depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
Debido al módulo 12 de procesamiento de licuación del barco 1, el barco 1 puede estar en una posición de espera relativamente cerca del depósito de almacenamiento relevante durante varios días sin perder nada de la carga de CO<2>causada por la evaporación del CO<2>licuado. Puede ser necesario mantener el barco 1 en una posición de espera, por ejemplo, debido a las duras condiciones meteorológicas o a la cola de barcos esperando para acceder a la boya de carga sumergida, CS.
Pasando ahora a la figura 3, que muestra un esquema del proceso desde una terminal terrestre, TT, a través del barco 1, hasta el punto de conexión subsuperficial, PCS, conectado operativamente, por ejemplo, entre otros, una boya de carga sumergida, CS, como se muestra en las figuras 1 a-2b, o un amarre de pata de ancla de catenaria (CALM) o mecanismos de conexión similares que permiten la comunicación del fluido del barco 1 al fondo marino, FM.
En la figura 3, los elementos que forman parte del barco o buque cisterna 1 se indican dentro de líneas de puntos y trazos. Además, los elementos que forman parte del módulo 14 de inyección se indican mediante sombreado.
El CO<2>licuado se transfiere desde una o más cisternas de una terminal terrestre, TT, a través de la línea de carga terminal, TL, al menos a un contenedor 5 del barco 1. La línea de carga terminal, TL, comprende una bomba de línea de carga, OP. El CO<2>puede tener en esta etapa una presión de, por ejemplo, 1,5 MPa (15 bar) y una temperatura de -25 °C. Una línea de compensación, RL, se extiende desde el contenedor 5 hasta las cisternas de la terminal terrestre, TT, de modo que el volumen del CO<2>licuado que se bombea fuera de las cisternas de las terminales terrestres se compensa con el CO<2>evaporado del contenedor 5 del barco 1.
Después de terminar la carga del CO<2>en el contenedor 5, la línea de carga, TL, y la línea de igualación, RL, se desconectan del barco 1 después de lo cual el barco 1 comienza su travesía hacia una ubicación del depósito de almacenamiento permanente subterráneo.
En la ubicación del depósito de almacenamiento permanente subterráneo, el contenedor 5 del barco 1 está conectado operativamente al depósito de almacenamiento permanente subterráneo a través de un sistema de boyas flotantes.
El sistema de boyas flotantes puede ser una boya CALM (amarre de pata de ancla de catenaria) o una boya de carga sumergida anclada, que incluye una boya giratoria, que permitirá que el barco se oriente libremente cuando esté conectado. La selección del sistema de boyas dependerá de la profundidad del agua y de las condiciones climáticas de la ubicación. Así, en la figura 3, el número 15 de referencia indica un punto de conexión entre la manguera de inyección flexible, RP, y el barco 1.
Al comenzar la operación de inyección, se activa el módulo 14 de inyección. El módulo 14 de inyección comprende una bomba 143 de transferencia configurada para aumentar la presión del CO<2>licuado que fluye hacia un calentador 144. En el calentador 14, la presión puede ser, por ejemplo, 5 MPa (50 bar). El calentador 144 está configurado para aumentar la temperatura del CO<2>licuado para evitar la transición de fase del CO<2>del estado licuado al estado sólido cuando fluye a través de la manguera de inyección flexible, RP, y el punto de conexión submarino, PCS. La temperatura del CO<2>licuado que sale del calentador 144 se adapta a la temperatura ambiente de la manguera de inyección flexible RP en una porción extrema inferior de esta, y a la presión de inyección proporcionada por una bomba 145 de inyección dispuesta aguas abajo del calentador 144. La presión de inyección se adapta a una presión dentro del depósito subterráneo. El CO<2>licuado que se inyecta puede tener, por ejemplo, una temperatura de 4 °C y una presión de 12 MPa (120 bar).
El esquema del proceso mostrado en la figura 3 comprende además una unidad 147 de vaporización dispuesta en un bucle 148 conectado operativamente a una salida y una entrada del contenedor 5. El contenedor 5 puede comprender una pluralidad de contenedores como se muestra en las figuras 1a-2c. El propósito de la unidad 147 de vaporización es compensar el volumen de CO<2>licuado que se inyecta en el depósito y, así, conservar la presión deseada dentro del contenedor 5 (o contenedores).
El esquema del proceso mostrado en la figura 3 comprende además un módulo 12 de procesamiento de licuación que forma parte de la planta 10 de procesamiento. El módulo de procesamiento de licuación está configurado para licuar el CO<2>gaseoso que se evapora del contenedor 5 durante la carga del CO<2>licuado y<durante el transporte desde la terminal terrestre, t>T,<y hasta que comience el proceso de inyección del CO2>licuado en el depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D. El CO<2>licuado por medio del módulo 12 de procesamiento de licuación se comunica de nuevo al contenedor 5 a través del conducto 122 de retorno. Así, no se pierde sustancialmente ninguna carga.
El barco 1 puede comprender además un sistema 17 de control conocido de por sí para controlar un paquete de control de boca de pozo que comprende válvulas submarinas y el pozo del depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D. El sistema 17 de control está configurado para suministrar energía hidráulica, monoetilenglicol (MEG), energía eléctrica y señales a la boca del pozo. La potencia hidráulica puede proporcionarse por medio de un sistema de potencia hidráulica a base de agua que esté en comunicación de fluido con el agua ambiental. El sistema 17 de control está además conectado operativamente a una línea 17' de inyección química para inyectar, por ejemplo, monoetilenglicol en el punto de conexión submarino, PCS, y la manguera de inyección flexible, RP, antes de desconectar el barco de la manguera de inyección flexible, RP, de modo que la manguera de inyección flexible y el punto de conexión submarina estén preparados para una nueva carga de CO<2>.
En una realización alternativa (no mostrada), un sistema de control correspondiente al sistema 17 analizado anteriormente puede disponerse por separado del barco 1, por ejemplo, desde una plataforma en alta mar distante conectada operativamente al sistema de conexión submarina, PCS.
Un experto en la materia apreciará que cualquier punto de conexión submarina provisto de una manguera de inyección flexible debe estar provisto de un sistema de emergencia que pueda activarse en caso de desconexión de emergencia de un barco conectado operativamente a una manguera de inyección flexible. Típicamente, se producirá una desconexión de emergencia en una situación en donde el barco es objeto de una deriva o deriva incontrolada. Para una manguera de inyección flexible configurada para recibir CO<2>licuado, dicho sistema de emergencia se configurará para operar independientemente del barco y comprenderá un acumulador y un depósito con un agente anticongelante para conservar la presión en la manguera de inyección flexible cuando se desconecte del barco en caso de emergencia.
A partir de la divulgación del presente documento, se apreciará que la presente invención tiene grandes ventajas en comparación con las soluciones de la técnica anterior. No es necesario recargar el CO<2>licuado recogido en una terminal terrestre, TT, ya que el barco 1 lleva el CO<2>recogido directamente a una ubicación por encima del depósito de almacenamiento permanente subterráneo, D, en donde el barco 1 está conectado a una manguera de inyección flexible, RP. Así, aparte de una manguera de inyección flexible, RP, estructuras submarinas y un punto de conexión correspondiente, no se requieren instalaciones ni infraestructuras de inyección adicionales terrestres o en alta mar entre la terminal terrestre, TT, y el punto de conexión submarino, PCS. Por lo tanto, la invención representa una alternativa rentable y, al mismo tiempo, representa una huella de CO<2>limitada. El sistema es flexible en lo que respecta a varios depósitos de almacenamiento permanente subterráneos.
Cabe señalar que el flujo de fluido dentro de las líneas, los conductos y los colectores se controla por medio de bombas y válvulas que se controlan desde una sala de control del barco.
Cabe señalar que las realizaciones mencionadas ilustran más que limitan la invención, y que los expertos en la técnica podrán diseñar muchas realizaciones alternativas sin alejarse del alcance de las reivindicaciones adjuntas. En las reivindicaciones, no se deberá considerar que ningún signo de referencia escrito entre paréntesis limita la reivindicación. El uso del verbo comprender y sus conjugaciones no excluye la presencia de elementos o pasos distintos de los expuestos en una reivindicación. El artículo un o una precediendo a un elemento no excluye la presencia de una pluralidad de dichos elementos.

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Un barco (1) para llevar gas licuado, tal como dióxido de carbono licuado, CO<2>, desde una terminal terrestre (TT) a través de un mar (M) hasta un depósito de almacenamiento permanente subterráneo (R), comprendiendo el barco (1) una línea (20) de carga para comunicar el gas licuado recibido desde la terminal terrestre (TT) a al menos un contenedor (5) a bordo del barco y una planta (10) de procesamiento, en donde la planta (10) de procesamiento comprende:
- un módulo (14) de procesamiento de inyección que comprende una bomba (145) de inyección configurada para inyectar gas licuado en el depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo;
en donde el módulo (14) de procesamiento de inyección está conectado de manera operativa a al menos un contenedor (5) y una línea (142) de inyección de gas provista de un conector para conectar una manguera (RP) de inyección flexible que se extiende desde un punto (SCP) de conexión submarina que se conecta a un pozo (W) del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo,
caracterizado por que el barco es un buque tanque (1) transbordador que comprende un tanque (3) de almacenamiento que tiene un volumen mayor que el de al menos un contenedor (5), en donde una porción de al menos un contenedor (5) se aloja dentro del tanque (3) de almacenamiento.
2. El barco (1) según la reivindicación 1, en donde la planta (10) de procesamiento comprende además un módulo (12) de procesamiento de licuación configurado para licuar gas, en donde al menos el contenedor (5) está en comunicación de bucle con el módulo (12) de procesamiento de licuación de manera que se licúa gas evaporado del gas licuado dentro de al menos el contenedor (5) en el módulo (12) de procesamiento de licuación y está comunicado de vuelta a al menos un contenedor (5).
3. El barco (1) según la reivindicación 1 o 2, en donde al menos un contenedor (5) comprende una primera porción y una segunda porción, extendiéndose la primera porción por encima de la cubierta principal del barco, y en donde las tuberías (120, 140) para comunicar el gas desde al menos un contenedor (5) a la planta (10) de procesamiento están conectadas a la primera porción de al menos un contenedor (5).
4. El barco (1) según la reivindicación 3, en donde la segunda porción de al menos un contenedor (5) se extiende hacia el tanque (3) que tiene un volumen mayor que el de al menos un contenedor (5).
5. El barco (1) según una cualquiera de las reivindicaciones previas, en donde al menos un contenedor (5) comprende una pluralidad de contenedores que se extienden hacia el tanque de mayor volumen (3).
6. El barco (1) según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde al menos un contenedor (5) es oblongo, en donde un eje longitudinal del contenedor (5) es sustancialmente perpendicular a la superficie de la cubierta principal del barco (1).
7. El barco (1) según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde el barco (1) está provisto de al menos un sistema de posicionamiento dinámico y un sistema de anclaje que permiten la libre orientación.
8. El barco (1) según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde el barco (1) es un buque cisterna transbordador retirado, en donde una porción de al menos un contenedor (1) está alojado en un tanque de almacenamiento instalado originalmente en el buque tanque transbordador.
9. Un método para llevar gas licuado, desde una terminal terrestre (TT), a través de un mar (M) hasta un depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo, comprendiendo el método transferir el gas licuado desde la terminal terrestre (TT) a un barco (1) según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado por que el método comprende, además:
- llevar el barco (1) a una entrada, y posicionar el barco (1) con respecto a una entrada, del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo;
- proporcionar comunicación de fluido entre al menos el contenedor (5) del barco (1) y la entrada del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo; e
- inyectar el gas licuado de al menos el contenedor (5) en el depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo mediante el módulo (14) de procesamiento de inyección de la planta de procesamiento.
10. El método según la reivindicación 9, que comprende además proporcionar a la planta (10) de procesamiento un módulo (12) de procesamiento de licuación configurado para gas licuado, módulo (12) de procesamiento de licuación configurado para establecerse en comunicación de bucle con al menos un contenedor (5) para gas relicuado evaporado del gas licuado en al menos un contenedor (5).
11. El método según la reivindicación 9, en donde el posicionamiento del barco (1) con respecto a la entrada del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo se proporciona mediante posicionamiento dinámico.
12. El método según la reivindicación 9 o 10, en donde el posicionamiento del barco (1) con respecto a la entrada del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo se proporciona mediante un sistema de anclaje de libre orientación.
13. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 9 a 12, en donde proporcionar comunicación de fluido entre al menos un contenedor (5) de almacenamiento y la entrada del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo comprende conectar una línea (142) de inyección del barco (1) a una porción del extremo superior de una manguera (RP) de inyección flexible configurada para comunicar fluido a través de la entrada del depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo.
14. Uso de un buque tanque transbordador de petróleo retirado adaptado para llevar gas licuado desde una terminal terrestre (TT) para obtener el gas capturado directamente a un depósito (R) de almacenamiento permanente subterráneo.
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