BR112015025873B1

BR112015025873B1 - Sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante

Info

Publication number: BR112015025873B1
Application number: BR112015025873-5A
Authority: BR
Inventors: Scott Edward; M. Norton Thomas; Anthony Watzak Michael; Hugh Mcgeachie Kenneth; Tylor Olsen Robert; A. Hruska Martin
Original assignee: Excelerate Liquefaction Solutions, Llc
Priority date: 2013-04-12
Filing date: 2014-04-04
Publication date: 2018-04-10
Also published as: JP6208847B2; IL241391A0; HK1212307A1; IL261152B; KR101797199B1; KR20150139874A; EP2983981A1; CN105121271A; AU2014251176B2; US9493216B2; US20170016666A1; AU2014251176A1; EP2983981A4; JP2016520468A; US9903647B2; US20160046354A1; SG11201507299TA; BR112015025873A2; IL241391B; CN105121271B

Abstract

resumo sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante são descritos sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante. um sistema pra liquefação de gás natural em cais flutuante compreende uma instalação de pré-tratamento de gás natural localizada no litoral próximo de um cais, em que a instalação de pré-tratamento de gás natural é configurada para pro-cessar gás com qualidade de tubulação em gás natural pré-tratado, uma unidade de liquefação flutuante ancorada no cais, em que a unidade de liquefação flutuante compreende também um módulo de liquefação de gás natural em um convés e um tanque de armazenamento de lng para armazenar o lng produzido abaixo do convés, uma tubulação que acopla a instalação de pré-tratamento no litoral ao cais, em que a tubulação é configurada para transportar gás natural pré-tratado até o cais e um braço de gás de alta pressão que acopla de maneira fluida a tubulação à uni-dade de liquefação flutuante, em que o braço de gás é configurado para transferir o gás natural pré-tratado para a unidade de liquefação flutuante.

Description

(54) Título: SISTEMAS E MÉTODOS PARA LIQUEFAÇÃO DE GÁS NATURAL EM CAIS FLUTUANTE (51) Int.CI.: B63B 35/44 (30) Prioridade Unionista: 12/04/2013 US 61/811,295, 13/04/2013 US 61/811,713 (73) Titular(es): EXCELERATE LIQUEFACTION SOLUTIONS, LLC (72) Inventor(es): EDWARD SCOTT; THOMAS M. NORTON; MICHAEL ANTHONY WATZAK; KENNETH HUGH MCGEACHIE; ROBERTTYLOR OLSEN; MARTIN A. HRUSKA

1/20 “SISTEMAS E MÉTODOS PARA LIQUEFAÇÃO DE GÁS NATURAL EM CAIS FLUTUANTE”

ANTECEDENTES

1. CAMPO DA INVENÇÃO [001]As modalidades da invenção aqui descritas referem-se ao campo da liquefação de gás natural. Mais especificamente, mas não a titulo de limitação, uma ou mais modalidades da invenção descrevem sistemas e métodos para a liquefação de gás natural em cais flutuante em uma unidade flutuante.

2. DESCRIÇÃO DA TÉCNICA CORRELATA [002]O gás natural é tipicamente transportado por tubulação do local onde é produzido até o local onde é consumido. Entretanto, grandes quantidades de gás natural podem às vezes ser produzidas em uma área ou país onde a produção ultrapassa em muito a procura e pode não ser exequível transportar o gás por tubulação até o local de procura comercial, por exemplo porque o local de produção e o local de procura são separados por um oceano ou floresta ou floresta úmida. Sem uma maneira eficaz de transportar o gás natural até um local onde há uma procura comercial, as oportunidades de monetarizar o gás podem ser perdidas.

[003]A liquefação de gás natural facilita o armazenamento e a transportação de gás natural. O gás natural liquefeito (“LNG”) toma apenas cerca de1/600 do volume que a mesma quantidade de gás natural o faz em seu estado gasoso. O LNG é produzido pelo resfriamento do gás natural abaixo do seu ponto de ebulição (126,11 °C (-259°F) à pressão atmosférica). O LNG pode ser armazenado em recipientes criogênicos ligeiramente acima da pressão atmosférica. Pela elevação da temperatura do LNG, ele pode ser convertido de volta à sua forma gasosa.

[004]A procura por gás natural tem estimulado a transportação de LNG por navios especiais. O gás natural produzido em locais onde ele é abundante pode ser liquefeito e despachado por mar desta maneira até locais onde é mais necessário.

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Tipicamente o gás natural é coletado através de uma ou mais tubulações até uma instalação de liquefação terrestre. Instalações de liquefação terrestres e as tubulações de coleta conexas são dispendiosas, podem ocupar grandes áreas de terra e levar vários anos para permissão e construção. Assim, as instalações terrestres não são otimamente adequadas para adaptar-se à variação no local de suprimento de gás natural ou para liquefazer reservas de gás pequenas ou trançadas. Além disto, uma vez que o gás natural é liquefeito em uma instalação terrestre, o LNG deve ser armazenado em grandes tanques de armazenamento criogênicos terrestres, transportados através de uma tubulação criogênica especial até uma instalação terminal, e em seguida carregado em uma embarcação equipada com componentes criogênicos (tal embarcação pode ser referida como transportador de LNG ou “LNGC”), que em combinação, pode aumentar a despesa geral de transporte do gás até o destino final.

[005]Em alguns casos, depósitos de gás natural podem ser encontrados em campos de gás subaquáticos localizados no oceano aberto, tais como locais de 160,93 km (100 milhas) da terra mais próxima. Em tais situações tem sido proposto que o gás natural seja liquefeito em grandes plataformas flutuantes offshore que são ancoradas por torre ou ancoradas por extensão no fundo do mar, e localizadas acima da cabeça de poço no oceano aberto. Estas embarcações de liquefação flutuantes são de tamanho grande, tipicamente de cerca de 450 ou 500 metros da proa à popa, uma vez que elas devem ser completamente integradas com processamento de gás independente e instalações de produção de LNG: todo o processamento de gás, equipamento de liquefação, sistemas de resfriamento, armazenamento de condensado e armazenamento de resíduos devem ser incluído a bordo. Tais disposições são dispendiosas devido ao tamanho das instalações, às dificuldades de trabalhar no oceano aberto e à requisitos de infra-estrutura submarina extensiva para extrair o gás e transferi-lo para a plataforma ou embarcação offshore para que seja

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3/20 liquefeito e transportado. Portanto, esta abordagem de offshore, completamente integrada não é prática ou econômica para uso com reservas de gás natural pequenas ou trançadas localizadas offshore, reservas localizadas perto da costa ou reservas terrestres.

[006]Técnicas convencionais para liquefazer gás natural não são bem adequadas para reservas de gás natural pequenas ou trançadas offshore, reservas de gás natural localizadas perto da costa ou reservas de gás natural terrestres, uma vez que elas não são baratas e são lentas para comercializar. Portanto, há necessidade de sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante.

SUMÁRIO [007]Uma ou mais modalidades da invenção descrevem sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante. Um sistema para liquefação de gás natural em cais flutuante de uma modalidade ilustrativa compreende uma instalação de pré-tratamento de gás natural localizada offshore próxima de um cais, em que a instalação de pré-tratamento de gás natural offshore é configurada para processar o gás de qualidade de tubulação em gás natural pré-tratado, uma unidade de liquefação flutuante ancorada no cais, em que a unidade de liquefação flutuante compreende também um módulo de liquefação natural em um cais e um tanque de armazenamento de LNG para armazenar o LNG produzido abaixo do convés, uma tubulação que acopla a estação de pré-tratamento offshore ao cais, em que a tubulação é configurada para transportar o gás natural pré-tratado até o cais e um braço de gás de alta pressão que acopla de maneira fluida a tubulação à unidade de liquefação flutuante, em que o braço de gás é configurado para transferir o gás natural prétratado para a unidade de liquefação flutuante. Em algumas modalidades, o gás natural pré-tratado é quase da qualidade LNG, e a unidade de liquefação flutuante compreende também uma unidade de processamento de gás final a bordo configurada para levar o gás natural quase da qualidade do LNG até a qualidade de LNG

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4/20 antes da liquefação. Em algumas modalidades, a instalação de pré-tratamento offshore compreende também um sistema de resfriamento de circuito fechado configurado para resfriar o equipamento a bordo da unidade de liquefação flutuante. Em determinadas modalidades, o sistema compreende também um conduto de gás configurado para transportar gás natural de qualidade de tubulação até a instalação de pré-tratamento onshore. Em algumas modalidades, o conduto de gás é acoplado a uma reserva de gás offshore. Em algumas modalidades, o conduto de gás é acoplado a uma reserva de gás onshore.

[008]Um sistema para liquefação de gás natural em cais flutuante de uma modalidade ilustrativa compreende uma unidade de liquefação flutuante atracada em uma ilha marítima em que a unidade de liquefação flutuante compreende também um módulo de liquefação de gás natural em um convés e um tanque de armazenamento de LNG para armazenar LNG produzido abaixo do convés, uma instalação de pré-tratamento de gás natural onshore próxima da ilha marítima, uma tubulação que se estende pelo menos parcialmente abaixo da superfície da água e configurada para transferir gás natural pré-tratado da instalação de pré-tratamento onshore até o cais, e um conduto de gás natural configurado para distribuir o gás natural de qualidade de tubulação para a instalação de pré-tratamento onshore. Em algumas modalidades, a tubulação fica pelo menos parcialmente na ilha marítima. Em algumas modalidades, um braço rígido criogênico acopla a unidade de liquefação flutuante com um transportador de LNG e é configurado para transferir o LNG para o transportador de LNG. Em algumas modalidades, a ilha marítima fica na água a menos de 19,81 m (65 pés) de profundidade. Em algumas modalidades, a instalação de prétratamento onshore compreende também um sistema de resfriamento de circuito fechado configurado para resfriar o equipamento a borda da unidade de liquefação flutuante.

[009]Um método para liquefação de gás natural em cais flutuante de uma

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5/20 modalidade ilustrativa compreende pré-aquecer o gás natural para liquefação a bordo de navio em uma instalação de pré-tratamento onshore próximo de um cais, transportar o gás natural pré-tratado por tubulação da instalação de pré-tratamento onshore até uma unidade de liquefação flutuante atracada no cais, liquefazer o gás natural a bordo da unidade de liquefação flutuante de modo a formar LNG, armazenar o LNG a bordo da unidade de liquefação flutuante e transferir o LNG da unidade de liquefação flutuante para um transportador de LNG receptor para transporte até o local de uso. Em algumas modalidades até cerca de cinco milhões de toneladas por ano de gás natural são liquefeitos a bordo da unidade de liquefação flutuante. Em algumas modalidades, o LNG é transferido da unidade de liquefação flutuante para um transportador de LNG receptor utilizando-se transferência lado a lado de navio para navio. Em algumas modalidades, a unidade de liquefação flutuante atracada ao cais com linhas de amarração até os dispositivos de ancoragem localizados onshore. Em algumas modalidades, o método compreende também as etapas de completar a construção da unidade de liquefação flutuante em um estaleiro e transportar a unidade completamente construída do estaleiro até o cais. Em algumas modalidades, o cais é uma ilha marítima e o gás natural é transportado até a unidade de liquefação flutuante pelo menos parcialmente sob a superfície da água e pelo menos parcialmente na ilha marítima. Em algumas modalidades, o método compreende também a etapa de resfriar os sistemas de liquefação a bordo da unidade de liquefação flutuante utilizando-se a água costeira.

[010]Em outras modalidades, os recursos de modalidades específicas podem ser combinados com recursos de outras modalidades. Por exemplo, os recursos de uma modalidade podem ser combinados com recursos de qualquer uma das outras modalidades. Em outras modalidades, recursos adicionais podem ser acrescentados às modalidades específicas aqui descritas.

DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS

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6/20 [011]Os aspectos, recursos e vantagens acima e outros das modalidades ilustrativas da invenção ficarão mais evidentes com a descrição mais específica dela, apresentada em conjunto com os desenhos seguintes, nos quais:

[012]A Figura 1A mostra uma esquemática de uma vista de perfil de uma unidade de liquefação flutuante de uma modalidade ilustrativa.

[013]A Figura 1B mostra uma esquemática de uma vista em planta de um convés de uma unidade de liquefação flutuante de uma modalidade ilustrativa.

[014]A Figura 1C mostra uma esquemática de uma vista em planta de uma disposição de casco e tanque de armazenamento de LNG de uma unidade de liquefação flutuante de uma modalidade ilustrativa.

[015]A Figura 2A mostra uma esquemática de um sistema para prétratamento onshore e liquefação de gás natural em cais flutuante de uma modalidade ilustrativa.

[016]A Figura 2B mostra uma esquemática de um sistema para prétratamento onshore e liquefação de gás natural em cais flutuante de uma modalidade ilustrativa.

[017]A Figura 3 é um fluxograma que mostra um método exemplar de prétratamento onshore de liquefação de gás natural em cais flutuante de uma modalidade ilustrativa.

[018]Embora a invenção seja suscetível a diversas modificações e formas alternativas, modalidades específicas dela são mostradas a título de exemplo nos desenhos e podem ser aqui descritas em detalhe. Os desenhos podem não ser em escala. Deve ficar entendido, contudo, que os desenhos e a descrição detalhada deles não se destinam a limitar a invenção à forma específica revelada, mas, ao contrário, a intenção é a de cobrir todas as modificações, equivalentes e alternativas que se incluam dentro do espírito e alcance da presente invenção definidos pelas reivindicações anexas.

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DESCRIÇÃO DETALHADA [019]Serão agora descritos sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante. Na descrição exemplar seguinte, numerosos detalhes específicos são apresentados de modo a se obter um entendimento mais completo das modalidades da invenção. Será evidente aos versados na técnica, contudo, que a presente invenção pode ser posta em prática sem incorporar todos os aspectos dos detalhes específicos aqui descritos. Em outras ocorrências, recursos, quantidades ou medições específicos notoriamente conhecidos dos versados na técnica não foram descritos em detalhe de modo a não obscurecer a invenção. Os leitores devem observar que, embora exemplos da invenção sejam aqui mostrados, as reivindicações e o alcance completo de quaisquer equivalentes são o que define o âmbito e os limites da invenção.

[020]Conforme utilizadas neste relatório e nas reivindicações anexas, as formas singulares “um(a)” e “o(a)(s)” incluem referentes plurais, a menos que o contexto determine claramente o contrário. Assim, por exemplo, a referência a um módulo de liquefação inclui um ou mais módulos de liquefação.

[021]“Acoplado(s)” refere-se ou a uma conexão direta ou a uma conexão indireta (pelo menos uma conexão interveniente, por exemplo) entre um ou mais objetos ou componentes. A locução “preso diretamente” significa uma conexão direta entre objetos ou componentes.

[022]Conforme utilizado neste relatório e nas reivindicações anexas “ou” é utilizado como significando “e/ou”, a menos que explicitamente indicado para referir alternativas apenas ou as alternativas são mutuamente exclusivas.

[023]Conforme utilizada neste relatório e nas reivindicações anexas, “alta pressão” significa a pressão de um gás à pressão da tubulação. Assim, por exemplo, com relação ao gás natural que é transportado até uma unidade de liquefação flutuante para liquefação, “alta pressão” significa cerca de 50-100 bar.

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8/20 [024]“Cais” refere-se a uma estrutura à qual uma embarcação (unidade flutuante) pode ser atracada e que se estende para dentro de um mar, lago, rio ou outro corpo de água navegável. Conforme aqui utilizado, um “cais” é uma estrutura de atracação fixa que tem uma conexão estática com o mar, lago ou fundo do rio (leito). Um “cais” pode incluir uma plataforma sobre a superfície da água e que se estende ao longo da costa ou que se estende para fora a partir da costa, ou pode ser uma “ilha marítima” com uma plataforma que não está conectada à costa sobre a superfície da água. Um “cais” conforme aqui utilizado, não inclui estruturas de amarração não fixas tais como instalações de atracação por torre ou instalações de atracação espalhadas.

[025]Conforme aqui utilizada uma “ilha marítima” refere-se a um tipo de cais com uma plataforma sobre a superfície da água que não está conectada à costa sobre a superfície da água, mas que pode ser conectada à costa por um conduto subaquático (submarino).

[026]Conforme aqui utilizado, “gás pré-tratado” refere-se ao gás natural que é de qualidade quase de LNG ou de qualidade de LNG. “Qualidade de LNG” referese ao gás que está na condição de ser liquefeito e/ou que tinha componentes mais leves que tendem a congelar quando removidos. Conforme aqui utilizada, “qualidade de tubulação” refere-se ao gás que foi tratado para transporte em uma tubulação de gás natural, mas que ainda não foi pré-tratado para liquefação. “Pré-tratamento” refere-se a levar o gás natural com qualidade de tubulação à qualidade de quase LNG ou à qualidade de LNG.

[027]Uma ou mais modalidades da invenção apresentam sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante, embora para fins de ilustração a invenção seja descrita em termos de gás natural. Nada aqui se destina a limitar a invenção a essa modalidade. A invenção pode ser igualmente aplicável a outros gases de hidrocarbonetos que podem ser transportados como líquidos, como, por

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9/20 exemplo, gás de petróleo. Embora para fins de ilustração, a invenção seja descrita em termos do oceano, nada aqui se destina a limitar a invenção a essa modalidade. A invenção pode ser igualmente aplicável a outros corpos de água navegáveis, como, por exemplo, um rio ou um lago.

[028]A invenção aqui revelada inclui sistemas e métodos para liquefação de gás natural em cais flutuante. As modalidades ilustrativas proporcionam uma bifurcação eficaz de sistemas de processamento, tratamento e liquefação de gás natural entre instalações onshore e offshore de modo a se aperfeiçoar a exeqüibilidade econômica do acesso a reservas de gás pequenas ou trançadas. Uma unidade de liquefação e armazenamento flutuante pode ser ancorada em um cais e pode incluir um módulo de liquefação de gás natural no convés e armazenamento de LNG em tanques abaixo do convés, como, por exemplo, no casco. Uma instalação de prétratamento de gás natural pode ser localizada onshore próxima ao cais. Em tais modalidades, o gás natural pode ser pré-tratado para liquefação na instalação de prétratamento onshore e em seguida transportado por tubulação até a unidade de liquefação flutuante para liquefação. As instalações de pré-tratamento onshore a serem utilizadas em conjunto com uma unidade de liquefação flutuante podem proporcionar uma unidade de liquefação flutuante mais compacta e/ou proporcionar módulos de liquefação adicionais a serem acomodados no convés do que de outro modo seria possível, aumentando a capacidade de liquefação da unidade ao mesmo tempo reduzindo ao mínimo a pegada civil das modalidades ilustrativas. Em uma modalidade alternativa, o gás natural pode ser pré-tratado para liquefação a bordo da unidade de liquefação flutuante, como, por exemplo, nos casos em que o pré-tratamento onshore não é possível ou desejável.

[029]As modalidades ilustrativas apresentam uma solução eficaz a um custo mínimo em comparação com abordagens de liquefação convencionais, tais como liquefação onshore ou instalações de processamento de gás e produção de LNG

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10/20 não bifurcadas, completamente integradas e independentes offshore, tais como as que fazem uso de sistemas de atracação por torre ou de atracação espalhada. As modalidades ilustrativas reduzem de maneira significativa a pegada civil e/ou reduzem ao mínimo a necessidade de infra-estrutura física das instalações de liquefação em comparação com abordagens de liquefação convencionais. As modalidades ilustrativas de uma unidade de liquefação flutuante exemplar podem ser construídas, incluindo-se a instalação de todos os trens de liquefação, no ambiente controlado de um estaleiro e, assim, podem ser levadas ao mercado de maneira mais rápida e eficaz quer as instalações de liquefação convencionais, contribuindo para um grau mais elevado de qualidade em um esquema de tempo mais apertado. A construção de uma unidade de liquefação flutuante em um estaleiro pode proporcionar uma equipe da mão de obra de construção especializada e materiais de construção a serem localizados em um único local, adequado e controlado. Os sistemas e métodos aqui descritos proporcionam uma opção mais barata, mais rápida e mais eficaz para liquefazer gás natural do que as instalações de produção de LNG convencionais. Em algumas modalidades, os sistemas e métodos da invenção podem produzir LNG num período mínimo de cerca de 44 meses a partir da decisão de investimento final (para unidades capazes de produzir até 5 milhões de tonelada por ano de LNG) a uma fração do custo de instalações de produção de LNG convencionais comparados, dependendo da natureza e da localização do gás.

[030]As modalidades ilustrativas implementam um sistema de resfriamento de circuito fechado, reduzindo o impacto ambiental em comparação com abordagens de liquefação offshore completamente integradas que utilizam a água do mar para resfriamento. As instalações de liquefação offshore completamente integradas convencionais podem extrair milhões de litros de água do oceano a cada hora para fins de resfriamento do equipamento conexo, após o que a água mais quente é descarregada de volta no oceano. Isto aumenta a temperatura da água que circunda a insPetição 870170022276, de 04/04/2017, pág. 17/33

11/20 talações de liquefação offshore, o que pode ter um impacto ambiental negativo sobre organismos circundantes (vida marinha).

[031]As Figuras 1A e 1C mostram uma unidade de liquefação flutuante exemplar para uso no sistema de uma modalidade ilustrativa. Em algumas modalidades, a unidade de liquefação flutuante 100 pode ser uma unidade de armazenamento e descarga de liquefação flutuante. Em algumas modalidades, a unidade de liquefação flutuante 100 pode não ser capaz de autopropulsão, enquanto, em outras modalidades, a autopropulsão pode ser incluída.

[032]A unidade de liquefação flutuante 100 pode incluir um trem de liquefação que inclui um módulo de liquefação 110. Um exemplo de módulo de liquefação 110 inclui, mas não está limitado a, sistemas de liquefação apresentados pela Black & Veatch Corporation de Overland Park, Kansas, Estados Unidos, Air Products and Chemical, Inc de Allentown, Pensilvânia ou CB & I Lummus de Haia, Holanda. De preferência, o módulo de liquefação 110 é selecionado de modo a ter um total de equipamentos reduzido, uma pegada menor, ser mais compacto e mais simples de acionar que módulos de liquefação terrestres ou offshore completamente integrados. O módulo de liquefação 110 pode acomodar uma ampla faixa de especificações de qualidade de gás. O módulo de liquefação 110 pode ser localizado no convés 115 ou outro local a bordo da unidade de liquefação flutuante 100. A unidade de liquefação flutuante 100 pode incluir um, dois, três, quatro ou mais trens de liquefação 110. Conforme mostrado nas Figuras 1A, 1B, a unidade de liquefação flutuante 100 pode incluir quatro módulos de liquefação 110, cada um deles tendo uma capacidade de processamento de cerca de um milhão de toneladas por ano (MTPA). Em algumas modalidades, a limitação do número de módulos de liquefação 110 a quatro ou menos e/ou a localização de instalações de pré-tratamento de gás onshore proporcionam um total de equipamentos reduzidos e uma unidade de liquefação flutuante 100 menor, mais compacta, que é mais simples de construir, acionar e mais prontamente

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12/20 posicionada perto das reservas de gás natural desejadas.

[033]A unidade de liquefação flutuante 100 pode incluir também um tanque de armazenamento de LNG criogênico 120. O tanque de armazenamento de LNG 120 pode ser um tanque de carga do tipo de membrana, prismático, auto-sustentável ou esférico auto-sustentável. Em algumas modalidades, o sistema de contenção de LNG para os tanques de armazenamento da unidade de liquefação flutuante pode ser um desenho de membrana em uma configuração de fileira/dez tanques para reduzir ao mínimo o chapinhar e proporcionar sustentação em meia extensão de convés para trens de liquefação instalados. Conforme mostrado na Figura 1C, 10 tanques de armazenamento de LNG do tipo de membrana 120 podem ser utilizados em uma configuração de justaposição. Em algumas modalidades, a unidade de liquefação flutuante 100 pode ser capaz de armazenar cerca de 173.000 m³ até cerca de 250.000 m3 de LNG e cerca de 35.000 m3 de condensado se necessário. A unidade de liquefação flutuante 100 pode incluir um sistema de gás fervido 140 para processar a fervura do LNG do tanque de armazenamento de LNG 120. Em algumas modalidades, o gás fervido pode ser utilizado como combustível para o módulo de liquefação 110, para o sistema de geração de energia 150 e/ou para um sistema de propulsão (não mostrado) a bordo da unidade de liquefação flutuante 100. A unidade de liquefação flutuante 100 pode incluir também um sistema de fracionamento a bordo 135 para a remoção de hidrocarbonetos mais pesados, um sistema de formação de refrigerante 145, um sistema de gás inerte/ar seco para fornecer gás inerte e/ou ar seco ao tanque de armazenamento de LNG 120 como parte de operações de liberação de gás para inspeção e/ou manutenção, um sistema de nitrogênio para purgar a tubulação de LNG, um espaço de controle 125, braços de descarregamento de LNG, tais como a mangueira 325 (mostrada nas Figuras 2A e 2B), braços de carregamento de gás de alta pressão tais como o braço de gás 330 (mostrado nas Figuras 2A e 2B), acomodações para os trabalhadores da instalação, um guindaste fixo 130, um

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13/20 sistema de geração de energia 150 e/ou outro equipamento que tal conforme é notoriamente conhecido dos versados na técnica. Em algumas modalidades, um, alguns ou todos os elementos enumerados acima podem ser localizados na instalação de pré-tratamento onshore 280 (mostrada nas Figuras 2A e 2B).

[034]A área de processamento de gás 290, a área de armazenamento de hidrocarboneto 285, a área de tratamento de água residual 295, os trocadores de calor de água refrigerante 310, a área de recepção de gás natural 305 e/ou os tanques de armazenamento de água 315 podem ficar onshore, conforme mostrado nas Figuras 2A e 2B. A colocação de uma destas instalações onshore, e não a bordo da unidade de liquefação flutuante, pode reduzir a densidade e o tamanho do equipamento localizado a bordo da unidade de liquefação flutuante 100, o que permite que a unidade de liquefação flutuante 100 seja mais leve, menor e/ou tenha maior capacidade de liquefação, por exemplo, 25% mais de capacidade de liquefação do que se instalações de pré-tratamento estivessem a bordo da unidade. A colocação do equipamento onshore pode reduzir também a necessidade de construir estruturas de aço em volta do equipamento para proteção. Os trocadores de calor de água refrigerante 310 podem compreender um sistema de resfriamento de circuito fechado para resfriar os acionadores da máquina de liquefação e/ou outro equipamento a bordo da unidade de liquefação flutuante que exigem resfriamento. Os trocadores de calor de água refrigerante 310 podem incluir conexões flexíveis com a parte posterior e/ou diante da unidade de liquefação flutuante. Os trocadores de calor de água refrigerante onshore 310 podem utilizar um sistema de resfriamento flexível, de circuito fechado que não utiliza a água do mar circundante para resfriamento e, assim, reduz o impacto ambiental das instalações, uma vez que a temperatura da água do mar não se eleva durante as operações de resfriamento. Por exemplo, a água costeira pode ser utilizada em vez da água do mar circundante conforme é utilizada por instalações de liquefação offshore completamente integradas. Em modalidades alternativas, um,

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14/20 alguns ou todos os elementos da instalações de pré-tratamento onshore 280 podem ser localizados a bordo da unidade de liquefação flutuante 100.

[035]As Figuras 2A-2B mostram esquemáticas de modalidades ilustrativas de sistemas para liquefação de gás natural em cais flutuante. Em algumas modalidades, o cais 200 pode estender-se a partir da, estender-se ao longo da, ser preso à e/ou ficar próximo da linha costeira 210. Em algumas modalidades, o cais 200 pode ser qualquer estrutura que se estenda a partir aproximadamente da linha costeira 210 até um corpo de água navegável. Em algumas modalidades, o cais 200 pode não ser preso à linha costeira 210 sobre a superfície da água, mas pode ser uma ilha marítima offshore conectada à costa por uma tubulação de gás submarina, tal como a tubulação 270 mostrada na Figura 2B. Em determinadas modalidades, o cais 200 pode ser uma ilha marítima offshore a profundidades de água de até cerca de 19,81 m (65 pés) dependendo das condições meteorológicas e oceanográficas (“meto-oceânicas”) e geotécnicas, e conectado à linha costeira 210 pela tubulação 270, tubulação 270 esta que pode ser total ou parcialmente localizada na linha costeira 210, no cais 200 e/ou no fundo do oceano.

[036]Em algumas modalidades, o conduto de gás 320, como, por exemplo, uma tubulação de gás pode estender-se a partir de uma reserva de gás offshore e/ou uma reserva de gás terrestre até a instalação de pré-tratamento onshore 280. A instalação de pré-tratamento onshore 280 pode ser próxima do cais 200 e/ou ficar em um local onshore capaz de conexão com o cais 200 por tubulação. Antes de ser injetado no conduto de gás 320, o gás produzido pode ser primeiro tratado em uma instalação de tratamento para levar o gás produzido à qualidade de tubulação. O conduto de gás 320 pode consistir em uma ou mais tubulações, em um sistema de tubulações e/ou em uma tubulação coletora que transporta gás natural de qualidade de tubulação até a instalação de pré-tratamento onshore 220 para permitir que o gás coletado seja pré-tratado para liquefação. A instalação de pré-tratamento onshore

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280 pode comprimir e/ou processar o gás natural com qualidade de tubulação de modo que ele seja levado à qualidade de quase de LNG. O gás pré-tratado pode ser então transportado através da tubulação 270 até a unidade de liquefação flutuante 100 para processamento e/ou liquefação final do gás. Em algumas modalidades, o processamento final do gás para levar o gás pré-tratado, com qualidade de quase de LNG à qualidade de LNG pode ocorre a bordo da unidade de liquefação flutuante 100. Em algumas modalidades, o gás natural pode ser levado à qualidade de LNG na instalação de pré-tratamento onshore 280. O gás natural com qualidade de LNG pode ser um gás natural pronto para liquefação e/ou que teve componentes mais leves que tendem a congelar removidos.

[037]A tubulação 270 pode estender-se ao longo do leito do oceano e até uma modalidade de ilha marítima de cais 200, conforme mostrado na Figura 2B. Em algumas modalidades, a tubulação 270 pode estender-se onshore e ao longo do cais 200, conforme mostrado na Figura 2A. A localização de tubulação 270 pode depender da localização da instalação de pré-tratamento onshore 280 com relação ao cais 200. Em outras modalidades, o pré-tratamento de gás pode ocorre a bordo na unidade de liquefação flutuante 100 e o gás com qualidade de tubulação pode ser transportado da reserva diretamente até a unidade de liquefação flutuante 100 para pré-tratamento e liquefação. O uso de conduto de gás 320 e/ou da tubulação 270 para transportar gás até a instalação de pré-tratamento onshore 280 e/ou até a unidade de liquefação flutuante 100 elimina a necessidade de sistemas de bóias submarinas, como, por exemplo, um sistema de carregamento por torre submersa e reduz a necessidade de infra-estrutura submarina dispendiosa e difícil de construir.

[038]O cais 200 pode incluir vias de acesso móveis para dar a guindastes móveis pontos de entrada e saída à e/ou da unidade de liquefação flutuante 100. Em algumas modalidades, o canal do navio pode ter sido previamente dragado para acomodar a entrega da unidade de liquefação flutuante 100 através da pista de desPetição 870170022276, de 04/04/2017, pág. 22/33

16/20 pacho 235 (mostrada na Figura 2A) e para criar o espaço para manobrar 240 (mostrado na Figura 2A) para a unidade de liquefação flutuante 100, além de um espaço para manobrar e bacia giratória 245 (mostrados na Figura 2A) para o transportador de LNG 250 tradicional que pode receber LNG da unidade de liquefação flutuante 100. Em algumas modalidades, o espaço para manobrar 240 pode ser atapetado de concreto.

[039]A unidade de liquefação flutuante 100 pode ser ancorada no cais 200 e/ou na linha costeira 210. Em algumas modalidades a unidade de liquefação flutuante 100 pode ser ancorada na linha costeira 210 e/ou no cais 200 utilizando-se a linha de amarração 220 presa ao dispositivo de ancoragem 230, de modo que a unidade de liquefação flutuante 100 possa permanecer no cais 200 através de intempéries intensas, tais como tempestades, furacões e correntes fortes.

[040]A unidade de liquefação flutuante 100 pode utilizar um sistema de amarração de dois estágios que implementa âncoras de terra e é capaz de suportar critérios de tempestade de 100 anos tais como um surto de maré de 5,18 m (17 pés). Em algumas modalidades, linhas de amarração 200 adequadas e suficientes podem ser conectadas aos dispositivos de ancoragem 230. A configuração e o número das linhas de amarração podem depender da resistência, do tipo e/ou do diâmetro das linhas. Defesas 260 podem ajudar a absorver a energia cinética da unidade de liquefação flutuante 100 e a impedir danos à unidade de liquefação flutuante enquanto ancorada no cais 200.

[041]O braço de gás de alta pressão 330 pode receber gás natural da tubulação 270 no cais 200 e transferir o gás de qualidade de quase de LNG ou de qualidade de LNG para a unidade de liquefação flutuante 100. Em modalidades alternativas, o braço de gás de alta pressão pode receber gás natural com qualidade de tubulação do conduto de gás 320 no cais 200 e transferir o gás com qualidade de tubulação para a unidade de liquefação flutuante 100. O braço de gás de alta pressão

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17/20 pode ser projetado para processar o gás natural de alta pressão que pode ser descarregado da tubulação 270 e/ou do conduto de gás 320. A Divisão Emco Wheaton do Engineered Products Group da Gardner Denver, Inc. de Quincy, Illinois ou a FMC Technologies de França apresentam braços de gás de alta pressão exemplares. O braço de gás de alta pressão 330 pode distribuir gás natural diretamente para o módulo de liquefação 110 a bordo da unidade de liquefação flutuante 100, para o sistema de fracionamento 135 a bordo da unidade de liquefação flutuante 100 ou para as instalações de processamento de gás a bordo da unidade de liquefação flutuante 100. Em algumas modalidades, o braço de gás de alta pressão 330 transfere o gás natural para a área de processamento de gás 290, que em algumas modalidades pode ficar onshore conforme mostrado nas Figuras 2A e 2B ou, alternativamente pode ficar a bordo da unidade de liquefação flutuante 100. O braço de gás de alta pressão 330 pode ser um braço de carregamento marítimo rígido.

[042]A tubulação 270 pode transportar gás natural pré-tratado até a unidade de liquefação flutuante 100 das instalações de pré-tratamento onshore 280. As instalações de pré-tratamento onshore 280 podem permitir que a unidade de liquefação flutuante 100 seja mais compacta em tamanho de densidade mais baixa e/ou que tenha mais espaço no convés 115 para o módulo de liquefação 110, como, por exemplo, cerca de 25% de mais espaço. Conforme mostrado nas Figuras 2A e 2B, as instalações de pré-tratamento onshore 280 podem incluir uma área receptora de gás 305 e instalações de cavilhamento (não mostradas), uma área de tratamento de água residual 295, uma área de processamento de gás 290, trocadores de calor de água refrigerante 310 e equipamento conexo tanto para o equipamento onshore quanto da unidade de liquefação flutuante, um tanque de armazenamento de água 215, um escritório 300 e/ou uma área de armazenamento de condensados de hidrocarbonetos 285. A área de armazenamento de condensado de hidrocarboneto 285, que pode ficar onshore, pode receber e armazenar condensado onshore do sistema

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18/20 de fracionamento 235, sistema de fracionamento este que pode ser localizado a bordo da unidade de liquefação flutuante 100.

[043]A Figura 3 é um fluxograma que mostra um método exemplar para liquefação de gás natural em cais flutuante. Na etapa 400, o gás natural com qualidade de tubulação pode ser transportado até as instalações de pré-tratamento onshore 280 através do conduto de gás 320. As instalações de pré-tratamento 280 podem receber gás natural na área receptora 305 na etapa 405. Na etapa 410, o gás natural é pré-tratado na área de processamento de gás onshore 290 para remoção de dióxido de carbono, sulfeto de hidrogênio, água, mercúrio e/ou outras impurezas. Também na etapa 410, o gás pode ser desidratado e a água removida pode ser tratada e/ou o gás pode ser comprimido. O gás pré-tratado de qualidade de quase de LNG ou de qualidade de LNG pode deslocar-se então através da tubulação 270 até o cais 200 na etapa 415, e pode ser então transferido para a unidade de liquefação flutuante 100, para o módulo de liquefação 110 e/ou para o sistema de fracionamento 135 com o braço de gás de alta pressão 330 na etapa 420. Em algumas modalidades, as instalações de pré-tratamento 280 podem ser localizadas a bordo da unidade de liquefação flutuante 100 e o gás natural pode ser transportado diretamente do conduto 320 até o cais 200, e em seguida até as instalações de pré-tratamento 280 a bordo da unidade de liquefação 100. A localização da produção pode ser onshore e/ou offshore.

[044]Uma vez a bordo da unidade de liquefação flutuante 100, o gás natural pode ser liquefeito pelo módulo de liquefação 110 na etapa 425 utilizando-se métodos de liquefação conhecidos pelos versados na técnica. Em modalidades nas quais o qualidade de quase de LNG é transferido para a unidade de liquefação flutuante 100, a etapa 425 pode incluir processamento final para levar o gás natural à qualidade de LNG antes da liquefação. Uma vez que o gás é liquefeito, o LNG resultante pode ser então transferido para o tanque de armazenamento de LNG 120 na etapa

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430, e do tanque de armazenamento de LNG 120 para o transportador de LNG 250 na etapa 435. Em algumas modalidades, o LNG pode ser transferido do tanque de armazenamento 120 a bordo da unidade de liquefação flutuante 100 para os tanques de carga de LNG criogênicos a bordo do transportador de LNG 250. O(s) tanque(s) de carga de LNG criogênico(s) 250 podem ser tanques de carga do tipo de membrana, prismático auto-sustentável ou esférico auto-sustentável e são notoriamente conhecidos dos versados na técnica. Em algumas modalidades, os tanques de carga de LNG criogênicos podem ser semelhantes ao tanque de armazenamento de LNG 120 a bordo da unidade de liquefação flutuante 100. O transportador de LNG 250 pode ser ancorado na frente da, atrás da ou próximo da unidade de liquefação flutuante 100 em uma configuração de justaposição ou em fila, ancorado através do cais a partir da unidade de liquefação flutuante 100 ou ancorado no cais 200 próximo da unidade de liquefação flutuante 100. A transferência de navio para navio, utilizando-se a mangueira 325, pode ser utilizada para transferir o LNG do tanque de armazenamento de LNG 120 da unidade de liquefação flutuante para o transportador de LNG 250. Em algumas modalidades, a mangueira 325 pode ser um braço de carregamento rígido marítimo criogênico. Em algumas modalidades, a mangueira 325 pode ser braço rígido de descarregamento. Em algumas modalidades, a mangueira 325 é uma mangueira flexível criogênica. Em algumas modalidades, o transportador de LNG pode ser uma embarcação de re-gaseificação equipada com uma unidade de re-gaseificação de LNG a bordo. Em determinadas modalidades, o transportador de LNG 250 pode ter a capacidade para re-liquefazer o gás fervido. Na etapa 440, o transportador de LNG 250 pode transportar o LNG liquefeito a bordo da unidade de liquefação flutuante 100 para até o país de uso e/ou até outra embarcação transportadora de LNG.

[045]Os sistemas e métodos da invenção podem permitir que uma unidade de liquefação flutuante compacta, que inclui todos os trens de liquefação, capaz de

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20/20 produzir até 5 MTPA de LNG, seja completamente construída em um estaleiro dentro de cerca de 44 meses a partir da decisão de investimento final. A construção da unidade no estaleiro pode ser feita a um custo reduzido comparado com a de métodos de construção terrestres que devem ser completados no local de liquefação onde é mais difícil obter materiais e/ou mão-de-obra especializada, ou comparada com a construção de unidades de flutuação completamente integradas muito maiores. As modalidades ilustrativas da invenção bifurcam de maneira eficaz o pré-tratamento, a liquefação e sistemas conexos entre instalações onshore e offshore e podem permitir que reservas pequenas e/ou trançadas de gás natural sejam coletadas e utilizadas de maneira barata com flexibilidade para responder a localizações variáveis de reservas de gás.

[046]Outras modificações e modalidades alternativas de diversos aspectos da invenção podem ser evidentes aos versados na técnica em vista desta descrição. Por conseguinte, a descrição deve ser interpretada como exemplificativa apenas e é para fins de ensinar aos versados na técnica a maneira geral de executar a invenção. Deve ficar entendido que as formas da invenção aqui mostradas e descritas devem ser consideradas como modalidades atualmente preferidas. Elementos e materiais podem substituir os aqui mostrados e descritos, peças e processos podem ser invertidos, e determinados recursos da invenção podem ser utilizados de maneira independente, tudo conforme seria evidente aos versados na técnica depois de terem o benefício desta descrição da invenção. Podem ser feitas alterações nos elementos aqui descritos sem que abandonem o espírito e o alcance da invenção descritos nas reivindicações seguintes. Além disto, deve ficar entendido que os recursos aqui descritos podem de maneira independente, em determinadas modalidades, ser combinados.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Sistema para liquefação de gás natural em cais flutuante, CARACTERIZADO por compreender:

uma instalação de pré-tratamento de gás natural localizada onshore (280) próxima de um cais (200), em que a instalação de pré-tratamento de gás natural onshore (280) é configurada para processar gás com qualidade de tubulação em gás natural pré-tratado;

uma unidade de liquefação flutuante (100) ancorada no cais (200), em que a unidade de liquefação flutuante (100) compreende também um módulo de liquefação de gás natural (110) em um convés (115) e um tanque de armazenamento de LNG (120) para armazenar o LNG produzido abaixo do convés (115);

uma tubulação (270) que acopla a instalação de pré-tratamento onshore (280) ao cais (200), em que a tubulação (270) é configurada para transportar o gás natural pré-tratado até o cais (200); e um braço de gás (330) de alta pressão que acopla de maneira fluida a tubulação (270) à unidade de liquefação flutuante (100), em que o braço de gás (330) é configurado para transferir o gás natural pré-tratado para a unidade de liquefação flutuante (100);

em que a instalação de pré-tratamento onshore (280) compreende também um sistema de resfriamento de circuito fechado (310) configurado para resfriar o equipamento a bordo da unidade de liquefação flutuante (100).
2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o gás natural pré-tratado é de qualidade de quase de LNG e a unidade de liquefação flutuante (100) compreende também uma unidade de processamento final de gás a bordo configurada para levar o gás natural com qualidade de quase de LNG à qualidade de LNG antes da liquefação.
3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por comPetição 870180019942, de 12/03/2018, pág. 10/14

2/5 preender também um transportador de LNG (250) configurado para receber LNG do tanque de armazenamento de LNG (120) a bordo da unidade de liquefação flutuante (100).
4. Sistema, de acordo com a reivindicação 3, CARACTERIZADO pelo fato de que o transportador de LNG (250) é uma embarcação de re-gaseificação.
5. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o cais (200) é uma ilha marítima e a tubulação (270) se estende pelo menos parcialmente abaixo da superfície de água.
6. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por compreender também um conduto de gás (320) configurado para transportar gás natural com qualidade de tubulação até a instalação de pré-tratamento onshore (280).
7. Sistema, de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO pelo fato de que o conduto de gás (320) é acoplado a uma reserva de gás offshore.
8. Sistema, de acordo com a reivindicação 6, CARACTERIZADO pelo fato de que o conduto de gás (320) é acoplado a uma reserva de gás onshore.
9. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por compreender também um sistema de fracionamento (135) localizado na unidade de liquefação flutuante (100) e o armazenamento de condensado conexo (285) é localizado na instalação de pré-tratamento onshore (280).
10. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a instalação de pré-tratamento de gás natural onshore (280) compreende armazenamento (285) para o condensado removido do gás natural a bordo da unidade de liquefação flutuante (100).
11. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o sistema de resfriamento de circuito fechado (310) compreende também um trocador de calor de água refrigerante (310) e conexões flexíveis para uma popa e para frente da unidade de liquefação flutuante (100).

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12. Sistema para liquefação de gás natural em cais flutuante, CARACTERIZADO por compreender:

uma instalação de pré-tratamento de gás natural (280) localizada onshore próxima de um cais (200), em que a instalação de pré-tratamento de gás natural onshore (280) é configurada para processar gás com qualidade de tubulação em gás natural pré-tratado;

uma unidade de liquefação flutuante (100) ancorada no cais (200), em que a unidade de liquefação flutuante (100) compreende também um módulo de liquefação de gás natural (110) em um convés (115) e um tanque de armazenamento de LNG (120) para armazenar o LNG produzido abaixo do convés (115);

uma tubulação (270) que acopla a instalação de pré-tratamento onshore (280) ao cais (200), em que a tubulação (270) é configurada para transportar o gás natural pré-tratado até o cais (200); e um braço de gás de alta pressão (330) que acopla de maneira fluida a tubulação (270) à unidade de liquefação flutuante (100), em que o braço de gás (330) é configurado para transferir o gás natural pré-tratado para a unidade de liquefação flutuante (100); e uma instalação de armazenamento onshore (285) localizada próxima do cais (200) configurada para armazenar o condensado removido do gás natural a bordo da unidade de liquefação flutuante (100).
13. Sistema, de acordo com a reivindicação 12, CARACTERIZADO pelo fato de que a instalação de pré-tratamento onshore (280) compreende também um sistema de resfriamento de circuito fechado configurado para resfriar o equipamento a bordo da unidade de liquefação flutuante (100).
14. Método para liquefação de gás natural em cais flutuante, CARACTERIZADO por compreender:

pré-tratar gás natural para liquefação a bordo do navio em uma instalação de

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4/5 pré-tratamento onshore (280) próxima de um cais (200);

transportar o gás natural pré-tratado por tubulação (270) da instalação de pré-tratamento onshore (280) até uma unidade de liquefação flutuante (100) ancorada no cais (200);

liquefazer o gás natural a bordo da unidade de liquefação flutuante (100) de modo a se formar LNG;

armazenar o LNG a bordo da unidade de liquefação flutuante (100); transferir o LNG da unidade de liquefação flutuante (100) para um transportador de LNG (250) receptor para transporte até o local de uso; e remover o condensado do gás natural a bordo da unidade de liquefação flutuante (100) e em seguida transferir o condensado para a instalação de armazenamento onshore (285) localizada próxima de um cais (200) para armazenamento.
15. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que na etapa de liquefação do gás natural a unidade de liquefação flutuante (100) é configurada para liquefazer até cerca de cinco milhões de toneladas por ano de gás natural .
16. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que o LNG é transferido da unidade de liquefação flutuante (100) para um transportador de LNG (250) receptor utilizando-se transferência lado a lado de navio para navio.
17. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que a unidade de liquefação flutuante (100) é ancorada no cais (200) com linhas de amarração (220) até os dispositivos de ancoragem (230) localizados onshore.
18. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO por compreender também as etapas de completar a construção da unidade de liquefação flutuante (100) em um estaleiro e transportar a unidade completamente construída do estaleiro até o cais (200).

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19. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO pelo fato de que o cais (200) é uma ilha marítima.
20. Método, de acordo com a reivindicação 19, CARACTERIZADO pelo fato de que o gás natural é transportado até a unidade de liquefação flutuante (100) pelo menos parcialmente abaixo da superfície da água e pelo menos parcialmente na ilha marítima.
21. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO por compreender também a etapa de resfriar os acionadores da máquina de liquefação a bordo da unidade de liquefação flutuante (100) utilizando-se um trocador de calor da água refrigerante (310).
22. Método, de acordo com a reivindicação 14, CARACTERIZADO por compreender também a etapa de resfriar os sistemas de liquefação a bordo da unidade de liquefação flutuante (100) utilizando água costeira.

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GAS NATURAL TRANSPORTADO ATE INSTALAÇÕES DE PRÉ-TRATAMENTO NO LITORAL

INSTALAÇÕES DE PRÉ-TRATAMENTO NO LITORAL REGEM GÁS NATURAL

PRE-TRATAMENTO DE GAS NATURAL NA COSTA

LIQUEFAZER GAS NATURAL A BORDO DA UNIDADE DE LIQUEFAÇÃO FLUTUANTE

ARMAZENAR LNG EM UNIDADE DE LIQUEFAÇÃO FLUTUANTE

TRANSFERIR LNG PARA I

TRANSPORTADOR DE LNG

TRANSPORTAR LNG ATÉ PAÍS DE USO

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