CN105121271A - 用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法 - Google Patents

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Abstract

本发明描述用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法。用于天然气的浮动码头侧液化的系统包括：天然气预处理设备，其位于靠近码头的陆上，其中所述天然气预处理设备被配置为将管道质量气体处理成预处理后的天然气；浮动液化单元，其系泊在所述码头处，其中所述浮动液化单元还包括甲板上的天然气液化模块，以及甲板下方的用于储存产生的LNG的LNG储存罐；管道，其将所述陆上预处理设备连接到所述码头，其中所述管道被配置为将预处理后的天然气输送到所述码头上；以及高压气体臂，其将所述管道流体连接到所述浮动液化单元，其中所述气体臂被配置为将预处理后的天然气传送到所述浮动液化单元。

Description

用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法
背景技术
1.发明领域
本文描述的本发明的实施方案涉及天然气液化领域。更具体但非限制地，本发明的一个或多个实施方案描述用于在浮动单元上的码头侧天然气液化的系统和方法。
2.相关领域的描述
天然气通常通过管道从其生产地输送到使用地。然而，大量的天然气有时可能在生产量远远超过需求量的某一地区或国家生产，并且例如，由于生产地与需求地被海洋或雨林隔开，所以通过管道将天然气输送到商业需求地可能是不可行的。如果没有有效的方式将天然气输送到商业需求地，可能会失去天然气货币化的机会。
天然气的液化有助于天然气的储存和输送。液化天然气(“LNG”)仅占据相同量气态天然气所占体积的约1/600。LNG是通过将天然气冷却到其沸点(大气压下-259°F)以下而产生的。LNG可储存在稍高于大气压力的低温容器中。通过提高LNG的温度，可以将其转变回到气体形式。
对天然气的需求刺激通过特殊的船只来运输LNG。可在天然气丰富的地方将出产的天然气液化，并以这种方式航运至海外最需要它的地方。通常，天然气通过一条或多条管道被集中到陆基液化设备。陆基液化设备和相关联的集输管道造价昂贵，可能会占用大面积的土地且需要花费几年的时间来获得许可并建造。因此，陆基设备并不最适于适应天然气供给地的变化或对小型或闲置的气体储备进行液化。另外，一旦在陆基设备处液化天然气，LNG就必须储存在大型陆基低温储存罐中，通过特殊的低温管道输送到终端设备，然后装载到配备有低温舱的船(这样的船可以被称作LNG运输工具或“LNGC”)上，这些组合起来会增加输送气体到其最终目的地的总体费用。
在某些情况下，在位于外海的水下气田中(例如在离最近的陆地100英里以外的地方)可以发现天然气储量。在这种情况下，已有人提出了在转塔式系泊或伸张式系泊到海底的、且位于外海中的井口上方的大型海上移动式平台上对天然气进行液化。这些浮动液化船的尺寸很大，通常从船尾到船首约450或500米，因为它们必须是完全集成的、独立的气体处理和LNG生产设备：所有气体处理、液化设备、冷却系统、冷凝水储存器以及废弃物储存器必须包括在船上(onboard)。这样的布置价格昂贵，原因在于设备的尺寸，在外海中工作的难度以及大量的海底基础结构要求，以便提取气体并将其传送到海上平台或船上以进行液化和输送。因此，这种海上的完全集成的方法用于位于海上的小型或闲置的天然气储备、位于近海的储备或陆上储备常常是不实用的或不经济的。
用于液化天然气的常规技术不太适用于位于海上的小型或闲置的天然气储备、位于近海的天然气储备或陆上天然气储备，因为它们不具有成本效益，并且进入市场缓慢。因此，需要用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法。
发明内容
本发明的一个或多个实施方案描述用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法。用于天然气的浮动码头侧液化的系统的说明性实施方案包括：位于靠近码头的陆上的天然气预处理设备陆上，其中所述陆上天然气预处理设备被配置为将管道质量气体处理成预处理后的天然气；系泊在所述码头的浮动液化单元，其中所述浮动液化单元还包括甲板上的天然气液化模块，以及甲板下方的用于储存产出的LNG的LNG储存罐；将所述陆上预处理设备连接到所述码头的管道，其中所述管道被配置为将预处理后的天然气输送到所述码头上；以及将所述管道流体连接到所述浮动液化单元的高压气体臂，其中所述气体臂被配置为将预处理后的天然气传送到所述浮动液化单元。在一些实施方案中，所述预处理后的天然气接近LNG的质量，并且所述浮动液化单元还包括船上的最终气体处理单元，所述最终气体处理单元被配置为在液化之前使所述接近LNG质量的天然气达到LNG质量。在一些实施方案中，所述陆上预处理设备还包括闭环冷却系统，所述闭环冷却系统被配置为冷却所述浮动液化单元上的装备。在某些实施方案中，所述系统还包括气体导管，所述气体导管被配置为将管道质量天然气输送至所述陆上预处理设备。在一些实施方案中，所述气体导管连接到陆上气体储备。
用于天然气的浮动码头侧液化的系统的说明性实施方案包括：系泊在海岛的浮动液化单元，其中所述浮动液化单元还包括甲板上的天然气液化模块，以及所述甲板下方的用于储存产出的LNG的LNG储存罐；设备位于靠近所述海岛的陆上的天然气预处理设备；至少部分地在水面下延伸的管道，并且其被配置为将来自所述陆上预处理设备的预处理后的天然气输送到所述码头；以及被配置为将管道质量天然气运送到所述陆上预处理设备的天然气导管。在一些实施方案中，所述管道至少部分地在所述海岛上。在一些实施方案中，低温刚性臂将所述浮动液化单元与LNG运输工具连接，并且其被配置为将LNG传送至所述LNG运输工具。在一些实施方案中，所述海岛位于小于65英尺深的水中。在一些实施方案中，所述陆上预处理设备还包括闭环冷却系统，所述闭环冷却系统被配置为冷却所述浮动液化单元上的装备。
用于天然气的浮动码头侧液化的方法的说明性实施方案包括：在靠近码头的陆上预处理设备处对天然气进行预处理以用于船上液化；通过管道将所述预处理后的天然气从所述陆上预处理设备输送到系泊于所述码头的浮动液化单元；在所述浮动液化单元上将天然气进行液化以形成LNG；在所述浮动液化单元上储存LNG；并将LNG从所述浮动液化单元传送到接收LNG的运输工具以输送到使用位置。在一些实施方案中，在所述浮动液化单元上每年液化高达约五百万吨的天然气。在一些实施方案中，采用并排式船对船传送的方式将LNG从所述浮动液化单元传送到接收LNG的运输工具。在一些实施方案中，所述浮动液化单元将系泊缆绳系在位于陆上的固定桩(deadmananchor)而停泊于所述码头。在一些实施方案中，所述方法还包括在造船厂完成所述浮动液化单元的建造并且将完全建造好的单元从所述造船厂运输到所述码头的步骤。在一些实施方案中，所述码头是海岛，并且所述天然气被输送到至少部分位于水面下且至少部分位于所述海岛上的浮动液化单元。在一些实施方案中，所述方法还包括使用岸基的水来冷却所述浮动液化单元上的液化系统的步骤。
在其它实施方案中，可将具体实施方案的特征与其它实施方案的特征相结合。例如，一个实施方案的特征可与任一其它实施方案的特征相结合。在其它实施方案中，可将附加特征添加至本文所述的具体实施方案中。
附图说明
通过下面结合以下附图一起给出的对本发明的更具体的描述，本发明的说明性实施方案的上述及其它的方面、特征和优点将变得更加明显，其中：
图1A示出了说明性实施方案的浮动液化单元的侧面示意图。
图1B示出了说明性实施方案的浮动液化单元的甲板的平面示意图。
图1C示出了说明性实施方案的浮动液化单元的船体和LNG储存罐布置的平面示意图。
图2A示出了说明性实施方案的用于天然气的陆上预处理和浮动码头侧液化的系统的示意图。
图2B示出了说明性实施方案的用于天然气的陆上预处理和浮动码头侧液化的系统的示意图。
图3是示出说明性实施方案的天然气的陆上预处理和浮动码头侧液化的示例性方法的流程图。
虽然本发明容许各种修改和替代形式，但是本发明的具体实施方案是通过附图中的实例的方式示出，并且可以在本文中详细描述。所述附图可能未按比例绘制。然而，应当理解的是附图及其详细说明不意图将本发明限制为所公开的具体形式，正相反，本发明将涵盖落入由所附权利要求书限定的本发明的精神和范围内的所有修改、等同物和替代方案。
具体实施方式
现在将描述用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法。在下面的示例性描述中，阐述多种具体细节，以便对本发明的实施方案提供更全面的理解。然而，对于本领域普通技术人员将明显的是，可以在不结合本文中所描述的具体细节的所有方面的情况下实践本发明。在其它情况下，没有详细描述对本领域普通技术人员来说众所周知的具体特征、数量或测量值，以免模糊本发明。读者应该注意，尽管本文中阐述本发明的示例，但是权利要求及其任何等同物的全部范围限定了本发明的界限和范围。
除非上下文明确另有指示，否则在说明书和所附权利要求中所用的单数形式“一(a)”、“一(an)”和“该(the)”包括复数指示物。因此，例如，提及液化模块包括一个或多个液化模块。
“连接”是指一个或多个物体或部件之间的直接连接或间接连接(例如，至少一个介于中间的连接)。短语“直接附接”意为物体或部件之间的直接连接。
如在本说明书和所附权利要求书中所使用的，“或”被用于表示“和/或”，除非明确提到仅仅是指替代物或替代物为相互排斥的。
如在本说明书和所附权利要求书中所使用的，“高压”表示在管道压力下的气体的压力。因此，例如，对于被输送到浮动液化单元用于液化的天然气，“高压”表示为约50至100bar。
“码头”是指船舶(浮动单元)可以停泊的并且延伸到海、湖泊、河流或其它可通航水域的结构。如本文所使用的，“码头”是静态连接至海、湖泊或河床(底面)的固定停泊结构。“码头”可以包括在水面上并且沿岸延伸或从岸向外延伸出的平台，或者可以是在水面上具有未连接至岸上的平台的“海岛”。如本文所使用的“码头”不包括不固定的停泊结构，例如，转塔式系泊或伸张式系泊设备。
如本文所使用的，“海岛”指的是如下类型的码头：其具有水面上的平台，该平台在水面上未连接至岸，但是所述平台可以通过水下(海底)管路连接至岸。
如本文所使用的，“预处理后的气体”是指接近LNG质量或LNG质量的天然气。“LNG质量”是指处于待液化条件和/或已经去除易于冻结的较轻组分的气体。如本文所使用的“管道质量”是指已经为在天然气管道上输送进行了处理但是还没有为液化进行预处理的气体。气体的“预处理”是指使管道质量天然气达到接近LNG质量或LNG质量。
本发明的一个或多个实施方案提供用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法。虽然出于说明的目的依据天然气描述本发明，但本文不意图将本发明限制于所述实施方案。本发明可以同样地适用于可作为液体输送的其它碳氢化合物气体，例如石油气体。虽然出于说明的目的依据海洋描述本发明，但本文不意图将本发明限制于所述实施方案。本发明可以同样地适用于其它可通航的水域，例如河流或湖泊。
本文所公开的本发明包括用于天然气的浮动码头侧液化的系统和方法。说明性实施方案提供陆上和海上设备之间的天然气加工、处理和液化系统的有效分岔，以便提高获取小型的或闲置的气体储备的经济可行性。浮动液化和储存单元可以停泊在码头处，并且可以包括甲板上的天然气液化模块和甲板下方(例如在船体中)的罐中的LNG储存。天然气预处理设备可位于靠近码头的陆上。在这样的实施方案中，天然气可以在陆上预处理设备处为液化进行预处理，然后通过管道输送到浮动液化单元用于液化。结合浮动液化单元使用的陆上预处理设备可以比其它可能方式允许更紧凑的浮动液化单元和/或允许在甲板上容纳额外的液化模块，从而增加所述单元的液化能力，同时最小化说明性实施方案的民用占地面积。在可替代的实施方案中，例如在陆上不可能或不期望进行预处理的情况下，为了液化可以在浮动液化单元上对天然气进行预处理。
与常规液化方法(例如，陆上液化或未分岔的、完全集成且独立的海上气体处理和LNG生产设备(例如，利用转塔式系泊或伸张式系泊系统的设备))相比，说明性实施方案以最低成本提供有效的解决方案。与常规液化方法相比，说明性实施方案显著地减少民用占地面积和/或最小化对液化设备的固定基础设备的需求。示例性的浮动液化单元的说明性实施方案可以在造船厂的受控环境中建造(包括安装所有的液化生产线)，并且因而与常规液化设备相比，可以更快且更有效地进入市场，有助于在更紧的进度下得到更高等级的质量。在造船厂建造浮动液化单元可以提供专业化的建造劳动力储备和建造材料，将其置于单一的、便利的且受控的场所中。与常规LNG生产设备相比，本文描述的系统和方法提供成本有效、更快且更有效的液化天然气的选择。在一些实施方案中，根据气体的性质和位置，本发明的系统和方法可以以相当于常规LNG生产设备的一小部分成本在从最终投资决策(对于每年能够生产多达五百万吨LNG的单元)起短至大约44个月的时间内生产LNG。
说明性实施方案实现闭环冷却系统，与完全集成的使用海水用于冷却的海上液化方法相比减少了环境影响。为了冷却相关的设备，常规的海上、完全集成的液化设备可以每小时从海洋抽取数百万升的水，在此之后，较热的水被排回海洋中。这增加海上液化设备周围的水温，可能对周围生物体(海洋生物)产生负面的环境影响。
图1A至图1C示出用于说明性实施方案的系统中的示例性浮动液化单元。在一些实施方案中，浮动液化单元100可以是浮动液化储存和卸载单元。在一些实施方案中，浮动液化单元100可能不能够自力推进，而在其它实施方案中，可以包括自力推进。
浮动液化单元100可以包括液化生产线，该液化生产线包括液化模块110。液化模块110的示例包括但不限于美国堪萨斯州欧弗兰帕克(OverlandPark)的Black&Veatch公司，宾夕法尼亚州艾伦镇的工业气体和特殊化学品公司(AirProductsandChemicals,Inc.)或荷兰海牙的CB&ILummus提供的液化系统。优选地，液化模块110被选择为比陆基或完全集成的海上液化模块具有减少的设备数目，更小、更紧凑的占地面积，并且操作更简单。液化模块110可以适应很宽范围的气体质量规范。液化模块110可以位于甲板115上或浮动液化单元100上的其它位置。浮动液化单元100可以包括一个、两个、三个、四个或更多个液化生产线110。如图1A和1B所示，浮动液化单元100可以包括四个液化模块110，每个具有约100万吨/年(MTPA)的处理能力。在一些实施方案中，将液化模块110的数量限制到四个或更少和/或将气体预处理设备定位到陆上，提供设备数目减少和较小的、更紧凑的浮动液化单元100，所述浮动液化单元100的建造和操作更简单，并且更容易放置到期望的天然气储备的附近。
浮动液化单元100还可以包括低温LNG储存罐120。LNG储存罐120可以是膜式的、自支撑棱柱形或自支撑球形货罐。在一些实施方案中，用于浮动液化单元储存罐的LNG容纳系统可以是两行/十罐结构的膜式设计以使晃动最小化并为安装的液化生产线提供中跨式甲板支撑。如图1C所示，十个膜式LNG储存罐120可用在并排结构中。在一些实施方案中，如果需要，浮动液化单元100能够储存大约173,000m3到大约250,000m3的LNG和大约35,000m3的冷凝物。
浮动液化单元100还可以包括蒸发气体系统140，以处理LNG从LNG储存罐120的自然蒸发。在一些实施方案中，蒸发气体可用作浮动液化单元100上的液化模块110、发电系统150和/或推进系统(未示出)的燃料。浮动液化单元100还可以包括用于去除较重的碳氢化合物的船载分馏系统135、制冷剂补给系统145、给LNG储存罐120提供惰性气体和/或干燥空气作为用于检查和/或维护的一部分气体释放操作的惰性气体/干燥空气系统、净化LNG管道的氮系统、控制室125、LNG卸载臂(例如软管325，如图2A和2B中所示)、高压气体装载臂(例如气体臂330，如图2A和2B中所示)、设备工人的居住设备、固定起重机130、发电系统150和/或本领域的技术人员熟知的其它类似设备。在一些实施方案中，上面所列元件中的一个、一些或全部可以位于陆上预处理设备280处(如图2A和2B中所示)。
气体处理区域290、碳氢化合物储存区域285、废水处理区域295、冷却水热交换器310、天然气接收区域305和/或水储存罐315可以在陆上，如图2A和2B所示。将这些设备放置在陆上而不是在浮动液化单元100上，可以减少位于浮动液化单元100上的装备的密度和尺寸，这使得浮动液化单元100更轻、更小和/或具有更大的液化能力，例如液化能力比预处理设备在浮动液化单元上的情况高25％。将设备放置在陆上还可减少在设备周围建造用于保护的钢结构的需要。冷却水热交换器310可以包括闭环冷却系统，其用于冷却液化机器驱动器和/或浮动液化单元上需要冷却的其它装备。陆上冷却水热交换器310可包括至浮动液化单元100的尾部和/或前部的柔性连接部。陆上冷却水热交换器310可以采用闭环、柔性的冷却系统，其不使用周围海水进行冷却，并且由于海水的温度在冷却操作期间不升高，因此减少设备的环境影响。例如，可采用来自海岸的水，而不是由完全集成的海上液化设备所使用的周围的海水。在可替代实施方案中，陆上预处理设备280中的一个、一些或所有元件都可以位于浮动液化单元100上。
图2A至图2B示出用于天然气的浮动码头侧液化的系统的示例性实施方案的示意图。在一些实施方案中，码头200可以从海岸线210延伸、沿海岸线210延伸、附属于海岸线210和/或靠近海岸线210。在一些实施方案中，码头200可以是从海岸线210周围延伸到可通航水域内的任何结构。在一些实施方案中，码头200可以不附属于位于水面的海岸线210，但可以是通过海底气体管道(例如，如图2B所示的管道270)连接到岸的海上海岛。在某些实施方案中，码头200可以是在水中深度深达约65英尺的海上海岛，这取决于气象条件和海洋条件(“海洋气象”)以及岩土条件，并且通过管道270连接到海岸线210，该管道270可以全部或部分地位于海岸线210、码头200上和/或海底。
在一些实施方案中，气体导管320(例如气体管道)可以从海上气体储备和/或陆基气体储备延伸到陆上预处理设备280。所述陆上预处理设备280可以靠近码头200和/或位于能够通过管道连接到码头200的陆上位置。在被注入到气体管路320之前，产出的气体可以首先在处理设备处处理以使产出的气体达到管道质量。气体导管320可以是一个或多个管道、管道系统和/或集管管道，其将管道质量天然气载送到陆上预处理设备280以允许将收集的气体进行预处理用于液化。陆上预处理设备280可以压缩和/或处理管道质量天然气，使其达到接近LNG质量。然后所述预处理后的气体可以通过管道270被输送到浮动液化单元100用于最后的气体处理和/或液化。在一些实施方案中，最后的气体处理使其接近LNG质量，在浮动液化单元100上可出现预处理后的气体达到LNG质量。在一些实施方案中，天然气可以在陆上预处理设备280处达到LNG质量。LNG质量的天然气可以是已准备好进行液化和/或已去除易于冷冻的较轻组分的天然气。
如图2B所示，管道270可以沿着海底且在码头200的海岛实施方案上延伸。在一些实施方案中，如图2A所示，管道270可以在陆上且沿码头200延伸。管道270的位置可以取决于陆上预处理设备280相对于码头200的位置。在其它实施方案中，气体预处理可以在浮动液化单元100上进行并且管道质量气体可以从储备直接输送到液化单元100，用于预处理和液化。使用气体导管320和/或管道270将气体输送到陆上预处理设备280和/或浮动液化单元100以免除对海底浮标系统(例如水下转塔装载系统)的需要，并且减少对昂贵且难以构建的海底基础设备的需要。
码头200可以包括移动的进入道路，以提供具有前往和/或来自浮动液化单元100的入口点和出口点的移动式起重机。在一些实施方案中，航道可预先疏浚以容纳浮动液化单元100通过船运航线235(如图2A所示)的运送，并且除了为可以接收来自浮动液化单元100的LNG的传统LNG运输工具250创建停泊位和船舶转头地245(如图2A所示)以外，其还为浮动液化单元100创建停泊位240(如图2A所示)。在一些实施方案中，停泊位240可以是混凝土铺垫。
浮动液化单元100可以被系泊到码头200和/或海岸线210。在一些实施方案中，浮动液化单元100可以利用系于固定桩230的系泊绳索220被系泊到海岸线210和/或码头200，这样浮动液化单元100历经恶劣天气事件，例如风暴、飓风和强气流仍可以停留在码头200处。浮动液化单元100可以采用二阶段系泊系统，其实现地锚并能够承受100年风暴条件，例如17英尺的涌潮。在一些实施方案中，合适且充足的系泊绳索200可以连接到固定桩230。系泊绳索的构造和数量可以取决于绳索的强度、类型和/或直径。保护板260可以有助于吸收浮动液化单元100的动能，并且防止浮动液化单元100在系泊于码头200处时受到的损坏。
高压气体臂330可以接收来自码头200上的管道270的天然气并且将接近LNG质量或LNG质量的天然气传送到浮动液化单元100。在可替代实施方案中，高压气体臂可以接收来自码头200上的气体导管320的管道质量天然气并且将管道质量天然气传送到浮动液化单元100。高压气体臂可以被设计为处理从管道270和/或气体导管320排出的高压天然气。伊利诺伊州昆西市(Quincy)的GardnerDenver公司工程产品部EmcoWheaton分部或法国FMCTechnologies提供示例性的高压气体臂。高压气体臂330可以直接将天然气运送到浮动液化单元100上的液化模块110，运送到浮动液化单元100上的分馏系统135或浮动液化单元100上的气体处理设备。在一些实施方案中，高压气体臂330将天然气传送至气体处理区域290，在一些实施方案中，其可如图2A和2B所示在陆上，或者可以位于浮动液化单元100上。高压气体臂330可以是刚性(hard)的海运装载臂。
管道270可将预处理的天然气从陆上的预处理设备280输送到浮动液化单元100。陆上预处理设备280可以允许浮动液化单元100的尺寸更紧凑、密度更低和/或在甲板115上具有用于液化模块110的更多空间，例如大约25％的更多空间。如图2A和2B所示，陆上预处理设备280可以包括气体接收区域305和强化设备(spikingfacility)(未示出)、废水处理区域295、气体处理区域290、冷却水热交换器310和用于陆上和浮动液化单元装备的相关装备、水储存罐315、办公室300和/或碳氢化合物冷凝物储存区域285。可以在陆上的碳氢化合物冷凝物储存区域285可以接收和储存来自分馏系统135的陆上冷凝物，分馏系统可以位于浮动液化单元100上。
图3是示出用于天然气的浮动码头侧液化的示例性方法的流程图。在步骤400中，管道质量天然气可以通过气体导管320被输送到陆上预处理设备280。预处理设备280可以在步骤405中在接收区域305接收天然气。在步骤410中，在陆上气体处理区域290预处理天然气以去除二氧化碳、硫化氢、水、汞和/或其它杂质。也是在步骤410，可以将气体脱水并可以处理被去除的水和/或可以对气体进行压缩。在步骤415中，接近LNG质量或LNG质量的预处理气体随后可通过管道270运移到码头200上，并且随后可以在步骤420利用高压气体臂330被传送到浮动液化单元100、液化模块110和/或分馏系统135。在一些实施方案中，预处理设备280可以位于液化单元100上并且天然气可直接从导管320输送到码头200，然后到液化单元100上的预处理设备280。生产位置可以在陆上和/或海上。
一旦在浮动液化单元100上，步骤425可利用本领域技术人员已知的液化方法通过液化模块110对天然气进行液化。在接近LNG质量的气体被输送到浮动液化单元100上的实施方案中，步骤425可以包括在液化前使得天然气变成LNG质量的最终处理。一旦气体被液化，得到的LNG随后可以在步骤430传送到LNG储存罐120，并在步骤435从LNG储存罐120传送到LNG运输工具250。
在一些实施方案中，LNG可从浮动液化单元100上的储存罐120传送到LNG运输工具250上的低温LNG货罐。LNG运输工具250上的低温LNG货罐可以是薄膜式、自支撑棱柱形或自支撑球形货罐，且这些为本领域技术人员所熟知的。在一些实施方案中，低温LNG货罐可以类似于浮动液化单元100上的LNG储存罐120。LNG运输工具250可以以并排式或串列构型系泊在浮动液化单元100的前方、后方或靠近浮动液化单元100，从浮动液化单元100跨码头系泊或系泊在浮动液化单元100旁边的码头200处。利用软管325可以采用船对船传送的方式来将LNG从浮动液化单元LNG储存罐120传送到LNG运输工具250。在一些实施方案中，软管325可以是低温海运刚性装载臂。在一些实施方案中，软管325可以是卸载刚性臂。在一些实施方案中，软管325是低温柔性软管。在一些实施方案中，LNG运输工具250可以是配备有船上LNG再气化单元的再气化船。在某些实施方案中，LNG运输工具250可以具有再次液化蒸发气体的能力。在步骤440中，LNG运输工具250可以将在浮动液化单元100上液化的LNG输送到使用国家和/或另一个LNG运输船。
本发明的系统和方法可以允许包括能够产生高达5MTPA的LNG的所有液化生产线的紧凑的浮动液化单元，从最终投资决策起约44个月内其在造船厂得到完全建造。与必须在更加难以获得材料和/或专门的劳动力的液化位置处完成的陆上建造方法相比，或与更大的完全集成的浮动单元的建造相比，该单元的造船厂建造可以以降低的成本进行。本发明的说明性实施方案有效地分化预处理、液化和陆上与海上设备之间的相关系统，并且可以允许小型的和/或闲置的天然气储备以成本有效的方式得到收集和利用，其具有应对不同位置气体储备的灵活性。
鉴于本说明书，本发明的各个方面的进一步修改和替代实施方案对本领域技术人员而言将变得明显。因此，本说明书被理解为仅仅是说明性的并且是为了教导本领域技术人员实施本发明的通用方式。应当理解，本文所显示和所描述的本发明的形式被视为目前优选的实施方案。本文所说明及描述的元件和材料都可被替换，部件和工艺可以颠倒，且本发明的某些特征可以独立使用，在受益于本发明的说明书之后，对本领域技术人员而言这些都变得明显。在不偏离所附权利要求所述的本发明的精神和范围的情况下，可以改变本文所述的元件。另外，应当理解，本文独立描述的特征在某些实施方案中可以加以组合。

Claims (41)

1.用于天然气的浮动码头侧液化的系统，其包括：
天然气预处理设备，其位于靠近码头的陆上，其中陆上天然气预处理设备被配置为将管道质量的气体处理成预处理后的天然气；
浮动液化单元，其系泊在所述码头处，其中所述浮动液化单元还包括甲板上的天然气液化模块、以及所述甲板下方的用于储存产生的LNG的LNG储存罐；
管道，其将所述陆上预处理设备连接到所述码头，其中所述管道被配置为将预处理后的天然气输送到所述码头上；和
高压气体臂，其将所述管道流体连接到所述浮动液化单元，其中所述气体臂被配置为将预处理后的天然气传送到所述浮动液化单元。
2.根据权利要求1所述的系统，其中，所述预处理后的天然气接近LNG的质量，并且所述浮动液化单元还包括船上的最终气体处理单元，所述最终气体处理单元被配置为在液化之前使所述接近LNG的质量的天然气达到LNG的质量。
3.根据权利要求1所述的系统，所述系统还包括LNG运输工具，所述LNG运输工具被配置为接收来自所述浮动液化单元上的所述LNG储存罐的LNG。
4.根据权利要求3所述的系统，其中，所述LNG运输工具是再气化船。
5.根据权利要求1所述的系统，其中，所述陆上预处理设备还包括闭环冷却系统，所述闭环冷却系统被配置为冷却所述浮动液化单元上的装备。
6.根据权利要求1所述的系统，其中，所述码头是海岛，并且所述管道至少部分在水面下延伸。
7.根据权利要求1所述的系统，所述系统还包括气体导管，所述气体导管被配置为将管道质量的天然气输送至所述陆上预处理设备。
8.根据权利要求7所述的系统，其中，所述气体导管连接到海上气体储备。
9.根据权利要求7所述的系统，其中，所述气体导管连接到陆上气体储备。
10.根据权利要求1所述的系统，所述系统还包括靠近所述码头设置的陆上储存设备，所述陆上储存设备被配置为储存从所述浮动液化单元上的天然气去除的冷凝物。
11.用于天然气的浮动码头侧液化的系统，其包括：
浮动液化单元，其系泊在海岛处，其中所述浮动液化单元还包括甲板上的天然气液化模块、以及所述甲板下方的用于储存产生的LNG的LNG储存罐；
天然气预处理设备，其位于靠近所述海岛的陆上；
管道，其至少部分在水面下延伸并且被配置为将来自所述陆上预处理设备的预处理后的天然气输送到所述码头；和
天然气导管，其被配置为将管道质量的天然气运送到所述陆上预处理设备。
12.根据权利要求11所述的系统，所述系统还包括连接所述浮动液化单元和所述管道的高压气体臂。
13.根据权利要求11所述的系统，所述系统还包括LNG运输工具，所述LNG运输工具被配置为接收来自所述浮动液化单元上的所述LNG储存罐的LNG。
14.根据权利要求13所述的系统，其中，所述LNG运输工具系泊于所述海岛。
15.根据权利要求13所述的系统，其中，所述LNG运输工具与所述浮动液化单元并排地系泊。
16.根据权利要求13所述的系统，其中，接收LNG的所述运输工具被配置为利用LNG的跨码头的船对船的传送来从所述浮动液化单元接收LNG。
17.根据权利要求13所述的系统，其中，所述LNG运输工具是再气化船。
18.根据权利要求13所述的系统，所述系统还包括低温刚性臂，所述低温刚性臂连接所述LNG运输工具与所述浮动液化单元，并且所述低温刚性臂被配置为将LNG传送至所述LNG运输工具。
19.根据权利要求11所述的系统，其中，所述海岛位于小于65英尺深的水中。
20.根据权利要求11所述的系统，其中，所述管道至少部分在所述海岛上。
21.根据权利要求11所述的系统，其中，所述浮动液化单元包括甲板上的四个液化模块。
22.根据权利要求11所述的系统，其中，所述浮动液化单元能够储存约250,000立方米的LNG。
23.根据权利要求11所述的系统，其中，所述浮动液化单元永久地系泊于所述码头。
24.根据权利要求11所述的系统，其中，所述浮动液化单元暂时系泊于所述码头。
25.根据权利要求11所述的系统，其中，所述陆上天然气预处理设备包括用于从天然气中去除杂质的设备。
26.根据权利要求11所述的系统，所述系统还包括位于所述浮动液化单元上的分馏系统，并且相关联的冷凝物储存器位于所述陆上预处理设备处。
27.根据权利要求11所述的系统，其中所述陆上天然气预处理设备包括储存器，所述储存器用于从所述浮动液化单元上的天然气中去除的冷凝物。
28.根据权利要求11所述的系统，其中，所述陆上预处理设备还包括闭环冷却系统，所述闭环冷却系统被配置为冷却所述浮动液化单元上的装备。
29.根据权利要求28所述的系统，其中，所述闭环冷却系统还包括陆上冷却水热交换器以及连接所述浮动液化单元尾部和前部的柔性连接部。
30.用于天然气的浮动码头侧液化的方法，其包括：
在靠近码头的陆上预处理设备处对天然气进行预处理，以用于船上液化；
将预处理后的天然气通过管道从所述陆上预处理设备输送到系泊于所述码头的浮动液化单元；
在所述浮动液化单元上将天然气进行液化以形成LNG；
在所述浮动液化单元上储存LNG；和
将所述LNG从所述浮动液化单元传送到接收LNG的运输工具以输送到使用位置。
31.根据权利要求30所述的方法，其中，所述浮动液化单元上液化的天然气高达每年约五百万吨。
32.根据权利要求30所述的方法，其中，采用并排式船对船传送将LNG从所述浮动液化单元传送到接收LNG的运输工具。
33.根据权利要求30所述的方法，其中，所述浮动液化单元用系在位于陆上的固定桩的系泊缆来系泊于所述码头。
34.根据权利要求33所述的方法，其中，所述浮动液化单元能够在恶劣的天气条件下自始至终保持系泊于所述码头。
35.根据权利要求30所述的方法，所述方法还包括在造船厂完成所述浮动液化单元的建造并且将完全建造好的单元从所述造船厂运输到所述码头的步骤。
36.根据权利要求30所述的方法，其中，所述码头是海岛。
37.根据权利要求36所述的方法，其中，所述天然气被输送到至少部分位于水面下并且至少部分位于所述海岛上的所述浮动液化单元。
38.根据权利要求30所述的方法，其中，靠近所述码头设置的陆上储存设备包括用于冷凝物的储存器，并且所述方法还包括在所述浮动液化单元上从天然气去除所述冷凝物、然后将所述冷凝物传送到所述陆上储存设备用以储存的步骤。
39.根据权利要求30所述的方法，其中，所述管道至少部分地沿着所述码头延伸。
40.根据权利要求30所述的方法，所述方法还包括使用陆上冷却水热交换器冷却所述浮动液化单元上的液化机器驱动器的步骤。
41.根据权利要求30所述的方法，所述方法还包括使用岸基的水来冷却所述浮动液化单元上的液化系统的步骤。
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