CN1289298A - 液化天然气装截输送系统 - Google Patents
液化天然气装截输送系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1289298A CN1289298A CN99802528A CN99802528A CN1289298A CN 1289298 A CN1289298 A CN 1289298A CN 99802528 A CN99802528 A CN 99802528A CN 99802528 A CN99802528 A CN 99802528A CN 1289298 A CN1289298 A CN 1289298A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- lng
- oil carrier
- ship
- pipeline
- fuel tank
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000011068 loading method Methods 0.000 title description 13
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title description 2
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 558
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 claims description 114
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 22
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 9
- 210000000245 forearm Anatomy 0.000 claims description 4
- 230000007087 memory ability Effects 0.000 claims description 4
- 101100343585 Arabidopsis thaliana LNG1 gene Proteins 0.000 claims description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 19
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 3
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 3
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000283725 Bos Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
- B63B27/30—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures
- B63B27/34—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for transfer at sea between ships or between ships and off-shore structures using pipe-lines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B27/00—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers
- B63B27/24—Arrangement of ship-based loading or unloading equipment for cargo or passengers of pipe-lines
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明涉及一种完整的系统,用于从浮式生产船(FPSO船)输出液化天然气(LNG),新颖和有创造性之处包括下列各点的组合:在FPSO船上的一LNG缓存油箱,具有当LNG油船空缺时临时储存连续所生产的LNG的缓存能力,一系留装置,设置用于在FPSO船船尾与LNG油船船头之间进行短距离系留,一设置在FPSO船船尾与LNG油船船头之间的低温输送装置,包括一柔性LNG管道,设置用来连续输送所生产的LNG,在一LNG油船上的至少一个或多个LNG储存油箱,设置用来通过低温输送装置连续加注,直到达到LNG油船所需的加注水平。
Description
介绍
本发明涉及一种将两艘船相结合的系统，用于处理液化天然气(LNG)和其它天然石油产品，其中一艘船是一位于一石油生产海床结构上的浮动生产，储存和卸载设备，而另一艘船是一LNG油船或一普通油船。
问题的阐述
涉及到远离海岸的浮动气体(LNG,NGL和LPG)的生产以及在此过程中，通常生产出稳定的石油产品和/或冷凝物。LNG的输送通常依靠长期合同，而气体冷凝物中包含轻的或“易挥发的”石油成分，这些成分可在一显著的地点输送到精炼厂，精炼厂在任何时候都需要这种轻的石油成分用于精炼加工。用于从这种组合的远离海岸的油/气转换FPSO(浮式采油、储油和卸油系统)中输出的系统的船舶装置必须以这种方式满足这些产品的输出要求，使两种不同的油船如LNG油船和常规油船能够系留到FPSO船上并与它们各自的输送系统相联，其中第一个是低温的用于LNG输送，第二个可设置用来输送处于较高温度的流体的石油成分。
定义
液化天然气“LNG”是一种液态流体甲烷，沸点在-165℃至-163℃之间。
气体冷凝物是从产油井出来的气体中被分离成液相的部分，包含轻的石油成分。
在此关系中术语“低温”描述的是一绝热系统，用于输送冷却到其液相的气体。该液体此处指LNG。这种隔离通常包括与普通隔离材料相结合的真空。
“LNG管道”表示管道是低温的，并可包括带有几个平行或同心通道的管道，设有设置在主通道外部的隔离和可能的返回通道。LNG管道可以是如下面定义的刚性或柔性的。
“刚性LNG管道”表示这种管道不会比使用过程中由于压力或温度膨胀而导致的形状改变更有柔性。
术语“柔性LNG管道”表示一LNG管道设置用来并可重复弯曲到弯曲度为例如3米的最小半径。这种柔性LNG管道通常设有奥氏体钢制成的波纹壁。
LNG油船是一种带有低温油箱的油船，通常为球形，设置用于输送LNG。
“STP”，和“STL”是水下系留或生产加载浮标。
LNG
在从气体生产油井中出来时甲烷处于气相，必须在一冷凝装置中进行冷凝以变成液相如LNG。LNG相对于甲烷气体体积小，并可以在低压下进行输送。所有供应到LNG的热能都可导致沸腾，且如果气体没有被液化将损失甲烷气。因此在储存和输送过程中LNG必须低温处理，即油箱，管道，旋转接头和阀门都必须是绝热的。在海上生产LNG过程中，这种液化气体必须输送到一LNG油船上，该LNG油船将LNG载荷输送到岸上设置用来接收LNG的单独的油箱装置中。
气体冷凝物
气体冷凝物包含其它较轻的碳氢化合物成分，这些较轻的碳氢化合物成分必须储存在与低温储存的LNG相分离的普通油箱中。一般地，气体冷凝物必须用普通油船输送，而不能用LNG油船输送。气体冷凝物可通过例如浮动加载软管或STL系统输送到油船或其它输出系统中。在1998年1月30日申请的Navion的专利申请No19980431中描述了一种浮动加载软管，这种浮动加载软管设置成沿不使用时的FPSO船储存和系留，用于输送液体载荷如冷凝物。
已知的生产/输出系统
图12表示一种公知的用于LNG生产和输出的方案，该方案在FPSO船的LNG油箱中可储存非常大量的LNG，并可以快速卸载到油船上。大的储存量对FPSO船的运量产生影响，且一般意味着高的建造、操作和维护成本。大的储存量要求一个可以用于其它生产过程或储存其它石油流体的容量。LNG油船已经是可以得到的，它们的专业化程度小于FPSO船，并从而可代表在油田中生产LNG过程中用于断续储存的更经济的方案。
已知的LNG输送系统
由于已知的系留装置的局限性，且为了在FPSO船与油船之间保持优选为100-150米的安全距离，已知的LNG管道必须很长。现有的用于将LNG输送到LNG油船上的方案使用内径一般为16”(40厘米)的刚性输送管道并相对快速地输送到一LNG油船上。已知的用于输送的带有16”管道的系统例如在约12小时内加载135000立方米的LNG，即10000立方米/小时。这种设置在一起重机悬臂上的长的输送管道很重、刚性大且难于运送，且常常由于联接和断开而损坏，或在输送过程中破裂。由于这种输送管道将施加的机械载荷，在要求的操作条件下完成系留和载荷输送是困难的。
在1998年2月10日申请的Navion的专利申请No19980579中描述了一种系留系统，该系留系统包括从FPSO船船尾到LNG船船头的钢缆，具有一从油船螺旋发动机向船尾方向的约40至50吨的恒定力，以在FPSO船与一油船之间保持一非常近的，仍拉紧的系留，本申请要求了该申请的优先权。否则无论如何将有一后援船用于运送加载软管，系留用具等，该后援船可代替从油船螺旋发动机发出的向船尾的力。一个近的且仍拉紧的系留位置的组合有助于通过浮动加载软管将普通液体载荷，优选为气体冷凝物，输送到普通油船上的船体中央支管或船头支管，而且能够通过一在FPSO船船尾与LNG油船船头之间延伸的柔性LNG管道进行LNG载荷输送。这种柔性LNG管道既可以在船之间自由悬垂并保持干燥，如通过一在船之间延伸的支承索支承在滑轮上，也可以穿海延伸。
因此需要一个系统，该系统能够运送大量的LNG和较小比例的气体冷凝物的连续产品，可按照它们各自不同的和特殊的储存、运送和载荷输送要求，优选地用两种不同的载荷输送系统，将这两种产品输出到两种不同类型的船上。
此处正在申请专利的该系统，代表了用于解决上述带有技术、操作和逻辑特性的几个问题的完整方案。
该套权利要求的参照；本发明的定义
根据权利要求1的发明
上述问题的解决方案包括一用于从带有一LNG液化装置的FPSO船上生产、储存和输出液化天然气(LNG)的系统，本发明的新颖特征在于以下几点的组合：
在FPSO船上的一LNG缓存油箱，具有当LNG油船空缺时临时储存连续生产的LNG的缓存能力，
一系留装置，设置用于在FPSO船船尾与LNG船船头之间进行短距离系留，
一设置在FPSO船船尾与LNG油船船头之间的低温输送装置，包括一柔性LNG管道，设置用来连续输送所生产的LNG，及
在一LNG油船上的至少一个或多个LNG储存油箱，设置用来通过低温输送装置连续加注，直到达到LNG油船所需的加注水平。根据权利要求19的发明
本发明还包括一种方法，用于通过一根据权利要求1的系统，浮动生产，储存和输出液化天然气(LNG)，其新颖和有创造性之处在于重复地进行下列步骤：
a)通过一设置用于短距离系留的系留装置，将LNG船船头系留到FPSO船船尾，
b)联接一低温输送装置，该装置设置在FPSO船船尾与LNG油船船头之间，用于连续输送所生产的LNG，
c)通过低温输送装置(4)将所生产的LNG从LNG液化装置连续输送到位于LNG油船上的LNG储存油箱，直到达到LNG油船所需的加注水平，
d)断开LNG油船，同时
e)连续生产并将所生产的LNG临时储存在位于FPSO船上的LNG缓存油箱中，
f)如步骤(a)中那样系留LNG油船，通过低温输送装置将LNG油船和FPSO船联接起来，并将LNG缓存油箱排空到LNG油船上，同时恢复向LNG油船连续输送所生产的LNG。
根据权利要求22的发明
本发明还涉及一种方法，用于通过根据权利要求16的系统，浮动生产、储存和输出液化天然气(LNG)和气体冷凝物，新颖和有创造性之处包括重复地进行下列步骤：
a)通过一设置用于短距离系留的系留装置，将LNG船船头系留到FPSO船船尾，
b)联接一输送装置，该装置设置在FPSO船船尾与LNG油船船头之间，用于连续输送所生产的LNG，
c)通过低温输送装置将所生产的LNG从LNG液化装置连续输送到位于LNG油船上的LNG储存油箱，直到达到LNG储存油箱所需的加注水平，
d)将所生产的气体冷凝物储存在位于FPSO船上的气体冷凝物油箱中，
e)断开LNG油船，同时连续生产并将所生产的LNG1临时储存在位于FPSO船上的LNG缓存油箱中，及
f)当LNG油船处于空缺或断开状态时，将一普通油船联接到FPSO船上，通过单独的输送装置将气体冷凝物输送到位于油船上的油箱中，或者
g)通过低温输送装置将LNG油船和FPSO船联接起来，并将LNG缓存油箱排空到LNG油船。
根据权利要求23的本发明
本发明还包括一装置，用于通过一低温输送装置将液化天然气(LNG)从一FPSO船输送到一油船上，其新颖和有创造性之处在于它包括：
a)一设置在FPSO船船尾的起重机悬臂，包括一相对刚性的LNG管道，该起重机可绕一水平轴线转动，该LNG管道联接到
b)至少一个柔性LNG管道，设置用来联接到
c)设置在LNG油船船头的一连接器。
通过根据本发明的一优选实施例，可以使较小的FPSO船具有与根据现有技术设计的FPSO船同样大的生产能力。
本发明的系统表明，由于通过将储存的LNG产品连续输送到系留到FPSO船上的LNG油船上而使用FPSO船上具有节省了体积的部件，可在FPSO船上设置用于气体冷凝物的大储量油箱，设置用于储存所生产的通常较小比例的气体冷凝物，以及用于将气体冷凝物输送到一普通油船上的设备。本发明包括一种方法，用于通过一浮动加载软管将所储存的气体冷凝物从FPSO船上的油箱输送到设置用来输送这种气体冷凝物的单独的油船。优选地，在LNG油船从FPSO船空缺时输送这种气体冷凝物。
本发明的优点
如上所述及根据系列权利要求的这样一个系统、一个方法和一种装置的用途在于，使FPSO船具有较小的LNG储量，较小的与LNG油船的系留距离，两者前后排列，船头处于向风面。该FPSO船能够连续生产LNG，通过一低温柔性管道从FPSO船船尾向LNG油船船头连续地且相对较慢地输送LNG。LNG油船用作LNG的临时储存装置。持续输送LNG，直到达到LNG油船所需的加注水平。因此位于FPSO船上的LNG缓存油箱通常在LNG油船去岸边并在一接收装置处排放而使LNG输送中断的短时间内进行加注，直到在LNG缓存油箱装满之前，另一个LNG油船回来，重新系留和联接到FPS0船上。从本发明公开的较宽的方面来讲，可通过一浮动加载软管将一用于冷凝物的普通油船联接到FPSO船上，接收在一较长时间内生产的气体冷凝物。当LNG油船空缺时，连续生产的LNG临时储存在位于FPSO船上的LNG缓存油箱中。当普通油船最终从浮动加载软管断开并离开FPSO船时，系留一LNG油船用于连续储存LNG产品，同时LNG缓存油箱的内容物输送到LNG油船上。使用根据本发明的系统和方法，LNG和冷凝物的生产可以连续进行，并可以通过比现有技术更接近目的且更经济的方式储存和输出两种产品。
另外的有创造性的特征从说明书和附属权利要求中可以看得更明白。
附图说明
下面将参照相应的附图对本发明进行描述，附图中带有根据本发明的装置零件的参考数字，其中
图1a和1b表示根据本发明的系统的透视图，其中
图1a由一在船之间延伸的柔性LNG管道联接起来的一FPSO船和一LNG油船，LNG油船系留到FPSO船船尾，
图1b由一在船之间延伸的浮动加载软管联接起来的一FPSO船和一普通油船，油船系留到FPSO船船尾，
图2a表示在垂直长剖面上的该系统，其中一FPSO船联接到一LNG油船上。
图2b表示在垂直长剖面上的该系统，其中一FPSO船联接到一气体冷凝物油船上。
图3a是表示输送装置一可能的实施例的透视图，该输送装置包括一起重机悬臂，该悬臂带有一用于输送液化天然气LNG的柔性LNG管道。
图3b是设置在FPSO船船尾与LNG油船船头之间的用于LNG的输送装置的简化图，及一LNG缓存油箱的简化图。
图3c和3d表示用于LNG的输送装置中铰接的LNG管道和柔性LNG管道的旋转接头的可替换实施例。
图3e是一低温柔性LNG管道的优选实施例的简化图。
图4是输送装置中起重机悬臂的起重杆的一实施例的原理图。
图5表示根据现有技术是如何通过悬臂中的一刚性低温管道来进行LNG输送的。
图6表示用于LNG的输送装置的一可能实施例的简化图。
图7给出位于LNG油船船头的用于LNG的输送装置可能包括的管道部件的一概览。
图8,9,10和11表示用于LNG的输送装置的可能的实施例。
图12和13表示根据现有技术和根据本发明的整个的系统。
详细描述
船
图1a和2a表示包括一FPSO船1的本发明，该FPSO船1平放在海中并正在产出石油流体。在所示优选实施例中平放的船1由一所谓的水下转台生产浮标，这里称为STP浮标锚定。该FPSO船1具有一将甲烷冷凝或液化成LNG的甲烷液化装置130。在该方法的一个优选实施例中，FPSO船设置成使船头在任何时候都处于向风面，因而向一LNG油船2的输出是在FPSO船船尾的背风处进行的。图1b和2b表示具有普通油箱的另一油船3，该普通油箱构成系统的一部分并用于输出气体冷凝物。由于这样的LNG油船2或油船3也是船头处于向风面地平放，从时间上考虑，船之间的相对侧向力将最小。
LNG缓存油箱
一球形缓存油箱140设置在FPSO船1上(优选位于船尾)。在本发明一优选实施例中，设置了一个LNG缓存油箱140。在可替换的实施例中可以设置多个LNG缓存油箱140，但在此处一起表示为LNG缓存油箱140。设置LNG缓存油箱用于在将LNG输送到位于LNG油船2上的储存油箱240过程中发生较短或较长中断时缓存LNG。当油船2离开生产船1而到达例如在岸上的用于LNG的接收装置时，LNG的输送就会发生中断。在恶劣天气下必须中断LNG的输送时也可以使用LNG缓存油箱140。LNG缓存油箱140上装有通向一输送装置4的LNG输送管道，用于将LNG输送到LNG油船2。如图2b所示，如果另一油船3必须占据FPSO船1的船尾120处的位置，用于通过一设置在船尾120的右舷侧121或左舷侧122中的一处的浮动加载软管12来输送气体冷凝物，那么也可以使用LNG缓存油箱140。加载软管12设置用来将船体中央支管312联接到普通油船3中的气体冷凝物油箱340。气体冷凝物的输送也可以通过位于油船3上的普通船头支管来完成。如在1998年1月30日申请的Navion的专利申请No19980431中描述的，在一优选实施例中，浮动加载软管12设置在一管道旋转接头上，本申请要求了该申请的优先权。在该优选实施例中，浮动加载软管12不是用于载荷输送，而是设置用来从一向后位置拖航到一向前位置，并从管道旋转接头向前，从沿FPSO船的右舷或左舷侧设置的悬臂系留或抬起。这样就以安全方式存放了浮动加载软管，而不会放置在FPSO船1后面的船方向上。
低温输送
一包括一柔性LNG管道40的低温输送装置4设置在FPSO船1的船尾端部120与LNG油船2的船头220之间。用于输送LNG的低温管道、阀和泵(未标示)设置在液化装置130经过LNG缓存油箱140到输送装置4之间。储存油箱240以普通方式设置在LNG油船2上。输送装置4的部件，特别是一将柔性LNG管道40与通向LNG储存油箱的LNG管道49联接起来的联接器46，设置在LNG油船2的船头220中。
再液化装置
如图1a和2所示，一LNG重液化装置230设置在LNG油船2上。该再液化装置230从LNG管道和位于LNG油船2上的储存油箱240接收汽化的甲烷气体并将甲烷气体再液化成LNG，之后LNG液体通过输送装置4和柔性LNG管道40中单独的返回通道返回LNG储存油箱240或FPSO船1的LNG缓存油箱140。
系留
船之间的小距离系留对于本发明的实施例是很重要的。图1a和1b表示LNG油船2或3是如何船头220停放在FPSO船1船尾部120而平放的。为了保持一安全距离并在船1和船2之间保持尽可能的直线前后排列位置，应当使LNG油船2的主螺旋浆以一约40至50吨(400000-500000牛)的力或根据需要向船尾拖曳。在船1和2之间保持安全距离并同时保持系留钢缆中的拉力的另一种方案可以是在LNG油船2的船尾使用一供应船(未示出)，从而均匀地向后拖曳。然后带有柔性LNG管道40的输送装置4从FPSO船1的船尾121对中地延伸到LNG油船2的船头220。
在本发明的一优选实施例中，系留装置11包括至少一套分别从FPSO船的右舷侧和左舷侧121,122延伸到LNG油船船头220的系留钢缆121’,122’，该钢缆121’,122’构成了一等边三角形(120,121’,122’)的两基本相等的侧边，而船尾120作为底边。在本发明的优选实施例中，附加的系留钢缆121”,122”平行于钢缆121’,122’设置，但有更多的松驰部分，或张力小于钢缆121’,122’，设置成使得如果一根钢缆将要断裂，那么系留载荷不会落到输送装置4的柔性LNG管道40上，而是落到系留钢缆121”,122”上。船之间留出50米的距离，船尾端部钢缆121’,122’的固定点之间的宽度为45米，向船尾的拖曳力为50吨，则船头220的侧向导向的保持力变成约11.25吨。这种侧向导向的保持力为通过柔性LNG管道40进行联接和输送提供了改进的条件。
一悬缆线125显示在系留钢缆中。在油船系留过程中，一供应船(未示出)可将该悬缆线拉到该LNG油船2上，该LNG油船2以一安全距离，一般是150至300米，放置在FPSO船1后部。通过该悬缆线，LNG油船2能够小心地将自己向前绞动到距FPSO船1的船尾120约50米的期望的系留位置。
系留距离
在本发明一优选实施例中，LNG油船以FPSO船1的船尾120与LNG油船2的船头之间的距离小于140米而系留。在另一优选实施例中，这一距离小于75米。在一最优选实施例中，这一距离小于60米而大于30米。根据本发明的一优选实施例，将LNG油船2系留到FPSO船1上以及柔性LNG管道40的联接都在至少为HS=3.5米的条件下进行的，而联接后载荷输送是在至少为HS=4.5米的条件下进行的。
输送装置
根据本发明，如图1a所示，设置了一低温柔性管道40从FPSO船1的船尾120基本对中地延伸到LNG油船2的船头220。柔性LNG管道40可部分穿海延伸或通过一滑轮系统沿一支承索(未示出)延伸，或者可以自由悬在起重机悬臂45与船头220之间而不接触海面。在本发明一优选实施例中，如图3b所示，柔性LNG管道设置在一起重机或悬臂45的端部，包括一刚性低温管41，悬臂45至少可绕水平轴H45转动。LNG油船2的船头220上的一连接器46与一进一步通向LNG油箱240的支管或管道49相联。起重机45使柔性LNG管道40处于其最低点，而距海面足够高以避免受到波浪的冲击。起重机45在载荷输送时可导致船吃水量的缓慢改变。起重机45使柔性LNG管道40能够安全储存，并有助于该柔性LNG管道40向油船2的输送。起重机45的端部可设计成一具有相应所需旋转接头(图4中示出)的起重杆45’，该起重机杆45’可绕一从左舷侧到右舷侧在与船中线面直交方向上定向的水平轴线在一垂直平面内转动。起重机或悬臂45可以是一个设置用来补偿船1与LNG油船2之间相对垂直运动的A形起重机，该垂直运动由通过卸载FPSO船1中的油箱140导致的载荷条件的变化，以及在填加约130000立方米LNG过程中LNG油船2的载荷条件的缓慢变化而产生的缓慢上升引起。在一可替换的实施例中，起重机悬臂45也可以绕一垂直轴线Z45转动。包括柔性LNG管道40的输送装置4在FPSO船1的船尾120与LNG船船头220之间对中地并不与系留钢缆接触地在一垂直平面内延伸。
通过LNG油船船头进行输送的细节
在图3c和3d所示优选实施例中，两条平行的柔性LNG管道40设置在悬臂45与连接器46之间，图6和7中也同样示出。在一优选实施例中，如图7所示，连接器46是设置在船2的船头220的船头舱门222中的管道设备中的一个部件。柔性LNG管道40可以在一接合点(“裤形接合点”)470处与一主要流向连接。接合点470进一步通向一旋转接头47，该旋转接头47可绕一与管道设备的大致垂直的主轴线平行的轴线旋转。该旋转接头47进一步联接到一连接器46上，一球阀46’设置在连接器46的旋转接头47和柔性LNG管道40侧，而一对应的球阀46”设置在连接器的船2一侧。一第二LNG管道铰接头48优选设置在球阀46”和连接器46上部。在一优选实施例中，在第二LNG管道铰接头48上部是一紧急断开器46B，与连接器46相反，设置该紧急断开器46B不是用来进行普通的联接和断开。在一可替换实施例中，紧急断开器46B构成了连接器46的一个完整的部分，其中设置紧急断开器46B用来进行快速断开。在一可替换实施例中，在紧急断开器46B与LNG管道49之间的管道设备中可设置一个旋转接头。该刚性LNG管道通过一普通低温管道系统进一步通向LNG油箱240。
通过起重机45端部输送的细节
在LNG管道41端部设置了一个第一LNG铰接头42，该第一铰接头42可绕两轴线Ha42和Hb42旋转，并设置在LNG管道41与柔性LNG管道40之间。一第一LNG管道旋转接头43设置在LNG管道41和柔性LNG管道40之间。一第一LNG管道旋转接头43同样设置在LNG管道41和柔性LNG管道40之间。通过在船之间使用两个或多个平行的LNG管道40，连接点或支管铰接头430、470可设置在位于旋转接头43和47之间的至少两个柔性LNG管道40的两端。图3d示出LNG管道双铰接头42的一可替换的优选实施例，该LNG管道双铰接头42设有与各柔性LNG管道40相联的两个单独的流向。
液化装置
在一优选实施例中，FPSO船1包括一液化装置130，将任何时间从一产油井中通过一提升管道到达的，具有不论什么温度的天然气，优选的是甲烷，转化成沸点约为零下164℃的液化天然气LNG。所有对这种液化石油气进行的加热都将使之沸腾和气化成天然气。由此，对LNG的全部运输和储存必须低温地进行，最好能够在管道，阀门，旋转接头和油箱中都实现绝热。
LNG缓存油箱尺寸和功能
在装置130中冷凝后，LNG液体必须由LNG管道运送到一第一LNG油箱140中。根据本发明一优选实施例，LNG缓存油箱容量在20000立方米到80000立方米之间。达到某一LNG缓存油箱容量后，将该容量分配到两个或多个油箱中是有利的和绝对必要的，而即使设置了多个油箱，在这里它们也将称作“LNG缓存油箱140”。设置LNG缓存油箱140用来在LNG油船2断开并去港口排出载荷时容纳连续的LNG产品，并在LNG油船2返回并与生产船1联接后排放到LNG油船2中。LNG从缓存油箱140向位于LNG油船2中的LNG油箱240的输送是与从液化装置130输送所生产的LNG同时进行的，在一优选实施例中该输送是通过LNG缓存油箱140完成的。通过这种方式，LNG缓存油箱140永远不会完全排空，也永远不会完全装满，除非在LNG缓存油箱完全装满之前任何LNG油船也没有。LNG油船可自然地由同样设置用来储存和输送LNG的另一LNG油船2’代替。在本发明一优选实施例中，有多个LNG油船2,2’交替地从FPSO船1加载LNG，同样其它油船3也从FPSO船1加载冷凝物。
输送装置的能力
根据本发明，将LNG排出油船2是通过一输送装置4完成的，该输送装置4包括一大致从FPSO船1的船尾部120延伸到LNG油船2的船头220的柔性LNG管道40。在一优选实施例中，柔性LNG管道40被拉动在空中延伸而不与海面接触，但在其它实施例中，可以使柔性LNG管道部分穿过海面延伸。在一优选实施例中，柔性LNG管道40的每个主通道的内径为8”(20厘米)。在一优选实施例中，如图3c和3d所示，输送装置4包括两个或多个柔性LNG管道。在一可替换实施例中，各柔性LNG管道可包括多个平行的主通道，或者可以包括同心管道，一个设置在另一个内部，并可能设置返回通道用来冷却或返回蒸发的LNG。柔性LNG管道40的主通道面积约为每个主流向0.0314平方米。如果在T=24小时=86400秒时间内有一体积V=20000立方米穿过一单独的柔性LNG管道40，则0.23立方米/秒将以速度7.4米/秒输送。如果有一个单独的柔性LNG管道40的话，LNG以至少为7.5米/秒的速度输送到油船2，以连续地保持FPSO船1的生产步调。如果以与最大16米/秒的速度相对应的31立方米/分的量泵送LNG，这样可或多或少比连续生产更快地输送LNG。在一具有两个或多个柔性LNG管道的实施例中，输送能力将相应地增大，或者可以降低在柔性LNG管40中的流体速度。FPSO船在油船2空缺的情况下可以停留几天几夜，而不必停止LNG的生产。如果由于恶劣的海面状况，或由于输送装置4的故障，或如果输送装置4必须关闭以进行短期维修或保养而使LNG的输送必须中断或油船2必须断开时，油箱140的缓存能力会得到真正的应用。
船
在本发明一优选实施例中，可以有多个LNG油船用于该系统。当一个LNG油船2去港口卸载LNG时，其它LNG油船到达并将自身系留在FPSO船上并开始通过输送装置4加载LNG。根据本发明，LNG油船在其油箱240中具有比FPSO船上的LNG缓存油箱140大的LNG储存容量，根据本发明一优选实施例，储存容量约为130000立方米。根据本发明的优选配置在经济上是节省的，因为FPSO船可建造成使LNG油箱140的尺寸相对较小，从而使甲板面积和用于其它石油生产设备的加载空间变大，或者建造成比否则将建造成的小。这样就节省了FPSO船的建造、维护和操作成本。LNG油船2用作产品的储存器，直到在它与FPSO船的连续而持续时间相对较长的联接后被装满。
当LNG油船2通过系留装置11，柔性LNG管道40通过连接器46系留后，在LNG的输送开始之前应将柔性LNG管道40冷却到-164℃，这样在输送过程中LNG不会蒸发甲烷。在优选实施例中，这可以通过使球阀46’或球阀46”保持关闭，从FPSO泵送LNG穿过其中一个柔性LNG管道40，并使LNG和蒸发的气体通过接合点或“裤形接合点”470和其它LNG管道返回FPSO船1来完成。
再液化装置
在LNG输送过程中，以及当LNG处于油箱240中时，LNG都将沸腾和蒸发。在一优选实施例中，LNG油船2具有一再液化装置230，设置用来对从油箱240和包括柔性LNG管道40的输送装置4中蒸发的气体进行重新冷凝。该再液化装置230设置用来将重液化的LNG返回到LNG油箱240或返回到FPSO船1。有了船2上的再液化装置230，就能够在LNG输送开始之前，在通过LNG将输送装置4和LNG管道49，还可能有油箱240进行冷却的同时，对沸腾的甲烷气体进行重新冷凝。通过这种方式，甲烷的损失变得最小。
用于柔性LNG管道的起重机悬臂的实施例
图8示出起重机悬臂45一可替换的优选实施例，该起重机悬臂45设置在相对于FPSO船1船尾120前方12米处。在该实施例中起重机悬臂45的长度可以是约38米，起重机悬臂45可向船尾转动，使顶部达到从船尾120向外伸出约20米，并达到约高于船头220和船尾120约25米，并高于海面约35米。如果柔性LNG管道40具有一约为38米+13米=51米的长度，它将能够以一几乎接触海面的松驰悬垂弧形悬垂，而船之间的距离约为45米。
可替换地，柔性LNG管道可如图3所示储存，在一设置在FPSO船1船尾上的半轮鼓下面从起重机悬臂45上横跨过去，并向上回到位于甲板上的一绞盘车。
图9，10和11表示图8所示实施例的可替换优选实施例的视图和局部剖面图。起重机悬臂45设计成一A形悬臂45，至少一个或几个刚性LNG管道41在轴线H45上设置了所需的旋转接头。在该实施例中，LNG管道41还包括一在起重机悬臂45上端的水平旋转铰接头41’和垂直于该LNG管道旋转铰接头41’的LNG管道旋转铰接头41”。这两个LNG管道旋转铰接头可替换图3c和3d中所示LNG管道旋转铰接头42或作为其附加组成部分。LNG管道旋转铰接头41’和41”可由一液压动力装置410旋转和导向，以在图10所示载荷输送位置与图11所示被动或停放位置之间转动这些旋转铰接头。
用于将LNG从LNG油船2卸载到一在岸上的接收装置的输送装置，此处不作描述。
权利要求书
按照条约第19条的修改
修改说明：
1．修改的权利要求1-39替换原权利要求1-39。
其中：修改了原权利要求1，从属权利要求1的从属权利要求重新排序；权利要求19、22、23的特征部分加入了“包括一柔性LNG管道(40)”这一新特征；其余权利要求未变。
权利要求书
按照条约第19条的修改
1．一种用于从一带有一LNG液化装置(130)的独立的浮式采油、储油和卸油(FPSO)船(1)上生产、储存和输出液化天然气(LNG)的系统，一低温输送装置(4)设置在FPSO船与LNG油船(2,2’)之间，其特征在于以下几点的组合：
在FPSO船(1)上的一LNG缓存油箱(140)，其具有当LNG油船(2,2’)空缺时临时储存连续生产的LNG的缓存能力，
一系留装置(11)，设置用于在FPSO船船尾(120)与LNG油船(2,2’)船头(220)之间进行短距离系留，
一设置在FPSO船(1)船尾(220)与LNG油船(2,2’)船头(220)之间的低温输送装置(4)，包括一柔性LNG管道(40)，设置用来连续输送所生产的LNG，及
在LNG油船(2,2’)上的至少一个或多个LNG储存油箱(220)，设置用来通过低温输送装置(4)连续加注，直到达到LNG油船(2,2’)所需的加注水平。
2．根据权利要求1的系统，其特征在于，低温输送装置(4)对中地在FPSO船(1)船尾(120)与LNG油船(1)船头(220)之间延伸，并不与系留装置(11)的钢缆(121’,122’)接触。
3．根据权利要求1的系统，其特征在于，包括柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)设置成完全在位于FPSO船(1)和油船(2)之间的水线之上延伸(“干燥”)。
4．根据权利要求1、2或3的系统，其特征在于，用于LNG的低温输送装置(4)包括：一起重机悬臂(45)，设置在FPSO船(1)的船尾(120)处，在起重机悬臂(45)中设置一LNG管道(41)，该LNG管道(41)进一步与柔性LNG管道(40)相联，该柔性LNG管道进一步设置成与一设置在船(2)的船头(220)中的一连接器(46)相联，该连接器(46)与一进一步通向LNG油箱(240)的LNG管道(49)相联。
5．根据权利要求1的系统，其特征在于，系留装置(11)包括至少一套系留钢缆(121’,122’)，该套系留钢缆(121’,122’)分别从FPSO船船尾(120)的右舷侧和左舷侧(121,122)延伸到LNG油船船头(220)，钢缆(121’,122’)构成一等边三角形(120,121’,122’)的相等的边，而船尾作为底边。
6．根据权利要求5的系统，其特征在于，位于FPSO船(1)船尾(120)与LNG油船(2)船头(220)之间的系留装置(11)，在船(1,2)之间具有一小于140米的距离。
7．根据权利要求1的系统，其特征在于，LNG缓存油箱(140)的缓存容量在20000立方米至80000立方米之间。
8．根据权利要求1的系统，其特征在于，LNG储存油箱(240)的全部储存容量在50000立方米至150000立方米之间。
9．根据权利要求7的系统，其特征在于，LNG缓存油箱(140)的缓存容量在30000立方米至45000立方米之间。
10．根据权利要求8的系统，其特征在于，LNG储存油箱(240)的全部储存容量在120000立方米至140000立方米之间。
11．根据权利要求1的系统，其特征在于，在油船(2)中设置一再液化装置(230)，用于对从LNG管道(240)出来的沸腾的LNG进行重新液化，还用于将重新液化的LNG返回到LNG油箱(240)或返回到FPSO船(1)的LNG缓存油箱(140)中。
12．根据权利要求6的系统，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于75米。
13．根据权利要求6或12的系统，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于60米而大于30米。
14．根据权利要求4的系统，其特征在于，起重机悬臂(45)优选地可绕一水平轴线(H45)转动。
15．根据权利要求1的系统，其特征在于，在FPSO船(1)上至少有一个用于液化气体冷凝物的普通储存油箱(150)。
16．根据权利要求1的系统，其特征在于，设置一浮动加载软管(12)，用于将液化气体冷凝物从位于FPSO船上的储存油箱(150)输送到一带有油箱(350)的普通油船(3)的一船身中央支管(312)或一船头支管。
17．根据权利要求2的系统，其特征在于，一带有滑轮的支承索在FPSO船(1)与油船(2)之间支承LNG管道(40)。
18．根据权利要求2的系统，其特征在于，柔性LNG管道(40)部分放置在位于FPSO船(1)与LNG油船(2)之间的海中。
19．一种用于通过根据权利要求1的系统，进行浮式生产，储存和输出液化天然气(LNG)的方法，其特征在于按下列步骤重复地进行：
a)通过一设置用于短距离系留的系留装置(11)，将LNG船(2,2’)的船头(220)系留到FPSO船(1)的船尾(120)；
b)联接一包括一柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)，该低温输送装置(4)设置在FPSO船船尾与LNG油船(2,2’)船头(220)之间，用于输送所生产的LNG；
c)通过包括一柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)，将连续生产的LNG从LNG液化装置(130)连续输送到位于LNG油船(2,2’)上的LNG储存油箱(240)，直到达到LNG油船(2,2’)所需的加注水平；
d)断开LNG油船(2,2’)；同时
e)仍连续生产并将所生产的LNG临时储存在位于FPSO船(1)上的LNG缓存油箱(140)中；
f)如步骤(a)那样系留LNG油船，通过包括一柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)将LNG油船(2,2’)和FPSO船(1)联接起来，并将LNG缓存油箱(140)排空到LNG油船(2,2’)上，同时恢复向LNG油船(2)连续输送所生产的LNG。
20．根据权利要求19的方法，其特征在于，使用根据权利要求16的系统，在LNG油船(2,2’)处于空缺或断开状态时；
将设置在FPSO船(1)的船尾(120)的一浮动加载软管(12)联接到一普通油船(3)上；及
通过一该浮动加载软管(12’)将气体冷凝物输送到油船(3)的储存油箱(350)中。
21．根据权利要求20的方法，其特征在于，该浮动加载软管(12)联接到油船(3)的一船身中央支管。
22．一种用于通过根据权利要求16的系统，进行浮动生产、储存和输出液化天然气(LNG)和气体冷凝物的方法，其特征在于重复地进行下列步骤：
a)通过一设置用于短距离系留的系留装置(11)，将LNG船(2,2’)的船头(220)系留到FPSO船(1)的船尾(120)；
b)联接一包括一柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)，该低温输送装置(4)设置在FPSO船船尾与LNG油船(2,2’)船头(220)之间，用于输送所生产的LNG；
c)通过一包括一柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)将连续生产的LNG从LNG液化装置(130)连续输送到位于LNG油船(2,2’)上的LNG储存油箱(240)，直到达到LNG储存油箱(2,2’)所需的加注水平；
d)将所生产的气体冷凝物储存在位于FPSO船(1)上的气体冷凝物油箱(150)中；
e)断开LNG油船(2,2’)；同时仍连续生产并临时储存在位于FPSO船(1)上的LNG缓存油箱(140)中；及
f)当LNG油船(2,2’)处于空缺或断开状态时，将一普通油船(3)联接到FPSO船(1)上，并通过一单独的输送装置(12’)将气体冷凝物输送到位于油船(3)上的油箱(350)中；或者
g)通过包括一柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)将LNG油船(2,2’)联接到FPSO船(1)上，并将LNG缓存油箱排空到LNG油船(2,2’)上。
23．一用于通过一低温输送装置(4)，将液化天然气(LNG)从一浮式采油、储油和卸油船，此处称为“FPSO”(1)，输送到一油船上(2)上的装置，其特征在于，它包括：
a)一靠近FPSO船船尾(120)设置的起重机悬臂(45)，包括至少一个相对刚性的LNG管道(41)，该起重机悬臂(45)可绕一水平轴线(H45)转动，该LNG管道(45)联接到
b)至少一个柔性LNG管道(40)，设置用来联接到
c)设置在LNG油船(2)的船头(220)的一连接器(46)。
24．根据权利要求23的装置，其特征在于，一第一LNG管道铰接头(42)可绕两轴线(Ha42,Hb42)转动，该两轴线(Ha42,Hb42)大致与LNG管道(40)的主轴线正交，并设置在LNG管道(41)与柔性LNG管道(40)之间。
25．根据权利要求23或24的装置，其特征在于，一第一LNG管道旋转接头(43)设置在LNG管道(41)与柔性LNG管道(40)之间。
26．根据权利要求23的装置，其特征在于，一第二LNG管道铰接头(428)可绕两轴线(Ha48,Hb48)转动，该两轴线(Ha48,Hb48)大致与LNG管道(40)的主轴线正交，并设置在柔性LNG管道(40)与LNG油船(2)之间。
27．根据权利要求23或26的装置，其特征在于，一第二LNG管道旋转接头(47)设置在柔性LNG管道(40)与LNG油船(2)之间。
28．根据权利要求23的装置，其特征在于，一LNG管道(49)设置在连接器(46)与油船(2)的LNG油箱(240)之间。
29．根据权利要求28的装置，其特征在于，一紧急断开器(46B)设置在连接器(46)与LNG管道(49)之间。
30．根据权利要求23的装置，其特征在于，在船(1)与(2)之间柔性LNG管道(40)有两个或多个流向。
31．根据权利要求30的装置，其特征在于，接合点或支管铰接头(430,470)设置在旋转接头(43)和(47)之间的至少两个柔性LNG管道(40)的两端。
32．根据权利要求23的装置，其特征在于，设置一再液化装置(230)对从LNG油箱(240)出来的沸腾的LNG进行重新液化，并将重新液化的LNG返回LNG油箱(240)或FPSO船(1)上的LNG缓存油箱(140)中。
33．根据权利要求23的装置，其特征在于，一系留装置(11)设置在FPSO船船尾(120)与LNG油船(2)船头(220)之间，船之间的距离小于140米。
34．根据权利要求23或33的装置，其特征在于，输送装置(4)包括柔性LNG管道(40)，该柔性LNG管道(40)在FPSO船(1)船尾(120)与LNG船船头(220)中部之间在一垂直平面内对中地延伸，且不与系留钢缆接触。
35．根据权利要求23的装置，其特征在于，起重机悬臂(45)可绕一垂直轴线(X45)转动。
36．根据权利要求33的装置，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于75米。
37．根据权利要求33或36的装置，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于60米而大于30米。
38．根据权利要求23的装置，其特征在于，起重机悬臂(45)的上端设计成一起重杆(45’)，该起重机杆(45’)可绕一在与船中线面直交方向上定向的水平轴线在一垂直平面内转动。
39．根据权利要求24或26的装置，其特征在于，第一LNG管道铰接头(42)的两个轴线(Ha42,Hb42)相互正交，第二LNG管道铰接头(48)的两个轴线(Ha48,Hb48)相互正交。
Claims (39)
1．一种用于从一带有一LNG液化装置(130)的FPSO船(1)上生产、储存和输出液化天然气(LNG)的系统，其特征在于以下几点的组合：
在FPSO船(1)上的一LNG缓存油箱(140)，其具有当LNG曲船(2,2’)空缺时临时储存连续生产的LNG的缓存能力，
一系留装置(11)，设置用于在FPSO船船尾(120)与LNG油船(2,2’)船头(220)之间进行短距离系留，
一设置在FPSO船(1)船尾(220)与LNG油船(2,2’)船头(220)之间的低温输送装置(4)，包括一柔性LNG管道(40)，设置用来连续输送所生产的LNG，及
在LNG油船(2,2’)上的至少一个或多个LNG储存油箱(220)，设置用来通过低温输送装置(4)连续加注，直到达到LNG油船(2,2’)所需的加注水平。
2．根据权利要求1的系统，其特征在于，系留装置(11)包括至少一套系留钢缆(121’,122’)，该套系留钢缆(121’,122’)分别从FPSO船船尾(120)的右舷侧和左舷侧(121,122)延伸到LNG油船船头(220)，钢缆(121’,122’)构成一等边三角形(120,121’,122’)的相等的边，而船尾作为底边。
3．根据权利要求1或2的系统，其特征在于，位于FPSO船(1)船尾(120)与LNG油船(2)船头(220)之间的系留装置(11)，在船(1,2)之间具有一小于140米的距离。
4．根据权利要求2或3的系统，其特征在于，低温输送装置(4)对中地在FPSO船(1)船尾(120)与LNG油船(1)船头(220)之间延伸，并不与系留装置(11)的钢缆(121’,122’)接触。
5．根据权利要求1、2、3或4的系统，其特征在于，LNG缓存油箱(140)的缓存容量在20000立方米至80000立方米之间。
6．根据权利要求1、2、3、4或5的系统，其特征在于，LNG储存油箱(240)的全部储存容量在50000立方米至150000立方米之间。
7．根据权利要求5的系统，其特征在于，LNG缓存油箱(140)的缓存容量在30000立方米至45000立方米之间。
8．根据权利要求6的系统，其特征在于，LNG储存油箱(240)的全部储存容量在120000立方米至140000立方米之间。
9．根据权利要求2的系统，其特征在于，包括柔性LNG管道(40)的低温输送装置(4)设置成完全在位于FPSO船(1)和油船(2)之间的水线之上延伸(“干燥”)。
10．根据权利要求1、4或9的系统，其特征在于，用于LNG的低温输送装置(4)包括：一起重机悬臂(45)，设置在FPSO船(1)的船尾(120)处，在起重机悬臂(45)中设置一LNG管道(41)，该LNG管道(41)进一步与柔性LNG管道(40)相联，该柔性LNG管道进一步设置成与一设置在船(2)的船头(220)中的一连接器(46)相联，该连接器(46)与一进一步通向LNG油箱(240)的LNG管道(49)相联。
11．根据权利要求1的系统，其特征在于，在油船(2)中设置一再液化装置(230)，用于对从LNG管道(240)出来的沸腾的LNG进行重新液化，还用于将重新液化的LNG返回到LNG油箱(240)或返回到FPSO船(1)的LNG缓存油箱(140)中。
12．根据权利要求1、2、3或4的系统，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于75米。
13．根据权利要求12的系统，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于60米而大于30米。
14．根据权利要求10的系统，其特征在于，起重机悬臂(45)优选地可绕一水平轴线(H45)转动。
15．根据权利要求1的系统，其特征在于，在FPSO船(1)上至少有一个用于液化气体冷凝物的普通储存油箱(150)。
16．根据权利要求1的系统，其特征在于，设置一浮动加载软管(12)，用于将液化气体冷凝物从位于FPSO船上的储存油箱(150)输送到一带有油箱(350)的普通油船(3)的一船身中央支管(312)或一船头支管。
17．根据权利要求9的系统，其特征在于，一带有滑轮的支承索在FPSO船(1)与油船(2)之间支承LNG管道(40)。
18．根据权利要求2的系统，其特征在于，柔性LNG管道(40)部分放置在位于FPSO船(1)与LNG油船(2)之间的海中。
19．一种用于通过根据权利要求1的系统，进行浮式生产，储存和输出液化天然气(LNG)的方法，其特征在于按下列步骤重复地进行：
a)通过一设置用于短距离系留的系留装置(11)，将LNG船(2,2’)的船头(220)系留到FPSO船(1)的船尾(120)；
b)联接一低温输送装置(4)，该低温输送装置(4)设置在FPSO船船尾与LNG油船(2,2’)船头(220)之间，用于输送所生产的LNG；
c)通过低温输送装置(4)，将连续生产的LNG从LNG液化装置(130)连续输送到位于LNG油船(2,2’)上的LNG储存油箱(240)，直到达到LNG油船(2,2’)所需的加注水平；
d)断开LNG油船(2,2’)；同时
e)仍连续生产并将所生产的LNG1临时储存在位于FPSO船(1)上的LNG缓存油箱(140)中；
f)如步骤(a)那样系留LNG油船，通过低温输送装置(4)将LNG油船(2,2’)和FPSO船(1)联接起来，并将LNG缓存油箱(140)排空到LNG油船(2,2’)上，同时恢复向LNG油船(2)连续输送所生产的LNG。
20．根据权利要求19的方法，其特征在于，使用根据权利要求16的系统，在LNG油船(2,2’)处于空缺或断开状态时；
将设置在FPSO船(1)的船尾(120)的一浮动加载软管(12)联接到一普通油船(3)上；及
通过一该浮动加载软管(12’)将气体冷凝物输送到油船(3)的储存油箱(350)中。
21．根据权利要求20的方法，其特征在于，该浮动加载软管(12)联接到油船(3)的一船身中央支管。
22．一种用于通过根据权利要求16的系统，进行浮动生产、储存和输出液化天然气(LNG)和气体冷凝物的方法，其特征在于重复地进行下列步骤：
a)通过一设置用于短距离系留的系留装置(11)，将LNG船(2,2’)的船头(220)系留到FPSO船(1)的船尾(120)；
b)联接一低温输送装置(4)，该低温输送装置(4)设置在FPSO船船尾与LNG油船(2,2’)船头(220)之间，用于输送所生产的LNG；
c)通过低温输送装置(4)将连续生产的LNG从LNG液化装置(130)连续输送到位于LNG油船(2,2’)上的LNG储存油箱(240)，直到达到LNG储存油箱(2,2’)所需的加注水平；
d)将所生产的气体冷凝物储存在位于FPSO船(1)上的气体冷凝物油箱(150)中；
e)断开LNG油船(2,2’)；同时仍连续生产并临时储存在位于FPSO船(1)上的LNG缓存油箱(140)中；及
f)当LNG油船(2,2’)处于空缺或断开状态时，将一普通油船(3)联接到FPSO船(1)上，并通过一单独的输送装置(12’)将气体冷凝物输送到位于油船(3)上的油箱(350)中；或者
g)通过低温输送装置(4)将LNG油船(2,2’)联接到FPSO船(1)上，并将LNG缓存油箱排空到LNG油船(2,2’)上。
23．一用于通过一低温输送装置(4)，将液化天然气(LNG)从一浮式采油、储油和卸油船，此处称为“FPSO”(1)，输送到一油船上(2)上的装置，其特征在于，它包括：
a)一靠近FPSO船船尾(120)设置的起重机悬臂(45)，包括至少一个相对刚性的LNG管道(41)，该起重机悬臂(45)可绕一水平轴线(H45)转动，该LNG管道(45)联接到
b)至少一个柔性LNG管道(40)，设置用来联接到
c)设置在LNG油船(2)的船头(220)的一连接器(46)。
24．根据权利要求23的装置，其特征在于，一第一LNG管道铰接头(42)可绕两轴线(Ha42,Hb42)转动，该两轴线(Ha42,Hb42)大致与LNG管道(40)的主轴线正交，并设置在LNG管道(41)与柔性LNG管道(40)之间。
25．根据权利要求23或24的装置，其特征在于，一第一LNG管道旋转接头(43)设置在LNG管道(41)与柔性LNG管道(40)之间。
26．根据权利要求23的装置，其特征在于，一第二LNG管道铰接头(428)可绕两轴线(Ha48,Hb48)转动，该两轴线(Ha48,Hb48)大致与LNG管道(40)的主轴线正交，并设置在柔性LNG管道(40)与LNG油船(2)之间。
27．根据权利要求23或26的装置，其特征在于，一第二LNG管道旋转接头(47)设置在柔性LNG管道(40)与LNG油船(2)之间。
28．根据权利要求23的装置，其特征在于，一LNG管道(49)设置在连接器(46)与油船(2)的LNG油箱(240)之间。
29．根据权利要求28的装置，其特征在于，一紧急断开器(46B)设置在连接器(46)与LNG管道(49)之间。
30．根据权利要求23的装置，其特征在于，在船(1)与(2)之间柔性LNG管道(40)有两个或多个流向。
31．根据权利要求30的装置，其特征在于，接合点或支管铰接头(430,470)设置在旋转接头(43)和(47)之间的至少两个柔性LNG管道(40)的两端。
32．根据权利要求23的装置，其特征在于，设置一再液化装置(230)对从LNG油箱(240)出来的沸腾的LNG进行重新液化，并将重新液化的LNG返回LNG油箱(240)或FPSO船(1)上的LNG缓存油箱(140)中。
33．根据权利要求23的装置，其特征在于，一系留装置(11)设置在FPSO船船尾(120)与LNG油船(2)船头(220)之间，船之间的距离小于140米。
34．根据权利要求23或33的装置，其特征在于，输送装置(4)包括柔性LNG管道(40)，该柔性LNG管道(40)在FPSO船(1)船尾(120)与LNG船船头(220)中部之间在一垂直平面内对中地延伸，且不与系留钢缆接触。
35．根据权利要求23的装置，其特征在于，起重机悬臂(45)可绕一垂直轴线(X45)转动。
36．根据权利要求33的装置，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于75米。
37．根据权利要求33或36的装置，其特征在于，船(1,2)之间的距离小于60米而大于30米。
38．根据权利要求23的装置，其特征在于，起重机悬臂(45)的上端设计成一起重杆(45’)，该起重机杆(45’)可绕一在与船中线面直交方向上定向的水平轴线在一垂直平面内转动。
39．根据权利要求24或26的装置，其特征在于，第一LNG管道铰接头(42)的两个轴线(Ha42,Hb42)相互正交，第二LNG管道铰接头(48)的两个轴线(Ha48,Hb48)相互正交。
Applications Claiming Priority (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19980431 | 1998-01-30 | ||
| NO980431A NO980431A (no) | 1998-01-30 | 1998-01-30 | Lasteslange-fortøyning |
| NO19980579 | 1998-02-10 | ||
| NO980579A NO304824B1 (no) | 1998-02-10 | 1998-02-10 | Anordning for lastoverf°ring |
| NO19981991A NO315194B1 (no) | 1998-01-30 | 1998-04-30 | Fremgangsmåte og system for eksport av LNG og kondensat fra et flytende produksjons-, lagrings- og lossefartöy |
| NO19981991 | 1998-04-30 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1289298A true CN1289298A (zh) | 2001-03-28 |
| CN1121332C CN1121332C (zh) | 2003-09-17 |
Family
ID=27353268
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN99802528A Expired - Lifetime CN1121332C (zh) | 1998-01-30 | 1999-01-29 | 液化天然气装载输送系统 |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6434948B1 (zh) |
| EP (1) | EP1051325B1 (zh) |
| JP (1) | JP4524038B2 (zh) |
| KR (1) | KR100570253B1 (zh) |
| CN (1) | CN1121332C (zh) |
| AU (1) | AU750571B2 (zh) |
| BR (1) | BR9908041A (zh) |
| CA (1) | CA2319816C (zh) |
| DE (1) | DE69925713D1 (zh) |
| DK (1) | DK1051325T3 (zh) |
| ID (1) | ID25798A (zh) |
| NO (1) | NO315194B1 (zh) |
| WO (1) | WO1999038762A1 (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102287614A (zh) * | 2011-08-25 | 2011-12-21 | 中国寰球工程公司 | 液化天然气接收站 |
| CN102648123A (zh) * | 2009-10-16 | 2012-08-22 | 大宇造船海洋株式会社 | 用于供应液化燃气的船 |
| CN103813957A (zh) * | 2011-09-19 | 2014-05-21 | 塞佩姆股份公司 | 具有外部容器的海上平台 |
| CN104085704A (zh) * | 2014-06-23 | 2014-10-08 | 中国海洋石油总公司 | 一种基于伸缩式刚性管的flng串靠外输设备 |
| CN106061832A (zh) * | 2014-01-31 | 2016-10-26 | 气体运输技术公司 | 用于将液化天然气从一船只输送至一设施的系统 |
| CN111051194A (zh) * | 2017-09-06 | 2020-04-21 | 连接里恩格公司 | 处理系统和包括这种处理系统的流体输送系统 |
Families Citing this family (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO312715B1 (no) * | 1999-10-27 | 2002-06-24 | Statoil Asa | System for offshore overföring av flytendegjort naturgass |
| EP1283159A1 (en) | 2001-08-06 | 2003-02-12 | Single Buoy Moorings Inc. | Hydrocarbon fluid transfer system |
| MY128516A (en) | 2001-09-13 | 2007-02-28 | Shell Int Research | Floating system for liquefying natural gas |
| DE10205130A1 (de) * | 2002-02-07 | 2003-08-28 | Air Liquide Gmbh | Verfahren zum unterbrechungsfreien Bereitstellen von flüssigem, unterkühltem Kohlendioxid bei konstantem Druck oberhalb von 40 bar sowie Versorgungssystem |
| WO2003072993A1 (en) * | 2002-02-27 | 2003-09-04 | Excelerate Energy, Llc | Method and apparatus for the regasification of lng onboard a carrier |
| US7287484B2 (en) * | 2003-05-01 | 2007-10-30 | David Charles Landry | Berthing method and system |
| US7322387B2 (en) * | 2003-09-04 | 2008-01-29 | Freeport-Mcmoran Energy Llc | Reception, processing, handling and distribution of hydrocarbons and other fluids |
| WO2005105565A1 (en) * | 2004-04-29 | 2005-11-10 | Single Buoy Moorings Inc. | Side-by-side hydrocarbon transfer system |
| US20080127673A1 (en) * | 2004-11-05 | 2008-06-05 | Bowen Ronald R | Lng Transportation Vessel and Method For Transporting Hydrocarbons |
| NO336240B1 (no) | 2005-01-25 | 2015-06-29 | Framo Eng As | Kryogent overføringssystem |
| EP1705112A1 (en) * | 2005-03-22 | 2006-09-27 | Single Buoy Moorings Inc. | Enhanced side-by-side mooring construction |
| KR100730701B1 (ko) * | 2005-06-08 | 2007-06-21 | 삼성중공업 주식회사 | 부유식 액화 가스 저장선과 액화 천연가스 운반선 사이의 액화 천연가스 이송 수단 |
| KR100712076B1 (ko) * | 2005-06-28 | 2007-05-02 | 박재욱 | 액화가스 이송장치 |
| US7543613B2 (en) * | 2005-09-12 | 2009-06-09 | Chevron U.S.A. Inc. | System using a catenary flexible conduit for transferring a cryogenic fluid |
| US20080016768A1 (en) | 2006-07-18 | 2008-01-24 | Togna Keith A | Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof |
| KR100781868B1 (ko) | 2006-08-07 | 2007-12-05 | 대우조선해양 주식회사 | 해상 lng 재기화 시스템 및 그것의 운전 정지 방법 |
| AU2007295937A1 (en) * | 2006-09-11 | 2008-03-20 | Woodside Energy Limited | Boil off gas management during ship-to-ship transfer of LNG |
| KR101135462B1 (ko) * | 2007-01-26 | 2012-04-13 | 대우조선해양 주식회사 | Ｌｎｇ 재기화 선박의 윈치장치 |
| US8186170B2 (en) * | 2007-05-29 | 2012-05-29 | Sofec, Inc. | Floating LNG regasification facility with LNG storage vessel |
| EP2240362B1 (en) * | 2007-12-03 | 2012-08-01 | Single Buoy Moorings Inc. | Hydrocarbon transfer system with a pivotal boom |
| KR100991994B1 (ko) * | 2008-03-28 | 2010-11-04 | 삼성중공업 주식회사 | 액화가스 로딩/언로딩 시스템을 가지는 액화천연가스운반선 |
| KR101022409B1 (ko) | 2008-09-01 | 2011-03-15 | 대우조선해양 주식회사 | 중간적재 가능 탱크를 갖춘 부유식 구조물 |
| KR101076267B1 (ko) | 2008-09-05 | 2011-10-26 | 대우조선해양 주식회사 | 중간적재 가능 탱크를 갖춘 부유식 구조물 |
| KR101076268B1 (ko) | 2008-09-25 | 2011-10-26 | 대우조선해양 주식회사 | 하역 전용 파이프 라인을 갖춘 부유식 구조물 |
| CN102388286A (zh) * | 2008-12-15 | 2012-03-21 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于冷却烃流的方法及其浮动船 |
| FR2941434B1 (fr) * | 2009-01-27 | 2015-05-01 | Fmc Technologies Sa | Systeme de transfert d'un produit fluide et sa mise en oeuvre |
| US9458700B2 (en) | 2009-04-06 | 2016-10-04 | Single Buoy Moorings Inc. | Use of underground gas storage to provide a flow assurance buffer between interlinked processing units |
| WO2010116489A1 (ja) * | 2009-04-07 | 2010-10-14 | 三井海洋開発株式会社 | 海域で生産された液化天然ガスを輸送する方法 |
| EP2808242A1 (en) * | 2009-04-17 | 2014-12-03 | Excelerate Energy Limited Partnership | Dockside ship-to-ship transfer of lng |
| NO337059B1 (no) * | 2009-05-25 | 2016-01-11 | Aker Pusnes As | Koblingsinnretning |
| MY175026A (en) | 2010-02-10 | 2020-06-03 | Single Buoy Moorings | Bow loading station with double deck for cryogenic fluid |
| KR101239352B1 (ko) * | 2010-02-24 | 2013-03-06 | 삼성중공업 주식회사 | 부유식 ｌｎｇ 충전소 |
| JP5578921B2 (ja) * | 2010-04-23 | 2014-08-27 | 三菱重工業株式会社 | 浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備および液化天然ガス生産貯蔵積出方法 |
| US9919774B2 (en) | 2010-05-20 | 2018-03-20 | Excelerate Energy Limited Partnership | Systems and methods for treatment of LNG cargo tanks |
| US8286678B2 (en) | 2010-08-13 | 2012-10-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, apparatus and vessel for transferring fluids between two structures |
| CN102182912A (zh) * | 2011-02-11 | 2011-09-14 | 张家港富瑞特种装备股份有限公司 | 液化天然气加注车出液装置 |
| JP5705588B2 (ja) * | 2011-02-28 | 2015-04-22 | 三菱重工業株式会社 | バラスト水処理システム、船舶および浮体式構造物 |
| FR2973771B1 (fr) | 2011-04-11 | 2015-07-17 | Fmc Technologies Sa | Systeme et procede de transfert de fluide offshore |
| KR101349861B1 (ko) * | 2012-04-27 | 2014-01-10 | 삼성중공업 주식회사 | 오일 하역 장치 및 오일 하역 방법 |
| KR101996278B1 (ko) * | 2012-11-21 | 2019-07-04 | 대우조선해양 주식회사 | 카트리지형 ｌｎｇ 바지를 이용한 천연가스 액화 플랜트 시스템 및 액화 플랜트의 ｌｎｇ 저장 및 운송 방법 |
| JP6208847B2 (ja) | 2013-04-12 | 2017-10-04 | エクセラレート・リケファクション・ソリューションズ・エルエルシイ | 浮き埠頭で天然ガスを液化するシステムおよび方法 |
| US20160231050A1 (en) * | 2013-09-21 | 2016-08-11 | Woodside Energy Technologies Pty Ltd | Expandable lng processing plant |
| US9506593B2 (en) * | 2013-09-27 | 2016-11-29 | Oceaneering International, Inc. | Rapid release emergency disconnect system utilizing a linear clamping mechanism |
| US10260679B2 (en) * | 2014-01-13 | 2019-04-16 | Single Buoy Moorings Inc. | LNG export terminal |
| FR3018766B1 (fr) * | 2014-03-24 | 2016-04-01 | Gaztransp Et Technigaz | Systeme pour le transfert de fluide entre navire et une installation, telle qu'un navire client |
| CN104085705A (zh) * | 2014-06-23 | 2014-10-08 | 中国海洋石油总公司 | 一种基于转盘式软管的flng串靠外输设备 |
| KR102297870B1 (ko) | 2015-04-29 | 2021-09-03 | 대우조선해양 주식회사 | 유체 이송 시스템 |
| EP3475158B1 (en) | 2016-06-22 | 2021-02-24 | FMC Technologies | Retractable bow loading system and method |
| KR102459476B1 (ko) * | 2021-04-27 | 2022-10-26 | 현대중공업 주식회사 | 선박 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1469749A (en) * | 1973-03-13 | 1977-04-06 | Davies R | Liquid handling |
| DE2642654A1 (de) | 1976-09-22 | 1978-03-23 | Linde Ag | Schwimmkoerper zum behandeln und zwischenlagern von fluiden |
| US4232983A (en) * | 1978-12-07 | 1980-11-11 | Sidney F. Cook | Offshore submarine storage facility for highly chilled liquified gases |
| JP3021004B2 (ja) * | 1989-07-19 | 2000-03-15 | 三菱重工業株式会社 | 炭酸ガスの深海投入方法及びその装置 |
| GB9103622D0 (en) * | 1991-02-21 | 1991-04-10 | Ugland Eng | Unprocessed petroleum gas transport |
-
1998
- 1998-04-30 NO NO19981991A patent/NO315194B1/no not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-01-29 DE DE69925713T patent/DE69925713D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1999-01-29 DK DK99903952T patent/DK1051325T3/da active
- 1999-01-29 CN CN99802528A patent/CN1121332C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1999-01-29 ID IDW20001658A patent/ID25798A/id unknown
- 1999-01-29 JP JP2000530015A patent/JP4524038B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1999-01-29 US US09/601,119 patent/US6434948B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-01-29 KR KR1020007008233A patent/KR100570253B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1999-01-29 BR BR9908041-9A patent/BR9908041A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-01-29 WO PCT/NO1999/000026 patent/WO1999038762A1/en active IP Right Grant
- 1999-01-29 EP EP99903952A patent/EP1051325B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-01-29 AU AU24424/99A patent/AU750571B2/en not_active Expired
- 1999-01-29 CA CA002319816A patent/CA2319816C/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102648123A (zh) * | 2009-10-16 | 2012-08-22 | 大宇造船海洋株式会社 | 用于供应液化燃气的船 |
| CN102648123B (zh) * | 2009-10-16 | 2015-12-16 | 大宇造船海洋株式会社 | 用于供应液化燃气的船 |
| CN102287614A (zh) * | 2011-08-25 | 2011-12-21 | 中国寰球工程公司 | 液化天然气接收站 |
| CN103813957A (zh) * | 2011-09-19 | 2014-05-21 | 塞佩姆股份公司 | 具有外部容器的海上平台 |
| CN103813957B (zh) * | 2011-09-19 | 2016-08-24 | 塞佩姆股份公司 | 具有外部容器的海上平台 |
| CN106061832A (zh) * | 2014-01-31 | 2016-10-26 | 气体运输技术公司 | 用于将液化天然气从一船只输送至一设施的系统 |
| CN104085704A (zh) * | 2014-06-23 | 2014-10-08 | 中国海洋石油总公司 | 一种基于伸缩式刚性管的flng串靠外输设备 |
| CN104085704B (zh) * | 2014-06-23 | 2016-06-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种基于伸缩式刚性管的flng串靠外输设备 |
| CN111051194A (zh) * | 2017-09-06 | 2020-04-21 | 连接里恩格公司 | 处理系统和包括这种处理系统的流体输送系统 |
| US11279449B2 (en) | 2017-09-06 | 2022-03-22 | Connect Lng As | Process system and a fluid transfer system comprising such a process system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE69925713D1 (de) | 2005-07-14 |
| BR9908041A (pt) | 2000-11-28 |
| CN1121332C (zh) | 2003-09-17 |
| KR100570253B1 (ko) | 2006-04-12 |
| ID25798A (id) | 2000-11-02 |
| AU2442499A (en) | 1999-08-16 |
| NO981991L (no) | 1999-08-02 |
| JP4524038B2 (ja) | 2010-08-11 |
| KR20010040437A (ko) | 2001-05-15 |
| DK1051325T3 (da) | 2005-10-10 |
| JP2002501861A (ja) | 2002-01-22 |
| AU750571B2 (en) | 2002-07-25 |
| NO315194B1 (no) | 2003-07-28 |
| US6434948B1 (en) | 2002-08-20 |
| EP1051325A1 (en) | 2000-11-15 |
| WO1999038762A1 (en) | 1999-08-05 |
| NO981991D0 (no) | 1998-04-30 |
| EP1051325B1 (en) | 2005-06-08 |
| CA2319816A1 (en) | 1999-08-05 |
| CA2319816C (en) | 2007-05-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1121332C (zh) | 液化天然气装载输送系统 | |
| CN1170729C (zh) | 在两艘船之间进行低温液体货物的海上输送的系统 | |
| CN101297144B (zh) | 使用输送低温流体的悬垂状柔性导管的系统 | |
| CN102264596B (zh) | 用于海上输送碳氢化合物的多功能单元 | |
| CN103228969B (zh) | 设有用于安置并引导软管的设备的海上支座 | |
| US9834295B2 (en) | System and method for heading control of a floating LNG vessel using a set of real-time monitored cargo containment system strain data | |
| AU2017258931B2 (en) | Cargo transfer vessel | |
| US8141645B2 (en) | Offshore gas recovery | |
| CN102356020A (zh) | 流体产品输送系统及其实施 | |
| CN1602265A (zh) | 单点式系泊的再气化塔 | |
| CN101646597A (zh) | 利用柔性导管和可释放的系泊系统在浮动式船舶之间输送流体的系统 | |
| CN103237726A (zh) | 从海上支座输送流体的设备 | |
| CN105555654A (zh) | 串列式和并列式系泊卸载系统及相关方法 | |
| CN100434789C (zh) | 快速液化天燃气卸载 | |
| CN220809733U (zh) | 一种flng外输软管支撑 | |
| RU2240948C2 (ru) | Система, способ (варианты) и устройство перекачивания сжиженного природного газа с плавучей установки |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Free format text: FORMER OWNER: NAVION AS Effective date: 20040216 Owner name: STADT CO.,LTD. Free format text: FORMER OWNER: DEN NORSKE STATS OLJESELSKAP A.S. |
|
| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20040216 Address after: Stavanger Patentee after: STATOIL ASA Address before: Stavanger Co-patentee before: NAVION A/S Patentee before: statoil |
|
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS Free format text: FORMER OWNER: STATOIL ASA Effective date: 20130918 |
|
| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| C56 | Change in the name or address of the patentee |
Owner name: STATOILHYDRO ASA Free format text: FORMER NAME: STATOIL ASA Owner name: STATOIL ASA Free format text: FORMER NAME: STATOILHYDRO ASA |
|
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder |
Address after: Stavanger Patentee after: STATOIL ASA Address before: Stavanger Patentee before: Statt IL haideluo Co. Address after: Stavanger Patentee after: Statt IL haideluo Co. Address before: Stavanger Patentee before: Statoil ASA |
|
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20130918 Address after: Stavanger Patentee after: STATOIL PETROLEUM A/S Address before: Stavanger Patentee before: Statoil ASA |
|
| CX01 | Expiry of patent term | ||
| CX01 | Expiry of patent term |
Granted publication date: 20030917 |