JP5578921B2 - Floating-type liquefied natural gas production and storage and loading facility and liquefied natural gas production and storage and loading method - Google Patents

Floating-type liquefied natural gas production and storage and loading facility and liquefied natural gas production and storage and loading method Download PDF

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Description

本発明は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に関し、特に、海洋上で天然ガスから液化ガスを生産し、その液化ガスを貯蔵し、その液化ガスをタンカーに積み出す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に関する。   TECHNICAL FIELD The present invention relates to a floating liquefied natural gas production storage loading facility, and in particular, a floating liquefied natural gas that produces liquefied gas from natural gas on the ocean, stores the liquefied gas, and loads the liquefied gas on a tanker. The present invention relates to a production storage / loading facility and a liquefied natural gas production storage / loading method.

海洋上で天然ガスから液化ガスを生産し、その液化ガスを貯蔵し、その液化ガスをタンカーに積み出す浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備が知られている。このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備は、様々なリスクを低減することが望まれている。   Floating liquefied natural gas production and storage facilities for producing liquefied gas from natural gas on the ocean, storing the liquefied gas, and loading the liquefied gas into a tanker are known. Such floating liquefied natural gas production storage and loading facilities are desired to reduce various risks.

特表２００９−５２９４５６号公報には、液化天然ガスの船上再ガス化のための方法が開示されている。その再ガス化法は、陸上へガスとして送るため液体天然ガスを沖合再ガス化するための方法において、ＬＮＧを配送船から受取り船へ船舶間積み替え場所で荷降ろしすること；前記受取り船を自身の動力で前記船舶間積み替え場所から、前記船舶間積み替え場所よりも海岸に近い係留場所へ移動させること；前記受取り船上の再ガス化施設を用いてＬＮＧを再ガス化し、前記係留場所で天然ガスを形成すること；及び前記天然ガスを、最終的ユーザーへ送るための陸上ガス分配施設へ移送すること；を含んでいる。   JP 2009-529456 A discloses a method for onboard regasification of liquefied natural gas. The regasification method is a method for offshore regasification of liquid natural gas to be sent to the land as gas, and unloading LNG from a delivery ship to a receiving ship at a ship-to-ship transshipment site; The LNG is re-gasified using the regasification facility on the receiving ship, and is moved to natural gas at the mooring place. And transferring the natural gas to an onshore gas distribution facility for delivery to the end user.

特表２００９−５２９４５６号公報Special table 2009-529456

本発明の課題は、様々なリクスを低減する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を提供することにある。
本発明の他の課題は、タンクのスロッシングによる被害をより低減する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を提供することにある。
本発明のさらに他の課題は、浮体上の空間をより拡大する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を提供することにある。 An object of the present invention is to provide a floating liquefied natural gas production / storage / loading facility and a liquefied natural gas production / storage / loading method that reduce various risks.
Another object of the present invention is to provide a floating liquefied natural gas production / storage / loading facility and a liquefied natural gas production / storage / loading method that further reduce damage due to tank sloshing.
Still another object of the present invention is to provide a floating liquefied natural gas production / storage / loading facility and a liquefied natural gas production / storage / loading method that further expand the space on the floating body.

以下に、発明を実施するための形態・実施例で使用される符号を括弧付きで用いて、課題を解決するための手段を記載する。この符号は、特許請求の範囲の記載と発明を実施するための形態・実施例の記載との対応を明らかにするために付加されたものであり、特許請求の範囲に記載されている発明の技術的範囲の解釈に用いてはならない。   In the following, means for solving the problems will be described using the reference numerals used in the modes and examples for carrying out the invention in parentheses. This symbol is added to clarify the correspondence between the description of the claims and the description of the modes and embodiments for carrying out the invention. Do not use to interpret the technical scope.

本発明による浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備（１）（６１）は、上甲板（２１）（８１）を備える浮体（２）（６２）と、上甲板（２１）（８１）上に設けられ、採掘された天然ガスから液化天然ガスを生成するプラント（３）（６３）と、液化天然ガスを貯蔵する複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）と、上甲板（２１）（８１）上に設けられ、液化天然ガスを輸送する輸送システム（４）（６４）とを有する。また、右舷側と左舷側の一方の上甲板（２１）（８１）上に、少なくとも複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）が配置される領域と、複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）が配置されない領域とに設けられた複数のローディングアーム（６−１〜６−３）（６６−１〜６６−３）とを具備する。なお、図１及び図４に示されるように、ローディングアーム（６−１、６−２）（６６−１、６６−２）は、浮体（２）（６２）のタンク部分（１２）（７５）に配置されている（すなわち、タンクが配置される領域に配置されている。）。図１に示すローディングアーム（６−３）は、浮体（２）のうちのローディングアーム（６−２）の船尾側（図１参照）に配置される（すなわち、タンクが配置されない領域に配置されている。）。また、図４に示すローディングアーム（６６−３）は、浮体（６２）のうちのローディングアーム（６６−２）の船首側に配置される（すなわち、タンクが配置されない領域に配置されている。）。 The floating liquefied natural gas production storage and loading facility (1) (61) according to the present invention includes a floating body (2) (62) having an upper deck (21) (81), and an upper deck (21) (81). Plants (3) and (63) for generating liquefied natural gas from the mined natural gas provided, and a plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) for storing liquefied natural gas ) And a transport system (4) (64) for transporting liquefied natural gas, which is provided on the upper deck (21) (81). In addition, an area where at least a plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) are arranged on one upper deck (21) (81) on the starboard side and the port side, A plurality of loading arms (6-1 to 6-3) (66-1 to 66-) provided in a region where the plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) are not disposed. 3). As shown in FIGS. 1 and 4, the loading arms (6-1, 6-2) (66-1, 66-2) are tank parts (12) and (75) of the floating bodies (2) and (62). (I.e., disposed in an area where the tank is disposed). The loading arm (6-3) shown in FIG. 1 is arranged on the stern side (see FIG. 1) of the loading arm (6-2) of the floating body (2) (that is, arranged in a region where no tank is arranged). ing.). Also, the loading arm (66-3) shown in FIG. 4 is arranged on the bow side of the loading arm (66-2) of the floating body (62) (that is, arranged in a region where no tank is arranged). ).

複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）は、第１タンク（５−３）（６５−３）と、第１タンク（５−３）（６５−３）の種類と異なる他の種類の第２タンク（５−１〜５−２）（６５−１〜６５−２）とを含む。輸送システム（４）（６４）は、第１タンク（５−３）（６５−３）と第２タンク（５−１〜５−２）（６５−１〜６５−２）との間で液化天然ガスの詰め替えを行う。複数のローディングアーム（６−１〜６−３）（６６−１〜６６−３）の各々は複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）に接続され、複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）から液化天然ガスを供給する。  The plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) include a first tank (5-3) (65-3) and a first tank (5-3) (65-3). ) And other types of second tanks (5-1 to 5-2) (65-1 to 65-2). The transportation system (4) (64) is liquefied between the first tank (5-3) (65-3) and the second tank (5-1 to 5-2) (65-1 to 65-2). Refill with natural gas. Each of the plurality of loading arms (6-1 to 6-3) (66-1 to 66-3) is connected to the plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3), Liquefied natural gas is supplied from a plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3).

浮体（２）（６２）は、上甲板（２１）（８１）を備えている。第１タンク（５−３）（６５−３）は、上甲板（２１）（８１）の上に突出するように配置される。第２タンク（５−１、５−２）（６５−１、５−２）は、上甲板（２１）（８１）の下に配置される。このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備（１）（６１）は、上甲板の下に全体が収容されることができないタンクのみを備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、上甲板（２１）（８１）のうちの使用することができる領域をより拡大することができる。   The floating bodies (2) (62) are provided with upper decks (21) (81). The first tanks (5-3) and (65-3) are arranged so as to protrude above the upper decks (21) and (81). The second tanks (5-1, 5-2) (65-1, 5-2) are disposed under the upper decks (21) (81). Such a floating liquefied natural gas production / storage / loading facility (1) (61) is another floating liquefied natural gas production / storage / loading facility having only a tank that cannot be accommodated entirely under the upper deck. As compared with the above, the usable area of the upper deck (21) (81) can be further expanded.

プラント（３）（６３）は、上甲板（２１）（８１）のうちの第２タンク（５−１、５−２）（６５−１、６５−２）が配置される領域に配置される。すなわち、上甲板（２１）（８１）の上のうちの第２タンク（５−１、５−２）（６５−１、６５−２）の上部のエリアは、プラント（３）（６３）が配置される領域に利用されることが好ましい。   Plant (3) (63) is arrange | positioned in the area | region where the 2nd tank (5-1, 5-2) (65-1, 65-2) is arrange | positioned among upper decks (21) (81). . That is, the area above the second tank (5-1, 5-2) (65-1, 65-2) on the upper deck (21) (81) is the plant (3) (63). It is preferably used for the area to be arranged.

本発明による液化天然ガス生産貯蔵積出方法は、上甲板（２１）（８１）を備える浮体（２）（６２）と、上甲板（２１）（８１）上に設けられ、採掘された天然ガスから液化天然ガスを生成するプラント（３）（６３）と、液化天然ガスを貯蔵する複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）と、上甲板（２１）（８１）上に設けられる輸送システム（４）（６４）とを有する。また、右舷側と左舷側の一方の上甲板（２１）（８１）上に、少なくとも複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）が配置される領域と、複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）が配置されない領域とに設けられた複数のローディングアーム（６−１〜６−３）（６６−１〜６６−３）とを具備する浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備（１）（６１）を用いて実行される。本発明による液化天然ガス生産貯蔵積出方法は、輸送システム（４）（６４）によりプラント（３）（６３）から複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）のうちの第１タンク（５−３）（６５−３）にその液化ガスを輸送するステップと、輸送システム（４）（６４）により第１タンク（５−３）（６５−３）から複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）のうちの第２タンク（５−１、５−２）（６５−１、６５−２）にその液化ガスを輸送するステップと、複数のローディングアーム（６−１〜６−３）（６６−１〜６６−３）の少なくとも１つにより複数のタンク（５−１〜５−３）（６５−１〜６５−３）から浮体（２）（６２）に係船されるタンカー（４１、４５）にその液化ガスを輸送するステップとを備えている。 The method for producing and storing liquefied natural gas according to the present invention includes a floating body (2) (62) having upper decks (21) and (81), and natural gas provided and mined on the upper decks (21) and (81). Plant (3) (63) for producing liquefied natural gas from a plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) for storing liquefied natural gas, and upper deck (21) (81) and a transportation system (4) (64) provided on the vehicle. In addition, an area where at least a plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) are arranged on one upper deck (21) (81) on the starboard side and the port side, A plurality of loading arms (6-1 to 6-3) (66-1 to 66-) provided in a region where the plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) are not disposed. 3) includes a floating LNG production storage product out facilities (1) with (61) is executed. The liquefied natural gas production storage and loading method according to the present invention includes a plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3) from a plant (3) (63) by a transport system (4) (64). ) Of the liquefied gas to the first tank (5-3) (65-3), and from the first tank (5-3) (65-3) by the transport system (4) (64) . The liquefied gas is supplied to the second tank (5-1, 5-2) (65-1, 65-2) among the plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65-3). A plurality of tanks (5-1 to 5-3) (65-1 to 65) are provided by the transporting step and at least one of the plurality of loading arms (6-1 to 6-3) (66-1 to 66-3). -3) to transport the liquefied gas from the tanker (41, 45) moored to the floating body (2) (62). And a flop.

第１タンク（５−３）（６５−３）は、独立球形タンクであることが好ましい。このとき、第２タンク（５−１、５−２）（６５−１、６５−２）は、メンブレンタンクであることが好ましい。なお、第１タンクは、独立方形タンクで構成されることもできる。   The first tanks (5-3) and (65-3) are preferably independent spherical tanks. At this time, the second tanks (5-1, 5-2) (65-1, 65-2) are preferably membrane tanks. Note that the first tank may be an independent square tank.

本発明による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は、第１タンクの劣っている点を第２タンクが補うことができ、かつ、第２タンクの劣っている点を第１タンクが補うことができ、様々なリスクを低減することができる。   The floating liquefied natural gas production storage and loading facility and the liquefied natural gas production storage and loading method according to the present invention can compensate for the inferior point of the first tank, and the inferiority of the second tank. The first tank can compensate for this, and various risks can be reduced.

図１は、本発明による浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備を示す平面図である。FIG. 1 is a plan view showing a floating liquefied natural gas production storage and loading facility according to the present invention. 図２は、本発明による浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備を示す正面図である。FIG. 2 is a front view showing a floating liquefied natural gas production storage loading facility according to the present invention. 図３は、液化ガスを輸送するタンカーを示し、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備からタンカーに液化ガスを供給するときの状態を示す平面図である。FIG. 3 is a plan view showing a tanker that transports liquefied gas, and shows a state when the liquefied gas is supplied to the tanker from the floating liquefied natural gas production storage and loading facility. 図４は、本発明による他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備を示す平面図である。FIG. 4 is a plan view showing another floating liquefied natural gas production storage and loading facility according to the present invention. 図５は、本発明による他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備を示す正面図である。FIG. 5 is a front view showing another floating liquefied natural gas production storage loading facility according to the present invention.

図面を参照して、本発明による浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備の実施の形態を記載する。その浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、図１に示されているように、浮体２とプラント３と輸送システム４と複数の液化ガスタンク５−１〜５−３と複数のローディングアーム６−１〜６−３と居住区７とヘリポート８と複数の救命艇９−１〜９−２とを備えている。複数の液化ガスタンク５−１〜５−３は、メンブレンタンク５−１とメンブレンタンク５−２とモス独立球形タンク５−３とから形成されている。浮体２は、海洋に浮かぶ船体を形成し、プラント３と輸送システム４と複数の液化ガスタンク５−１〜５−３と複数のローディングアーム６−１〜６−３と居住区７とヘリポート８と複数の救命艇９−１〜９−２とをその海洋上に支持している。   With reference to the drawings, an embodiment of a floating liquefied natural gas production storage and loading facility according to the present invention will be described. As shown in FIG. 1, the floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 includes a floating body 2, a plant 3, a transport system 4, a plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3, and a plurality of loading arms. 6-1 to 6-3, a residential area 7, a heliport 8, and a plurality of lifeboats 9-1 to 9-2. The plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 are formed of a membrane tank 5-1, a membrane tank 5-2, and a moss independent spherical tank 5-3. The floating body 2 forms a hull floating in the ocean, and includes a plant 3, a transport system 4, a plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3, a plurality of loading arms 6-1 to 6-3, a residential area 7, and a heliport 8. A plurality of lifeboats 9-1 to 9-2 are supported on the ocean.

プラント３は、ガス田から採掘された天然ガスから液化ガスを生成する。すなわち、プラント３は、前処理設備と液化設備とを備え、または、液化設備のみを備えている。その前処理設備は、セパレータと酸性ガス除去設備と脱湿設備と水銀除去設備とを備えている。そのセパレータは、その天然ガスからコンセンデートと水とを除去することにより、第１天然ガスを生成する。その酸性ガス除去設備は、その第１天然ガスから酸性ガスを除去することにより、第２天然ガスを生成する。その酸性ガスとしては、二酸化炭素と硫化水素とが例示される。その脱湿設備は、その第２天然ガスから水分を完全に除去することにより、第３天然ガスを生成する。その水銀除去設備は、その天然ガスに水銀が含まれているときに、その第３天然ガスから水銀を除去することにより、第４天然ガスを生成する。その水銀を除去する方法としては、炭素吸着法が例示される。   The plant 3 generates liquefied gas from natural gas mined from the gas field. That is, the plant 3 includes a pretreatment facility and a liquefaction facility, or includes only a liquefaction facility. The pretreatment equipment includes a separator, an acid gas removal equipment, a dehumidification equipment, and a mercury removal equipment. The separator produces first natural gas by removing concentrate and water from the natural gas. The acid gas removal equipment generates the second natural gas by removing the acid gas from the first natural gas. Examples of the acidic gas include carbon dioxide and hydrogen sulfide. The dehumidification facility generates third natural gas by completely removing moisture from the second natural gas. The mercury removal facility generates fourth natural gas by removing mercury from the third natural gas when the natural gas contains mercury. An example of a method for removing the mercury is a carbon adsorption method.

その液化設備は、熱交換器と圧縮機と動力装置とを備えている。その動力装置は、その圧縮機を駆動する動力を生成し、たとえば、ガスタービンから形成され、または、モータと発電設備とから形成されている。その液化設備は、その第４天然ガスを−１６２℃以下に冷却することにより、その液化ガスを生成する。その液化設備は、その天然ガスに水銀が含まれていないときに、その第３天然ガスを−１６２℃以下に冷却することにより、その液化ガスを生成する。その冷却する方法としては、カスケード方式と混合冷媒方式と窒素冷媒方式とが例示される。そのカスケード方式は、複数の段階に分けて液化対象ガスを冷却・液化する方法を示している。その複数の段階では、互いに異なる複数の冷媒がそれぞれ使用される。その混合冷媒方式は、混合した冷媒により液化対象ガスを冷却・液化する方法である。その窒素冷媒方式は、冷却した窒素により液化対象ガスを冷却・液化する方法である。なお、液化設備の一部を船内に配置する場合もある。   The liquefaction facility includes a heat exchanger, a compressor, and a power unit. The power unit generates power for driving the compressor, and is formed from, for example, a gas turbine or a motor and power generation equipment. The liquefaction facility generates the liquefied gas by cooling the fourth natural gas to −162 ° C. or lower. The liquefaction facility generates the liquefied gas by cooling the third natural gas to −162 ° C. or lower when the natural gas does not contain mercury. Examples of the cooling method include a cascade system, a mixed refrigerant system, and a nitrogen refrigerant system. The cascade method shows a method of cooling and liquefying a liquefied gas in a plurality of stages. In the plurality of stages, a plurality of different refrigerants are used. The mixed refrigerant method is a method of cooling and liquefying a liquefaction target gas with a mixed refrigerant. The nitrogen refrigerant method is a method for cooling and liquefying a liquefied target gas with cooled nitrogen. In some cases, a part of the liquefaction facility is arranged on the ship.

なお、プラント３は、その前処理設備を省略することもできる。このとき、その液化設備は、その天然ガスを−１６２℃以下に冷却することにより、その液化ガスを生成する。   In addition, the plant 3 can also omit the pre-processing equipment. At this time, the liquefaction facility generates the liquefied gas by cooling the natural gas to −162 ° C. or lower.

メンブレンタンク５−１は、断熱材とメンブレンとを備えている。その断熱材は、熱伝導しにくい物質から形成され、浮体２の内側に配置されている。そのメンブレンは、金属薄膜から形成され、メンブレンタンク５−１のタンク内部とその断熱材とを隔離するように、浮体２の内側に支持されている。メンブレンタンク５−１は、プラント３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。メンブレンタンク５−２は、メンブレンタンク５−１と同様にして構成されている。メンブレンタンク５−２は、プラント３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。   The membrane tank 5-1 includes a heat insulating material and a membrane. The heat insulating material is formed from a material that is difficult to conduct heat, and is disposed inside the floating body 2. The membrane is formed of a metal thin film, and is supported on the inside of the floating body 2 so as to isolate the inside of the membrane tank 5-1 from its heat insulating material. The membrane tank 5-1 stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 3 at a low temperature. The membrane tank 5-2 is configured in the same manner as the membrane tank 5-1. The membrane tank 5-2 stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 3 at a low temperature.

モス独立球形タンク５−３は、球形に形成されているモス独立球形タンクであり、支持構造と断熱材とを備えている。その支持構造は、液化ガスを貯蔵する容器に形成され、浮体２に支持されている。その支持構造は、浮体２に支持されていなくても、その容器が液化ガスを貯蔵することができるように、十分な強度を有している。その断熱材は、熱伝導しにくい物質から形成され、その支持構造の周囲を被覆している。モス独立球形タンク５−３は、プラント３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。   The moss independent spherical tank 5-3 is a moss independent spherical tank formed in a spherical shape, and includes a support structure and a heat insulating material. The support structure is formed in a container that stores liquefied gas and is supported by the floating body 2. The support structure has sufficient strength so that the container can store the liquefied gas even if it is not supported by the floating body 2. The heat insulating material is formed of a material that is difficult to conduct heat and covers the periphery of the support structure. The moss independent spherical tank 5-3 stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 3 at a low temperature.

輸送システム４は、管路とポンプとを備えている。その管路は、メンブレンタンク５−１の内部とモス独立球形タンク５−３の内部とを接続し、メンブレンタンク５−２の内部とモス独立球形タンク５−３の内部とを接続している。そのポンプは、その管路を介してモス独立球形タンク５−３に貯蔵されている液化ガスをメンブレンタンク５−１に供給し、その管路を介してモス独立球形タンク５−３に貯蔵されている液化ガスをメンブレンタンク５−２に供給する。   The transportation system 4 includes a pipeline and a pump. The pipe line connects the inside of the membrane tank 5-1 and the inside of the moss independent spherical tank 5-3, and connects the inside of the membrane tank 5-2 and the inside of the moss independent spherical tank 5-3. . The pump supplies the liquefied gas stored in the moss independent spherical tank 5-3 to the membrane tank 5-1 through the pipe line, and is stored in the moss independent spherical tank 5-3 through the pipe line. The liquefied gas is supplied to the membrane tank 5-2.

複数のローディングアーム６−１〜６−３の各ローディングアーム６−ｊ（ｊ＝１，２，３）は、屈曲可能である管路とその管路の一端を移動させるアクチュエータとを備えている。その管路の他端は、複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に接続されている。ローディングアーム６−ｊは、その液化ガスを輸送するタンカーが浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に係船されているときに、その管路の一端をそのタンカーに接続し、その管路を介して複数の液化ガスタンク５−１〜５−３により貯蔵された液化ガスをそのタンカーに供給する。   Each of the loading arms 6-j (j = 1, 2, 3) of the plurality of loading arms 6-1 to 6-3 includes a conduit that can be bent and an actuator that moves one end of the conduit. . The other end of the pipeline is connected to a plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3. The loading arm 6-j connects one end of the pipeline to the tanker when the tanker that transports the liquefied gas is moored to the floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1, and connects the pipeline to the tank. The liquefied gas stored in the plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 is supplied to the tanker.

居住区７は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の乗員が待機する建家を形成している。ヘリポート８は、ヘリコプターが離発着する離着陸場を形成している。そのヘリコプターは、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の乗員が浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１から退避することに利用される。複数の救命艇９−１〜９−２は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の乗員が浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１から退避することに利用される。   The residential area 7 forms a building on which a passenger of the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 stands by. The heliport 8 forms an airfield where the helicopter takes off and landing. The helicopter is used when an occupant of the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 evacuates from the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1. The lifeboats 9-1 to 9-2 are used when the occupant of the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 retreats from the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1.

浮体２は、船首方向１０に長い形状に形成され、船首部分１１とタンク部分１２と中央部分１４とプラント部分１５と船尾部分１６とから形成されている。船首部分１１は、浮体２の船首を形成し、浮体２のうちの船首方向１０の端を形成している船尾部分１６は、浮体２の船尾を形成し、浮体２のうちの船首方向１０の反対方向の端を形成しているタンク部分１２は、船首部分１１と船尾部分１６との間に配置され、船首部分１１に接合されている。中央部分１４は、タンク部分１２と船尾部分１６との間に配置され、タンク部分１２に接合されている。プラント部分１５は、中央部分１４と船尾部分１６との間に配置され、中央部分１４に接合され、船尾部分１６に接合されている。   The floating body 2 is formed in a shape that is long in the bow direction 10, and is formed of a bow portion 11, a tank portion 12, a central portion 14, a plant portion 15, and a stern portion 16. The bow portion 11 forms the bow of the floating body 2, and the stern portion 16 that forms the end of the bow body 10 of the floating body 2 forms the stern of the floating body 2, and the bow portion 10 of the floating body 2 extends in the bow direction 10. The tank part 12 forming the opposite end is arranged between the bow part 11 and the stern part 16 and is joined to the bow part 11. The central portion 14 is disposed between the tank portion 12 and the stern portion 16 and is joined to the tank portion 12. The plant portion 15 is disposed between the central portion 14 and the stern portion 16, joined to the central portion 14, and joined to the stern portion 16.

プラント３は、プラント部分１５に配置されている。なお、プラント３は、一部が中央部分１４に配置されることもできる。輸送システム４は、プラント部分１５に配置されている。なお、輸送システム４は、中央部分１４に配置されることもできる。居住区７とヘリポート８と複数の救命艇９−１〜９−２とは、船首部分１１に配置されている。   The plant 3 is arranged in the plant part 15. Note that a part of the plant 3 can be arranged in the central portion 14. The transport system 4 is arranged in the plant part 15. The transport system 4 can also be arranged in the central part 14. The residential area 7, the heliport 8, and the lifeboats 9-1 to 9-2 are arranged in the bow portion 11.

複数の液化ガスタンク５−１〜５−３は、タンク部分１２に配置されている。すなわち、メンブレンタンク５−１は、タンク部分１２のうちの中央部分１４に近い側に配置されている。メンブレンタンク５−２は、タンク部分１２のうちの中央に配置され、メンブレンタンク５−１の船首方向１０の側に配置されている。モス独立球形タンク５−３は、タンク部分１２のうちの船首部分１１に近い側に配置され、メンブレンタンク５−２の船首方向１０の側に配置されている。   The plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 are arranged in the tank portion 12. That is, the membrane tank 5-1 is disposed on the side of the tank portion 12 close to the central portion 14. The membrane tank 5-2 is disposed at the center of the tank portion 12, and is disposed on the bow direction 10 side of the membrane tank 5-1. The moss independent spherical tank 5-3 is disposed on the side of the tank portion 12 close to the bow portion 11, and is disposed on the bow direction 10 side of the membrane tank 5-2.

ローディングアーム６−１は、浮体２の左舷のうちのタンク部分１２に配置されている。ローディングアーム６−２は、浮体２の右舷のうちのタンク部分１２に配置されている。ローディングアーム６−３は、浮体２のうちのローディングアーム６−２の船尾側に配置され、浮体２の右舷のうちの中央部分１４に配置されている。   The loading arm 6-1 is disposed on the tank portion 12 on the port side of the floating body 2. The loading arm 6-2 is disposed on the tank portion 12 on the starboard side of the floating body 2. The loading arm 6-3 is disposed on the stern side of the loading arm 6-2 of the floating body 2, and is disposed on the central portion 14 of the starboard of the floating body 2.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、図示されていない係留システムをさらに備えている。その係留システムは、船首部分１１に配置されている。その係留システムは、一点係留システムを使用し、一端が海底に固定された係留索の他端を浮体２の船首部分１１に接続することにより、浮体２を海底に係留する。その一点係留システムとしては、内部タレット方式や外部タレット方式が例示される。その内部タレット方式は、浮体２に対してその係留索が回転可能にその係留索を船首部分１１に接続するタレットが浮体２の内部に配置される係留システムである。その外部タレット方式は、そのタレットが浮体２の外部に配置される係留システムである。浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、このような一点係留システムにより係留されることにより、風波による外力の影響や動揺を低減することができる。その係留システムには、一点係留システムの他に、多点係留システムもある。   The floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 further includes a mooring system (not shown). The mooring system is arranged in the bow part 11. The mooring system uses a one-point mooring system, and connects the other end of the mooring line, one end of which is fixed to the seabed, to the bow portion 11 of the floating body 2 to moor the floating body 2 to the seabed. Examples of the one-point mooring system include an internal turret system and an external turret system. The internal turret system is a mooring system in which a turret that connects the mooring line to the bow portion 11 is arranged inside the floating body 2 so that the mooring line can rotate with respect to the floating body 2. The external turret method is a mooring system in which the turret is arranged outside the floating body 2. The floating-type liquefied natural gas production storage / loading facility 1 is moored by such a one-point mooring system, thereby reducing the influence of external forces and fluctuations caused by wind waves. The mooring system includes a multi-point mooring system in addition to a one-point mooring system.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、さらに、複数のエスケープルート１７−１〜１７−２をさらに備えている。エスケープルート１７−１は、浮体２の左舷に沿って配置されている。エスケープルート１７−２は、浮体２の右舷に沿って配置されている。救命艇６９−１は、船首部分１１の左舷に配置され、エスケープルート１７−１の船首部分１１の側の端に接続されている。救命艇６９−２は、船首部分１１の右舷に配置され、エスケープルート１７−２の船首部分１１の側の端に接続されている。   The floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 further includes a plurality of escape routes 17-1 to 17-2. The escape route 17-1 is arranged along the port side of the floating body 2. The escape route 17-2 is disposed along the starboard side of the floating body 2. The lifeboat 69-1 is disposed on the port side of the bow portion 11, and is connected to the end of the escape route 17-1 on the bow portion 11 side. The lifeboat 69-2 is arranged on the starboard side of the bow portion 11, and is connected to the end of the escape route 17-2 on the bow portion 11 side.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、さらに、図２に示されているように、ポンプルーム２２とマシナリールーム２３とコンデンセートタンク２４とバラストタンク２５とを備えている。   As shown in FIG. 2, the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 further includes a pump room 22, a machinery room 23, a condensate tank 24, and a ballast tank 25.

マシナリールーム２３は、プラント３及び浮体２で消費される複数の用役をそれぞれ供給する複数の用役設備を備えている。たとえば、マシナリールーム２３は、電力供給設備と冷却水設備などを備えている。その電力供給設備は、プラント３及び浮体２で消費される電力を生成する。その冷却水設備は、プラント３で消費される冷却水を生成する。   The machinery room 23 includes a plurality of utility facilities that respectively supply a plurality of utilities consumed in the plant 3 and the floating body 2. For example, the machinery room 23 includes a power supply facility and a cooling water facility. The power supply facility generates power consumed by the plant 3 and the floating body 2. The cooling water facility generates cooling water consumed in the plant 3.

ポンプルーム２２は、プラント３及び浮体２で消費される用役を供給するための用役設備などが配置されている。   In the pump room 22, utility facilities for supplying utility to be consumed in the plant 3 and the floating body 2 are arranged.

コンデンセートタンク２４は、プラント３により生産されるコンデンセートを貯蔵する。バラストタンク２５は、浮体２の重量を増したり重量のバランスを取ったり曲げモーメントを軽減したりするためのバラストを積み込む。   The condensate tank 24 stores the condensate produced by the plant 3. The ballast tank 25 is loaded with ballast for increasing the weight of the floating body 2, balancing the weight, and reducing the bending moment.

浮体２は、さらに、上甲板２１と下側甲板２０とを備えている。上甲板２１は、水平面に沿う板状に形成され、浮体２の上部の概ね全体にわたって配置され、平坦な床を形成している。下側甲板２０は、水平面に沿う板状に形成され、上甲板２１の概ね全体の直下に配置され、平坦な床を形成している。プラント３は、上甲板２１のうちのプラント部分１５を構成する部分の上に配置されている。ローディングアーム６−１とローディングアーム６−２とは、それぞれ、上甲板２１のうちのタンク部分１２を構成する部分の上に配置されている。ローディングアーム６−３は、上甲板２１のうちの中央部分１４を構成する部分の上に配置されている。   The floating body 2 further includes an upper deck 21 and a lower deck 20. The upper deck 21 is formed in a plate shape along a horizontal plane, and is disposed over substantially the entire upper portion of the floating body 2 to form a flat floor. The lower deck 20 is formed in a plate shape along a horizontal plane, and is disposed directly below the entire upper deck 21 to form a flat floor. The plant 3 is disposed on a portion of the upper deck 21 that constitutes the plant portion 15. The loading arm 6-1 and the loading arm 6-2 are respectively disposed on a portion of the upper deck 21 that constitutes the tank portion 12. The loading arm 6-3 is disposed on a portion of the upper deck 21 that constitutes the central portion 14.

居住区７とヘリポート８とは、船首部分１１の上甲板２１の上に配置されている。マシナリールーム２３とコンデンセートタンク２４とは、プラント部分１５の上甲板２１の下に配置され、プラント部分１５に支持されている。ポンプルーム２２とバラストタンク２５とは、中央部分１４の上甲板２１の下に配置され、中央部分１４に支持されている。   The residential area 7 and the heliport 8 are disposed on the upper deck 21 of the bow portion 11. The machinery room 23 and the condensate tank 24 are arranged below the upper deck 21 of the plant part 15 and supported by the plant part 15. The pump room 22 and the ballast tank 25 are disposed below the upper deck 21 of the central portion 14 and supported by the central portion 14.

複数のエスケープルート１７−１〜１７−２の各エスケープルート１７−ｉ（ｉ＝１，２）は、プラント側エスケープルート２６−ｉとタンク側エスケープルート２７−ｉと階段３１−ｉと建家３２−ｉと階段３４−ｉと建家３５−ｉとを備えている。   Each escape route 17-i (i = 1, 2) of the plurality of escape routes 17-1 to 17-2 includes a plant-side escape route 26-i, a tank-side escape route 27-i, a staircase 31-i, and a building 32-i. Stairs 34-i and a building 35-i are provided.

プラント側エスケープルート２６−ｉは、浮体２のうちの船尾部分１６とプラント部分１５と中央部分１４とに配置され、船尾部分１６から中央部分１４までの通路を形成している。プラント側エスケープルート２６−１〜２６−２は、下側甲板２０の上に配置され、上甲板２１の下に配置され、浮体２の内部に形成されている。すなわち、上甲板２１は、プラント側エスケープルート２６−１〜２６−２とプラント３とを隔離している。メンブレンタンク５−１、５−２の上にプラントが設置される場合は、そのプラントが設置される部分のエスケープルートはプラント側エスケープルート２６−ｉに属する。   The plant-side escape route 26-i is disposed in the stern portion 16, the plant portion 15, and the central portion 14 of the floating body 2, and forms a passage from the stern portion 16 to the central portion 14. The plant-side escape routes 26-1 to 26-2 are disposed on the lower deck 20, disposed below the upper deck 21, and formed inside the floating body 2. That is, the upper deck 21 isolates the plant side escape routes 26-1 to 26-2 from the plant 3. When a plant is installed on the membrane tanks 5-1, 5-2, the escape route of the part where the plant is installed belongs to the plant-side escape route 26-i.

タンク側エスケープルート２７−ｉは、浮体２のうちの中央部分１４とタンク部分１２と船首部分１１とに配置され、中央部分１４から船首部分１１までの通路を形成している。タンク側エスケープルート２７−１〜２７−２は、上甲板２１の上に配置され、浮体２の外部に形成されている。このため、タンク側エスケープルート２７−１〜２７−２を通過する乗員は、プラント３を目視することができる。   The tank side escape route 27-i is disposed in the central portion 14, the tank portion 12, and the bow portion 11 of the floating body 2, and forms a passage from the central portion 14 to the bow portion 11. The tank side escape routes 27-1 to 27-2 are arranged on the upper deck 21 and are formed outside the floating body 2. For this reason, the passenger | crew who passes the tank side escape routes 27-1 to 27-2 can visually observe the plant 3. FIG.

階段３１−ｉは、中央部分１４に配置され、プラント側エスケープルート２６−ｉと上甲板２１との間を乗員が移動することができるように、プラント側エスケープルート２６−ｉと上甲板２１とを接続している。建家３２−ｉは、中央部分１４の上甲板２１の上に配置されている。建家３２−ｉは、階段３１−ｉとプラント側エスケープルート２６−ｉとが雨風に曝されないように、建家３２−ｉの内部に階段３１−ｉが配置されるように形成されている。   The stairs 31-i are arranged in the central portion 14 and connect the plant-side escape route 26-i and the upper deck 21 so that the occupant can move between the plant-side escape route 26-i and the upper deck 21. doing. The building 32-i is disposed on the upper deck 21 of the central portion 14. The building 32-i is formed such that the stairs 31-i are arranged inside the building 32-i so that the stairs 31-i and the plant-side escape route 26-i are not exposed to rain and wind.

階段３４−ｉは、船尾部分１６に配置され、プラント側エスケープルート２６−ｉと上甲板２１との間を乗員が移動することができるように、プラント側エスケープルート２６−ｉと上甲板２１とを接続している。建家３５−ｉは、船尾部分１６の上甲板２１の上に配置されている。建家３５−ｉは、階段３４−ｉとプラント側エスケープルート２６−ｉとが雨風に曝されないように、建家３５−ｉの内部に階段３４−ｉが配置されるように形成されている。   The stairway 34-i is disposed at the stern portion 16 and connects the plant side escape route 26-i and the upper deck 21 so that the occupant can move between the plant side escape route 26-i and the upper deck 21. doing. The building 35-i is disposed on the upper deck 21 of the stern portion 16. The building 35-i is formed such that the stairs 34-i are arranged inside the building 35-i so that the stairs 34-i and the plant-side escape route 26-i are not exposed to rain and wind.

プラント側エスケープルート２６−１〜２６−２は、さらに、マシナリールーム２３にいる乗員がプラント側エスケープルート２６−１〜２６−２に移動することができるように、マシナリールーム２３に接続されている。   The plant-side escape routes 26-1 to 26-2 are further connected to the machinery room 23 so that passengers in the machinery room 23 can move to the plant-side escape routes 26-1 to 26-2.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の乗員は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に火災等に例示される事故が発生したときに、エスケープルート１７−１〜１７−２を通って、居住区７とヘリポート８と複数の救命艇９−１〜９−２とに避難する。プラント３は、複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に比較して、火災または爆発が発生する確率が高い。このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１によれば、乗員は、プラント側エスケープルート２６−１〜２６−２を通過するときに、プラント３に発生した火災または爆発による火炎や爆風が上甲板２１により遮蔽され、その火炎や爆風をより確実に避けることができる。乗員は、さらに、タンク側エスケープルート２７−１〜２７−２を通過するときに、プラント３に発生した火災を目視により確認することができる。   A passenger of the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 passes through the escape routes 17-1 to 17-2 when an accident such as a fire occurs in the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 Then, evacuate to the residential area 7, the heliport 8, and the lifeboats 9-1 to 9-2. The plant 3 has a higher probability of fire or explosion than the liquefied gas tanks 5-1 to 5-3. According to such a floating liquefied natural gas production and storage / loading facility 1, when an occupant passes through the plant-side escape routes 26-1 to 26-2, a fire or an explosion caused by a fire or explosion generated in the plant 3 occurs. It is shielded by the upper deck 21, and the flame and blast can be avoided more reliably. Further, the occupant can visually confirm a fire that has occurred in the plant 3 when passing through the tank side escape routes 27-1 to 27-2.

メンブレンタンク５−１とメンブレンタンク５−２とは、それぞれ、全体がタンク部分１２の上甲板２１の下に配置されている。このため、上甲板２１のうちのメンブレンタンク５−１とメンブレンタンク５−２との上部に配置されているエリアは、平坦である床に形成され、その床の上に様々な設備を設置することができる。モス独立球形タンク５−３は、一部が上甲板２１の上に突出するように配置されている。このため、上甲板２１のうちのモス独立球形タンク５−３の上部に配置されているエリアは、平坦である床がメンブレンタンクの場合に比べ少なく、平坦な床の上に設置する必要がある設備を設置できる割合が少ない。このため、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、モス独立球形タンクのみを備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、上甲板２１に形成される平坦である床が形成されている領域を拡大することができる。或いは、浮体の船首方向長さを短く出来る可能性がある。   The membrane tank 5-1 and the membrane tank 5-2 are respectively disposed below the upper deck 21 of the tank portion 12. For this reason, the area | region arrange | positioned in the upper part of the membrane tank 5-1 and the membrane tank 5-2 of the upper deck 21 is formed in a flat floor, and various facilities are installed on the floor. be able to. The moss independent spherical tank 5-3 is arranged so that a part thereof protrudes on the upper deck 21. For this reason, the area arrange | positioned at the upper part of the moss independent spherical tank 5-3 of the upper deck 21 has few flat floors compared with the case of a membrane tank, and needs to install on a flat floor. The rate at which equipment can be installed is low. For this reason, the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 is flat on the upper deck 21 as compared with other floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facilities including only a moss independent spherical tank. The area where the floor is formed can be enlarged. Alternatively, the length of the floating body in the bow direction may be shortened.

図３は、液化ガスを輸送するタンカーを示している。そのタンカー４１は、複数のタンク４２−１〜４２−４と接続口４３−１〜４３−２と係船索４４とを備えている。複数のタンク４２−１〜４２−４は、それぞれ、液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。係船索４４は、タンカー４１を浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に係船するために利用される。接続口４３−１〜４３−２は、それぞれ、管路を介して複数のタンク４２−１〜４２−４に接続されている。タンカー４１は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に係船されているときに、接続口４３−１〜４３−２にローディングアームが接続されることにより、複数のタンク４２−１〜４２−４に液化ガスが供給され、または、複数のタンク４２−１〜４２−４から液化ガスが取り出される。すなわち、タンカー４１は、接続口４３−１〜４３−２にローディングアーム６−１〜６−３が接続されることにより、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の複数の液化ガスタンク５−１〜５−３から複数のタンク４２−１〜４２−４に液化ガスが供給される。   FIG. 3 shows a tanker that transports liquefied gas. The tanker 41 includes a plurality of tanks 42-1 to 42-4, connection ports 43-1 to 43-2, and a mooring line 44. Each of the plurality of tanks 42-1 to 42-4 stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas at a low temperature. The mooring line 44 is used to moor the tanker 41 to the floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1. Each of the connection ports 43-1 to 43-2 is connected to a plurality of tanks 42-1 to 42-4 via a pipeline. When the tanker 41 is moored to the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1, a loading arm is connected to the connection ports 43-1 to 43-2, thereby a plurality of tanks 42-1 to 42-42. -4 is supplied with liquefied gas, or liquefied gas is taken out from the plurality of tanks 42-1 to 42-4. That is, the tanker 41 has a plurality of liquefied gas tanks 5-5 of the floating liquefied natural gas production / storage facility 1 by connecting the loading arms 6-1 to 6-3 to the connection ports 43-1 to 43-2. The liquefied gas is supplied from 1-5-3 to the plurality of tanks 42-1 to 42-4.

図３は、液化ガスを輸送する他のタンカーをさらに示している。そのタンカー４５は、複数のタンク４６−１〜４６−４と接続口４７−１〜４７−２と係船索４８とを備えている。複数のタンク４６−１〜４６−４は、それぞれ、液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。係船索４８は、タンカー４５を浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に係船するために利用される。接続口４７−１〜４７−２は、それぞれ、管路を介して複数のタンク４６−１〜４６−４に接続されている。タンカー４５は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に係船されているときに、接続口４７−１〜４７−２にローディングアームが接続されることにより、複数のタンク４６−１〜４６−４に液化ガスが供給され、または、複数のタンク４６−１〜４６−４から液化ガスが取り出される。すなわち、タンカー４５は、接続口４７−１〜４７−２にローディングアーム６−１〜６−３が接続されることにより、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の複数の液化ガスタンク５−１〜５−３から複数のタンク４６−１〜４６−４に液化ガスが供給される。   FIG. 3 further shows another tanker for transporting liquefied gas. The tanker 45 includes a plurality of tanks 46-1 to 46-4, connection ports 47-1 to 47-2, and a mooring line 48. Each of the plurality of tanks 46-1 to 46-4 stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas at a low temperature. The mooring line 48 is used to moor the tanker 45 to the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1. Each of the connection ports 47-1 to 47-2 is connected to a plurality of tanks 46-1 to 46-4 via a pipeline. When the tanker 45 is moored to the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1, a loading arm is connected to the connection ports 47-1 to 47-2, whereby a plurality of tanks 46-1 to 46-46 are connected. -4 is supplied with liquefied gas, or liquefied gas is taken out from the plurality of tanks 46-1 to 46-4. That is, the tanker 45 has a plurality of liquefied gas tanks 5- of the floating liquefied natural gas production / storage facility 1 by connecting the loading arms 6-1 to 6-3 to the connection ports 47-1 to 47-2. The liquefied gas is supplied from 1-5-3 to the plurality of tanks 46-1 to 46-4.

タンカー４５のうちの接続口４７−１〜４７−２が配置される位置は、タンカー４１のうちの接続口４３−１〜４３−２が配置される位置と異なっている。すなわち、タンカーのうちの接続口が配置される位置は、タンカーごとに異なっていることがある。   The positions of the connection ports 47-1 to 47-2 in the tanker 45 are different from the positions of the connection ports 43-1 to 43-2 in the tanker 41. That is, the position where the connection port of the tanker is arranged may be different for each tanker.

本発明による液化天然ガス生産貯蔵積出方法は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１を用いて実行される。浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、所定の海域に係留されているときに、海底のガス田から採掘された天然ガスが供給される。浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、プラント３がその天然ガスからコンデンセートと液化ガスとを生産し、そのコンデンセートをコンデンセートタンク２４に貯蔵する。   The liquefied natural gas production storage loading / unloading method according to the present invention is carried out using the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1. The floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 is supplied with natural gas extracted from a gas field on the seabed when it is moored in a predetermined sea area. In the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1, the plant 3 produces condensate and liquefied gas from the natural gas, and stores the condensate in the condensate tank 24.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、まず、プラント３により生産された液化ガスをモス独立球形タンク５−３に供給し、モス独立球形タンク５−３がその液化ガスを貯蔵する。浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、メンブレンタンク５−１が満載状態になる量の液化ガスがモス独立球形タンク５−３に貯蔵された後に、メンブレンタンク５−１が満載状態になるまで、輸送システム４がモス独立球形タンク５−３からメンブレンタンク５−１に液化ガスを供給する。浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、さらに、メンブレンタンク５−２が満載状態になる量の液化ガスがモス独立球形タンク５−３に貯蔵された後に、メンブレンタンク５−２が満載状態になるまで、輸送システム４がモス独立球形タンク５−３からメンブレンタンク５−２に液化ガスを供給する。   The floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 first supplies the liquefied gas produced by the plant 3 to the moss independent spherical tank 5-3, and the moss independent sphere tank 5-3 stores the liquefied gas. The floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 is configured such that the membrane tank 5-1 is fully loaded after the liquefied gas is stored in the moss independent spherical tank 5-3 so that the membrane tank 5-1 is fully loaded. Until then, the transportation system 4 supplies the liquefied gas from the moss independent spherical tank 5-3 to the membrane tank 5-1. The floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 is further loaded with the membrane tank 5-2 after the liquefied gas is stored in the moss independent spherical tank 5-3 so that the membrane tank 5-2 is fully loaded. The transport system 4 supplies liquefied gas from the moss independent spherical tank 5-3 to the membrane tank 5-2 until the state is reached.

輸送システム４によりモス独立球形タンク５−３からメンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２に液化ガスを供給する速さは、プラント３により液化ガスが生産される速さに比較して、非常に速い。このような動作によれば、プラント３により生産された液化ガスをメンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２に液化ガスを供給することに比較して、メンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２が半載状態となる期間をより短縮することができる。   The speed at which the liquefied gas is supplied from the moss independent spherical tank 5-3 to the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5-2 by the transport system 4 is much higher than the speed at which the liquefied gas is produced by the plant 3. Very fast. According to such an operation, compared to supplying the liquefied gas produced by the plant 3 to the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5-2, the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5- The period during which 2 is in a semi-mounted state can be further shortened.

タンクは、液体を貯蔵しているときに振動が与えられることにより、その液化ガスが波打つスロッシングが発生する。そのスロッシングは、そのタンクに被害を与えることがある。その被害としては、そのタンクの破壊等が例示される。メンブレンタンクは、一般的に、モス独立球形タンクに比較して、スロッシングにより被害を受けやすい。メンブレンタンクは、さらに、空載状態であるときに、または、満載状態であるときに、半載状態であるときに比較して、スロッシングによる被害を受けにくい。このため、このような動作によれば、メンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２は、半載状態となる期間が短縮されることにより、スロッシングにより被害を受ける確率が低減される。その結果、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、メンブレンタンクのみを備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、スロッシングに対する耐久性を向上させることができる。   The tank is vibrated while storing the liquid, thereby generating sloshing in which the liquefied gas undulates. The sloshing can damage the tank. Examples of the damage include destruction of the tank. Membrane tanks are generally more vulnerable to sloshing than moss independent spherical tanks. Furthermore, the membrane tank is less susceptible to damage due to sloshing than when it is in an empty state, or in a full state, or in a half state. For this reason, according to such an operation | movement, the probability that the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5-2 will be damaged by sloshing by reducing the period when it will be in a semi-mounted state is reduced. As a result, the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 can improve the durability against sloshing as compared with other floating liquefied natural gas production / storage / loading facilities including only the membrane tank.

メンブレンタンクは、上甲板２１に形成される平坦である床が形成されている領域を拡大することができ、プラント設置場所として活用することが出来る。   The membrane tank can expand the area where the flat floor formed on the upper deck 21 is formed, and can be used as a plant installation location.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の右舷の所定の位置にタンカー４１が係船されたときに、ローディングアーム６−２を接続口４３−１に接続し、ローディングアーム６−３を接続口４３−２に接続する。次いで、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、ローディングアーム６−２を介して複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に貯蔵されている液化ガスをタンカー４１の複数のタンク４２−１〜４２−４に供給する。浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、さらに、ローディングアーム６−２を介してその液化ガスを複数のタンク４２−１〜４２−４に供給している最中に、ローディングアーム６−３を介して複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に貯蔵されている液化ガスを複数のタンク４２−１〜４２−４にさらに供給する。   The floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 connects the loading arm 6-2 to the connection port 43- when the tanker 41 is moored at a predetermined position on the starboard side of the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1. 1 and the loading arm 6-3 is connected to the connection port 43-2. Next, the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 uses the liquefied gas stored in the liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 via the loading arm 6-2 as a plurality of tanks 42- of the tanker 41. 1 to 42-4. The floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 further supplies the loading arm 6- 2 while supplying the liquefied gas to the plurality of tanks 42-1 to 42-4 via the loading arm 6-2. 3, the liquefied gas stored in the plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 is further supplied to the plurality of tanks 42-1 to 42-4.

このような動作によれば、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、複数のローディングアーム６−１〜６−３のうちの１つのローディングアームを介してタンカー４１に液化ガスを積み出す他の動作に比較して、タンカー４１に液化ガスをより高速に積み出すことができる。この結果、本発明による液化天然ガス生産貯蔵積出方法は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１からタンカーに液化ガスを積み出す作業の稼働率を向上させることができる。このような動作によれば、さらに、メンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２は、半載状態となる期間が短縮されることにより、スロッシングにより被害を受ける確率が低減される。   According to such an operation, the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 loads the liquefied gas onto the tanker 41 via one loading arm of the plurality of loading arms 6-1 to 6-3. Compared to other operations, the liquefied gas can be loaded onto the tanker 41 at a higher speed. As a result, the liquefied natural gas production storage loading method according to the present invention can improve the operation rate of the work of loading the liquefied gas from the floating liquefied natural gas production storage loading facility 1 to the tanker. According to such an operation, the probability that the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5-2 is damaged by sloshing is reduced by reducing the period during which the membrane tank 5-2 or the membrane tank 5-2 is in a semi-mounted state.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、さらに、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の右舷の所定の位置からずれてタンカー４１が係船された場合に、ローディングアーム６−２が接続口４３−１に接続されることができないで、かつ、ローディングアーム６−３が接続口４３−２に接続されることができないことがある。この場合に、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、ローディングアーム６−２が接続口４３−２に接続することができるときに、ローディングアーム６−２を接続口４３−２に接続し、複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に貯蔵されている液化ガスを複数のタンク４２−１〜４２−４に供給する。または、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、ローディングアーム６−３が接続口４３−１に接続することができるときに、ローディングアーム６−３を接続口４３−１に接続し、ローディングアーム６−３を介して複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に貯蔵されている液化ガスを複数のタンク４２−１〜４２−４に供給する。   The floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 further includes the loading arm 6-2 when the tanker 41 is moored out of a predetermined position on the starboard side of the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1. There are cases where the connection port 43-1 cannot be connected and the loading arm 6-3 cannot be connected to the connection port 43-2. In this case, the floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 connects the loading arm 6-2 to the connection port 43-2 when the loading arm 6-2 can be connected to the connection port 43-2. The liquefied gas stored in the plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 is supplied to the plurality of tanks 42-1 to 42-4. Alternatively, when the loading arm 6-3 can be connected to the connection port 43-1, the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 1 connects the loading arm 6-3 to the connection port 43-1, The liquefied gas stored in the plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 is supplied to the plurality of tanks 42-1 to 42-4 via the loading arm 6-3.

このような動作によれば、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、片舷にローディングアームを１つだけ備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、タンカーに液化ガスを積み出すときに、そのタンカーが係船する位置の許容範囲を拡大することができ、そのタンカーをより容易に、より強固な係船状態で係船させることができる。この結果、本発明による液化天然ガス生産貯蔵積出方法は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１からタンカーに液化ガスを積み出す作業の稼働率を向上させることができる。   According to such an operation, the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 is a tanker compared to other floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facilities each having only one loading arm. When the liquefied gas is loaded, the allowable range of the position where the tanker is moored can be expanded, and the tanker can be moored more easily and in a stronger mooring state. As a result, the liquefied natural gas production storage loading method according to the present invention can improve the operation rate of the work of loading the liquefied gas from the floating liquefied natural gas production storage loading facility 1 to the tanker.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、接続口が配置される位置がタンカー４１と異なる他のタンカーが浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の右舷に係船された場合に、ローディングアーム６−２〜６−３のうちのその接続口に接続することができるローディングアームを選択し、その選択されたローディングアーム介して複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に貯蔵されている液化ガスをそのタンカーに積み出す。このような動作によれば、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、接続口が配置される位置が互いに異なる様々なタンカーに積み出すことができ、好ましい。   The floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 is loaded when another tanker whose position of the connection port is different from the tanker 41 is moored on the starboard side of the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1. A loading arm that can be connected to the connection port among the arms 6-2 to 6-3 is selected and stored in the liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 through the selected loading arm. The liquefied gas is loaded into the tanker. According to such an operation, the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 can be loaded on various tankers having different connection positions, which is preferable.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の左舷の所定の位置にタンカー４５が係船されたときに、ローディングアーム６−１を接続口４７−２に接続する。次いで、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、ローディングアーム６−１を介して複数の液化ガスタンク５−１〜５−３に貯蔵されている液化ガスをタンカー４５の複数のタンク４６−１〜４６−４に供給する。すなわち、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、タンカーに液化ガスを積み出すときに、そのタンカーを片舷のみに係船させる必要がなく、片舷にだけローディングアームをだけ備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の両舷のうちのより適切な側の舷にそのタンカーを係船させることができる。   The floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 connects the loading arm 6-1 to the connection port 47- when the tanker 45 is moored at a predetermined position on the port side of the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1. Connect to 2. Next, the floating liquefied natural gas production and storage facility 1 uses the liquefied gas stored in the liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 via the loading arm 6-1 as the plurality of tanks 46- of the tanker 45. 1 to 46-4. That is, the floating body type liquefied natural gas production storage and loading facility 1 does not need to moor the tanker only to one side when loading the liquefied gas to the tanker. Compared to the liquefied natural gas production / storage / loading facility, the tanker can be moored on the more suitable side of the anchors of the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、さらに、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の右舷に係船されたタンカー４１に液化ガスを積み出す作業をしている最中に、タンカー４５を左舷の所定の位置に係船する作業を実行することができ、ローディングアーム６−１を介して液化ガスをタンカー４５に積み出すことができる。このような動作によれば、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１からタンカーに液化ガスを積み出す作業の稼働率を向上させることができる。   The floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 further includes a tanker during the operation of loading the liquefied gas to the tanker 41 moored on the starboard side of the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1. The operation of mooring 45 to a predetermined position on the port side can be executed, and the liquefied gas can be loaded onto the tanker 45 via the loading arm 6-1. According to such an operation, the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 can improve the operation rate of the operation of loading the liquefied gas from the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 to the tanker. .

なお、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、右舷に適切に２隻のタンカーを係船することができるときに、その２隻のタンカーのうちの一方のタンカーにローディングアーム６−２を介して液化ガスを積み出し、その２隻のタンカーのうちの他方のタンカーにローディングアーム６−３を介して液化ガスを積み出すことができる。この場合も、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、その一方のタンカーに液化ガスを積み出している最中に、その他方のタンカーを係船する作業を実行することができ、その他方のタンカーに液化ガスを積み出す作業を実行することができる。すなわち、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、右舷に２隻のタンカーを係船するときに、同様にして、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１からタンカーに液化ガスを積み出す作業の稼働率を向上させることができる。   When the floating liquefied natural gas production and storage / loading facility 1 can properly moor two tankers on the starboard, the loading arm 6-2 is attached to one of the two tankers. The liquefied gas can be loaded via the loading arm 6-3 to the other tanker of the two tankers. Also in this case, the floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 can execute the work of mooring the other tanker while the liquefied gas is being loaded on the one tanker. The operation of unloading the liquefied gas to the tanker can be performed. In other words, the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 similarly loads the liquefied gas from the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 to the tanker when two tankers are moored on the starboard. The operation rate of work can be improved.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、メンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２に貯蔵されている液化ガスを優先的にタンカーに積み出すことにより、メンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２が半載状態となる期間が短縮されることにより、スロッシングにより被害を受ける確率が低減される。なお、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、メンブレンタンク５−１とメンブレンタンク５−２とが半載状態とならないように、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１に係船されているタンカーにモス独立球形タンク５−３に貯蔵されている液化ガスを積み出すこともできる。   The floating-type liquefied natural gas production storage / loading facility 1 preferentially loads the liquefied gas stored in the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5-2 into the tanker, whereby the membrane tank 5-1 or the membrane tank. By reducing the period during which 5-2 is in the semi-mounted state, the probability of being damaged by sloshing is reduced. The floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 is moored by the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 so that the membrane tank 5-1 and the membrane tank 5-2 are not semi-mounted. The liquefied gas stored in the moss independent spherical tank 5-3 can be loaded on the tanker.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１は、上甲板２１のうちのメンブレンタンク５−１またはメンブレンタンク５−２の上の領域に他のプラントを追加して備えることもでき、エリアを有効活用出来る。   The floating liquefied natural gas production storage and loading facility 1 can be provided with another plant added to the area above the membrane tank 5-1 or the membrane tank 5-2 in the upper deck 21, and the area is effective. Can be used.

なお、モス独立球形タンク５−３は、スロッシングによる被害を受けにくい他のタンクに置換されることもできる。そのタンクとしては、独立方形タンクが例示される。その独立方形タンクは、直方体に形成され、支持構造と断熱材とを備えている。その支持構造は、液化ガスを貯蔵する容器に形成され、浮体２に支持されている。その支持構造は、浮体２に支持されていなくても、その容器が液化ガスを貯蔵することができるように、十分な強度を有している。その断熱材は、熱伝導しにくい物質から形成され、その支持構造の周囲を被覆している。その独立方形タンクは、プラント３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備は、既述の実施の形態における浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１と同様にして、メンブレンタンク５−１とメンブレンタンク５−２とが半載状態となる期間を短縮することができ、スロッシングにより被害を受ける確率を低減することができる。   It should be noted that the moss independent spherical tank 5-3 can be replaced with another tank that is not easily damaged by sloshing. An example of the tank is an independent square tank. The independent rectangular tank is formed in a rectangular parallelepiped and includes a support structure and a heat insulating material. The support structure is formed in a container that stores liquefied gas and is supported by the floating body 2. The support structure has sufficient strength so that the container can store the liquefied gas even if it is not supported by the floating body 2. The heat insulating material is formed of a material that is difficult to conduct heat and covers the periphery of the support structure. The independent square tank stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 3 at a low temperature. Such a floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility is similar to the floating liquefied natural gas production storage loading / unloading facility 1 in the embodiment described above. Can be shortened, and the probability of being damaged by sloshing can be reduced.

なお、複数の液化ガスタンク５−１〜５−３は、モス独立球形タンクと独立方形タンクとから形成されることもできる。このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備は、モス独立球形タンクのみを備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、上甲板２１に形成される平坦である床を拡大することができる。このとき、このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備は、その拡大された床にさらに他のプラントを追加して備えることもできる。モス独立球形タンクは、一般的に、独立方形タンクに比較して、建造コストがより安価である。このため、このような浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備は、さらに、独立方形タンクのみを備える他の浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備に比較して、建造コストがより安価であり、好ましい。   The plurality of liquefied gas tanks 5-1 to 5-3 may be formed of a moss independent spherical tank and an independent square tank. Such a floating liquefied natural gas production storage loading and unloading facility is a flat floor formed on the upper deck 21 as compared with other floating liquefied natural gas production storage loading and unloading facilities having only a moss independent spherical tank. Can be enlarged. At this time, such a floating liquefied natural gas production storage and loading facility can be provided with another plant added to the expanded floor. Moss independent spherical tanks are generally less expensive to build than independent square tanks. For this reason, such a floating liquefied natural gas production / storage / loading facility has a lower construction cost than other floating liquefied natural gas production / storage / loading facilities having only an independent rectangular tank. ,preferable.

図４は、本発明による浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備の実施の他の形態を示している。その浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、浮体６２とプラント６３と複数の液化ガスタンク６５−１〜６５−３と複数のローディングアーム６６−１〜６６−３と居住区６７とヘリポート６８と複数の救命艇６９−１〜６９−２とを備えている。複数の液化ガスタンク６５−１〜６５−３は、メンブレンタンク６５−１とメンブレンタンク６５−２とモス独立球形タンク６５−３とから形成されている。浮体６２は、海洋に浮かぶ船体を形成し、プラント６３と複数の液化ガスタンク６５−１〜６５−３と複数のローディングアーム６６−１〜６６−３と居住区６７とヘリポート６８とをその海洋上に支持している。   FIG. 4 shows another embodiment of the floating liquefied natural gas production storage and loading facility according to the present invention. The floating liquefied natural gas production storage and loading facility 61 includes a floating body 62, a plant 63, a plurality of liquefied gas tanks 65-1 to 65-3, a plurality of loading arms 66-1 to 66-3, a residential area 67, and a heliport 68. And a plurality of lifeboats 69-1 to 69-2. The plurality of liquefied gas tanks 65-1 to 65-3 are formed of a membrane tank 65-1, a membrane tank 65-2, and a moss independent spherical tank 65-3. The floating body 62 forms a hull floating in the ocean, and the plant 63, the plurality of liquefied gas tanks 65-1 to 65-3, the plurality of loading arms 66-1 to 66-3, the residential area 67, and the heliport 68 are arranged on the ocean. I support it.

プラント６３は、プラント３と同様にして、ガス田から採掘された天然ガスからコンデンセートと液化ガスとを生成する。   The plant 63 generates condensate and liquefied gas from natural gas mined from the gas field in the same manner as the plant 3.

メンブレンタンク６５−１は、メンブレンタンク５−１と同様に構成され、プラント６３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。メンブレンタンク６５−２は、メンブレンタンク５−２と同様に構成され、プラント６３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。モス独立球形タンク６５−３は、モス独立球形タンク５−３と同様に構成され、プラント６３により生成された液化ガスを低温に保冷することにより、その液化ガスを液体の状態で貯蔵する。   The membrane tank 65-1 is configured in the same manner as the membrane tank 5-1, and stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 63 at a low temperature. The membrane tank 65-2 is configured in the same manner as the membrane tank 5-2, and stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 63 at a low temperature. The moss independent spherical tank 65-3 is configured similarly to the moss independent spherical tank 5-3, and stores the liquefied gas in a liquid state by keeping the liquefied gas generated by the plant 63 at a low temperature.

輸送システム６４は、輸送システム４と同様に構成され、モス独立球形タンク６５−３に貯蔵されている液化ガスをメンブレンタンク６５−１に供給し、モス独立球形タンク６５−３に貯蔵されている液化ガスをメンブレンタンク６５−２に供給する。   The transport system 64 is configured in the same manner as the transport system 4, and supplies the liquefied gas stored in the moss independent spherical tank 65-3 to the membrane tank 65-1, and is stored in the moss independent spherical tank 65-3. The liquefied gas is supplied to the membrane tank 65-2.

複数のローディングアーム６６−１〜６６−３は、その液化ガスを輸送するタンカーが浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１に係船されているときに、複数の液化ガスタンク６５−１〜６５−３により貯蔵された液化ガスをそのタンカーに供給する。複数のローディングアーム６６−１〜６６−３の各ローディングアーム６６−ｊは、ローディングアーム６−ｊと同様にして、その液化ガスを輸送するタンカーが浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１に係船されているときに、そのタンカーに接続されることにより、複数の液化ガスタンク６５−１〜６５−３により貯蔵された液化ガスをそのタンカーに供給する。   The plurality of loading arms 66-1 to 66-3 have a plurality of liquefied gas tanks 65-1 to 65-when a tanker for transporting the liquefied gas is moored to the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 61. The liquefied gas stored in 3 is supplied to the tanker. Each of the loading arms 66-j of the plurality of loading arms 66-1 to 66-3 has a tanker for transporting the liquefied gas in the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 61 in the same manner as the loading arm 6-j. When being moored, the liquefied gas stored in the liquefied gas tanks 65-1 to 65-3 is supplied to the tanker by being connected to the tanker.

居住区６７は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１の乗員が待機する建家を形成している。ヘリポート６８は、ヘリコプターが離発着する離着陸場を形成している。そのヘリコプターは、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１の乗員が浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１から退避することに利用される。複数の救命艇６９−１〜６９−２は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１の乗員が浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１から退避することに利用される。   The residential area 67 forms a building on which a passenger of the floating liquefied natural gas production storage and loading facility 61 is on standby. The heliport 68 forms a take-off and landing field where helicopters take off and land. The helicopter is used for the occupant of the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61 to evacuate the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61. The lifeboats 69-1 to 69-2 are used for the occupant of the floating liquefied natural gas production and storage facility 61 to evacuate from the floating liquefied natural gas production and storage facility 61.

浮体６２は、船首方向７０に長い形状に形成され、船首部分７１とプラント部分７２と中央部分７４とタンク部分７５と船尾部分７６とから形成されている。船首部分７１は、浮体６２の船首を形成し、浮体６２のうちの船首方向７０の端を形成している船尾部分７６は、浮体６２の船尾を形成し、浮体６２のうちの船首方向７０の反対方向の端を形成している。プラント部分７２は、船首部分７１と船尾部分７６との間に配置され、船首部分７１に接合されている。中央部分７４は、プラント部分７２と船尾部分７６との間に配置され、プラント部分７２に接合されている。タンク部分７５は、中央部分７４と船尾部分７６との間に配置され、中央部分７４に接合され、船尾部分７６に接合されている。   The floating body 62 is formed in a shape that is long in the bow direction 70, and is formed of a bow portion 71, a plant portion 72, a central portion 74, a tank portion 75, and a stern portion 76. The bow portion 71 forms the bow of the floating body 62, and the stern portion 76, which forms the end of the bow direction 70 of the floating body 62, forms the stern of the floating body 62, and the bow portion 70 of the floating body 62 extends in the bow direction 70. The opposite end is formed. The plant portion 72 is disposed between the bow portion 71 and the stern portion 76 and is joined to the bow portion 71. The central portion 74 is disposed between the plant portion 72 and the stern portion 76 and is joined to the plant portion 72. The tank portion 75 is disposed between the central portion 74 and the stern portion 76, joined to the central portion 74, and joined to the stern portion 76.

プラント６３は、プラント部分７２に配置されている。なお、プラント６３は、一部が中央部分７４に配置されることもできる。輸送システム６４は、プラント部分７２に配置されている。なお、輸送システム６４は、中央部分７４に配置されることもできる。居住区６７とヘリポート６８と複数の救命艇６９−１〜６９−２とは、船首部分７１に支持されている。   The plant 63 is disposed in the plant portion 72. Note that a part of the plant 63 may be arranged in the central portion 74. The transport system 64 is located in the plant part 72. It should be noted that the transport system 64 can also be located in the central portion 74. The residential area 67, the heliport 68, and the lifeboats 69-1 to 69-2 are supported by the bow portion 71.

複数の液化ガスタンク６５−１〜６５−３は、タンク部分７５に支持されている。すなわち、メンブレンタンク６５−１は、タンク部分７５のうちの中央部分７４に近い側に配置されている。メンブレンタンク６５−２は、タンク部分７５のうちの中央に配置され、メンブレンタンク６５−１の船首方向７０の反対方向の側に配置されている。モス独立球形タンク６５−３は、タンク部分７５のうちの船尾部分７６に近い側に配置され、メンブレンタンク６５−２の船首方向７０の反対方向の側に配置されている。   The plurality of liquefied gas tanks 65-1 to 65-3 are supported by the tank portion 75. That is, the membrane tank 65-1 is arranged on the side close to the central portion 74 in the tank portion 75. The membrane tank 65-2 is disposed at the center of the tank portion 75, and is disposed on the opposite side of the bow direction 70 of the membrane tank 65-1. The moss independent spherical tank 65-3 is disposed on the side close to the stern portion 76 of the tank portion 75, and is disposed on the opposite side of the bow direction 70 of the membrane tank 65-2.

ローディングアーム６６−１は、浮体６２の左舷のうちのタンク部分７５に配置されている。ローディングアーム６６−２は、浮体６２の右舷のうちのタンク部分７５に配置されている。ローディングアーム６６−３は、浮体６２のうちのローディングアーム６６−２の船首側に配置され、浮体６２の右舷のうちの中央部分７４に配置されている。   The loading arm 66-1 is disposed in the tank portion 75 on the port side of the floating body 62. The loading arm 66-2 is disposed in the tank portion 75 on the starboard side of the floating body 62. The loading arm 66-3 is disposed on the bow side of the loading arm 66-2 of the floating body 62, and is disposed on the central portion 74 of the starboard side of the floating body 62.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、図示されていない係留システムをさらに備えている。その係留システムは、船首部分７１に支持されている。その係留システムは、係留索を浮体６２の船首部分７１に保持させることにより、浮体６２を海底に係留する。   The floating liquefied natural gas production storage / loading facility 61 further includes a mooring system (not shown). The mooring system is supported on the bow portion 71. The mooring system moores the floating body 62 to the seabed by holding the mooring line on the bow portion 71 of the floating body 62.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、さらに、複数のエスケープルート７７−１〜７７−２をさらに備えている。エスケープルート７７−１は、浮体６２の左舷に沿って配置されている。エスケープルート７７−２は、浮体６２の右舷に沿って配置されている。救命艇６９−１は、船尾部分７６の左舷に配置され、エスケープルート７７−１の船尾部分７６の側の端に接続されている。救命艇６９−２は、船尾部分７６の右舷に配置され、エスケープルート７７−２の船尾部分７６の側の端に接続されている。   The floating liquefied natural gas production storage / loading facility 61 further includes a plurality of escape routes 77-1 to 77-2. The escape route 77-1 is arranged along the port side of the floating body 62. The escape route 77-2 is arranged along the starboard side of the floating body 62. The lifeboat 69-1 is disposed on the port side of the stern portion 76, and is connected to the end of the escape route 77-1 on the stern portion 76 side. The lifeboat 69-2 is disposed on the starboard side of the stern portion 76, and is connected to the end of the escape route 77-2 on the stern portion 76 side.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、さらに、図５に示されているように、ポンプルーム８２とマシナリールーム８３とコンデンセートタンク８４とバラストタンク８５とを備えている。マシナリールーム８３は、マシナリールーム２３と同様にして、プラント６３及び浮体６２で消費される複数の用役をそれぞれ供給する複数の用役設備を備えている。ポンプルーム８２は、ポンプルーム２２と同様にして、プラント６３及び浮体で消費される用役を供給するための用役設備などが配置されている。コンデンセートタンク８４は、プラント６３により生産されるコンデンセートを貯蔵する。バラストタンク８５は、浮体６２の重量を増したり重量のバランスを取ったり曲げモーメントを軽減したりするためのバラストを積み込む。   As shown in FIG. 5, the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 61 further includes a pump room 82, a machinery room 83, a condensate tank 84, and a ballast tank 85. The machinery room 83 includes a plurality of utility facilities that respectively supply a plurality of utilities consumed by the plant 63 and the floating body 62 in the same manner as the machinery room 23. Similarly to the pump room 22, the pump room 82 is provided with a plant 63 and utility facilities for supplying utility consumed by the floating body. The condensate tank 84 stores the condensate produced by the plant 63. The ballast tank 85 is loaded with ballast for increasing the weight of the floating body 62, balancing the weight, and reducing the bending moment.

浮体６２は、さらに、上甲板８１と下側甲板８０とを備えている。上甲板８１は、水平面に沿う板状に形成され、浮体６２の上部の概ね全体にわたって配置され、平坦な床を形成している。下側甲板８０は、水平面に沿う板状に形成され、上甲板８１の概ね全体の直下に配置され、平坦な床を形成している。プラント６３は、プラント部分７２の上甲板８１の上に配置されている。ローディングアーム６６−１〜６６−３は、上甲板８１の上に配置されている。居住区６７とヘリポート６８とは、船首部分７１の上甲板８１の上に配置されている。マシナリールーム８３とコンデンセートタンク８４とは、プラント部分７２の上甲板８１の下に配置され、プラント部分７２に支持されている。ポンプルーム８２とバラストタンク８５とは、中央部分７４の上甲板８１の下に配置され、中央部分７４に支持されている。   The floating body 62 further includes an upper deck 81 and a lower deck 80. The upper deck 81 is formed in a plate shape along a horizontal plane, and is disposed over substantially the entire upper portion of the floating body 62 to form a flat floor. The lower deck 80 is formed in a plate shape along a horizontal plane, and is disposed directly below the entire upper deck 81 to form a flat floor. The plant 63 is disposed on the upper deck 81 of the plant portion 72. The loading arms 66-1 to 66-3 are arranged on the upper deck 81. The residential area 67 and the heliport 68 are disposed on the upper deck 81 of the bow portion 71. The machinery room 83 and the condensate tank 84 are disposed below the upper deck 81 of the plant part 72 and supported by the plant part 72. The pump room 82 and the ballast tank 85 are disposed below the upper deck 81 of the central portion 74 and supported by the central portion 74.

複数のエスケープルート７７−１〜７７−２の各エスケープルート７７−ｉは、プラント側エスケープルート８６−ｉとタンク側エスケープルート８７−ｉと階段９１−ｉと建家９２−ｉと階段９４−ｉと建家９５−ｉとを備えている。   Each of the escape routes 77-i of the plurality of escape routes 77-1 to 77-2 includes a plant-side escape route 86-i, a tank-side escape route 87-i, a staircase 91-i, a building 92-i, a staircase 94-i, and a building. 95-i.

プラント側エスケープルート８６−ｉは、浮体６２のうちの船首部分７１とプラント部分７２と中央部分７４とに配置され、船首部分７１から中央部分７４までの通路を形成している。プラント側エスケープルート８６−１〜８６−２は、下側甲板８０の上に配置され、上甲板８１の下に配置され、浮体６２の内部に形成されている。すなわち、上甲板８１は、プラント側エスケープルート８６−１〜８６−２とプラント６３とを隔離している。メンブレンタンク６５−１、６５−２の上にプラントが設置される場合は、そのプラントが設置される部分のエスケープルートはプラント側エスケープルート８６−ｉに属する。   The plant-side escape route 86-i is disposed in the bow portion 71, the plant portion 72, and the central portion 74 of the floating body 62, and forms a passage from the bow portion 71 to the central portion 74. The plant-side escape routes 86-1 to 86-2 are disposed on the lower deck 80, disposed below the upper deck 81, and formed inside the floating body 62. That is, the upper deck 81 isolates the plant-side escape routes 86-1 to 86-2 from the plant 63. When a plant is installed on the membrane tanks 65-1, 65-2, the escape route of the part where the plant is installed belongs to the plant-side escape route 86-i.

タンク側エスケープルート８７−ｉは、浮体６２のうちの中央部分７４とタンク部分７５と船尾部分７６とに配置され、中央部分７４から船尾部分７６までの通路を形成している。タンク側エスケープルート８７−１〜８７−２は、上甲板８１の上に配置され、浮体６２の外部に形成されている。このため、タンク側エスケープルート８７−１〜８７−２を通過する乗員は、プラント６３を目視することができる。   The tank side escape route 87-i is disposed in the central portion 74, the tank portion 75, and the stern portion 76 of the floating body 62, and forms a passage from the central portion 74 to the stern portion 76. The tank side escape routes 87-1 to 87-2 are disposed on the upper deck 81 and formed outside the floating body 62. For this reason, the passenger | crew who passes the tank side escape route 87-1 to 87-2 can see the plant 63 visually.

階段９１−ｉは、中央部分７４に配置され、プラント側エスケープルート８６−ｉと上甲板８１との間を乗員が移動することができるように、プラント側エスケープルート８６−ｉと上甲板８１とを接続している。建家９２−ｉは、中央部分７４の上甲板８１の上に配置されている。建家９２−ｉは、階段９１−ｉとプラント側エスケープルート８６−ｉとが雨風に曝されないように、建家９２−ｉの内部に階段９１−ｉが配置されるように形成されている。   The stairs 91-i is arranged in the central portion 74, and connects the plant-side escape route 86-i and the upper deck 81 so that the occupant can move between the plant-side escape route 86-i and the upper deck 81. doing. The building 92-i is disposed on the upper deck 81 of the central portion 74. The building 92-i is formed such that the stairs 91-i are arranged inside the building 92-i so that the stairs 91-i and the plant-side escape route 86-i are not exposed to rain and wind.

階段９４−ｉは、船首部分７１に配置され、プラント側エスケープルート８６−ｉと上甲板８１との間を乗員が移動することができるように、プラント側エスケープルート８６−ｉと上甲板８１とを接続している。建家９５−ｉは、船首部分７１の上甲板８１の上に配置されている。建家９５−ｉは、階段９４−ｉとプラント側エスケープルート８６−ｉとが雨風に曝されないように、建家９５−ｉの内部に階段９４−ｉが配置されるように形成されている。   The stairs 94-i are arranged at the bow portion 71 and connect the plant-side escape route 86-i and the upper deck 81 so that the occupant can move between the plant-side escape route 86-i and the upper deck 81. doing. The building 95-i is disposed on the upper deck 81 of the bow portion 71. The building 95-i is formed such that the stairs 94-i are arranged inside the building 95-i so that the stairs 94-i and the plant-side escape route 86-i are not exposed to rain and wind.

プラント側エスケープルート８６−１〜８６−２は、さらに、マシナリールーム８３にいる乗員がプラント側エスケープルート８６−１〜８６−２に移動することができるように、マシナリールーム８３に接続されている。   The plant-side escape routes 86-1 to 86-2 are further connected to the machinery room 83 so that an occupant in the machinery room 83 can move to the plant-side escape routes 86-1 to 86-2.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１の乗員は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１に火災等に例示される事故が発生したときに、エスケープルート７７−１〜７７−２を通って、居住区６７とヘリポート６８と複数の救命艇６９−１〜６９−２とに避難する。このようなエスケープルート７７−１〜７７−２は、既述の実施の形態におけるエスケープルート１７−１〜１７−２と同様にして、使い勝手が良い。   An occupant of the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61 passes through the escape routes 77-1 to 77-2 when an accident such as a fire occurs in the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61. Then, evacuate to the residential area 67, the heliport 68, and a plurality of lifeboats 69-1 to 69-2. Such escape routes 77-1 to 77-2 are easy to use in the same manner as the escape routes 17-1 to 17-2 in the above-described embodiment.

メンブレンタンク６５−１とメンブレンタンク６５−２とは、それぞれ、全体がタンク部分７５の上甲板８１の下に配置されている。このため、上甲板８１のうちのメンブレンタンク６５−１とメンブレンタンク６５−２との上部に配置されているエリアは、平坦である床に形成され、その床の上に様々な設備を設置することができ、エリアを有効活用出来る。   The membrane tank 65-1 and the membrane tank 65-2 are respectively disposed below the upper deck 81 of the tank portion 75. For this reason, the area | region arrange | positioned in the upper part of the membrane tank 65-1 and the membrane tank 65-2 of the upper deck 81 is formed in the flat floor, and installs various installations on the floor. Can use the area effectively.

本発明による液化天然ガス生産貯蔵積出方法は、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１の船首と船尾とを交換した浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１を用いて実行されることができ、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、既述の実施の形態における浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１と同様にして、様々なリクスを低減することができる。すなわち、浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、メンブレンタンク６５−１またはメンブレンタンク６５−２が半載状態となる期間を短縮することができ、スロッシングにより被害を受ける確率を低減することができる。   The liquefied natural gas production / storage / unloading method according to the present invention is executed by using a floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61 in which the bow and stern of the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 are exchanged. The floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61 can reduce various risks in the same manner as the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 in the embodiment described above. In other words, the floating liquefied natural gas production storage / loading facility 61 can shorten the period during which the membrane tank 65-1 or the membrane tank 65-2 is in a semi-mounted state, and reduce the probability of being damaged by sloshing. Can do.

浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備６１は、さらに、既述の実施の形態における浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備１と同様にして、上甲板８１のうちのメンブレンタンク６５−１またはメンブレンタンク６５−２の上の領域に他のプラントを追加して備えることもでき、エリアを有効活用出来る。   The floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 61 is further configured in the same manner as the floating liquefied natural gas production / storage / loading facility 1 in the above-described embodiment. Another plant can be additionally provided in the area above the membrane tank 65-2, and the area can be used effectively.

１ ：浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備
２ ：浮体
３ ：プラント
４ ：輸送システム
５−１〜５−３：液化ガスタンク
５−１：メンブレンタンク
５−２：メンブレンタンク
５−３：モス独立球形タンク
６−１〜６−３：ローディングアーム
７ ：居住区
８ ：ヘリポート
９−１〜９−２：複数の救命艇
１０：船首方向
１１：船首部分
１２：タンク部分
１４：中央部分
１５：プラント部分
１６：船尾部分
１７−１〜１７−２：エスケープルート
２０：下側甲板
２１：上甲板
２２：ポンプルーム
２３：マシナリールーム
２４：コンデンセートタンク
２５：バラストタンク
２６−１〜２６−２：プラント側エスケープルート
２７−１〜２７−２：タンク側エスケープルート
３１−１〜３１−２：階段
３２−１〜３２−２：建家
３４−１〜３４−２：階段
３５−１〜３５−２：建家
４１：タンカー
４２−１〜４２−４：複数のタンク
４３−１〜４３−２：接続口
４４：係船索
４５：タンカー
４６−１〜４６−４：複数のタンク
４７−１〜４７−２：接続口
４８：係船索
６１：浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備
６２：浮体
６３：プラント
６４：輸送システム
６５−１〜６５−３：複数の液化ガスタンク
６５−１：メンブレンタンク
６５−２：メンブレンタンク
６５−３：モス独立球形タンク
６６−１〜６６−３：複数のローディングアーム
６７：居住区
６８：ヘリポート
６９−１〜６９−２：複数の救命艇
７０：船首方向
７１：船首部分
７２：プラント部分
７４：中央部分
７５：タンク部分
７６：船尾部分
７７−１〜７７−２：エスケープルート
８０：下側甲板
８１：上甲板
８２：ポンプルーム
８３：マシナリールーム
８４：コンデンセートタンク
８５：バラストタンク
８６−１〜８６−２：プラント側エスケープルート
８７−１〜８７−２：タンク側エスケープルート
９１−１〜９１−２：階段
９２−１〜９２−２：建家
９４−１〜９４−２：階段
９５−１〜９５−２：建家 1: Floating liquefied natural gas production storage and loading facility 2: Floating body 3: Plant 4: Transport system 5-1 to 5-3: Liquefied gas tank 5-1: Membrane tank 5-2: Membrane tank 5-3: Moss independent Spherical tanks 6-1 to 6-3: loading arm 7: residential area 8: heliport 9-1 to 9-2: lifeboats 10: bow direction 11: bow part 12: tank part 14: central part 15: plant Part 16: Stern part 17-1 to 17-2: Escape route 20: Lower deck 21: Upper deck 22: Pump room 23: Machinery room 24: Condensate tank 25: Ballast tank 26-1 to 26-2: Plant side escape route 27-1 to 27-2: Tank side escape route 31-1 to 31-2: Staircase 32-1 to 22-2: Building 3 -1 to 34-2: stairs 35-1 to 35-2: building 41: tanker 42-1 to 42-4: multiple tanks 43-1 to 43-2: connection port 44: mooring rope 45: tanker 46 -1 to 46-4: Multiple tanks 47-1 to 47-2: Connection port 48: Mooring line 61: Floating liquefied natural gas production and storage facility 62: Floating body 63: Plant 64: Transportation system 65-1 65-3: Multiple liquefied gas tanks 65-1: Membrane tank 65-2: Membrane tank 65-3: Moss independent spherical tank 66-1 to 66-3: Multiple loading arms 67: Residential area 68: Heliport 69-1 69-2: Multiple lifeboats 70: Bow direction 71: Bow portion 72: Plant portion 74: Center portion 75: Tank portion 76: Stern portion 77-1 to 77-2: Escape route 8 : Lower deck 81: Upper deck 82: Pump room 83: Machinery room 84: Condensate tank 85: Ballast tank 86-1 to 86-2: Plant side escape route 87-1 to 87-2: Tank side escape route 91-1 91-2: Stairs 92-1 to 92-2: Buildings 94-1 to 94-2: Stairs 95-1 to 95-2: Buildings

Claims (6)

上甲板を備える浮体と、
前記上甲板上に設けられ、採掘された天然ガスから液化天然ガスを生成するプラントと、
前記液化天然ガスを貯蔵する複数のタンクと、
前記上甲板上に設けられ、前記液化天然ガスを輸送する輸送システムと、
右舷側と左舷側の一方の前記上甲板上に、少なくとも前記複数のタンクが配置される領域と、前記複数のタンクが配置されない領域とに設けられた複数のローディングアームと
を具備し、
前記複数のタンクは、第１タンクと、前記第１タンクの種類と異なる他の種類の第２タンクとを含み、
前記輸送システムは、前記第１タンクと前記第２タンクとの間で前記液化天然ガスの詰め替えを行い、
前記複数のローディングアームの各々は前記複数のタンクに接続され、前記複数のタンクから前記液化天然ガスを供給する
浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備。 A floating body with an upper deck;
And plant to produce liquefied natural gas from the upper arranged on the deck, mining natural gas,
A plurality of tanks for storing the liquefied natural gas;
A transport system provided on the upper deck for transporting the liquefied natural gas;
The starboard side and port side of one of the upper on the deck, comprising at least the plurality of regions tank Ru are arranged, and a plurality of loading arms which are arranged in a plurality of tanks is not disposed region,
The plurality of tanks include a first tank and another type of second tank different from the type of the first tank,
The transport system performs refilling of the liquefied natural gas between the first tank and the second tank,
Each of the plurality of loading arms is connected to the plurality of tanks, and the liquefied natural gas is supplied from the plurality of tanks. 請求項１において、
前記第１タンクは、前記上甲板の上に突出するように配置され、
前記第２タンクは、前記上甲板の下に配置される
浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備。 In claim 1,
The first tank is disposed so as to protrude above the upper deck,
The second tank is a floating liquefied natural gas production storage and loading facility disposed below the upper deck. 請求項２において、
前記プラントは、前記上甲板上のうちの前記第２タンクが配置される領域に配置される
浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備。 In claim 2,
The said plant is arrange | positioned in the area | region where the said 2nd tank is arrange | positioned among the said upper deck Floating body type | mold liquefied natural gas production storage loading facilities. 上甲板を備える浮体と、
前記上甲板上に設けられ、採掘された天然ガスから液化天然ガスを生成するプラントと、
前記液化天然ガスを貯蔵する複数のタンクと、
前記上甲板上に設けられる輸送システムと、
右舷側と左舷側の一方の前記上甲板上に、少なくとも前記複数のタンクが配置される領域と、前記複数のタンクが配置されない領域とに設けられた複数のローディングアームと
を具備する浮体式液化天然ガス生産貯蔵積出設備を用いて実行される液化天然ガス生産貯蔵積出方法であり、
前記輸送システムにより前記プラントから前記複数のタンクのうちの第１タンクに前記液化天然ガスを輸送するステップと、
前記輸送システムにより前記第１タンクから前記複数のタンクのうちの第２タンクに前記液化天然ガスを輸送するステップと、
前記複数のローディングアームの少なくとも１つにより前記複数のタンクから前記浮体に係船されるタンカーに前記液化天然ガスを輸送するステップと
を具備する
液化天然ガス生産貯蔵積出方法。 A floating body with an upper deck;
A plant that is provided on the upper deck and produces liquefied natural gas from mined natural gas;
A plurality of tanks for storing the liquefied natural gas;
A transportation system provided on the upper deck;
The starboard side and port side of one of the upper on the deck, floating comprising at least said plurality of regions where the tank is Ru are arranged, and a plurality of loading arms provided on said non plurality of tanks are arranged region liquefied A liquefied natural gas production storage loading method implemented using a natural gas production storage loading facility;
Transporting the liquefied natural gas from the plant to the first tank of the plurality of tanks by the transport system;
Transporting the liquefied natural gas from the first tank to a second tank of the plurality of tanks by the transport system;
And transporting the liquefied natural gas from the plurality of tanks to a tanker moored to the floating body by at least one of the plurality of loading arms. 請求項４において、
前記第１タンクは、球形タンクであり、
前記第２タンクは、メンブレンタンクである
液化天然ガス生産貯蔵積出方法。 In claim 4,
The first tank is a spherical tank;
The second tank is a membrane tank. 請求項４において、
前記第１タンクは、独立方形タンクであり、
前記第２タンクは、メンブレンタンクである
液化天然ガス生産貯蔵積出方法。 In claim 4,
The first tank is an independent square tank;
The second tank is a membrane tank.
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