JP5879360B2 - 浮体式ｌｎｇプラント - Google Patents

Description

本発明は、少なくとも船体及び複数のＬＮＧ（液化天然ガス）貯蔵タンクを備える浮体式ＬＮＧプラントに関する。

本発明は、ＬＮＧ運搬船を浮体式ＬＮＧプラントに改造する方法にも関し、ここでＬＮＧ運搬船は少なくとも船体、複数のＬＮＧ貯蔵タンク及びＬＮＧ運搬船を安定化させるための少なくとも１つのバラストタンクを備える。

本明細書において、浮体式ＬＮＧプラントについて記述する。このような浮体式ＬＮＧプラントは、例えば浮体式生産貯蔵積出ユニット（floating production, storage and offloading unit: FPSO）、浮体式ＬＮＧ貯蔵再ガス化ユニット（floating LNG storage and regasification unit: FSRU）又はＬＮＧタンクを有する浮体式発電ユニット（floating power plant comprising LNG tanks: FPGU）である。

ＦＰＳＯ又は浮体式生産貯蔵積出ユニットは、石油及びガスを生産し貯蔵するオフショア工業で使用される浮き船である。ＦＰＳＯ船は、近くのプラント又は海底テンプレートから産出される石油又はガスを受け取り、処理し、処理した石油又はガスをタンカーに積み出す又はパイプラインで輸送することが可能になるまで貯蔵するように設計される。

ＦＰＳＯは石油又はガスタンカーの改造により得ることができ、また専用船として建造することができる。改造ＦＰＳＯの利点は、既存のタンカーを利用することで、その船体は既に利用可能でクリティカルパスに含まれないために、プロジェクトリスクが減少することにある。プロジェクトスケジュールは上甲板のみの納期に短縮され、プロジェクトの全スケールは典型的な大型石油改造ＦＰＳＯプロジェクトに同等になる。

船をＬＮＧ ＦＰＳＯに改造する既存の解決方法は、通常、船上でガスを処理するために必要とされるプロセス設備を設置するためのデッキスペースを与えるために、一つもしくは複数のガスタンクを除去することを提案している。それゆえ、従来技術により改造されたＬＮＧ ＦＰＳＯは、通常ＬＮＧ ＦＰＳＯ上の液化ガス貯蔵用の残存貯蔵用量を制限している。

国際特許出願公開ＷＯ２０１０／０５９０５９号（特許文献１）は、ＬＮＧの浮体式生産装置及びＬＮＧ運搬船を浮体式ＬＮＧ生産装置に改造する方法を開示している。特許文献１によれば、既存のＬＮＧ運搬船に、船体に固定された追加の突出船体構造部が設けられる。その後、ＬＮＧ生産用設備がこの突出船体構造部内に配設される。つまり、特許文献１によれば、突出船体構造部を付加することにより生成された追加の内部スペースを用いてガス液化プロセス設備の少なくとも一部分を収容している。

そして、特許文献１による解決方法は、ガスプロセス設備が密閉空間内に収容され、ガスプロセス設備から漏れたガスが密閉空間内で爆発する危険があるために極めて危険な状態をもたらし得るという欠点を有する。

別の欠点は、特許文献１によれば、ガス液化プロセス設備が船体の側面に生成した空間内に設置されることに関連し、例えばシャトルタンカーとの側面衝突が起こりえることを考えると、この構造は危険である。このような側面衝突は突出船体構造部内のガスプロセス設備を直接損傷し得る。

国際特許出願公開第２０１０／０５９０５９号公報

本発明の目的は、従来から知られている浮体式ＬＮＧプラントよりも高い安全性を提供する総合設計を有する浮体式ＬＮＧプロセスを提供することになる。

本発明の第１の態様によれば、本発明は、船体及び複数のＬＮＧ貯蔵タンクを有する改造型ＬＮＧ運搬船よりなる浮体式ＬＮＧプラントに関し、前記浮体式ＬＮＧプラントは、
追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に付加された少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）と、
前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）上に設置されたＬＮＧ処理のためのプロセス設備（１１０）と、
前記ＬＮＧ処理中に分離された流体のための貯蔵器と、
を備え、前記貯蔵器はもとのＬＮＧ運搬船のバラストタンクにより形成されている、或いは前記バラストタンクのために確保された空間に形成されている、
ことを特徴とする。

本明細書において、「浮体式ＬＮＧプラント」という語句を使用するが、この語句はＬＮＧの処理及び貯蔵に使用するように改造された任意のＬＮＧ運搬船を指す。

もとのＬＮＧ運搬船は改造されると、その結果として、例えばＦＰＳＯ，ＦＳＲＵ又はＦＰＧＵとして使用し得る浮体式ＬＮＧプラントになる。

本明細書において、「ＬＮＧ運搬船」という語を使用しているが、これは本来ＬＮＧ運搬用に建造された船を意味する。本明細書において、「もとのＬＮＧ運搬船」というときは、そのＬＮＧ運搬船を浮体式ＬＮＧプラントに改造する前のＬＮＧ運搬船を指す。

本明細書において、「スポンソン」という語を使用するが、この語は追加の船体容積を提供するための任意の突出船体構造部を指す。スポンソンは通常船の長さに沿って伸びる。必要に応じ、スポンソンの上面は平面にすることができる。この上面は船の主甲板と同一平面になるように構成することができる。しかしながら、スポンソンの上面は平面にしなくても、船の主甲板と同一平面にしなくてもよい点に注意されたい。スポンソンは主甲板の下方で船体に連結できるようにするのが極めてよい。これは実際上、建設可能性のため及び連結部での応力集中を軽減するために好ましい。

本発明の第１の技術的効果は、スポンソンの追加により全体としてより多量の積荷を運搬することが可能になることにある。如何なる船も、法律の下で、船の重量及び喫水を正常及び損傷シナリオで制御するために所定量のバラスト空間を確保する必要がある。通常のＬＮＧ運搬船の場合には、このバラスト空間はダブルハル（二重船体構造）空間を形成するサイド（ウィング）タンクにより提供される。

本発明によれば、スポンソンにより追加された容積は、これまでバラスト水を担持すること又は空洞にすることのみが許可されたバラスト保存空間を浮体式ＬＮＧプラントの船上のＬＮＧ処理から生じる石油、コンデンセート又は他の廃棄物などの流体を貯蔵するためのタンクに改造することが可能になる。本発明によれば、もとのＬＮＧ運搬船のバラストタンクをこれらの流体を貯蔵するために使用することができる。或いはまた、もとのバラストタンクのために使用可能であった空間はこれらの流体のために新たに構成されるタンクを部分的に収容するために使用することができ、これらのタンクは、それらの残部をスポンソンの追加によって密閉される空間内に延在させることができる。

本発明による浮体式ＬＮＧプラントの構成の第２の利点は、スポンソンの追加によって、ＬＮＧ運搬船又は供給船などの別の船との起こり得る側面衝突の衝突点を表す船の側面から船のＬＮＧ貯蔵区域までの分離距離が増大することにある。従って、この分離距離の増大は追加の衝突安全性をもたらす。

浮体式ＬＮＧプラントが海底に係留されているとき、スポンソンは係留された船をより安定にする。高いプロセス塔の動作可能時間は船の（ロール）運動により決まり、より安定な船はプロセスの動作可能時間を増大する。

スポンソンの存在の更に他の利点は、船体の全体的強度を増大することになる。これによりホッギング及びサッギングなどの船体の変形が制限され、スポンソンを設けた船はより多量の甲板積荷を積載することができる。

本発明の好ましい実施形態によれば、前記浮体式ＬＮＧプラントの前記スポンソンは、ダブルハル（二重船体構造）保護を提供する。

本発明の好ましい実施形態によれば、前記船は前記船体の側面に前記スポンソンを付加することによって生成された追加の船体容積内に前記浮体式ＬＮＧプラントのための新しいバラストタンクを備える。

本発明の好ましい実施形態によれば、浮体式ＬＮＧプラント上のＬＮＧ処理のためのプロセス設備が、船体の側面に少なくとも１つのスポンソンを付加することによって生成された追加の甲板スペースに搭載されている。すべてのＬＮＧ処理設備をスポンソンの追加によって生成されたオープンデッキエリア上に搭載可能にするためには、プロセスモジュールの幅をスポンソンの利用可能な幅に調整しなければならないため、プロセスモジュールは「引き伸ばす」必要がある。

その効果は、プロセスモジュールのサイズがＬＮＧ処理のための通常のモジュールに比較して全体的に長くなるが幅が小さくなる。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記スポンソンはＬＮＧ移送装置を支持するために使用される。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記ＬＮＧ ＦＰＳＯは前記船体の両側面に１つずつ、２つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）を備え、第１のスポンソン（２，２’，１０２）はＬＮＧ移送装置（１１１）を支持するために使用され、第２のスポンソン（３，３’，１０３）はＬＮＧプロセス設備（１１０）を支持するために使用される。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記スポンソンは浮動積出しホースの貯蔵のために使用される。この手段の効果は、スポンソンのリンクを浮動ＬＮＧ積出しホースの貯蔵のために使用でき、例えば２艘のタンデム積出し構成のために、スポンソン上のガターに貯蔵することができる。この場合には、浮体式ＬＮＧプラントのハフト（haft）でホースリールが不要になる。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記スポンソン内に発電ユニットが設置される。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記浮体式ＬＮＧプラントは係留システム及び流体移送システムを更に備え、前記流体移送システムはスイベル及び該スイベルを前記浮体式ＬＮＧプラント上の液化用プロセス設備に連結する配管を含む。

前記浮体式ＬＮＧプラントは、前記浮体式ＬＮＧプラントを風見鶏のように動けるように海底に係留できるようにするために外部タレットを備えることができる。

代案として、前記浮体式ＬＮＧプラントは、前記浮体式ＬＮＧプラントを風見鶏のように動けるように海底に係留できるようにするために、積出しブイを備えることもできる。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記少なくとも１つのスポンソンの外郭に衝突保護手段が設けられる。

前記少なくとも１つのスポンソンの外郭はＳＰＳ（サンドイッチプレートシステム）を用いて衝突損傷から保護されるように構成することができる。

前記船は海底に係留されているとき、スポンソンは係留された船をより安定にする。高いプロセス塔の動作可能時間は船の（ロール）運動により決まり、より安定な船はプロセスの動作可能時間を増大する。こういう訳でスポンソンの代わりにサイドデッキだけを延長しても好ましい解決は得られない。

本発明の第２の態様によれば、本発明は、少なくとも船体、複数のＬＮＧ貯蔵タンク及び少なくとも１つのバラストタンクを備えるＬＮＧ運搬船を浮体式ＬＮＧプラントに改造する方法において、前記方法は、
追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に少なくとも１つのスポンソンを付加するステップと、
前記運搬船上にＬＮＧ処理のためのプロセス設備を設置するステップと、
前記ＬＮＧ処理中に分離された流体を貯蔵する貯蔵空間を生成するためにもとのＬＮＧ運搬船の前記バラストタンク又は該バラストタンクために確保された空間を使用するステップと、
前記浮体式ＬＮＧプラントのための新しいバラストタンクを生成するために前記少なくとも１つのスポンソンを付加することによって生成された前記追加の船体容積を使用するステップと、
を備えることを特徴とする。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、本方法は、前記ＬＮＧ処理のためのプロセス設備を前記船体の側面に少なくとも１のスポンソンを付加することにより生成された前記追加の甲板スペースに設置するステップを備える。

本発明の一つの好ましい実施形態によれば、本方法は、前記少なくとも１つのスポンソンの外郭に衝突保護手段を設けるステップを備える。

本発明の他の態様によれば、本発明は、天然ガスを利用者に供給する天然ガス供給システムに関し、ここで、前記天然ガスは液化ステーションから近くの沿岸に位置する沿岸ガス受取施設に航行するＬＮＧ運搬船によりＬＮＧとして輸送され、本システムは、
製品貯蔵及び積出し機能を有する、本発明による少なくとも１つの浮体式ＬＮＧプラントと、
前記沿岸ガス受取施設に位置し、気体状の天然ガスに生成するためにＬＮＧを加熱し、前記気体状の天然ガスを前記施設に移送するために前記施設に連結されているＬＮＧＦＳＲＵ（浮体式貯蔵再ガス化ユニット）（８５）と、
を備えることを特徴とする。

本発明及びその利点は図面に関する以下の説明からよりよく理解される。

外部タレットにより係留されている、本発明による浮体式ＬＮＧプラントの可能な一実施形態の側面図及び上面図を示す。 図１による浮体式ＬＮＧプラントの断面図を示す。 本発明による浮体式ＬＮＧプラントの代替実施形態の断面図を示す。 本発明による浮体式ＬＮＧプラントを使用するガス供給システムの平面図を示す。 本発明によるＬＮＧ ＦＰＳＯ用の代替積出システムを示す。 サイドバイサイド積出し用に構成された本発明によるＬＮＧ ＦＰＳＯの可能な一実施形態を示す。

図１は本発明による浮体式ＬＮＧプラント１の可能な一実施形態の側面図及び上面図を示す。図１−６において、ＬＮＧ ＦＰＳＯの形態の浮体式ＬＮＧプラントについて記載する。本発明の長所は既存のＬＮＧ運搬船をＦＳＲＵ又はＦＰＧＵなどの別の浮体式ＬＮＧプラントに改造する際にも利用することができる。ＦＰＧＵ及びＦＳＲＵは図に示されていない。

典型的には、ＦＰＧＵは、発電ユニット、ガス処理設備及びケーブルなどの電力輸送設備を有する。必要に応じ、ＦＰＧＵは液体輸送設備も備えることができる。

典型的には、ＦＳＲＵは、ＬＮＧをガスに変換するための設備を有する。浮体式ＬＮＧプラント１は、本発明によれば、外部タレット１０により係留される。浮体式ＬＮＧプラント１はタレット１０の周りを風見鶏のように動くことができる。浮体式ＬＮＧプラント１は、既存のＬＮＧ運搬船を改造することによって得られる。もとのＬＮＧ運搬船は、例えば蒸気ボイラー推進システムを有するモス型タンカーである。

高いコンデンセート生産速度を有する設備を比較的濃いガス田で使用する場合、それが生み出す追加の収益でその近傍に置かれる個別のコンデンセートＦＳＯ（図示せず）に資金を出すことは容易である。このアプローチは、稀薄ガス田及び濃厚ガス田の両方のために比較的安価な標準ＬＮＧ ＦＰＳＯ１を建造し、再配置の潜在的な機会を増大させることができることを意味する。

図１の上面図に示されるように、浮体式ＬＮＧプラント１は船体の左舷に比較的広いスポンソン２を有する。浮体式ＬＮＧプラント１は右舷に左舷のスポンソン２より小さいスポンソン３が設けられる。

浮体式ＬＮＧプラント１は船１の両側に同じサイズのスポンソンを備えることもできる。

図１によれば、もとのモス型タンカー、従って浮体式ＬＮＧプラント１は５つ又は４つＬＮＧタンクを備える。モス型タンカーの使用は、球形モス型のＬＮＧ貯蔵タンクはＬＮＧ及びＬＰＧの理想的な耐スロッシング（液面揺動）貯蔵をもたらす利点を有する。

図１によれば、浮体式ＬＮＧプラント１は外部タレット１０を備える。代替実施形態（図示せず）では、浮体式ＬＮＧプラント１は代替係留システム、例えば切離し可能な（水中）積出しブイのような内部タレット係留システム（図示せず）を備えることができる。このような切離し可能な積出しブイの構造は当該技術分野において周知であり、詳細な説明は省略する。別の代替係留システム（図示せず）は風見鶏型でない周知のスプレッド型係留装置である。

図１に示す実施形態では、外部タレット１０によって、浮体式ＬＮＧプラント１を、例えば低気圧エリアでの操業のために、又はガス貨幣化のためのキャンペーンアプローチにおけるいくつかの極めて小さいガス田でのクイック連結及び／又は容易な再配置のために、切り離すことができるように設計することができる。クイック係留策切り離しは、主な修理又はメインテナンスをより簡単にヤード内で実行でき、迅速にサービスに復帰させることができることも意味する。

スポンソン２及び３の可能な実施形態が図２及び図３に示されている。

図２及び図３につき説明されるように、追加のスポンソン２及び３が船体５，５’に固定され、ＬＮＧ運搬船をＬＮＧ ＦＰＳＯとして動作させるために必要とされる追加の設備を設けるために必要とされるすべての追加の容積及び空間を甲板の上及び下に提供する。船の蒸気駆動は搭載されたボイラーにより供給され、すべての電力需要は新しい蒸気タービン発電機（図示せず）により供給することができ、この発電機はスポンソン２，３内に配置することができる。

スポンソン２，３は、船の幅が世界中の乾ドッグの大部分に入ることができる最大幅まで拡がるように設計される。このことは、全幅は約５９ｍに制限されることを意味する。

図２によれば、浮体式ＬＮＧプラント１，１’の右舷側のスポンソン３に、バラストタンクとして作用する空間が設けられる。このことは、番号１１で示す内部船体空間内に存在するもとのバラストタンクは新しい機能を取得することができ、バラスト機能はスポンソン３内の空間で引き受けることができることを意味する。空間１１を使用するもとのバラストタンクは今やコンデンセート又はＬＮＧ液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵するために使用することができる。

浮体式ＬＮＧプラント１の右舷側はスポンソン３の存在により向上した衝突保護を有する。衝突保護は２重壁スポンソン３を使用することによって向上させることができる。衝突保護は、ＳＰＳ（サンドイッチプレートシステム）のようなポリマベース板構造を使用することによって衝突損傷に対して更に向上させることができる。

図２によれば、浮体式ＬＮＧプラント１の左舷側のスポンソン２に、バラストタンクとして作用する空間２１が設けられる。コンデンセート又はＬＮＧ液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵する新しい貯蔵空間２２を生成するために、もともとバラストタンクのために確保された空間（右舷側参照）を含むスポンソン２の残部の内部空間を使用する。このことは、浮体式ＬＮＧプラント１の左舷側に比較的大きな貯蔵空間を生成するために、左舷側のもとのバラストタンクは除去されるか拡大されることを意味する。

図３において、スポンソン２’及び３’の代替構成が示されている。図３によれば、右舷側のスポンソン３’は、もとのバラストタンク１１のための空間をコンデンセート又はＬＮＧ液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵するために使用にすることを可能にするために、図２によるスポンソン３と同様の構造を有する。空間３１’はバラストタンクとして使用することができる。

図３による浮体式ＬＮＧプラント１’の右舷側のスポンソン２’は、コンデンセート又はＬＮＧ液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵する比較的大きな貯蔵空間２２’を生成するために、もともとバラストタンクのために確保された空間（右舷側参照）とともにスポンソン２’の内部空間２２’を含む。

図３による浮体式ＬＮＧプラント１’の衝突保護を向上させるために、スポンソン２’の外部に外付け衝突保護体４０が設けられる。この衝突保護体４０は、ＬＮＧ液化プロセス用設備又はガスもしくはＬＮＧ液化プロセスで生成されるコンデンセート又は他の残留流体のための貯蔵空間のいずれかを備える浮体式ＬＮＧプラント１の部分への損傷を回避もしくは制限するために衝突時のエネルギーを吸収するように構成される。

図１、２及び３に示されるように、スポンソン２’及び３’はいくつかの用途のために大容量の追加の甲板空間を提供する。これは、既存のＬＮＧタンク４’のいずれも除去することなく本発明の概念を実現可能にする。

スポンソン２，２’、３、３’の長さは浮体式ＬＮＧ積出しホースの長さ方向収納に使用することができる。これは、例えばスプーン甲板上又はスポンソン２，２’、３、３’内のガターとすることができる。ＬＮＧ積出しホースは既知の２艘タンデム積出し構成に使用することができる。浮体式ＬＮＧ積出しホースがこのように格納される場合には、ＬＮＧプラント１のハフト（haft）上にホースリールを必要としない。ホースリールは通常大きな甲板スペースを占める点に注意されたい。

標準ＬＮＧモス型運搬船は４つ又は５つのタンク４を有する。図１−４によるタンカーは５つのタンクを有する。すべてのタンク４を維持することは、検査又は整備のために１つのタンクが一時的に操業停止にされる場合、残りのタンク４を効果的な継続操業に使用することができ、１つのタンクをＬＰＧのために、２つ又は３つのタンクをＬＮＧのために使用することができる。

例えば４−５ｍ未満の幅のスポンソン２，２’、３、３’を有する浮体式ＬＮＧプラント１は、これまでバラストとして使用していたタンクに石油／コンデンセートを格納することが想定される。もっと幅の広いスポンソン２，２’、３、３’は炭化水素の貯蔵タンクと動的バラストシステムのタンクを新構造内に併合することができる。

スポンソン２，２’、３、３’の上面は平面にする必要はなく、タンカーの主甲板と同一平面にする必要もない。スポンソン２，２’、３、３’は主甲板の下方に（その上部が水平に）連結することができ、これは構築可能性のため及び連結部への応力集中の低減のために好ましい。モジュール重量の相当部分が既存の船体によりスポンソン２，２’、３、３’に連結された船外モジュール支持部（脚部）で支持される。スポンソン２，２’、３、３’の上部は主甲板より低くできるので、船外モジュール脚部は既存の甲板に連結された船内支持部より長くなる。

液化プロセスの可能な構成は、数ある要素の中で特に、
・ 蒸気タービン発電機（ＳＴＧ）及び関連真空凝縮器、熱交換器、海水吸上ポンプ、
・ 多量の安定化されたコンデンセートのための貯蔵スペース、
・ コンデンセート送出ポンプ、
・ ケーソン内に装着された海水吸上深井戸電気ポンプ、
・ 上甲板設備の冷却に使用される海水、
・ 海水吸上ポンプの電力要求を低減するために海面下に位置する主プロセス冷却用の冷却媒体／海水（ＣＭ／ＳＷ）プレート熱交換器、
・ 追加のバラスト（アクティブ海水又はパッシブ永久抑制水）、
・ 電気／モータ開閉器及びいくつかの局部制御機器を含むローカル機器室（ＬＥＲ）（長く薄い形に構成し、２つの室（電気室と機器室）に分割することができる）、
・ 任意の潜在的なシングル混合冷媒の貯蔵が該当する場合に冷媒を補給する（典型的にはエタノール、プロパン及びブタン）、
・ 空気圧縮機、乾燥器、窒素発生器、淡水生成器（これらの一部又は全部をタンカー設計に応じてエンジン室内に収容することができる）、
・ 船首から船尾へのエスケープトンネル（これは甲板上に設置することができ、また全く設置しないこともできる）、
・ 船首から船尾へのケーブル通路及び消火パイプヘッダ（これらの甲板上に設けることができる）
・ ＬＮＧ液化システム用のガスタービン駆動圧縮機モジュール、
・ エンドフラッシュ用及びボイルオフ用圧縮機（必要に応じ）
・ サイドバイサイド積出しのためのＬＮＧ輸送システム設備（ホース又は剛性アームシステム可能）、
・ 入口コンディデョニング（分離、加熱及び／又は冷却）設備、
・ コンデンセート安定化設備、
・ モルシーブ脱水設備、
・ アミンＣＯ_２除去設備、
・ 水銀除去設備、
・ ＬＰＧ抽出（蒸留）設備、
・ 燃料ガスシステム、
・ フレアドラム及びスタック／ベントマスト、
・ レイダウンモジュール及びクレーン、
を備える。

ＬＮＧ ＦＰＳＯは液化設備も備え、直接機械ドライブにより駆動される主ＬＮＧ液化プラントを含む。理想的には、このようなＬＮＧ液化プラントは２つの５０％ガスタービンを使用し、スポンソン２，２’、３、３’の上に配置される。

本概念に最適な最も簡単な液化システムはデュアル冷媒ループ窒素及びメタンベースシステムの一つである。その理由は冷媒を生成又は貯蔵する必要がないためである。僅かに高い生産能力をもたらす代替方法（同じドライバが搭載されるものと仮定する）はシングル混合冷媒を使用する。この場合には、補給冷媒は冷却設備に極めて近接して取り付けられた４つまでの極薄のＣ型タンクに貯蔵される。この場合には、重量要件、混雑要件及び人員要件を最小にし、よってＣＡＰＥＸを最小にするために、冷媒は理想的には運び込むべきであり、船上で生成しない。

浮体式ＬＮＧプラント１は浮体式ＬＮＧプラント１とＬＮＧ運搬船との間でＬＮＧ移送を可能にするように構成されている。このＬＮＧ移送は図４に図式的に示されている。

ガスはライザーからタレット１０を介して浮体式ＬＮＧプラント１の船上のプロセス装置に移送され、ここでガスはＬＮＧに液化される。その後、ＬＮＧはＬＮＧ貯蔵タンク４内に貯蔵される。ＬＮＧを積み出すために、ＬＮＧタンカー５０が浮体式ＬＮＧプラント１に連結される。次いで、貯蔵ＬＮＧが任意のタイプ（浮動、空中、水中）とし得るＬＮＧ移送ホースでＬＮＧ運搬船５０に積み出される。図４において、浮体式ＬＮＧプラント１とＬＮＧ運搬船５０との間の図示の積出し構成はタンデム積出し構成であり、この構成ではＬＮＧ運搬船をＬＮＧ ＦＰＳＯに連結するために大索１８が使用され、ＬＮＧ移送ホースは例えば可撓性浮動極低温ホース１９である。

図４は本発明による浮体式ＬＮＧプラント１を使用するガス供給システム６０の平面図を示す。図４に示すガス供給システム６０は、離れたＬＮＧ源６１から抽出されたガスから生成された多量（少なくとも５０００立方フィート）のＬＮＧを貯蔵する浮体式ＬＮＧプラント１を含む。多量のＬＮＧが浮体式ＬＮＧプラント１からホース１９を経てＬＮＧバージ又はシャトルタンカー５０に積み出され、タンカー５０は絶縁タンク５１を備え、極低温のＬＮＧを貯蔵する。シャトルタンカー５０はＬＮＧを浮体式ＬＮＧプラント１から、例えば、天然ガスを消費する（直接消費するか、或いは天然ガスを燃料として用いて発生された電気を消費する）コミュニティの近くの沿岸に又は海岸近くに位置する少なくとも１つのローカル沿岸ステーション７０に運ぶ。周期的に、シャトルタンカー５０は浮体式ＬＮＧプラント１に向けて航行し、そこでシャトルタンカーの絶縁タンク５１が浮体式ＬＮＧプラント１に一時的に貯蔵されているＬＮＧを受け取る。次いで、シャトルタンカー５０は７０のような１つのローカル沿岸ステーションに向けて航行する。

ローカル沿岸ステーション７０において、ＬＮＧは導管８０を経て沿岸ステーション７０の陸上再ガス化貯蔵施設８２に移送され（パイプラインのネットワークを備えることができる）、そこで加熱されてガス状の炭化水素に戻され、ガス供給グリッドに送り出される。

図５に示す代替浮体式積出システムによれば、ローカル沿岸ステーションはＦＳＲＵ又は改造ＦＳＲＵのような浮体構造８５を含み、この浮体構造は風見鶏のように動くことができるようにカテナリーラインで係留されたガス陸揚げブイ又は任意のタイプの受取り施設２５により海底に係留され、或いはまたスプレッド係留される。図５に示す浮体式ＬＮＧプラント１を使用するガス供給システムの本実施形態では、シャトルタンカー５０がＬＮＧを浮体式ＬＮＧプラント１から積出し地域に運び、この積出し地域に向けＬＮＧ ＦＳＲＵ８５も航行する。この地域で、ＦＳＲＵ８５はＬＮＧ運搬船５０からＬＮＧをはしけ運びにより、即ちガス陸揚げブイ２５から離れた平穏水域の安全な場所で一緒に航行しながら船から船へ低温液体を移送することにより受け取る。ＬＮＧの移送後に、ＦＳＲＵは沿岸受取施設に向け航行し、シャトルタンカー５０は浮体式ＬＮＧプラント１に戻る。

図６はサイドバイサイド積出し構成に適合す別の替浮体式ＬＮＧプラントを示す。浮体式ＬＮＧプラント１００はスポンソン１０２及び１０３を備え、各スポンソンは空洞又はバラスト空間を提供する内部空間１２１及び１３１を設けることによってダブルハル（二重船体構造）保護をもたらす。これらの空間１２１及び１３１は典型的には２メートル程度の幅とする。

図６によれば、スポンソン１０３の上面は典型的には図６に示すサイドバイサイド構成のプロセス設備１１０の一部分を支持するために使用される。ＬＮＧ運搬船をサイドバイサイド積出し状態で使用されないスポンソン１０３は最も危険なプロセスモジュールの支持に使用することができる。船５０は任意の既知のＬＮＧタンカー（又はＬＮＧ運搬船）とすることができる。図６による積出しは、スポンソン１０２の上甲板に取り付けられた剛性積出しアームを備える装置により、もしくは短い移送ホース又は剛性アームとＬＮＧホースの組合せ（両方とも図示されていない）により可能である。

図６による構成の安全性を高めるために、スポンソン１０３上の潜在的に危険なプロセスモジュールと球形ＬＮＧ貯蔵タンク１０４又はＬＮＧ ＦＰＳＯ１００との間に防爆壁１１５を配置することができる。

Claims (17)

1. 船体及び複数のＬＮＧ貯蔵タンク（４，１０４）を有する改造型ＬＮＧ運搬船よりなる浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）において、前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）は、
   追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に付加された少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）と、
   前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）上に設置されたＬＮＧ処理のためのプロセス設備（１１０）と、
   前記ＬＮＧ処理中に分離された流体を貯蔵するための貯蔵器と、
   を備え、前記貯蔵器はもとのＬＮＧ運搬船のバラストタンクにより形成されている、又は前記バラストタンクのために確保された空間に形成されている、
   ことを特徴とする浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
2. 前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）の前記スポンソンはダブルハル（二重船体構造）保護を提供する、請求項１記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
3. 前記船体の側面に前記スポンソンを付加することによって生成された追加の船体容積内に前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）のための新しいバラストタンクを備えている、請求項１又は２記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
4. 前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）上のＬＮＧ処理のための前記プロセス設備（１１０）が、前記船体の側面に前記少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）を付加することによって生成された追加の甲板スペースに設置されている、請求項１−３のいずれかに記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
5. 前記スポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）はＬＮＧを積み込む又は積み出すためのＬＮＧ移送装置（１１１）を支持するために使用されている、請求項４記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
6. ＬＮＧ ＦＰＳＯは前記船体の両側に１つずつ２つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）を備え、第１のスポンソン（２，２’，１０２）はＬＮＧ移送装置（１１１）を支持するために使用され、第２のスポンソン（３，３’，１０３）はＬＮＧプロセス設備（１１０）を支持するために使用されている、請求項５記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
7. 前記スポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）は浮動積出しホース（１９）の貯蔵のために使用されている、請求項５又は６記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
8. 前記スポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）内に発電ユニットが設置されている、請求項１−７のいずれかに記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
9. 前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）は係留システム及び流体移送システムを更に備え、前記流体移送システムはスイベル及び該スイベルを浮体式ＬＮＧプラント上の液化用プロセス設備に連結する配管を含んでいる、請求項１−８のいずれかに記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
10. 前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）を風見鶏のように動けるように海底に係留する外部タレット（１０）を備える、請求項９記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
11. 前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）を風見鶏のように動けるように海底に係留できるようにするために積出しブイを備える、請求項９記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
12. 前記少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）の外郭に衝突保護手段（４０）が設けられている、請求項１−１１のいずれかに記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
13. 前記少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）の外郭はＳＰＳを用いて衝突損傷から保護されるように構成されている、請求項１２記載の浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）。
14. 少なくとも船体、複数のＬＮＧ貯蔵タンク（４，１０４）及び少なくとも１つのバラストタンクを備えるＬＮＧ運搬船を浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）に改造する方法において、前記方法は、
    追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）を付加するステップと、
    前記運搬船上にＬＮＧ処理のためのプロセス設備（１１０）を設置するステップと、
    前記ＬＮＧ処理中に分離された流体を貯蔵する貯蔵空間を生成するためにもとのＬＮＧ運搬船の前記バラストタンク又は前記バラストタンクために確保された空間を使用するステップと、
    前記浮体式ＬＮＧプラント（１，１'，１００）のための新しいバラストタンクを生成するために前記少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）を付加することによって生成された前記追加の船体容積を使用するステップと、を備えることを特徴とする方法。
15. 前記方法は、前記ＬＮＧ処理のためのプロセス設備（１１０）を前記船体の側面に少なくとも１のスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）を付加することにより生成された追加の甲板スペースに設置するステップを備える、請求項１４記載の方法。
16. 前記方法は、前記少なくとも１つのスポンソン（２，２’，３，３’，１０２，１０３）の外郭に衝突保護手段（４０）を設けるステップを備える、請求項１４又は１５記載の方法。
17. 天然ガスを利用者に供給する天然ガス供給システムであって、前記天然ガスは液化ステーションから近くの沿岸に位置する沿岸ガス受取施設に航行するＬＮＧ運搬船（５０）によりＬＮＧとして輸送されるシステムにおいて、本システムは、
    製品貯蔵及び積出し機能を有する、請求項１−１２のいずれかに記載の少なくとも１つの浮体式ＬＮＧプラントと、
    前記沿岸ガス受取施設に位置し、気体状の天然ガスに生成するためにＬＮＧを加熱し、前記気体状の天然ガスを前記施設に移送するために前記施設に連結されているＬＮＧＦＳＲＵ（浮体式貯蔵再ガス化ユニット）（８５）と、
    を備えることを特徴とする、天然ガス供給システム。

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