NO180469B1 - Fremgangsmåte og system for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs - Google Patents

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs, ved hvilken naturgass tilføres fra en underjordisk kilde til et produksjonsanlegg, idet gassen overføres under høyt trykk fra produksjonsanlegget til en LNG-tanker, idet overføringen skjer via en rørledning som er omgitt av sjøvann, og hvor høytrykksgassen tilføres til et omformingsanlegg som er anordnet på LNG-tankeren og er innrettet til å omforme i det minste en del av gassen til f lytendeg jort form ved ekspansjon av gassen, og den således flytendegjorte gass overføres til lagringstanker om bord på tankeren.

Videre angår oppfinnelsen et system for fremstilling av f lytendegj ort naturgass til havs, omfattende et produksjonsanlegg til hvilket naturgass tilføres fra en underjordisk kilde, og en av sjøvann omgitt rørledning for overføring av gass under høyt trykk fra produksjonsanlegget til en LNG-tanker, idet LNG-tankeren omfatter et anlegg for omforming av i det minste en del av gassen til f lytendegj ort form ved ekspansjon av gassen, og lagringstanker for lagring av flytendegjort gass på tankeren.

En fremgangsmåte og et system av ovennevnte type er kjent fra US patent nr. 5 025 860. I det kjente system renses naturgassen på en plattform eller et skip og overføres deretter i komprimert og avkjølt form via en høytrykksledning til en LNG-tanker der gassen omformes til f lytendeg jort form ved ekspansjon. Den flytendegjorte gass lagres på tankeren ved et trykk på ca. 1 bar, mens ikke-flytendegjorte restgasser returneres til plattformen eller skipet via en returledning. Høytrykksledningen og returledningen, som strekker seg gjennom sjøen mellom plattformen/skipet og LNG-tankeren, er ved begge ender ført opp fra sjøen slik at ledningenes endepartier strekker seg opp fra vannoverflaten gjennom fri luft og ved sine ender er tilkoplet til respektive behandlingsenheter på henholdsvis plattformen/skipet og LNG-tankeren.

Med dette overføringsarrangement vil høytrykksledningen og returledningen være utsatt for ytre påvirkninger av forskjel-lig art under de forskjellige driftsforhold som kan forekomme i praksis. Vanskelige værforhold med storm og høye bølger vil sette klare begrensninger for systemdriften, idet både sikkerhetsmes-sige og praktiske årsaker da vil umuliggjøre fråkopling av ledningene fra en LNG-tanker som har fulle lastetanker, og tilkopling av ledningene til en annen, tom LNG-tanker. Under slike værforhold vil det også by på problemer å holde LNG-tankeren i posisjon slik at den ikke dreier eller beveger seg og kommer i konflikt med ledningene. I arktiske farvann kan dessuten ledningene bli utsatt for kollisjon med isfjell, eller isflak som flyter på vannet.

Ved produksjon av hydrokarboner (olje og gass) til havs er det kjent å benytte produksjonsskip som er basert på den såkalte STP-teknikk (STP = Submerged Turret Production). Ved denne teknikk benyttes en neddykket bøye av den type som omfatter en sentral, bunnforankret del som står i forbindelse med den aktuelle underjordiske kilde via minst ett fleksibelt stigerør, og som er forsynt med en svivelenhet for overføring av fluidum til et produksjonsanlegg på fartøyet. På den sentrale bøyedel er det roterbart lagret en ytre bøyedel som er innrettet for innføring og løsbar fastgjøring i et neddykket, nedad åpent opptaksrom i fartøyets bunn, slik at fartøyet kan dreie om den forankrede, sentrale bøyedel under påvirkning av vind, bølger og vannstrømmer. For nærmere beskrivelse av denne teknikk kan det f.eks. henvises til norsk utlegningsskrift nr. 175 419.

Ved lasting og lossing av hydrokarboner til havs er det videre kjent å benytte en såkalt STL-bøye (STL = Submerged Turret Loading) som er basert på samme prinsipp som STP-bøyen, men som har en enklere svivelanordning enn STP-svivelen som normalt har flere gjennomgående passasjer eller løp. For nærmere beskrivelse av denne bøyekonstruksjon kan det f.eks. henvises til norsk utlegningsskrift nr. 176 129.

Ved hjelp av STL/STP-teknikken oppnås at man kan utføre lasting/lossing så vel som produksjon av hydrokarboner til havs i så godt som all slags vær, idet både tilkopling og fråkopling mellom skip og bøye kan utføres på enkel og rask måte, også under meget vanskelige værforhold med høye bølger. Videre kan bøyen forbli tilkoplet til fartøyet i all slags vær, idet en rask fråkopling kan utføres dersom en værbegrensning skulle bli overskredet.

På grunn av de vesentlige, praktiske fordeler som STL/STP-teknikken medfører, ville det være ønskelig å kunne benytte denne teknikk også i forbindelse med fremstilling av flytendegjort naturgass til havs. Man kunne da bygge et felt-anlegg for fremstilling av LNG på et produksjons fartøy eller en produksjonsplattform, og overføre den flytendegjorte gass til en LNG-tanker via en overføringsledning og en STP-bøye, idet LNG-tankeren da ville være bygget for tilkopling/fråkopling av en slik bøye. Dette lar seg imidlertid ikke -gjøre med dagens teknikk, da kryogen overføring av LNG via en svivel, eller også via konvensjonelle "lastearmer", i praksis er forbundet med hittil uløste problemer i forbindelse med frysing, tilstopping av passasjer, etc. Sådan overføring er også forbundet med fare for utilsiktet utslipp av LNG på sjøen, idet dette ville kunne føre til eksplosjonsartet fordampning ( "rapid phase transition" ), med et vesentlig destruerende potensial.

På denne bakgrunn er det et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system for fremstilling av LNG til havs, hvor de ovenfor omtalte svakheter ved det kjente system unngås, og hvor man også unngår de omtalte problemer som er forbundet med kryogen mediumoverføring.

Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system av den aktuelle type som utnytter STL/STP-teknikken og de muligheter denne innebærer med hensyn til fleksibilitet, sikkerhet og effektiv utnyttelse av ressursene.

Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og et system av den aktuelle type som resulterer i et forholdsvis enkelt og billig anlegg for omdan-nelse av naturgass til LNG.

For oppnåelse av ovennevnte formål er det tilveiebrakt en fremgangsmåte av den innledningsvis angitte type som ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at gassen tilføres direkte fra et i og for seg kjent, undersjøisk produksjonsanlegg til rørledningen med forholdsvis høy temperatur, og at rørledningen er gjort varmeoverførende og har tilstrekkelig lengde til at gassen under overføringen gjennom rørledningen avkjøles til en ønsket, lav temperatur nær sjøvannstemperaturen under varmeveksling med det omgivende sjøvann, og at rørledningen, når lagringstankene på LNG-tankeren er fylt opp, frakoples fra LNG-tankeren og tilkoples til en annen liknende tanker, idet rørledningen på kjent måte er permanent tilkoplet til en neddykket bøye av den type som er innrettet for innføring og løsbar fastgjøring i et neddykket, nedad åpent opptaksrom i tankeren, og som er forsynt med en svivelenhet for overføring av gass under høyt trykk.

Ovennevnte formål oppnås også med et system av den innledningsvis angitte type som ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at produksjonsanlegget er et i og_- for seg kjent, undersjøisk produksjonsanlegg fra hvilket rørledningen strekker seg direkte frem til LNG-tankeren, idet rørledningen har tilstrekkelig lengde til at gassen under overføringen avkjøles til en ønsket, lav temperatur, og at rørledningen ved den ende som ligger på avstand fra produksjonsanlegget, på kjent måte er permanent tilkoplet til minst én neddykket bøye av den type som er innrettet for innføring og løsbar, fastgjøring i et neddykket, nedad åpent opptaksrom i bunnen av LNG-tankeren, og som er forsynt med en svivelenhet for overføring av gass under høyt trykk.

Ved hjelp av fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen oppnås en rekke vesentlige konstruksjonsmessige og driftsmessige fordeler. Utnyttelse av STL/STP-konseptet gjør at det bare er nødvendig med mindre skrogmodi fikas joner for å bygge det nødvendige opptaksrom for opptakelse av de aktuelle bøyer. LNG-tankerens skrog kan designes på optimal måte, slik at det oppnås fartøyer med god sjødyktighet. Systemet vil være langt mindre kollisjonsutsatt og langt mindre utsatt for ytre værpå-virkninger, sammenliknet med det innledningsvis omtalte, kjente system. Man oppnår videre den driftsmessige fordel at LNG-tankeren kan dreie seg om bøyen under påvirkning av vind, bølger og vannstrømmer. Rørledningen som er koplet til bøyen, kan tilkoples til og frakoples fra LNG-tankeren på enkel, rask og sikker måte, også under meget vanskelige værforhold. Rørledningen kan være kombinert eller integrert med en gassreturledning, og eventuelt også med en ledning for elektrisk kraftoverføring, idet disse ledninger da vil være koplet til spesielle løp eller overføringsanordninger i bøyen. Dette muliggjør enkel overføring av returgass og/eller eventuell elektrisk overskuddseffekt fra LNG-tankeren til feltanlegget.

Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen overføres naturgassen fra det undersjøiske produksjonsanlegg i en tilstand som er egnet for forenklet og økonomisk omforming av gassen til flytende form i omformingsanlegget på LNG-tankeren. Generelt utnyttes det faktum at gassen kommer fra kilden eller reservoaret med et forholdsvis høyt trykk, f.eks. ca. 300 bar, og gassen - sammen med eventuelt kondensat - overføres da i komprimert form direkte til omformingsanlegget på LNG-tankeren. Dersom gasstrykket ved brønnhodet ikke er tilstrekkelig høyt,—kan det økes til det ønskede nivå, vanligvis i området 250-400 bar, ved hjelp av en undersjøisk kompressor. Gasstemperaturen ved brønnhodet kan typisk være ca. 90 °C. Under transporten gjennom rørledningen frem til STP-bøyen avkjøles gassen til en temperatur som nærmer seg sjøvannstemperaturen, samtidig som gasstrykket stort sett opprettholdes.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere i forbindelse med utførelseseksempler under henvisning til tegningene, der fig. 1 er et skjematisk riss som viser den prinsipielle oppbygning av et system ifølge oppfinnelsen, fig. 2 viser et blokkskjerna av en første utførelse av et anlegg for omforming av komprimert naturgass på transportfartøyet, og fig. 3 viser et blokkskjerna av en andre utførelse av et slikt omformingsanlegg.

Slik som skjematisk vist på fig. 1, er et konven-sjonelt, undersjøisk produksjonsanlegg 1 installert på havbunnen 2 i forbindelse med et brønnhode 3 som står i forbindelse med en underjordisk kilde 4 for naturgass.

Til produksjonsanlegget 1 er det tilkoplet en rørled-ning 5 som er innrettet for overføring av gass under høyt trykk fra produksjonsanlegget til et flytende transportfartøy 6 i form av en LNG-tanker, idet gassen som overføres gjennom rørledningen, er i varmevekslende forbindelse med den omgivende vannmasse (sjøvann) 7. Den ende av rørledningen 5 som ligger på avstand fra produksjonsanlegget, er permanent tilkoplet til en STP-bøye 8 av den innledningsvis omtalte type. Som vist, er rørledningen forbundet med bøyen 8 via et fleksibelt røravsnitt eller stigerør 9 som strekker seg opp til bøyen fra et forgreningspunkt 10.

Bøyen 8 er innført og løsbart fastgjort i et neddykket, nedad åpent opptaksrom 11 i bunnen av fartøyet 6. Som foran nevnt, omfatter bøyen en svivelenhet (ikke vist) som danner en strømningsforbindelse mellom røravsnittet 9 og et gassomfor-mingsanlegg 12 på fartøyet 6. Bøyens sentrale del er forankret til havbunnen 2 ved hjelp av et passende forankringssystem som omfatter et antall ankerliner 13. For nærmere beskrivelse av bøye- og svivelkonstruksjonen henvises det til det forannevnte norske utlegningsskrift nr. 176 129.

I tillegg til bøyen 8 (bøye I) er det også anordnet en ytterligere neddykket bøye 14 (bøye II) som -er forankret til havbunnen 2 ved hjelp av ankerliner 15. Rørledningen 5 er også permanent tilkoplet til denne bøye via en forgreningsrørledning i form av et fleksibelt stigerør 16 som er koplet til rørlednin-gen 5 i forgreningspunktet 10. Hensikten med arrangementet av to bøyer skal beskrives nærmere senere.

Rørledningen 5 kan strekke seg over en vesentlig lengde i sjøen, idet en passende avstand mellom produksjonsanlegget 1 og bøyene I og II i praksis kan være 1-2 km.

Som nevnt, er et anlegg 12 for omforming av den komprimerte naturgass til flytende form anordnet på fartøyet eller LNG-tankeren 6. Flytendegjort gass som fremstilles i anlegget, lagres i tanker 17 om bord på fartøyet. Slik som også nevnt, tilføres naturgassen under høyt trykk og i avkjølt form til omformingsanlegget 12, og dette er derfor hovedsakelig basert på ekspansjon av gassen for å overføre i det minste en del av denne til flytende form. I kombinasjon med minst ett ekspansjonstrinn benyttes ett eller flere kjøletrinn som er beliggende enten før eller etter ekspansjonstrinnet eller -trinnene. Den konstruk-tive utforming av anlegget vil dels være avhengig av beskaffen-heten av den aktuelle gass, og dels av hvilke resultater som ønskes oppnådd, blant annet med hensyn til virkningsgrad, utnyttelse av overskuddsenergi, restgass, etc. som frembringes under prosessen.

Som vist på fig. 1, er LNG-tankeren 6 oppkoplet til lastebøyen 8 (bøye I), mens den ytterligere bøye 14 (bøye II) ligger neddykket, i påvente av tilkopling til en annen LNG-tanker. I praksis kan man regne med at omformingsanlegget 12 kan produsere ca. 8 000 tonn LNG pr. døgn. Med en fartøysstørrelse på 80 000 tonn vil fartøyet da ligge oppkoplet til bøye I i 10 døgn før dets lagringstanker 17 er fulle. Når tankene er fulle, forlater fartøyet bøye I, og produksjonen fortsetter via bøye II hvor en annen LNG-tanker da er oppkoplet. Det ferdiglastede fartøy transporterer sin last til en mottaksterminal. Basert på normale transportavstander og den nevnte lastetid kan eksempelvis fire LNG-tankere være knyttet til det viste arrangement med to bøyer I og II, for derved å oppnå drift med "direkte skyttellasting" (DSL) uten avbrudd i produksjonen.

Selv om man kan oppnå direkte skyttellasting med det Cl

viste arrangement, er kontinuerlig avtak av gass ikke alltid en absolutt forutsetning, slik at en LNG-tanker ikke trenger å være kontinuerlig oppkoplet til en av lastebøyene. LNG-tankeren kan således forlate feltet/bøyen for i det minste kortere tidsrom (noen dager) uten at dette har negative konsekvenser.

I det følgende skal to utførelser av omformingsanlegget 12 beskrives under henvisning til fig. 2 og 3.

I utførelsen på fig. 2 ankommer en brønnstrøm i form av gass og eventuelt kondensat fra produksjonsanlegget 1 til omformingsanlegget 12 via STP-bøyens 8 svivelenhet som på fig. 2 er betegnet med 20. Brønnstrømmen ankommer f .eks. med et trykk på ca. 350 bar og en temperatur på ca. 5 °C. Fra svivelen 20 tilføres brønnstrømmen via en rørledning 21 til en væskeutskiller 22 (såkalt knock-out drum) i hvilken væske (kondensat) og faste partikler fraskilles og overføres via en rørledning 23 til en beholder 24. Fra væskeutskilleren transporteres gassen via en rørledning 25 og ekspanderes direkte ut i en beholder 26 via en ventil 27, nærmere bestemt en såkalt Joule-Thomson-ventil. Ved å ekspandere gassen til et lavt trykk, senkes samtidig temperaturen til et lavt nivå, og en vesentlig del av gassen omdannes derved til flytendegjort gass (LNG) av såkalt tung type. Som et alternativ til det viste ekspansjonstrinn med en ekspansjons-ventil kan det benyttes en isentropisk ekspansjonsturbin (turboekspander). Eventuelt kan flere slike ekspansjonstrinn benyttes.

Produktbeholderen 26 er via en rørledning 28 koplet til en tank 29 for lagring av tung LNG. I rørledningen 28 er det innkoplet en nivåkontrollventil 30 som styres av en nivåføler 31.

En ytterligere rørledning 32 som er koplet til toppen av beholderen 26, transporterer gass som har "flashet" av under ekspansjonsprosessen, til en lavtrykksvarmevekslerenhet 33 for ytterligere avkjøling av denne gass. En trykkstyrt ventil 34 som styres av en trykkstyreenhet 35, er innkoplet i rørledningen 32. Varmeveksleren 33 kan være en såkalt plate-finne-varmeveksler i hvilken det benyttede kjølemedium kan være nitrogen eller en blanding av nitrogen og metan. I varmeveksleren kondenseres det meste av gassens innhold av hydrokarboner til væske.

Varmeveksleren 33 er via en rørledning 36 forbundet med en ytterligere produktbeholder 37 som via en rørledning 38 er forbundet med en tank 39 for lagring av den f lytendeg jorte gass fra varmevekslerenheten. Temperaturen er på dette sted i anlegget senket til en verdi på ca. -163 °C, og trykket kan ligge i nærheten av 1 bar. I rørledningen 38 er det innkoplet en nivåkontrollventil 40 som styres av en nivåføler 41. Til Loppen av beholderen 37 er det tilkoplet en ytterligere rørledning 42 for utløp av restgass fra beholderen. Denne gass kan eksempelvis benyttes som brenselgass som kan utnyttes om bord på fartøyet 6, f.eks. for drift av dettes fremdriftsmaskineri. Også i ledningen 42 er det innkoplet en trykkstyrt ventil 43 som styres av en trykkstyreenhet 44.

Som nevnt ovenfor, kan det benyttede kjølemedium i varmeveksleren 33 være f.eks. nitrogen. Dette kjølemedium sirkulerer i en kjølesløyfe 49 som inngår i en kryogen kjølepakke 50 av kommersielt tilgjengelig type, f .eks. en enhet av den type som benyttes i anlegg for fremstilling av flytende oksygen. Kjølesløyfen er vist å omfatte en lavtrykkskompressor 51 som er koplet til en kondensator 52, og en etterfølgende høytrykks-kompressor 53 som er koplet til en kondensator 54, idet kondensatoren 54 er koplet til en varmeveksler 65 for varmeveksling av kjølemediet i sløyfen 49. Varmeveksleren 55 inneholder således en første gren som fører fra kondensatoren 54 til en kjøleekspan-der 56 hvis utgang er koplet via kjølesløyfen 49 til varmeveksleren 33, og en andre gren som kopler kjølesløyfen 49 til inngangen til lavtrykkskompressoren 51. Som kjølemedium i kondensatorene 52 og 54 kan det f.eks. benyttes sjøvann (SW).

Også i den på fig. 3 viste utførelse er STP-bøyens 8 svivelenhet betegnet med 20, og brønnstrømmen forutsettes å ankomme til omformingsanlegget 12 med et trykk på ca. 350 bar og en temperatur på ca. 4 °C. Fra svivelenheten overføres gassen via en rørledning 60 til en væskeutskiller 61 for fraskilling av utkondensert væske og faste partikler. I denne utførelse av omformingsanlegget gjennomgår gassen en forhåndsavkjøling før den utsettes for nedkjøling ved hjelp av ekspansjon. Gassen fra væskeut ski Heren 61 transporteres således gjennom en rørledning 62 til to seriekoplede kondensatorer 63 og 64 i hvilke gassens temperatur senkes til ca. -35 °C.

Kondensatorene 63 og 64 avkjøles ved hjelp av et kjølemedium som sirkulerer i en to-trinns kjølesløyfe 65 som benytter propan som kjølemedium. Som vist, omfatter kjølesløyfen en kompressor 66 som drives av en generator 67 og som er koplet via en kondensator 68 til en væskeutskiller 69. Kondensatoren avkjøles ved hjelp av sjøvann (SW).

Til væskeutskillerens 69 utgang er det tilkoplet to rørledninger 70 og 71 som er koplet til en respektiv av de to kondensatorer 63 og 64, og disse rørledninger 70, 71 er via kondensatorene koplet til en respektiv av to ytterligere væskeutskillere 72, 73 hvis utganger er koplet til respektive innganger til kompressoren 66.

Den avkjølte gass tilføres til en isentropisk ekspan-sjons turbin 75 i hvilken gassen ekspanderes fra høyt trykk til lavt trykk og derved avkjøles ytterligere til en så lav temperatur at mesteparten av gassen overføres til flytende gass. Temperaturen kan her være ca. -164 °C.

En elektrisk generator 76 for produksjon av elektrisk kraft er knyttet til ekspansjonsturbinen 75. Videre er ekspan-sjons turbinen forbikoplet av en omføringsledning 77 med en Joule-Thomson-ventil 78 som påvirkes av en trykkfølsom styreanordning 79.

Ekspansjonsturbinen 75 er via en ledning 80 tilkoplet til en produktbeholder 81 for den f lytendeg jorte gass fra ekspanjonsturbinen 75. Fra beholderen 81 fører en rørledning 82 til en tank 83 for lagring av den produserte LNG. Trykket kan her være ca. 1,1 atmosfære, og temperaturen kan være ca. -163 °C. I rørledningen 82 er det innkoplet en nivåkontrollventil 84 som styres av en nivåføler 85.

Til toppen av beholderen 81 er det tilkoplet en ytterligere rørledning 86 for utløp av restgass fra beholderen. Denne gass kan benyttes på liknende måte som angitt i forbindelse med utførelsen ifølge fig. 2. Også i ledningen 86 er det innkoplet en trykkstyrt ventil 87 som styres av en trykkstyreenhet 88.

I utførelsene ifølge fig. 2 og 3 er det angitt at trykket i de nevnte ekspansjonstrinn reduseres til et nivå i nærheten av 1 bar. Det kan imidlertid være hensiktsmessig å omforme gassen til flytende form ved et høyere trykk, f.eks. i området 10-50 bar, idet temperaturen da ikke trenger å reduseres til et så lavt nivå som foran angitt, nemlig rundt -163 °C. Dette kan være økonomisk fordelaktig, da ytterligere temperatursenkning i området ned mot den nevnte temperatur er forholdsvis kostbar. Ved sådan omforming under høyt trykk vil den flytendegjorte gass også bli lagret under det aktuelle, høyere trykk.

Claims (4)

1. Fremgangsmåte for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs, ved hvilken naturgass tilføres fra en underjordisk kilde til et produksjonsanlegg, idet gassen overføres under høyt trykk fra produksjonsanlegget til en LNG-tanker, idet overføringen skjer via en rørledning som er omgitt av sjøvann, og hvor høytrykksgassen tilføres til et omformingsanlegg som er anordnet på LNG-tankeren og er innrettet til å omforme i det minste en del av gassen til f ly tendeg j ort form ved ekspansjon av gassen, og den således flytendegjorte gass overføres til lagringstanker om bord på tankeren, KARAKTERISERT VED at gassen tilføres direkte fra et i og for seg kjent, undersjøisk produksjonsanlegg til rørledningen med forholdsvis høy temperatur, og at rørledningen er gjort varmeoverførende og har tilstrekkelig lengde til at gassen under overføringen gjennom rørledningen avkjøles til en ønsket, lav temperatur nær sjøvanns-temperaturen under varmeveksling med det omgivende sjøvann, og at rørledningen, når lagringstankene på LNG-tankeren er fylt opp, frakoples fra LNG-tankeren og tilkoples til en annen liknende tanker, idet rørledningen på kjent måte er permanent tilkoplet til en neddykket bøye av den type som er innrettet for innføring og løsbar fastgjøring i et neddykket, nedad åpent opptaksrom i tankeren, og som er forsynt med en svivelenhet for overføring av

gass under høyt trykk.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, KARAKTERISERT VED at gassen tilføres med et trykk på minst 250 bar.

3. System for fremstilling av flytendegjort naturgass til havs, omfattende et produksjonsanlegg __(1) til hvilket naturgass tilføres fra en underjordisk kilde (4), og en av sjøvann omgitt rørledning (5) for overføring av gass under høyt trykk fra produksjonsanlegget (1) til en LNG-tanker (6), idet LNG-tankeren (6) omfatter et anlegg (12) for omforming av i det minste en del av gassen til f lytendeg jort form ved ekspansjon av gassen, og lagringstanker (17) for lagring av flytendegjort gass på tankeren (6), KARAKTERISERT VED at produksjonsanlegget (1) er et i og for seg kjent, undersjøisk produksjonsanlegg fra hvilket rørledningen (5) strekker seg direkte frem til LNG-tankeren (6), idet rørledningen har tilstrekkelig lengde til at gassen under overføringen avkjøles til en ønsket, lav temperatur, og at rørledningen (5) ved den ende som ligger på avstand fra produksjonsanlegget (1), på kjent måte er permanent tilkoplet til minst én neddykket bøye (8) av den type som er innrettet for innføring og løsbar fastgjøring i et neddykket, nedad åpent opptaksrom (11) i bunnen av LNG-tankeren (6), og som er forsynt med en svivelenhet for overføring av gass under høyt trykk.

4. System ifølge krav 3, KARAKTERISERT VED at rørled-ningen (5) er permanent tilkoplet til to neddykkede bøyer (8, 14) via respektive fleksible stigerør (9, 16).