NO313502B1

NO313502B1 - Method of loading and processing hydrocarbons

Info

Publication number: NO313502B1
Application number: NO19975257A
Authority: NO
Inventors: Kaare Breivik; Martin Sigmundstad; Arne Smedal; Ole G Steine
Original assignee: Norske Stats Oljeselskap
Priority date: 1995-05-18
Filing date: 1997-11-17
Publication date: 2002-10-14
Also published as: NO975257L; NO975257D0

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte ved lasting og behandling av en gassformig eller flytende hydrokarbonblanding som produseres på en offshore produksjonsplattform, et produksjonsskip eller et brønnanlegg ved produksjon av olje og gass fra et reservoar, ved hvilken blandingen tilføres til et gassbehandlingsfartøy via et bøyelastesystem omfattende en bøye av STL/STP-typen, og behandles om bord på fartøyet for frembringelse av flytende naturgass (LNG) eller en LPG-blanding som lagres i tanker på fartøyet. The invention relates to a method for loading and treating a gaseous or liquid hydrocarbon mixture that is produced on an offshore production platform, a production ship or a well installation in the production of oil and gas from a reservoir, whereby the mixture is supplied to a gas processing vessel via a buoy loading system comprising a buoy of The STL/STP type, and is processed on board the vessel to produce liquefied natural gas (LNG) or an LPG mixture which is stored in tanks on the vessel.

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 fluid under høyt trykk til et produksjonsanlegg på fartøyet. På den sentrale bøyedel er det roterbart lagret en ytre oppdriftsdel som er innrettet for innførig og løsbar fastgjøring i et neddykket, nedad åpent opptaksrom ved 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. 176 129 og til internasjonal patentsøknad nr. PCT/NO94/00119. When producing hydrocarbons (oil and gas) at sea, it is known to use production ships that are based on the so-called STP technique (STP = Submerged Turret Production). This technique uses a submerged buoy of the type that includes a central, bottom-anchored part that is connected to the relevant underground source via at least one flexible riser, and which is equipped with a swivel unit for transferring fluid under high pressure to a production facility on the vessel. An outer buoyancy part is rotatably mounted on the central buoyancy part, which is designed for easy and releasable fastening in a submerged, downwards open reception space at the bottom of the vessel, so that the vessel can turn around the anchored, central buoyancy part under the influence of wind, waves and water currents. For a more detailed description of this technique, e.g. reference is made to Norwegian patent application no. 176 129 and to international patent application no. PCT/NO94/00119.

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 beskrivels av denne bøyekonstruksjon kan det f.eks. henvises til internasjonal patentsøknad nr. PCT/NO92/00056. When loading and unloading hydrocarbons at sea, it is also known to use a so-called STL buoy (STL = Submerged Turret Loading) which is based on the same principle as the STP buoy, but which has a simpler swivel device than the STP swivel which normally has several through passages or runs. For a more detailed description of this bending construction, it can e.g. refer to international patent application No. PCT/NO92/00056.

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. With the help of the STL/STP technique, it is achieved that loading/unloading as well as the production of hydrocarbons at sea can be carried out in almost any kind of weather, as both connection and disconnection between ship and buoy can be carried out in a simple and fast way, also in very difficult weather conditions with high waves. Furthermore, the buoy can remain connected to the vessel in all kinds of weather, as a quick disconnection can be carried out should a weather restriction be exceeded.

Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe et fleksibelt system for samtidig lasting av olje og gass via en STL/STP-bøye til ett eller flere skip. The purpose of the invention is to provide a flexible system for simultaneous loading of oil and gas via an STL/STP buoy to one or more ships.

For oppnåelse av ovennevnte formål er det tilveiebrakt en fremgangsmåte av den innledningsvis angitte type som ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at det samtidig med tilførselen av hydrokarbonblandingen også tilføres olje til gassbehandlingsfartøyet via den nevnte bøye, idet bøyen omfatter en STP-kopling med rørløp for de respektive fluider, idet oljen overføres direkte fra STP-koplingen via en rørledning og en losseanordning på fartøyet til et tankskip for lagring og transport av den tilførte olje. In order to achieve the above-mentioned purpose, a method of the type indicated at the outset has been provided which, according to the invention, is characterized by the fact that, at the same time as the supply of the hydrocarbon mixture, oil is also supplied to the gas processing vessel via the aforementioned buoy, the buoy comprising an STP connection with pipelines for the respective fluids, as the oil is transferred directly from the STP connection via a pipeline and an unloading device on the vessel to a tanker for storage and transport of the supplied oil.

Ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen oppnås et meget fleksibelt system for samtidig lasting av olje og gass via en lastebøye til ett eller flere skip. Videre oppnås at man kan laste olje og samtidig kan høste LPG (flytendegjort petroleumsgass) og/eller gass som ellers ville bli reinjisert i reservoaret. Using the method according to the invention, a very flexible system is achieved for simultaneous loading of oil and gas via a loading buoy to one or more ships. Furthermore, it is achieved that you can load oil and at the same time harvest LPG (liquefied petroleum gas) and/or gas that would otherwise be re-injected into the reservoir.

Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende i forbindelse med utførelseseksempler under henvisning til tegningene, der The invention shall be described in more detail in the following in connection with embodiment examples with reference to the drawings, there

fig. 1 viser et skjematisk riss av en offshore-installasjon og et skip for tilførsel av gass og/eller en LPG-blanding, fig. 1 shows a schematic view of an offshore installation and a ship for the supply of gas and/or an LPG mixture,

fig. 2 viser et skjematisk riss av sammenkoplede skip for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, fig. 2 shows a schematic view of interconnected ships for carrying out the method according to the invention,

fig. 3 viser et i lengderetningen gjennomskåret riss av en STP-kopling for benyttelse ved samtidig lasting av olje og LPG-blanding, og fig. 3 shows a longitudinal cross-sectional view of an STP coupling for use when simultaneously loading oil and LPG mixture, and

fig. 4 viser et i lengderetningen gjennomskåret riss av en modifisert STP-kopling for lasting av bare olje. fig. 4 shows a longitudinal cross-sectional view of a modified STP coupling for loading bare oil.

Fig. 1 viser en produksjonsplattform 1, en konvensjonell, flytende lastebøye 2 og et fartøy 3 som er forankret til en neddykket, bunnforankret bøye 4 (forankringssystemet er ikke vist) av den innledningsvis omtalte STL- eller STP-type, idet bøyen 4 er innført og fastgjort i et neddykket opptaksrom ved fartøyets bunn. Et antall stigerør 5 for transport av hydrokarboner fra produksjonsplattformen 1 strekker seg mellom plattformens fundament 6 og bøyen 4, Liknende stigerør 7 hhv. 8 strekker seg mellom plattformfundamentet og henholdsvis lastebøyen 2 og et produksjonsskip 9. Videre er det vist en produksjonsbrønn 10 som står i forbindelse med et reservoar (ikke vist) og som er forbundet med plattformen Fig. 1 shows a production platform 1, a conventional, floating loading buoy 2 and a vessel 3 which is anchored to a submerged, bottom-anchored buoy 4 (the anchoring system is not shown) of the initially mentioned STL or STP type, the buoy 4 being introduced and fixed in a submerged recording space at the bottom of the vessel. A number of risers 5 for transporting hydrocarbons from the production platform 1 extend between the platform's foundation 6 and the buoy 4, Similar risers 7 or 8 extends between the platform foundation and respectively the loading buoy 2 and a production ship 9. Furthermore, a production well 10 is shown which is in connection with a reservoir (not shown) and which is connected to the platform

1 via strømningsledninger 11. 1 via flow lines 11.

Tidligere har det vært vanlig å reinjisere LPG og/eller gass, slik at verdien av denne hydrokarbonfraksjon ikke er blitt utnyttet. Med det system som er vist på fig. 1, kan imidlertid denne hydrokarbonfraksjon utnyttes, ved at stigerørene 5 utgjør rørføringer for gass og/eller LPG av denne type, slik at gassen eller LPG-blandingen tilføres til fartøyet 3 via bøyen 4, idet bøyen da samvirker med en passende STP-kopling. Fartøyet 3 kan være et LPG- eller LNG-fartøy, for behandling av den aktuelle gass- eller LPG-blanding. Normalt vil det være nødvendig å tilbakeføre noe av gassen, og dette gjøres via ett av stigerørene 5. In the past, it has been common to re-inject LPG and/or gas, so that the value of this hydrocarbon fraction has not been exploited. With the system shown in fig. 1, this hydrocarbon fraction can, however, be utilized, in that the risers 5 constitute pipelines for gas and/or LPG of this type, so that the gas or LPG mixture is supplied to the vessel 3 via the buoy 4, the buoy then cooperating with a suitable STP coupling. The vessel 3 can be an LPG or LNG vessel, for processing the relevant gas or LPG mixture. Normally, it will be necessary to return some of the gas, and this is done via one of the risers 5.

Fig. 2 viser et system omfattende sammenkoplede fartøyer for bruk ved utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Fig. 2 shows a system comprising interconnected vessels for use when carrying out the method according to the invention.

Som vist, omfatter systemet et første fartøy 12 som i dette tilfelle forutsettes å være et LPG-produksjonsskip, og et andre fartøy 13 i form av en oljetanker. Fartøyet 12 er forankret til en STP-bøye 14 som er fastgjort i et neddykket opptaksrom 15 ved fartøyets bunn og som er koplet til et forankrings- eller fortøyningssystem omfattende fortøyningsliner 16 som er forbundet med kjettingavsnitt 17 på havbunnen 18. Oppdriftselementer 19 er festet til fortøyningslinene 16 for å lette fortøyningen. I praksis kan havdypet være flere tusen meter med et slikt system. As shown, the system comprises a first vessel 12, which in this case is assumed to be an LPG production ship, and a second vessel 13 in the form of an oil tanker. The vessel 12 is anchored to an STP buoy 14 which is fixed in a submerged receiving space 15 at the bottom of the vessel and which is connected to an anchoring or mooring system comprising mooring lines 16 which are connected to chain sections 17 on the seabed 18. Buoyancy elements 19 are attached to the mooring lines 16 to facilitate mooring. In practice, the sea depth can be several thousand meters with such a system.

Et antall stigerør 20 strekker seg mellom havbunnen 18 og STP-bøyen 14, idet stigerørene ved bunnen er koplet til respektive feste- eller basisdeler 21. I dette tilfelle omfatter stigerørene et stigerør 20a for transport av olje, et stigerør 20b for transport av LPG eller gass, og et stigerør 20c for retur av gass. Ved sine øvre ender er stigerørene koplet til respektive rørløp i bøyens 14 bunnforankrede, sentrale del (ikke nærmere vist), og bøyen samvirker med en STP-kopling (også kalt roterende koplingsanordning) som er tilpasset for overføring av de aktuelle fluider til eller fra produksjonsskipet 12 (se fig. 3). Dette er vist å omfatte et antall tanker 22 for lagring av det aktuelle produkt, dvs. LPG-blanding i det foreliggende tilfelle. A number of risers 20 extend between the seabed 18 and the STP buoy 14, the risers at the bottom being connected to respective attachment or base parts 21. In this case, the risers comprise a riser 20a for the transport of oil, a riser 20b for the transport of LPG or gas, and a riser 20c for the return of gas. At their upper ends, the risers are connected to respective pipe runs in the bottom-anchored, central part of the buoy 14 (not shown in detail), and the buoy interacts with an STP coupling (also called rotary coupling device) which is adapted for transferring the fluids in question to or from the production ship 12 (see fig. 3). This is shown to include a number of tanks 22 for storing the product in question, i.e. LPG mixture in the present case.

Hydrokarboner i flytende form eller gassform tilføres til stigerørene fra plattformer, produksjonsskip, produksjonsbrønner eller andre passende installasjoner, f.eks. som vist på fig. 1. Hydrocarbons in liquid or gaseous form are supplied to the risers from platforms, production vessels, production wells or other suitable installations, e.g. as shown in fig. 1.

Som nevnt, er fartøyet 12 i dette tilfelle et produksjonsskip for LPG-blanding, og det har derfor ikke kapasitet for lagring av olje som tilføres via stigerørene 20 samtidig med hydrokarbonblandingen. Den tilførte olje overføres derfor direkte fra STP-koplingen via en rørledning 23 som er vist å strekke seg over skipets dekk 24, til en losseanordning 25. Mellom losseanordningen 25 og det andre fartøy, dvs. oljetankeren 13, er det anordnet en rørledning 26, og oljen transporteres via denne rørledning til tanker 27 om bord på oljetankeren. Oljetankeren 13 er forankret til produksjonsfartøyet 12 ved hjelp av en fortøyningsline 28. På denne måte er det mulig å laste eller tilføre olje og gass/LPG til to forskjellige fartøyer via en og samme STL/STP-bøye 14. As mentioned, the vessel 12 in this case is a production ship for LPG mixture, and it therefore does not have the capacity to store oil which is supplied via the risers 20 at the same time as the hydrocarbon mixture. The supplied oil is therefore transferred directly from the STP connection via a pipeline 23, which is shown to extend over the ship's deck 24, to an unloading device 25. Between the unloading device 25 and the other vessel, i.e. the oil tanker 13, a pipeline 26 is arranged, and the oil is transported via this pipeline to tanks 27 on board the oil tanker. The oil tanker 13 is anchored to the production vessel 12 by means of a mooring line 28. In this way, it is possible to load or supply oil and gas/LPG to two different vessels via one and the same STL/STP buoy 14.

I praksis tar det forholdsvis kort tid, under ett døgn, å laste opp en oljetanker, mens det tar vesentlig lengre tid, flere uker eller opptil måneder, å fylle tankene på et fartøy som behandler gass eller en LPG-blanding fra hydrokarbonførende formasjoner. In practice, it takes a relatively short time, less than a day, to load an oil tanker, while it takes significantly longer, several weeks or even months, to fill the tanks of a vessel that processes gas or an LPG mixture from hydrocarbon-bearing formations.

Når produksjonsfartøyet 12 er klart for lossing av den behandlede gass, frakoples fartøyet fra lastebøyen 14 for å gå til lossestedet. Det andre fartøy 13 kan da benytte bøyen 14, idet også dette fartøy forutsettes å være forsynt med et neddykket opptaksrom (ikke vist) for dette formål. Som nevnt, er fartøyet 14 en oljetanker, og har derfor ikke mulighet for behandling av gassen fra det aktuelle reservoar. For å kunne utnytte systemet for oljelasting i denne situasjon, benyttes en innsatsdel eller adapter for modifikasjon i forbindelse med bøyen 14, slik at dennes rørløp for gasstransport avstenges, og slik at bøyens oljeførende rørløp benyttes i overensstemmelse med det konvensjonelle STL-konsept. Denne modifikasjon skal beskrives nærmere under henvisning til fig. 4. When the production vessel 12 is ready for unloading the treated gas, the vessel is disconnected from the loading buoy 14 to go to the unloading site. The other vessel 13 can then use the buoy 14, as this vessel is also assumed to be provided with a submerged recording room (not shown) for this purpose. As mentioned, the vessel 14 is an oil tanker, and therefore does not have the possibility of treating the gas from the reservoir in question. In order to utilize the system for oil loading in this situation, an insert or adapter is used for modification in connection with the buoy 14, so that its pipeline for gas transport is shut off, and so that the buoy's oil-carrying pipeline is used in accordance with the conventional STL concept. This modification shall be described in more detail with reference to fig. 4.

Fig. 3 viser et aksialsnitt av en roterende koplingsanordning (STP-kopling) 31 av den type som er vist i den forannevnte, internasjonale søknad nr. PCT/NO94/00119, og som det her henvises til for nærmere beskrivelse av denne. Kort angitt omfatter en slik koplingsanordning en svivelanordning med et antall fluidløp for sammenkopling mellom en bøye av ovennevnte type og et rørsystem på det aktuelle fartøy, hvor svivelanordningen omfatter en hunndel og en hanndel som kan innføres aksialt i eller uttrekkes fra hverandre, idet hunndelen er permanent festet til den bunnforankrede, sentrale del av bøyen. Fig. 3 shows an axial section of a rotary coupling device (STP coupling) 31 of the type shown in the above-mentioned international application No. PCT/NO94/00119, and to which reference is made here for a more detailed description thereof. Briefly stated, such a coupling device comprises a swivel device with a number of fluid runs for connection between a buoy of the above-mentioned type and a pipe system on the vessel in question, where the swivel device comprises a female part and a male part that can be inserted axially into or extracted from each other, the female part being permanent attached to the bottom-anchored, central part of the buoy.

På fig. 3 er det antydet en bøye 30 som svarer til bøyen 14 og som forutsettes å være innført og fastgjort i et opptaksrom i et fartøy, f.eks. fartøyet 12. Den roterende koplingsanordning 31 omfatter en hunndel 32 som er permanent montert i den øvre ende av bøyens 30 sentrale del 33. En hanndel 34 er innført i hunndelen, idet hanndelen er hev- og senkbar ved hjelp av en hydraulisk jekk 35 som inngår i en manøveranordning 36. Den roterende kopling omfatter også en føringshylse 37 for føring av hanndelen 34. In fig. 3, a buoy 30 is indicated which corresponds to the buoy 14 and which is assumed to be introduced and fixed in a receiving space in a vessel, e.g. the vessel 12. The rotating coupling device 31 comprises a female part 32 which is permanently mounted in the upper end of the central part 33 of the buoy 30. A male part 34 is introduced into the female part, the male part being able to be raised and lowered by means of a hydraulic jack 35 which is included in a maneuvering device 36. The rotating coupling also includes a guide sleeve 37 for guiding the male part 34.

I den viste utførelse omfatter bøyens sentrale del 33 tre rørløp for fluidtransport, slik som foran omtalt for bøyen 14. Således er det anordnet et rørløp 38 for overføring av olje, et rørløp 39 for overføring av gass eller LPG, og et rørløp 40 for retur av gass. Ytterligere rørløp kan være anordnet etter behov. Koplingsanordningens hanndel 34 er forsynt med tre aksialt forløpende rørløp 41, 42, 43. De nedre ender av disse rørløp står i forbindelse med respektive av rørløpene 38, 39, 40 via respektive ringrom 44 som er anordnet mellom hanndelen 34 og hunndelen 32, mens rørløpenes øvre ender står i forbindelse med tilhørende rørledninger 45, 46, 47 på fartøyet via respektive ringrom 48 som er anordnet mellom hanndelen 34 og føringshylsen 37. Den roterende koplingsanordning 31 tillater således tilførsel av olje og gass/LPG til fartøyet, og retur av gass fra fartøyet, selv om fartøyet sammen med bøyens ytre oppdriftsdel dreier om bøyens bunnforankrede, sentrale del under påvirkning av vind, bølger og vannstrømmer. In the embodiment shown, the buoy's central part 33 comprises three pipe runs for fluid transport, as discussed above for the buoy 14. Thus there is a pipe run 38 for the transfer of oil, a pipe run 39 for the transfer of gas or LPG, and a pipe run 40 for return of gas. Additional pipe runs can be arranged as required. The male part 34 of the coupling device is provided with three axially extending pipe runs 41, 42, 43. The lower ends of these pipe runs are connected to each of the pipe runs 38, 39, 40 via respective annulus 44 which is arranged between the male part 34 and the female part 32, while the pipe runs upper ends are in connection with associated pipelines 45, 46, 47 on the vessel via respective annulus 48 which is arranged between the male part 34 and the guide sleeve 37. The rotating coupling device 31 thus allows the supply of oil and gas/LPG to the vessel, and the return of gas from the vessel, even if the vessel together with the buoy's outer buoyant part revolves around the bottom-anchored, central part of the buoy under the influence of wind, waves and water currents.

Fig. 4 viser et aksialsnitt av en STP-kopling 50 som er modifisert for å benyttes bare for oljeoverføring, dvs. i overensstemmelse med det konvensjonelle STL-konsept, slik som beskrevet ovenfor. I denne utførelse er det i den i bøyen 30 monterte hunndel 32 innført en innsatsdel eller adapter 51 som er utformet for å avstenge de rørløp i bøyen som ikke skal benyttes, dvs. rørløpet 39 for gass/LPG og rørløpet 40 for retur av gass. Adapteren 51 og hunndelen 32 avgrenser et ringrom 52 som står i forbindelse med bøyens rørløp 38 for olje, og med et rørløp 53 som forløper aksialt gjennom adapteren 51 og via et konvensjonelt STL-koplingshode 54 står i forbindelse med en rørdel 55 som fører til en rørledning for oljetransport, f.eks. den foran omtalte rørledning 23. Fig. 4 shows an axial section of an STP coupling 50 which has been modified to be used only for oil transfer, i.e. in accordance with the conventional STL concept, as described above. In this embodiment, an insert part or adapter 51 has been introduced into the female part 32 mounted in the buoy 30, which is designed to shut off the pipe runs in the buoy that are not to be used, i.e. the pipe run 39 for gas/LPG and the pipe run 40 for the return of gas. The adapter 51 and the female part 32 delimit an annular space 52 which is connected to the buoy's pipe run 38 for oil, and with a pipe run 53 which runs axially through the adapter 51 and via a conventional STL coupling head 54 is connected to a pipe part 55 which leads to a pipeline for oil transport, e.g. the aforementioned pipeline 23.

For at den tidligere STP-kopling skal være kompatibel med konvensjonelle STL-koplinger, er rørløpet 53 anordnet sentralt i adapteren 51. Adapteren som innføres i STP-koplingen, kan innføres enten av gassbehandlingsskipet 12 eller oljetankeren 13. For å installere adapteren, må STP-koplingens hanndel først trekkes opp fra hunndelen og stues bort. In order for the former STP coupling to be compatible with conventional STL couplings, the pipe run 53 is arranged centrally in the adapter 51. The adapter inserted into the STP coupling can be inserted either by the gas processing vessel 12 or the oil tanker 13. To install the adapter, the STP - the male part of the coupling is first pulled up from the female part and stowed away.

Så snart et gassbehandlingsskip 12 er tilbake på feltet, kan det kople seg til lastebøyen 30. Adapteren 51 må da først strekkes ut av hunndelen 32 i bøyen, og hanndelen av den opprinnelige STP-kopling, som åpner rørløpene for overføring av de aktuelle, ytterligere fluider, må innføres i hunndelen. As soon as a gas treatment vessel 12 is back on the field, it can connect to the loading buoy 30. The adapter 51 must then first be extended from the female part 32 in the buoy, and the male part of the original STP coupling, which opens the pipelines for the transfer of the relevant, further fluids, must be introduced into the female part.

Claims

1. Procedure for loading and processing a gaseous or liquid hydrocarbon mixture that is produced on an offshore production platform, a production ship or a well installation in the production of oil and gas from a reservoir, whereby the mixture is fed to a gas processing vessel (12) via a buoy loading system comprising a buoy (14) of the STL/STP type, and is processed on board the vessel (12) for the production of liquefied natural gas (LNG) or an LPG mixture which is stored in tanks on the vessel, characterized in that at the same time as the supply of the hydrocarbon mixture is also oil is supplied to the gas processing vessel (12) via the mentioned buoy (14), the buoy comprising an STP coupling (31) with pipe runs for the respective fluids, the oil being transferred directly from the STP coupling via a pipeline (23) and an unloading device ( 25) on the vessel (12) to a tanker (13) for storage and transport of the added oil.

2. Method according to claim 1, characterized in that an adapter (51) is placed in the STP coupling which converts the STP coupling into an STL-compatible coupling, the adapter (51) having a central pipe run (53) for oil and at the same time shutting off the other fluid-carrying pipe runs (39,40) through the STP connection.