RU2680914C1 - Liquefied natural gas storage and shipment method - Google Patents
Liquefied natural gas storage and shipment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680914C1 RU2680914C1 RU2017140259A RU2017140259A RU2680914C1 RU 2680914 C1 RU2680914 C1 RU 2680914C1 RU 2017140259 A RU2017140259 A RU 2017140259A RU 2017140259 A RU2017140259 A RU 2017140259A RU 2680914 C1 RU2680914 C1 RU 2680914C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- lng
- floating storage
- gas
- cryogenic
- tanker
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C3/00—Vessels not under pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C6/00—Methods and apparatus for filling vessels not under pressure with liquefied or solidified gases
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области хранения и отгрузки сжиженного природного газа и может быть использовано для решения проблем транспортировки сжиженного природного газа (СПГ) морским транспортом, в частности, на экспорт.The invention relates to the field of storage and shipment of liquefied natural gas and can be used to solve the problems of transporting liquefied natural gas (LNG) by sea, in particular for export.
В связи с разработкой шельфовых газовых месторождений наиболее экономичным способом транспорта добываемого природного газа является его сжижение с последующей доставкой потребителям с помощью танкеров-газовозов, что требует оформления универсально функционирующих систем хранения и отгрузки сжиженного природного газа.In connection with the development of offshore gas fields, the most economical way to transport produced natural gas is to liquefy it and then deliver it to consumers using gas tankers, which requires the design of universally functioning systems for storing and shipping liquefied natural gas.
Известен способ разработки углеводородных месторождений арктического шельфа и технические решения для реализации способа (морской технологический комплекс), обеспечивающий проведение буровых и эксплуатационных работ на шельфе открытого моря, и содержащий морскую платформу, подводные сателлиты и береговую технологическую базу, связанные между собой технологическими коммуникациями, при этом все технологические блоки морского технологического комплекса электрообеспечены от силового блока атомного реактора, причем объекты береговой технологической базы электрически связаны с силовым блоком атомного реактора по силовому кабелю, проложенному вдоль магистрального продуктопровода, магистральный трубопровод, по которому скважинный флюид перекачивается на береговую технологическую базу, снабжен узлом подготовки, состоящим из дожимной компрессорной станции, установкой нагрева флюида и камерой запуска в трубопровод очистного скребка или диагностического снаряда, при этом дожимная компрессорная станция, транспортирующая флюид по магистральному трубопроводу, выполнена в виде паровой турбины, а установка нагревания флюида, транспортируемого по магистральному продуктопроводу, связана трубопроводами с конденсатором перегретого пара системы охлаждения атомного реактора, при этом береговая технологическая база оснащена группой сообщающихся подземных емкостей, хранилища газа, нефти и пластовой жидкости, при этом опорожнение хранилища газа осуществляют путем перекачки в магистральные газопроводы либо путем компримирования и отгрузки в танкеры сжиженного газа, при этом опорожнение хранилища нефти осуществляют путем ее перекачки в магистральные нефтепроводы или в нефтеналивной танкерный флот (патент на изобретение RU 2529683 С1, МПК Е21В 43/01, В63В 35/44, заявлен 12.02.2013 г., опубликован 27.09.2014 г.). Основным недостатком данного изобретения является отсутствие детального описания технического решения и аппаратурного оформления процессов опорожнения хранилищ газа путем компримирования и отгрузки в танкеры сжиженного газа.A known method for the development of hydrocarbon deposits of the Arctic shelf and technical solutions for implementing the method (offshore technological complex), providing drilling and production work on the shelf of the open sea, and containing an offshore platform, underwater satellites and onshore technological base, interconnected by technological communications, while all technological units of the marine technological complex are electrically provided from the power unit of the nuclear reactor, and the objects are coastal the technological base is electrically connected to the power unit of the nuclear reactor through a power cable laid along the main product pipeline, the main pipeline through which the well fluid is pumped to the onshore technological base is equipped with a preparation unit consisting of a booster compressor station, a fluid heating unit and a launch chamber in the sewage pipeline a scraper or diagnostic tool, while a booster compressor station transporting fluid through the main pipeline, It’s a steam turbine, and the installation of heating the fluid transported through the main product pipeline is connected by pipelines to the condenser of the superheated steam of the cooling system of an atomic reactor, while the coastal technological base is equipped with a group of interconnected underground tanks, gas, oil and reservoir fluid storage, while the emptying of the storage gas is carried out by pumping to gas pipelines or by compressing and shipment of liquefied gas to tankers, while emptying the oil storage suschestvlyayut by its pumping into trunk pipelines or oil tanker fleet (patent RU 2529683 C1, MPK E 21 B 43/01, 35/44 V63V, pending, the 02/12/2013, published 27.09.2014 g). The main disadvantage of this invention is the lack of a detailed description of the technical solution and hardware design of the processes of emptying the gas storages by compression and shipment of liquefied gas to tankers.
Известна система для перекачки текучего продукта, в частности сжиженного природного газа, содержащая транспортное судно большой длины для транспортировки этого продукта и установку для приема и выдачи этого продукта, включающую пункт швартовки судна, содержащий одну конструкцию типа оффшор, опирающуюся на дно моря, содержащую часть, выступающую из воды, и выполненную, в частности, в виде колонны, один гик, несущий трубопровод для перекачки продукта и деформируемое устройство для перекачки, которое подвешено одним концом к концу гика и соединено с трубопроводом, а другой его конец содержит средства для присоединения к устройству главного трубопровода судна, средства для швартовки судна к выступающей из воды части конструкции, при этом деформируемое устройство установлено с возможностью перемещения между положением, в котором оно находится при хранении, и положением, в котором оно присоединено к устройству главного трубопровода судна, и в котором оно развернуто, причем конец гика расположен рядом с главным трубопроводом в положении перекачки, при этом она содержит устройство для швартовки судна, которое может свободно вращаться вокруг оси этой конструкции таким образом, чтобы судно могло устанавливаться в положение в зависимости от ветра, течения и волн, и его конец удерживается рядом с пунктом швартовки для обеспечения возможности перекачки между судном с большой длиной, главный трубопровод которого расположен в центре судна, гик выполнен такой большой длины, чтобы его конец мог находиться на уровне главного трубопровода в положении, когда судно пришвартовано к выступающей из воды части конструкции, и тем, что перемещение деформируемого устройства для перекачки между положением при хранении и положением, в котором оно присоединено к главному трубопроводу судна, осуществляется за счет вращения вокруг вертикальной оси, предусмотренной на уровне его подвески к гику, и тем, что в положении перекачки гик может свободно вращаться вокруг упомянутой вертикальной оси (патент на изобретение RU 2299848 С2, МПК B67D 5/68, заявлен 13.05.2002 г., опубликован 27.05.2007 г.). Недостатками данного изобретения являются:A known system for pumping a fluid product, in particular liquefied natural gas, comprising a long transport ship for transporting this product and an apparatus for receiving and dispensing this product, including a ship mooring point, comprising one offshore structure resting on the bottom of the sea, containing a part, protruding from the water, and made, in particular, in the form of a column, one boom carrying a pipeline for pumping the product and a deformable device for pumping, which is suspended at one end to the end of the boom and it is single with the pipeline, and its other end contains means for connecting the vessel’s main pipeline to the device, means for mooring the vessel to the part of the structure protruding from the water, while the deformable device is installed with the possibility of movement between the position in which it is stored and the position, in which it is connected to the device of the main pipeline of the vessel, and in which it is deployed, and the end of the boom is located next to the main pipeline in the pumping position, while it contains a device The property for mooring a vessel, which can freely rotate around the axis of this structure so that the vessel can be set in position depending on wind, current and waves, and its end is held near the mooring point to enable transfer between a vessel with a long length, the main the pipeline is located in the center of the vessel, the boom is made so long that its end could be at the level of the main pipeline in the position when the vessel is moored to the part of the structure protruding from the water the fact that the movement of the deformable pumping device between the storage position and the position in which it is attached to the main pipeline of the vessel is carried out by rotation around the vertical axis provided at the level of its suspension to the boom, and the fact that the boom can freely rotate around the said vertical axis (patent for invention RU 2299848 C2, IPC
- отсутствие возможности самостоятельного функционирования рассмотренной системы, т.к. не раскрыты сущность установки приема и выдачи транспортируемого продукта и возможность использования данной системы для приема и выдачи сжиженного природного газа;- the lack of the possibility of independent functioning of the considered system, because the nature of the installation for receiving and dispensing a transported product and the possibility of using this system for receiving and dispensing liquefied natural gas have not been disclosed;
- отсутствие у рассмотренной системы гарантий поддержания необходимого диапазона параметров технологического режима, обеспечивающих сжиженное состояние природного газа;- the lack of the considered system of guarantees to maintain the necessary range of process parameters providing a liquefied state of natural gas;
- ограничение по перекачке текучего продукта для судов с большим водоизмещением из-за прочностных свойств гика: современные судна имеют длину около 350 м, что требует гик длиной около 200 м, чрезмерно увеличивая материалоемкость всего сооружения;- the restriction on the pumping of a fluid product for ships with a large displacement due to the strength properties of boom: modern ships have a length of about 350 m, which requires boom length of about 200 m, excessively increasing the material consumption of the entire structure;
- нерентабельная перекачка газосистемой уже сжиженного природного газа, транспортируемого на значительные расстояния от завода, перерабатывающего природный газ и обеспечивающего сжижение, так как при этом необходима дорогостоящая изоляция транспортного трубопровода во избежание подогрева сжиженного газа окружающей средой, сопровождающегося испарением и последующей потерей части сжиженного газа.- unprofitable pumping by the gas system of already liquefied natural gas, transported over considerable distances from the natural gas processing plant and providing liquefaction, since expensive isolation of the transport pipeline is necessary to avoid heating the liquefied gas by the environment, accompanied by evaporation and subsequent loss of part of the liquefied gas.
Также известен морской терминал для выгрузки жидкости или вязких продуктов и подводная труба для их выгрузки, включающий заполненный жидкостью или вязкими нефтепродуктами разгружаемый резервуар и принимающую наполнительную емкость, соединенные передаточным трубопроводом, который подключен к перекачивающему насосу и снабжен нагревателем перекачиваемых жидких продуктов, при этом передаточный трубопровод выполнен в виде подводной, в том числе размещенной на дне акватории, трубы для транспортировки жидкости или вязких продуктов, причем элементы нагревателя перекачиваемой текучей среды размещены по всей длине передаточного трубопровода и подключены к устройству управления и контроля, смонтированного на входе в принимающую емкость и снабженного датчиками температуры и давления перекачиваемых жидкостей, а также управляющим вентилем (патент на полезную модель RU 78181 U1, МПК B67D 5/68, В63В 27/25, B65G 69/20, F17D 1/18, заявлен 07.07.2008 г., опубликован 20.11.2008 г.). Недостатком данной полезной модели является невозможность использования предложенного технического решения для транспортировки сжиженного природного газа, поскольку использование нагревателя для снижения вязкости перекачиваемой жидкости в трубопроводе приведет к частичному испарению сжиженного газа, поступающего в принимающую емкость, например, в танк танкера-газовоза, и, следовательно, к уменьшению его рабочего объема по жидкой фазе, а также к снижению грузоподъемности танкера-газовоза.Also known is a marine terminal for unloading liquids or viscous products and an underwater pipe for unloading them, including a discharge tank filled with liquid or viscous oil products and receiving a filling tank connected by a transfer pipe that is connected to a transfer pump and equipped with a heater for the pumped liquid products, while the transfer pipeline made in the form of underwater, including located at the bottom of the water area, pipes for transporting liquid or viscous products, m elements of the pumped fluid heater are placed along the entire length of the transmission pipeline and connected to a control and monitoring device mounted at the inlet of the receiving tank and equipped with temperature and pressure sensors of the pumped liquids, as well as a control valve (utility model patent RU 78181 U1, IPC B67D 5/68, B63B 27/25, B65G 69/20, F17D 1/18, announced 07.07.2008, published 20.11.2008). The disadvantage of this utility model is the inability to use the proposed technical solution for transporting liquefied natural gas, since the use of a heater to reduce the viscosity of the pumped liquid in the pipeline will lead to partial evaporation of the liquefied gas entering the receiving tank, for example, into a gas tanker tank, and therefore to reduce its working volume in the liquid phase, as well as to reduce the carrying capacity of a gas tanker.
Известна система добычи, хранения и выгрузки природного газа, включающая добывающее судно, на котором происходит добыча природного газа, хранилище сжиженного природного газа (СПГ), связанное с первым судном посредством трубопровода для обеспечения безопасности, процесс сжижения природного газа происходит на добывающем судне, а хранение и отгрузка СПГ осуществляется на судне-хранилище, которое удалено от первого судна на взрывобезопасное расстояние, при этом передача СПГ от первого судна ко второму осуществляется по плавучему теплоизолированному трубопроводу, имеющему необходимую плавучесть и жесткость и связанного с судами посредством шарнирного соединения, что обеспечивает безопасность судов во время их эксплуатации (патент на изобретение RU 2502628 С1, МПК В63В 27/25, В63В 27/34, В63В 35/44, В63В 25/12, F17D 1/18, B67D 9/02, заявлен 30.05.2012 г., опубликован 27.12.2013 г. ). Недостатками данного изобретения являются:A known system for the production, storage and unloading of natural gas, including a production vessel on which natural gas is produced, a liquefied natural gas (LNG) storage facility connected to the first vessel through a safety pipeline, a natural gas liquefaction process is carried out on the production vessel, and storage and LNG is shipped on a storage vessel, which is at an explosion-proof distance from the first vessel, while LNG is transferred from the first vessel to the second by floating heat an unbroken pipeline that has the necessary buoyancy and rigidity and is connected to the vessels by means of a swivel joint, which ensures the safety of vessels during their operation (patent for invention RU 2502628 C1, IPC V63V 27/25, V63V 27/34, V63V 35/44, V63V 25 / 12, F17D 1/18,
- необходимость удаления судна-хранилища от первого судна на расстояние до 500 м для обеспечения пожарной безопасности (В.П. Молчанов, А.Н. Гилетич, Ю.Н. Шебеко и др. / Обеспечение пожарной безопасности объектов хранения и переработки СУГ [http://www.sferaksb.ru/recom/recom2.html]), что провоцирует дополнительные затраты по перекачке СПГ на значительное расстояние;- the need to remove the storage vessel from the first vessel at a distance of up to 500 m to ensure fire safety (V.P. Molchanov, A.N. Giletich, Yu.N. Shebeko, etc. / Ensuring fire safety of storage and processing facilities of LPG [http : //www.sferaksb.ru/recom/recom2.html]), which provokes additional costs for pumping LNG over a considerable distance;
- возникновение из-за волнений акватории переменных по величине механических напряжений изгиба в материале трубы по всей длине трубопровода при большой протяженности плавучего жесткого трубопровода между двумя судами, приводящих к ее излому с последующим разливом СПГ: даже при умеренном волнении (4 балла по шкале Бофорта) и скорости ветра всего 5-8 м/с высота волн достигает 1,5 м, при шторме же (9 баллов) и скорости ветра 20-24 м/с высота волн достигает 10 м;- the occurrence of bending stress variables in the pipe material over the entire length of the pipeline due to disturbances in the water area with a large length of the floating rigid pipeline between the two vessels, leading to its kink with subsequent spill of LNG: even with moderate excitement (4 points on the Beaufort scale) and a wind speed of only 5-8 m / s, the wave height reaches 1.5 m, with a storm (9 points) and a wind speed of 20-24 m / s, the wave height reaches 10 m;
- ограничение работы шарнирного соединения трубопроводов между собой только стационарными условиями эксплуатации трубопроводов: шарнирное соединение плавучего жесткого трубопровода с двумя судами на концах при условии постоянного волнения различной интенсивности приведет к разгерметизации конструкции шарнира и потерям СПГ.- limiting the operation of the articulated connection of pipelines to each other only by the stationary operating conditions of the pipelines: the articulated connection of a floating rigid pipeline with two vessels at the ends, subject to constant waves of varying intensities, will lead to depressurization of the hinge structure and loss of LNG.
При создании заявляемого изобретения была поставлена техническая задача создания способа хранения и отгрузки сжиженного природного газа, который обеспечит формирование полного безопасного технологического цикла перемещения сжиженного природного газа от установки сжижения природного газа до танкера-газовоза при условии вариативности его реализации в конкретных производственных ситуациях.When creating the claimed invention, the technical task was posed of creating a method for storing and shipping liquefied natural gas, which would ensure the formation of a complete safe process cycle for moving liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant to a gas tanker, provided that it was implemented in specific production situations.
Решение указанной технической задачи достигается за счет того, что разработанный способ хранения и отгрузки сжиженного природного газа (СПГ) включает закачивание полученного любым из известных способов СПГ после установки сжижения природного газа по криогенному трубопроводу сначала в наземный криогенный резервуар, а затем в танкер-газовоз, при этом из наземного криогенного резервуара СПГ закачивают насосом по криогенному трубопроводу через устройства налива СПГ в плавучее хранилище, после накопления таким образом достаточного количества СПГ в наземном криогенном резервуаре и в плавучем хранилище к борту плавучего хранилища пришвартовывают танкер-газовоз, который наполняют посредством грузовых насосов плавучего хранилища через устройства налива СПГ, причем во время перегрузки СПГ из плавучего хранилища в танкер-газовоз закачку СПГ из наземного криогенного резервуара в плавучее хранилище не прекращают, а отпарной газ, образующийся во время наполнения плавучего хранилища и перегрузки СПГ в танкер-газовоз, возвращают с помощью устройств приема отпарного газа по криогенному трубопроводу в компрессорную отпарного газа и далее в процесс сжижения природного газа.The solution of this technical problem is achieved due to the fact that the developed method for storing and shipping liquefied natural gas (LNG) involves pumping the LNG obtained by any of the known methods after installing the liquefaction of natural gas through a cryogenic pipeline, first to a ground cryogenic tank and then to a gas tanker, at the same time, from the land cryogenic reservoir, LNG is pumped through a cryogenic pipeline through LNG filling devices to a floating storage facility, after thus accumulating a sufficient amount LNG substances in the above-ground cryogenic reservoir and in the floating storage vessel are docked with a gas tanker, which is filled by means of the cargo pumps of the floating storage via LNG loading devices, and during the LNG loading from the floating storage into the gas carrier, LNG is injected from the above-ground cryogenic tank into the floating storage does not stop, and the stripping gas generated during the filling of the floating storage and loading of LNG into the gas tanker is returned using the stripping gas receiving devices in cr the iogenous pipeline to the stripping gas compressor and then to the process of liquefying natural gas.
Перегрузка СПГ из плавучего хранилища в танкер-газовоз предусмотрена для широкой линейки судов разной вместимости, что обеспечивает эксплуатацию танкеров-газовозов различной конструкции. В частности, наполняемый СПГ танкер-газовоз может быть большей вместимости, чем плавучее хранилище, на величину полезного объема наземного криогенного резервуара, что позволяет перевозить СПГ крупными партиями, снижая тем самым стоимость транспортировки СПГ.LNG transshipment from a floating storage facility to a gas tanker is provided for a wide range of vessels of different capacities, which ensures the operation of gas tankers of various designs. In particular, an LNG-filled gas tanker can be of a larger capacity than a floating storage, by the size of the usable volume of the ground cryogenic reservoir, which allows LNG to be transported in large quantities, thereby reducing the cost of transporting LNG.
Целесообразно для всепогодной круглогодичной эксплуатации плавучего хранилища предусмотреть защитное гидротехническое сооружение, например, оградительный мол, что позволит разместить плавучее хранилище и танкеры-газовозы в искусственной бухте и снизить динамическую нагрузку на швартовые системы берег-судно и судно-судно благодаря уменьшению балльности волн в акватории бухты и, соответственно, амплитуды перемещения плавучего хранилища и танкера-газовоза на волнах.It is advisable for all-year-round year-round operation of the floating storage to provide a protective hydraulic structure, for example, a guard pier, which will allow to place the floating storage and gas tankers in an artificial bay and reduce the dynamic load on the shore-ship and ship-ship mooring systems due to the decrease in the wave score in the bay water area and, accordingly, the amplitudes of movement of the floating storage and gas tanker on the waves.
Целесообразно обеспечить плавучее хранилище автономной установкой сжижения отпарного газа, тогда в случае отвода плавучего хранилища в акваторию бухты или за ее пределы при возможности возникновения аварийной ситуации испаряющийся из танков хранилища сжиженный природный газ будет не теряться в атмосферу, а возвращаться в танки плавучего хранилища.It is advisable to provide a floating storage facility with an autonomous stripping gas liquefaction plant, then in the event that the floating storage facility is diverted into or out of the bay if an emergency occurs, the liquefied natural gas evaporated from the storage tanks will not be lost to the atmosphere, but will be returned to the floating storage tanks.
Целесообразно функционирование плавучего хранилища обеспечить независимо от береговых систем снабжения электроэнергией, топливом, водой, предусмотрев подачу электроэнергии с берега, что позволит иметь на плавучем хранилище два источника электроэнергии, снижая при этом риск аварийности. При этом бункеровку плавучего хранилища топливом, водой, вспомогательными материалами, в т.ч. запчастями, маслами и другими материалами, а также вывоз отходов осуществляют с берега или моря.It is advisable to ensure the functioning of the floating storage, regardless of the coastal systems for supplying electricity, fuel, water, providing for the supply of electricity from the shore, which will allow you to have two sources of electricity on the floating storage, while reducing the risk of accidents. At the same time, bunkering of a floating storage facility with fuel, water, auxiliary materials, incl. spare parts, oils and other materials, as well as waste disposal, are carried out from the shore or sea.
Целесообразно также оснастить плавучее хранилище специальной вентиляционной мачтой или факелом для проведения процедур подготовки танкера-газовоза к перегрузке СПГ, включая вентиляцию инертным газом и вытеснение инертного газа природным газом с последующей утилизацией инертного газа и его смеси с природным газом на факеле или блоке сжигания газа или посредством сброса этой смеси в атмосферу на высоту безопасного рассеивания.It is also advisable to equip the floating storage facility with a special ventilation mast or torch for the preparation of a gas tanker for LNG loading, including inert gas ventilation and displacement of inert gas with natural gas, followed by utilization of the inert gas and its mixture with natural gas on a flare or gas burning unit or by dumping this mixture into the atmosphere to a height of safe dispersion.
Целесообразно для закачивания СПГ из наземного криогенного резервуара в плавучее хранилище использовать один или несколько криогенных трубопроводов.It is advisable to use one or more cryogenic pipelines for pumping LNG from a ground-based cryogenic reservoir into a floating storage facility.
Вариативность способа хранения и отгрузки сжиженного природного газа обеспечивается закачиванием СПГ в плавучее хранилище напрямую после установки сжижения природного газа, минуя наземный криогенный резервуар.The variability of the method of storage and shipment of liquefied natural gas is provided by pumping LNG into a floating storage directly after the installation of liquefied natural gas, bypassing the surface cryogenic tank.
Целесообразно для наполнения плавучего хранилища и танкера-газовоза использовать одно или несколько устройств налива СПГ, каждое из которых оснащено системой аварийного разъединения со стороны берега и/или танкера-газовоза для снижения рисков аварийных ситуаций.It is advisable to fill the floating storage and the gas tanker with one or more LNG filling devices, each of which is equipped with an emergency disconnection system from the shore and / or the gas tanker to reduce the risk of emergency situations.
Для обеспечения постоянного наполнения плавучего хранилища устройства налива СПГ необходимо периодически переключать на режим оттаивания образовавшегося льда, образующегося за счет конденсации из воздуха водяного пара.To ensure constant filling of the floating storage of the LNG filling device, it is necessary to periodically switch to the thawing mode of the ice formed due to the condensation of water vapor from the air.
В качестве устройств налива СПГ для плавучего хранилища и танкера-газовоза обычно используют стендеры и/или шланги, причем для постоянного наполнения плавучего хранилища стендеры налива СПГ обеспечивают изоляцией, что препятствует испарению наливаемого СПГ и образованию льда на изолированных участках.Stenders and / or hoses are usually used as LNG filling devices for a floating storage tanker and gas tanker, and for constant filling of a floating storage tank, LNG filling stands are provided with insulation, which prevents evaporation of the filled LNG and ice formation in isolated areas.
Возможен также вариант способа хранения и отгрузки сжиженного природного газа, когда в случае необходимости наполнение плавучего хранилища СПГ может быть остановлено, при этом плавучее хранилище функционирует автономно, а СПГ после установки сжижения поступает только в наземный криогенный резервуар. Плавучее хранилище также может быть отключено от береговых коммуникаций частично или полностью, например, при отшвартовке плавучего хранилища и отведении от причала случае инцидентов, аварий, угрозе аварии, необходимости проведения ремонтных работ или освидетельствования. В этом случае целесообразно для облегчения процесса отшвартовки и отвода от причала путем перемещения по типу туерного судна устанавливать на плавучем хранилище цепные лебедки.There is also a variant of the method of storage and shipment of liquefied natural gas, when, if necessary, the filling of the LNG floating storage facility can be stopped, while the floating storage facility is functioning autonomously, and the LNG after liquefaction installation is delivered only to the above-ground cryogenic reservoir. The floating storage facility can also be partially or completely disconnected from coastal communications, for example, when the floating storage facility is unmoored and the case of incidents, accidents, the threat of an accident, the need for repair work or survey is removed from the berth. In this case, it is advisable to facilitate the installation of chain hoists on a floating storage facility to facilitate the process of mooring and diverting from the berth by moving along the type of a tuner vessel.
Необходимо при останове наполнения плавучего хранилища и отключении устройств налива СПГ остаток СПГ в отсеченных участках криогенного трубопровода и устройствах налива СПГ сливать в дренажную емкость с последующим выдавливанием СПГ из дренажной емкости в криогенный трубопровод азотом или природным газом, что предотвращает испарение СПГ и выброс природного газа в атмосферу.When stopping the filling of the floating storage and turning off the LNG filling devices, the LNG residue in the cut off sections of the cryogenic pipeline and the LNG loading devices must be drained into the drainage tank, followed by squeezing the LNG from the drainage tank into the cryogenic pipeline with nitrogen or natural gas, which prevents the evaporation of LNG and the release of natural gas into the atmosphere.
Целесообразно при останове наполнения плавучего хранилища СПГ циркулировать СПГ по кольцевой схеме при наличии не менее двух криогенных трубопроводов от наземного криогенного резервуара до плавучего хранилища или линии поддержания холода, что позволит поддерживать в криогенных трубопроводах необходимый технологический режим, а трубопровод отпарного газа при этом поддерживают в холодном состоянии путем дозированного впрыска СПГ в точку наиболее близкую к наливным устройствам налива СПГ.It is advisable, when stopping filling the LNG floating storage facility, to circulate LNG in a ring configuration with at least two cryogenic pipelines from the ground-based cryogenic tank to the floating storage line or the cold support line, which will allow maintaining the necessary technological regime in cryogenic pipelines, while the stripping gas pipeline is kept cold state by metered injection of LNG at the point closest to the filling device for loading LNG.
Целесообразно для снижения потерь природного газа в атмосферу при возврате отпарного газа из плавучего хранилища в компрессорную отпарного газа использовать компрессоры отпарного газа плавучего хранилища и/или танкера-газовоза, при этом отпарной газ из танкера-газовоза с помощью устройств приема отпарного газа сначала возвращают в плавучее хранилище.It is advisable to reduce the loss of natural gas into the atmosphere when returning the stripping gas from the floating storage to the stripping gas compressor, using the stripping gas compressors of the floating storage and / or gas tanker, while the stripping gas from the gas tanker using the stripping gas receiving devices is first returned to floating repository.
Целесообразно в качестве устройств приема отпарного газа для плавучего хранилища и танкера-газовоза использовать стендеры и/или шланги, причем для постоянного наполнения плавучего хранилища стендеры приема отпарного газа обеспечивают изоляцией, сохраняя низкую температуру отпарного газа.It is advisable to use standers and / or hoses as devices for receiving stripping gas for a floating storage tanker and gas carrier, moreover, for constant filling of a floating storage, standers for receiving stripping gas provide insulation, while maintaining a low temperature of the stripping gas.
Способ хранения и отгрузки сжиженного природного газа может быть реализован в виде системы, принципиальная схема которой представлена на фигуре 1 с использованием следующих обозначений:The method of storage and shipment of liquefied natural gas can be implemented in the form of a system, a schematic diagram of which is presented in figure 1 using the following notation:
1 - береговая полоса;1 - coastal strip;
2 - причал;2 - berth;
3 - наземный криогенный резервуар;3 - ground cryogenic reservoir;
4 - плавучее хранилище;4 - floating storage;
5 - танкер-газовоз;5 - gas tanker;
6 - компрессорная отпарного газа;6 - compressor stripping gas;
7 - устройство налива СПГ;7 - LNG filling device;
8 - оградительный мол;8 - a protective pier;
9 - устройство приема отпарного газа;9 - a device for receiving stripping gas;
10 - швартовая система берег-судно;10 - shore-ship mooring system;
11 - швартовая система судно-судно;11 - ship-to-ship mooring system;
12-16 - криогенный трубопровод.12-16 - cryogenic pipeline.
Система для реализации способа хранения и отгрузки сжиженного природного газа располагается на удобном с точки зрения судоходства участке береговой полосы 1, где обустраивается причал 2 с размещением основного оборудования, трубопроводных коммуникаций, коммуникаций связи, систем водо- и электроснабжения, канализации и очистных сооружений. Основным оборудованием является: наземный резервуар СПГ 3, плавучее хранилище 4, устройства налива СПГ 7, устройства приема отпарного газа 9, дренажные емкости (на фигуре 1 не показаны), компрессорная отпарного газа 6, система снабжения азотом (на фигуре 1 не показана), швартовые системы берег-судно 10 и судно-судно 11.The system for implementing the method of storage and shipment of liquefied natural gas is located on a convenient from the point of view of shipping section of
Полученный любым из известных способов СПГ после установки сжижения природного газа (на фигуре 1 не показана) по криогенному трубопроводу 12 закачивают сначала в наземный криогенный резервуар 3, а затем насосом по криогенному трубопроводу 13 через устройство налива СПГ 7 - в плавучее хранилище 4, установленное на причале 2 посредством швартовой системы берег-судно 10. В одном из вариантов реализации заявляемого изобретения предусмотрено закачивание СПГ в плавучее хранилище 4 напрямую после установки сжижения природного газа, минуя наземный криогенный резервуар 3 по байпасному криогенному трубопроводу 16.Obtained by any of the known LNG methods after installing a natural gas liquefaction plant (not shown in FIG. 1) through a cryogenic pipeline 12, they are first pumped into a ground-based cryogenic tank 3, and then pumped through a
После накопления достаточного количества СПГ в наземном криогенном резервуаре 3 и в плавучем хранилище 4 к борту плавучего хранилища 4 пристает посредством швартовой системы судно-судно 11 танкер-газовоз 5, который наполняют с помощью грузовых насосов плавучего хранилища 4 через устройства налива СПГ 7. Во время перегрузки СПГ из плавучего хранилища 4 на танкер-газовоз 5 подача СПГ из криогенного резервуара 3 в плавучее хранилище 4 не прекращается, и отпарной газ, образующийся при наполнении плавучего хранилища 4 и при перегрузке СПГ на танкер-газовоз 5, через устройство приема отпарного газа 9 возвращается по криогенному трубопроводу 14 сначала в компрессорную отпарного газа 6 и далее по криогенному трубопроводу 15 в процесс сжижения природного газа.After accumulating a sufficient amount of LNG in the ground cryogenic tank 3 and in the floating storage 4, the vessel-
Для обеспечения работы наливных устройств 7 предусматривают систему снабжения азота, реализуемую в виде трубопровода от предприятия и ресивера на причале или в виде емкости жидкого азота с испарителем и подогревателем на причале.To ensure the operation of the
При останове наполнения плавучего хранилища и отключении устройств налива СПГ остаток СПГ в отсеченных участках криогенного трубопровода и устройствах налива СПГ сливают в дренажную емкость с последующим выдавливанием СПГ из дренажной емкости в криогенный трубопровод 13 азотом или природным газом.When the filling of the floating storage is stopped and the LNG filling devices are turned off, the LNG residue in the cut off sections of the cryogenic pipeline and the LNG loading devices is poured into the drainage tank, followed by extrusion of the LNG from the drainage tank into the
Все основное и вспомогательное оборудование контролируется датчиками, подключенными к системе связи, передающей информацию в локальную контроллерную, в которой расположены контроллеры локальной системы противоаварийной защиты и др.All main and auxiliary equipment is controlled by sensors connected to a communication system that transmits information to the local control room, in which the controllers of the local emergency protection system are located, etc.
Для стабилизации работы устройств подачи СПГ 7 в плавучее хранилище 4 и танкеры-газовозы 5, а также швартовых систем берег-судно 10 и судно-судно 11 предусмотрен оградительный мол 18, уменьшающий амплитуду волн в акватории.In order to stabilize the operation of
В таблице 1 представлены возможные варианты реализации способа хранения и отгрузки сжиженного природного газа для различной вместимости наземного криогенного резервуара и плавучего хранилища с указанием диапазона загружаемых судов для каждого варианта.Table 1 presents the possible options for the storage and shipment of liquefied natural gas for different capacities of a ground-based cryogenic reservoir and floating storage, indicating the range of loaded vessels for each option.
Таким образом, заявляемое изобретение обеспечивает формирование полного безопасного технологического цикла перемещения сжиженного природного газа от установки сжижения природного газа до танкера-газовоза при условии вариативности его реализации в конкретных производственных ситуациях.Thus, the claimed invention provides the formation of a complete safe technological cycle of moving liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant to a gas tanker, provided that it is implemented in specific production situations.
Claims (29)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017140259A RU2680914C1 (en) | 2017-11-20 | 2017-11-20 | Liquefied natural gas storage and shipment method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017140259A RU2680914C1 (en) | 2017-11-20 | 2017-11-20 | Liquefied natural gas storage and shipment method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2680914C1 true RU2680914C1 (en) | 2019-02-28 |
Family
ID=65632633
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017140259A RU2680914C1 (en) | 2017-11-20 | 2017-11-20 | Liquefied natural gas storage and shipment method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2680914C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2802105C2 (en) * | 2019-06-21 | 2023-08-22 | Газтранспорт Эт Технигаз | Device for transporting fluid medium from supply tank to receiving tank |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010030187A1 (en) * | 2008-09-11 | 2010-03-18 | Sevan Marine Asa | Floating unit for storage of gas |
RU2541360C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation |
RU2543603C2 (en) * | 2010-12-04 | 2015-03-10 | Арджент Марин Менеджмент, Инк. | System and method for containerised shipment of fluids |
RU2570790C2 (en) * | 2010-11-30 | 2015-12-10 | Саипем С.А. | Marine support structure with device for storage and direction of pipelines |
RU2627747C2 (en) * | 2010-12-30 | 2017-08-11 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Transmission tunnel block for cryogenic fluid medium and its implementation |
-
2017
- 2017-11-20 RU RU2017140259A patent/RU2680914C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010030187A1 (en) * | 2008-09-11 | 2010-03-18 | Sevan Marine Asa | Floating unit for storage of gas |
RU2570790C2 (en) * | 2010-11-30 | 2015-12-10 | Саипем С.А. | Marine support structure with device for storage and direction of pipelines |
RU2543603C2 (en) * | 2010-12-04 | 2015-03-10 | Арджент Марин Менеджмент, Инк. | System and method for containerised shipment of fluids |
RU2627747C2 (en) * | 2010-12-30 | 2017-08-11 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Transmission tunnel block for cryogenic fluid medium and its implementation |
RU2541360C1 (en) * | 2014-02-20 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2802105C2 (en) * | 2019-06-21 | 2023-08-22 | Газтранспорт Эт Технигаз | Device for transporting fluid medium from supply tank to receiving tank |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR100871406B1 (en) | An offshore system and a method of offloading and heating for quick lng offloading | |
KR101722792B1 (en) | Dockside shiptoship transfer of lng | |
KR101797199B1 (en) | Systems and methods for floating dockside liquefaction of natural gas | |
CN103237728B (en) | Float LNG plant and for method of the LNG vehicles conversion of a vessel for floating LNG plant | |
CN101297144B (en) | A system using a catenary flexible conduit for transferring a cryogenic fluid | |
EP1912863B1 (en) | Easy systems for cryogenic fluids transfer | |
CN103813957B (en) | There is the offshore platform of external container | |
US20060000615A1 (en) | Infrastructure-independent deepwater oil field development concept | |
KR20160006623A (en) | System and method for heading control of a floating lng vessel using real-time monitored cargo containment system strain data | |
EP2912390B1 (en) | Integrated storage/offloading facility for an lng production plant | |
MXPA06002480A (en) | Reception, processing, handling and distribution of hydrocarbons and other fluids. | |
AU2012207059B2 (en) | Linked LNG production facility | |
RU2680914C1 (en) | Liquefied natural gas storage and shipment method | |
AU2007233572B2 (en) | LNG production facility | |
CN107588320A (en) | Marine liquefied natural gas (LNG) production, storage, transporter and method | |
AU2008219347B2 (en) | Linked LNG production facility | |
EP0130066A2 (en) | Method and system for producing natural gas from offshore wells | |
CN207394348U (en) | Marine liquefied natural gas (LNG) production, storage, transfer device | |
US10260679B2 (en) | LNG export terminal | |
AU2012207058A1 (en) | Sheltered LNG production facility | |
WO2016057819A1 (en) | Fuel transfer and storage systems and methods | |
RU2807839C1 (en) | Reverse pumping system for cryogenic liquids | |
RU2240948C2 (en) | Method and device for pumping liquefied gas from waterborne apparatus | |
RU60920U1 (en) | TERMINAL STORAGE SYSTEM FOR OIL AND OIL PRODUCTS | |
Zemlyanovskiy et al. | Analysis of a new underwater LNG storage tank |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HE4A | Change of address of a patent owner |
Effective date: 20190715 |