[go: up one dir, main page]

WO2024242587A1 - Система реверсной перекачки криогенных жидкостей - Google Patents

Система реверсной перекачки криогенных жидкостей Download PDF

Info

Publication number
WO2024242587A1
WO2024242587A1 PCT/RU2024/000169 RU2024000169W WO2024242587A1 WO 2024242587 A1 WO2024242587 A1 WO 2024242587A1 RU 2024000169 W RU2024000169 W RU 2024000169W WO 2024242587 A1 WO2024242587 A1 WO 2024242587A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
cryogenic
lng
pipelines
rigid linear
pipeline
Prior art date
Application number
PCT/RU2024/000169
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Игорь Анатольевич МНУШКИН
Original Assignee
Игорь Анатольевич МНУШКИН
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2023113173A external-priority patent/RU2807839C1/ru
Application filed by Игорь Анатольевич МНУШКИН filed Critical Игорь Анатольевич МНУШКИН
Publication of WO2024242587A1 publication Critical patent/WO2024242587A1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L39/00—Joints or fittings for double-walled or multi-channel pipes or pipe assemblies
    • F16L39/02—Joints or fittings for double-walled or multi-channel pipes or pipe assemblies for hoses

Definitions

  • the reverse pumping system for cryogenic liquids is designed to ensure transit pumping, for example, of liquefied natural gas (hereinafter referred to as LNG) from one gas tanker to another and can be used for long-distance transportation by sea.
  • LNG liquefied natural gas
  • the LNG loading and unloading terminals for LNG carriers shall be located on a shore-based quay or dedicated port area, or on platforms offshore, depending on the depth of coastal waters and local conditions, to allow the LNG carrier to approach the terminal.
  • the LNG may be supplied to the carrier by a loading arm or hose from the LNG loading terminal, which is connected to a liquefaction plant or an LNG storage tank located offshore at the minimum permissible distance from the coastline by one or more cryogenic transport lines (pipelines). These transport lines are usually insulated cryogenic pipelines placed on racks formed from piles and concrete decking.
  • the draft of the gas carrier is of particular importance for the sea transportation of LNG, for example, ocean-going gas carriers with a capacity of 250-300 thousand tons have a draft of 20-22 m, which allows them to be received only in a limited number of deep-water sea ports with a water area depth at the berth or barrel of at least 25 m with subsequent storage of LNG in terminal tanks, regasification of LNG and its further transportation to consumers via pipelines.
  • intermediate transhipment of LNG on long routes from ocean-going gas carriers to sea or river gas carriers with a low draft for further water transportation is economically feasible, which sharply reduces the leg of the vessel's transfer, however, to date, systems for cryogenic pumping of LNG are technically very imperfect.
  • a system for pumping a cryogenic product between two vessels placed next to each other, from a first floating structure (800) for storing and transporting the cryogenic product to a second stationary or floating structure (900) for storing the cryogenic product by means of a rigid transfer pipeline suitable for transporting the cryogenic product, wherein the transfer pipeline is self-supporting and contains at least three rigid sections (12-17) of a pipeline, each of which is fluidly connected to the next section by means of connecting means (21-27) suitable for transporting a cryogenic product, wherein each of the two end sections (12, 17) of the pipeline has a free end made in the form of an end element for connection to a connecting device of the first floating structure (800) and, respectively, the second floating structure (900), characterized in that it comprises (i) connecting devices made with the possibility of their placement on the first structure (800) and on the second structure (900), respectively, wherein each connecting device comprises an extension pipe (11, 18) made with the possibility of connection to a receiving device (810, 910) of the corresponding structure and to
  • the method allows for the pumping of LNG in one direction: from the first floating structure (800) for storing and transporting the cryogenic product to the second stationary or floating structure (900) for storing the cryogenic product and does not provide for the pumping of LNG from the first floating structure for transporting the cryogenic product to the second floating structure for transporting the cryogenic product.
  • a mooring terminal in the open sea which includes: a platform fixed to the seabed; a pipeline functionally connected to the platform and communicating via a fluid medium with shore equipment; at least two sets of structures adjacent to the platform, each of which, at least two sets of structures, is connected to the berth and mooring of ships; and a storage vessel moored and moored to the first of at least two sets of structures, wherein the storage vessel is configured to transfer a load-bearing load between the carrier vessel operatively connected to the second of at least two sets of structures and the storage vessel, and in liquid communication with the pipeline (patent for invention WO 2008073152, IPC F17C 9/02, B65/D 88/78, E02B 17/08, declared on 23.07.2007, published on 19.06.2008).
  • the disadvantages of the invention are:
  • a long-distance offshore LNG export terminal with vapor collection and utilization capabilities comprising an onshore or offshore hydrocarbon storage facility (1), an offshore berthing and handling facility (6) for mooring a tanker (11), and at least one underwater pipeline (4, 5) extending from a first pump (7, 8) on the storage facility to an offshore pumping structure (6), wherein the pumping structure (6) comprises: a tank (10) for separating vapors connected to an outlet end (9) of the pipeline, wherein the tank (10) comprises a feed line (13, 14) connected to a tanker (11) for feeding liquid hydrocarbons to the tanker, a return line (27) connected to the tanker (11) for feeding vapors from the tanker to a separator (10), and a vapor pumping line (28, 33) connected to an offshore receiving station steam (24, 32, 35, 37) for feeding steam from a tank (10) to a receiving station, characterized in that the receiving station includes any of the following components or a combination thereof: a power plant (37) and
  • the disadvantages of the invention are: • the presence of a large communications system (underwater pipelines for pumping liquefied gas, gas pipelines, pipelines from pumps to the storage element, power cables, pipelines for supplying boil-off gases) will complicate its formation, installation, maintenance and repair; the system includes many loading towers that are connected to each other through one or more underwater lines for transporting LNG, which leads to a complication of the system as a whole;
  • a system for transporting a cryogenic fluid between a floating vessel and a second location comprising: a) a first cryogenic riser having a first end and a second end, said first riser adapted to provide the possibility of changing the vertical position of said first end of said first riser, said second end of said first riser located in a body of water and communicating via a fluid medium with said second location, at least a portion of said first riser that is isolated; wherein said first riser includes a pipeline for the fluid of the first riser and a pipeline for the fluid of the second riser; b) a first submersible tower connector connected to said first end of said first riser, said first connector adapted to be releasably connected to a first floating vessel located on said body of water such that cryogenic fluid can be communicated between said first vessel and said first end of said first riser, said first connector being moored to the bottom of said body of water such that the vertical position of said first connector can be changed, and said first connector adapted to provide the
  • a cryogenic pipeline proposed by ITP (In Ter Pipe) SA is known, based on an underwater pipeline, which eliminates the need to build expensive overpasses, has received a DNV certificate and has already been successfully implemented in Peru (the Camisea project) for transporting liquefied petroleum gas from an onshore plant to a sea berth.
  • the peculiarity of the ITPSA technology is a pipeline with a three-layer wall, or "pipe in a pipe in a pipe” - Pipe-in-Pipe-in-Pipe (PiPiP), which allows moving the berth further from the coast, where dredging is not required, and in addition, there is no interference with the movement of local sea transport (Subsea cryogenic pipelines (LNG/LPG) - Pipe-in-pipe ...www.itp-interpipe.com/...pipelines/ subsea-cryo).
  • the disadvantage of the pipeline is the significant loss of cold during the transportation of liquefied gas under water due to the high coefficient of heat transfer from the pipeline wall to the water, as well as the need for additional laying of the necessary communications under water.
  • cryogenic transfer tunnel block only provides communication between the loading and unloading terminal and the LNG storage tank on shore and does not solve the problem of transshipment from one vessel to another;
  • a lining shell for a cryogenic medium transport line made of concrete or steel is laid along the seabed without taking into account the topography of the port water area, which can lead to disruptions in the port ecosystem and undesirable negative impacts on the environment, and also complicates access to communications if they need to be repaired.
  • a common drawback of the considered methods of transporting cryogenic fluids is the one-way operation of the pumping terminals: at LNG production sites, the terminals are designed to load LNG tankers, and at LNG delivery and consumption sites, LNG tankers are unloaded and LNG is regasified.
  • pumping LNG at a marine terminal from one vessel to another which significantly differs in capacity, for example, from an ocean-going LNG tanker to a sea LNG carrier or a river-sea LNG carrier, is difficult in technical and organizational terms, due to the need to optimize LNG delivery from the place of its production to the place of its regasification in the presence of a number of technological and marketing restrictions, as well as unavoidable force majeure circumstances in sea transportation, and further delivery of natural gas to the consumer through a pipeline network.
  • the most difficult link to form in the considered chain of optimized processes that ensure the delivery of fuel from the producer to the consumer is the reloading of LNG from ocean-going gas tankers to smaller and coastal tankers.
  • This link is difficult to obey the programmed dispatching for a number of reasons. Firstly, the technological period of unloading an ocean-going gas tanker with a capacity of 250-300 thousand m3 of LNG is several days, and pumping LNG into a coastal gas carrier is 1-2 days. Secondly, changing a loaded coastal gas carrier to a free one at the terminal requires several days of unproductive time spent on mooring and maneuvering the vessels, preparing the manifolds of both tankers and the tanks of the loaded gas carrier.
  • an ocean-going gas carrier may be late for LNG unloading, and a coastal gas carrier may be late for LNG loading by several days.
  • the combination of these factors leads to the fact that at the terminal there is often a significant gap between LNG loading and unloading operations, causing downtime of gas carriers and an unjustified increase in the cost of transported LNG. For example, losses from downtime for a day at the roadstead or at the terminal of a gas carrier with a capacity of 145,000 m3 amount to 30 thousand US dollars, and for an ocean-going gas carrier - up to 67 thousand US dollars.
  • the task was set to develop a system for pumping cryogenic liquids, ensuring the interconnection of unloaded and loaded objects for transporting cryogenic liquids and the terminal with a reduction in the downtime of ships due to the implementation of transshipment of cryogenic liquids from ice-class gas tankers to sea-going gas tankers at one terminal with unidirectional and multidirectional flows of cryogenic liquids.
  • the system of reverse pumping of cryogenic liquids connecting at least several ground tanks of the tank farm for storing cryogenic liquid with receiving and dispensing devices for cryogenic liquid, but not less than two, and loading and unloading terminals for servicing at least two gas tankers with receiving and dispensing devices for cryogenic liquid, including pumps installed in the cryogenic liquid storage tanks, two or more isolated cryogenic transfer pipelines, connected at one end to at least one tank for storing cryogenic liquid, and connected at the other end to at least one receiving and dispensing device in the loading and unloading terminal zone, at least one pipeline for pumping blowdowns, connected at one end to at least one tank for storing cryogenic liquid, and connected at the other end to at least one receiving and dispensing device in the zone loading and unloading terminal, isolated cryogenic transfer pipelines and a pipeline for pumping blow-offs are laid along the bottom of the port water area taking into account the bottom relief, while the system of reverse pumping of cryogenic liquids is formed on a bundle of isolated cryogenic liquid
  • This design of the reverse pumping system allows for the formation of a transit LNG during long-distance sea transportation terminal for pumping, for example, LNG from one LNG carrier to another, for example, from a large LNG carrier to smaller coastal LNG carriers or from an expensive ice-class LNG carrier to a cheaper one of the same displacement.
  • the location of the reverse pumping system on the mainland coast or islands near the sea routes for LNG transportation will be determined by a technical and economic calculation from the standpoint of minimizing the costs of LNG transportation from the port of its production to the regasification port.
  • the advantages of the proposed system are:
  • the metal rigid linear sections of cryogenic transfer pipelines be made with vacuum insulation of the space between the rigid linear internal product pipe and the rigid linear casing, which will sharply reduce heat exchange between the section and seawater and indirectly the loss of cold from the pumped LNG.
  • metal rigid linear sections of cryogenic transfer pipelines it is also useful for the metal rigid linear sections of cryogenic transfer pipelines to be made with the space between the rigid linear internal product pipe and the rigid linear casing filled with heat-insulating material, which will significantly reduce heat exchange between the section and seawater and indirectly the loss of cold from the pumped LNG and at the same time increase the strength of the section.
  • metal deformable sections of cryogenic transfer pipelines which can be made with the space between the deformable corrugated internal product pipe and the deformable corrugated casing filled with heat-insulating material, which, along with repeating the profile of the bottom of the water area when laying sections of cryogenic transfer pipelines, will reduce cold losses from the transported LNG.
  • the entire pipeline system for transporting cryogenic liquids together with auxiliary pipelines and cables is placed in an additional casing secured to movable and/or fixed supports buried in the seabed soil, which will protect the entire system from accidental damage, for example, when ships drop anchor at anchor. It is also possible, in cases of intensive movement of ships with a large draft with a small gap relative to the bottom of a shallow bay, at the bottom of which the pipeline system for transporting cryogenic liquids together with auxiliary pipelines and cables is located, that the entire pipeline system will be placed in an additional casing and placed in a trench or in a sarcophagus in the seabed soil. LIST OF DRAWINGS
  • FIG. 1 shows the basic general system of reverse pumping of cryogenic liquids.
  • LNG from the cryogenic liquid storage tank 2 of the tank farm is fed into the system of isolated cryogenic transfer pipelines by means of the transfer pump 3 installed in the cryogenic liquid storage tanks 2.
  • LNG is transshipped from ice-class 7 gas tankers to sea-going gas tankers 6.
  • Figure 2 shows an isolated system of isolated cryogenic transfer pipelines 1, including pipelines for blowdowns 9, transfer cryogenic product pipelines 10, cables and communications 11 for transmitting information, connecting sensors and actuators of the tank farm and loading and unloading terminals, surrounded by a bandage 12, which is fixed in a stationary state by means of weights 8.
  • the bandage 12 can be replaced with a casing.
  • the casing containing the entire cryogenic liquid transportation pipeline system together with auxiliary pipelines and cables, is secured to movable and/or fixed supports buried in the seabed soil or placed in a trench in the seabed soil.
  • Figure 3 shows a variant of the design of an isolated system of isolated cryogenic transfer pipelines 1, including transfer cryogenic product pipelines 10, cables and communications 11, placed in a bandage (or casing) 12, located in a concrete tunnel 13.
  • the bundle of isolated transfer cryogenic product pipelines 10 includes an inclined pipeline section 16 and a vertical pipeline section 17.
  • a similar variant can used to level the profile of the bottom of a water area, for example, when laying a channel for transporting large-draft gas tankers to a terminal in a shallow bay.
  • Transfer cryogenic product pipelines 10 are made of alternating metal linear rigid sections of transfer pipeline 15, containing a rigid linear internal product pipe surrounded by a rigid linear casing, and metal flexible sections of transfer pipeline 14, containing a corrugated deformable internal product pipe surrounded by a corrugated casing.
  • the metal rigid sections of transfer pipelines 15 are made with vacuum insulation of the space or with filling with heat-insulating material between the rigid linear internal product pipe and the rigid linear casing.
  • the metal flexible sections of transfer pipelines 14 are made with filling with heat-insulating material the space between the deformable corrugated internal product pipe and the deformable corrugated casing.
  • FIG 4 shows the structural elements of transfer cryogenic product pipelines 10, including U-shaped compensators 19, installed on linear sections of cryogenic transfer pipelines when they are long, from a shore tank for storing cryogenic liquid to terminals located at a distance from the shoreline on pile trestles in places where there are sufficient depths for the passage of gas tankers and caissons 18.
  • Figure 5 shows a variant of protection of the cryogenic transfer pipeline system using a sarcophagus 20, in which an additional casing with the entire pipeline system for transporting cryogenic liquids together with auxiliary pipelines and cables is located.
  • the sarcophagus is installed on the seabed bottom by inserting the sarcophagus spikes into the grooves of the foundation bases buried in the ground (A), ensuring reliable adhesion of the sarcophagus to the seabed soil and providing additional protection for the reverse pumping system of cryogenic liquids from the adverse effects of both natural and man-made factors.
  • Figure 6 shows diagrams of several variants of operation of the reverse pumping system for cryogenic liquid using the example of pumping LNG from an ice class 7 donor gas carrier to a seagoing recipient gas carrier 6 in various operational situations: a) receiving LNG from the donor gas carrier into a land-based tanker when the arrival of the recipient gas carrier at the terminal is delayed, which reduces the non-operational downtime of the donor vessel; b) receiving LNG from the donor gas carrier into a land-based tank when the recipient gas carrier is performing non-productive operations (maneuvering in the port waters, mooring to the terminal, connecting the loading arms and cooling the tanks, and after pumping the LNG, disconnecting the loading arms and purging them, casting off), which reduces the non-operational downtime of the donor vessel; c) ensuring LNG recirculation in the system in the absence of gas tankers at the terminal via two transfer cryogenic product pipelines 10 connected to each other by a sleeve, which ensures the constant readiness of the system to perform loading and unloading operations; d)
  • Operation options for the reverse pumping system of cryogenic liquids a, b, c, d, e and g reduce the time of non-operational downtime of cargo tankers or the loading time, which allows for a reduction in tanker freight costs.
  • Example 1 LNG delivery from the port of Sabetta (Yamal) to the port of Dabhol (India) is carried out by icebreaker class AGS7 gas tankers with a lifting capacity of 170,000 m3 over 30-35 days due to the fact that when a vessel passes the Northern Sea Route from the port of Sabetta to Cape Dezhnev, depending on the ice conditions, it takes 11-16 days and then to the destination port - 19 days.
  • the full turnover of the vessel due to LNG loading and unloading operations in two ports for 3 days is 76 days and during a year of operation, taking into account a stop for technical inspection, the tanker will be able to make 5 voyages.
  • Example 2 considered additional costs for chartering a gas tanker with a capacity of 1,700,000 m3 in the amount of $45,000 with standard time costs of 1.5 days for calling at the port of Petropavlovsk-Kamchatsky and unloading or loading LNG based on data from N.V. Parshin (Analysis of the operation of the liquefied natural gas transportation system. Marine intelligent technologies. 2020, No. 1, Vol. 1, pp. 125-130). The components of the time costs for calling at the port are determined by the regulations:
  • the total turnaround time of a vessel in a port with an additional call is 36 hours or 1.5 days with individual handling of a single tanker.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Система реверсной перекачки криогенных жидкостей предназначена для обеспечения транзитной перекачки, например, сжиженного природного газа с одного танкера-газохода на другой и может быть использована при дальних перевозках морским транспортом. Система реверсной перекачки криогенных жидкостей формируется на связке изолированных криогенных трансферных трубопроводов, выполненных из чередующихся металлических жестких линейных секций, содержащих жесткую линейную внутреннюю продуктовую трубу, окруженную жестким линейным кожухом, и металлических деформируемых секций, содержащих гофрированную деформируемую внутреннюю продуктовую трубу, окруженную гофрированным кожухом, с однонаправленными и/или разнонаправленными потоками криогенных жидкостей, образуемой при помощи бандажей, охватывающих жесткие линейные кожухи смежных изолированных криогенных трансферных трубопроводов.

Description

СИСТЕМА РЕВЕРСНОЙ ПЕРЕКАЧКИ КРИОГЕННЫХ ЖИДКОСТЕЙ ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Система реверсной перекачки криогенных жидкостей предназначена для обеспечения транзитной перекачки, например, сжиженного природного газа (далее - СПГ) с одного танкера-газохода на другой и может быть использована при дальних перевозках морским транспортом.
В современной структуре потребления энергоресурсов важным направлением развития выступает переход большинства крупных компаний с «грязных» источников энергии на экологически «чистые» источники, к которым можно отнести, в частности, природный газ. Россия является одним из ключевых поставщиков природного газа на мировом рынке, так как обладает крупнейшими в мире доказанными запасами природного газа и находится на втором месте по его производству. Кроме того, в России уже созданы необходимые условия для использования такой стратегической возможности, как развитие крупнотоннажного производства СПГ. Важным фактором, определяющим развитие производства СПГ, является неравномерность запасов природного газа по регионам мира, удаленность месторождений газа от потребителей на тысячи километров при одновременной невозможности в большинстве случаев организации трубопроводных поставок природного газа из-за морских и океанских преград. Таким образом, растущий спрос на СПГ создает необходимые стимулы для инвестирования в новые мощности по сжижению газа и его транспортировке. В свою очередь, возможность водной транспортировки СПГ определяет его конкурентное преимущество перед поставками природного газа газопроводом на дальние расстояния, в труднодоступные и нерентабельные для поставок иным способом регионы (Н.И. Сасаев. Развитие крупнотоннажного производства сжиженного природного газа как стратегический приоритет экономико-социального развития России. Управленческое консультирование - 2018, № 8). Транспортировка СПГ морем намного выгоднее транспортировки по трубопроводам в газообразном виде даже при малых объемах поставок на большие расстояния - отсутствует необходимость в прокладке трубопровода, создании инфраструктуры и больших коллективов по обслуживанию трубопровода. Наиболее экономически и экологически обоснованным способом транспортировки СПГ при отдаленности потребителя СПГ более чем 3000 км является морская перевозка судами вместимостью от 20000 до 300000 т, причем чем больше грузоподъемность танкера, тем дешевле транспортировка СПГ. Однако для транспортировки СПГ морским способом инвестору необходимо проложить газопровод до берега моря, построить на берегу завод по сжижению природного газа, порт для танкеров, и сами танкеры. В результате морские перевозки также требуют значительных капиталовложений, и их доля может достигать 30% от общей стоимости проекта по реализации СПГ.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Приемный и отгрузочный терминалы для СПГ, предназначенные для транспортных судов (танкеров-газовозов) для перевозки СПГ, должны быть расположены на находящейся на берегу пристани, или специализированном участке порта, или на платформах на удалении от берега, в зависимости от глубины прибрежных вод и местных условий, чтобы позволить осуществлять подход транспортного судна для СПГ к терминалу. Подача СПГ на транспортное судно может осуществляться с помощью загрузочного рукава или шланга от отгрузочного терминала для СПГ, который соединен с сжижающей установкой или с резервуаром для хранения СПГ, расположенным на морском побережье на минимально допустимом расстоянии до береговой линии моря с помощью одной или нескольких криогенных транспортных линий (трубопроводов). Эти транспортные линии обычно представляют собой теплоизолированные криогенные трубопроводы, размещаемые на эстакадах, сформированных из свай и бетонного настила. Планирование прокладки таких транспортных линий для криогенной текучей среды требует учета ряда экономических и экологических аспектов не только во время монтажа, но и в процессе дальнейшей эксплуатации трубопровода (патент на изобретение RU 2627747, МПК F16L 59/14, заявлен 23.12.2011 г., опубликован 11.08.2017 г.). Известно, что установка опорных эстакад для надводного трубопровода или прокладка трубопровода на морском дне вызывают ограничения в использовании морского пространства для других судов, требуют дополнительных затрат для укрепления эстакад и снижения коррозионного воздействия соленой воды. Все эти аспекты приводят к росту экономических затрат на монтаж и техническое обслуживание транспортных линий для криогенной текучей среды и отрицательно воздействуют на экологическое состояние окружающей среды.
Особое значение для морской транспортировки СПГ приобретает осадка газовоза, например, океанские газовозы вместимостью 250-300 тыс. т имеют осадку 20-22 м, что позволяет принимать их лишь в ограниченном числе морских глубоководных портов с глубиной акватории у причала или бочки не менее 25 м с последующим хранением СПГ в резервуарах терминала, регазификацией СПГ и дальнейшей его транспортировкой потребителям по трубопроводам. Во многих случаях экономически целесообразна промежуточная перегрузка СПГ на протяженных трассах с океанских танкеров-газовозов на морские или речные танкеры-газовозы с низкой осадкой для дальнейшей водной транспортировки, что резко сокращает плечо перегона судна, однако до сих пор системы для криогенной перекачки СПГ технически весьма несовершенны.
Известна система для перекачки криогенного продукта между двумя судами, поставленными рядом друг с другом, из первой плавучей конструкции (800) для хранения и транспортировки криогенного продукта во вторую стационарную или плавучую конструкцию (900) для хранения криогенного продукта посредством жесткого перекачивающего трубопровода, пригодного для транспортировки криогенного продукта, причем перекачивающий трубопровод является самоподдерживающимся и содержит, по меньшей мере, три жесткие секции (12-17) трубопровода, каждая из которых соединена по текучей среде со следующей секцией с помощью соединительных средств (21- 27), пригодных для транспортирования криогенного продукта, при этом каждая из двух концевых секций (12, 17) трубопровода имеет свободный конец, выполненный в виде концевого элемента для соединения с соединительным устройством первой плавучей конструкции (800) и соответственно второй плавучей конструкции (900), отличающаяся тем, что она содержит (i) соединительные устройства, выполненные с возможностью их размещения соответственно на первой конструкции (800) и на второй конструкции (900), при этом каждое соединительное устройство содержит удлинительную трубу (11, 18), выполненную с возможностью присоединения к приемному устройству (810, 910) соответствующей конструкции и к концевому элементу перекачивающего трубопровода; и (ii) монтажную опору (850, 950) для свободного конца каждой удлинительной трубы, причем предусмотрен промежуток между удлинительной трубой первой конструкции и монтажной опорой для нее или между монтажной опорой и конструкцией, несущей ее, для обеспечения возможности заданного изгибания удлинительной трубы после соединения концевого элемента перекачивающего трубопровода с данной удлинительной трубой (патент на изобретение RU 2774086, МПК В63В 27/34, В63В 27/24, заявлен 21.12.2018 г., опубликован 15.06.2022 г.). Недостатками изобретения являются:
• в системе приема/отгрузки СПГ отсутствуют линии отвода отпарного газа в закрытую систему (п. 95 федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности объектов сжиженного природного газа»);
• для применения системы двумя судами, поставленными рядом друг с другом, необходимо вместо жесткой швартовки их сближение на короткое расстояние, практически сохраняемое в течение всего времени перекачки, что недопустимо для мегатоннажных танкеров-газовозов; • перекачка СПГ из первой плавучей конструкции (800) для хранения и транспортировки криогенного продукта во вторую стационарную конструкцию (900) становится невозможной в зонах высоких приливов из-за изменения взаимного положения плавучей и стационарной конструкций, например, в Бискайском заливе уровень воды в течение суток может изменяться на 12 м;
• способ позволяет обеспечивать перекачу СПГ в одном направлении: из первой плавучей конструкции (800) для хранения и транспортировки криогенного продукта во вторую стационарную или плавучую конструкцию (900) для хранения криогенного продукта и не предусматривает перекачку СПГ из первой плавучей конструкции для транспортировки криогенного продукта во вторую плавучую конструкцию для транспортировки криогенного продукта.
Известен причальный терминал в открытом море, включающий: платформу, закрепленную на морском дне; трубопровод, функционально связанный с платформой и сообщающийся по текучей среде с береговым оборудованием; не менее двух комплектов сооружений, примыкающих к платформе, каждый из которых, по меньшей мере, двух комплектов сооружений связан с причалом и швартовкой судов; и судно -хранилище, пришвартованное и пришвартованное к первому из, по меньшей мере, двух наборов конструкций, причем судно-хранилище выполнено с возможностью передачи несущего груза между судном-носителем, оперативно соединенным со вторым из, по меньшей мере, двух наборов конструкций, и судном- хранилищем, и в жидкостном сообщении с трубопроводом (патент на изобретение WO 2008073152, МПК F17C 9/02, B65/D 88/78, Е02В 17/08, заявлен 23.07.2007 г., опубликован 19.06.2008 г.). Недостатками изобретения являются:
• закачка газа с судна-носителя осуществляется сначала на судно - хранилище и только потом газ поступает в трубопровод, соединенный с платформой, закрепленной на морском дне, что приводит к усложнению операции по приему СПГ ;
• отсутствует возможность непрерывной перегрузки газа посредством терминала на морской платформе в другое судно-носитель.
Известен морской экспортный терминал СПГ на большие расстояния с возможностями для сбора и утилизации паров, включающий береговое или морское сооружение для хранения углеводородов (1), морское причально- перегрузочное сооружение (6) для швартовки танкера (11) и по крайней мере один подводный трубопровод (4, 5) простираясь от первого насоса (7, 8) на сооружении для хранения до морской перекачивающей конструкции (6), при этом перекачивающая конструкция (6) содержит: резервуар (10) для отделения паров, соединенный с выпускным концом (9) трубопровода, причем резервуар (10) содержит линию подачи (13, 14), соединяемую с танкером (11) для подачи жидкого углеводорода в танкер, обратная линия (27), подсоединенная к танкеру (11) для подачи паров из танкера в сепаратор (10), и пароперекачивающая линия (28, 33), соединенная с морской станцией приема паров (24, 32, 35, 37) для подачи пара из бака (10) в приемную станцию, отличающийся тем, что в состав приемной станции входит любой из следующих компонентов или их комбинация: силовая установка (37) и силовой кабель (38), соединенные на одной стороной к электростанции (37), а другой стороной к береговому и/или морскому объекту (1), компрессор (35) для сжатия газа и газопровод (36), соединенный одним концом с компрессором (35), а другим концом с береговым или морским сооружением (1) для подачи сжатого газа, и устройство для сжижения газа (32), соединенное трубопроводом (34, 41) сжиженного газа с любым из пришвартованных танкеров (11), накопительным элементом (40) для сжиженного газа и трубопроводом (4, 5) или любой их комбинации из этого (патент на изобретение WO 2006118458, МПК F17C 9/00, заявлен 11.04.2006 г., опубликован 09.11.2006 г.). Недостатками изобретения являются: • наличие большой системы коммуникаций (подводные трубопроводы для перекачки сжиженного газа, газопроводы, трубопроводы от насосов к накопительному элементу, силовые кабели, трубопроводы для подачи отпарных газов) усложнит ее формирование, прокладку, обслуживание и ремонт; система включает в себя множество погрузочных вышек, которые соединены друг с другом через одну или несколько подводных линий для транспортировки СПГ, что приводит к усложнению системы в целом;
• отсутствует дополнительный трансферный трубопровод, необходимый для поддержания криогенных температур в заполненном подводном трубопроводе при прекращении перекачки криогенных жидкостей.
Известна также система для транспортировки криогенной текучей среды между плавучим судном и вторым местоположением, содержащая: а) первый криогенный стояк, имеющий первый конец и второй конец, указанный первый стояк, приспособленный для обеспечения возможности изменения вертикального положения указанного первого конца указанного первого стояка, указанный второй конец указанного первого стояка, расположенный в водоеме и сообщающийся по текучей среде с указанным вторым местоположением, по меньшей мере, часть упомянутого первого стояка, являющаяся изолированной; при этом упомянутый первый стояк включает в себя трубопровод для текучей среды первого стояка и трубопровод для текучей среды второго стояка; б) первый погружной башенный соединитель, соединенный с указанным первым концом указанного первого стояка, указанный первый соединитель, приспособленный для разъемного соединения с первым плавучим судном, расположенным на указанном водоеме, так что криогенная текучая среда может быть сообщена между указанным первым судном и указанным первым концом указанного первого стояка, указанный первый соединитель является пришвартован ко дну указанного водоема таким образом, что вертикальное положение указанного первого соединителя может быть изменено, и указанный первый соединитель, приспособленный для обеспечения возможности вращения указанного первого сосуда вокруг указанного первого соединителя на поверхности указанного водоема, в то время как указанный первый сосуд соединен с указанным первым соединителем; c) трубопровод для криогенной текучей среды, имеющий первый конец и второй конец, указанный первый конец указанного трубопровода, сообщенный по текучей среде с указанным вторым концом указанного первого стояка, указанный второй конец указанного трубопровода, сообщенный по текучей среде с указанным вторым местоположением, и указанный трубопровод, по меньшей мере, частично погруженный в указанный водоема; в котором, по меньшей мере, часть упомянутого трубопроводного трубопровода изолирована; в котором первый конец упомянутого первого стоячего трубопровода и первый конец упомянутого второго стоячего трубопровода присоединены к упомянутому первому соединителю, а второй конец упомянутого первого стоячего трубопровода и второй конец упомянутого второго стоячего трубопровода находятся в сообщение текучей среды с указанным трубопроводным каналом и d) соединительный трубопровод для текучей среды, указанный соединительный трубопровод, обеспечивающий канал для сообщения текучей среды между указанным первым трубопроводом для стояка и указанным вторым трубопроводом для стояка (патент на изобретение US 7836840, МПК В63В 22/02, заявлен 07.09.2005 г., опубликован 03.05.2007 г.). Недостатками изобретения являются:
• однонаправленность движения текучей среды (СПГ), что позволяет перемещать СПГ по заглубленному на дне соединительному трубопроводу или с одного судна на другое при закреплении их на банках (фиг. 5), или с танкера-газовоза на плавающее или береговое хранилище СПГ (фиг. 1), или с танкера-газовоза на импортный терминал СПГ (фиг. 6, 7), или с экспортного терминала на танкер -газовоз (фиг. 8); • заглубленность соединительного трубопровода на дне акватории удорожает его прокладку и усложняет ремонтные работы при аварии на трубопроводе.
Известен криогенный трубопровод, предложенный компанией ITP (In Ter Pipe) SA на основе подводного трубопровода, который исключает необходимость строительства дорогостоящих эстакад, получивший сертификат DNV и уже успешно реализованный в Перу (проект Camisea) для транспортировки сжиженного нефтяного газа с берегового завода к морскому причалу. Особенность технологии ITPSA - трубопровод, имеющий трехслойную стенку, или «труба в трубе в трубе» - Pipe-in-Pipe-in-Pipe (PiPiP), позволяющий перемещать причал дальше от побережья, где не требуется дноуглубление, а кроме того, не создаются помехи движению местного морского транспорта (Subsea cryogenic pipelines (LNG/LPG) - Pipe-in-pipe ...www.itp-interpipe.com/...pipelines/ subsea-cryo) . Недостатком трубопровода является существенная потеря холода при транспортировке сжиженного газа под водой из-за высокого коэффициента теплоотдачи от стенки трубопровода к воде, а также потребность в дополнительной прокладке под водой необходимых коммуникаций.
Известен также, являющийся прототипом, блок передаточного туннеля для криогенной текучей среды, содержащий облицовочную оболочку, содержащую внутри нее:
- транспортную линию для криогенной текучей среды, которая при необходимости содержит петлевые температурные компенсаторы;
- по меньшей мере одну обратную линию для пара;
- при необходимости рециркуляционную линию;
- по меньшей мере одну полость, находящуюся в кольцевом пространстве между наружными поверхностями указанных линий и внутренней поверхностью облицовочной оболочки, по меньшей мере, частично заполненную криогенным изолирующим материалом;
- по меньшей мере одну коммуникационную линию; - по меньшей мере одну разгрузочную линию, предназначенную для удаления пара из, по меньшей мере, одной полости, причем указанная, по меньшей мере, одна разгрузочная линия содержит множество пор, находящихся в сообщении по текучей среде с по меньшей мере одной полостью (патент на изобретение RU 2627747, МПК F16L 59/14, заявлен 23.12.2011 г., опубликован 11.08.2017 г.). Недостатками изобретения являются:
• блок передаточного туннеля для криогенной среды предусматривает только сообщение между разгрузочно -погрузочным терминалом и резервуаром для хранения СПГ на берегу и не решает проблему перегрузки с одного судна на другое;
• облицовочная оболочка для транспортной линии криогенной среды выполненная из бетона или стали прокладывается по морскому дну без учета рельефа акватории порта, что может привести к нарушениям в экосистеме порта и нежелательным отрицательным воздействиям на окружающую среду, а также усложняет доступ к коммуникациям при необходимости их ремонта.
Общим недостатком рассмотренных способов транспортировки криогенных текучих сред является односторонняя работа перекачивающих терминалов: в местах производства СПГ терминалы предназначены для загрузки танкеров-газовозов СПГ, а в местах доставки и потребления СПГ производится разгрузка танкеров-газовозов и регазификация СПГ. Также в техническом и организационном отношениях сложна перекачка СПГ на морском терминале с одного судна на другое, существенно отличающееся вместимостью, например, с океанского танкера-газовоза на морской газовоз или газовоз типа река-море, связанной с необходимостью оптимизации доставки СПГ от места его производства до места его регазификации в условиях как наличия ряда технологических и маркетинговых ограничений, так и неизбежных при морских перевозках форс-мажорных обстоятельствах, и дальнейшей доставки природного газа потребителю по сети трубопроводов. Наиболее сложно формируемым звеном в рассматриваемой цепочке оптимизируемых процессов, обеспечивающих доставку топлива от производителя до потребителя, является перегрузка СПГ с океанских танкеров-газовозов на меньшие по габаритам и каботажные танкеры. Это звено трудно подчиняется запрограммированной диспетчеризации по ряду причин. Во-первых, технологический период разгрузки океанского танкера- газовоза вместимостью 250-300 тыс. м3 СПГ составляет несколько дней, а закачки СПГ в каботажный газовоз 1-2 дня. Во-вторых, смена загруженного каботажного газовоза на свободный у терминала требует нескольких суток непродуктивного времени, затрачиваемых на швартовку и маневрирование судов, подготовку манифольдов обоих танкеров и резервуаров загружаемого газовоза. В-третьих, в силу неблагоприятных погодных условий океанский танкер-газовоз может опоздать на разгрузку СПГ, а каботажный танкер - газовоз может опоздать на погрузку СПГ на несколько дней. Совокупность этих факторов приводит к тому, что на терминале часто возникает существенный разрыв между операциями погрузки -разгрузки СПГ, вызывающий простои танкеров -газовозов и неоправданное удорожание транспортируемого СПГ. Так, например, потери от простоя в течение суток на рейде или у терминала танкера-газовоза вместимостью 145000 м3 составляют 30 тыс. долларов США, а океанского танкера-газовоза - до 67 тыс. долларов США. При этом потери времени на простой океанского танкера-газовоза у терминала достаточно велики: на непроизводительные операции при нахождении загружаемого танкера-газовоза непосредственно у терминала (швартовка судна, подготовка стендеров и манифольдов перед закачкой СПГ, дренаж, продувка и отсоединение стендеров при отчаливании) составляют до 4,5 суток (Паршин Н.В. Анализ работы системы транспортировки сжиженного природного газа. Морские интеллектуальные технологии. - 2020, №1, том 1, с. 125-130). Другим актуальным видом перегрузки СПГ с одного газовоза на другой является передача СПГ, транспортируемого по Северному морскому пути танкером-газовозом ледового класса из порта Сабетта (Ямал) на обычный танкер-газовоз, плавающий в умеренных и тропических климатических условиях. Полезность такого решения была проверена в ноябре 2020 года на экспериментальной перевалке СПГ с танкера на танкер в российских водах, когда СПГ-танкер ледового класса Агс7 «Николай Евгенов», способный преодолевать лед толщиной до двух метров, выйдя из терминала в порту Сабетта, перегрузил СПГ на челнок - более дешевый легкий танкер класса Arc4 Yamal Spirit, который до того возвращался за СПГ из Гибралтара, перегрузка СПГ с одного судна на другое судно по принципу борт в борт прошла возле острова Кильдин недалеко от Мурманска (https://finance.rambler.ru/economics/45299926/?utm_content=finance_media&ut m_medium=read_more&utm_source=copylink). Перевалка груза СПГ по принципу борт в борт в море технически весьма сложна и опасна, в частности, невозможна предварительная обработка танков азотом, и передачу груза, принятого танкером-газовозом на Ямале, на другой танкер-газовоз по регламентным требованиям удобнее выполнять на терминалах Сахалина с дальнейшей транспортировкой СПГ в страны Азии или на терминалах Портовой с дальнейшей транспортировкой СПГ в страны Европы. При этом в связи со сложностью транспортирования СПГ по Северному морскому пути в осенне-зимне-весенний период времени особое значение приобретает сокращение операций слива-налива на терминалах перегрузки СПГ.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
При создании изобретения ставилась задача разработки системы перекачки криогенных жидкостей, обеспечивающей взаимосвязь разгружаемых и загружаемых объектов транспортировки криогенных жидкостей и терминала со снижением времени простоя судов за счет осуществления перевалки криогенных жидкостей из танкеров -газовозов ледового класса в морские танкеры-газовозы на одном терминале с однонаправленными и разнонаправленными потоками криогенных жидкостей. Поставленная задача решается за счет того, что система реверсной перекачки криогенных жидкостей, связывающая по меньшей мере несколько наземных резервуаров резервуарного парка для хранения криогенной жидкости с приемо-раздаточными устройствами для криогенной жидкости, но не менее двух, и погрузочно-разгрузочные терминалы для обслуживания, по меньшей мере, двух танкеров-газовозов с приемо-раздаточными устройствами для криогенной жидкости, включающая насосы, установленные в резервуарах хранения криогенной жидкости, два или более изолированных криогенных трансферных трубопроводов, одним концом связанных с, по меньшей мере, одним резервуаром для хранения криогенной жидкости, и связанных другим концом с, по меньшей мере, одним приеме -раздаточным устройством в зоне погрузочно-разгрузочного терминала, по меньшей мере, одним трубопроводом для перекачки сдувок, одним концом связанных с, по меньшей мере, одним резервуаром для хранения криогенной жидкости, и связанных другим концом с, по меньшей мере, одним приеме -раздаточным устройством в зоне погрузочно-разгрузочного терминала, изолированные криогенные трансферные трубопроводы и трубопровод для перекачки сдувок проложены по дну акватории порта с учетом рельефа дна, при этом система реверсной перекачки криогенных жидкостей формируется на связке изолированных криогенных трансферных трубопроводов, выполненных из чередующихся металлических жестких линейных секций, содержащих жесткую линейную внутреннюю продуктовую трубу, окруженную жестким линейным кожухом, и металлических деформируемых секций, содержащих гофрированную деформируемую внутреннюю продуктовую трубу, окруженную гофрированным кожухом, с однонаправленными и/или разнонаправленными потоками криогенных жидкостей, образуемой при помощи бандажей, охватывающих жесткие линейные кожухи смежных изолированных криогенных трансферных трубопроводов.
Подобное исполнение системы реверсной перекачки позволяет при дальних морских перевозках СПГ обеспечивать формирование транзитного терминала для перекачки, например, СПГ с одного танкера-газовоза на другой, например, с крупного танкера-газовоза на меньшие каботажные танкеры- газовозы или с дорогостоящего танкера-газовоза ледового класса на более дешевый того же водоизмещения. Расположение системы реверсной перекачки на материковом побережье или островах вблизи морских путей перевозки СПГ будет определяться технико -экономическим расчетом с позиций минимизации затрат на транспортировку СПГ от порта его производства до порта регазификации. Преимуществами предлагаемой системы являются:
• использование металлических изолированных трансферных трубопроводов, обладающих одновременно прочностью, гибкостью и низкой теплоотдачей в воду;
• повторение трубопроводом подводного рельефа, что упрощает его прокладку по дну акватории;
• гибкость функционирования системы, позволяющая: а) принимать СПГ из газовоза-донора в наземный резервуар при задержке прибытия к терминалу газовоза-реципиента, что сокращает время внеоперационного простоя судна-донора; б) принимать СПГ из газовоза-донора в наземный резервуар при выполнении газовозом-реципиентом непроизводительных операций (маневрирование в акватории порта, швартовка к терминалу, подсоединение стендеров и охлаждение танков, а после закачки СПГ отсоединение стендеров и их продувка, отчаливание), что сокращает время внеоперационного простоя судна-донора; в) обеспечивать рециркуляции СПГ в системе при отсутствии танкеров - газовозов у терминала, что обеспечивает постоянную готовность системы к выполнению погрузочно-разгрузочных операций; г) подавать СПГ в газовоз-реципиент из наземного резервуара при задержке прибытия к терминалу газовоза-донора, что сокращает время внеоперационного простоя судна-реципиента; д) подавать СПГ в газовоз-реципиент из наземного резервуара при выполнении газовозом-донором непроизводительных операций (маневрирование в акватории порта, швартовка к терминалу, подсоединение стендеров и охлаждение танков, а после закачки СПГ отсоединение стендеров и их продувка, отчаливание), что сокращает время внеоперационного простоя судна-реципиента; е) подавать СПГ в газовоз-реципиент одновременно из наземного резервуара и газовоза-донора через соединительные рукава, что сокращает время погрузки СПГ на судно-реципиент; ж) одновременно принимать СПГ из газовоза-донора в наземный резервуар и подавать СПГ в газовоз-реципиент из наземного резервуара, когда производительность насосов наземного резервуара выше производительности насосов разгружаемого газовоза-донора, что сокращает время погрузки СПГ на судно-реципиент;
• возможность быстрого демонтажа системы при нерентабельности ее эксплуатации и перевозка ее на судне-контейнеровозе на новое место локации.
Целесообразно, чтобы металлические жесткие линейные секции криогенных трансферных трубопроводов были выполнены с вакуумной изоляцией пространства между жесткой линейной внутренней продуктовой трубой и жестким линейным кожухом, что резко сократит теплообмен между секцией и морской водой и опосредовано потери холода от перекачиваемого СПГ.
Полезно также, чтобы металлические жесткие линейные секции криогенных трансферных трубопроводов были выполнены с заполнением теплоизоляционным материалом пространства между жесткой линейной внутренней продуктовой трубой и жестким линейным кожухом, что существенно сократит теплообмен между секцией и морской водой и опосредовано потери холода от перекачиваемого СПГ и одновременно повысит прочность секции. При формировании трассы системы возможно использовать металлические деформируемые секции криогенных трансферных трубопроводов, которые могут быть выполнены с заполнением теплоизоляционным материалом пространства между деформируемой гофрированной внутренней продуктовой трубой и деформируемым гофрированным кожухом, что наряду с повторением профиля дна акватории при укладке секций криогенных трансферных трубопроводов уменьшат потери холода от транспортируемого СПГ.
Рекомендуется на бандажах дополнительно крепить грузила, так как из- за низкой плотности СПГ возможны ситуации, когда сила тяжести, прижимающая ко дну акватории всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями не сможет компенсировать кинетическую силу волн и течений в акватории, в результате чего возможно смещение системы трубопроводов с проектной позиции. По этой же причине можно всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями закреплять на подвижных и/или неподвижных опорах, заглубленных в грунт морского дна.
Возможен вариант, когда вся система трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями размещается в дополнительном кожухе, закрепленном на подвижных и/или неподвижных опорах, заглубленных в грунт морского дна, что предохранит всю систему от случайных повреждений, например, при отдаче якоря судами на рейде. Возможно также в случаях интенсивного движения судов с большой осадкой с небольшим зазором относительно дна мелководной бухты, на дне которой находится система трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями, что вся система трубопроводов будет размещаться в дополнительном кожухе и помещаться в траншее или в саркофаге в грунте морского дна. ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ
Реализуемость заявляемой системы реверсной перекачки криогенных жидкостей в качестве примера иллюстрируется фигурами 1 -6, с использованием следующих обозначений:
1 - система изолированных криогенных трансферных трубопроводов;
2 - резервуар для хранения криогенной жидкости;
3 - перекачивающий насос;
4 - погрузочно-разгрузочный терминал;
5 - устройство налива;
6 - морской танкер-газовоз;
7 - танкер-газовоз ледового класса;
8 - грузила;
9 - трубопровод для сдувок;
10 - трансферные криогенные продуктовые трубопроводы;
11 - кабели и коммуникации;
12 - бандаж;
13 - бетонный тоннель;
14 - гибкая секция трансферного трубопровода;
15 - жесткая секция трансферного трубопровода;
16 - наклонная часть трубопровода;
17 - вертикальная часть трубопровода;
18 - кессон;
19 - П-образный компенсатор;
20 - саркофаг.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фигуре 1 приведена принципиальная общая система реверсной перекачки криогенных жидкостей. СПГ из резервуара для хранения криогенной жидкости 2 резервуарного парка посредством перекачивающего насоса 3, установленного в резервуарах для хранения криогенной жидкости 2, подается в систему изолированных криогенных трансферных трубопроводов 1 , проложенных по дну акватории порта с учетом рельефа дна, включающую два или более изолированных криогенных трансферных трубопровода и два или более трубопроводов для перекачки сдувок, одним концом связанных с резервуаром для хранения криогенной жидкости 2, и связанных другим концом с приемо-раздаточным устройством в зоне погрузочно-разгрузочного терминала 4, оборудованного устройством налива 5. При этом на погрузочно- разгрузочном терминале 4 осуществляется перевалка СПГ из танкеров - газовозов ледового класса 7 в морские танкеры-газовозы 6.
На фигуре 2 приведена изолированная система изолированных криогенных трансферных трубопроводов 1, включающая трубопроводы для сдувок 9, трансферные криогенные продуктовые трубопроводы 10, кабели и коммуникации 11 для передачи информации, связывающие датчики и исполнительные механизмы резервуарного парка и погрузочно-разгрузочных терминалов, окруженные бандажом 12, который фиксируется в неподвижном состоянии посредством грузил 8.
В тех случаях, когда имеется опасность повреждения системы трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей, например, якорями маломерных судов, располагающихся в акватории вместе с судами перегрузки СПГ, то бандаж 12 может заменяться на кожух. Кожух, содержащий всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями закрепляется на подвижных и/или неподвижных опорах, заглубленных в грунт морского дна или помещается в траншее в грунте морского дна.
На фигуре 3 показан вариант конструкции изолированной системы изолированных криогенных трансферных трубопроводов 1, включающей трансферные криогенные продуктовые трубопроводы 10, кабели и коммуникации 11, помещенные в бандаж (или кожух) 12, расположенный в бетонном тоннеле 13. Связка изолированных трансферных криогенных продуктовых трубопроводов 10 включает наклонную часть трубопровода 16 и вертикальную часть трубопровода 17. Подобный вариант может использоваться при выравнивании профиля дна акватории, например при прокладке канала для проводки танкеров -газовозов с большой осадкой к терминалу в мелководной бухте.
Трансферные криогенные продуктовые трубопроводы 10 выполнены из чередующихся металлических линейных жестких секций трансферного трубопровода 15, содержащих жесткую линейную внутреннюю продуктовую трубу, окруженную жестким линейным кожухом, и металлических гибких секций трансферного трубопровода 14, содержащих гофрированную деформируемую внутреннюю продуктовую трубу, окруженную гофрированным кожухом. Металлические жесткие секции трансферных трубопроводов 15 выполнены с вакуумной изоляцией пространства или с заполнением теплоизоляционным материалом между жесткой линейной внутренней продуктовой трубой и жестким линейным кожухом. Металлические гибкие секции трансферных трубопроводов 14 выполнены с заполнением теплоизоляционным материалом пространства между деформируемой гофрированной внутренней продуктовой трубой и деформируемым гофрированным кожухом.
На фигуре 4 показаны конструктивные элементы трансферных криогенных продуктовых трубопроводов 10, включающие П-образные компенсаторы 19, установленные на линейных участках криогенных трансферных трубопроводов при большой их протяженности от берегового резервуара для хранения криогенной жидкости до терминалов, расположенных в удалении от береговой полосы на свайных эстакадах в местах наличия достаточных глубин для прохождения танкеров -газовозов и кессоны 18.
На фигуре 5 изображен вариант защиты системы криогенных трансферных трубопроводов при помощи саркофага 20, в котором располагается дополнительный кожух со всей системой трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями. Саркофаг устанавливается на грунте морского дна путем ввода шипов саркофага в пазы фундаментных оснований, заглубленных в грунт (А), обеспечивающим надежное сцепление саркофага с грунтом морского дна и обеспечивает дополнительную защиту системы реверсной перекачки криогенных жидкостей от неблагоприятного влияния как природных, так и техногенных факторов.
На фигуре 6 изображены схемы ряда вариантов функционирования системы реверсной перекачки криогенной жидкости на примере перекачки СПГ из танкера газовоза-донора ледового класса 7 на морской танкер газовоз- реципиент 6 при различных эксплуатационных ситуациях: а) приемка СПГ из газовоза-донора в наземный резервуар при задержке прибытия к терминалу газовоза-реципиента, что сокращает время внеоперационного простоя судна-донора; б) приемка СПГ из газовоза-донора в наземный резервуар при выполнении газовозом-реципиентом непроизводительных операций (маневрирование в акватории порта, швартовка к терминалу, подсоединение стендеров и охлаждение танков, а после закачки СПГ отсоединение стендеров и их продувка, отчаливание), что сокращает время внеоперационного простоя судна-донора; в) обеспечение рециркуляции СПГ в системе при отсутствии танкеров- газовозов у терминала по двум трансферным криогенным продуктовым трубопроводам 10, соединенным между собой рукавом, что обеспечивает постоянную готовность системы к выполнению погрузочно-разгрузочных операций; г) подача СПГ в газовоз-реципиент из наземного резервуара при задержке прибытия к терминалу газовоза-донора, что сокращает время внеоперационного простоя судна-реципиента; д) подача СПГ в газовоз-реципиент из наземного резервуара при выполнении газовозом-донором непроизводительных операций (маневрирование в акватории порта, швартовка к терминалу, подсоединение стендеров и охлаждение танков, а после закачки СПГ отсоединение стендеров и их продувка, отчаливание), что сокращает время внеоперационного простоя судна-реципиента; е) подача СПГ в газовоз-реципиент одновременно из наземного резервуара и газовоза-донора через соединительные рукава, что сокращает время погрузки СПГ на судно -реципиент; ж) одновременно принимать СПГ из газовоза-донора в наземный резервуар и подавать СПГ в газовоз-реципиент из наземного резервуара, когда производительность насосов наземного резервуара выше производительности насосов разгружаемого газовоза-донора, что сокращает время погрузки СПГ на судно-реципиент.
Варианты функционирования системы реверсной перекачки криогенных жидкостей а, б, г, д, е и ж сокращают время внеоперационных простоев танкеров-грузовозов или время погрузки, что позволяет снизить затраты на фрахт танкеров.
Пример 1. Поставка СПГ из порта Сабетта (Ямал) в порт Дабхол (Индия) -осуществляется танкерами-газовозами ледокольного класса Агс7 грузоподъемностью 170000 м3 в течение 30-35 суток в связи с тем, что при прохождении судном Северного морского пути от порта Сабетта до мыса Дежнева в зависимости от ледовой обстановки происходит за 11-16 суток и далее до порта назначения - 19 суток. Полный оборот судна за счет операций погрузки-разгрузки СПГ в двух портах 3 суток составляет 76 суток и за год эксплуатации с учетом остановки на техосмотр танкер сможет выполнить 5 рейсов. При производительности завода СПГ на Ямале 16,5 млн т (27,5 млн м3) для транспортировки на экспорт СПГ потребуется 32 танкера-газовоза ледокольного класса Агс7 грузоподъемностью 170000 м3 и стоимостью по 320 млн долларов. При формировании в районе порта города Петропавловска- Камчатского системы реверсной перекачки криогенных жидкостей с использованием инфраструктуры порта с перевалкой груза с танкеров - газовозов ледокольного класса Агс7 на более дешевые (стоимость 180 тыс. долларов) танкеры-газовозы класса Агс4 той же грузоподъемности полные обороты судов составят для Агс738 суток (10 рейсов в год) и для Агс444 суток (8 рейсов в год). Тогда при наличии системы реверсной перекачки для обеспечения работы завода СПГ на Ямале потребуется 16 газовозов типа Агс7 и 20 газовозов типа Агс4. При реверсной перекачке численность танкеров газовозов незначительно увеличится (36 против 32) из-за дополнительных потерь времени на перегрузку СПГ по 1,5 суток за рейс; связанные с этим дополнительные затраты на фрахт (30000 долларов США за дополнительные сутки простоя) составят около 14,5 млн долларов США/г:
((16 Агс7) (10 рейсов)+(20 Агс4) (8 рейсов)) (1,5 часа) (30000)= 14400000 долларов США/год.
При этом стоимость танкерного флота за счет введения реверсной перекачки и изменения при этом структуры танкерного флота уменьшится с (32 Агс7)-(320 млн $) = 10240 млн $ до
(16 Агс7) (320 млн $) + (20 Агс4) (180 млн $) = 8720 млн $ , то есть затраты на создание танкерного флота на Ямале могут быть уменьшены на 1,5 миллиарда долларов или 105 млрд, рублей при курсе 1 $=70 руб. при использовании системы реверсной перекачки СПГ в порту Петропавловска-Камчатского .
Пример 2. В примере 1 рассматривались дополнительные затраты на фрахт танкера-газовоза грузоподъемностью 1700000 м3 величиной 45000 долларов при стандартных затратах времени 1,5 суток на заход в порт Петропавловска-Камчатского и разгрузку или погрузку СПГ на основании данных Паршина Н.В. (Анализ работы системы транспортировки сжиженного природного газа. Морские интеллектуальные технологии. 2020, №1, том 1, с. 125-130). Составляющие затрат времени на заход в порт определяются регламентом:
- сход танкера с прямого пути к порту Петропавловск-Камчатский - 8,6 часов;
- маневрирование в акватории порта - 1 час; - швартовка - 1 час;
- подсоединение стендеров и охлаждение танков - 1,5 часа;
- начало отгрузки - наращивание (7000 м3 со скоростью 7000 мЗ/ч) -
1час;
- отгрузка 91,75% грузоподъемности судна со скоростью 14000 м3 /ч - 11 ,3 часов;
- завершение отгрузки - снижение (7000 м3 со скоростью 7000 мЗ/ч) - 1 час;
- отсоединение стендеров (дренаж и продувка стендеров) - 1,5 часа;
- отчаливание - 0,5 часа;
- выход в открытое море - 8,6 часов.
Общее время оборачиваемости судна в порту при дополнительном заходе - 36 часов или 1,5 суток при индивидуальной обработке единичного танкера.
При использовании системы реверсной перекачки возможна совместная синхронная обработка одновременно двух танкеров, например, танкер -донор производит слив СПГ в наземный резервуар при помощи бортовых насосов, а танкер-реципиент производит прием СПГ из наземного резервуара при помощи погружных насосов резервуара, в этом случае суммарное время рейсов танкеров-газовозов для единичного перемещения партии СПГ от производителя до заказчика сократится на 18,8 часов, что уменьшит затраты на фрахт для двух судов на:
(30000- 18, 8)/24= 23500 долларов или 1 645 000 руб. при курсе 1 $=70 руб.
Таким образом, на примере транспортировки СПГ показано решение задачи разработки системы перекачки криогенных жидкостей, обеспечивающей взаимосвязь разгружаемых и загружаемых объектов транспортировки криогенных жидкостей и терминала со снижением времени простоя судов за счет осуществления перевалки криогенных жидкостей из танкеров-газовозов ледового класса в морские танкеры -газовозы на одном терминале с однонаправленными и разнонаправленными потоками криогенных жидкостей.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Система реверсной перекачки криогенных жидкостей, связывающая по меньшей мере несколько наземных резервуаров резервуарного парка для хранения криогенной жидкости с приемо -раздаточными устройствами для криогенной жидкости, но не менее двух, и погрузочно-разгрузочные терминалы для обслуживания, по меньшей мере, двух танкеров-газовозов с приемо-раздаточными устройствами для криогенной жидкости, включающая насосы, установленные в резервуарах хранения криогенной жидкости, два или более изолированных криогенных трансферных трубопроводов, одним концом связанных с, по меньшей мере, одним резервуаром для хранения криогенной жидкости, и связанных другим концом с, по меньшей мере, одним приемо-раздаточным устройством в зоне погрузочно-разгрузочного терминала, по меньшей мере, одним трубопроводом для перекачки сдувок, одним концом связанных с, по меньшей мере, одним резервуаром для хранения криогенной жидкости, и связанных другим концом с, по меньшей мере, одним приемо-раздаточным устройством в зоне погрузочно- разгрузочного терминала, изолированные криогенные трансферные трубопроводы и трубопровод для перекачки сдувок проложены по дну акватории порта с учетом рельефа дна, отличающаяся тем, что система реверсной перекачки криогенных жидкостей формируется на связке изолированных криогенных трансферных трубопроводов, выполненных из чередующихся металлических жестких линейных секций, содержащих жесткую линейную внутреннюю продуктовую трубу, окруженную жестким линейным кожухом, и металлических деформируемых секций, содержащих гофрированную деформируемую внутреннюю продуктовую трубу, окруженную гофрированным кожухом, с однонаправленными и/или разнонаправленными потоками криогенных жидкостей, образуемой при помощи бандажей, охватывающих жесткие линейные кожухи смежных изолированных криогенных трансферных трубопроводов.
25
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что металлические жесткие линейные секции криогенных трансферных трубопроводов выполняют с вакуумной изоляцией пространства между жесткой линейной внутренней продуктовой трубой и жестким линейным кожухом.
3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что металлические жесткие линейные секции криогенных трансферных трубопроводов выполняют с заполнением теплоизоляционным материалом пространства между жесткой линейной внутренней продуктовой трубой и жестким линейным кожухом.
4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что металлические деформируемые секции криогенных трансферных трубопроводов выполняют с заполнением теплоизоляционным материалом пространства между деформируемой гофрированной внутренней продуктовой трубой и деформируемым гофрированным кожухом.
5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что на бандажах дополнительно крепят грузила.
6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями закрепляют на подвижных и/или неподвижных опорах, заглубленных в грунт морского дна.
7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями размещают в дополнительном кожухе, закрепленном на подвижных и/или неподвижных опорах, заглубленных в грунт морского дна.
8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями размещают в дополнительном кожухе и помещают в траншее в грунте морского дна.
9. Система по п. 1, отличающаяся тем, что всю систему трубопроводов для транспортировки криогенных жидкостей вместе с вспомогательными трубопроводами и кабелями размещают в дополнительном кожухе и помещают в саркофаге на грунте морского дна.
PCT/RU2024/000169 2023-05-22 2024-05-22 Система реверсной перекачки криогенных жидкостей WO2024242587A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2023113173A RU2807839C1 (ru) 2023-05-22 Система реверсной перекачки криогенных жидкостей
RU2023113173 2023-05-22

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2024242587A1 true WO2024242587A1 (ru) 2024-11-28

Family

ID=93590241

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2024/000169 WO2024242587A1 (ru) 2023-05-22 2024-05-22 Система реверсной перекачки криогенных жидкостей

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2024242587A1 (ru)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1645733A1 (ru) * 1988-07-19 1991-04-30 Куйбышевский авиационный институт им.акад.С.П.Королева Демпфирующее устройство дл трубопроводов
JP2004019813A (ja) * 2002-06-18 2004-01-22 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 低温流体用多重配管
RU2627747C2 (ru) * 2010-12-30 2017-08-11 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Блок передаточного туннеля для криогенной текучей среды и его применение
US9791074B2 (en) * 2011-11-08 2017-10-17 Alfa Laval Corporate Ab Tube module
RU2795634C1 (ru) * 2022-11-15 2023-05-05 Олеся Игоревна Гасанова Секционированный криогенный трубопровод

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1645733A1 (ru) * 1988-07-19 1991-04-30 Куйбышевский авиационный институт им.акад.С.П.Королева Демпфирующее устройство дл трубопроводов
JP2004019813A (ja) * 2002-06-18 2004-01-22 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 低温流体用多重配管
RU2627747C2 (ru) * 2010-12-30 2017-08-11 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Блок передаточного туннеля для криогенной текучей среды и его применение
US9791074B2 (en) * 2011-11-08 2017-10-17 Alfa Laval Corporate Ab Tube module
RU2795634C1 (ru) * 2022-11-15 2023-05-05 Олеся Игоревна Гасанова Секционированный криогенный трубопровод

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101427086B1 (ko) 유체 운반 및 수송 방법 및 시스템
US6546739B2 (en) Method and apparatus for offshore LNG regasification
KR101797199B1 (ko) 천연 가스의 부유식 부둣가 액화를 위한 시스템 및 방법
RU2381134C2 (ru) Подводная система перекачки криогенной текучей среды
CN101297144B (zh) 使用输送低温流体的悬垂状柔性导管的系统
KR101449691B1 (ko) 가이드 파일을 이용한 해상플랫폼 및 그의 설치방법
TWI464104B (zh) 運送及處理液化天然氣之方法
US6829901B2 (en) Single point mooring regasification tower
EP3428053B1 (en) Maritime system for the transport and distribution of liquefied natural gas lng
WO2016036690A1 (en) System and method for small scale marine transpoation of cryogenic hydrocarbons
AU2012207059B2 (en) Linked LNG production facility
AU2008219347B2 (en) Linked LNG production facility
AU2007233572B2 (en) LNG production facility
RU2807839C1 (ru) Система реверсной перекачки криогенных жидкостей
WO2024242587A1 (ru) Система реверсной перекачки криогенных жидкостей
AU2008219346B2 (en) Sheltered LNG production facility
Ozaki et al. Ship-based carbon dioxide capture and storage for enhanced oil recovery
WO2009043383A1 (en) Floating system and method to operate the same
Mccall et al. Examine and Evaluate a Process to Use Salt Caverns to Receive Ship Borne Liquefied Natural Gas
Rushidh et al. Planning of Marine Facilities for an LNG Terminal in India
Davis Enabling Technologies for Mooring, Unloading Regasification and Storage for Offshore LNG Receiving Terminals
Ozaki et al. OTC-25861-MS
HK1212307B (en) Systems and methods for floating dockside liquefaction of natural gas
NO852733L (no) Fremgangsmaate ved og system for produksjon, prosessering og transport av olje/gass fra felter til havs.

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 24811491

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1