Gas naturale liquefatto e valvole di intercettazione per GNL. Giganti marini dell'industria del petrolio e del gas Le navi cisterna per GNL, le più grandi

Le riserve mondiali di gas naturale sono enormi, ma la maggior parte dei giacimenti si trova in luoghi difficili da raggiungere, lontani dalle aree industriali. Questo non è poi così male: il gasdotto può essere posato sulla terraferma o lungo il fondo del mare. E per il trasporto attraverso l’oceano, il gas viene convertito allo stato liquido. Allo stesso tempo, il volume viene ridotto di quasi seicento volte, il che consente di utilizzare non solo gasdotti, ma anche navi cisterna GNL appositamente progettate per il trasporto del gas.

Autocisterne per il trasporto di gas liquefatti

Il GNL è un gas naturale raffreddato ad una temperatura di -162° C, alla quale passa dallo stato gassoso a quello liquido.

La maggior parte delle esportazioni mondiali di gas liquefatto vengono effettuate sul mercato intercontinentale da navi cisterna di due tipi, indicate con le abbreviazioni CIS - gas di petrolio liquefatto e GNL - gas naturale liquefatto. Le navi specializzate differiscono nella progettazione dei loro serbatoi e sono progettate per carichi diversi: le navi cisterna CIS trasportano propano liquefatto, butano, propilene e altri gas idrocarburi, le navi cisterna GNL trasportano metano. A volte queste navi cisterna sono chiamate metaniere. La foto sotto mostra una sezione trasversale della cisterna.

Layout di una nave cisterna per GNL

I componenti principali di una nave cisterna per gas liquefatto comprendono unità di propulsione e di pompaggio, un doppio scafo per una maggiore resistenza, motori di prua, serbatoi di gas liquefatto e potenti unità di refrigerazione per mantenere basse temperature del gas.

Tipicamente, lo scafo della nave contiene da quattro a sei serbatoi isolati situati lungo la linea centrale della nave. I serbatoi sono circondati da una combinazione di cisterne di zavorra e cofferdam: compartimenti speciali per evitare perdite di gas dai serbatoi e dai vuoti. Questo posizionamento conferisce alla nave cisterna GNL un design a doppio scafo.

I gas liquefatti vengono trasportati in serbatoi a pressione superiore a quella atmosferica o a una temperatura notevolmente inferiore a quella ambiente. Alcuni modelli di serbatoi utilizzano entrambi i metodi.

Le autocisterne sono dotate di serbatoi sotto pressione di 17,5 kg/cm2. Il gas viene trasportato in serbatoi di acciaio cilindrici o sferici con temperatura di stoccaggio adeguata. Tutte le navi cisterna sono costruite con doppio fondo.

Le navi cisterna per GNL sono dotate di motori potenti e si distinguono per la loro velocità. L'area del loro utilizzo razionale sono i voli a lunga distanza, principalmente transcontinentali, con una lunghezza superiore a 3.000 miglia nautiche. Data l'evaporazione attiva del metano, la nave deve percorrere questa distanza ad alta velocità.

Caratteristiche del design del serbatoio

Per un trasporto sicuro del gas naturale liquefatto è necessario mantenere nei serbatoi una temperatura inferiore a -162°C e una pressione elevata. Le navi cisterna sono dotate di serbatoi a membrana con isolamento multistrato per alto vuoto. I serbatoi a membrana sono costituiti da uno strato metallico di barriera primaria, uno strato isolante, uno strato di barriera liquida e un secondo strato isolante. Il design dei serbatoi e lo spessore dello scafo metallico dei serbatoi dipendono dalla pressione operativa, dalla temperatura e dallo spostamento della nave cisterna. Sotto la pressione dell'acqua di mare, le pareti del serbatoio, essendo parte della nave, subiscono gli stessi carichi dello scafo della nave.

I gas di petrolio liquefatti vengono trasportati anche in serbatoi metallici sferici, ben isolati per evitare perdite, ad alta pressione.

Il codice IGC definisce tre tipologie di serbatoi indipendenti utilizzati per il trasporto del gas: A, B e C. Le navi cisterna per GNL sono dotate di serbatoi di categoria B o C, i serbatoi delle navi cisterna per GPL corrispondono alla categoria A.

Operazioni di carico e scarico di cisterne

Le operazioni più pericolose sono il carico e lo scarico delle navi cisterna. Il gas naturale liquefatto è una sostanza criogenica il cui componente principale è il metano. Se entra in un compartimento di carico non adeguatamente preparato e non conforme regime di temperatura una miscela di metano e aria diventa esplosiva.

Le procedure di carico delle navi cisterna sono strettamente regolamentate. Il serbatoio del carico viene asciugato con un gas inerte ad una certa temperatura per evitare la condensazione dell'aria umida all'interno del serbatoio.

Dopo l'asciugatura dei serbatoi, la stiva viene spurgata per rimuovere il gas inerte residuo, dopodiché viene fornita alla stiva aria secca riscaldata sotto pressione.

L'iniezione diretta di gas liquefatto è preceduta dal riempimento del serbatoio con gas inerte per rimuovere l'aria e raffreddare i serbatoi. Lo spazio isolante dei serbatoi a membrana viene spurgato con azoto liquido. Il caricamento inizia quando il sistema di alimentazione del gas e il serbatoio vengono raffreddati ad una temperatura prossima a quella del GNL.

Nel porto di destinazione, il gas naturale liquefatto viene trasferito al serbatoio a terra utilizzando una pompa di carico sommergibile installata sul fondo di ciascun serbatoio di carico. Durante lo scarico vengono inoltre rispettati i requisiti relativi alle condizioni di temperatura e umidità di tutte le linee al fine di evitare la formazione di una miscela esplosiva di metano con aria.

Sicurezza ambientale

Rigorosi standard di sicurezza sono stabiliti dal Codice internazionale per la costruzione e l'equipaggiamento delle navi che trasportano gas liquefatti alla rinfusa (codice IGC). Le normative internazionali coprono quasi tutti gli aspetti della sicurezza di queste navi, nonché gli standard di formazione dell'equipaggio.

Il primato di sicurezza per il trasporto di gas naturale liquefatto sulle navi ha una storia da invidiare. Dal 1959, quando iniziò il trasporto commerciale di GNL, non si è mai verificato un solo decesso correlato al gas naturale liquefatto a bordo. In tutto il mondo si sono verificati otto incidenti marittimi che hanno coinvolto fuoriuscite di gas naturale liquefatto.

Nel giugno del 1979, nello Stretto di Gibilterra, la petroliera El Paso Kaiser si schiantò contro le rocce ad una velocità di 19 nodi con un carico di 99.500 m 3. La nave ha riportato gravi danni al fondo lungo l'intera lunghezza degli spazi di carico, ma i serbatoi a membrana non sono stati danneggiati e non è stato versato gas naturale liquefatto.

Navigazione delle navi cisterna attraverso gli stretti

Gli stretti sono il luogo più pericoloso per la navigazione, pertanto, per la costruzione di terminali per la produzione e la ricezione del gas liquefatto, vengono scelti luoghi alla periferia dei continenti, evitando difficili vie di trasporto e navi cisterna che entrano nei mari interni.

Un tempo, l'Ucraina ha annunciato l'intenzione di costruire un terminale per la ricezione del gas naturale liquefatto nella regione di Odessa al fine di diversificare le fonti di approvvigionamento di gas nel paese. Ankara ha risposto immediatamente.

Il continuo transito di merci pericolose a base di gas naturale liquefatto attraverso i Dardanelli e il Bosforo a bordo di navi metaniere può causare gravi danni ambientali. Questi stretti sono tra i più pericolosi al mondo: il Bosforo è al terzo posto, i Dardanelli al quinto. In caso di un grave incidente, le conseguenze per il Mar di Marmara e per la densamente popolata Istanbul potrebbero essere catastrofiche.

Mercato internazionale del GNL

Una flotta di navi specializzate collega gli impianti di produzione e rigassificazione di GNL in tutto il mondo per creare una rete di trasporto di gas naturale liquefatto sicura, affidabile ed efficiente. Le navi da trasporto del metano sono dotate di tecnologia all'avanguardia per il rilevamento delle perdite, sistemi di arresto di emergenza, sistemi radar e di posizionamento avanzati e altre tecnologie progettate per garantire un trasporto del gas sicuro e affidabile.

Il gas liquefatto rappresenta attualmente oltre il 35% del commercio internazionale di gas naturale, con una domanda in costante crescita.

Alcune statistiche

Oggi, l’industria del gas naturale liquefatto in tutto il mondo comprende:

• 25 terminali GNL e 89 impianti di liquefazione del gas operano in 18 paesi dei cinque continenti. Il Qatar è il leader mondiale nella produzione di gas liquefatto, davanti a Indonesia, Malesia, Australia e Trinidad e Tobago.
• 93 terminali di ricezione e impianti di rigassificazione in 26 paesi di quattro continenti. Giappone, Corea e Spagna sono i principali importatori di gas liquefatto.
• Attualmente sono circa 550 le navi cisterna per gas naturale liquefatto in esercizio in tutto il mondo.

Leader nella costruzione di navi cisterna per GNL

Storicamente, circa due terzi della flotta mondiale di metaniere è stata costruita dai sudcoreani, il 22% dai giapponesi, il 7% dai cinesi e il resto da Francia, Spagna e Stati Uniti. Il successo della Corea del Sud è legato all'innovazione e al prezzo. I costruttori sudcoreani hanno costruito le prime metaniere della classe rompighiaccio. Hanno anche costruito le più grandi navi cisterna per GNL delle classi Q-Flex e Q-Max con una portata lorda di 210.000 e 260.000 metri cubi per la società di trasporto del gas del Qatar Nakilat. Una caratteristica distintiva delle navi della classe Q è il posizionamento di un impianto di liquefazione del gas naturale direttamente a bordo della nave gigante. La lunghezza della nave è di 345 metri, larghezza 53,8 metri.

Progetto GNL Yamal

Il 29 settembre 2014 si è tenuta una solenne cerimonia di posa di una nave cisterna, ordinata dalla compagnia di navigazione russa Modern Commercial Fleet, specializzata nel trasporto di risorse energetiche, per il trasporto di gas naturale liquefatto nell'ambito del progetto Yamal LNG. Si tratta di navi uniche della classe ghiaccio Arc7 con le massime dimensioni possibili per avvicinarsi al porto di Sabetta sulla penisola di Yamal.

Progettato per il trasporto del gas dal giacimento di South Tambeyskoye dall'Artico all'Europa e all'Asia e per la navigazione in condizioni difficili condizioni climatiche Nell'Artico, le petroliere GNL Yamal sono progettate come navi a doppia azione: la prua è per la navigazione in acque libere e la poppa è per la navigazione in condizioni di ghiaccio difficili.

Attualmente sono state costruite cinque navi di questo tipo. Capitano della nave Christophe de Margerie . Di proprietà della Sovkomflot.

Durante il suo primo viaggio commerciale, una nave cisterna per GNL proveniente dalla Russia ha stabilito un record storico: per la prima volta nella storia della navigazione, una nave mercantile ha navigato lungo la rotta del Mare del Nord senza scorta di un rompighiaccio.

L’industria del GNL è un settore in crescita molto promettente per i produttori di valvole di tutto il mondo, ma poiché le valvole GNL devono soddisfare i requisiti più severi, rappresentano il livello più alto di sfide ingegneristiche.

Cos'è il gas naturale liquefatto?

Il gas naturale liquefatto, o GNL, è il normale gas naturale liquefatto raffreddandolo a -160 °C. In questo stato è un liquido inodore e incolore, la cui densità è la metà di quella dell'acqua. Il gas liquefatto non è tossico, bolle a una temperatura di −158...−163 °C, è costituito per il 95% da metano e per il restante 5% da etano, propano, butano e azoto.

• Il primo riguarda l'estrazione, la preparazione e il trasporto del gas naturale attraverso un gasdotto fino a un impianto di liquefazione;
• Il secondo riguarda il trattamento, la liquefazione del gas naturale e lo stoccaggio del GNL nel terminale.
• Terzo: caricare il GNL nelle gasiere e trasportarlo via mare ai consumatori
• Quarto - Scarico del GNL al terminale ricevente, stoccaggio, rigassificazione e consegna ai consumatori finali

Tecnologie di liquefazione del gas.

Come accennato in precedenza, il GNL viene prodotto comprimendo e raffreddando il gas naturale. In questo caso il gas diminuisce di volume di quasi 600 volte. Questo processo è complesso, a più fasi e ad alta intensità energetica: i costi di liquefazione possono rappresentare circa il 25% dell'energia contenuta nel prodotto finale. In altre parole, è necessario bruciare una tonnellata di GNL per ottenerne altre tre.

Sette diverse tecnologie di liquefazione del gas naturale sono state utilizzate in tutto il mondo in tempi diversi. Air Products è attualmente all'avanguardia nella tecnologia per la produzione di grandi volumi di GNL per l'esportazione. I suoi processi AP-SMR™, AP-C3MR™ e AP-X™ rappresentano l'82% del mercato totale. Un concorrente di questi processi è la tecnologia Optimized Cascade sviluppata da ConocoPhillips.

Allo stesso tempo, gli impianti di liquefazione di piccole dimensioni destinati ad uso interno nelle imprese industriali hanno un grande potenziale di sviluppo. Impostazioni tipo simile si possono già trovare in Norvegia, Finlandia e Russia.

Inoltre, gli impianti locali di produzione di GNL possono trovare ampia applicazione in Cina, dove oggi si sta sviluppando attivamente la produzione di automobili alimentate a GNL. L’introduzione di unità su piccola scala potrebbe consentire alla Cina di ampliare la propria rete esistente di trasporto di veicoli GNL.

Oltre ai sistemi stazionari, negli ultimi anni si sono sviluppati attivamente anche gli impianti galleggianti di liquefazione del gas naturale. Gli impianti galleggianti forniscono l'accesso a giacimenti di gas inaccessibili alle infrastrutture (gasdotti, terminali marittimi, ecc.).

Ad oggi, il progetto più ambizioso in quest’area è la piattaforma galleggiante per GNL, che viene costruita dalla Shell a 25 km di distanza. dalla costa occidentale dell'Australia (il lancio della piattaforma è previsto per il 2016).

Costruzione di un impianto di produzione di GNL

Tipicamente un impianto di liquefazione del gas naturale è costituito da:

• impianti di pretrattamento e liquefazione del gas;
• linee tecnologiche per la produzione di GNL;
• serbatoi di stoccaggio;
• attrezzature per il carico su cisterne;
• servizi aggiuntivi per fornire allo stabilimento energia elettrica e acqua per il raffreddamento.

Dove è iniziato tutto?

Nel 1912 fu costruito il primo impianto sperimentale, che però non era ancora utilizzato per scopi commerciali. Ma già nel 1941, a Cleveland, negli Stati Uniti, fu avviata per la prima volta la produzione su larga scala di gas naturale liquefatto.

Nel 1959 fu effettuata la prima fornitura di gas naturale liquefatto dagli Stati Uniti al Regno Unito e al Giappone. Nel 1964 fu costruito un impianto in Algeria, da dove iniziarono i trasporti regolari di navi cisterna, in particolare verso la Francia, dove entrò in funzione il primo terminale di rigassificazione.

Nel 1969 iniziarono le forniture a lungo termine dagli Stati Uniti al Giappone e due anni dopo dalla Libia alla Spagna e all'Italia. Negli anni ’70 iniziò la produzione di GNL in Brunei e in Indonesia; negli anni ’80, Malesia e Australia entrarono nel mercato del GNL; Negli anni '90, l'Indonesia è diventata uno dei principali produttori ed esportatori di GNL nella regione Asia-Pacifico, con 22 milioni di tonnellate all'anno. Nel 1997, il Qatar è diventato uno degli esportatori di GNL.

Proprietà di consumo

Il GNL puro non brucia, non si accende né esplode da solo. Nello spazio aperto temperatura normale Il GNL ritorna allo stato gassoso e si mescola rapidamente con l'aria. Durante l'evaporazione, il gas naturale può incendiarsi se entra in contatto con una fonte di fiamma.

Per l'accensione è necessario avere una concentrazione di gas nell'aria compresa tra il 5% e il 15% (volume). Se la concentrazione è inferiore al 5%, non ci sarà abbastanza gas per accendere un incendio e se è superiore al 15%, ci sarà troppo poco ossigeno nella miscela. Per essere utilizzato, il GNL viene sottoposto a rigassificazione – evaporazione senza la presenza di aria.

Il GNL è considerato una tecnologia prioritaria o importante per l’importazione di gas naturale da numerosi paesi, tra cui Francia, Belgio, Spagna, Corea del Sud e Stati Uniti. Il più grande consumatore di GNL è il Giappone, dove quasi il 100% del fabbisogno di gas è coperto dalle importazioni di GNL.

Carburante per motori

Dagli anni ’90 sono emersi vari progetti per l’uso del GNL come carburante per motori nei trasporti acquatici, ferroviari e persino stradali, il più delle volte utilizzando motori gas-diesel convertiti.

Esistono già esempi concreti di funzionamento di navi marittime e fluviali che utilizzano GNL. In Russia è in corso la produzione in serie della locomotiva diesel TEM19-001 alimentata a GNL. Negli Stati Uniti e in Europa stanno emergendo progetti per convertire il trasporto su camion al GNL. E c'è anche un progetto per sviluppare un motore a razzo che utilizzerà GNL + ossigeno liquido come carburante.

Motori alimentati a GNL

Una delle principali sfide legate allo sviluppo del mercato del GNL per il settore dei trasporti è l’aumento del numero di veicoli e navi che utilizzano il GNL come carburante. Le principali questioni tecniche in quest'area sono legate allo sviluppo e al miglioramento vari tipi motori alimentati a GNL.

Attualmente si possono distinguere tre tecnologie di motori GNL utilizzati per le navi marittime: 1) motore ad accensione comandata con una miscela magra di carburante-aria; 2) motore a doppia alimentazione con accensione a gasolio e working gas a bassa pressione; 3) motore a doppia alimentazione con accensione a gasolio e working gas ad alta pressione.

I motori ad accensione comandata funzionano solo con gas naturale, mentre i motori a doppia alimentazione diesel-gas possono funzionare con diesel, metano e olio combustibile pesante. Oggi ci sono tre produttori principali in questo mercato: Wärtsila, Rolls-Royce e Mitsubishi Heavy Industries.

In molti casi, i motori diesel esistenti possono essere convertiti in motori diesel/gas a doppia alimentazione. Tale conversione dei motori esistenti potrebbe rappresentare una soluzione economicamente fattibile per convertire le navi marittime al GNL.

Parlando dello sviluppo di motori per il settore automobilistico, vale la pena notare la società americana Cummins Westport, che ha sviluppato una linea di motori GNL progettati per autocarri pesanti. In Europa, Volvo ha lanciato la produzione di un nuovo motore a doppia alimentazione da 13 litri alimentato a diesel e metano.

Tra le innovazioni degne di nota nel campo dei motori CNG figura il motore Compact Compression Ignition (CCI) sviluppato da Motiv Engines. Questo motore presenta numerosi vantaggi, il principale dei quali è un'efficienza termica significativamente più elevata rispetto agli analoghi esistenti.

Secondo l'azienda, l'efficienza termica del motore sviluppato può raggiungere il 50%, mentre l'efficienza termica dei tradizionali motori a gas è di circa il 27%. (Utilizzando come esempio i prezzi del carburante negli Stati Uniti, un camion con motore diesel costa 0,17 dollari per cavallo/ora, un motore CNG convenzionale costa 0,14 dollari e un motore CCEI costa 0,07 dollari).

Vale anche la pena notare che, come per le applicazioni marine, molti motori diesel per autocarri possono essere convertiti in motori diesel-GNL a doppia alimentazione.

Paesi produttori di GNL

Secondo i dati del 2009, i principali paesi produttori di gas naturale liquefatto erano così distribuiti sul mercato:

Il primo posto è occupato dal Qatar (49,4 miliardi di mc); segue la Malesia (29,5 miliardi di mc); Indonesia (26,0 miliardi di m³); Australia (24,2 miliardi di m³); Algeria (20,9 miliardi di m³). Ultima in questa lista c'era Trinidad e Tobago (19,7 miliardi di m³).

I principali importatori di GNL nel 2009 sono stati: il Giappone (85,9 miliardi di mc); Repubblica di Corea (34,3 miliardi di m³); Spagna (27,0 miliardi di m³); Francia (13,1 miliardi di m³); USA (12,8 miliardi di m³); India (12,6 miliardi di m³).

La Russia sta appena iniziando ad entrare nel mercato del GNL. Attualmente nella Federazione Russa è operativo un solo impianto GNL, Sakhalin-2 (lanciato nel 2009, la quota di controllo appartiene a Gazprom, Shell ha il 27,5%, la giapponese Mitsui e Mitsubishi - 12,5% e 10%, rispettivamente). A fine 2015 la produzione ammontava a 10,8 milioni di tonnellate, superando di 1,2 milioni di tonnellate la capacità progettata. Tuttavia, a causa del calo dei prezzi sul mercato mondiale, i ricavi delle esportazioni di GNL in termini di dollari sono diminuiti del 13,3% su base annua a 4,5 miliardi di dollari.

Non ci sono i presupposti per un miglioramento della situazione sul mercato del gas: i prezzi continueranno a scendere. Entro il 2020, negli Stati Uniti entreranno in funzione cinque terminali di esportazione di GNL con una capacità totale di 57,8 milioni di tonnellate. Sul mercato europeo del gas inizierà una guerra dei prezzi.

Il secondo attore principale nel mercato russo del GNL è Novatek. Novatek-Yurkharovneftegaz (una filiale di Novatek) ha vinto l'asta per il diritto di utilizzare il sito Nyakhartinsky nell'Okrug autonomo di Yamal-Nenets.

L'azienda ha bisogno del sito di Nyakhartinsky per lo sviluppo del progetto Arctic LNG (il secondo progetto di Novatek focalizzato sull'esportazione di gas naturale liquefatto, il primo è Yamal LNG): si trova in prossimità del giacimento di Yurkharovskoye, in fase di sviluppo Novatek-Yurkharovneftegaz. La superficie del terreno è di circa 3mila metri quadrati. chilometri. Al 1° gennaio 2016, le sue riserve erano stimate in 8,9 milioni di tonnellate di petrolio e 104,2 miliardi di metri cubi di gas.

Nel mese di marzo la società ha avviato trattative preliminari con potenziali partner per la vendita del GNL. Il management dell'azienda considera la Tailandia il mercato più promettente.

Trasporto di gas liquefatto

La consegna del gas liquefatto al consumatore è un processo molto complesso e ad alta intensità di manodopera. Dopo aver liquefatto il gas negli impianti, il GNL entra negli impianti di stoccaggio. Ulteriore trasporto viene effettuato utilizzando navi speciali - navi gasiere dotati di criocanker. È anche possibile utilizzare veicoli speciali. Il gas proveniente dalle navi metaniere arriva ai punti di rigassificazione e viene poi trasportato tramite condutture .

Le petroliere sono navi gasiere.

Una gasiera, o nave metaniera, è una nave appositamente costruita per il trasporto di GNL in serbatoi. Oltre ai serbatoi di gas, tali navi sono dotate di unità di refrigerazione per il raffreddamento del GNL.

I maggiori produttori di navi per il trasporto di gas naturale liquefatto sono i cantieri navali giapponesi e coreani: Mitsui, Daewoo, Hyundai, Mitsubishi, Samsung, Kawasaki. È stato nei cantieri coreani che sono stati costruiti più di due terzi delle navi gasiere del mondo. Moderne cisterne delle serie Q-Flex e Q-Max in grado di trasportare fino a 210-266 mila m3 di GNL.

Le prime informazioni sul trasporto di gas liquefatto via mare risalgono al 1929-1931, quando la società Shell trasformò temporaneamente la nave cisterna "Megara" in una nave per il trasporto di gas liquefatto e costruì in Olanda la nave "Agnita" con una portata lorda di 4,5 migliaia di tonnellate, destinate al trasporto simultaneo di petrolio, gas liquefatto e acido solforico. Le petroliere Shell prendono il nome dalle conchiglie- sono stati commerciati dal padre del fondatore dell'azienda Marcus Samuel

Il trasporto marittimo di gas liquefatti si diffuse solo dopo la fine della Seconda Guerra Mondiale. Inizialmente, per il trasporto venivano utilizzate navi convertite da petroliere o navi da carico secco. L'esperienza accumulata nella progettazione, costruzione e gestione delle prime navi gasiere ci ha permesso di passare alla ricerca dei metodi più redditizi per il trasporto di questi gas.

Moderna nave cisterna per GNL standard (nave di metano) può trasportare 145-155 mila m3 di gas liquefatto, da cui si potranno ottenere, per rigassificazione, circa 89-95 milioni di m3 di gas naturale. Dato che i trasportatori di metano sono ad alta intensità di capitale, i loro tempi di inattività sono inaccettabili. Sono veloci, la velocità di una nave marittima che trasporta gas naturale liquefatto raggiunge i 18-20 nodi, rispetto ai 14 nodi di una petroliera standard.

Inoltre, le operazioni di carico e scarico del GNL non richiedono molto tempo (in media 12-18 ore). In caso di incidente, le navi metaniere dispongono di una struttura a doppio scafo appositamente progettata per prevenire perdite e rotture. Il carico (GNL) viene trasportato a pressione atmosferica e ad una temperatura di -162°C in appositi serbatoi termicamente isolati all'interno dello scafo interno della nave gasiera.

Un sistema di stoccaggio del carico è costituito da un contenitore primario o serbatoio per lo stoccaggio di liquidi, uno strato di isolamento, un contenimento secondario progettato per prevenire perdite e un altro strato di isolamento. Se il serbatoio primario è danneggiato, l'involucro secondario previene le perdite. Tutte le superfici a contatto con il GNL sono realizzate con materiali resistenti a temperature estremamente basse.

Pertanto i materiali tipicamente utilizzati sono l'acciaio inox, l'alluminio o l'Invar (una lega a base di ferro con un contenuto di nichel pari al 36%).

Una caratteristica distintiva delle navi gasiere di tipo Moss, che attualmente costituiscono il 41% della flotta mondiale di metaniere, sono i serbatoi sferici autoportanti, solitamente realizzati in alluminio e fissati allo scafo della nave mediante un polsino lungo l'equatore della nave. cisterna.

Il 57% delle navi cisterna per gas utilizza sistemi di serbatoi a tripla membrana (sistema GazTransport, sistema Technigaz e sistema CS1). I design della membrana utilizzano una membrana molto più sottile supportata dalle pareti dell'alloggiamento. Il sistema GazTransport comprende membrane primarie e secondarie sotto forma di pannelli piatti in invar, mentre nel sistema Technigaz la membrana primaria è realizzata in cartone ondulato acciaio inossidabile.

Nel sistema CS1, i pannelli invar del sistema GazTransport, che fungono da membrana primaria, sono abbinati alle membrane Technigaz a tre strati (lamiera di alluminio posta tra due strati di fibra di vetro) come isolamento secondario.

A differenza delle navi GPL (gas di petrolio liquefatto), le navi gasiere non sono dotate di un'unità di liquefazione sul ponte e i loro motori funzionano con gas a letto fluidizzato. Dato che parte del carico (gas naturale liquefatto) integra l'olio combustibile, le navi cisterna per GNL non arrivano al porto di destinazione con la stessa quantità di GNL caricata su di esse presso l'impianto di liquefazione.

Il valore massimo consentito del tasso di evaporazione in un letto fluidizzato è circa lo 0,15% del volume del carico al giorno. Le turbine a vapore vengono utilizzate principalmente come sistema di propulsione sulle navi metaniere. Nonostante la loro bassa efficienza in termini di carburante, le turbine a vapore possono essere facilmente adattate per funzionare con gas a letto fluido.

Un'altra caratteristica unica delle navi metaniere è che in genere trattengono una piccola parte del loro carico per raffreddare i serbatoi alla temperatura richiesta prima del carico.

La prossima generazione di navi cisterna per GNL è caratterizzata da nuove funzionalità. Nonostante la maggiore capacità di carico (200-250 mila m3), le navi hanno lo stesso pescaggio: oggi, per una nave con una capacità di carico di 140 mila m3, un pescaggio tipico di 12 metri è tipico a causa delle restrizioni applicate nel Canale di Suez e nella maggior parte dei terminali GNL.

Tuttavia, il loro corpo sarà più largo e più lungo. La potenza delle turbine a vapore non consentirà a queste navi più grandi di sviluppare una velocità sufficiente, quindi utilizzeranno un motore diesel a doppia alimentazione gas-olio sviluppato negli anni '80. Inoltre, molte navi metaniere attualmente in ordine saranno dotate di un'unità di rigassificazione a bordo.

L'evaporazione del gas sulle navi metaniere di questo tipo sarà controllata allo stesso modo delle navi che trasportano gas di petrolio liquefatto (GPL), il che eviterà perdite di carico durante il viaggio.

Mercato del trasporto marittimo di gas liquefatto

Il trasporto del GNL prevede il trasporto marittimo dagli impianti di liquefazione del gas ai terminali di rigassificazione. Nel novembre 2007 si contavano 247 navi cisterna per GNL nel mondo con una capacità di carico di oltre 30,8 milioni di m3. Il boom del commercio di GNL ha fatto sì che tutte le navi siano ora completamente occupate, rispetto alla metà degli anni ’80, quando erano 22 le navi inattive.

Inoltre, entro la fine del decennio dovrebbero essere messe in servizio circa 100 navi. L'età media della flotta mondiale di GNL è di circa sette anni. 110 navi hanno un'età pari o inferiore a quattro anni, mentre 35 navi hanno un'età compresa tra cinque e nove anni.

Circa 70 petroliere sono in servizio da 20 anni o più. Tuttavia, hanno ancora una lunga vita utile davanti a loro, poiché le navi cisterna per GNL hanno in genere una durata di servizio di 40 anni a causa delle loro caratteristiche di resistenza alla corrosione. Tra queste figurano fino a 23 navi cisterna (piccole navi più vecchie che servono il commercio di GNL nel Mediterraneo) che dovranno essere sostituite o modernizzate in modo significativo nei prossimi tre anni.

Delle 247 navi cisterna attualmente operative, più di 120 servono il Giappone, la Corea del Sud e Taipei cinese, 80 servono l'Europa e le restanti navi servono il Nord America. Negli ultimi anni si è assistito a una crescita fenomenale del numero di navi che servono il commercio in Europa e Nord America, mentre l'Estremo Oriente ha registrato solo un leggero aumento a causa della domanda stagnante in Giappone.

Rigassificazione del gas naturale liquefatto

Dopo che il gas naturale è stato consegnato a destinazione, avviene il processo di rigassificazione, cioè la sua trasformazione dallo stato liquido allo stato gassoso.

La nave cisterna fornisce GNL a speciali terminali di rigassificazione, che consistono in un ormeggio, un rack di scarico, serbatoi di stoccaggio, un sistema di evaporazione, impianti per il trattamento dei gas di evaporazione dai serbatoi e un'unità di misurazione.

All'arrivo al terminale, il GNL viene pompato dalle navi cisterna nei serbatoi di stoccaggio in forma liquefatta, quindi viene convertito allo stato gassoso secondo necessità. La conversione in gas avviene in un sistema di evaporazione che utilizza calore.

In termini di capacità dei terminali di GNL, nonché di volume delle importazioni di GNL, il Giappone è il leader: 246 miliardi di metri cubi all'anno secondo i dati del 2010. Al secondo posto ci sono gli Stati Uniti, con oltre 180 miliardi di metri cubi l'anno (dati 2010).

Pertanto, il compito principale nello sviluppo dei terminali riceventi è principalmente la costruzione di nuove unità in vari paesi. Oggi il 62% della capacità di ricezione proviene dal Giappone, dagli Stati Uniti e dalla Corea del Sud. Insieme a Regno Unito e Spagna, la capacità di accoglienza dei primi 5 paesi è del 74%. Il restante 26% è distribuito tra 23 paesi. Di conseguenza, la costruzione di nuovi terminali aprirà nuovi mercati e aumenterà quelli esistenti per il GNL.

Prospettive di sviluppo dei mercati del GNL nel mondo

Perché l’industria del gas liquefatto si sta sviluppando a un ritmo sempre crescente nel mondo? Innanzitutto, in alcune regioni geografiche, come l’Asia, il trasporto di gas tramite navi cisterna è più redditizio. A una distanza di oltre 2.500 chilometri, il gas liquefatto può già competere nel prezzo con il gas dei gasdotti. Rispetto ai gasdotti, il GNL presenta anche i vantaggi di un’espansione modulare delle forniture e in alcuni casi elimina anche i problemi di attraversamento delle frontiere.

Tuttavia, ci sono anche delle insidie. L’industria del GNL occupa la sua nicchia nelle regioni remote che non dispongono di riserve di gas proprie. La maggior parte dei volumi di GNL vengono contrattualizzati nella fase di progettazione e produzione. L'industria è dominata da un sistema di contratti a lungo termine (da 20 a 25 anni), che richiede un coordinamento sviluppato e complesso di partecipanti alla produzione, esportatori, importatori e trasportatori. Tutto ciò è visto da alcuni analisti come un possibile ostacolo alla crescita del commercio di gas liquefatto.

Nel complesso, affinché il gas liquefatto diventi una fonte di energia più conveniente, il costo delle forniture di GNL deve competere con successo nel prezzo con fonti di carburante alternative. Oggi la situazione è opposta, il che non impedisce lo sviluppo futuro di questo mercato.

Continuazione:

• Parte 3: Valvole a farfalla per temperature criogeniche

Durante la preparazione del materiale, sono stati utilizzati i dati dei seguenti siti:

• lngas.ru/transportation-lng/istoriya-razvitiya-gazovozov.html
• lngas.ru/transportation-lng/morskie-perevozki-spg.html
• innodigest.com/liquefied-natural-gas-LNG-as-alta/?lang=en
• expert.ru/ural/2016/16/novyij-uchastok-dlya-spg/

Progettato per il trasporto di gas naturale liquefatto ed è senza dubbio considerato il migliore in termini di attrezzatura tecnica nave gasiera, tipo Trasportatore di gas naturale liquefatto (LNGC) « Smeraldo britannico» . Divenne l'ammiraglia di una serie di quattro navi dello stesso tipo nella flotta di cisterne britannica: "Rubino britannico", "Zaffiro britannico" e "Diamante britannico".

Navi porta gas di proprietà di una società britannica BP Spedizione limitata", che svolge un ruolo di primo piano nel mercato globale del gas naturale, offrendo metodi innovativi per fornire ai clienti una risorsa così preziosa.

Tutto costruito nel 2008 presso il cantiere" Industrie pesanti Hyundai"in Corea del Sud. Nello sviluppo del progetto della nave, gli ingegneri si sono ispirati ai principi di efficienza e sicurezza.

Il primo principio è stato realizzato grazie al nuovo concetto DFDE (dual-fuel diesel-elettrico), che significa due carburanti in un unico impianto diesel-elettrico. La tecnologia DFDE consente ai motori di utilizzare come carburante i vapori di gas trasportati e in aggiunta il gasolio come standard. Questa tecnologia non è nuova, ma non è mai stata utilizzata prima su tali dispositivi. Questa innovazione dà nave gasiera unicità. Un nuovo sistema elettromeccanico è più costoso da installare, ma nel giro di un anno si ripaga da solo alta efficienza nave gasiera.

Questo principio consente di ridurre significativamente il costo del gasolio, utilizzato sulle navi di questa classe, nonché di ridurre l'emissione di sostanze nocive nell'atmosfera. Sicurezza nave gasieraè stato ottenuto principalmente attraverso il doppio scafo.

la più grande nave gasiera del mondo

nave gasiera Smeraldo britannico

la nave gasiera "British Diamond"

Nave metaniera "British Sapphire"

nave gasiera "British Ruby"

serbatoio per la gasiera

La nave metaniera "British Emerald" nel terminale

In secondo luogo, su nave gasieraè previsto un sistema che raffredda il gas nei contenitori ad una temperatura di - 160 gradi Celsius, trasformandolo così allo stato liquido, riducendo quindi il volume in un rapporto di 600: 1 e la volatilità, il che rende possibile il trasporto del gas in modo più redditizio e in sicurezza. Questo sistema ha permesso di liberare spazio, che è stato utilizzato nel processo per aumentare il volume utilizzabile. Inoltre, lo scafo mostrava elevate caratteristiche idrodinamiche, che riducevano significativamente la resistenza all'acqua.

Quattro superpetroliere di gas può facilmente entrare in 44 porti e più di 50 terminal in tutto il mondo. Sostituiscono otto precedenti "pari".

Dati tecnici della nave gasiera "British Emerald":
Lunghezza - 288 m;
Larghezza - 44 metri;
Pescaggio - 11 m;
Portata lorda: 102064 tonnellate;
Sistema di propulsione marina- quattro motori diesel-elettrici " Wartsila»;
Velocità: 20 nodi;
Autonomia di crociera: 26.000 miglia;
Equipaggio - 29 persone;

Gasiera "Christophe de Margerie", riempita con un volume di prova di gas naturale liquefatto, è arrivata per la prima volta al porto di Sabetta (Yamalo-Nenets Autonomous Okrug) lungo la rotta marittima settentrionale.

La capacità rompighiaccio e la manovrabilità della prima e finora unica gasiera per l'impianto GNL di Yamal sono state pienamente confermate dai test sul ghiaccio che si sono svolti dal 19 febbraio all'8 marzo nel Mare di Kara e nel Mare di Laptev gestiti dalla nave rompighiaccio superare molti indicatori di progettazione. "Christophe de Margerie" ha dimostrato la sua capacità di muoversi prima a poppa nel ghiaccio spesso 1,5 metri ad una velocità di 7,2 nodi (obiettivo 5 nodi) e di prua a una velocità di 2,5 nodi (obiettivo 2 nodi). Nella zona costiera a ovest dell'arcipelago Nordenskiöld "Christophe de Margerie" superò con successo, prima a poppa, una collinetta alta 4,5 m sopra il ghiaccio, profondità chiglia 12-15 m, area della sezione trasversale 650 m² .

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Nel porto di Sabetta completa il suo primo viaggio lungo la parte occidentale della Rotta del Mare del Nord. Nella Sabetta l'equipaggio della petroliera e gli operatori portuali si eserciteranno nella procedura di ingresso in porto e di ormeggio. In condizioni di ghiaccio difficili e in una piccola area portuale, questo non è facile, perché la lunghezza della nave gasiera è di 300 metri.

Unico Nave metaniera rompighiaccio "Christophe de Margerie"(Christophe de Margerie) la classe ghiaccio Arc7 è la prima delle quindici navi cisterna per gas Sovcomflot* per il progetto Yamal LNG. È in grado di funzionare a temperature fino a meno 52 gradi, mLa potenza di propulsione della nave gasiera è di 45 MW. Include propulsori di tipo Azipod. Forniscono un'elevata capacità di rottura del ghiaccio e manovrabilità e consentono l'uso del principio del movimento di poppa, necessario per superare collinette e campi di ghiaccio pesanti. Allo stesso tempo, la Christophe de Margerie** è diventata la prima nave al mondo della classe ghiaccio artico ad avere tre Azipod installati contemporaneamente.

"Christophe de Margerie" ha percorso la rotta del Mare del Nord a tempo di record >>

L'equipaggio è composto da 29 persone ed è interamente composto da marinai russi.L'organico della nave gasiera è composto da 13 persone, ognuno dei quali ha una vasta esperienza nella navigazione nell'Artico e ha inoltre seguito una formazione specializzata presso il centro di formazione Sovcomflot a San Pietroburgo.

Hanno preso parte all'evento rappresentanti del cantiere navale (Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering), fornitori chiave di attrezzature (principalmente ABB, il produttore di Azipod), organizzazioni leader di ricerca e progettazione specializzate, sia russe (Istituto di ricerca artica e antartica, Centro scientifico statale di Krylov). test sul ghiaccio) e internazionali (Aker Arctic Research Center, Hamburg Ship Model Basin).

Durante il suo primo scalo al porto di Sabetta, la nave gasiera ha effettuato con successo anche un passaggio di prova attraverso un canale marittimo appositamente creato, la sezione più difficile della baia di Ob in termini di navigazione. Il canale è stato costruito in modo che le navi di grande tonnellaggio potessero superare la barriera (banco di sabbia sottomarino) alla confluenza del fiume Ob e del mare di Kara. Unico per il bacino artico struttura ingegneristica Si prevede di operare in condizioni difficili di costante deriva del ghiaccio. Il canale è profondo 15 m, largo 295 m e lungo 50 km.

La cisterna è stata costruita tenendo conto di tutti i requisiti del Codice Polare ed è caratterizzata da un'elevata sicurezza ambientale. Insieme ai tipi tradizionali di carburante, l'unità di propulsione della nave può utilizzare gas naturale liquefatto strippato. Rispetto ai combustibili pesanti tradizionali, l’utilizzo del GNL può ridurre significativamente le emissioni di gas nocivi nell’atmosfera: ossidi di zolfo (SOx) del 90%, ossidi di azoto (NOx) dell’80% e anidride carbonica (CO2) del 15%.

La quinta cisterna per l'impianto GNL di Yamal>>

Per l'ulteriore ormeggio, la nave cisterna verrà spostata in un ormeggio tecnologico destinato allo svolgimento delle operazioni di carico per il carico delle navi cisterna con gas naturale liquefatto ottenuto presso l'impianto di lavorazione.

Informazioni sul progetto

Il progetto Yamal LNG viene implementato nella penisola di Yamal oltre il circolo polare artico sulla base del giacimento di South Tambeyskoye. L'operatore del progetto è OJSC Yamal LNG, una joint venture tra OJSC NOVATEK (50,1%), TOTAL (20%) e China National Petroleum Corporation (20%) e Silk Road Fund (9,9%).

La costruzione dell'impianto di gas naturale liquefatto verrà effettuata in tre fasi con l'avvio rispettivamente nel 2017, 2018 e 2019. Il progetto prevede la produzione annua di circa 16,5 milioni di tonnellate di gas naturale liquefatto (GNL) e fino a 1,2 milioni di tonnellate di gas condensato per la consegna ai mercati della regione Asia-Pacifico e dell'Europa.

Il costo del progetto è stimato in 27 miliardi di dollari. Quasi l'intero volume è stato contrattato: il 96% del futuro volume di GNL.L'infrastruttura logistica del progetto Yamal LNG è completamente completata. Sono pienamente operativi due posti di controllo: marittimo presso il porto della Sabetta e aereo presso l'aeroporto della Sabetta.

Base di risorse

La base delle risorse per l'attuazione del progetto Yamal LNG è il giacimento South Tambeyskoye, scoperto nel 1974 e situato nel nord-est della penisola di Yamal. La licenza per lo sviluppo del giacimento South Tambeyskoye è valida fino al 31 dicembre 2045 e appartiene a Yamal LNG OJSC.

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Sul campo è stato svolto un complesso di lavori di esplorazione geologica, tra cui l'esplorazione sismica CDP 2D e 3D, la perforazione di pozzi di prospezione e valutazione ed esplorazione, la creazione di modelli geologici e idrodinamici del campo. Sulla base dei risultati della modellazione geologica e idrodinamica è stata effettuata una valutazione delle riserve di gas e condensato di gas, che è stata approvata dalla Commissione statale per le riserve minerarie e confermata da un revisore internazionale.

Le riserve accertate e probabili del giacimento Yuzhno-Tambeyskoye secondo gli standard PRMS al 31 dicembre 2014 ammontano a 926 miliardi di m³ di gas. Il livello potenziale di produzione di gas per soddisfare il fabbisogno dell'impianto GNL supera i 27 miliardi di m³ all'anno.

Inoltre, Gazprom ha effettuato un'esplorazione geologica completa e un lavoro sismico 3D su un'area di 2.650 km nel gruppo di campi Tambey.² , sono stati perforati 14 pozzi esplorativi e l'incremento delle riserve è stato pari a 4,1 trilioni di m³ gas Così, le riserve del cluster di Tambey ammontano a 6,7 ​​trilioni di milioni³ .

Numerosi giacimenti del gruppo Tambey contengono il cosiddetto gas umido, che è caratterizzato da un elevato contenuto di etano, e la lavorazione profonda dei componenti del gas umido aumenterà senza dubbio efficienza economica sviluppo di tutte le riserve del gruppo Tambey.

Gazprom è pronta a considerare la possibilità di creare joint venture. Innanzitutto si concentreranno sulle aziende russe che hanno già competenze nel campo della liquefazione del gas e che hanno esperienza nel lavorare con le riserve di gas umido. Molto probabilmente collaboreranno con PJSC NOVATEK, che ha recentemente firmato un accordo quadro con TechnipFMC, Linde AG e JSC Research and Design Institute for Gas Processing (NIPIGAZ).

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Il documento stabilisce i termini fondamentali della cooperazione per la progettazione e l'ulteriore realizzazione di progetti di impianti GNL su una fondazione in calcestruzzo a gravità nell'ambito di Arctic LNG-2, nonché dei successivi progetti NOVATEK LNG.

NOVATEK ha inoltre firmato un accordo di licenza con Linde AG per l'acquisto di una licenza per la tecnologia di liquefazione del gas naturale per il progetto Arctic LNG-2.

L’impresa russa ha così acquisito competenze uniche nella realizzazione del progetto Yamal LNG, che consentiranno di ottimizzare la scelta di un nuovo concetto tecnologico per i futuri progetti GNL. Gli accordi firmati aprono la strada al processo decisionale sui prossimi progetti di GNL nell’Artico e mirano a migliorare significativamente la loro economia, garantendo così la competitività dei loro prodotti in qualsiasi mercato mondiale.

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Gli impianti di perforazione ARCTIC sono stati sviluppati e prodotti appositamente per il progetto. Le unità sono progettate per operare nelle difficili condizioni naturali e climatiche di Yamal; sono completamente protette dai venti, il che garantisce condizioni di lavoro confortevoli per il personale e continuità della perforazione indipendentemente dalle condizioni meteorologiche;

Impianto GNL

Un impianto GNL con una capacità di circa 16,5 milioni di tonnellate di GNL sarà costruito direttamente nel campo South Tambeyskoye, sulla riva della baia di Ob.
La costruzione utilizza un principio di installazione modulare, che riduce significativamente i costi di costruzione nelle condizioni artiche e ottimizza il programma di implementazione del progetto. Complesso industriale comprenderà tre linee di liquefazione del gas con una capacità di 5,5 milioni di tonnellate all'anno ciascuna. Il lancio della prima fase è previsto nel 2017.

In condizioni di basse temperature medie annuali nell’Artico, è necessaria meno energia specifica per la liquefazione del gas, il che consente di ottenere volumi di produzione di GNL più elevati rispetto ai progetti situati alle latitudini meridionali e che utilizzano apparecchiature simili.

Sulla Via della Seta >>

Dopo l'avvio dell'impianto, la miscela di idrocarburi proveniente dai pozzi verrà fornita, attraverso reti di raccolta del gas, ad un unico complesso integrato per la preparazione e liquefazione del gas naturale. All'ingresso del complesso avverrà la separazione: separazione delle impurità meccaniche, dell'acqua, del metanolo e della condensa dal gas. Le strutture di ingresso comprendono unità di rigenerazione del metanolo e di stabilizzazione della condensa.

Il gas separato verrà alimentato alle linee di liquefazione e successivamente sottoposto a purificazione dai gas acidi e da tracce di metanolo, essiccamento e rimozione del mercurio, estrazione dell'etano, del propano e delle frazioni idrocarburiche più pesanti. Successivamente, il gas purificato verrà fornito per il preraffreddamento e la liquefazione. Il GNL sarà fornito per lo stoccaggio in appositi serbatoi isotermici di tipo chiuso. È prevista la costruzione di quattro serbatoi del volume di 160.000 m³ ciascuno;

Il complesso integrato comprenderà anche impianti di frazionamento del gas di petrolio liquefatto, parchi stabili di stoccaggio di condensa e refrigerante, una centrale elettrica da 376 MW, servizi di centrale e sistemi di torcia.

Borgo Sabetta

Il villaggio di Sabetta, situato sulla sponda orientale della penisola di Yamal, è una roccaforte del progetto Yamal LNG. Negli anni '80 del XX secolo, a Sabetta si trovava la spedizione esplorativa Tambey per la ricerca di petrolio e gas.

Durante l'attuazione del progetto Yamal LNG, nel villaggio è stata creata una moderna infrastruttura per l'alloggio dei lavoratori edili, sono state costruite strutture ausiliarie del complesso di supporto vitale: un magazzino di stoccaggio del carburante, un locale caldaia, mense, un posto di pronto soccorso , uno stabilimento balneare, un complesso sportivo, un complesso amministrativo e di servizi, un hotel, strutture fognarie e di trattamento delle acque, magazzini per la conservazione degli alimenti. Sono in costruzione un'ulteriore sala da pranzo, una lavanderia, una caserma dei vigili del fuoco, un parcheggio riscaldato e ulteriori alloggi. Il numero massimo di dipendenti durante la fase di costruzione del progetto è di 15.000 persone.

Il porto multifunzionale di Sabetta è stato costruito nell'ambito del progetto Yamal LNG secondo i principi del partenariato pubblico-privato. La proprietà federale (il cliente della costruzione è FSUE Rosmorport) comprenderà strutture protettive per la protezione dal ghiaccio, aree acquatiche operative, canali di avvicinamento, sistemi di controllo del traffico navale e di supporto alla navigazione ed edifici di servizi marittimi. Le strutture GNL di Yamal includono ormeggi tecnologici per il trasbordo di gas naturale liquefatto e gas condensato, ormeggi per merci rotabili, ormeggi per merci edili, ormeggi per flotte portuali, magazzini, zone amministrative ed economiche, reti di ingegneria e comunicazioni.

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I confini del porto marittimo nell'area del villaggio di Sabetta sono stabiliti dal decreto del governo della Federazione Russa n. 242-r del 26 febbraio 2013. Decreto Agenzia federale dei trasporti marittimi e fluviali della Federazione Russa del 25 luglio 2014 n. KS-286-r, il porto marittimo di Sabetta è incluso nel registro dei porti marittimi della Russia.

Il porto verrà costruito in due fasi: preparatoria e principale. La fase preparatoria è la costruzione di un porto mercantile per ricevere il carico di costruzione e i moduli tecnologici dell'impianto GNL. Attualmente il porto è operativo tutto l'anno, accetta carichi tecnologici e di costruzione.
La fase principale della costruzione del porto comprende gli ormeggi tecnologici per la spedizione di GNL e gas condensato. Il porto sarà pronto ad accogliere navi cisterna per GNL nel 2017.Durante il primo trimestre del 2017, il porto marittimo ha registrato 17 scali internazionali di navi lungo la rotta del Mare del Nord, nonostante l’inizio dell’anno sia considerato il più difficile in termini di condizioni del ghiaccio.

Nella tundra a nord del Circolo Polare Artico è stato costruito un moderno aeroporto in grado di soddisfare tutti standard internazionali. Nel primo trimestre del 2017 sono già stati registrati 16 voli aerei internazionali provenienti da Belgio, Cina, Scozia e Corea del Sud.Per fare un confronto, per l'intero 2016 ci sono stati solo 11 voli internazionali. All'inizio di marzo, l'aeroporto più settentrionale della Russia, Sabetta, sulle rive del Mar di Kara, ha ricevuto per la prima volta il più grande aereo An-124 Ruslan con a bordo merci provenienti dalla Cina e componenti destinati alla costruzione del gigantesco impianto di liquefazione Yamal LNG; impianto, del peso di 67,67 tonnellate.

Il complesso aeroportuale comprende un aeroporto di categoria I ICAO, una pista di 2704 mx 46 m, hangar per aerei, un edificio di servizio e passeggeri, compreso un settore internazionale. L'aeroporto può ospitare aerei di vario tipo IL-76, A-320, Boeing-737-300, 600, 700, 800, Boeing-767-200, nonché elicotteri MI-26, MI-8. Il gestore aeroportuale è una controllata al 100% di Yamal LNG OJSC - Sabetta International Airport LLC.

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* Sovcomflot lavora nel quadro del primo progetto subartico sulla piattaforma di Sakhalin “Sakhalin-1” dal 2006. Nel 2008, la società ha iniziato a trasportare petrolio greggio come parte del progetto Varandey Arctic, attualmente servito da tre navi cisterna SCF: Vasily Dinkov, Kapitan Gotsky e Timofey Guzhenko. Al 1 marzo 2017, hanno trasportato in sicurezza oltre 51 milioni di tonnellate di petrolio Varandey. Nel 2010-2011, dopo un'attenta considerazione della questione con le imprese del Ministero dei trasporti russo, Atomflot e i noleggiatori interessati, Sovcomflot ha organizzato voli cargo sperimentali delle petroliere SCF Baltika (portata lorda - 117,1 mila tonnellate) e Vladimir Tikhonov (portata lorda - 162,4 mila tonnellate tonnellate) tramite rotte ad alta latitudine. Nel periodo dal 2010 al 2014, le navi Sovcomflot PJSC hanno effettuato 16 viaggi ad alta latitudine, grazie ai quali è stata dimostrata la possibilità di utilizzo commerciale della rotta del Mare del Nord durante la navigazione estiva e una nuova rotta in acque profonde a nord delle Isole della Nuova Siberia è stato sviluppato.

Nel 2014, Sovcomflot ha iniziato a trasportare petrolio greggio dal giacimento di Prirazlomnoye (Mare di Pechora), per servire il quale due navi cisterna SCF Arctic, la Mikhail Ulyanov e la Kirill Lavrov, sono state costruite presso i cantieri navali dell'Ammiragliato di San Pietroburgo. Alla fine di marzo di quest’anno hanno trasportato 4 milioni di tonnellate di petrolio artico.

Petrolio artico >>

Alla fine dell’autunno 2016, la Sovcomflot ha iniziato a trasportare il petrolio dal giacimento di condensato di petrolio e gas di Novoportovskoye. Per servirlo, è stata appositamente progettata e costruita una serie di navette cisterna artiche uniche: "Shturman Albanov", "Shturman Malygin", "Shturman Ovtsyn" di alta classe di ghiaccio Arc7, che consentono di superare ghiaccio fino a 1,8 metri di spessore. Le navi cisterna sono dotate di un potente sistema di propulsione costituito da due propulsori Azipod con una capacità totale di 22 MW. A marzo 2017, le petroliere trasportavano 1,3 milioni di tonnellate di petrolio di Novoportovsk.

** La flotta SCF è stata integrata dall'unica nave metaniera rompighiaccio Christophe de Margerie della classe ghiaccio Arc7, costruita per il progetto Yamal LNG (Kara Sea). Questa è la prima nave gasiera della classe Yamalmax, che non ha analoghi al mondo. La nave è stata costruita nel cantiere navale Daewoo Shipbuilding Marine Engineering (DSME) (Corea del Sud).È stato lanciato nell'ottobre 2016.Cerimonia di denominazione delle petroliere La lezione di ghiaccio "Christophe de Margerie", dal nome del defunto capo della società francese Total, si terrà a giugno a San Pietroburgo, ha riferitoL'amministratore delegato totale Patrick Pouyanne.Il costo stimato della nave gasiera è di circa 290 milioni di dollari.

Una caratteristica speciale di questa nave è la sua classe di ghiaccio Arc7, l'uso di 3 eliche di tipo Azipod, nonché l'uso del cosiddetto concetto DAS (Aker Arctic Technologies Inc.), secondo il quale la nave può spostare la prua in avanti in acque libere e a poppa in avanti in condizioni di ghiaccio, muovendosi così attraverso il ghiaccio senza l'aiuto di rompighiaccio. La nave ha due timonerie a tutti gli effetti: per il movimento a poppa e per il movimento a prua.

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Entrambi i ponti di navigazione dotato di sistema di navigazione TRANSAS MFD, composto da 12 postazioni di lavoro multifunzionali con una serie completa di applicazioni essenziali, tra cui il sistema di informazioni sulla navigazione cartografica ECDIS, la stazione radar Navi-Radar 4000, il sistema di visualizzazione delle informazioni di navigazione Navi-Conning 4000, il sistema di notifica e localizzazione degli allarmi BAMS e la stazione di pianificazione del percorso Navi -Planner 4000, che consente, con la minima partecipazione del navigatore, di navigare l'imbarcazione lungo una rotta preselezionata.

La nave è equipaggiata nel pieno rispetto dei requisiti del Registro marittimo russo (RMRS) e della comunità di classificazione internazionale BV. Tutte le apparecchiature sono progettate e testate per il funzionamento tutto l'anno in condizioni climatiche difficili con temperature fino a -52° C.

L’unicità delle apparecchiature installate da Transas risiede nel fatto che tutte le postazioni di lavoro, situate sia a prua che a poppa, sono integrate in un unico sistema completo con la possibilità di duplicare le principali funzioni delle attività operative della nave per migliorare la sicurezza della navigazione. Ciò è particolarmente importante durante l'effettiva attuazione del progetto su larga scala Yamal LNG, al quale è destinata la nave cisterna GNL Christophe de Margerie.

Basi artiche della Russia Video unico dello sbarco artico di fucili motorizzati nella terra artica di Francesco Giuseppe

sviluppo del trasporto marittimo per il trasporto del gas naturale liquefatto

Il trasporto del gas naturale liquefatto via mare ha sempre rappresentato solo una piccola parte dell’intero settore del gas naturale, che richiede ingenti investimenti nello sviluppo di giacimenti di gas, impianti di liquefazione, terminal merci e strutture di stoccaggio. Una volta costruite le prime navi per il trasporto di gas naturale liquefatto che si dimostrarono abbastanza affidabili, i cambiamenti nella loro progettazione e i rischi che ne derivavano erano indesiderabili sia per gli acquirenti che per i venditori, che erano le principali persone dei consorzi.

Anche i costruttori navali e gli armatori non hanno mostrato molta attività. Il numero di cantieri navali in costruzione per il trasporto di gas naturale liquefatto è piccolo, sebbene Spagna e Cina abbiano recentemente annunciato la loro intenzione di avviarne la costruzione.

Tuttavia, la situazione sul mercato del gas naturale liquefatto è cambiata e continua a cambiare molto rapidamente. C'erano molte persone che volevano cimentarsi in questo business.

All'inizio degli anni '50, gli sviluppi tecnologici hanno reso possibile il trasporto del gas naturale liquefatto su lunghe distanze via mare. La prima nave a trasportare gas naturale liquefatto era una nave portarinfuse convertita " Marlin Hitch", costruito nel 1945, nel quale stavano liberamente serbatoi di alluminio con isolamento esterno in balsa. è stato rinominato in " Pioniere del metano"e nel 1959 fece il suo primo volo con 5000 metri cubi. metri di carico dagli Stati Uniti al Regno Unito. Nonostante il fatto che l'acqua penetrata nella stiva bagnasse la balsa, la nave operò per un periodo piuttosto lungo fino a quando non iniziò ad essere utilizzata come deposito galleggiante.

La prima nave gasiera al mondo "Pioniere del metano"

Nel 1969, nel Regno Unito fu costruita la prima nave dedicata al gas naturale liquefatto per i viaggi dall'Algeria all'Inghilterra, chiamata La principessa del metano». Gasiera aveva serbatoi di alluminio, una turbina a vapore, nelle cui caldaie era possibile utilizzare il metano bollito.

nave gasiera "Metano Princess"

Dati tecnici della prima nave gasiera al mondo "Manthrop Princess":
Costruito nel 1964 presso il cantiere " Costruttori navali Vickers Armstong» per l'azienda operatrice « Petroliere Shell nel Regno Unito»;
Lunghezza - 189 m;
Larghezza - 25 m;
Centrale elettrica - turbina a vapore, 13750 CV;
Velocità: 17,5 nodi;
Capacità di carico: 34500 metri cubi. metano;

Dimensioni vettori di gas sono cambiati poco da allora. Nei primi 10 anni di attività commerciale sono passati da 27.500 a 125.000 metri cubi. m e successivamente aumentato a 216.000 metri cubi. m. Inizialmente, il gas bruciato era gratuito per gli armatori, poiché a causa della mancanza di gas di approvvigionamento, doveva essere rilasciato nell'atmosfera, e l'acquirente era una delle parti del consorzio. Fornire quanto più gas possibile non era l’obiettivo principale come lo è oggi. I contratti moderni includono il costo del gas bruciato e questo ricade sulle spalle dell'acquirente. Per questo motivo, l'uso del gas come combustibile o la sua liquefazione sono diventati le ragioni principali per nuove idee nella costruzione navale.

progettazione delle cisterne di carico delle navi gasiere

nave gasiera

Primo navi per il trasporto di gas naturale liquefatto avevano cisterne da carico del tipo Conch, ma non erano ampiamente utilizzate. Furono costruite un totale di sei navi con questo sistema. Si basava su vasche prismatiche autoportanti in alluminio con isolamento in balsa, successivamente sostituito da schiuma di poliuretano. Quando si costruiscono navi di grandi dimensioni fino a 165.000 metri cubi. m, volevano realizzare cisterne per il carico in acciaio al nichel, ma questi sviluppi non furono mai realizzati, poiché furono proposti progetti più economici.

I primi contenitori a membrana (serbatoi) furono costruiti su due navi gasiere nel 1969. Uno era realizzato in acciaio spesso 0,5 mm e l'altro era realizzato in acciaio inossidabile ondulato spesso 1,2 mm. Come materiali isolanti sono stati utilizzati blocchi di perlite e PVC per l'acciaio inossidabile. Ulteriori sviluppi nel processo hanno cambiato la progettazione dei serbatoi. L'isolamento è stato sostituito con pannelli di balsa e compensato. Mancava anche la seconda membrana in acciaio inossidabile. Il ruolo della seconda barriera è stato svolto da un foglio di alluminio triplex, ricoperto di vetro su entrambi i lati per maggiore resistenza.

Ma i carri armati più popolari erano del tipo MOSS. I contenitori sferici di questo sistema furono presi in prestito dalle navi che trasportavano gas di petrolio e si diffusero rapidamente. Le ragioni di questa popolarità sono l'isolamento autosufficiente, economico e la costruzione separata dalla nave.

Lo svantaggio di un serbatoio sferico è la necessità di raffreddare una grande massa di alluminio. Compagnia norvegese Muschio marittimo"Lo sviluppatore dei serbatoi di tipo MOSS ha proposto di sostituire l'isolamento interno del serbatoio con schiuma di poliuretano, ma questa proposta non è stata ancora implementata.

Fino alla fine degli anni '90 il design MOSS era dominante nella costruzione di cisterne da carico, ma negli ultimi anni, a causa delle variazioni di prezzo, quasi due terzi di quelle ordinate vettori di gas hanno serbatoi a membrana.

I serbatoi a membrana vengono costruiti solo dopo il varo. Questa è una tecnologia piuttosto costosa e richiede anche molto tempo per essere costruita: 1,5 anni.

Poiché oggi gli obiettivi principali della costruzione navale sono aumentare la capacità di carico mantenendo invariate le dimensioni dello scafo e ridurre i costi di isolamento, attualmente vengono utilizzati tre tipi principali di serbatoi di carico per le navi che trasportano gas naturale liquefatto: il tipo sferico di serbatoio "MOSS", il serbatoio a membrana tipo del sistema "Gas" Transport No. 96" e un serbatoio a membrana del sistema Technigaz Mark III. È stato sviluppato ed è in fase di implementazione il sistema “CS-1”, che è una combinazione dei sistemi a membrana sopra menzionati.

Serbatoi sferici tipo MOSS

Serbatoi a membrana del tipo Technigaz Mark III sulla nave gasiera GNL Lokoja

La progettazione dei serbatoi dipende dalla pressione massima e dalla temperatura minima di progetto. Serbatoi incorporati- costituiscono una parte strutturale dello scafo della nave e sono sottoposti agli stessi carichi dello scafo nave gasiera.

Serbatoi a membrana- non autoportante, costituito da una membrana sottile (0,5-1,2 mm), che viene sostenuta tramite isolante montato sull'involucro interno. I carichi termici sono compensati dalla qualità del metallo della membrana (nichel, leghe di alluminio).

trasporto di gas naturale liquefatto (GNL)

Il gas naturale è una miscela di idrocarburi che, dopo la liquefazione, forma un liquido limpido, incolore e inodore. Tale GNL viene solitamente trasportato e stoccato ad una temperatura prossima al punto di ebollizione, circa -160°C.

In realtà la composizione del GNL è diversa e dipende dalla fonte di origine e dal processo di liquefazione, ma il componente principale è, ovviamente, il metano. Altri componenti possono essere etano, propano, butano, pentano ed eventualmente una piccola percentuale di azoto.

Per i calcoli ingegneristici, ovviamente, vengono prese le proprietà fisiche del metano, ma per la trasmissione, quando è richiesto un calcolo accurato del valore termico e della densità, viene presa in considerazione l'effettiva composizione composita del GNL.

Durante traversata marittima, il calore viene trasferito al GNL attraverso l'isolamento del serbatoio, provocando l'evaporazione di parte del carico, fenomeno noto come evaporazione. La composizione del GNL cambia a causa dell'ebollizione, poiché i componenti più leggeri, che hanno un basso punto di ebollizione, evaporano per primi. Pertanto, il GNL scaricato ha una densità maggiore di quello caricato, una percentuale inferiore di contenuto di metano e azoto, ma una percentuale maggiore di etano, propano, butano e pentano.

Il limite di infiammabilità del metano nell'aria è compreso tra il 5 e il 14% circa in volume. Per ridurre questo limite, prima del carico, l'aria viene rimossa dai serbatoi utilizzando azoto fino a un contenuto di ossigeno del 2%. In teoria, se il contenuto di ossigeno nella miscela è inferiore al 13% rispetto alla percentuale di metano, non si verificherà un'esplosione. Il vapore evaporato del GNL è più leggero dell'aria alla temperatura di -110°C e dipende dalla composizione del GNL. A questo proposito, il vapore salirà sopra l'albero e si dissiperà rapidamente. Quando il vapore freddo viene miscelato con l'aria circostante, la miscela vapore/aria sarà chiaramente visibile come una nuvola bianca a causa della condensazione dell'umidità nell'aria. È generalmente accettato che il limite di infiammabilità di una miscela vapore/aria non si estenda molto oltre questa nuvola bianca.

riempire i serbatoi di carico con gas naturale

terminale di trattamento del gas

Prima del caricamento il gas inerte viene sostituito con metano, poiché durante il raffreddamento l'anidride carbonica contenuta nel gas inerte congela ad una temperatura di -60C° e forma una polvere bianca che intasa ugelli, valvole e filtri.

Durante lo spurgo il gas inerte viene sostituito da gas metano caldo. Questo viene fatto per rimuovere tutti i gas congelanti e completare il processo di asciugatura del serbatoio.

Il GNL viene fornito dalla riva attraverso un collettore del liquido dove entra nella linea di stripping. Successivamente viene fornito all'evaporatore del GNL e il gas metano ad una temperatura di +20°C viene fornito attraverso una linea di vapore alla parte superiore delle cisterne del carico.

Quando viene rilevato il 5% di metano all'ingresso dell'albero, il gas in fuga viene inviato a terra tramite compressori o alle caldaie tramite una linea di combustione del gas.

L'operazione è considerata completata quando il contenuto di metano misurato nella parte superiore della linea di carico supera l'80 per cento del volume. Dopo il riempimento di metano, i serbatoi di carico vengono raffreddati.

L'operazione di raffreddamento inizia subito dopo l'operazione di riempimento del metano. Per fare questo, utilizza il GNL fornito dalla riva.

Il liquido scorre attraverso il collettore del carico fino alla linea di spruzzatura e quindi nei serbatoi del carico. Una volta completato il raffreddamento dei serbatoi, il liquido viene trasferito alla linea di carico per raffreddarlo. Il raffreddamento dei serbatoi è considerato completo quando la temperatura media di ciascun serbatoio, ad eccezione dei due sensori superiori, raggiunge i -130°C o meno.

Quando viene raggiunta questa temperatura ed è presente il livello del liquido nel serbatoio, inizia il caricamento. Il vapore generato durante il raffreddamento viene restituito a riva mediante compressori o per gravità attraverso un collettore di vapore.

carico delle navi gasiere

Prima dell'avvio della pompa di carico, tutte le colonne di scarico vengono riempite con gas naturale liquefatto. Ciò si ottiene utilizzando una pompa di stripping. Lo scopo di questo riempimento è evitare il colpo d'ariete. Quindi, secondo il manuale delle operazioni di carico, viene eseguita la sequenza di avvio delle pompe e la sequenza di scarico dei serbatoi. Durante lo scarico, nei serbatoi viene mantenuta una pressione sufficiente per evitare la cavitazione e avere una buona aspirazione alle pompe di carico. Ciò si ottiene fornendo vapore dalla riva. Se è impossibile fornire vapore alla nave dalla riva, è necessario avviare l'evaporatore del GNL della nave. Lo scarico viene interrotto a livelli precalcolati, tenendo conto del resto necessario per raffreddare i serbatoi prima di arrivare al porto di carico.

Dopo aver fermato le pompe del carico, la linea di scarico viene drenata e la fornitura di vapore dalla riva viene interrotta. Lo stander costiero viene spurgato utilizzando azoto.

Prima di partire, la linea del vapore viene spurgata con azoto fino a quando il contenuto di metano non supera l'1% del volume.

sistema di protezione delle navi gassose

Prima della messa in servizio nave gasiera, dopo l'attracco o il parcheggio a lungo termine, i serbatoi del carico vengono svuotati. Questo viene fatto per evitare la formazione di ghiaccio durante il raffreddamento, nonché per evitare la formazione di sostanze aggressive nel caso in cui l'umidità si combini con alcuni componenti del gas inerte, come gli ossidi di zolfo e di azoto.

serbatoio per la gasiera

L'asciugatura dei serbatoi viene effettuata con aria secca, prodotta da un impianto di gas inerte senza il processo di combustione del carburante. Questa operazione richiede circa 24 ore per ridurre il punto di rugiada a -20°C. Questa temperatura aiuterà ad evitare la formazione di agenti aggressivi.

Carri armati moderni vettori di gas progettato con il minimo rischio di spostamento del carico. I serbatoi delle navi sono progettati per limitare la forza dell'impatto del liquido. Hanno anche un notevole margine di sicurezza. Tuttavia, l'equipaggio è sempre consapevole del potenziale rischio di caduta del carico e di possibili danni alla cisterna e alle attrezzature al suo interno.

Per evitare lo spostamento del carico, il livello inferiore del liquido viene mantenuto a non più del 10% della lunghezza del serbatoio e il livello superiore ad almeno il 70% dell'altezza del serbatoio.

La misura successiva per limitare lo spostamento del carico è limitare il movimento nave gasiera(rotolamento) e quelle condizioni che generano spruzzi. L'ampiezza degli schizzi dipende dallo stato del mare, dall'inclinazione e dalla velocità della nave.

ulteriore sviluppo delle navi gasiere

Nave cisterna per GNL in costruzione

Società di costruzioni navali" Cantieri Kvaerner Masa» è iniziata la produzione vettori di gas tipo "Moss", che ha migliorato significativamente le prestazioni economiche ed è diventato quasi il 25% più economico. Nuova generazione vettori di gas consente di aumentare lo spazio di carico con l'aiuto di serbatoi sferici espansi, di non bruciare il gas evaporato, ma di liquefarlo con l'aiuto di un UPSG compatto e di risparmiare significativamente carburante utilizzando un'installazione diesel-elettrica.

Il principio di funzionamento dell'unità di trattamento gas è il seguente: il metano viene compresso da un compressore e inviato direttamente nella cosiddetta “cold box”, nella quale il gas viene raffreddato mediante un circuito frigorifero chiuso (ciclo Brayton). L'azoto è l'agente refrigerante operativo. Il ciclo di carico è costituito da un compressore, uno scambiatore di calore a piastre criogenico, un separatore di liquido e una pompa di recupero del metano.

Il metano evaporato viene rimosso dal serbatoio tramite un comune compressore centrifugo. Il vapore di metano viene compresso a 4,5 bar e raffreddato a questa pressione a circa -160°C in uno scambiatore di calore criogenico.

Questo processo condensa gli idrocarburi allo stato liquido. La frazione di azoto presente nel vapore non può condensare in queste condizioni e rimane sotto forma di bolle di gas nel metano liquido. La successiva fase di separazione avviene nel separatore di liquidi, da dove il metano liquido viene scaricato nel serbatoio. In questo momento, il gas di azoto e parzialmente i vapori di idrocarburi vengono rilasciati nell'atmosfera o bruciati.

La temperatura criogenica viene creata all'interno della “scatola fredda” mediante il metodo di compressione-espansione ciclica dell'azoto. Il gas di azoto con una pressione di 13,5 bar viene compresso a 57 bar in un compressore centrifugo a tre stadi e dopo ogni stadio viene raffreddato con acqua.

Dopo l'ultimo refrigeratore, l'azoto passa nella sezione “calda” dello scambiatore di calore criogenico, dove viene raffreddato a -110°C, e poi espanso ad una pressione di 14,4 bar nel quarto stadio del compressore, l'espansore.

Il gas esce dall'espansore ad una temperatura di circa -163C° per poi entrare nella parte “fredda” dello scambiatore di calore, dove si raffredda e liquefa i vapori di metano. L'azoto passa quindi attraverso la parte "calda" dello scambiatore di calore prima di essere aspirato nel compressore a tre stadi.

L'unità di espansione dell'azoto è un compressore centrifugo integrato a quattro stadi con uno stadio di espansione e favorisce un'installazione compatta, costi ridotti, un migliore controllo del raffreddamento e un consumo energetico ridotto.

Quindi, se qualcuno vuole nave gasiera lascia il tuo curriculum e come si suol dire: “ Sette piedi sotto la chiglia».