本発明は、a)熱交換器を使用する液化天然ガス(LNG)などの低温流体(cold fluid)の加温、および、b)結果として得られる流体の無補償(uncompensated)岩塩洞窟における貯蔵に関する。代案となる実施形態においては、従来の気化システムも、無補償岩塩洞窟における貯蔵に先立って低温流体を加温するために使用することができる。
米国で使用される天然ガスの多くはペルシャ湾岸地域で生産されている。海上および陸上の双方には、この天然ガスをガス井坑口設備から市場に輸送する広範なパイプライン網がある。天然ガスは世界の他の地域においても産出されるが、ガスを市場に輸送するためのパイプライン網のない場合がある。業界では、この種の天然ガスはしばしば「孤立した(stranded)」と称される。なぜなら、準備の整った市場またはパイプラインへの接続がないからである。その結果、原油と同時に産出されるこの孤立したガスは、しばしば、炎を上げて燃やされている。これは「余剰ガス焼却(flared off)」と呼ばれることがある。
孤立したガスをさらに有効に利用するために、様々なビジネスの概念が開発された。1つのそのような概念は、石油化学プラントのための供給原料としてガスを使用するために、天然ガスの産出源の近くに石油化学プラントを建設することである。この目的のために、いくつかのアンモニアおよび尿素のプラントが世界中に建設されている。
他の手法は、産出源またはその近くで天然ガスを液化し、船舶を介して受け入れターミナルにLNGを輸送することである。LNGの受け入れ施設において、LNGは輸送船から降ろされ、沿岸に位置する極低温タンクに貯蔵される。ある時点で、LNGは極低温貯蔵タンクから従来の気化システムまで輸送され、ガス化される。続いて、ガスはパイプラインを介して市場に送られる。この工程の開始において、液化は体積でLNGの9〜10%を消費することがある。この工程の終了において、ガス化は体積でLNGのさらに2〜3%を消費することがある。出願人の知るところでは、現在の従来のLNG施設において、気化器システムを使用した後に、結果として得られたガスを岩塩洞窟に貯蔵するものはない。むしろ、気化器を備えた従来のLNG施設は、結果として得られるガスの全てを市場への輸送のためにパイプラインまで輸送している。
現在、全世界では100隻を超えるLNG輸送船が運行しており、さらに多くが発注されている。LNG輸送船は、−250°F(約−156.7℃)以下で、大気圧付近または大気圧をわずかに超える圧力で極低温液体としてLNGを輸送するために特別に設計されている。さらに、この船はLNGで航行し、約40フィート(12.192m)の一定した喫水を維持するために釣り合わせ注水されている。現在運行中のLNG船は大きさおよび積載容量が様々であるが、その一部は約30億立方フィート(約8,500万m3)(約84万バレル)以上のガスを積載する。今後の船の中には、より大きな50億立方フィート(14,160万m3)にもなる容量さえ有する可能性のある船もある。LNGが液体として輸送される理由の1つは、それの占める空間がより小さいからである。
世界中には多くのLNG施設がある。米国には、2カ所のLNG受け入れ施設(1つはマサチューセッツ州Everettに位置し、また、1つはルイジアナ州Lake Charlesの南に位置する)が現在稼働しており、2カ所(1つはメリーランド州Cove Pointに位置し、1つはジョージア州Elba Islandに位置する)は改造中である。いくつかの異なるコンツェルンによって、米国でのさらに多くのLNG施設の建設が発表されている。
米国のLNG受け入れ施設は、LNGをガスに変換するための荷降ろし用のポンプと設備、極低温貯蔵タンク、および、従来の気化システムを典型的に含む。ガスは、パイプラインを介して市場に輸送される前に、従来の設備を使用して香り付けすることができる。LNGターミナルは需要最盛期の緩和または基本負荷施設として典型的に設計されている。基本負荷LNG気化は、天然ガス分配システムに対して季節的に、または、需要最盛期に増加する要求量のために、周期的な気化よりも基本負荷のためのLNGのほとんど一定した気化を必要とするシステムに適用される用語である。典型的な基本負荷LNG施設では、LNG船が、LNGを荷降ろしするために3〜5日毎に到着する。LNGは液体(約−250°F(約−156.7℃))として船からLNG貯蔵タンクにポンプで汲み出され、低圧(約1大気圧)の液体として貯蔵される。LNGを船から陸上の極低温貯蔵タンクにポンプで汲み出すには、典型的に12時間以上かかることがある。
LNG輸送船は建造するために1億ドル以上の費用がかかることがある。したがって、LNGを可能な限り迅速に荷降ろしすることが好都合であり、そうすれば、船は航海に戻り、次の荷を積み込むことができる。典型的な米国のLNG基本負荷施設は、様々に異なるもののそれぞれ25万〜40万バレル(約39,750〜63,600m3)の容量を持つ3または4基の極低温貯蔵タンクを有する。現在のLNG船の多くは約84万バレル(約133,560m3)の容量を有する。したがって、1隻のLNG船からの積荷全体を収容するためには、いくつかの極低温タンクが必要である。これらのタンクは、再びほとんど空になるまで、他の船からLNGを受け入れるためには利用できない。
従来の基本負荷LNGターミナルは、極低温タンクからのLNGを継続的に気化し、市場への輸送のためにそれをパイプラインにポンプで汲み出している。そのため、各輸送船間の間隔(3〜5日間)の間に、施設はLNGをガスに変換(再ガス化、ガス化、または、気化と呼ばれる)し、この工程が次の船荷のための余地を作るために極低温タンクを空にする。LNG受け入れガス化ターミナルは、1日当たり10億立方フィート(BCFD)(約2,833万m3)のガスを余分に生産することができる。つまり、輸送船は数日ごとに到着することができるが、基本負荷施設におけるLNGの気化は全般的に継続する。当業者によく知られている従来の気化器システムは、LNGを使用可能なガスにまで加温し、変換するために使用されている。LNGは気化器システム内で約−250°F(約−156.7℃)から加温され、パイプラインに輸送できるようになる前に液相から使用可能なガスに変換される。残念ながら、ガスの一部は、気化工程中に熱源として使用されるか、または、大気温の流体が使用される場合、非常に大型の熱交換器が必要となる。LNGを低温流体から使用可能なガスに変換するためのより経済的な方法論に対する必要性がある。
LNG極低温貯蔵タンクは建設および維持するために高価である。さらに、極低温タンクは地表にあり、テロリストへの魅力的な目標を提供している。したがって、基本負荷および需要最盛期緩和用の施設のために、LNGを受け入れて貯蔵するための新しい方法に対する必要性がある。特に、高価な極低温貯蔵タンクに対する必要性を排除する新しい方法を開発する必要性がある。さらに重要なことに、大量の可燃性材料を貯蔵するためのより安全な方法に対する必要性がある。
世界には、異なるタイプの多くの岩塩累層がある。これらの岩塩累層の全てではないが、一部は炭化水素の洞窟貯蔵に適する。例えば、「ドーム状」タイプの岩塩は、洞窟貯蔵に通常適する。米国には300を超える岩塩ドームがあり、その多くは岸から離れた領海水域に位置している。岩塩ドームはメキシコ、東北ブラジル、およびヨーロッパを含む世界の他の地域にも存在することも知られている。岩塩ドームは90°F(約32.2℃)以上の中心部温度を有することができる塩の固体形成物である。岩塩ドームには井戸を掘ることができ、洞窟を作るためにその井戸を介して岩塩内に真水を注入することができる。炭化水素の岩塩洞窟貯蔵は、石油およびガス産業において十分に確立された証明済みの技術である。岩塩洞窟は大量の流体を貯蔵することができる。岩塩洞窟は高い送出能力を有し、最も重要なことはそれらが非常に安全なことである。例えば、U.S.Strategic Petroleum Reserveは、現在、ルイジアナ、およびテキサス、すなわちテキサス州Bryan Moundの岩塩洞窟に約6億バレル(約9,540万m3)の原油を貯蔵している。
ドーム状岩塩に真水が注入されると、岩塩は溶解し、したがって、高濃度塩水を作り、これは地上に戻される。さらに多くの真水が岩塩ドームに注入されるにつれ、洞窟は大きくなる。多くの岩塩ドームの頂部はしばしば1,500フィート(約457.2m)未満の深さに見出される。岩塩洞窟は長さが最大1,500フィート(約457.2m)になり、300万と1,500万バレル(約47.7万と238.5万m3)との間で変化する容量を有することができる細長い空間である。最大のものは約4,000万バレル(636万m3)である。各洞窟自体は、岩塩の累層によって完全に囲まれている必要があり、そうであれば、囲んでいる層または他の洞窟には何も出て行かない。複数の洞窟は、典型的に単一の岩塩ドーム内に形成される。現在、1,000を超える岩塩洞窟が炭化水素を貯蔵するために米国およびカナダで使用されている。
岩塩洞窟貯蔵では、補償式および無補償式の2つの異なる従来技術が使用されている。補償洞窟においては、洞窟の外に炭化水素または他の産出物を押し退けるために、岩塩洞窟の底部に高濃度塩水または水がポンプで注入される。産出物は高濃度塩水の上に浮く。産出物が洞窟内に注入されると、高濃度塩水が押し出される。炭化水素は高濃度塩水とは混合せず、補償岩塩洞窟で使用するための理想的な流体となっている。無補償貯蔵洞窟においては置換する液体が使用されない。無補償岩塩洞窟は、一般に、ガス井から産出された天然ガスを貯蔵するために使用されている。天然ガスを無補償岩塩洞窟に注入するためには高圧圧縮機が使用される。洞窟内には、岩塩の下降漸動(creep)による洞窟の閉鎖を防止するために多少の天然ガスが常に残されていなければならない。無補償洞窟内に常に残されていなければならないガスの体積は、業界では「クッション」と呼ばれることがある。このガスは、洞窟内で維持されなければならない最低貯蔵圧力を提供する。再び出願人の知るところでは、現在のLNG受け入れ施設で、LNGをタンカーから取り出し、気化してから、結果として得られたガスを岩塩洞窟に貯蔵するものはない。
天然ガスの貯蔵のための無補償岩塩洞窟は、好ましくは、約+40°Fから+140°F(約4.4から60℃)の温度範囲、かつ、1,500から4,000g/平方インチ(約232.5から620.0g/cm2)で稼働する。0°F(約−17.8℃)未満の温度の極低温流体が洞窟にポンプで注入された場合、岩塩の熱破砕が発生し、岩塩洞窟の完全性を劣化させる可能性がある。この理由のため、非常に低い温度のLNGは従来の岩塩洞窟に貯蔵することができない。流体が岩塩洞窟にポンプで注入され、その流体が140°F(60℃)を超える場合、その流体は下降漸動を促進し、岩塩洞窟の容積を減少させる。
本発明はBishop One−Step Processと呼ばれる。これは、高価な極低温貯蔵タンクに対する必要性を排除する。本発明は、LNGの圧力を約1大気圧から約1200g/平方インチ(約185.99g/cm2)以上に上げるために、高圧ポンピングシステムを使用する。圧力のこの上昇は、LNGの状態を極低温液体から高密度相天然ガス(DPNG)に変化させる。本発明は、DPNGの温度を約−250°Fから約+40°F(約−156.7℃から約4.4℃)に上げるために海上または陸上に設置されるBishop Process熱交換器と呼ばれる独特な熱交換器も使用し、それにより、加温されたDPNGは、無補償岩塩洞窟に貯蔵することができる。加えて、DPNGは、累層が漏れないことを条件として、他のタイプの岩塩層にも貯蔵することができる。これらの技術の全ては、従来の地表に設置される極低温貯蔵タンクの必要性を排除する。Strategic Petroleum Preserveによる岩塩洞窟貯蔵システムの使用によって実証されるように、浅い地下での貯蔵は従来のシステムより安全である。本発明を使用して、一旦LNGが加温され、液体からDPNGに変換されれば、DPNGは、市場への輸送のために絞りバルブまたは減圧弁を介してパイプラインに転送することができる。代案となる実施形態において、無補償岩塩洞窟における貯蔵に先立ってLNGをガス化するために、従来の気化器システムも使用することができる。
米国特許第5,511,905号は本出願の被譲渡人によって所有されている。William M.Bishopは本出願および上記’905号特許の共同発明者として掲げられている。この従来技術特許は、無補償岩塩洞窟において熱交換器を使用して(約90°F(約32.2℃)の)高濃度塩水を使用するLNGの加温を開示する。この従来技術特許は、無補償岩塩洞窟における高密度相での貯蔵を教示する。’905号特許は、無補償岩塩洞窟の使用を開示していない。’905号特許は、低温流体を地表における熱交換器を使用して加温することができることも開示する。地表熱交換器は、タンカーから荷降ろしされつつある低温流体がパイプラインを介した輸送のために加熱される場合に使用することができる。地表熱交換器を通過する高濃度塩水は地下の洞窟よりも、むしろ高濃度塩水の池からポンプで汲み出すことができる。
米国特許第6,298,671号はBP Amoco Corporationに所有され、Method for Producing,Transporting,Offloading,Storing and Distributing Natural Gas to a Marketplaceに対するものである。この特許は、天然ガス産出田である第1の離れて位置する地下累層からの天然ガスの産出を教示する。天然ガスは液化され、他の場所に出荷される。LNGは再ガス化され、以前は産出ガス井のシステムの建設を行う価値のある十分な量でガスを産出し、浅い地下の累層から天然ガスの市場への分配のための施設および分配用パイプラインを集めていた、枯渇または少なくとも部分的に枯渇した地下累層である、天然ガスを貯蔵することができる第2の地下累層に注入される。この特許は、32°F(0℃)からの水和物形成レベルを超えて約80°F(約26.7℃)までの温度、および約200から約2500g/平方インチ(約30.1から約387.5g/cm2)の圧力での枯渇または部分的に枯渇した天然ガス田への再ガス化された天然ガスの注入を教示する。この特許は岩塩洞窟には言及していない。この特許は高密度相またはその重要性には言及していない。さらに、枯渇または部分的に枯渇したガス貯蔵層の注入および送出の能力には限界があり、これは岩塩洞窟貯蔵には存在しない。加えて、枯渇した貯蔵層と注入されたガスとの間の温度の相違が枯渇した貯蔵層自体において問題を起こし、これは岩塩洞窟貯蔵には存在しない。これらの多くの理由の全てのために、岩塩洞窟は、近代的なLNG施設における使用のために、極低温貯蔵タンクまたは枯渇したガス貯蔵層より好ましい。
Bishop One−Step Processは、陸上に設置された熱交換器、または、海上でプラットフォーム上にもしくは海中に設置された熱交換器を使用して低温流体を加温し、結果として得られるDPNGを無補償岩塩洞窟に貯蔵する。代案となる実施形態において、従来のLNG気化器システムも、無補償岩塩洞窟での貯蔵またはパイプラインを介した輸送に先立って低温流体をガス化するために使用することができる。
本明細書において使用される用語「低温流体」とは、液化天然ガス(LNG)、液化石油ガス(LPG)、液体水素、液体ヘリウム、液化オレフィン、液化プロパン、液化ブタン、冷蔵圧縮天然ガス、および、0°F(約−17.8℃)未満の温度に維持され、そのため、ガスとしてよりも液体として輸送することができる他の流体を意味する。本発明の熱交換器は、低温流体の温度を上げるために高温な流体を使用する。熱交換器で使用される温暖流体は、以下、加温体(warmant)と呼ぶ。加温体は淡水でも海水でもよい。工業的な処理からの他の加温体は、そのような処理において使用される液体を冷却することが所望される場合に使用することができる。
Bishop One−Step Processなどの水平な流れの配置構成において熱交換を達成するためには、低温流体が、高密度相または臨界の相に維持されるような温度および圧力にあることが重要であり、そうすれば、所望の温度への低温流体の加温の間に低温流体中で相変化が起こらない。このことは、成層作用、キャビテーション、およびヴェーパーロックなどの2相流に関連した問題を排除する。
高密度相または臨界相は、流体が、その流体についての圧力−温度相図(図9を参照)の2相包絡線の外側にある時の流体の状態として定義される。この状態においては、液体とガスとの間の区別がなく、加温に対する密度の変化は、相の変化を伴わずに徐々に起こる。このことは、Bishop One−Step Processの熱交換器が、2相ガス液体流に伴う問題である成層作用、キャビテーション、およびヴェーパーロックを低減または回避することを可能にする。
図1は、浅い地下の様々な貯蔵施設および/またはパイプラインへの供給のために、低温流体を高密度相流体に変換するためのドック横熱交換器を含むBishop One−Step Processにおいて使用される装置の概略図である(図1は縮尺通りに描いていない)。陸上施設の全体は全体的に番号19で識別される。海水20は地球24の表面22の全てではないが、多くを覆っている。様々なタイプの地層および累層が地球24の表面22の下方に形成されている。例えば、岩塩ドーム26はペルシャ湾岸地域の陸地27と海の双方に沿った共通の累層である。
ガス井32は地表22から地球24を介して岩塩ドーム26に延びる。無補償岩塩洞窟34は、当業者にはよく知られている技術を使用して岩塩ドーム26内に侵食形成されている。他のガス井36は地表22から地球24、岩塩ドーム26を介して、第2の無補償岩塩洞窟38に延びる。陸地27または海側28の双方の他の深さに発生する岩塩ドームも適切とすることができるが、岩塩ドーム26の上部表面40は、好ましくは地球の地表22の下方約1,500フィート(約457.2m)に位置する。典型的な洞窟34は地球24の地表22の下方2,500フィート(約762m)に設けることができ、2,000フィート(約609.6m)の概略高さを有し、約200フィート(約61m)の直径を有することができる。洞窟34の大きさおよび容積は様々である。岩塩ドームおよび岩塩洞窟は完全に陸地27にも、完全に海側28にも、または、その間のどこかにも見出されることがある。パイプライン42は地球24の地表22の下方に設置されている。
ドック44は、図示しない港の底部46上に建設されている。低温流体輸送船48はドック44に係留されている。低温流体輸送船48は、低温流体51を貯蔵するために使用される複数の極低温タンク50を典型的に有する。低温流体は、0°F(約−17.8℃)未満の温度を有する液体として極低温タンク50において輸送される。低圧ポンプシステム52は、低温流体51の荷降ろしを容易にするために、極低温タンク50内または輸送船48上に配置される。
低温流体輸送船48がドック44に係留された後、ホースおよび積み込み用自在アームを含むことができる、ドック44上の多関節配管システム54が、輸送船48上の低圧ポンプシステム52に接続される。多関節配管システム54の他端は、ドック44上またはその近くに設置される高圧ポンプシステム56に接続される。LNG産業では、垂直なもの、多段深井戸タービン型、多段水中用、および多段水平用を含む様々なタイプのポンプが使用される。
荷降ろし処理を開始する時刻になると、低圧ポンプシステム52および高圧ポンプシステム56は、低温流体51を、輸送船48上の極低温タンク50からホース、積み込み用自在アーム、および多関節配管54と、さらに追加の配管58を介して、本発明で使用される熱交換器62の取入れ口60に輸送する。低温流体51は、高圧ポンプシステム56を出ると、ポンプによって加えられた圧力のために、高密度相流体64に変換されている。用語「高密度相」は図9に関連して以下にさらに詳細に検討する。Bishop Process熱交換器62は、低温流体を、下流側の要件によって約+40°F(約4.4℃)以上に加温する。この熱交換器は、重力に関して流れの向きに関係なく、熱交換処理において成層作用、位相変化、キャビテーション、およびヴェーパーロックが発生しないことを確実にするために、流体の高密度状態および流れについての高いフルード数を利用する。これらの条件は加温処理に不可欠であり、図9に関連して以下に詳細に検討する。低温流体51は、熱交換器62の排出口63を出ると、高密度相流体64になっている。図2でより良く分かるように、熱交換器62の内部の、極低温対応パイプ系61の膨張および収縮に対応するために、熱交換器62の排出口63に、自在継ぎ手65または延長継ぎ手が接続される(高ニッケル鋼はパイプ系61に適することがある)。
パイプ系70は熱交換器62をガス井戸36上に設置されるガス井坑口設備72に接続する。追加のパイプ系74は、熱交換器62をガス井32上に設置される他のガス井坑口設備76に接続する。高圧ポンプシステム56は、高密度相流体64を自在継ぎ手65、パイプ系70を介して、ガス井坑口設備72、ガス井36を介して、無補償岩塩洞窟38内へ輸送するために十分な圧力を発生する。同様に、高圧ポンプシステム56からの圧力は、高密度相流体64を、自在継ぎ手65、パイプ系70および74を介して、ガス井坑口設備76およびガス井32を介して無補償岩塩洞窟34内へ輸送するために十分である。したがって、高密度流体64は無補償岩塩洞窟34および38内へ、貯蔵のために、ガス井32および36を介して注入することができる。
加えて、高密度相流体64は、熱交換器62からパイプ系78を介して、パイプライン42の取入れ口86に追加の浅い地下または地上のパイプ系84を介して接続する絞りバルブ80または減圧弁に輸送されることができる。続いて、高密度相流体64はパイプライン42を介して市場まで輸送される(パイプライン42は地上にあってもよい)。
追加のポンプが必要であれば、この概略図には示さない適切な場所でパイプシステムに追加することができる。低温流体51は、図示しない内陸の水路、鉄道、または、トラックを介して施設19にも供給することができる。
図2はBishop Process熱交換器62の拡大断面図である(図2は縮尺通りに描いていない)。図2に示すように、熱交換器62は1つの部分または複数の部分から形成することができる。熱交換器62に使用される部分の数は、施設19の空間的な配置構成および全体的な占有面積、低温流体51の温度、加温体99の温度、および他の要因に依存する。熱交換器62は、第1の部分100および第2の部分102を含む。本明細書において使用される用語「加温体」とは、(河川の水を含めた)淡水19もしくは海水20、または、その流体が冷却されることを必要とする処理、すなわち、凝結処理に関与する流体を含めた他のいずれの適する流体も意味する。
熱交換器62の第1の部分100は、極低温対応中央パイプ61および外部導管104を含む。(この低温応用例においては、高ニッケル鋼パイプが適切なことがある。)極低温対応内部導管61は複数の中央定置用支持体106、108および110によって外部導管104の中央またはその付近に配置される。
加温体99は熱交換器62の第1の部分100の環状領域101を介して流れる。環状領域101は極低温対応パイプ61の外径および外部導管104の内径によって画定される。
熱交換器62の第2の部分102も極低温対応パイプ61および外部導管112によって同様に形成される。極低温対応パイプ61は、複数の中央定置用支持体114、116および118によって、多かれ少なかれ、外部導管112の中央に定置される。中央定置用支持体106、108、110、114、116および118の全ては図6に示すものと全般に同じに形成される。
池と呼ばれることもある第1の地表貯蔵槽120、および第2の地表貯蔵槽122は、陸地27の熱交換器62の近くに形成され、加温体99を保管するために使用される。パイプ系124は第1の貯蔵槽120を低圧ポンプ126に接続する。パイプ系128は、貯蔵槽122と熱交換器62の第1の部分100との間の流体の連絡を可能にするために、低圧ポンプ126をポート130に接続する。加温体は、流れの矢印で示すように環状領域101を介して流れ、流れの矢印で示すようにポート132において熱交換器62の第1の部分100を出る。追加のパイプ系134はポート132を第2の貯蔵槽122と接続する。
パイプ系136は、第1の貯蔵槽120を低圧ポンプ138に接続する。パイプ系140は低圧138を熱交換器62の第2の部分102内に形成されるポート142と接続する。加温体は、第1の貯蔵槽120からポンプ138を介して、極低温対応パイプ61の外径と外部導管パイプ112の内径との間の環状領域103内にポンプで送られる。加温体99は、流れの矢印で示すように、熱交換器62の第2の部分102の環状領域103を介して流れ、パイプ146によって第2の貯蔵槽122に接続されるポート144において出る。低温流体51は、低温液体として熱交換器62の取入れ口60に入り、温暖な高密度相流体64として排出口63を出る。極低温対応パイプ61は、極低温対応パイプ61の膨張および収縮を吸収するために自在継ぎ手65に接続される。自在継ぎ手65の下流側の全てのパイプ系は極低温対応ではない。
図2の並列流配置構成において、熱交換器62は加温体99を第1の地表貯蔵槽120から第1の部分100を介して第2の貯蔵槽122に輸送する。同様に、追加の加温体が第1の貯蔵槽120から熱交換器62の第2の部分102を介して第2の貯蔵槽122に輸送される。時間が経つと、加温体99の体積および第1の貯蔵槽120の体積は減少し、第2の貯蔵槽122内の加温体99の体積は増加する。したがって、図3においてより良く分かる逆流配置に移ることが必要となり、そうすれば、加温体99は第2の貯蔵槽122から第1の貯蔵槽120に輸送し戻すことができる。逆流の必要性を回避する代案実施形態において、加温体99は第1の部分100から点線で示すパイプ系148を介して、第1の貯蔵槽120に戻すことができ、熱交換器62の第1の部分100を介した継続的な並列流を可能にする。類似する配置において、第2の貯蔵槽102からの加温体は、第2の貯蔵槽122から点線で示すパイプ系150を介してポンプ138に輸送される。このように、加温体99は熱交換器62の第2の部分102を介した並列流において継続的に循環される。加温体99として河川の水が使用される場合、地表の池120および122は必要ない。代わりに、パイプ系124は、パイプ系136、134および146が行うように、河川に接続する。河川の水が加温体99として使用されると、それは自身の水源に常に戻され、パイプ系はそれに従って修正される。
熱交換器62の凍結を回避することは重要である。凍結は加温体94の流れを遮断し、熱交換器62を稼働不能にする。着氷を低減または排除することも重要である。着氷は熱交換器62の効率を下げる。したがって、パイプ61内の低温流体51が熱交換器62の第1の部分100の環状領域101内の加温体99と最初に遭遇する番号63によって全体が識別される領域を、注意深く設計することが必要である。ここで、ポート130および環状領域101を遮断することがあるパイプ61での加温体99の凍結を防止または低減することが重要である。ほとんどの場合、凍結が問題とならないように流速およびパイプの直径比を選択することが可能である。例えば、高密度相天然ガスが加温処理中に4の係数で膨張する場合、熱の釣り合いは加温体の流速が取入れ口の高密度相の流速の4倍であることが必要となることを示す。このことは、2つの経路における摩擦損失を釣り合わせるための2つ(外部パイプ/内部パイプ)の間の直径比をもたらす。しかし、もし両直径がより近ければ、熱伝達速度は改善される。最適な比は約1.5である。条件が極端な場合では、この領域63における極低温対応パイプ61の壁の熱絶縁を高めることによって、局所的な凍結を防止することが可能である。これを行うための1つの方法は、単にパイプ61の壁の厚さを増加させることである。これには、到達するまでに低温流体51が既にある程度まで加温されている下流側の加温機能の一部を推進する効果があり、凍結の可能性が低減されている。これは、熱交換器の長さも増大させることができる。
図3は、逆流モードのBishop Process熱交換器62の拡大断面図である。(図3は縮尺通りには描いていない。)流れの矢印で示すように、加温体99は第2の貯蔵槽122からパイプ系200、ポンプ202、パイプ系204、ポート144を介して熱交換器62の第2の部分102の環状領域103に輸送される。加温体99はポート142を介して環状領域103を出て、パイプ系206を介して第1の貯蔵槽120に進行する。流れの矢印で示すように、低圧ポンプ138は、加温体99を、第2の貯蔵槽122からパイプ系150、206、およびポート132を介して熱交換器62の第1の部分100の環状領域101に輸送する。加温体99は第1の部分100の環状領域102を出て、ポート130およびパイプ系210を介して第1の貯蔵槽120に戻る。この逆流循環は、加温体99のほとんどが第2の貯蔵槽122から戻って第1の貯蔵槽120に輸送されるまで継続する。
代案の流れの配置において、加温体99はポート142を介して環状領域103を出て、点線で示すパイプ系212を介して第2の貯蔵槽122に戻り、第2の貯蔵槽122からそれへの連続したループを形成する。同様に、加温体99は、第1の貯蔵槽120から点線で示すパイプ系214を介してポンプ138、パイプ系206に、ポート132を介して、熱交換器62の第1の部分100の環状領域101に輸送することができる。続いて、加温体はポート130およびパイプ系210を介して第1の貯蔵槽120に戻される。
熱交換器62の設計および地表の貯蔵槽の数は利用可能な空間の大きさおよび加温体99の周囲の温度を含む多くの要因によって決定される。例えば、加温体99が80°F(約26.7℃)を超える平均温度を有する場合、熱交換器62は1つの部分のみを必要とすればよい。しかし、加温体99が平均で80°F(約26.7℃)未満である場合は、図2および3に示す2区画設計などの2つまたは3つの区画が必要となることがある。比較的浅く、大きな表面積を有する地表貯蔵槽はこの目的のために望ましい。なぜなら、それらが太陽光集光器として機能し、晴れた日には加温体99の温度を上昇させるからである。この代案配置は、第1の貯蔵槽120からそれへの連続した逆流ループを構成する。代案において、加温体として河川の水が使用されている場合、貯蔵槽は必要とされないことがある。河川の水の場合、水は単に河川に戻すことができる。
この仮説に基づいた実施例は、図1に示すようにドック横またはその付近で行われるBishop One−Step Processのために広範な稼働パラメータを与えるために設計されているに過ぎない。施設19を設計する時は、使用される低温流体および加温体のタイプを含めて、多くの要因が考慮されなければならない。温度と圧力のセンサ、流量測定センサ、過剰圧力の解放弁、減圧弁、およびバルブを含むが、これらに限定されない処理の測定、制御、および、安全のための従来の計測設備は、必要に応じて施設に含まれる。パイプの形状と長さ、流速、低温流体と加温体の双方についての温度と比熱を含めて、様々な入力パラメータも考慮されなければならない。無補償岩塩洞窟のタイプ、大きさ、温度、および圧力を含めて、様々な出力パラメータも考慮されなければならない。パイプラインへの直接の供給のために、パイプの形状、圧力、長さ、流速、および温度などの他の出力パラメータも考慮されなければならない。凍結を防止するための他の設計パラメータは、熱交換器の各部分の取入れ口および排出口での加温体の温度、貯蔵槽内の温度、および初期接触領域63の温度を含む。他の重要な設計考慮事項は、低温流体輸送船の大きさ、船が完全に荷降ろしされ、航海に戻されなければならない時間間隔を含む。
輸送船48上の極低温タンク50に80万バレルのLNG(125,000m3)が約1気圧および−250°F(約−156.7℃)以下で貯蔵されていると仮定する。低圧ポンプシステム52は以下の一般的な稼働パラメータを有する。すなわち、約60g/平方インチ(4bar)の圧力を発生させるために約600馬力で約22,000gpm(5,000m3/時間)。摩擦損失により、約40g/平方インチが高圧ポンプシステム56の取り入れ分に供給される。高圧ポンプシステム56はLNGの圧力を典型的に1,860g/平方インチ(120bar)以上に引上げ、そのため、低温流体51は、高圧ポンプシステム56を出た後に高密度相となる。高圧ポンプシステム56には、各々が1,860g/平方インチ(120bar)の圧力上昇で2,200gpm(500m3/時間)の公称汲み出し速度を備える約10台のポンプがあり、無補償岩塩洞窟34および38への注入のために利用可能な約1,900g/平方インチ(123bar)を得る。10台の高圧ポンプシステムのために必要な総馬力は約24,000馬力である。これは、無補償岩塩洞窟が完全に圧力がかけられた時、すなわち、それらが完全に充填された時に必要な最大パワーを表す。平均充填速度は22,000gpm(5,000m3/時間)より大きいことがある。注入ガス井32および36の13 3/8インチ(約34.0cm)の公称直径のパイプ、約30億立方フィート(約8,500万m3)の最低総容積を有する約4つの無補償岩塩洞窟を仮定する。LNGの体積は、無補償岩塩洞窟での最終的な圧力にもよるが、熱交換処理の間に一般に係数2〜4で膨張する。より大型の注入ガス井は、より大きな流量が必要となる場合により多くの洞窟とともに実現可能である。
加温体99のためのポンプ124および138は、約60g/平方インチ(4bar)で約44,000gpm(10,000m3/時間)の組合せ流速を備えた大容量低圧ポンプシステムである。熱交換器62を通る加温体の流速は、極低温対応チューブ系61を通るLNGの流速の約2から4倍である。加温体の流速は加温体の温度および熱交換器の部分の数に依存する。(各部分は独立した加温体注入点を有する。)加温体は、熱交換器62の効率を向上させるために、腐食および詰まりの防止のための処理を施すことができる。高密度相流体64は、熱交換器62を通過するにつれ加温され、膨張する。これが膨張するにつれ、熱交換器全体にわたって速度が上昇する。
22,000gpmのLNGの流速を仮定すると、熱交換器62は約13 3/8インチ(約34.0cm)の公称外径を備えた極低温対応中央パイプ61を有することができ、外部導管104および112は約20インチ(約50.8cm)の公称外径を有することができる。高密度相流体64が約40°F(約4.4℃)の温度に到達することを、加温体の温度および他の要因が可能にするとすれば、熱交換器62の全体的な長さは十分長い。このことは、数千フィート、かつ、恐らく5,000フィート(約1,524m)近くの全体的な長さをもたらす。複数の加温体注入点および並列流ラインはこの長さを大幅に短縮することができる。受け入れ地点から貯蔵空間までの距離によっては、この長さが問題とはならないことがある。施設の規模および予備に対する必要性によっては、並列になった複数のシステムも使用することができる。パイプの大きさおよび長さは、LNGの流れを独立した並列経路に分割することによって、大幅に低減することができる。2基の並列になった熱交換器62は約8インチ(約20.3cm)の公称外径を備えた極低温対応中央パイプ61を有することができ、外部導管104および112は約12インチ(約30.5cm)の公称外径を有することができる。並列熱交換器62の使用は材料の利用可能性、建設の容易さ、および貯蔵までの距離に依存する設計の選択肢である。
加えて、熱交換器62は直線である必要がない。空間を節約するため、または、他の理由のために、熱交換器62はS字型のデザインまたは螺旋型のデザインなどのいかなる経路も採用することができる。熱交換器62は、様々なデザイン要件に適応するために、90度の肘部および180度の戻り部を有することができる。
高密度相流体64が無補償岩塩洞窟34に貯蔵される場合、岩塩洞窟34の最低稼働圧力を決定することが最初に必要となる。例えば、仮説に基づくと、無補償洞窟34が約2,500g/平方インチ(約387.5g/cm2)の最大稼働圧力を有する場合、高圧ポンプシステム56は2,800g/平方インチ(約434.0g/cm2)以上でポンプ汲み出しする能力を有する。当然、最大値未満での稼働も可能であるが、高密度相を維持するために、圧力が約1,200g/平方インチ(約186.0g/cm2)を超えることを条件とする。
低温流体51が加熱され、パイプライン42に直接に輸送される場合は、パイプラインの稼働圧力を決定することが最初に必要となる。例えば、仮説に基づけば、パイプラインが1,000g/平方インチ(約155.0cm2)で稼働する場合、温度−圧力相図によれば、流体64の高密度相を維持するために、高圧ポンプシステム56はそれでも1,200g/平方フィート(186.0gcm2)を超える圧力で稼働することが必要となることがある。高密度相流体64は、圧力をパイプライン稼働圧力に低下させるために、パイプライン42に入る前に絞りバルブ80または減圧弁を通過する。2相流の形成を防止するために、すなわち、形成しないように流体を保つために、加熱がこの点において必要となることがある。逆に、熱交換器は、その後の膨張および冷却が流体を高密度相の外に出すことがないように、温度を上昇させるために長くすることができる。
高密度相流体64は、無補償洞窟34および38に注入された後、必要となるまで貯蔵することができる。高密度相流体64はパイプラインの稼働圧力を十分に超えた圧力で無補償岩塩洞窟に貯蔵することができる。したがって、岩塩洞窟34および38から高密度相流体を輸送するために必要なことは、ガス井坑口設備72および76上の図示しないバルブを開き、高密度相流体に、高密度相流体の稼働圧力をパイプラインに対応した圧力に低下させる絞りバルブ80または減圧弁を通過させることだけである。結論として、流れの矢印で示すように、ガス井32は無補償岩塩洞窟34を充填または空にするための双方で機能する。同様に、流れの矢印で示すように、ガス井36は岩塩洞窟38を充填または空にするための双方で機能する。
図4は、船が海上28に係留されている時にBishop One−Step Processで使用される装置の概略図である。(図4は縮尺通りには描いていない。)施設298は海上28に位置し、施設299は陸上27に位置する。海上施設298は陸地から数マイルとすることができ、海底パイプライン242によって陸上施設299に接続される。
海底Bishop Process熱交換器220はプラットフォーム226の付近の海底222上に位置することができる。図示しない代案実施形態において、熱交換器220は海水20の海水面21の上方のプラットフォーム226上に設置することができる。図示しない第2の代案実施形態において、熱交換器220はプラットフォーム226の(図5において最もよく分かる)脚部227上またはそれらの間に設置することができる。脚部227上またはそれらの間に設置された時、熱交換器220の全体または部分は海水20の海水面21の下方にあってもよい。係留/ドック入れ装置224は海底222に固定され、低温流体輸送船48が海上28で係留されることを可能にする。同様に、プラットフォーム226は、海底222に固定されて以下に説明する設備および稼働のために安定した施設を提供する脚部227を有する。
低温流体輸送船48が係留/ドック入れ装置228に問題なく固定された後、多関節パイプ系、ホース、および積み込み用自在アーム228は、極低温タンク50内または輸送船48上に位置する低圧ポンプシステム52に接続される。多関節パイプ系228の他端はプラットフォーム226上に位置する高圧ポンプシステム230に接続される。追加の極低温対応パイプ系232は高圧ポンプシステム230を海底熱交換器220の取入れ口234に接続する。
低温流体51は、高圧ポンプシステム230を通過した後、高密度相流体64に変換されており、続いて、熱交換器220を通過する。流体64は熱交換器220を通過する際に高密度相に留まる。熱交換器220の排出口236は自在継ぎ手238または拡張継ぎ手に接続される。熱交換器220内の極低温対応パイプ系235は自在継ぎ手238の一端に接続し、非極低温パイプ系240は自在継ぎ手238の他端に接続する。これは、極低温対応パイプ系235の膨張および収縮を可能にする。海底パイプライン242は非極低温対応パイプ系から形成される。
海底パイプライン242はガス井坑口設備76に接続し、これはガス井32および無補償岩塩洞窟34に接続する。再び、ガス井坑口設備76上の図示しないバルブを開くことによって、高密度相流体64は海底パイプライン242からガス井32を介して輸送され、貯蔵のために無補償岩塩洞窟34に注入することができる。
加えて、高密度相流体64は、圧力を低下させて高密度相流体64が市場への輸送のためにパイプ系84を介してパイプライン42の取入れ口86に通過することを可能にする絞りバルブ80または減圧弁に、海底パイプライン242を介して輸送することができる。
十分な量の高密度相流体64が岩塩洞窟34に貯蔵された後、ガス井坑口設備76上の図示しないバルブを閉めることができる。これは、無補償岩塩洞窟34における圧力下での高密度相流体64を隔離する。高密度相流体64を無補償岩塩洞窟34からパイプライン42へ輸送するために、ガス井坑口設備76上の図示しない他のバルブが開かれ、無補償岩塩洞窟34において圧力下にある高密度相流体が絞りバルブ80または減圧弁およびパイプ84を介してパイプライン42に移動することを可能にする。
無補償岩塩洞窟34内の圧力がパイプライン42内の圧力より高いため、高密度相流体を市場に出すために必要なことは、高密度相流体64が絞りバルブ80を通過することを可能にするガス井坑口設備76上の図示しない1つまたは複数のバルブを開くことだけである。流れの矢印で示すように、ガス井32は、高密度相流体64を無補償岩塩洞窟34に注入し、取り出すために使用される。
図5は、図4の海上施設298および海底Bishop Process熱交換器220の拡大図である。(図5は縮尺通りには描いていない。)海底熱交換器220は第1の部分250および第2の部分252を含む。極低温対応パイプ系235は複数の中央定置用支持体258、260、262および264によって外部導管254および256の中間に定置される。海底熱交換器220において使用されるこれらの中央定置用支持体は、図6においてより良く分かる地表に設置された熱交換器62において使用される中央定置用支持体と同一である。膨張および収縮を可能にするために中央定置用支持体と外部導管254および256との間には多少の滑りが許容されなければならない。
低温流体51は低温流体輸送船48上の極低温貯蔵タンク50を出て、多関節パイプ系228を介してプラットフォーム226上に位置する高圧ポンプシステム230に低圧ポンプ52によって汲み出される。続いて、低温流体51はパイプ系232を介して海底熱交換器220の取入れ口234に流れる。パイプ系228、232および235は低温流体51に対して極低温対応でなければならない。
海底熱交換器220は加温体99として海水20を使用する。加温体はプラットフォーム226上のパイプ系246に入り、低圧加温体ポンプ244を通過する。加温体ポンプ244は水中にあってもよい。パイプ系248は低圧加温体ポンプ244を熱交換器220の第1の部分250上の取入れ口ポート266に接続する。加温体99は極低温対応パイプ235の外径とパイプ254の内径との間の環状領域268を通過する。続いて、流れの矢印で示すように、加温体99は排出口ポート270を出る。水中低圧ポンプ272は追加の加温体99を熱交換器220の第2の部分252に汲み出す。代案において、ポンプ272はプラットフォーム226上に位置することもできる。流れの矢印で示すように、加温体は取入れ口ポート274を通過して環状領域276に流れる。環状領域276は極低温対応パイプ235の外径と外部導管256の内径との間にある。流れの矢印で示すように、加温体99は排出口ポート278を介して第2の部分252を出る。
低温流体51は高密度相流体64として取入れ口234において熱交換器に入る一方、高密度相流体として熱交換器220の排出口236を出る。極低温対応パイプ235は自在継ぎ手238または延長継ぎ手によって非極低温対応パイプ240に接続される。これは、海底パイプライン242の残りの部分が、極低温対応鋼より安価な典型的な炭素鋼で建設されることを可能にする。熱交換器220は熱交換器62の内部の凍結を回避するように、および着氷を低減または回避するように設計しなければならない。熱交換器62に適用される既に検討した同様の設計検討事項は、熱交換器220にも適用される。
この仮説に基づく実施例は、図4および5に示す海側で実施されるBishop One−Step Processのための広範な稼働パラメータを与えるためにのみ設計されている。低温流体のタイプおよび使用される加温体の温度を含めて、多くの要因が施設298および299を設計する時に考慮されなければならない。温度と圧力のセンサ、流量測定センサ、過剰圧力の解放弁、減圧弁、およびバルブを含むが、これらに限定されない処理の測定、制御、および安全のための従来の計測設備は必要に応じて施設に含まれる。パイプの形状と長さ、流速、低温流体と加温体の双方についての温度と比熱を含めて、様々な入力パラメータも考慮されなければならない。無補償岩塩洞窟のタイプ、大きさ、温度、および圧力を含めて、様々な出力パラメータも考慮されなければならない。パイプラインへの直接の供給のために、パイプの形状、圧力、長さ、流速、および温度などの他の出力パラメータも考慮されなければならない。凍結を防止するための他の設計パラメータは、熱交換器の各部分の取入れ口および排出口での加温体の温度、および初期接触領域235の温度を含む。他の重要な設計考慮事項は、低温流体輸送船の大きさ、船が完全に荷降ろしされ、航海に戻されなければならない時間間隔を含む。
輸送船48上の極低温タンク50に800,000バレルのLNG(125,000m3)が約1気圧および−250°F(約−156.7℃)以下で貯蔵されていると仮定する。低温流体輸送船48は係船柱224、または、単点係留/ドック入れ装置もしくは複数の錨が付いた係留/ドック入れ綱などの他の何らかの適する係留/ドック入れ装置に係留される。LNGは低圧ポンプシステム52を介して船48から、ホース、積み込み用自在アーム、および/または、多関節パイプ系228を介して、プラットフォーム226上の高圧ポンプシステム230に流れる。高密度相流体64は高圧ポンプシステム230の排出口を出て、熱交換器220に入る。熱交換器220は海底222上に示すが、既に検討したように他の場所に位置することもできる。同じく、熱交換器222は実施例1において既に検討したように様々な形状を想定することができる。
周囲に加熱される気化器(Ambientheated vaporizers)は従来のLNG施設において知られている(AGA LNG Information Book,1981のOperating Section Reportの69頁を参照)。上記のOperating Section Reportによれば、「ほとんどの基本負荷(周囲に加熱される)気化器は熱源として海または河川の水を使用する」。開放ラック式気化器と時々呼ばれるものがある。情報および確信に基づけば、従来の開放ラック気化器は、1,000〜1,200g/平方インチ(約155.0〜186.0g/cm2)の付近の圧力で一般に稼働する。これらの開放ラック式気化器は、Bishop One−Step Processで使用される熱交換器62および220とは異なる。
本発明で使用する熱交換器と従来の開放ラック式気化器との比較。
第一に、Bishop One−Step Processの熱交換器は無補償岩塩洞窟への注入に適する高圧に容易に対応する。典型的に、従来の気化器システムは1,200g/平方インチ(約186.0g/cm2)を超える稼働圧力に対しては設計されていない。
第二に、従来の各開放ラック式気化器の送出能力は、Bishop One−Step Processで使用する熱交換器の送出能力より実質的に低い。情報および確信に基づけば、1台のBishop One−Step Process熱交換器によって達成することができる所望の送出能力を達成するためには、何台かの開放ラック式気化器を一列で(in a bank)使用しなければならない。
第三に、従来の開放ラック式気化器は、Bishop One−Step Processの熱交換器より氷の形成および凍結の問題を起こしやすいとも考えられている。この問題を回避する気化器は、環境への危険をもたらす水とグリコールの混合物を時々使用する。
第四に、Bishop One−Step Processで使用する熱交換器は、流体を過熱することに加えて、無補償岩塩洞窟またはパイプラインへの必要な経路を提供する。交換器の長さは必要な代案設計を使用することによって変化させることができる。
第五に、Bishop One−Step Processで使用する熱交換器は、殺生物剤と同様に洗浄のために容易に水洗される。これを行う際に、目詰まりの可能性はほとんどない。
第六に、Bishop One−Step Processで使用する熱交換器の建設は、広範に入手可能な材料から非常に簡単であり、現場で行うことができる。
第七に、Bishop One−Step Processで使用する熱交換器は、設計を変更せずに広範な低温流体、LNG、エチレン、プロパンなどを収容することができる。
第八に、Bishop One−Step Processで海側で使用する熱交換器はほとんど空間を使用せず(なぜなら、海底上に置くことができるため)、これはプラットフォーム上でも高度に有利である。重量の寄与もほとんど無視できる。
第九に、そして、上記の特徴の全てに依存して、Bishop One−Step Processで使用する熱交換器は、資本および操業の双方において非常に低コストである。
第十に、従来の開放ラック式気化器は陸地に置かれたLNG施設の一部である極低温貯蔵タンクからLNGを供給される。Bishop One−Step Processで使用する熱交換器は低温流体輸送船上にある極低温タンクからLNGを供給される。Bishop One−Step Processは、陸上施設の一部としては極低温貯蔵タンクを必要としない。
開放ラック式気化器のこれらの性能の問題のいくつかを認識して、大阪ガス株式会社は、加温体として海水を使用するSUPERORVと呼ぶ新しい気化器を開発した。SUPERORVおよび従来の開放ラック式気化器の図面は大阪ガス株式会社のウェブサイト(www.osakagas.co.jp)に示す。Bishop One−Step Processで使用する熱交換器との間で上記に掲げた相違は、同様に、SUPERORVにも適用可能であると確信する。
図6は図2の直線6−6に沿った熱交換器の第1の部分の断面図である。(図6は縮尺通りに描いていない。)同軸熱交換器62は低温および高圧の業務に適する材料で形成される中央パイプ61を含む一方、外部導管104はこの業務に適さない材料であってもよい。これは、外部導管104が、淡水19または海水20などの加温体99を輸送するために必要とされる如くのプラスチック、ガラス繊維、または、高度に耐腐食性または耐目詰まり性とすることができる他の何らかの材料から形成されることを可能にする。中央パイプ61の外径と外部導管104の内径との間の環状領域101は、目詰まりに対して化学的に周期的に処理される必要がある可能性がある。中央パイプ61は典型的に耐腐食特性を有する。
中央パイプ61には、これを外部導管104内で中央に維持するための従来の中央定置用支持体108が装備される。これは2つの機能を提供する。中央定置は加温が均一になることを可能にし、したがって、コールドスポットおよび応力の発生を最小に抑える。恐らくより重要なことに、支持されて中央定置された位置は、内部パイプ61が温度の大きな変化と共に膨張および収縮することを可能にする。中央定置用支持体108はパイプ61を取り囲むハブ107および外部導管104の内部表面に接触する複数の脚部109を有する。脚部109は外部導管104に恒久的には装着されず、内部パイプ61および外部導管104の独立した動きを許容する。動きの自由は本発明の稼働において重要である。図1の地表に設置された熱交換器62における膨張および収縮をさらに許容するために、排出口63は自在継ぎ手65に接続され、これは、同じく非極低温対応パイプ70にも接続する。図4および5の海底熱交換器220においても同様に、排出口236は自在継ぎ手238に接続され、これは、同じく非極低温対応パイプ系240にも接続される。本発明で使用する中央定置用支持体の全ては、外部導管とは独立した極低温対応内部パイプの動き(膨張、収縮、および伸長)を、いずれに対しても重大な摩滅および不要な磨耗を引き起こすことなく可能にする。極低温対応パイプ系を通過する低温流体51は、明確さのために図6、7および8において斜線を施した。
図7はBishop One−Step Processで使用する熱交換器の代案実施形態の断面図である。図7の代案実施形態において、中央極低温対応パイプ300は中央定置用支持体304によって中間極低温対応パイプ302の内部に中央定置される。中間パイプ302は中央定置用支持体305によって外部導管104の内部に中央定置される。中央定置用支持体305は中央定置用支持体ハブ302を有し、これは複数の脚部306によって平面に保持される。環状領域308は中間パイプ302の外径と外部導管104の内径との間に規定される。加温体99は環状領域308を通過する。脚部306は、極低温対応パイプが外部導体104とは独立して膨張および縮小することを可能にするために、外部導管104の内部に恒久的に装着されてはいない。加温体99は中央パイプ300も通過する。低温流体51は中央パイプ300の外径と中央定置用支持体ハブ302の内径との間の環状領域309を通過する。環状領域309内の低温流体51は明確さのために図7において斜線を施した。図7の代案設計はより大きな熱交換面積を有し、したがって、図7の代案設計を使用する熱交換器の長さは図6の設計より短くすることができる。比較的短い熱交換器が好ましい可能性のある状況では、図7の代案設計は図6の設計より適する可能性がある。一部の状況では、より短くさえある熱交換器を開発することが必要である可能性がある。
図8は、Bishop One−Step Processで使用される熱交換器の第2の代案実施形態の断面図である。内部極低温対応パイプ320、322、324および326は結束保持され、複数の中央定置用支持体327によって外部導管104の内部に中央定置される。中央定置用支持体327は中央定置用支持体ハブ328を有する。内部パイプ320、322、324および326は、低温流体51を搬送していることを示すために斜線を施した。中央定置用支持体ハブ328は脚部330によって外部導管104の中間に位置し、これらは外部導管104に恒久的に装着されるわけではない。加温体99は環状領域334を通過する。図8の代案実施形態は図7に示す設計より短い長さの熱交換器さえ可能にする。空間が貴重であれば、図7および図8などの代案設計が適する可能性があり、熱インターフェイスの面積を増加させる他の設計も利用することができる。
図9は天然ガスの温度−圧力相図である。天然ガスは低分子量炭化水素の混合物である。その組成は約85%のメタン、10%のエタン、および、主にプロパン、ブタン、および窒素で構成される残りの部分である。ガス相と液体相が共存できるようにした条件下での流れの状態では、以下に検討するポンプ、パイプ系、および熱伝達の問題が深刻になる可能性がある。これは流れが垂直から分かれる場合に特に著しい。米国特許第5,511,905号明細書に示されるような下方垂直の流れにおいて、液体の速度は、妨害のない流れを維持するために、いかなる発生したガス相の立ち上がり速度も超えることのみが必要である。2相流体を伴う水平の流れが近づいた場合、ガスは成層作用を起こすことがあり、熱交換器を妨害し、極端な場合、ヴェイパーロックを起こす。空洞化も問題となることがある。
本発明において、これらの問題は、低温流体51が高圧ポンプシステム56または230によって高密度相流体64に変換されること、および、a)それが熱交換器62または220を通過する間、および、b)無補償岩塩洞窟に貯蔵されている時に、高密度相に維持されることを保証することによって回避される。高密度相は、別個の相が存在できないほどに温度および圧力が十分高い時に存在する。本発明が同様に適用される純粋な物質において、これは臨界点において知られている。天然ガスなどの混合物において、高密度相は広範な状態にわたって存在する。図9において、高密度相は、流体の温度および圧力の状態が2相包絡線(図面内の斜線部分)の外側にある限り存在する。本発明は高密度相の特性を利用し、それによって、相図のクリコンデンバール350の上方の、または、クリコンデンサーム352の右にある点から開始すると、温度または圧力の上昇に伴う相の変化はない。このことは、熱交換器62または220内で流体が加温され、膨張するに従った密度の対応する徐々の減少に伴う温度の徐々の上昇を許容する。その結果は、密度成層作用効果が重大とならない場合の流れの処理である。したがって、低温流体51の稼働圧力は、熱交換器62または220および下流側のパイプ系および貯蔵において流体64を高密度相に置く。いくつかの天然ガス組成の場合、高密度相の維持は、図9の実施例に示す約1,200g/平方インチ(約185.99g/cm2)とは異なる圧力を必要とする。
流体を高密度相に閉じ込めておく効果は、層状の、または、成層した流れのための流れの形態を規定する密度計測上のフルード数Fの分析によって説明される。すなわち、
ここで、Vは流体の速度、gは重力による加速度、Dはパイプの直径、および、γは流体の密度であり、Δγは流体密度の変化である。Fが大きい場合、流体の動きの支配的な式で成層作用に関与する項は式から欠落する。現実的な例として、フルード数が1から2の範囲に上昇すると、閉鎖システム内の2相流は一般に全ての成層作用を失う。本発明において、フルード数の値は数百の範囲にあり、これはいずれの密度変化の完全な混合も保証する。これらの大きい値は、高密度相流においては上記の式中の項Δγ/γが小さいという事実によって保証される。
フルード数の測定は、高圧ポンプシステム56および230の下流、および熱交換器62および220内で行う。言い換えれば、フルード数は、Bishop One−Step Processを使用すると、高圧ポンプシステム56および230の下流のパイプ系、および熱交換器62および220における成層作用を防止するために十分大きくなる。典型的に、10を超えるフルード数は成層作用を防止する。従来の熱交換器は高密度相を生成するために十分高い圧力および温度では通常は稼働せず、相変化の問題は他の手段によって回避することができることに注意されたい。
結論として、本発明を使用すると、低温流体51は、高圧ポンプシステム56または230を出る際、および、その後、熱交換器62および220を通過する際、および、無補償岩塩洞窟に貯蔵される間、圧力によって高密度相に保たれる。
図10は本発明の代案実施形態の概略図である。陸上の施設310は、貯蔵または輸送に先立って低温流体51を加温するために従来の気化器システム260を使用する。
従来のLNG施設はLNGを荷降ろしし、それを液体として陸上で極低温貯蔵タンクに貯蔵する。従来の施設においては、続いて、LNGは、液体を加温し、ガスに変換するために従来の気化器システムを通過させられる。ガスは香り付けされ、ガスを市場に輸送するパイプラインに送られる。従来のLNG気化器システムの簡略フロー図は、参照によって本明細書に組み込まれるAGA LNG Information Book、1981のOperating Section Reportの図4.1に示す。この文献の第64頁に検討されるように、加熱気化器、集積加熱気化器と遠隔加熱気化器、周辺環境気化器、および処理気化器を含めて、様々なタイプの気化器が知られている。輸送船48を迅速に荷降ろしする能力を有するなら、知られているこれらの気化器のいずれも図10の気化器システム260で使用することができるが、それらが下流での無補償岩塩洞窟への注入のために必要な圧力に耐えることが条件となる。
図10に示す代案実施形態において、低温流体51は、極低温貯蔵タンク50内または船舶48上に位置する高圧ポンプシステム52によって輸送船48から荷降ろしされる。低温流体51は、ドック44上またはその近くに位置する他の高圧ポンプシステム56に多関節パイプ系54を介して通過する。続いて、流体59は従来の気化器260の取入れ口262にさらに多くのパイプ系58を介して通過する。流体59は取入れ口261から気化器260を介して排出口264に流れる。実施例1および2とは異なり、この代案実施形態においては、流体が気化器を通過する間、流体を高密度相に置くことは必要でなく、大きなフルード数も必要とされない。必要でなくても、高密度相の使用は同様に許容できる。したがって、この代案実施形態における流体には異なる番号、すなわち、「59」を割り当てた。流体59は非極低温パイプ系70およびガス井坑口設備72を通過し、ガス井36を介して無補償岩塩洞窟38に流れる。同様に、流体59は非極低温パイプ系74、ガス井坑口設備76、ガス井32を介して無補償岩塩洞窟34に流れることができる。無補償岩塩洞窟34および38が満たされると、ガス井坑口設備76および72上の図示しないバルブは、ガスを無補償岩塩洞窟34および38に貯蔵するために閉じることができる。
典型的に、流体59は、パイプライン圧力を超える圧力で貯蔵される。したがって、無補償岩塩洞窟34および38から流体59を輸送するために必要なことは、ガス井坑口設備76および72上の図示しないバルブを開いて、ガス320がパイプ系78、および絞りバルブ80または減圧弁、パイプ系84を介してパイプライン42の取り入れ口86に流れることを可能にすることだけである。いくつかの追加の加熱は、パイプラインに入る前にガスに対して必要となることがある。したがって、ガス井32および36は無補償岩塩洞窟34および38に流体59を注入するために使用され、ガス井は貯蔵された流体59がパイプライン42に輸送される時にそれのための排出口としても使用される。したがって、図面中の流れの矢印はガス井32および36の二重性の特徴を示す双方の方向に進んでいる。
この仮説に基づいた実施例は、図10に示すような後続の無補償岩塩洞窟での貯蔵および/またはパイプラインを介した輸送を備える低温流体の加温のための気化器システムを含む代案実施形態のための広範な稼働パラメータを与えるために設計されているに過ぎない。従来のLNG施設とは異なり、図10の陸上施設310では極低温タンクが使用されない。(既に述べたように、輸送船48は極低温タンク50を確かに含む。)この代案実施形態では、上記の実施例で検討した同軸熱交換器62および220の代わりに、従来技術で設計される気化器システム260が使用される。(従来の気化器システムは典型的に1,000〜1,200g/平方インチ(約155.0〜186.0g/cm2)の範囲で稼働する。)従来技術で設計される気化器システム260は、無補償岩塩洞窟に関連したより高い圧力(1,500〜2,500g/平方インチ(約232.5から387.5g/cm2))を受け入れるために改変される必要がある。施設310を設計する時は、使用される低温流体および加温体のタイプを含めて、多くの要因を考慮しなければならない。温度と圧力のセンサ、流量測定センサ、過剰圧力の解放弁、減圧弁、およびバルブを含むが、これらに限定されない処理の測定、制御、および、安全のための従来の計測設備は、必要に応じて施設に含まれる。パイプの形状と長さ、流速、低温流体と加温体の双方についての温度と比熱を含めて、様々な入力パラメータも考慮されなければならない。無補償岩塩洞窟のタイプ、大きさ、温度、および圧力を含めて、様々な出力パラメータも考慮されなければならない。パイプラインへの直接の供給のために、パイプの形状、圧力、長さ、流速、および温度などの他の出力パラメータも考慮されなければならない。他の重要な設計考慮事項は、低温流体輸送船の大きさ、船が完全に荷降ろしされ、航海に戻されなければならない時間間隔を含む。
複数の気化器システム260は所望の流速に到達するために必要となる可能性がある。この代案実施形態で使用される気化器システムは、浅い地下への注入のために必要なより高い圧力に耐えるために、1,500〜2,500g/平方インチ(約232.5から387.5g/cm2)の範囲の稼働圧力に耐えるように設計しなければならない。
従来の気化器システムは成層作用を伴って機能するように設計されている。実施例1および2とは異なり、この代案実施形態においては、流体が気化器を通過する間、流体を高密度相に置くことは必要でなく、大きなフルード数も必要とされない。必要でなくても、高密度相の使用は同様に許容できる。
図10を参照すると、LNGは高圧ポンプシステム52を使用して輸送船48からホースまたは積み込み用自在アーム54を介して高圧ポンプシステム56に汲み出される。流体59はそれが加温される気化器システム260を通過する。続いて、流体59は無補償岩塩洞窟に注入される。輸送船48からの荷降ろし速度と貯蔵圧力が同じであるため、実施例1で説明したポンプおよび流速の特性は実施例3にも適用できる。
この処理は従来のLNG施設に対していくつかの長所を有する。この代案実施形態において、極低温貯蔵タンクに対する必要性はない。流体59は、地上に設置された従来の極低温貯蔵タンクより安全な無補償岩塩洞窟内に貯蔵される。出願人の知るところでは、現在の従来のLNG施設で、従来の気化器を使用した後にガスを無補償岩塩洞窟に貯蔵するものはない。
ドック横熱交換器、岩塩洞窟、およびパイプラインを含むBishop One−Step Processにおいて使用される装置の概略図である。
図1の熱交換器の拡大断面図である。流れの矢印は並列流路を示す。地表の貯水池または池は加温体を保管するために使用される。
矢印がここでは逆流路を示すことを除き、図2の熱交換器の断面図である。地表の貯水池または池は加温体を保管するために使用される。
海底に設置された熱交換器、岩塩洞窟、およびパイプラインを含むBishop One−Step Processにおいて使用される装置の概略図である。
海底に設置された並列流熱交換器を示す、図4の設備の一部の拡大断面図である。
図2の直線6−6に沿った熱交換器の一部の断面図である。
熱交換器の代案実施形態の断面図である。
熱交換器の第2の代案実施形態の断面図である。
天然ガスについての温度−圧力相図である。
最初に極低温貯蔵タンクに行かない、その後に岩塩洞窟での貯蔵を伴う低温流体のガス化のための気化器システムを含む代案実施形態の概略図である。