JP2005513383A - 低温流体の加温と貯蔵のための方法と装置 - Google Patents

Abstract

孤立した天然ガスは時々液化され、ガスを使用できる他の国々に輸送船で送られる。従来の受け入れターミナルは、液化天然ガス（ＬＮＧ）が船から降ろされた後、それを貯蔵するために大規模な極低温貯蔵タンクを使用する。本発明は従来の極低温貯蔵タンクに対する必要性を排除し、代わりに、産出物を貯蔵するために無補償岩塩洞窟を使用する。本発明は、岩塩洞窟での貯蔵に先立ってＬＮＧを加温するために、Ｂｉｓｈｏｐ Ｐｒｏｃｅｓｓ熱交換器と呼ばれる特別な熱交換器を使用することができるか、または、本発明は従来の気化器システムを使用することができ、そのうちのいくつかはより高い稼働圧力に対応するために補強かつ強化することができる。１つの実施形態において、ＬＮＧはより高い圧力に汲み出され、熱交換器および無補償岩塩洞窟に輸送される前に高密度相天然ガスに変換される。

Description

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ｍ^３）（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ｍ^３）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３９，７５０〜６３，６００ｍ^３）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１３３，５６０ｍ^３）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ｍ^３）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ｍ^３）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ｍ^３）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ｍ^３）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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（１２５，０００ｍ^３）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（５，０００ｍ^３／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（５００ｍ^３／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（５，０００ｍ^３／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ｍ^３）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（１０，０００ｍ^３／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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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１５５．０ｃｍ^２）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（１８６．０ｇｃｍ^２）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（１２５，０００ｍ^３）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２）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／ｃｍ^２））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／ｃｍ^２）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。

Claims (10)

1. 流体取扱い施設であって、
   極低温液体を搬送する少なくとも１隻の輸送船を固定するための施設と、
   前記輸送船から前記極低温液体を荷降ろしするために、十分な圧力および容量を持つ第１段ポンプ汲み出しシステムと、
   前記極低温液体を高密度相に変換するために前記極低温液体の圧力を上昇させる第２段ポンプ汲み出しシステムであって、細長い筒状熱交換器を介して前記高密度相流体を移動させるため、および無補償岩塩洞窟内に前記高密度相流体を輸送するために、十分な圧力および体積も提供するシステムと、
   海水、淡水、および工業的処理からの加温体からなるグループから選択される加温体を使用して、前記高密度相流体を無補償岩塩洞窟に対応する温度に加温する熱交換器とを含み、
   熱交換器が少なくとも１つの極低温対応内部導管および極低温非対応外部導管を有する、流体取扱い施設。
2. 前記少なくとも１隻の輸送船を固定するための施設は、ドック、海上プラットフォーム、係船柱、単点係留／ドック入れ、および複数の錨の付いた係留／ドック入れ綱からなるグループより選択される請求項１に記載の施設。
3. 前記熱交換器は単一段同軸陸上設置設計、単一段同軸海中設置設計、多段同軸陸上設置設計、および多段同軸海中設置設計からなるグループより選択される請求項１に記載の施設。
4. 前記熱交換器は稼働中に１０を超えるフルード数を有する請求項１に記載の施設。
5. 流体を無補償岩塩洞窟に貯蔵するため、および、それから放出するため、およびパイプラインを介した市場への流通のための方法であって、
   極低温液体を搬送する輸送船を係留／ドック入れ施設に固定する工程と、
   前記輸送船から前記極低温液体を荷降ろしする工程と、
   前記極低温液体を高密度相流体に変換するために十分な圧力で、前記極低温液体を、海水、淡水、および工業的処理からの加温体からなるグループより選択される加温体を使用して前記高密度相流体が無補償岩塩洞窟に対応する温度に加温される熱交換器を介して、汲み出す工程と、
   加温された高密度相流体を前記無補償岩塩洞窟に搬送する工程、および、
   前記加温された高密度相流体を無補償岩塩洞窟からパイプラインを介して市場に放出する工程を含む方法。
6. 前記係留／ドック入れ施設は、ドック、海上プラットフォーム、係船柱、単点係留／ドック入れ、および複数の錨の付いた係留／ドック入れ綱からなるグループより選択される請求項５に記載の方法。
7. 前記熱交換器は単一段同軸陸上設置設計、単一段同軸海中設置設計、多段同軸陸上設置設計、および多段同軸海中設置設計からなるグループより選択される請求項５に記載の方法。
8. 前記熱交換器は稼働中に１０を超えるフルード数を有する請求項５に記載の方法。
9. 液化天然ガス（ＬＮＧ）ターミナルであって、
   少なくとも１隻のＬＮＧ船のための係留／ドック入れ施設と、
   前記ＬＮＧを前記ＬＮＧ船から第２段ポンプシステムに輸送するための第１段ポンプシステムと、
   前記ＬＮＧを、従来の気化器システムを介して無補償岩塩洞窟に移動するための十分な圧力を提供する第２段ポンプシステムであって、前記気化器システムは第２段ポンプシステムの圧力に耐えるための十分な補強を有するシステム、および、
   海水、淡水、および工業的処理からの加温体からなるグループより選択される加温体を使用して、前記ＬＮＧを、無補償岩塩洞窟に対応する温度に加温する従来の気化器システムを含むターミナル。
10. 流体を無補償岩塩洞窟に貯蔵するため、および、それから放出するため、およびパイプラインを介した市場への流通のための方法であって、
    輸送船を係留／ドック入れ施設に固定する工程であって、前記輸送船は極低温液体を搬送する工程と、
    前記極低温液体を前記輸送船からポンプシステムに輸送する工程と、
    前記極低温液体が無補償岩塩洞窟に対応する温度に加温された加温流体に変化される従来の気化器システムを介して前記極低温液体をポンピングする工程であって、前記気化器システムは前記ポンプシステムの圧力に耐えるために補強される工程と、
    前記加温された流体を前記無補償岩塩洞窟に搬送する工程、および、
    前記加温された流体を前記無補償岩塩洞窟からパイプラインを介して市場に放出する工程を含む方法。

Images