(57)【要約】【課題】オイル中に含まれた塩水等による配管内の腐食および減肉を低コストで防止できるパイプライン設備、およびその運転方法を提供する。【解決手段】パイプライン設備４は、海上に設置されたシーバース３を介して、ＶＬＣＣ２からの原油を原油タンク５，６まで輸送する。パイプライン設備４は、鋼材にて形成され、一端がシーバース３においてＶＬＣＣ２に接続可能に設けられ、他端が原油タンク５，６に接続された配管（各種配管４１〜４３）と、この配管内に充填された原油を攪拌する攪拌手段（バイパス配管４４およびポンプ４５）と、を具備している。ＶＬＣＣ２から原油タンク５，６へのオイルの輸送を実施しない期間内に、攪拌手段により配管内に残留する原油を攪拌することで、原油中の塩水等が配管内底部にて滞留することを防止でき、配管内周面上に原油による保護油膜を新たに形成できる。配管内の塩水等による腐食・減肉を低コストで防止できる。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
海上に設置されたシーバースを介して、オイルタンカと陸上に設置されたオイルタンクとの間でオイルを輸送するパイプライン設備であって、
鋼材にて形成され、一端が前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられ、他端が前記オイルタンクに接続された配管と、
前記配管内に充填された前記オイルを攪拌する攪拌手段と、を具備した
ことを特徴としたパイプライン設備。
【請求項２】
請求項１に記載のパイプライン設備において、
前記配管は、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設されており、
前記攪拌手段は、前記配管のうち少なくとも当該海底に敷設された部分内に充填された前記オイルを攪拌する
ことを特徴としたパイプライン設備。
【請求項３】
請求項１または請求項２に記載のパイプライン設備において、
前記オイルタンクは陸上に複数設置されており、
前記配管は、
前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられたシーバース側配管と、
このシーバース側配管と一のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第一パイプライン配管と、
前記シーバース側配管と他のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第二パイプライン配管と、を備えて構成されており、
前記攪拌手段は、
前記シーバースと前記一のオイルタンクおよび前記他のオイルタンクとの間かつ陸上において設けられ、前記第一パイプライン配管と前記第二パイプライン配管とを接続するバイパス配管と、
このバイパス配管に設けられ、当該バイパス配管、前記第一パイプライン配管、前記シーバース側配管および前記第二パイプライン配管にて形成される閉経路内に充填された前記オイルを循環させるポンプと、を備えて構成されている
ことを特徴としたパイプライン設備。
【請求項４】
請求項３に記載のパイプライン設備において、
オイルを貯留可能なバッファータンクと、
このバッファータンクと前記バイパス配管における前記ポンプの吸引側とを接続するバッファー配管とを具備した
ことを特徴としたパイプライン設備。
【請求項５】
請求項１ないし請求項４のいずれかに記載のパイプライン設備において、
前記オイルは原油である
ことを特徴としたパイプライン設備。
【請求項６】
海上に設置されたシーバースを介して、オイルタンカと陸上に設置されたオイルタンクとの間でオイルを輸送するパイプライン設備の運転方法であって、
当該パイプライン設備は、鋼材にて形成され、一端が前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられ、他端が前記オイルタンクに接続された配管を具備しており、
前記オイルタンカと前記オイルタンクとの間での前記オイルの輸送を実施しない期間内に、前記配管内に充填された前記オイルを攪拌する
ことを特徴とするパイプライン設備の運転方法。
【請求項７】
請求項６に記載のパイプライン設備の運転方法において、
前記配管は、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設されており、
前記配管のうち少なくとも当該海底に敷設された部分内に充填された前記オイルを攪拌する
ことを特徴とするパイプライン設備の運転方法。
【請求項８】
請求項７に記載のパイプライン設備の運転方法において、
前記オイルタンクは陸上に複数設置されており、
前記パイプライン設備は、
前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられたシーバース側配管と、
このシーバース側配管と一のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第一パイプライン配管と、
前記シーバース側配管と他のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第二パイプライン配管と、を備えて構成された前記配管と、
前記シーバースと前記一のオイルタンクおよび前記他のオイルタンクとの間かつ陸上において設けられ、前記第一パイプライン配管と前記第二パイプライン配管とを接続するバイパス配管と、を具備しており、
前記バイパス配管、前記第一パイプライン配管、前記シーバース側配管および前記第二パイプライン配管にて形成される閉経路内に充填された前記オイルを循環させて攪拌する
ことを特徴とするパイプライン設備の運転方法。
【請求項９】
請求項６ないし請求項８のいずれかに記載のパイプライン設備の運転方法において、
前記配管内に充填された前記オイルを、少なくとも５〜７日に一度攪拌する
ことを特徴とするパイプライン設備の運転方法。
【請求項１０】
請求項６ないし請求項９のいずれかに記載のパイプライン設備の運転方法において、
前記配管内に充填された前記オイルを、レイノルズ数が２３００以上となる流動条件で攪拌する
ことを特徴とするパイプライン設備の運転方法。
【請求項１１】
請求項６ないし請求項１０のいずれかに記載のパイプライン設備の運転方法において、
前記オイルは原油である
ことを特徴とするパイプライン設備の運転方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、海上に設置されたシーバースを介して、オイルタンカと陸上に設置されたオイルタンクとの間でオイルを輸送するパイプライン設備、およびその運転方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
現在、原油やナフサ、灯油、軽油等のオイルを輸送する手段としてオイルタンカが利用されている。このうち、ＶＬＣＣ（Very Large Crude Carier）等の超大型のオイルタンカは、一般の港湾に接岸が困難であるため、通常、シーバースと称される海上に設置された荷役用のターミナルに接岸して、オイルの荷揚げが行われる。そして、シーバースに荷揚げされたオイルはパイプライン設備により陸上のオイルタンクまで輸送される。
このようなパイプライン設備は、シーバースとオイルタンクを接続する配管を備えており、この配管の中間部のうち海側に位置する部分（以降、海底管と適宜称す）は海底に敷設されている。
【０００３】
ここで、かかるパイプライン設備にて輸送されるオイルは、荷揚げが実施されない期間中は当該配管内に残留したまま放置される。そして、一般的にはこの配管には鋼材が使用され、かつ原油等のオイル中には塩素イオンや溶存酸素を含む塩水等が含まれているので、オイルの荷揚げが実施されない期間中に配管内底部がオイル中の塩水等で腐食・減肉してしまう。このため、例えば１５年に一度の周期でパイプライン設備の配管の取替・補修が行われている。
しかしながら、このような配管の取替・補修には多大なコストが掛かり、特に、海底管の長さは例えば７０００ｍ程度にも及ぶため、海底管の取替・補修には膨大なコストが掛かる。
【０００４】
このような問題に対して、従来、上記配管の内周面を、例えば芳香族ビニル−α−オレフィンランダム共重合体を含む樹脂等の耐食性に優れた樹脂等で被覆する構成が知られている（例えば特許文献１参照）。
このような樹脂で配管内周面を被覆することにより、オイル中の塩水等による配管底部の減肉を防止できるので、配管の取替・補修の頻度を低減でき、結果として配管の取替・補修に要するコストを低減できる。
【０００５】
【特許文献１】特開２０００−２５６６０７号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、上記特許文献１のように、長大なパイプライン設備の配管の内周面を高価な樹脂で被覆する構成では、パイプライン設備の建設に膨大なコストが掛かってしまい、配管内における溶接接続部の防食も困難である。さらに、オイルの荷揚げ時には多量のオイルをパイプライン配管内にて高速で流動させるために、配管内の樹脂がオイルにより損耗し、結果として配管内底部の減肉を防止できないおそれがある。また、塩水等環境で長期間使用すれば、配管内樹脂層が劣化して防食機能を果たさなくなるおそれもある。
【０００７】
本発明の目的は、上記した問題に鑑みて、オイル中に含まれた塩水等による配管内の腐食および減肉を低コストで防止できるパイプライン設備、およびその運転方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明は、オイルタンカおよび陸上のオイルタンク間でのオイルの荷揚げを実施しない期間内に、パイプライン設備の配管内に残留するオイルを攪拌することにより、鋼に対し腐食性のない油膜でオイル中の塩水等の腐食性物質を遮断し、当該腐食性物質による配管内の腐食・減肉を好適に防止できるとの知見に基づくものである。
すなわち、本発明の要旨とするところは以下の通りである。
【０００９】
請求項１に記載の本発明のパイプライン設備は、海上に設置されたシーバースを介して、オイルタンカと陸上に設置されたオイルタンクとの間でオイルを輸送するパイプライン設備であって、鋼材にて形成され、一端が前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられ、他端が前記オイルタンクに接続された配管と、前記配管内に充填された前記オイルを攪拌する攪拌手段と、を具備したことを特徴とする。
ここで、本発明のパイプライン設備としては、オイルタンカから陸上のオイルタンクまで原油を輸送するもの、あるいは陸上のオイルタンクからオイルタンカまで原油を輸送するものの双方を含むものである。
また、オイルとしては例えば原油やナフサ、灯油、軽油等が挙げられる。通常、これらのオイルは、オイルタンカにより運搬される状態では、オイル中に塩素イオンや溶存酸素等を含む塩水等が含まれている。
【００１０】
本発明によれば、オイルタンカおよび陸上のオイルタンク間でのオイルの荷揚げを実施しない期間内に、攪拌手段により配管内に残留するオイルを攪拌することで、オイル中の塩水が配管内底部にて滞留することを防止できる。また、配管内周面上にオイルによる保護油膜を新たに形成することができ、この保護油膜により当該塩水等の配管内への接触を遮断できる。このため、配管内底部の塩水等による腐食を防止でき、その減肉を防止できる。さらに、配管内における溶接接続部の腐食をも防ぐことができる。したがって、従来のように配管内周面を樹脂で被覆する構成よりも、配管内を低コストで良好に防食でき、パイプライン設備の管理コストや、建設コスト、配管の取替・補修に要するコストを低減できる。
【００１１】
請求項２に記載の本発明のパイプライン設備は、請求項１に記載のパイプライン設備において、前記配管は、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設されており、前記攪拌手段は、前記配管のうち少なくとも当該海底に敷設された部分内に充填された前記オイルを攪拌することを特徴とする。
【００１２】
このような本発明によれば、配管のうち少なくとも海底に敷設された部分（海底管）内に残留するオイルを攪拌することで、オイル中の塩水等が海底管底部にて滞留することを防止でき、海底管内周面上に新たな保護油膜を形成できる。このため、海底管内の腐食・減肉を防止でき、海底管の取替・補修の頻度を著しく低減できる。したがって、配管の取替・補修に要するコストを大幅に低減できる。
【００１３】
請求項３に記載の本発明のパイプライン設備は、請求項１または請求項２に記載のパイプライン設備において、前記オイルタンクは陸上に複数設置されており、前記配管は、前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられたシーバース側配管と、このシーバース側配管と一のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第一パイプライン配管と、前記シーバース側配管と他のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第二パイプライン配管と、を備えて構成されており、前記攪拌手段は、前記シーバースと前記一のオイルタンクおよび前記他のオイルタンクとの間かつ陸上において設けられ、前記第一パイプライン配管と前記第二パイプライン配管とを接続するバイパス配管と、このバイパス配管に設けられ、当該バイパス配管、前記第一パイプライン配管、前記シーバース側配管および前記第二パイプライン配管にて形成される閉経路内に充填された前記オイルを循環させるポンプと、を備えて構成されていることを特徴とする。
【００１４】
このような本発明によれば、シーバースと陸上に設けられた複数のオイルタンクとの間を結ぶ既存のパイプラインにおいて、攪拌手段としてバイパス配管およびポンプを設けるという簡易な構成であるので、配管内に残留するオイルの攪拌のために要する処理コストを低廉なものにすることができる。また、ポンプを駆動させて閉経路内に残留するオイルを循環させることで当該残留オイルを良好に攪拌でき、配管内の腐食・減肉を確実に防止できる。
【００１５】
請求項４に記載の本発明のパイプライン設備は、請求項３に記載のパイプライン設備において、オイルを貯留可能なバッファータンクと、このバッファータンクと、前記バイパス配管における前記ポンプの吸引側とを接続するバッファー配管とを具備したことを特徴とする。
このような本発明によれば、バイパス配管に設けられたポンプの空引きを防止できるので、ポンプの故障を防止できると共に、経路内に残留するオイルを良好に循環させることができる。
【００１６】
請求項５に記載の本発明のパイプライン設備は、請求項１ないし請求項４のいずれかに記載のパイプライン設備において、前記オイルは原油であることを特徴とする。
一般的に、原油中、特に産油地から輸送される原油中には、高濃度の塩素イオン、ナトリウムイオンおよび溶存酸素を含む塩水や、原油の重質分が重合したスラッジ、硫黄分、船舶等から持ち込まれる鉄スケール等が含まれており、特にＶＬＣＣのためのパイプライン設備における海底管底部の腐食の問題が深刻視されている。この点、上記本発明は、攪拌手段により海底管底部の腐食をも確実に防止できるので特に有効である。
【００１７】
本発明は上述した物の発明に限らず、方法の発明としても成立し得るものである。
すなわち、請求項６に記載の本発明のパイプライン設備の運転方法は、海上に設置されたシーバースを介して、オイルタンカと陸上に設置されたオイルタンクとの間でオイルを輸送するパイプライン設備の運転方法であって、当該パイプライン設備は、鋼材にて形成され、一端が前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられ、他端が前記オイルタンクに接続された配管を具備しており、前記オイルタンカと前記オイルタンクとの間での前記オイルの輸送を実施しない期間内に、前記配管内に充填された前記オイルを攪拌することを特徴とする。
このような本発明によれば、上記請求項１に記載の本発明の奏する作用効果と同様の作用効果を得ることができる。すなわち、オイル中に含まれた塩水等による配管内の腐食・減肉を低コストで防止できる。
【００１８】
請求項７に記載の本発明のパイプライン設備の運転方法は、請求項６に記載のパイプライン設備の運転方法において、前記配管は、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設されており、前記配管のうち少なくとも当該海底に敷設された部分内に充填された前記オイルを攪拌することを特徴とする。
このような本発明によれば、上記請求項２に記載の本発明の奏する作用効果と同様の作用効果を得ることができる。すなわち、海底管内の腐食・減肉を防止できるので、配管の取替・補修に要するコストを大幅に低減できる。
【００１９】
請求項８に記載の本発明のパイプライン設備の運転方法は、請求項７に記載のパイプライン設備の運転方法において、前記オイルタンクは陸上に複数設置されており、前記パイプライン設備は、前記シーバースにおいて前記オイルタンカに接続可能に設けられたシーバース側配管と、このシーバース側配管と一のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第一パイプライン配管と、前記シーバース側配管と他のオイルタンクとを接続し、中間部のうち海側に位置する部分が海底に敷設された第二パイプライン配管と、を備えて構成された前記配管と、前記シーバースと前記一のオイルタンクおよび前記他のオイルタンクとの間かつ陸上において設けられ、前記第一パイプライン配管と前記第二パイプライン配管とを接続するバイパス配管と、を具備しており、前記バイパス配管、前記第一パイプライン配管、前記シーバース側配管および前記第二パイプライン配管にて形成される閉経路内に充填された前記オイルを循環させて攪拌することを特徴とする。
このような本発明によれば、上記請求項３に記載の本発明の奏する作用効果と同様の作用効果を得ることができる。すなわち、配管内に残留するオイルの攪拌のために要する処理コストが低廉で済み、配管内の腐食・減肉を確実に防止できる。
【００２０】
請求項９に記載の本発明のパイプライン設備の運転方法は、請求項６ないし請求項８のいずれかに記載のパイプライン設備の運転方法において、前記配管内に充填された前記オイルを、少なくとも５〜７日に一度攪拌することを特徴とする。
このような本発明によれば、配管内底部へ滞留する塩水等の液滴サイズが十分に大きくなる前に、塩水等をオイル中に再度分散させることができるので、配管内底部の腐食・減肉を簡易な構成で確実に防止できる。
なお、残留オイルの攪拌を少なくとも７日に一度実施しない場合、配管内底部へ滞留する塩水の液滴サイズが十分に大きくなってしまい、配管内底部の腐食反応が進行してしまう。さらに、残留オイル中に含まれる塩水等が高濃度である場合等には、少なくとも５日に一度は残留オイルを攪拌しなければ、配管内底部の腐食反応が進行してしまう。
【００２１】
請求項１０に記載の本発明のパイプライン設備の運転方法は、請求項６ないし請求項９のいずれかに記載のパイプライン設備の運転方法において、前記配管内に充填された前記オイルを、レイノルズ数が２３００以上、好ましくは３０００以上となる流動条件で攪拌することを特徴とする。
このような本発明によれば、配管内に充填されたオイルが、層流から乱流へと遷移する中間状態、あるいは乱流状態で流動することになるので、塩水等をオイル中に好適に分散させることができ、塩水等の配管内底部への滞留を確実に防止できる。また、配管内周面上に新たな保護油膜を満遍なく形成することができ、当該塩水等の配管内への接触を確実に遮断できる。したがって、より確実に配管内の腐食を防止できる。
なお、オイルの流動条件がレイノルズ数２３００未満である場合、配管内に充填されたオイルは層流状態で流動してしまい、塩水等の配管内底部への滞留を好適に防止できず、配管内周面上に新たな保護油膜を満遍なく形成できない。
【００２２】
請求項１１に記載の本発明のパイプライン設備の運転方法は、請求項６ないし請求項１０のいずれかに記載のパイプライン設備の運転方法において、前記オイルは原油であることを特徴とする。
このような本発明によれば、上記請求項５に記載の本発明の奏する作用効果と同様の作用効果を得ることができる。すなわち、輸送対象が原油である場合に特に有効である。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２３】
（１）第１実施形態
以下、本発明の第１実施形態について図面に基づいて説明する。図１は、本第１実施形態に係るパイプライン設備を備えた原油輸送システムを示す模式図である。
(1-1)原油輸送システムの構成
図１において、原油輸送システム１では、原油を積載したＶＬＣＣ２が海上に設置されたシーバース３に接岸して、原油の荷揚げが行われる。シーバース３に荷揚げされた原油は、パイプライン設備４を介して、陸上に設置された第一原油タンク５および第二原油タンク６へと輸送されるようになっている。
【００２４】
ＶＬＣＣ２は、具体的には図示しないが、産油地からの原油を貯留した複数のタンクと、これらタンク内に貯留された原油を第一，第二原油タンク５，６へ向けて圧送可能なポンプとを備えている。
通常、このＶＬＣＣ２に積載される産油地からの原油中には、一般的な海水よりも高い塩分濃度の塩水が含まれている。例えば、当該塩水中には塩素イオン５４０００ｐｐｍ、ナトリウムイオン４００００ｐｐｍ、硫酸イオン（ＳＯ４２−）１３５０ｐｐｍ、および溶存酸素等が含まれている。また、当該原油中には、原油の重質分が重合したスラッジ、硫黄分、船舶等から持ち込まれる鉄スケール等が含まれている場合もあり、かかる物質は鋼の腐食を助長させてしまう。
【００２５】
パイプライン設備４は、ＶＬＣＣ２からシーバース３に荷揚げされた原油を、第一，第二原油タンク５，６まで輸送する設備である。このようなパイプライン設備４は、図１に示すように、シーバース側配管４１と、第一パイプライン配管４２と、第二パイプライン配管４３と、バイパス配管４４と、ポンプ４５とを備えて構成されている。
なお、本発明における配管は、シーバース側配管４１と、第一パイプライン配管４２と、第二パイプライン配管４３とで構成されており、また、本発明における攪拌手段はバイパス配管４４およびポンプ４５で構成されている。
【００２６】
シーバース側配管４１は、シーバース３に設けられ、ＶＬＣＣ２からの原油が導入可能に構成されている。このシーバース側配管４１には、第一パイプライン配管４２への原油の流路を開閉可能なバルブ４１１と、第二パイプライン配管４３への原油の流路を開閉可能なバルブ４１２が設けられている。
【００２７】
第一パイプライン配管４２は、例えば７０００ｍ程度の長さを有する鋼管であり、シーバース側配管４１と第一原油タンク５とを接続する。この第一パイプライン配管４２の中間部のうち海側に位置する部分（第一海底管４２１）は、例えば裸管のままあるいは外周にコンクリートが巻かれた状態で、海底に敷設されている。かかる敷設方法としては、例えば、第一海底管４２１を海底中に直接埋設するものや、第一海底管４２１を海底面上に設置してその上に断面コ字状のコンクリートブロックを重石として設置するもの等が挙げられる。
また、第一パイプライン配管４２の中間部の陸上における所定位置、および第一パイプライン配管４２の第一原油タンク５近傍には、それぞれバルブ４２２，４２３が設けられている。これらバルブ４２２，４２３を開閉することにより、シーバース３から第一，第二原油タンク５，６への原油の流路を所定の状態に切り替えることが可能となっている。
【００２８】
第二パイプライン配管４３は、第一パイプライン配管４２と略同様の構成であって、シーバース側配管４１と第二原油タンク６とを接続する。この第二パイプライン配管４３の中間部のうち海側に位置する部分（第二海底管４３１）は海底に敷設されている。また、第二パイプライン配管４３の陸上における所定位置には、バルブ４２２，４２３と略同様にバルブ４３２，４３３が設けられている。
【００２９】
バイパス配管４４は、第一，第二パイプライン配管４２，４３におけるバルブ４２２，４３２および原油タンク５，６の間における所定部位に設けられ、第一パイプライン配管４２と第二パイプライン配管４３とを接続する。
ポンプ４５は、このバイパス配管４４に設けられており、このポンプ４５を駆動させることにより、バイパス配管４４、第二パイプライン配管４３、シーバース側配管４１および第一パイプライン配管４２にて形成される閉経路内に充填された原油を、循環させることが可能となっている。
【００３０】
(1-2)パイプライン設備の荷揚時の運転方法
次に、上記のパイプライン設備４の荷揚時の運転方法について説明する。
ＶＬＣＣ２からシーバース３に荷揚げされた原油は、パイプライン設備４を介して、以下のようにして第一，第二原油タンク５，６へと輸送される。なお、荷揚げの際はポンプ４５を駆動しない。
【００３１】
第一原油タンク５に原油を輸送する場合、バルブ４１１，４２２，４２３を開き、バルブ４１２，４３２，４３３を閉じた状態とする。この状態でＶＬＣＣ２内のポンプを駆動すれば、ＶＬＣＣ２に積載された原油は、第一パイプライン配管４２を通じて第一原油タンク５へと輸送される。
第二原油タンク６に原油を輸送する場合、バルブ４１２，４３２，４３３を開き、バルブ４１１，４２２，４２３を閉じた状態とする。この状態でＶＬＣＣ２内のポンプを駆動すれば、ＶＬＣＣ２に積載された原油は、第二パイプライン配管４３を通じて第二原油タンク６へと輸送される。
第一原油タンク５および第二原油タンク６の双方に原油を輸送する場合、バルブ４１１，４１２，４２１，４２２，４２３，４３２，４３３の全てを開いた状態とする。この状態でＶＬＣＣ２内のポンプを駆動すれば、ＶＬＣＣ２に積載された原油は、第一，第二パイプライン配管４２，４３を通じて第一，第二原油タンク５，６へと同時に輸送される。
【００３２】
(1-3)パイプライン設備の荷揚げ休止期間における運転方法
ＶＬＣＣ２からの原油の荷揚げ間隔は、通常例えば７〜２０日程度である。このような長期間、第一，第二パイプライン配管４２，４３内に原油を残したまま放置すると、原油中の塩水等により配管内底部が腐食・減肉してしまう。
【００３３】
ここで、原油中の塩水等による配管内底部の腐食のメカニズムについて、図２，３に基づいて説明する。
第一，第二パイプライン配管４２，４３内に残留する原油中の塩水等は、荷揚げ直後においては、図２（Ａ）に示すように原油中にミスト状に分散した状態となっている。このような状態では、第一，第二パイプライン配管４２，４３の内周面上に形成された原油の保護皮膜により、配管内周面が塩水等により腐食することはない。
そして、配管内に原油を残留させたまま時間が経過すると、原油中の塩水等は図２（Ｂ）に示すように次第に凝集・大粒化し、さらに時間が経過すると、原油中の塩水等は図２（Ｃ）に示すように管内底部に滞留して液滴が成長する。
【００３４】
このような図２（Ｃ）に示す状態では、第一，第二パイプライン配管４２，４３の内周面上に形成された原油の保護油膜は塩水等により破壊されてしまい、配管の内周面底部が塩水等中に曝される。
このような状態の第一，第二パイプライン配管４２，４３の内周面底部には、塩水等中におけるＣｌ−イオンが配管内周面の不働態膜に作用し、皮膜を破壊することにより、例えば図３（Ａ）に示すような開放型孔食や、図３（Ｂ）に示すような密閉型孔食が発生する（「金属の腐食損傷と防食技術（小若正倫著、アグネ出版）」ｐ９，１０参照）。図３中のＭは被腐食側の金属元素であり、本実施形態の場合はＦｅである。図３（Ａ）に示す開放型孔食の場合、食孔内の溶液は外部に流出し易く、内面は再不働態化するため、腐食反応は停止し易い。図３（Ｂ）に示す密閉型孔食は、外部からのＣｌ−イオンが食孔内へ侵入・濃縮し、食孔内溶液のｐＨが低下するため、食孔が成長していく。
【００３５】
これら図３（Ａ）（Ｂ）に示すいずれの孔食も、次に示すアノード反応およびカソード反応の進行により発生・成長する。
（化学式１）アノード反応：Ｆｅ→Ｆｅ２＋＋２ｅ−
（化学式２）カソード反応：Ｏ２＋２Ｈ２Ｏ＋４ｅ−→４ＯＨ−
かかる反応が進行すると食孔内でＦｅ２＋イオンが増加する。そして、電気的中性を保つために、食孔外部における塩水等中のＣｌ−イオンが食孔内に侵入し、ＦｅＣｌ２が生成される。このＦｅＣｌ２は次に示すように加水分解し、これにてＨＣｌが生成される。
（化学式３）加水分解反応：ＦｅＣｌ２＋２Ｈ２Ｏ→Ｆｅ（ＯＨ）２＋２ＨＣｌ
このため、食孔内の塩水等のｐＨは低下して１．３〜１．５程度にもなり、食孔がさらに成長し易い環境となる。
【００３６】
このように、時間の経過に従って、配管内底部に溜まる塩水の液滴サイズが大きくなると共に、食孔内の塩水等のｐＨが低下するため、配管内での原油の残留時間が長い程、減肉の度合いも大きくなる。なお、上記のような孔食は、配管内の溶接接続部などの構造上の不均一部分に発生しやすく、また、塩水等中に、スラッジや硫黄分、鉄スケール等が含まれている場合は、これら物質が腐食を助長する。
【００３７】
この点、本実施形態では、荷揚げ休止期間中に、バルブ４１１，４１２，４２２，４３２を開き、バルブ４２３，４３３を閉じた状態としてから、ポンプ４５を駆動させる。これにより、バイパス配管４４、第二パイプライン配管４３、シーバース側配管４１、および第一パイプライン配管４２にて形成される閉経路内を原油が循環し、各管内の原油が攪拌される。このため、第一，第二パイプライン配管４２，４３内底部に塩水が滞留する（図２（Ｃ）参照）ことなく、塩水等を原油中にミスト状に分散させることができる（図２（Ａ）参照）。また、第一，第二パイプライン配管４２，４３の内周面上に、新たに原油の保護油膜を形成できる。このような保護皮膜により、原油中にミスト状に分散した塩水等が配管４２，４３の内周面に接触することを遮断でき、配管内底部や配管内溶接部分の腐食を防止できる。
【００３８】
ポンプ４５を駆動する際は、配管内における原油の流速がレイノルズ数２３００以上、好ましくは３０００以上となる流動条件で駆動することが好ましい。当該原油がレイノルズ数３０００以上で流動すれば乱流状態となり、当該原油がレイノルズ数２３００〜３０００で流動すれば層流から乱流へと遷移する中間状態となる（「高圧ガス保安技術 甲種化学・機械製造保安責任者講習テキスト（高圧ガス保安協会発行）」ｐ１９４，１９５参照）。このような流動状態では配管４２，４３内の原油が良好に攪拌されるので、塩水等を原油中に好適に分散させることができ、配管４２，４３内周面上に新たな保護油膜を満遍なく形成することができる。
なお、実際の設備にて、レイノルズ数を７１０００以上１１９０００以下とし、そのレイノルズ数の平均を１１９０００とした場合に、配管内底部の腐食を良好に防止できたことが確認できている。
【００３９】
また、ポンプ４５は、少なくとも５〜７日に一度駆動することが好ましい。これにより、配管内底部へ滞留する塩水の液滴サイズが十分に大きくなる前に、原油中に再度分散させることができる。なお、このことは後述する参考例にて確認されている。
そして、ポンプ４５の駆動時間は、０．５時間以上、好ましくは１〜２時間とすることが望ましい。これにより、配管内の原油を十分に攪拌でき、塩水等を原油中にミスト状に分散させることができる。例えば、原油を流速１．０ｍ／ｓで０．５時間流動させた場合、管長１８００ｍの配管内の原油を十分に置換でき、塩水等を原油中に十分に分散できたことが確認できている。
【００４０】
(1-4)第１実施形態の作用効果
上記のような第１実施形態によれば、以下の作用効果を奏することができる。
(1-4-1)パイプライン設備４は、海上に設置されたシーバース３を介して、ＶＬＣＣ２からの原油を原油タンク５，６まで輸送する。パイプライン設備４は、鋼材にて形成され、一端がシーバース３においてＶＬＣＣ２に接続可能に設けられ、他端が原油タンク５，６に接続された配管（各種配管４１〜４３）と、この配管内に充填された原油を攪拌する攪拌手段（バイパス配管４４およびポンプ４５）と、を具備している。
これにより、ＶＬＣＣ２から原油タンク５，６へのオイルの輸送を実施しない期間内に、攪拌手段により配管内に残留する原油を攪拌することで、原油中の塩水等が配管内底部にて滞留することを防止でき、配管内に新たな保護油膜を形成することができる。このため、配管内が塩水等により腐食することを防止でき、その減肉を防止できる。したがって、従来のように配管内周面を樹脂で被覆する構成よりも、配管内を低コストで良好に防食でき、パイプライン設備の管理コストや、建設コスト、配管の取替・補修に要するコストを低減できる。
また、原油中には、高濃度の塩素イオン、ナトリウムイオンおよび溶存酸素を含む塩水や、原油の重質分が重合したスラッジ、硫黄分、船舶等から持ち込まれる鉄スケール等が含まれており、特に海底管底部の腐食の問題が深刻視されている。この点、本実施形態によれば、攪拌手段により海底管底部の腐食をも確実に防止できるので特に有効である。
【００４１】
(1-4-2)配管（各種パイプライン配管４１，４２）は、中間部のうち海側に位置する部分（第一，第二海底管４２１，４３１）が海底に敷設されており、攪拌手段（バイパス配管４４およびポンプ４５）は、配管のうち少なくとも当該海底に敷設された部分内に充填された原油を攪拌する。
このように、少なくとも第一，第二海底管４２１，４３１内に残留する原油を攪拌することで、原油中の塩水等が当該海底管内の底部に滞留することを防止でき、当該海底管内周面上に新たな保護油膜を形成できる。このため、第一，第二海底管４２１，４３１内の腐食・減肉を防止でき、当該海底管の取替・補修の頻度を著しく低減できる。したがって、海底管の取替・補修に要するコストを大幅に低減できる。
【００４２】
(1-4-3)陸上には２つの原油タンク５，６が設置されている。パイプライン設備４は、シーバース側配管４１と、第一パイプライン配管４２と、第二パイプライン配管４３と、バイパス配管４４と、ポンプ４５とを備えて構成されている。ポンプ４５は、バイパス配管４４、第一パイプライン配管４２、シーバース側配管４１および第二パイプライン配管４３にて形成される閉経路内に充填された原油を循環させる。
このように、シーバース３と陸上に設けられた複数のオイルタンク５，６との間を結ぶ既存のパイプラインにおいて、攪拌手段としてバイパス配管４４およびポンプ４５を設けるという簡易な構成であるので、配管内に残留する原油の攪拌のために要する処理コストを低廉なものにすることができる。また、ポンプ４５を駆動させて閉経路内に残留する原油を循環させることで当該残留原油を良好に攪拌でき、配管内の腐食・減肉を確実に防止できる。
【００４３】
(1-4-4)荷揚げ休止期間中は、ポンプ４５を少なくとも５〜７日に一度駆動することが好ましい。
これによれば、配管内底部に滞留する塩水等の液滴サイズが十分に大きくなる前に、塩水等を原油中に再度分散させることができるので、配管内の腐食・減肉を簡易な構成で確実に防止できる。
【００４４】
(1-4-5)ポンプ４５の駆動により、配管内に充填された原油をレイノルズ数が２３００以上となる流動条件で攪拌することが好ましい。
これによれば、配管内に充填された原油が、層流から乱流へと遷移する中間状態、あるいは乱流状態で流動することになるので、塩水等を原油中に好適に分散させることができ、塩水等の底部への滞留を確実に防止できる。また、配管内周面上に原油による保護油膜を満遍なく形成することができ、当該塩水等の配管内への接触を確実に遮断できる。したがって、より確実に配管内の腐食を防止できる。
【００４５】
（２）第２実施形態
次に、本発明の第２実施形態について図面に基づいて説明する。図４は、本第２実施形態に係るパイプライン設備を備えた原油輸送システムを示す模式図である。
なお、この第２実施形態は、上記第１実施形態（図１参照）におけるポンプ４５の空引きを防止するために、図４に示すように、パイプライン設備にバッファータンク４６およびバッファー配管４７を追加したものである。このため、上記第１実施形態と同様の構成については同一の符号を付して、説明を適宜省略する。
【００４６】
具体的に、図４において、パイプライン設備４Ａには、図１に示す第１実施形態のパイプライン設備４の構成に加えて、例えば５００〜１０００ｋＬ程度の原油を貯留可能なバッファータンク４６と、このバッファータンク４６とバイパス配管４４におけるポンプ４５の吸引側とを接続するバッファー配管４７とが設けられている。バッファー配管４７には、バッファータンク４６内の原油のポンプ４５側への流出を制御するバルブ４７１が設けられている。
【００４７】
このようなパイプライン設備４Ａでは、パイプライン設備４Ａの荷揚時には、バルブ４７１は常に閉じた状態としておく。
そして、パイプライン設備４Ａの荷揚げ休止期間中にポンプ４５を駆動する際は、バルブ４７１を開いておく。これにより、バイパス配管４４、第二パイプライン配管４３、シーバース側配管４１、および第一パイプライン配管４２にて形成される閉経路内で循環する原油の流動条件がポンプ４５が空引きしてしまうような条件となった場合でも、バッファータンク４６からポンプ４５へと原油が供給されるようになる。
【００４８】
このような第２実施形態によれば、上記第１実施形態の奏する上記(1-4-1)〜(1-4-5)に示す作用効果に加えて、次の作用効果を奏することができる。
バッファータンク４６により、バイパス配管４４に設けられたポンプ４５の空引きを防止できるので、ポンプの故障を防止できると共に、経路内に残留する原油を良好に循環させることができる。
【００４９】
（３）第３実施形態
次に、本発明の第３実施形態について図面に基づいて説明する。図５は、本第３実施形態に係るパイプライン設備の要部を模式的に示す側断面図である。
なお、この第３実施形態は、上記第１実施形態（図１参照）における攪拌手段としてのポンプ４５およびバイパス配管４４に代えて、図５に示すように、取外自在の攪拌手段４８を設けたものである。このため、上記第１実施形態と同様の構成については同一の符号を付して、説明を適宜省略する。
【００５０】
具体的に、攪拌手段４８は、図５に示すように、カテーテル式のチューブ４８１と、容器４８２と、ポンプ４８３とを備えている。
チューブ４８１は、例えば可撓性の樹脂ホース等であり、第一，第二パイプライン配管４２，４３におけるバルブ４２２，４３２よりも海側に設けられた開口部４２４，４３４から、配管４２，４３の内部に挿入される。そして、チューブ４８１の先端は第一，第二海底管４２１，４３１内を通ってシーバース３近傍まで挿通され、チューブ４８１の基端は容器４８２内に貯留された原油中に没入される。
容器４８２は、開口部４２４，４３４から流出する第一，第二パイプライン配管４２，４３内部の原油を受容可能とされている。
ポンプ４８３は、チューブ４８１の基端側に設けられており、このポンプ４８３を駆動することにより、第一，第二パイプライン配管４２，４３、容器４８２およびチューブ４８１間において原油が循環するようになっている。
【００５１】
このような第３実施形態では、パイプライン設備の荷揚時には、開口部４２４，４３４を閉塞しておく。
そして、パイプライン設備の荷揚げ休止期間中には、バルブ４１１，４１２，４２２，４３２を閉じる。そして、開口部４２４，４３４を開放し、第一，第二パイプライン配管４２，４３内にチューブ４８１を挿入した後、ポンプ４８３を駆動する。すると、容器４８２内の原油はチューブ４８１内に導入されてシーバース３側へと流動し、チューブ４８１の先端から吐出される。そして、当該原油は、チューブ４８１の外側と第一，第二パイプライン配管４２，４３の内側との間に形成された空間を逆方向に流動して、開口部４２４，４３４を介して配管４２，４３の外部に吐出された後、容器４８２に受容される。このようにして、原油は第一，第二パイプライン配管４２，４３、容器４８２およびチューブ４８１間において循環し、第一，第二海底管４２１，４３１を含む第一，第二パイプライン配管４２，４３内の原油が攪拌される。
この場合も、上記第１実施形態と同様に、ポンプ４８３は、少なくとも５〜７日に一度、０．５時間以上、配管内における原油の流速がレイノルズ数２３００以上となる流動条件で駆動することが好ましい。
そして、第一，第二パイプライン配管４２，４３内の原油の攪拌処理が終了した後は、配管４２，４３内からチューブ４８１を取り外して、再度、開口部４２４，４３４を閉塞する。
【００５２】
このような第３実施形態によれば、上記第１実施形態の奏する上記(1-4-1)、(1-4-2)、(1-4-4)および(1-4-5)に示す作用効果に加えて、次の作用効果を奏することができる。
本実施形態によれば、陸上には１つの原油タンクのみ設置されておりパイプライン配管が１本しかない場合であっても、当該パイプライン配管内の残留原油を確実に攪拌することができる。また、攪拌手段４８は、第１実施形態のような２本の第一，第二パイプライン配管４２，４３間に跨るバイパス配管４４およびポンプ４５を有する攪拌手段に比べて、比較的コンパクトであり、広大な設置スペースを必要としない。さらに、攪拌手段４８は取外可能であるので、パイプライン設備における各種配管の所望の位置に設置して、配管内の原油を攪拌することができる。
【００５３】
なお、以上のような構成の第１〜第３実施形態に対して、配管４２，４３内の残留原油を、塩水等の含有量が少ない高純度の原油（クリーン原油）で置換する構成によっても、塩水等による配管内の腐食を防止できるものと考えられる。
しかしながら、このような構成の場合、高価なクリーン原油を配管内容積の２倍以上使用しなければならず、多大な処理コストが必要となる。また、クリーン原油であっても若干量の塩水等が含まれているので、長時間放置すれば配管４２，４３内底部に塩水等が凝集してしまい、配管内の腐食反応が進行してしまう、という問題が考えられる。
これに比べて、上記した本発明の第１〜第３実施形態は、配管４２，４３内の残留原油を攪拌するだけで配管内の腐食を確実に防止できるため優れている。
【００５４】
（４）実施形態の変形
なお、本発明は上述の実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的を達成できる範囲での変形、改良等は本発明に含まれるものである。
【００５５】
例えば、前記実施形態では、パイプライン設備による輸送の対象となるオイルとして原油を例示したが、これに限らず、例えばナフサや灯油、軽油等のオイルでもよい。なお、前記実施形態のように特に産油地から輸送される原油を輸送対象とする場合、当該原油中には高濃度の塩分を含む塩水等が含まれているため、本発明は好適である。
また、前記実施形態では、配管内底部を腐食させる成分として、原油に含まれる塩水等中のＣｌ−等を挙げたが、本発明では、配管内を腐食させる成分としてはこれに限定されるものではない。
【００５６】
前記実施形態では、パイプライン設備として、ＶＬＣＣ２から陸上の第一，第二原油タンク５，６まで原油を輸送するものを例示したが、これに限らない。すなわち、本発明は、例えば産油地からの原油をＶＬＣＣに積載する際に使用されるような、陸上の原油タンクからＶＬＣＣまで原油を輸送するパイプライン設備に対して適用できる。
【００５７】
前記第１，第２実施形態では、バイパス配管４４、第二パイプライン配管４３、シーバース側配管４１および第一パイプライン配管４２内に充填された原油を攪拌する構成を例示したが、これに限らない。
すなわち、バイパス配管４４の設置位置は、図１，４に示すようにバルブ４２２，４３２と一，第二原油タンク５，６との中間位置に限らず、例えば、第一，第二原油タンク５，６の手前とする構成でもよい。このような構成であれば、第一，第二パイプライン配管４２，４３における第一，第二原油タンク５，６からシーバース３までの間の全範囲に亘り、配管内の原油を攪拌できる。
また、シーバース側配管４１内の原油のみを攪拌する構成や、第一，第二パイプライン配管４２，４３内の原油のみを攪拌する構成としてもよい。さらに、第一，第二パイプライン配管４２，４３における陸側部分内の原油のみを攪拌する構成としてもよい。これらのような場合でも原油中の塩水等による配管内の腐食を防止でき、配管の取替等のコストを低減できる。なお、前記実施形態のように、第一，第二パイプライン配管４２，４３のうち、少なくとも第一，第二海底管４２１，４３１内の原油を攪拌できる構成であれば、配管の取替等のコスト削減効果が大きい点で好ましい。
【００５８】
前記第３実施形態では、第一，第二パイプライン配管４２，４３の双方に対して攪拌手段４８を設ける構成としたが、これに限らず、第一，第二パイプライン配管４２，４３のいずれか一方のみに攪拌手段４８を設ける構成としてもよい。このような構成でも前記第３実施形態が奏する上記（３）記載の作用効果と同様の作用効果を奏することができる。
【００５９】
（５）参考例
以下、前記実施形態の作用効果を確認するための参考例について説明する。
以下の表１に示すように、海底管長さ、原油の輸送を実施しない期間（荷揚間隔）および使用期間がそれぞれ異なる３つのパイプライン設備（参考例１〜３）について、その海底管に形成された腐食部の深さおよび個数を調査した。各パイプライン設備の海底管長さ等、および調査結果を表１に示す。なお、表１において、腐食率（ｍｍ／年）とは、各参考例における最大減肉深さをそれぞれの使用期間で除したものである。また、腐食部個数（個／１０００ｍ）とは、各参考例における減肉深さ１．５ｍｍ以上の腐食部の個数を、それぞれの海底管の全長で除したものである。
【００６０】
【表１】
2008056293.tif 000003
【００６１】
表１の結果からも明らかなように、荷揚げ間隔が長い程、海底管の腐食率および腐食部個数が増加していく傾向にあることが分かる。ここで、参考例１を見ると、使用期間が１４年と比較的に長いものの、その腐食率および腐食部個数は３つの参考例の中で最も低い結果となっている。これは参考例１での荷揚げ間隔が７．１日と短かく、原油中の塩水等が海底管内底部に十分な大きさで滞留せず、海底管内が原油による保護油膜により被覆され続けていたことによるものと考えられる。このことから、荷揚げ間隔が８日以上の場合であっても、少なくとも７日に一度、管内中の原油を攪拌すれば、海底管内の腐食を抑制できることが分かる。
なお、本参考例では示さなかったが、残留原油中に含まれる塩水等の濃度が高い等の場合には、荷揚げ間隔が５日であっても海底管内底部の腐食反応が進行してしまうことが分かっている。このことから、少なくとも５日に一度、海底管内の残留原油を攪拌すれば、海底管内の腐食を確実に防止できることが分かる。また、配管内における原油の流動が停止してから腐食反応が開始するまでの期間は、上記のような残留原油中に含まれる塩水等の濃度以外にも、原油の比重、スラッジ等の含有率、配管の外部環境の温度などの因子によっても影響を受けるものと考えられる。
【図面の簡単な説明】
【００６２】
【図１】本発明の第１実施形態に係るパイプライン設備を備えた原油輸送システムを示す模式図である。
【図２】本発明の作用を説明するための模式図であり、（Ａ）は配管内に残留する原油中に塩水等が分散している状態を示し、（Ｂ）は配管内に残留する原油中の塩水等が凝集している状態を示し、（Ｃ）は配管内底部に塩水等が滞留している状態を示す。
【図３】一般的な金属が塩水等に曝された場合における孔食の発生・成長メカニズムを説明するための図であり、（Ａ）は開放型孔食の場合を示し、（Ｂ）は密閉型孔食の場合を示す。
【図４】本発明の第２実施形態に係るパイプライン設備を備えた原油輸送システムを示す模式図である。
【図５】本発明の第３実施形態に係るパイプライン設備の要部を模式的に示す側断面図である。
【符号の説明】
【００６３】
１…原油輸送システム
２…ＶＬＣＣ（オイルタンカ）
３…シーバース
４、４Ａ…パイプライン設備
５…第一原油タンク（オイルタンク）
６…第二原油タンク（オイルタンク）
４１…シーバース側配管
４２…第一パイプライン配管
４２１…第一海底管
４３…第二パイプライン配管
４３１…第二海底管
４４…バイパス配管（攪拌手段の一部）
４５…ポンプ（攪拌手段の一部）
４６…バッファータンク
４７…バッファー配管
４８…攪拌手段
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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