(57)【要約】【課題】パイプラインやＣＯ２　専用輸送船を用いず、ＣＯ２　を圧縮ガスや液体の状態で運搬する。【解決手段】圧縮ＣＯ２　ガスはＬＰＧ船１を用いて併用運搬し、液体ＣＯ２　はＣＮＧ船を用いて併用運搬する。例えばＬＰＧ船１の場合、ＬＰＧ船１が運搬してきたＬＰＧ（液化石油ガス）を石油ガス受け入れ備蓄基地８にて積み下し、その後、ＣＯ２　ガス搭載基地９にてＣＯ２　ガスをＬＰＧ船１に搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０まで運搬する。運搬したＣＯ２　ガスは、ＥＯＲ（石油増進回収）への利用１１、あるいは、地中隔離処理や海中隔離処理１２に供する。【選択図】　　　　図４
2004125039.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＣＯ２　（二酸化炭素）を、ＣＯ２　専用輸送船以外の既存ガス輸送船を利用して運搬することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項２】
請求項１において、前記既存ガス輸送船が液化石油ガスを輸送するＬＰＧ船であることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項３】
請求項２において、ＬＰＧ船が加圧式ＬＰＧ船であることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項４】
請求項２において、ＬＰＧ船からそれに搭載済みの液化石油ガスを石油ガス受け入れ備蓄基地にて積み下ろし、その後、ＣＯ２　ガス搭載基地にてＬＰＧ船にＣＯ２　ガスを搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地まで運搬することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項５】
請求項４において、ＣＯ２　ガス搭載基地にＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプにより圧縮してＬＰＧ船に搭載することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項６】
請求項４において、ＣＯ２　ガス搭載基地に液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクと、気化器と、圧力調整弁とを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２　を気化器により気化してＬＰＧ船の貯蔵圧より大きな充填圧を発生させ、圧力調整弁でＣＯ２　ガスの圧力を調整してＬＰＧ船に搭載することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項７】
請求項４において、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地にガス輸送ポンプと、ＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２　ガスをガス輸送ポンプでタンクに送ることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項８】
請求項４において、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地にガス圧縮ポンプと、液化器と、液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプで液化器に送り、液化器で液化してタンクに送ることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項９】
請求項１において、前記既存ガス輸送船が圧縮天然ガスを輸送するＣＮＧ船であることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１０】
請求項９において、ＣＮＧ船からそれに搭載済みの圧縮天然ガスを天然ガス受け入れ備蓄基地にて積み下ろし、その後、液体ＣＯ２　搭載基地にてＣＮＧ船に液体ＣＯ２　を搭載し、液体ＣＯ２　積み下ろし基地まで運搬することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１１】
請求項１０において、液体ＣＯ２　搭載基地にＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプにより常温で加圧して液化し、ＣＮＧ船に搭載することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１２】
請求項１０において、液体ＣＯ２　搭載基地に液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクと、液体圧縮ポンプを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２　を液体圧縮ポンプで圧縮してＣＮＧ船に搭載することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１３】
請求項１０において、液体ＣＯ２　積み下ろし基地に気化器と、圧力調整弁と、ＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２　を気化器で気化し、圧力調整弁でＣＯ２　ガスの圧力を調整してタンクに送ることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１４】
請求項１０において、液体ＣＯ２　積み下ろし基地に液体輸送ポンプと、液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２　を液体輸送ポンプでタンクに送ることを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１５】
請求項２において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＬＰＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１６】
請求項１５において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１７】
請求項２において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちＬＰＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちＬＰＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うことを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１８】
請求項１７において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項１９】
請求項９において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＣＮＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載することを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項２０】
請求項１９において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項２１】
請求項９において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちＣＮＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちＣＮＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うことを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項２２】
請求項２１において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とするＣＯ２　運搬方法。
【請求項２３】
パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクと、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを具備することを特徴とする流体貯蔵装置。
【請求項２４】
請求項２３において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有することを特徴とする流体貯蔵装置。
【請求項２５】
パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内に、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を発射するプラグ発射装置であって、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通する流体出口流路と、前記流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを具備することを特徴とするプラグ発射装置。
【請求項２６】
請求項２５において、前記流体出口弁と前記タンク入口弁とを着脱可能に接続する接続手段を有することを特徴とするプラグ発射装置。
【請求項２７】
パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内から、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を回収するプラグ回収装置であって、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けた流体出口流路と、前記流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパを具備すること特徴とするプラグ回収装置。
【請求項２８】
請求項２７において、前記プラグ取出口が前記プラグ回収部を前記タンク出口弁側と前記流体閉鎖弁側とに２分するフランジであることを特徴とする流体貯蔵装置。
【請求項２９】
請求項２３に記載の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であって、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、前記プラグ発射装置に第２流体を導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備することを特徴とする流体貯蔵方法。
【請求項３０】
請求項２４に記載の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であって、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第１工程と、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備することを特徴とする流体貯蔵方法。
【請求項３１】
請求項２５に記載のプラグ発射装置を使用する流体貯蔵方法であって、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を貯蔵する際に、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を開き、前記流体入口弁から前記タンク内に前記第１流体を充填する第１工程と、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を閉じ、前記プラグ挿入口を開いて前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第２工程と、前記流体入口弁を開き、前記プラグ挿入部に次の流体（以下、次流体）を導入する第３工程と、前記タンク入口弁を開き、前記タンク内への前記次流体の充填及び前記タンク内への前記プラグの発射を行う第４工程とを具備し、ｎが３以上の場合、前記第２工程、前記第３程及び前記第４工程を第ｎ流体まで繰り返し、最後に前記タンク入口弁を閉じることを特徴とする流体貯蔵方法。
【請求項３２】
請求項２７に記載のプラグ回収装置を使用する流体貯蔵方法であって、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクから、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を間に挟んで順に貯蔵された第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を取り出す際に、前記流体閉鎖弁の出口側に切り替え弁を介して第１取出用タンクから第ｎ取出用タンクを接続する第１工程と、ｊを１からｎまでの整数とするとき、各第ｊ流体について、前記切り替え弁の順次切り替えと、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁の開閉とにより、第ｊ取出用タンクに取り出す第２工程と、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを取り出し、その後、前記プラグ取出口を閉じる第３工程とを具備することを特徴とする流体貯蔵方法。
【請求項３３】
請求項３２に記載の流体貯蔵方法において、前記第３工程に代えて、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、第ｎ流体の取り出し後に、前記プラグ取出口を開いて前記プラグ回収部に達した全てのプラグを取り出す工程を具備することを特徴とする流体貯蔵方法。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明はＣＯ２　（二酸化炭素）を船で運搬する技術、並びに、パイプを流体貯蔵部となし、パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに、圧縮ＣＯ２　ガスや液体ＣＯ２　、ＬＰＧ（液化石油ガス）、ＣＮＧ（圧縮天然ガス）、ＬＮＧ（液化天然ガス）等の流体を貯蔵する技術に関する。
【０００２】
【従来の技術】
地球温暖化対策として、ＣＯ２　ガス（炭酸ガス）を発電所等の発生源から回収する技術、並びに、回収したＣＯ２　ガスを処分する技術（ＥＯＲ（Ｅｎｈａｎｃｅｄ　Ｏｉｌ　Ｒｅｃｏｖｅｒｙ：石油増進回収法）への利用や地中隔離、海洋隔離など）については、既に運用及び研究開発が開始されている。
【０００３】
ここで、ＥＯＲ及び地中隔離技術について説明する。
【０００４】
高圧でＣＯ２　ガスを石油貯留層に注入すると、石油を膨張させて地中の隙間から追い出すことができる。そして、高圧ＣＯ２　ガスと水を交互に注入することにより、生産井に向かって石油を追い出すことが可能となる。この方法を採用しなければ貯留層中に残って回収することができない１５〜２０％の石油を、この方法により余分に回収することができる。貯留層に注入されたＣＯ２　ガスの一部は、残りの石油や地層水、あるいは空になった空隙や空洞中に残る。残りのＣＯ２　ガスは生産される石油と一緒になって地表に戻ってくる。石油が地表に到達して減圧された時、ＣＯ２　ガスが溶解液から出てくるが、これを回収して再度地中に注入することができる。このようにして、最終的には、ＣＯ２　ガスの大部分を永久的に地中に貯留して隔離することができる。従って、石油貯留層へのＣＯ２　ガス注入法は、ＥＯＲとしての魅力ある実現可能な技術であるばかりでなく、温室効果ガスとして最も代表的なＣＯ２　ガスの利用と地中隔離に関する展望をも提供するものである。
【０００５】
地中隔離技術としては、上記の他、石油が枯渇した場所など、地中の適宜な隙間にＣＯ２　ガスを貯蔵して隔離する方法が考えられている。
【０００６】
海洋隔離技術としては、海底の窪み部分などにＣＯ２　ガスを貯蔵して隔離することが考えられている。
【０００７】
しかし、回収したＣＯ２　ガスについてＥＯＲ処理や地中隔離処分、海洋隔離処分を行うには、その処理を行うことができる設備までＣＯ２　ガスを運搬するための技術開発を行う必要がある。
【０００８】
ＣＯ２　ガスを長いパイプラインにより輸送する考えがあるが、設備投資に大きな費用が生じること、また、パイプラインの建設には資材の製造を含めて多大なエネルギが必要であり、これによって新たにＣＯ２　ガスが発生することを考慮すると、日本のような狭い国土ではＣＯ２　ガス処理地までのパイプラインが長くなることから現実的でない。
【０００９】
一方、図１に示すような、液化石油ガス（Ｌｉｑｕｉｄ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇａｓ、以下、ＬＰＧ）　を輸送するＬＰＧ船１が知られている。図１中、２はＬＰＧ貯蔵用タンクである。また、例えば１５０〜２２０気圧といった圧縮天然ガス（Ｃｏｍｐｒｅｓｓｅｄ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ、以下、ＣＮＧ）　を輸送するＣＮＧ船のタンクとして有望視されている（特表２０００−５００５５０号公報、特開２００２−１２０７９２号公報、実用新案第３０３６５８８号公報参照）。ＣＮＧ船では、ＣＮＧ貯蔵用に図３に示すようなタンク４が使用される。このタンク４は、タンクとしての必要な容積分の長さを持つ細く長いパイプ４ａを例えばループ状に巻いたものであり、パイプ４ａが流体貯蔵部であるため、高圧流体の貯蔵に適したタンクとして有用である。即ち、パイプ４ａの径に対する肉厚の比を設定することにより、高圧に耐えるタンク４を容易に作製することができる。図３中、５はタンク入口弁、６はタンク出口弁である。
【００１０】
そこで、ＬＰＧ船やＣＮＧ船に準じて、ＣＯ２　専用輸送船を新規に建造することが考えられるが、設備投資に大きな費用が生じること、また、ＣＯ２　専用輸送船の新造には資材の製造を含めて多大なエネルギが必要であり、これによって新たにＣＯ２　ガスが発生することを考慮すると、やはり現実的でない。
【００１１】
しかも、タンク４を用いる場合、同一のタンク４に異なる流体を交換して貯蔵する技術も、また、異なる流体を分離して貯蔵する技術も、現在知られていない。
【００１２】
【特許文献１】
実用新案第３０３６５８８号公報
【特許文献２】
特表２０００−５００５５０号公報
【特許文献３】
特開２００２−１２０７９２号公報
【００１３】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は上記に鑑みてなされたものであり、その課題は、パイプラインやＣＯ２　専用輸送船を用いることなく、ＣＯ２　ガスや液体ＣＯ２　を運搬することができる技術を提供することである。
また、本発明の他の課題は、パイプを流体貯蔵部となす同一のタンクに、異なる流体を交換して貯蔵することが可能な技術を提供することである。
更に、本発明の他の課題は、パイプを流体貯蔵部となす同一のタンクに、異なる流体を分離して貯蔵することが可能な技術を提供することである。
【００１４】
【課題を解決するための手段】
第１発明は、上記課題を解決するＣＯ２　運搬方法であり、ＣＯ２　（二酸化炭素）を、ＣＯ２　専用輸送船以外の既存ガス輸送船を利用して運搬することを特徴としている。
【００１５】
第２発明は、第１発明のＣＯ２　運搬方法において、前記既存ガス輸送船が液化石油ガスを輸送するＬＰＧ船であることを特徴とする。
【００１６】
第３発明は、第２発明のＣＯ２　運搬方法において、ＬＰＧ船が加圧式ＬＰＧ船であることを特徴とする。
【００１７】
第４発明は、第２発明のＣＯ２　運搬方法において、ＬＰＧ船からそれに搭載済みの液化石油ガスを石油ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、ＣＯ２　ガス搭載基地にてＬＰＧ船にＣＯ２　ガスを搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地まで運搬することを特徴とする。
【００１８】
第５発明は、第４発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＯ２　ガス搭載基地にＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプにより圧縮してＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００１９】
第６発明は、第４発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＯ２　ガス搭載基地に液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクと、気化器と、圧力調整弁とを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２　を気化器により気化してＬＰＧ船の貯蔵圧より大きな充填圧を発生させ、圧力調整弁でＣＯ２　ガスの圧力を調整してＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２０】
第７発明は、第４発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地にガス輸送ポンプと、ＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２　ガスをガス輸送ポンプでタンクに送ることを特徴とする。
【００２１】
第８発明は、第４発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地にガス圧縮ポンプと、液化器と、液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプで液化器に送り、液化器で液化してタンクに送ることを特徴とする。
【００２２】
第９発明は、第１発明のＣＯ２　運搬方法において、前記既存ガス輸送船が圧縮天然ガスを輸送するＣＮＧ船であることを特徴とする。
【００２３】
第１０発明は、第９発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＮＧ船からそれに搭載済みの圧縮天然ガスを天然ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、液体ＣＯ２　搭載基地にてＣＮＧ船に液体ＣＯ２　を搭載し、液体ＣＯ２　積み下ろし基地まで運搬することを特徴とする。
【００２４】
第１１発明は、第１０発明のＣＯ２　運搬方法において、液体ＣＯ２　搭載基地にＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプにより常温のまま加圧して液化し、ＣＮＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２５】
第１２発明は、第１０発明のＣＯ２　運搬方法において、液体ＣＯ２　搭載基地に液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクと、液体圧縮ポンプを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２　を液体圧縮ポンプで圧送してＣＮＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２６】
第１３発明は、第１０発明のＣＯ２　運搬方法において、液体ＣＯ２　積み下ろし基地に気化器と、圧力調整弁と、ＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２　を気化器で気化し、圧力調整弁でＣＯ２　ガスの圧力を調整してタンクに送ることを特徴とする。
【００２７】
第１４発明は、第１０発明のＣＯ２　運搬方法において、液体ＣＯ２　積み下ろし基地に液体輸送ポンプと、液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２　を液体輸送ポンプでタンクに送ることを特徴とする。液体輸送ポンプを液体ＣＯ２　で送る際、好ましくは、液体輸送ポンプから液体ＣＯ２　タンクへ至る流路に減圧弁と冷凍機とを順に備える。これにより、ＣＮＧ船と液体ＣＯ２　タンクとの貯蔵圧及び温度の差を調整することができる。また、好ましくは、背圧弁を途中に配置した帰還流路で、液体輸送ポンプと減圧弁との間をＣＮＧ船のタンクに結ぶ。これにより、液体輸送ポンプと減圧弁との間がＣＮＧ船の貯蔵圧よりも高圧になるのを防止することができる。
【００２８】
第１５発明は、第２発明のＣＯ２　運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＬＰＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００２９】
第１６発明は、第１５発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３０】
第１７発明は、第２発明のＣＯ２　運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちＬＰＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちＬＰＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うことを特徴とする。
【００３１】
第１８発明は、第１７発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３２】
第１９発明は、第９発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＣＮＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載することを特徴とする。
【００３３】
第２０発明は、第１９発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３４】
第２１発明は、第９発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちＣＮＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちＣＮＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うことを特徴とする。
【００３５】
第２２発明は、第２１発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すことを特徴とする。
【００３６】
第２３発明は、上記課題を解決する流体貯蔵装置であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクと、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを具備することを特徴としている。
【００３７】
第２４発明は、第２３発明の流体貯蔵装置において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有することを特徴とする。
【００３８】
第２５発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内に、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を発射するプラグ発射装置であり、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通する流体出口流路と、前記流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを具備することを特徴としている。
【００３９】
第２６発明は、第２５発明のプラグ発射装置において、前記流体出口弁と前記タンク入口弁とを着脱可能に接続する接続手段を有することを特徴とする。
【００４０】
第２７発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内から、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を回収するプラグ回収装置であり、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けた流体出口流路と、前記流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパを具備すること特徴とするしている。
【００４１】
第２８発明は、第２７発明のプラグ回収装置において、前記プラグ取出口が前記プラグ回収部を前記タンク出口弁側と前記流体閉鎖弁側とに２分するフランジであることを特徴とする。
【００４２】
第２９発明は、第２３発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、前記プラグ発射装置に第２流体を導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備することを特徴とする。
【００４３】
第３０発明は、第２４発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第１工程と、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備することを特徴としている。
【００４４】
第３１発明は、第２５発明のプラグ発射装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を貯蔵する際に、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を開き、前記流体入口弁から前記タンク内に前記第１流体を充填する第１工程と、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を閉じ、前記プラグ挿入口を開いて前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第２工程と、前記流体入口弁を開き、前記プラグ挿入部に次の流体（以下、次流体）を導入する第３工程と、前記タンク入口弁を開き、前記タンク内への前記次流体の充填及び前記タンク内への前記プラグの発射を行う第４工程とを具備し、ｎが３以上の場合、前記第２工程、前記第３程及び前記第４工程を第ｎ流体まで繰り返し、最後に前記タンク入口弁を閉じることを特徴としている。
【００４５】
第３２発明は、第２７発明のプラグ回収装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクから、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を間に挟んで順に貯蔵された第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を取り出す際に、前記流体閉鎖弁の出口側に切り替え弁を介して第１取出用タンクから第ｎ取出用タンクを接続する第１工程と、ｊを１からｎまでの整数とするとき、各第ｊ流体について、前記切り替え弁の順次切り替えと、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁の開閉とにより、第ｊ取出用タンクに取り出す第２工程と、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを取り出し、その後、前記プラグ取出口を閉じる第３工程とを具備することを特徴としている。
【００４６】
第３３発明は、第３２発明の流体貯蔵方法であり、前記第３工程に代えて、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、第ｎ流体の取り出し後に、前記プラグ取出口を開いて前記プラグ回収部に達した全てのプラグを取り出す工程を具備することを特徴とする。
【００４７】
【発明の実施の形態】
以下、図面を参照しながら本発明の実施の形態を説明する。
【００４８】
図１に、ＣＯ２　専用輸送船以外の既存ガス輸送船の例として、液化石油ガス（以下、ＬＰＧ）を輸送するＬＰＧ船１を示す。図１中、２はＬＰＧを貯蔵するタンクである。ＬＰＧは天然ガスやガソリンを製造する時の副産物であり、主成分はプロパンとブタンの混合物であって、常温で、圧力５〜８ｋｇ／ｃｍ２　で液体として貯蔵できる。
【００４９】
ＬＰＧ船１には、石油ガスを常温で加圧して液化する「加圧式」のものと、石油ガスを常圧で冷却して液化する「冷却式」のものと、これらの折衷方式である「加圧低温式」のものとの３種類がある。
【００５０】
加圧式ＬＰＧ船の場合、タンク２の貯蔵圧は１５ｋｇ／ｃｍ２　程度まで高めているのが一般的である。
【００５１】
図２にＣＯ２　の状態図を示す。図２より判るように、ＣＯ２　は常圧ではいくら低温化しても液化せず、約−８０°以下で固体化（ドライアイス化）する。
【００５２】
従って、図２中に太線３で示すように、加圧式ＬＰＧ船のタンク圧下（１５ｋｇ／ｃｍ２　）では、常温（例えば０〜３０°Ｃ）において、ＣＯ２　は圧縮ＣＯ２　ガスの状態であるから、加圧式ＬＰＧ船をそのまま利用してＣＯ２　ガスを運搬することができる。
【００５３】
圧縮ＣＯ２　ガスを輸送する場合、液体輸送に比べて、同じ容積であれば輸送量が小さいが、加圧式ＬＰＧ船をそのまま使用できるという利点がある。
【００５４】
加圧冷却式ＬＰＧ船もＣＯ２　ガスの運搬に利用することができるが、この場合は、ＣＯ２　ガスを冷却しても意味がないので、冷却設備を動作させる必要はない。
【００５５】
冷却式ＬＰＧ船では、ＣＯ２　ガスは圧縮されないため輸送量が少なくなるが、ＣＯ２　ガスの運搬に利用することは可能である。
【００５６】
一方、液化天然ガス（以下、ＬＮＧ）の輸送に関して、天然ガスを常温下で、高圧で圧縮し、液体の圧縮天然ガス（Ｃｏｍｐｒｅｓｓｅｄ　Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ：以下、ＣＮＧ）として輸送するＣＮＧ船が世界的に検討されている。
【００５７】
ＣＮＧ船は、天然ガスを常温下で１５０〜２２０気圧に加圧することで液化して高圧タンクに貯蔵し輸送するものであり、通常のＬＮＧ船が冷凍設備で天然ガスを液化することに比べ、冷凍設備を搭載設置する必要がないという利点がある。
【００５８】
図２より判るように、ＣＯ２　は常温下であっても、１５０〜２２０気圧で加圧されると、いわゆる超臨界状態となり、液化する。
【００５９】
従って、ＣＮＧ船のタンク圧下では、ＣＯ２　は液体ＣＯ２　の状態であるから、ＣＮＧ船船をそのまま利用して液体ＣＯ２　を運搬することができる。この場合、液体ＣＯ２　を運搬するので、気体輸送に比べて同じ容積であれば輸送量が大きいという利点がある。
【００６０】
図３に、ＣＮＧ船に用いて有用なタンクの例を示す。図３に示すタンク４は細く長いパイプ４ａを用いたものであり、パイプ４ａはタンク４として必要な容積分の長さで、例えばループ状にパイプ４ａを巻かれて使用される。パイプ４ａが流体貯蔵部となしているため、パイプ４ａの径に対する肉厚の比を設定することにより、１５０〜２２０気圧といった高圧に耐えるタンク４を容易に作製することができる。図３中、５はタンク入口弁、６はタンク出口弁である。
【００６１】
なお、冷凍設備を有するＬＮＧ船では、ＣＯ２　ガスが圧縮されないため輸送量が大幅に少なくなるが、ＣＯ２　ガスの運搬に利用することができる。この場合、ＣＯ２　ガスを常圧下で冷却しても意味がないので、冷却設備を動作させる必要はない。
【００６２】
［第１実施例：ＬＰＧ船によるＬＰＧとＣＯ２　ガスの併用運搬］
図４を参照して、本発明の第１実施例として、ＬＰＧ船１をＬＰＧの運搬とＣＯ２　ガスの運搬に併用する例を説明する。本第１実施例では、ＣＯ２　ガスの輸送量を大きく確保するため、ＬＰＧ船１として加圧式ＬＰＧ船を使用している。
【００６３】
図４において、ＬＰＧ船１は、通常、例えば石油生産地（油田）の石油ガス搭載設備７からＬＰＧ（液化石油ガス）を搭載し、例えば日本国内の石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬し、ここで積み下ろす。積み下ろしたＬＰＧが消費されることにより、ＣＯ２　ガスが発生する。
【００６４】
ＬＰＧを積み下したＬＰＧ船１は石油生産地へ戻るが、その際、空になったタンクにＣＯ２　ガス搭載基地９にて圧縮ＣＯ２　ガスを搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０まで運搬し、そこで積み下ろされる。ＣＯ２　ガス搭載基地９は石油ガス受け入れ備蓄基地８とは異なった場所でも、同じ場所であっても良い。
【００６５】
ＣＯ２　ガス搭載基地９にはＣＯ２　がガスまたは液体の状態で貯蔵されている。このＣＯ２　は、ＬＰＧの消費あるいは他の化石燃料の消費により発生したＣＯ２　ガスが回収されたものである。
【００６６】
ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０はＣＯ２　ガス処理設備の近くにあり、積み下ろしたＣＯ２　ガスは、例えば、石油ガス生産地でのＥＯＲ（石油増進回収）への利用１１、あるいは、他の地中隔離処理や海中隔離処理１２に供される。
【００６７】
ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０からＣＯ２　ガス処理設備へのＣＯ２　ガスの運搬には、両者を近くに設けることができるから、短いパイプライン等の通常手段により容易に運搬できる。
【００６８】
ＣＯ２　ガスを積み下ろしたＬＰＧ船１は、石油ガス搭載設備７にてＬＰＧを搭載し、再度石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬する。
【００６９】
このように、ＬＰＧ船１をＬＰＧの運搬とＣＯ２　ガスの運搬とに併用することにより、ＬＰＧ船の利用効率が良い。また、長いパイプラインを建設したり、ＣＯ２　専用輸送船を建造する必要がない。
【００７０】
次に、図５〜図８により、ＣＯ２　ガス搭載の例及びＣＯ２　ガス積み下ろしの例を説明する。
【００７１】
［ＣＯ２　ガス搭載例その１］
図５は、ＬＰＧ船１にＣＯ２　ガスを搭載する方法の一例を示し、回収したＣＯ２　ガスを貯蔵するタンク（以下、ＣＯ２　ガスタンク）１３と、ガス圧縮ポンプ１４とをＣＯ２　ガス搭載基地に備えておく。１は加圧式のＬＰＧ船である。
【００７２】
ＣＯ２　ガス搭載基地では、ＣＯ２　ガスタンク１３に貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプ１４により常温（例えば０〜３０°Ｃ）でＬＰＧ船１の貯蔵圧に圧縮して、ＬＰＧ船１（常温例えば０〜３０°Ｃ、貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２　）に搭載する。
【００７３】
ＣＯ２　ガスタンク１３及びガス圧縮ポンプ１４にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２　ガス製造工程やＣＯ２　ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００７４】
［ＣＯ２　ガス搭載例その２］
図６は、ＬＰＧ船１にＣＯ２　ガスを搭載する方法の他の例を示し、回収したＣＯ２　ガスを液体ＣＯ２　として貯蔵するタンク（以下、液体ＣＯ２　タンク）１５と、気化器１６と、圧力調整弁１７とをＣＯ２　ガス搭載基地に備えておく。１８は逆止弁である。この例では、一例として液体ＣＯ２　タンク１５には、貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２　、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２　が貯蔵されているものとする。
【００７５】
ＣＯ２　ガス搭載基地では、液体ＣＯ２　タンク１５に貯蔵されている液体ＣＯ２　を逆止弁１８を介して気化器１６に与え、圧縮ＣＯ２　ガスとする。気化器１６は、ＬＰＧ船１の貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２　より大きな充填圧を発生するので、圧力調整弁１７により圧力を調整してＬＰＧ船１（常温０〜３０°Ｃ、貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２　）に搭載する。
【００７６】
圧力調整弁１７には、圧力調整減圧弁や背圧調整弁を使用することができる。圧力調整減圧弁は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２　ガスの圧力を一定値（ＬＰＧ船１の貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２　）に減圧する。背圧調整弁を使用する場合は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２　ガスの圧力をＬＰＧ船１の実際のタンク内圧力に応じて減圧するので、貯蔵圧１５ｋｇ／ｃｍ２　に達したところで、停止する。
【００７７】
液体ＣＯ２　タンク１５、気化器１６、圧力調整弁１７及び逆止弁１８にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２　ガス製造工程や液体ＣＯ２　貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。また、気化により生じる圧力を充填圧に利用できるので、ガス圧縮ポンプが不要になる。
【００７８】
［ＣＯ２　ガス積み下ろし例その１］
図７は、ＬＰＧ船１からＣＯ２　ガスを積み下ろす方法の一例を示し、ガス輸送ポンプ１９と、ＣＯ２　ガスタンク１３とをＣＯ２　ガス積み下ろし基地に備えておく。
【００７９】
ＣＯ２　ガス積み下ろし基地では、ＬＰＧ船１に搭載されているＣＯ２　ガスをガス輸送ポンプ１９でＣＯ２　ガスタンク１３に送り、貯蔵する。
【００８０】
ＣＯ２　ガスタンク１３及びガス輸送ポンプ１９にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２　ガス製造工程やＣＯ２　ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００８１】
［ＣＯ２　ガス積み下ろし例その２］
図８は、ＬＰＧ船１からＣＯ２　ガスを積み下ろす方法の他の例を示し、ガス圧縮ポンプ１４と、液化器（冷凍機）２０と、液体ＣＯ２　タンク１５とをＣＯ２　ガス積み下ろし基地に備えておく。
【００８２】
ＣＯ２　ガス積み下ろし基地では、ＬＰＧ船１に搭載されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプ１４で圧縮して液化器２０に送り、液化器２０で液体ＣＯ２　として液体ＣＯ２　タンク１５に送り、貯蔵する。この例では、一例として液体ＣＯ２　タンク１５には、貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２　、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２　を貯蔵するものとしている。
【００８３】
ガス圧縮ポンプ１４、液体ＣＯ２　タンク１５及び液化器２０にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常の液体ＣＯ２　製造工程や液体ＣＯ２　貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００８４】
［第２実施例：ＣＮＧ船によるＣＮＧと液体ＣＯ２　の併用運搬］
図９を参照して、本発明の第２実施例として、ＣＮＧ船をＣＮＧの運搬と液体ＣＯ２　の運搬に併用する例を説明する。
【００８５】
図９において、ＣＮＧ船２１は、通常、例えば石油生産地の天然ガス搭載設備２２からＣＮＧ（圧縮天然ガス：液体）を０〜３０°Ｃなどの常温で搭載し、例えば日本国内の天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬し、ここで積み下ろす。積み下ろしたＣＮＧが消費されることにより、ＣＯ２　ガスが発生する。
【００８６】
ＣＮＧを積み下ろしたＣＮＧ船２１は天然ガス搭載設備２２へ戻るが、その際、空になったタンクに液体ＣＯ２　搭載基地２４にて液体ＣＯ２　を搭載し、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５まで運搬し、そこで積み下ろされる。液体ＣＯ２　搭載基地２４は天然ガス受け入れ備蓄基地２３とは異なった場所でも、同じ場所であっても良い。
【００８７】
液体ＣＯ２　搭載基地２４にはＣＯ２　がガスまたは液体の状態で貯蔵されている。このＣＯ２　は、ＣＮＧの消費あるいは他の化石燃料の消費により発生したＣＯ２　ガスが回収されたものである。
【００８８】
液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５はＣＯ２　ガス処理設備の近くにあり、積み下ろした液体ＣＯ２　は、例えば、石油生産地でのＥＯＲ（石油増進回収）への利用１１、あるいは、他の地中隔離処理や海中隔離処理１２に供される。
【００８９】
液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５からＣＯ２　ガス処理設備への運搬には、両者を近くに設けることができるから、短いパイプライン等の通常手段により容易に運搬できる。
【００９０】
液体ＣＯ２　を積み下ろしたＣＮＧ船２１は、天然ガス搭載設備２２にてＣＮＧを搭載し、再度天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬する。
【００９１】
このように、ＣＮＧ船２１をＣＮＧの運搬と液体ＣＯ２　の運搬とに併用することにより、ＣＮＧ船の利用効率が良い。また、長いパイプラインを建設したり、ＣＯ２　専用輸送船を建造する必要がない。
【００９２】
次に、図１０〜図１３により、液体ＣＯ２　搭載の例及び液体ＣＯ２　積み下ろしの例を説明する。
【００９３】
［液体ＣＯ２　搭載例その１］
図１０は、ＣＮＧ船２１に液体ＣＯ２　を搭載する方法の一例を示し、回収したＣＯ２　ガスを貯蔵するＣＯ２　ガスタンク１３と、ガス圧縮ポンプ１４とを液体ＣＯ２　搭載基地に備えておく。２１はＣＮＧ船である。
【００９４】
液体ＣＯ２　搭載基地では、ＣＯ２　ガスタンク１３に貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプ１４により、常温（例えば０〜３０°Ｃ）のまま、ＣＮＧ船２１の貯蔵圧に加圧して液化し、ＣＮＧ船２１（０〜３０°Ｃなどの常温、貯蔵圧１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２　）に搭載する。つまり、ＣＮＧ船２１のタンクには１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２　程度の貯蔵圧があるため、ＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプ１４で加圧するだけで、常温のままＣＯ２　ガスを液化することができる。ＣＯ２　ガスタンク１３及びガス圧縮ポンプ１４にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えばＣＮＧ設備で使用されるガス圧縮ポンプを流用したり、通常のＣＯ２　ガス製造工程やＣＯ２　ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００９５】
［液体ＣＯ２　搭載例その２］
図１１は、ＣＮＧ船１に液体ＣＯ２　を搭載する方法の他の例を示し、回収したＣＯ２　ガスを液体ＣＯ２　として貯蔵する液体ＣＯ２　タンク１５と、液体圧縮ポンプ２６とを液体ＣＯ２　搭載基地に備えておく。この例では、液体ＣＯ２　タンク１５には、一例として貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２　、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２　が貯蔵されているものとする。
【００９６】
液体ＣＯ２　搭載基地では、液体ＣＯ２　タンク１５に貯蔵されている液体ＣＯ２　を液体圧縮ポンプ２６により、ＣＮＧ船２１の貯蔵圧に加圧し、ＣＮＧ船２１（０〜３０°Ｃなどの常温、貯蔵圧１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２　）に搭載する。液体ＣＯ２　タンク１５及び液体圧縮ポンプ２６にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えばＣＮＧ設備で使用される流体圧縮ポンプを流用したり、通常の液体ＣＯ２　製造工程や液体ＣＯ２　貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【００９７】
［液体ＣＯ２　積み下ろし例その１］
図１２は、ＣＮＧ船２１から液体ＣＯ２　を積み下ろす方法の一例を示し、気化器１６と、圧力調整弁１７と、ＣＯ２　ガスタンク１３とを液体ＣＯ２　積み下ろし基地に備えておく。１８は逆止弁である。
【００９８】
液体ＣＯ２　積み下ろし基地では、ＣＮＧ船２１に搭載されている液体ＣＯ２　を逆止弁１８を介して気化器１６に与え、圧縮ＣＯ２　ガスとする。この圧縮ＣＯ２　ガスの圧力を圧力調整弁１７により調整してＣＯ２　ガスタンク１３に貯蔵する。
【００９９】
圧力調整弁１７には、圧力調整減圧弁や背圧調整弁を使用することができる。圧力調整減圧弁は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２　ガスの圧力を一定値（ＣＯ２　ガスタンク１３の貯蔵圧）に減圧する。背圧調整弁を使用する場合は、気化器１６で発生した圧縮ＣＯ２　ガスの圧力をＣＯ２　ガスタンク１３内の実際の圧力に応じて減圧するので、貯蔵圧に達したところで、停止する。
【０１００】
ＣＯ２　ガスタンク１３、気化器１６、圧力調整弁１７及び逆止弁１８にはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えば通常のＣＯ２　ガス製造工程やＣＯ２　ガス貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【０１０１】
［ＣＯ２　ガス積み下ろし例その２］
図１３は、ＣＮＧ船２１から液体ＣＯ２　を積み下ろす方法の他の例を示し、液体輸送ポンプ２７と、液体ＣＯ２　タンク１５とを液体ＣＯ２　積み下ろし基地に備えておく。これに加えて、液体ＣＯ２　積み下ろし基地では、液体輸送ポンプ２７から液体ＣＯ２　タンク１５へ至る流路に、減圧弁２８と冷凍機２９とを順に備えている。更に、液体ＣＯ２　積み下ろし基地では、背圧弁３０ａを途中に配置した帰還流路（フィードバック流路）３０で、液体輸送ポンプ２７と減圧弁２８との間をＣＮＧ船２１のタンクに結ぶようにしている。
【０１０２】
液体ＣＯ２　積み下ろし基地では、ＣＮＧ船２１に搭載されている液体ＣＯ２　を液体輸送ポンプ２７で液体ＣＯ２　タンク１５に送り、貯蔵する。この例では、ＣＮＧ船２１には貯蔵圧１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２　、常温で液体ＣＯ２　が搭載されており、一例として液体ＣＯ２　タンク１５に、貯蔵圧２０ｋｇ／ｃｍ２　、温度−２０°Ｃで、液体ＣＯ２　を貯蔵するものとする。減圧弁２８は、液体輸送ポンプ２７により送られてくる高圧（１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２　）の液体ＣＯ２　を、液体ＣＯ２　タンク１５の貯蔵圧（１５ｋｇ／ｃｍ２　）まで減圧し、減圧弁２８を出たＣＯ２　の温度を冷凍機２９で液体ＣＯ２　タンク１５の貯蔵温度（−２０°Ｃ）まで下げることにより、液体ＣＯ２　タンク１５にＣＯ２　を液体として貯蔵する。帰還流路３０を設けたのは、減圧弁２８の上流側と液体輸送ポンプ２７との間がＣＮＧ船２１のタンク貯蔵圧以上の高圧になるのを防止するためである。即ち、帰還流路３０に背圧弁３０ａを設置し、液体輸送ポンプ２７により高圧になったＣＯ２　の一部をＣＮＧ船２１のタンクに戻す。このとき、背圧弁３０ａの設定をＣＮＧ船２１のタンク貯蔵圧と同圧（１５０〜２２０ｋｇ／ｃｍ２　）程度にすることにより、液体輸送ポンプ２７と減圧弁２８との間で背圧弁３０ａの設定圧より高い圧力となった分を、ＣＮＧ船２１のタンクに戻すことができる。言い換えれば、背圧弁３０ａを配置した帰還流路３０は、レギュレータ回路を構成し、液体輸送ポンプ２７によりＣＮＧ船２１から液体ＣＯ２　タンク１５に液体ＣＯ２　を安全に送ることができる。液体ＣＯ２　タンク１５、液体輸送ポンプ２７、減圧弁２８、冷凍機２９、帰還流路３０及び背圧弁３０ａにはいずれも、通常の技術で製造されるもの、例えばＣＮＧ設備で使用される液体輸送ポンプを流用したり、通常の液体ＣＯ２　製造工程や液体ＣＯ２　貯蔵の一部に類した設備、機器を使用することができる。従って、格別な技術開発を行う必要はない。
【０１０３】
［高品位な流体交換］
上述したＣＯ２　運搬方法では、同一のタンクにＬＰＧと圧縮ＣＯ２　ガスとを相互に交換して搭載したり、ＣＮＧと液体ＣＯ２　とを相互に交換して搭載するため、先に積み下ろし流体が残留して後に搭載する流体に混入しなように、流体交換の都度タンクを清掃して高品質な流体搭載を確保する必要がある。
【０１０４】
図１４に示すプラグ３０、プラグ発射装置３１及びプラグ回収装置３２を用いることにより、図３に示したようなパイプ４ａを流体貯蔵部とする同一のタンク４に、異なる流体を交換して貯蔵することができる。以下、詳細に説明する。
【０１０５】
［第３実施例：流体貯蔵装置の基本的構成］
図１４は、本発明の第３実施例に係る流体貯蔵装置を示す。この流体貯蔵装置はタンク４と、プラグ３１と、プラグ発射装置３２と、プラグ回収装置３３とを具備している。
【０１０６】
タンク４は、パイプ４ａを流体貯蔵部となし、パイプ４の一端にタンク入口弁５を有し、他端にタンク出口弁６を有している。タンク４は、ＣＮＧ貯蔵用にＣＮＧ船２１に装備されるだけでなく、ＬＰＧ船１のＬＰＧ貯蔵用タンク２として使用することができ、更には、船舶や地上設備等に限らず、任意の流体貯蔵に使用することができる。
【０１０７】
プラグ３１は、パイプ４ａの内径よりも大きな外径を持ち、タンク４内に挿入される弾性体である。プラグ３１は例えば発砲ウレタンで作製されるが、これに限定されるものではない。本例のプラグ３１は、図１５示すように、円柱形状の本体部と、それに続く半球形状などの流線型をした先頭部を有している。上記先頭部形状によりパイプ４ａを通過し易くなり、上記本体部形状によりパイプ４ａの内周と密着するようになっている。
【０１０８】
パイプ４ａの角部はプラグ３１が通過し易いような曲率半径にしている。また、プラグ３１の外径はタンク入口弁５及びタンク出口弁６を抵抗なく通過できるように、タンク入口弁５及びタンク出口弁６の内径より小さくしている。
【０１０９】
プラグ発射装置３２は、プラグ３１を流体圧によってタンク４内に発射する装置である。
【０１１０】
プラグ回収装置３３は、プラグ３１をタンク４から回収する装置である。
【０１１１】
［第４実施例：流体貯蔵方法］
次に、図１４に示す流体貯蔵装置（タンク４、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３）を用いて、流体貯蔵装置内の第１流体（以下、ガスＡ）をこれとは異なる別の第２流体（以下、ガスＢ）に交換する際の流体貯蔵方法を説明する。但し、ガスＡはタンク４内に充填されているものでも、タンク４からガスＡを取り出した後に残存するガスであっても良い。
【０１１２】
図１４において、初期状態では、タンク入口弁５及びタンク出口弁６は閉じているものとする。また、プラグ発射装置３２には図示しないガスＢ源が接続されており、タンク４にはプラグ回収装置３３を介して図示しないガスＡ取出用タンクが接続されているものとする
（１）　第１工程：まず、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。
（２）　第２工程：次に、プラグ発射装置３２にガスＡよりも高い圧力でガスＢを導入する。
（３）　第３工程：次に、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内にガスＢを充填する。このとき、ガスＢに押されてプラグ３１が圧縮した状態でタンク４内に発射され、パイプ４ａの内壁に密着してパイプ４ａ内を通り、同時に、プラグ３１に押されてガスＡがタンク４外へ取り出される。
（４）　第４工程：次に、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。この場合、プラグ３１が発射されてプラグ回収装置３３に達する間、プラグ３１が圧縮してパイプ４ａの内壁に密着した状態でタンク４を通過するので、ガスＡをタンク４外に完全に押し出し、タンク４内を清掃する。従って、ガスＡが混入することなく、ガスＢをタンク４に充填することができ、ガスＡがガスＢに交換される。
（５）　タンク入口弁５を閉じる時期は、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、ガスＢを必要量充填した任意の時点で良い。
【０１１３】
［第５実施例：ＬＰＧ船によるガス併用運搬への適用例］
上記第４実施例の流体貯蔵方法をＬＰＧ船１によるガス併用運搬に適用することにより、ＬＰＧとＣＯ２　ガスとを相互に交換することができる。この場合、加圧式ＬＰＧ船１のＬＰＧ貯蔵用タンク２として、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４に、図１４に示したようにプラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１１４】
先に図４を参照して説明したように、加圧式ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬と圧縮ＣＯ２　ガス運搬とに併用する場合、石油ガス受け入れ備蓄基地８にてＬＰＧを積み下ろした後、ＣＯ２　ガス搭載基地９にて圧縮ＣＯ２　ガスを搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０へ運搬する。また、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０にて圧縮ＣＯ２　ガスを積み下ろした後、石油ガス搭載設備７にてＬＰＧを搭載し、石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬する。
【０１１５】
そこで、ＣＯ２　ガス搭載基地９では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＯ２　ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２　ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射及びタンク４に残留しているＬＰＧ（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３０をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＬＰＧが一部残留していても、ＬＰＧをＣＯ２　ガスに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬とＣＯ２　ガス運搬とに併用する場合、ＣＯ２　ガス搭載基地９では、ＬＰＧを積み下ろしたタンク４内にＬＰＧの一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＬＰＧまたは石油ガスがガスＡとなり、ＣＯ２　ガスがガスＢとなるので、ＬＰＧまたは石油ガスが排除され、ＬＰＧが混入することなく高品位に、ＣＯ２　ガスをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１１６】
同様に、石油ガス搭載設備７では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射及びタンク４に残留しているＣＯ２　ガス（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＯ２　ガスが一部残留していても、ＣＯ２　ガスをＬＰＧに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、石油ガス搭載設備７では、ＣＯ２　ガスを積み下ろしたタンク４内にＣＯ２　ガスの一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＣＯ２　ガスがガスＡとなり、ＬＰＧがガスＢとなるので、ＣＯ２　ガスが排除され、ＣＯ２　ガスが混入することなく高品位に、ＬＰＧをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１１７】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を用いることにより、ＬＰＧとＣＯ２　ガスとを直接相互に交換して、ＬＰＧ船１からのＬＰＧの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＣＯ２　ガスの搭載を同時に行い、また、ＬＰＧ船１からのＣＯ２　ガスの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＬＰＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。なお、この方法は、石油ガス受け入れ備蓄基地８とＣＯ２　ガス搭載基地９とが同じ場所にある場合、また、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０と石油ガス搭載設備７とが同じ場所にある場合に、特に有用である。
【０１１８】
ＬＰＧ（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＯ２　ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２　ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＬＰＧの取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＬＰＧをＣＯ２　ガスに直接高品位に交換してＬＰＧの積み下ろしとＣＯ２　ガスの搭載を同時に行うことができる。同様に、ＣＯ２　ガス（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際には、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＯ２　ガスの取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＯ２　ガスをＬＰＧに直接高品位に交換してＣＯ２　の積み下ろしとＬＰＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１１９】
［第６実施例：ＣＮＧ船によるガス併用運搬への適用例］
ＣＮＧ船２１によるガス併用運搬においても、第５実施例と同様に、上記第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、ＣＮＧと液体ＣＯ２　とを相互に交換することができる。ＣＮＧ船２１の場合、ＣＮＧ貯蔵用タンクとして、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４に図１４に示したようにプラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１２０】
先に図９を参照して説明したように、ＣＮＧ船１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２　運搬とに併用する場合、天然ガス受け入れ備蓄基地２３にてＣＮＧを積み下ろした後、液体ＣＯ２　搭載基地２４にて液体ＣＯ２　を搭載し、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５へ運搬する。また、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５にて液体ＣＯ２　を積み下ろした後、天然ガス搭載設備２２にてＣＮＧを搭載し、天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬する。
【０１２１】
そこで、液体ＣＯ２　搭載基地２４では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、液体ＣＯ２　（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２　の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＣＮＧ（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＮＧまたは天然ガスが一部残留していても、ＣＮＧを液体ＣＯ２　に完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、ＣＮＧ船２１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２　運搬とに併用する場合、液体ＣＯ２　搭載基地２４では、ＣＮＧを積み下ろしたタンク４内にＣＮＧの一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、ＣＮＧまたは天然ガスがガスＡとなり、液体ＣＯ２　がガスＢとなるので、ＣＮＧまたは天然ガスがが排除され、ＣＮＧが混入することなく高品位に、液体ＣＯ２　をＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１２２】
同様に、天然ガス搭載設備２２では、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留している液体ＣＯ２　（第１流体）の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４に液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスが一部残留していても、液体ＣＯ２　をＣＮＧに完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、天然ガス搭載設備２２では、液体ＣＯ２　を積み下ろしたタンク４内に液体ＣＯ２　の一部が残留しているが、上述した第４実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスがガスＡとなり、ＣＮＧがガスＢとなるので、液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスが排除され、液体ＣＯ２　が混入することなく高品位に、ＣＮＧをＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１２３】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３を用いることにより、ＣＮＧと液体ＣＯ２　とを直接相互に交換して、ＣＮＧ船２１からのＣＮＧの積み下ろしとＣＮＧ船２１への液体ＣＯ２　の搭載を同時に行い、また、ＣＮＧ船１からの液体ＣＯ２　の積み下ろしとＣＮＧ船２１へのＣＮＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。なお、この方法は、天然ガス受け入れ備蓄基地２３と液体ＣＯ２　搭載基地２４とが同じ場所にある場合、また、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５と天然ガス搭載設備２２とが同じ場所にある場合に、特に、有用である。
【０１２４】
ＣＮＧ（第１流体）をＣＮＧ船２１から積み下ろす際、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、液体ＣＯ２　（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２　の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＮＧの取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＮＧを液体ＣＯ２　に直接交換してＣＮＧの積み下ろしと液体ＣＯ２　の搭載を同時に行うことができる。同様に、液体ＣＯ２　（第１流体）をＣＮＧ船２１から積み下ろす際には、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填し、ＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入し、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からの液体ＣＯ２　の取出を行い、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６を閉じ、プラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク１内の液体ＣＯ２　をＣＮＧに直接交換して液体ＣＯ２　の積み下ろしとＣＮＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１２５】
［第７実施例：流体貯蔵装置の具体例］
本発明の第７実施例として、プラグ発射装置３１の具体的な構造を図１６を参照して、また、プラグ回収装置３２の具体的な構造を図１７を参照して説明する。
【０１２６】
図１６において、プラグ発射装置３２は、タンク入口弁５に接続される流体出口弁３４と、流体出口流路（プラグ発射装置側流体出口流路）３５と、流体出口流路３５に連通したプラグ挿入部３６と、開閉可能なプラグ挿入口３７と、流体入口弁３８とを有している。流体出口弁３４の内径はプラグ３１が抵抗なく通過できるように、プラグ３１の外径より大きくしている。
【０１２７】
流体出口流路３５は流体出口弁３４に、該流体出口弁３４の上流側で連通しており、その内径はパイプ４ａと同じにしている。
【０１２８】
プラグ挿入部３６はその内部にプラグ挿入用空間を形成したものであり、流体出口流路３５にその上流側で連通している。
【０１２９】
プラグ挿入用空間は流体出口流路３５側ではパイプ４ａと同内径であるが、流体出口流路３５から離れるほど内径が広がるテーパ形状にしてプラグ３１の挿入を容易にしている。
【０１３０】
プラグ挿入口３７はプラグ挿入部３６のうち、流体出口流路３５とは反対側に設けている。本例では、プラグ挿入口３７にフランジを用いている。流体入口弁３８はプラグ挿入部３６のうち、流体出口流路３５とプラグ挿入口３７との間にて、プラグ挿入部３６に設けている。
【０１３１】
更に、本例のプラグ発射装置３２では、流体出口弁３４とタンク入口弁５との接続用パイプ３９にフランジ４０を備え、このフランジ４０を接続手段として、流体出口弁３４とタンク入口弁５とを着脱可能に接続するようにしている。これにより、必要なときにプラグ発射装置３２をタンク４に装着することができる。流体出口弁３４をタンク入口弁５に固定的に接続しても良いことはいうまでもない。
【０１３２】
次に、図１７において、プラグ回収装置３３は、プラグ回収部４１と、開閉可能なプラグ取出口４２と、流体出口流路（プラグ回収装置側流体出口流路）４３と、流体閉鎖弁４４と、プラグ用ストッパ４５とを有している。
【０１３３】
プラグ回収部４１はその内部にプラグ回収用空間を形成したものであり、タンク出口弁６に接続用パイプ４６を介して着脱可能に接続される。これにより、必要なときに、プラグ回収装置３３をタンク４に装着することができる。プラグ回収装置３３をタンク出口弁６に固定的に接続しても良いことはいうまでもない。プラグ回収部４１はプラグ３１より十分内径が大きい円筒形状をしている。接続用パイプ４６の内径はプラグ３１が通過し易いように、プラグ３１の外径より大きくしている。
【０１３４】
本例では、プラグ回収部４１の内部を目視できるように、一部を透明部材にしている。
【０１３５】
プラグ取出口４２はプラグ回収部４１の周囲に設けてある。
【０１３６】
流体出口流路４３は、接続用パイプ４６に対して丁度反対側にて、プラグ回収部４１に設けている。
【０１３７】
流体閉鎖弁４４は流体出口流路４３の出口に設けている。
【０１３８】
ストッパ４５は流体出口流路４３の入口に設けている。ストッパ４５は流体は通すが、プラグ３１の通過を阻止するためのものであり、本例では、棒を流体出口流路４３の入口に設けることでストッパ４５としている。
【０１３９】
ストッパ４５によりプラグ３１の通過を阻止できるので、流体出口流路４３及び流体閉鎖弁４４の内径はプラグ３１の外径より大きくても構わない。
【０１４０】
更に、本例のプラグ回収装置３３では、プラグ取出口４２として、プラグ回収部４１をタンク出口弁６側と流体閉鎖弁４４側とに２分するフランジを用いている。これにより、プラグの取出が容易である。
【０１４１】
［第８実施例：流体貯蔵方法］
次に、タンク４、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７のプラグ回収装置３３からなる流体貯蔵装置を用いて、流体貯蔵装置内の第１流体（以下、ガスＡ）をこれとは異なる別の第２流体（以下、ガスＢ）に交換する際の流体貯蔵方法を説明する。この例でも、ガスＡはタンク４内に充填されているもの、あるいは、タンク４からガスＡを取り出した後に残存するガスであっても良い。
【０１４２】
図１６、図１７において、初期状態では、タンク入口弁５、タンク出口弁６、流体出口弁３４、プラグ挿入口３７、流体入口弁３８、プラグ取出口４２及び流体閉鎖弁４４は閉じているものとする。また、プラグ挿入部３６には流体入口弁３８を介して図示しないガスＢ源が接続されており、プラグ回収部４１には流体閉鎖弁４４を介して図示しないガスＡ取出用タンクが接続されているものとする。
（１）　第１工程：まず、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じる。
（２）　第２工程：次に、流体入口弁３８を開き、ガスＡよりも高い圧力でガスＢをプラグ発射装置３２（プラグ挿入部３６）に導入する。
（３）　第３工程：次に、流体出口弁３４、タンク入口弁５、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開き、タンク４内にガスＢを充填する。このとき、ガスＢに押されてプラグ３１が圧縮した状態でタンク４内に発射され、同時に、プラグ３１に押されてガスＡがタンク４外へ取り出される。
この場合、流体出口弁３４、タンク入口弁５、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開く順序は特に限定されないが、流体出口弁３４を開いてからタンク入口弁５を開き、タンク入口弁５を開くと同時またはその後にタンク出口弁６と流体閉鎖弁４４を同時に開くことにより、スムーズにガスＡが取り出される。
（４）　第４工程：次に、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３（プラグ回収部４１）から取り出す。この場合、プラグ３１が発射されてプラグ回収装置３３に達する間、プラグ３１が圧縮した状態でタンク４を通過するので、ガスＡをタンク４外に完全に押し出し、タンク４内を清掃する。従って、ガスＡが混入することなく、ガスＢをタンク４に充填することができ、ガスＡがガスＢに交換される。
（５）　タンク入口弁５は、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、ガスＢを必要量充填した任意の時点で閉じれば良い。
（６）　プラグ取出口４２は、プラグ３１を取り出した後の任意の時点で閉じれば良い。
【０１４３】
［第９実施例：ＬＰＧ船によるガス併用運搬への適用例］
上記第８実施例の流体貯蔵方法をＬＰＧ船１によるガス併用運搬に適用することで、ＬＰＧとＣＯ２　ガスとを相互に交換することができる。この場合、加圧式ＬＰＧ船１のＬＰＧ貯蔵用タンク２として、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４に、プラグ３１、図１６に示したプラグ発射装置３２、及び、図１７に示したプラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１４４】
先にも述べたが、図４を参照して説明したように、加圧式ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬と圧縮ＣＯ２　ガス運搬とに併用する場合、石油ガス受け入れ備蓄基地８にてＬＰＧを積み下ろした後、ＣＯ２　ガス搭載基地９にて圧縮ＣＯ２　ガスを搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０へ運搬する。また、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０にて圧縮ＣＯ２　ガスを積み下ろした後、石油ガス搭載設備７にてＬＰＧを搭載し、石油ガス受け入れ備蓄基地８へ運搬する。
【０１４５】
そこで、ＣＯ２　ガス搭載基地９では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、ＣＯ２　ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２　ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＬＰＧ（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＬＰＧが一部残留していても、ＬＰＧをＣＯ２　ガスに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、ＬＰＧ船１をＬＰＧ運搬とＣＯ２　ガス運搬とに併用する場合、ＣＯ２　ガス搭載基地９では、ＬＰＧを積み下ろしたタンク４内にＬＰＧの一部が残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＬＰＧまたは石油ガスがガスＡとなり、ＣＯ２　ガスがガスＢとなるので、ＬＰＧまたは石油ガスが排除され、ＬＰＧが混入することなく高品位に、ＣＯ２　ガスをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１４６】
同様に、石油ガス搭載設備７では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、ＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＣＯ２　ガス（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＯ２　ガスが一部残留していても、ＣＯ２　ガスをＬＰＧに完全に交換してＬＰＧ船１に搭載することができる。つまり、石油ガス搭載設備７では、ＣＯ２　ガスを積み下ろしたタンク４内にＣＯ２　ガスの一部が残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＣＯ２　ガスがガスＡとなり、ＬＰＧがガスＢとなるので、ＣＯ２　ガスが混入することなく高品位に、ＬＰＧをＬＰＧ船１のタンク４に搭載することができる。
【０１４７】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７のプラグ回収装置３２を用いることにより、ＬＰＧとＣＯ２　ガスとを直接相互に交換して、ＬＰＧ船１からのＬＰＧの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＣＯ２　ガスの搭載を同時に行い、また、ＬＰＧ船１からのＣＯ２　ガスの積み下ろしとＬＰＧ船１へのＬＰＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。この方法は、石油ガス受け入れ備蓄基地８とＣＯ２　ガス搭載基地９とが同じ場所にある場合、また、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地１０と石油ガス搭載設備７とが同じ場所にある場合に、特に有用である。
【０１４８】
ＬＰＧ（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填すれる。次に、流体入口弁３８を開いてＣＯ２　ガス（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＯ２　ガスの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＬＰＧの取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＬＰＧをＣＯ２　ガスに直接高品位に交換してＬＰＧの積み下ろしとＣＯ２　ガスの搭載を同時に行うことができる。同様に、ＣＯ２　ガス（第１流体）をＬＰＧ船１から積み下ろす際には、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３３に装填する。次に、流体入口弁３８を開いてＬＰＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＬＰＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＯ２　ガスの取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＯ２　ガスをＬＰＧに高品位に直接交換してＣＯ２　の積み下ろしとＬＰＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１４９】
［第１０実施例：ＣＮＧ船によるガス併用運搬への適用例］
ＣＮＧ船２１によるガス併用運搬においても、第９実施例と同様に、上記第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、ＣＮＧと液体ＣＯ２　とを相互に交換することができる。ＣＮＧ船２１の場合、ＣＮＧ貯蔵用タンクとして、タンク４（流体貯蔵部をなすパイプ４ａと、パイプ４ａの一端に設けたタンク入口弁５と、パイプ４ａの他端に設けたタンク出口弁６とを有するタンク）を用い、このタンク４にプラグ３１、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７プラグ回収装置３３を組み合わせて用いる。プラグ発射装置３２及びプラグ回収装置３３は、タンク４に着脱可能に接続されても、あるいは、固定的に接続されていても良い。
【０１５０】
先に図９を参照して説明したように、ＣＮＧ船２１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２　運搬とに併用する場合、天然ガス受け入れ備蓄基地２３にてＣＮＧを積み下ろした後、液体ＣＯ２　搭載基地２４にて液体ＣＯ２　を搭載し、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５へ運搬する。また、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５にて液体ＣＯ２　を積み下ろした後、天然ガス搭載設備２２にてＣＮＧを搭載し、天然ガス受け入れ備蓄基地２３へ運搬する。
【０１５１】
そこで、液体ＣＯ２　搭載基地２４では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、液体ＣＯ２　（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２　の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留しているＣＮＧ（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４にＣＮＧが一部残留していても、ＣＮＧを液体ＣＯ２　に完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、ＣＮＧ船１をＣＮＧ運搬と液体ＣＯ２　運搬とに併用する場合、液体ＣＯ２　搭載基地２４では、ＣＮＧを積み下ろしたタンク４内にＣＮＧの一部が残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留したＣＮＧまたは天然ガスがガスＡとなり、液体ＣＯ２　がガスＢとなるので、ＣＮＧまたは天然ガスが排除され、ＣＮＧが混入することなく高品位に、液体ＣＯ２　をＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１５２】
同様に、天然ガス搭載設備２２では、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることで、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填する。次に、流体入口弁３８を開き、ＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４に残留している液体ＣＯ２　（第１流体）の取出を行う。プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４に液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスが一部残留していても、液体ＣＯ２　をＣＮＧに完全に交換してＣＮＧ船２１に搭載することができる。つまり、天然ガス搭載設備２２では、液体ＣＯ２　を積み下ろしたタンク４内に液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスが一部残留しているが、上述した第８実施例の流体貯蔵方法を適用することにより、残留した液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスがガスＡとなり、ＣＮＧがガスＢとなるので、液体ＣＯ２　またはＣＯ２　ガスが排除され、液体ＣＯ２　が混入することなく高品位に、ＣＮＧをＣＮＧ船２１のタンク４に搭載することができる。
【０１５３】
上記ではタンク４内に残留した第１流体を第２流体に交換しているが、タンク４、プラグ３１、図１６のプラグ発射装置３２及び図１７のプラグ回収装置３２を用いることにより、ＣＮＧとＣＯ２　ガスとを直接相互に交換して、ＣＮＧ船２１からのＣＮＧの積み下ろしとＣＮＧ船２１への液体ＣＯ２　の搭載を同時に行い、また、ＣＮＧ船２１からの液体ＣＯ２　の積み下ろしとＣＮＧ船２１へのＣＮＧの搭載を同時に行うことも可能である。この方法を以下に説明する。この方法は、天然ガス受け入れ備蓄基地２３と液体ＣＯ２　搭載基地２４とが同じ場所にある場合、また、液体ＣＯ２　積み下ろし基地２５と天然ガス搭載設備２２とが同じ場所にある場合に、特に有用である。
【０１５４】
ＣＮＧ（第１流体）をＣＮＧ船２１から積み下ろす際、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３２に装填すれる。次に、流体入口弁３８を開いて液体ＣＯ２　（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内への液体ＣＯ２　の充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からのＣＮＧの取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内のＣＮＧを液体ＣＯ２　に直接高品位に交換してＣＮＧの積み下ろしと液体ＣＯ２　の搭載を同時に行うことができる。同様に、液体ＣＯ２　（第１流体）をＣＮＧ船１から積み下ろす際には、プラグ挿入口３７を開き、プラグ挿入部３６を通してプラグ３１を流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じることにより、プラグ３１をプラグ発射装置３３に装填する。次に、流体入口弁３８を開いてＣＮＧ（第２流体）をプラグ発射装置３２に導入する。その後、流体出口弁３４、タンク入口弁５及びタンク出口弁６を開き、タンク４内へのＣＮＧの充填、タンク４内へのプラグ３１の発射、及び、タンク４からの液体ＣＯ２　の取出を行う。そして、プラグ３１がプラグ回収装置３３に達した後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１をプラグ回収装置３３から取り出す。これにより、タンク４内の液体ＣＯ２　をＣＮＧに高品位に直接交換して液体ＣＯ２　の積み下ろしとＣＮＧの搭載を同時に行うことができる。
【０１５５】
［第１１実施例：流体貯蔵方法］
次に、図１８を参照して、図１６のプラグ発射装置３２を使用して、タンク４に第１流体、第２流体及び第３流体を充填する流体貯蔵方法を本発明の第１１実施例として説明する。本例ではｎは３で、第１流体をガスＡ、第２流体をガスＢ、第３流体をガスＣとする。
【０１５６】
図１６、図１８において、初期状態では、タンク入口弁５、タンク出口弁６、流体出口弁３４、プラグ挿入口３７、流体入口弁３８は閉じているものとする。また、プラグ挿入部３６には、流体入口弁３８と、図示しない切り替え弁とを介して、図示しないガスＡ源、ガスＢ源、ガスＣ源が接続されているものとする。
（１）　第１工程：まず、切り替え弁によりガスＡ源を選択し、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口弁３８を開き、流体入口弁３８からタンク４内にガスＡを必要な量充填する。
（２）　第２工程：次に、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口３８を閉じ、プラグ挿入口３７を開いてプラグ挿入部３６を通してプラグ３１Ａを流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じる。
（３）　第３工程：次に、切り替え弁によりガスＢ源を選択し、流体入口弁３８を開き、プラグ挿入部３６にガスＡよりも高い圧力で次の流体（ガスＢ）を導入する。
（４）　第４工程：次に、タンク入口弁５と流体出口弁３４を開き、タンク４内へガスＢを必要な量充填する。このとき、ガスＢに押されてプラグ３１Ａが圧縮された状態でタンク４内に発射され、同時に、プラグ３１Ａに押されてガスＡの体積が小さくなり、やがて、ガスＡの圧力がガスＢの圧力とバランスし、プラグ３１Ａがタンク４内で停止する。
（５）　本例ではｎが３であるから、上記第２工程、第３程及び第４工程をガスＣ（第３流体）まで繰り返し、最後にタンク入口弁５を閉じる。流体出口弁３４及び流体入口３８も閉じる。即ち、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口３８を閉じ、プラグ挿入口３７を開いてプラグ挿入部３６を通してプラグ３１Ｂを流体出口流路３５に押し込み、その後、プラグ挿入口３７を閉じる。次に、切り替え弁によりガスＣ源を選択し、流体入口弁３８を開き、プラグ挿入部３６にタンク内のガスＡ、Ｂの圧力よりも高い圧力で次の流体（ガスＣ）を導入する。タンク入口弁５と流体出口弁３４を開き、タンク４内へガスＣを必要な量充填し、タンク入口弁５、流体出口弁３４及び流体入口３８を閉じる。このとき、ガスＣに押されてプラグ３１Ｂが圧縮された状態でタンク４内に発射され、同時に、プラグ３１Ｂに押されてガスＡ、ガスＢの体積が小さくなり、やがて、タンク内圧（ガスＡ、Ｂの圧力）がガスＣの圧力とバランスし、プラグ３１Ｂがタンク４内で停止する。
【０１５７】
このように、タンク４内ではプラグ３１Ａ、３１Ｂが圧縮されてパイプ４ａの内壁に密着した状態なので、ガスＡ、ガスＢ、ガスＣを分離して貯蔵することができる。
【０１５８】
［第１２実施例：流体貯蔵方法］
次に、図１９を参照して、図１７のプラグ回収装置３３を使用して、タンク４から第１流体、第２流体及び第３流体を取り出す流体貯蔵方法を本発明の第１２実施例として説明する。本例ではｎは３で、第１流体をガスＡ、第２流体をガスＢ、第３流体をガスＣとし、これらは第１１実施例の流体貯蔵方法により予めタンク４に充填されているものとする。
【０１５９】
図１７、図１９において、初期状態では、タンク入口弁５、タンク出口弁６、プラグ取出口４２及び流体閉鎖弁４４は閉じているものとする。
（１）　第１工程：流体閉鎖弁４４の出口側に切り替え弁４７を介して第１取出用タンク４８Ａ、第２取出用タンク４８Ｂ、第３取出用タンク４８Ｃを接続する。ここで、第１取出用タンク４８ＡはガスＡを取り出すためのもの、第２取出用タンク４８ＢはガスＢを取り出すためのものであり、第３取出用タンク４８ＣはガスＣを取り出すためのものとする。
（２）　第２工程：切り替え弁４７で第１取出用タンク４８Ａを選択し、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開いてガスＡを第１取出用タンク４８Ａに取り出し、その後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じる。次に、切り替え弁４７で第２取出用タンク４８Ｂを選択し、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開いてガスＢを第２取出用タンク４８Ｂに取り出し、その後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じる。次に、切り替え弁４７で第３取出用タンク４８Ｃを選択し、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を開いてガスＣを第３取出用タンク４８Ｃに取り出し、その後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じる。要するに、ガスＡ、ガスＢ及びガスＣ（ｊを１からｎ（本例ではｎ＝３）までの整数とするとき、各第ｊ流体）について、切り替え弁４７の順次切り替えと、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４の開閉とにより、第ｊ取出用タンク４８Ａ、４８Ｂ、４８Ｃに夫々に対応するガスＡ、ガスＢ、ガスＣを取り出す。
（３）　第３工程：ガスＡの取出の際、プラグ３１Ａがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１Ａを取り出し、その後、プラグ取出口４２を閉じる。同様に、ガスＢの取出の際、プラグ３１Ｂがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１Ｂを取り出し、その後、プラグ取出口４２を閉じる。要するに、ガスＡとガスＢ（第１流体から第ｎ−１流体まで）の取出については、プラグ３１Ａ、３１Ｂがプラグ回収部４１に達したとき毎に、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いてプラグ３１Ａ、３１Ｂを取り出し、その後、プラグ取出口４２を閉じる。
【０１６０】
従って、タンク４内のガスＡ、ガスＢ、ガスＣを分離して取り出すことができる。
【０１６１】
［第１３実施例：流体貯蔵方法］
次に、本発明の第１３実施例に係る流体貯蔵方法を説明する。本例の流体貯蔵方法は、第１２実施例と比べると、プラグ３１Ａ、３１Ｂの取出方法が異なり、他は同じである。
【０１６２】
即ち、上記第１２実施例では第３工程にて、ガスＡとガスＢを取り出す毎に、プラグ３１Ａ、３１Ｂを取り出しているが、本例ではこれに代えて、ガスＡの取出の際、プラグ３１Ａがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じるだけで、プラグ３１Ａを取り出さない。同様に、ガスＢの取出の際、プラグ３１Ｂがプラグ回収部４１に達したときタンク出口弁５及び流体閉鎖弁４４を閉じるだけで、プラグ３１Ｂを取り出さない。そして、最後のガスＣの取出後、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、プラグ取出口４２を開いて全てのプラグ３１Ａ、３１Ｂをまとめて取り出す。プラグ取出口４２はその後閉じる。
【０１６３】
要するに、ガスＡとガスＢ（第１流体から第ｎ−１流体まで）の取出については、プラグ３１Ａ、３１Ｂがプラグ回収部４１に達したとき毎に、タンク出口弁６及び流体閉鎖弁４４を閉じ、ガスＣ（第ｎ流体）の取り出し後に、プラグ取出口４２を開いてプラグ回収部４１に達した全てのプラグ３１Ａ、３１Ｂをまとめて取り出す。この場合も、タンク４内のガスＡ、ガスＢ、ガスＣを分離して取り出すことができる。
【０１６４】
以上の説明では流体をガスとしたが、液体等、任意の流体の貯蔵に本発明を適用することができる。
【０１６５】
【発明の効果】
第１発明のＣＯ２　運搬方法は、ＣＯ２　を、ＣＯ２　専用輸送船以外の既存ガス輸送船を利用して運搬するので、長いパイプラインを建設したり、ＣＯ２　専用輸送船を建造することなく、ＣＯ２　を運搬することができる。
【０１６６】
第２発明のＣＯ２　運搬方法は、第１発明において、前記既存ガス輸送船が液化石油ガスを輸送するＬＰＧ船なので、ＣＯ２　ガスを運搬することができる。
【０１６７】
第３発明のＣＯ２　運搬方法は、第２発明において、ＬＰＧ船が加圧式ＬＰＧ船であるので、冷却式ＬＰＧ船に比べて、タンクの容積が同一であれば多量のＣＯ２　ガスを運搬することができる。
【０１６８】
第４発明のＣＯ２　運搬方法は、第２発明において、ＬＰＧ船からそれに搭載済みの液化石油ガスを石油ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、ＣＯ２　ガス搭載基地にてＬＰＧ船にＣＯ２　ガスを搭載し、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地まで運搬するので、ＬＰＧ船の利用効率が良い。
【０１６９】
第５発明のＣＯ２　運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２　ガス搭載基地にＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプにより圧縮してＬＰＧ船に搭載するので、ＣＯ２　ガスタンク及びガス圧縮ポンプには通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２　ガス搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７０】
第６発明のＣＯ２　運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２　ガス搭載基地に液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクと、気化器と、圧力調整弁とを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２　を気化器により気化してＬＰＧ船の貯蔵圧より大きな充填圧を発生させ、圧力調整弁でＣＯ２　ガスの圧力を調整してＬＰＧ船に搭載するので、液体ＣＯ２　タンク、気化器及び圧力調整弁には通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２　ガス搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７１】
第７発明のＣＯ２　運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地にガス輸送ポンプと、ＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２　ガスをガス輸送ポンプでタンクに送るので、ガス輸送ポンプ及びＣＯ２　ガスタンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２　ガス積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７２】
第８発明のＣＯ２　運搬方法は、第４発明において、ＣＯ２　ガス積み下ろし基地にガス圧縮ポンプと、液化器と、液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクを備えておき、ＬＰＧ船に搭載されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプで液化器に送り、液化器で液化してタンクに送るので、ガス圧縮ポンプ、気化器及び液体ＣＯ２　タンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、ＣＯ２　ガス積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７３】
第９発明のＣＯ２　運搬方法は、第１発明において、前記既存ガス輸送船が圧縮天然ガスを輸送するＣＮＧ船であり、液体ＣＯ２　をＣＮＧ船で運搬するので、気体輸送に比べて、タンク容積が同一であれば多量のＣＯ２　を運搬することができる。ことを特徴とする。
【０１７４】
第１０発明のＣＯ２　運搬方法は、第９発明において、ＣＮＧ船からそれに搭載済みの圧縮天然ガスを天然ガス受け入れ基地にて積み下ろし、その後、液体ＣＯ２　搭載基地にてＣＮＧ船に液体ＣＯ２　を搭載し、液体ＣＯ２　積み下ろし基地まで運搬するので、ＣＮＧ船の利用効率が良い。
【０１７５】
第１１発明のＣＯ２　運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２　搭載基地にＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクと、ガス圧縮ポンプとを備えておき、タンクに貯蔵されているＣＯ２　ガスをガス圧縮ポンプにより常温のまま加圧して液化し、ＣＮＧ船に搭載するので、ＣＯ２　ガスタンク及びガス圧縮ポンプには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２　搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７６】
第１２発明のＣＯ２　運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２　搭載基地に液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクと、液体圧縮ポンプを備えておき、タンクに貯蔵されている液体ＣＯ２　を液体圧縮ポンプで圧送してＣＮＧ船に搭載するので、液体ＣＯ２　タンク及び液体圧縮ポンプには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２　搭載に要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７７】
第１３発明のＣＯ２　運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２　積み下ろし基地に気化器と、圧力調整弁と、ＣＯ２　ガスを貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２　を気化器で気化し、圧力調整弁でＣＯ２　ガスの圧力を調整してタンクに送るので、気化器、圧力調整弁及びＣＯ２　ガスタンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２　積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７８】
第１４発明のＣＯ２　運搬方法は、第１０発明において、液体ＣＯ２　積み下ろし基地に液体輸送ポンプと、液体ＣＯ２　を貯蔵するタンクとを備えておき、ＣＮＧ船に搭載されている液体ＣＯ２　を液体輸送ポンプでタンクに送るので、液体輸送ポンプ及び液体ＣＯ２　タンクには通常の技術で製造されるものを使用することができ、液体ＣＯ２　積み下しに要する機器に対して格別な技術開発を行う必要がない。
【０１７９】
第１５発明は、第２発明のＣＯ２　運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＬＰＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載するので、タンクに残留した液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスを排除し、液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２　ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８０】
第１６発明は、第１５発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、タンクに残留した液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスを排除し、液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２　ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８１】
第１７発明は、第２発明のＣＯ２　運搬方法において、ＬＰＧ船の液化石油ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちＬＰＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、液化石油ガス及びＣＯ２　ガスのうちＬＰＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うので、液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスをタンクに残留することなく取り出し、液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２　ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８２】
第１８発明は、第１７発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスをタンクに残留することなく取り出し、液化石油ガスまたはＣＯ２　ガスが混入することなく高品位に、ＣＯ２　ガスまたは液化石油ガスをＬＰＧ船に搭載することができる。
【０１８３】
第１９発明は、第９発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちタンクに搭載されている方の流体（以下、第１流体）をＣＮＧ船から積み下ろした後、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちタンクに搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクに残留している第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンクに残留する第１流体を第２流体に交換して第２流体をＬＰＧ船に搭載するので、タンクに残留した圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　を排除し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２　または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８４】
第２０発明は、第１９発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの残留する第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、タンクに残留した圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　を排除し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２　または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８５】
第２１発明は、第９発明のＣＯ２　運搬方法において、ＣＮＧ船の圧縮天然ガス貯蔵用タンクが流体貯蔵部をなすパイプと、前記パイプの一端に設けたタンク入口弁と、前記パイプの他端に設けたタンク出口弁とを有するタンクであり、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを用い、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちＣＮＧ船に搭載されていない方の流体（以下、第２流体）を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射、及び、圧縮天然ガス及び液体ＣＯ２　のうちＣＮＧ船に搭載されている方の流体（以下、第１流体）の前記タンクからの取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とにより、前記タンク内の第１流体を第２流体に交換して第１流体の積み下ろしと第２流体の搭載を同時に行うので、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　をタンクに残留することなく取り出し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２　または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８６】
第２２発明は、第２１発明のＣＯ２　運搬方法において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有し、前記第１工程では、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じること、前記第２工程では、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入すること、前記第３工程では、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行うこと、前記第４工程では、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出すので、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　をタンクに残留することなく取り出し、圧縮天然ガスまたは液体ＣＯ２　が混入することなく高品位に、液体ＣＯ２　または圧縮天然ガスをＣＮＧ船に搭載することができる。
【０１８７】
第２３発明の流体貯蔵装置は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクと、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）と、前記プラグを前記タンク内に発射するプラグ発射装置と、前記プラグを前記タンクから回収するプラグ回収装置とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１８８】
第２４発明は、第１発明の流体貯蔵装置において、前記プラグ発射装置が、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通するプラグ発射装置側流体出口流路と、前記プラグ発射装置側流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを有し、前記プラグ回収装置が、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けたプラグ回収装置側流体出口流路と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記プラグ回収装置側流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパとを有するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１８９】
第２５発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内に、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を発射するプラグ発射装置であり、前記タンク入口弁に接続される流体出口弁と、前記流体出口弁にその上流側で連通する流体出口流路と、前記流体出口流路に連通し、内部にプラグ挿入用空間を形成したプラグ挿入部と、前記プラグ挿入部に設けた開閉可能なプラグ挿入口と、前記プラグ挿入部に設けた流体入口弁とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、分離して貯蔵することができる。
【０１９０】
第２６発明は、第２５発明のプラグ発射装置において、前記流体出口弁と前記タンク入口弁とを着脱可能に接続する接続手段を有するので、必要なときにプラグ発射装置をタンクに装着することができる。
【０１９１】
第２７発明は、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンク内から、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を回収するプラグ回収装置であり、前記タンク出口弁に接続され、内部にプラグ回収用空間を形成したプラグ回収部と、前記プラグ回収部に設けた開閉可能なプラグ取出口と、前記プラグ回収部に設けた流体出口流路と、前記流体出口流路の出口に設けた流体閉鎖弁と、前記流体出口流路の入口に設けたプラグ用ストッパを具備するので、同一のタンクに貯蔵されている異なる流体を混入することなく、分離して取り出すことができる。
【０１９２】
第２８発明は、第２７発明のプラグ回収装置において、前記プラグ取出口が前記プラグ回収部を前記タンク出口弁側と前記流体閉鎖弁側とに２分するフランジであるので、プラグの取出が容易である。
【０１９３】
第２９発明は、第２３発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグを前記プラグ発射装置に装填する第１工程と、前記プラグ発射装置に第２流体を導入する第２工程と、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁を閉じ、前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１９４】
第３０発明は、第２４発明の流体貯蔵装置を使用する流体貯蔵方法であり、この流体貯蔵装置内の流体（以下、第１流体）を第１流体とは別の流体（以下、第２流体）に交換する際に、前記プラグ挿入口を開き、前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記プラグ発射装置側流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第１工程と、前記流体入口弁を開き、第２流体を前記プラグ発射装置に導入する第２工程と、前記流体出口弁、前記タンク入口弁及び前記タンク出口弁を開き、前記タンク内への第２流体の充填、前記タンク内への前記プラグの発射及び前記タンクからの第１流体の取出を行う第３工程と、前記プラグが前記プラグ回収装置に達した後、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを前記プラグ回収装置から取り出す第４工程とを具備するので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、交換したり、分離して貯蔵することができる。
【０１９５】
第３１発明は、第２５発明のプラグ発射装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクに第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を貯蔵する際に、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を開き、前記流体入口弁から前記タンク内に前記第１流体を充填する第１工程と、前記タンク入口弁、前記流体出口弁及び前記流体入口弁を閉じ、前記プラグ挿入口を開いて前記プラグ挿入部を通して前記プラグを前記流体出口流路に押し込み、その後、前記プラグ挿入口を閉じる第２工程と、前記流体入口弁を開き、前記プラグ挿入部に次の流体（以下、次流体）を導入する第３工程と、前記タンク入口弁を開き、前記タンク内への前記次流体の充填及び前記タンク内への前記プラグの発射を行う第４工程とを具備し、ｎが３以上の場合、前記第２工程、前記第３程及び前記第４工程を第ｎ流体まで繰り返し、最後に前記タンク入口弁を閉じるので、同一のタンクに対して異なる流体を混入することなく、分離して貯蔵することができる。
【０１９６】
第３２発明は、第２７発明のプラグ回収装置を使用する流体貯蔵方法であり、パイプを流体貯蔵部となし、前記パイプの一端にタンク入口弁、他端にタンク出口弁を有するタンクから、前記パイプの内径よりも大きな外径を持ち、前記タンク内に挿入される弾性体（以下、プラグ）を間に挟んで順に貯蔵された第１流体から第ｎ（ｎは２以上の整数）流体を取り出す際に、前記流体閉鎖弁の出口側に切り替え弁を介して第１取出用タンクから第ｎ取出用タンクを接続する第１工程と、ｊを１からｎまでの整数とするとき、各第ｊ流体について、前記切り替え弁の順次切り替えと、前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁の開閉とにより、第ｊ取出用タンクに取り出す第２工程と、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、前記プラグ取出口を開いて前記プラグを取り出し、その後、前記プラグ取出口を閉じる第３工程とを具備するので、同一のタンクから異なる流体を混入することなく、取り出すことができる。
【０１９７】
第３３発明は、第３２発明の流体貯蔵方法であり、前記第３工程に代えて、第１流体から第ｎ−１流体までの取出については、前記プラグが前記プラグ回収部に達したとき毎に前記タンク出口弁及び前記流体閉鎖弁を閉じ、第ｎ流体の取り出し後に、前記プラグ取出口を開いて前記プラグ回収部に達した全てのプラグを取り出す工程を具備するので、同一のタンクから異なる流体を混入することなく、取り出すことができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明で使用するＬＰＧ船の一例を示す図。
【図２】ＣＯ２　状態図。
【図３】パイプを流体貯蔵部としたタンクの一例を示す図。
【図４】本発明により、ＬＰＧ船をＬＰＧの運搬とＣＯ２　ガスの運搬とに併用する例を示す図。
【図５】ＬＰＧ船へＣＯ２　ガスを搭載する一例を示す図。
【図６】ＬＰＧ船へＣＯ２　ガスを搭載する他の例を示す図。
【図７】ＬＰＧ船からＣＯ２　ガスを積み下ろす一例を示す図。
【図８】ＬＰＧ船からＣＯ２　ガスを積み下ろす他の例を示す図。
【図９】本発明により、ＣＮＧ船をＣＮＧの運搬と液体ＣＯ２　の運搬とに併用する例を示す図。
【図１０】ＣＮＧ船へ液体ＣＯ２　を搭載する一例を示す図。
【図１１】ＣＮＧ船へ液体ＣＯ２　を搭載する他の例を示す図。
【図１２】ＣＮＧ船から液体ＣＯ２　を積み下ろす一例を示す図。
【図１３】ＣＮＧ船から液体ＣＯ２　を積み下ろす他の例を示す図。
【図１４】本発明による流体貯蔵装置の基本的構成と２つの流体を交換して貯蔵する方法を示す図。
【図１５】プラグの一例を示す図。
【図１６】本発明によるプラグ発射装置の具体的構成を示す。
【図１７】本発明によるプラグ回収装置の具体的構成を示す。
【図１８】複数の流体をパイプを流体貯蔵部としたタンクに分離して貯蔵する方法を示す図。
【図１９】パイプを流体貯蔵部としたタンクに分離して貯蔵されている複数の流体を取り出す方法を示す図。
【符号の説明】
１　ＬＰＧ船
２　ＬＰＧ船のタンク
３　加圧式ＬＰＧ船のタンク圧（１５ｋｇ／ｃｍ２　）と温度（常温：２０±２０°Ｃ）を示す線
４　パイプを流体貯蔵部とするタンク
４ａ　パイプ
５　タンク入口弁
６　タンク出口弁
７　石油ガス搭載設備
８　石油ガス受け入れ備蓄基地
９　ＣＯ２　ガス搭載基地
１０　ＣＯ２　ガス積み下ろし基地
１１　ＥＯＲ（石油増進回収）への利用
１２　地中隔離処理や海中隔離処理
１３　ＣＯ２　ガスタンク
１４　ガス圧縮ポンプ
１５　液体ＣＯ２　タンク
１６　気化器
１７　圧力調整弁
１８　逆止弁
１９　ガス輸送ポンプ
２０　液化器（冷凍機）
２１　ＣＮＧ船
２２　天然ガス搭載設備
２３　天然ガス受け入れ備蓄基地
２４　液体ＣＯ２　搭載基地
２５　液体ＣＯ２　積み下ろし基地
２６　液体圧縮ポンプ
２７　液体輸送ポンプ
２８　減圧弁
２９　冷凍機
３０　帰還流路
３０ａ　排圧弁
３１、３１Ａ、３１Ｂ　プラグ
３２　プラグ発射装置
３３　プラグ回収装置
３４　流体出口弁
３５　流体出口流路（プラグ発射装置側流体出口流路）
３６　プラグ挿入部
３７　プラグ挿入口
３８　流体入口弁
３９　接続用パイプ
４０　フランジ
４１　プラグ回収部
４２　プラグ取出口
４３　流体出口流路（プラグ回収装置側流体出口流路）
４４　流体閉鎖弁
４５　ストッパ
４６　接続用パイプ
４７　切り替え弁
４８Ａ、４８Ｂ、４８Ｃ　取出用タンク
Ａ、Ｂ、Ｃ　ガス
【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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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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