(57)【要約】圧縮ガスを輸送するための方法及び装置であり、ガス貯蔵システム（図面を参照のこと）を有している。このガス貯蔵システムはモジュール式か、船（１０）の中に一体化されており、マニホールドシステム（図１０を参照のこと）によって連結された大きな直径の複数の高強度スチールパイプ（１４）を有している。ガス貯蔵システム（図面を参照のこと）は、与えられたガス組成に対して最適な圧縮率の範囲内で動作するように設計されている。所望の圧縮率と、選択された低温がわかると、選択された低温におけるガスの所望の圧力範囲に対して、パイプ（１２）の直径及び壁厚が決定できる（図４を参照のこと）。与えられた場所で生産された特定の組成のガスに対して設計されたガス貯蔵システムを有する船（１０）を使用して、その生産場所（１１３）から荷下ろし港（１４１）まで、生産場所（１１３）から何百あるいは何千マイルもガスを輸送し、そこで置換流体（１４４）を使用してガス貯蔵システムからガスを荷下ろしする。
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
加圧して濃縮相で圧縮ガスを貯蔵するための貯蔵システムであって、
予め決められた温度範囲に耐え、パイプ材料に対して必要な設計ファクタを満足する材料からなる一つあるいは複数のパイプと、
前記温度範囲内の温度までガスを冷却する冷却部材と、
ガスの圧縮率が最小になる前記温度範囲の低い温度で、予め決められた圧力範囲内にガスを加圧する加圧部材と、
を有し、前記冷却部材と加圧部材が、圧縮比が最大になるようにガスの温度及び圧力を設定するシステム。
【請求項２】
前記パイプ材料が、Ｘ−８０あるいはＸ−６０のプレミアム高強度スチールであり、前記温度範囲が−２０°Ｆから０°Ｆの間である請求項１記載の貯蔵システム。
【請求項３】
前記低い温度がほぼ−２０°Ｆである請求項２記載の貯蔵システム。
【請求項４】
前記ガスが約０．６の比重を有し、前記圧力範囲が１８００から１９００ポンド／平方インチの間である請求項３記載の貯蔵システム。
【請求項５】
前記ガスが約０．７の比重を有し、前記圧力範囲が１３００から１４００ポンド／平方インチの間である請求項３記載の貯蔵システム。
【請求項６】
前記パイプがＸ−１００プレミアム高強度スチールから形成されており、前記温度範囲が−４０°Ｆから０°Ｆの間である請求項１記載の貯蔵システム。
【請求項７】
前記低い温度がほぼ−４０°Ｆである請求項４記載の貯蔵システム。
【請求項８】
前記圧力範囲が、前記低い温度において圧縮率が最小圧縮率の２％以内で変動するような圧力範囲である請求項１記載の貯蔵システム。
【請求項９】
一つあるいは複数のマニホールドによって連結された複数のパイプが設けられている請求項１記載の貯蔵システム。
【請求項１０】
前記パイプ材料がスチールであり、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度である請求項１記載の貯蔵システム。
【請求項１１】
前記パイプがスチールから形成されており、また貯蔵ガスの質量と前記スチールパイプの質量の比を最大にしている請求項１記載の貯蔵システム。
【請求項１２】
前記パイプ直径とパイプ壁厚が、質量の比を最大にするように選択される請求項１１記載の貯蔵システム。
【請求項１３】
前記ガスがほぼ０．６の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が２０インチであり、パイプ壁厚が０．４３から０．４４インチの間である請求項１２記載の貯蔵システム。
【請求項１４】
前記ガスがほぼ０．６の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が３６インチであり、パイプ壁厚が０．７８から０．７９インチの間である請求項１２記載の貯蔵システム。
【請求項１５】
前記ガスがほぼ０．７の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が２４インチであり、パイプ壁厚が０．３８から０．３９インチの間である請求項１２記載の貯蔵システム。
【請求項１６】
前記ガスがほぼ０．７の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が３６インチであり、パイプ壁厚が０．５８から０．５９インチの間である請求項１２記載の貯蔵システム。
【請求項１７】
加圧して貯蔵コンテナの中に濃縮相で圧縮性ガスを貯蔵する方法であって、
前記貯蔵コンテナに対して必要な設計ファクタを満足する予め決められた温度範囲を選択する段階と、
前記温度範囲の低い温度においてガスの圧縮率を最小にする予め決められた圧力範囲を選択する段階と、
前記圧縮比を最大にする段階と、
を有する方法。
【請求項１８】
前記貯蔵コンテナがＸ−８０あるいはＸ−６０のプレミアム高強度スチールから形成されており、前記温度範囲が−２０°Ｆから０°Ｆの間である請求項１７記載の方法。
【請求項１９】
前記低い温度がほぼ−２０°Ｆである請求項１８記載の方法。
【請求項２０】
前記ガスが約０．６の比重を有し、前記圧力範囲が１８００から１９００ポンド／平方インチの間である請求項１９記載の方法。
【請求項２１】
前記ガスが約０．７の比重を有し、前記圧力範囲が１３００から１４００ポンド／平方インチの間である請求項１９記載の方法。
【請求項２２】
前記貯蔵コンテナがＸ−１００プレミアム高強度スチールから形成されており、前記温度範囲が−４０°Ｆから０°Ｆの間である請求項１７記載の方法。
【請求項２３】
前記低い温度がほぼ−４０°Ｆである請求項２２記載の方法。
【請求項２４】
前記圧力範囲が、圧縮率が最小圧縮率の２％以内で変動するような、前記低い温度における圧力範囲である請求項１７記載の方法。
【請求項２５】
前記貯蔵コンテナがスチールパイプから形成されている請求項１７記載の方法。
【請求項２６】
必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度である請求項２５記載の方法。
【請求項２７】
前記貯蔵ガスの質量とスチールパイプの質量の比を最大にする段階を有する請求項２５記載の方法。
【請求項２８】
パイプ直径を選択する段階と、質量の比から最適なパイプ壁厚を決定する段階を有する請求項２７記載の方法。
【請求項２９】
前記ガスがほぼ０．６の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が２０インチであり、パイプ壁厚が０．４３から０．４４インチの間である請求項２８記載の方法。
【請求項３０】
前記ガスがほぼ０．６の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が３６インチであり、パイプ壁厚が０．７８から０．７９インチの間である請求項２８記載の方法。
【請求項３１】
前記ガスがほぼ０．７の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が２４インチであり、パイプ壁厚が０．３８から０．３９インチの間である請求項２８記載の方法。
【請求項３２】
前記ガスがほぼ０．７の比重を有し、必要な一つの設計ファクタが０．５のスチールパイプ降伏強度であり、スチールパイプが８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有し、パイプ直径が３６インチであり、パイプ壁厚が０．５８から０．５９インチの間である請求項２８記載の方法。
【請求項３３】
ガス貯蔵パイプ中のガスペイロードを最適化するための方法であって、
パイプ材料が予め決められた設計考慮点を満足できるような最小温度を選択する段階と、
設計ファクタによって制御される圧力が、前記最小温度でパイプ中のガスの圧縮を最大にするように決定する段階と、
高降伏強度パイプとパイプ直径を選択する段階と、
貯蔵ガスの質量とスチールパイプの質量の比を最大にする段階と、
質量の比と、選択されたパイプ直径から、最適なパイプ壁厚を決定する段階と、
を有する方法。
【請求項３４】
前記スチールパイプが、直径が３６インチであって６０，０００から１００，０００ポンド／平方インチの降伏強度を有する材料から形成された高強度のスチールパイプである請求項３３記載の方法。
【請求項３５】
前記設計ファクタが、０．５のパイプ降伏強度と、０．３３のパイプ究極引っ張り強度の小さい方である請求項３３記載の方法。
【請求項３６】
前記最小温度が−２０°Ｆである請求項３３記載の方法。
【請求項３７】
前記最適圧力が、１，２００から１，５００ポンド／平方インチの間である請求項３６記載の方法。
【請求項３８】
前記スチールパイプが３６インチ直径を有する請求項３７記載の方法。
【請求項３９】
前記ガスが０．６の比重を有し、パイプが０．６６インチの壁厚を有する請求項３８記載の方法。
【請求項４０】
前記ガスが０．７の比重を有し、パイプが０．４９インチの壁厚を有する請求項３８記載の方法。
【請求項４１】
前記貯蔵ガスの質量と、貯蔵コンポーネントの質量の比が少なくとも０．３である請求項３３記載の方法。
【請求項４２】
ガスを貯蔵するためのシステムであって、
複数のパイプと、
この複数のパイプを連結するマニホールドと、
を有し、前記パイプが、ガスを最小圧縮率で濃縮相に維持するような低温と高圧に耐える材料から形成されているシステム。
【請求項４３】
前記ガスが、−２０°Ｆから０°Ｆの範囲の温度と、１２００ポンド／平方インチ以上の圧力で貯蔵される請求項４２記載のシステム。
【請求項４４】
特定の比重を有するガスに対して設計されたガス貯蔵システムであって、
第１の比重を有する炭化水素の貯蔵容器と、
第２の比重を有する天然ガスを貯蔵する複数のパイプと、
前記貯蔵容器を、前記パイプの中に貯蔵されている天然ガスと連通させる導管と、
を有し、前記天然ガスへ炭化水素を添加することによって、パイプ中に貯蔵されているガスが、ガス貯蔵システムが設計された特定の比重とほぼ同じ比重を有するようにするシステム。
【請求項４５】
特定の比重を有するガスに対して設計されたガス貯蔵システムの中に天然ガスを貯蔵する方法であって、
前記ガス貯蔵システムの中に貯蔵される第１の比重を有する天然ガスを生産する段階と、
天然ガスが、ガス貯蔵システムが設計された特定の比重と同じ比重を有するようになるまで、第２の比重を有する炭化水素ガスを、生産された天然ガスへ添加するか除去する段階と、
を有する方法。
【請求項４６】
炭化水素ガスを添加するか、除去するために、前記ガス貯蔵システムが海洋船の中に配置されており、また貯蔵施設が海洋船の中に配置されている請求項４５記載の方法。
【請求項４７】
生産されたガスの比重が前記特定のガス組成の比重と同じになるように、天然ガスが添加されるか、除去される請求項４５記載の方法。
【請求項４８】
前記生産されたガスが荷下ろしされるときに膨張し冷却するにつれて、添加されたガスが、生産されたガスからドロップアウトして、除去される請求項４５記載の方法。
【請求項４９】
前記除去されたガスが海洋船の上の貯蔵容器へ戻される請求項４８記載の方法。
【請求項５０】
前記第２の比重を有する炭化水素ガスが、生産されたガスよりも重たい炭化水素である請求項４５記載の方法。
海洋船の建造方法及び装置
【請求項５１】
ガスを貯蔵して輸送するためのシステムであって、
船と、
ガスの圧縮率を最小にし、ガスの質量と貯蔵システムの質量の比を最大にするように設計されたガス貯蔵システムと、
を有するシステム。
【請求項５２】
前記ガス貯蔵システムが単一の比重用に設計されており、さらに、輸送されるガスの比重を所望の値に調節するのに利用される炭化水素の貯蔵容器を有する請求項５１記載のシステム。
【請求項５３】
前記船がガスの輸送に使用するために特別に建造されており、ガス貯蔵システムが、船が建造されるときに船と一体化して建造される請求項５１記載のシステム。
【請求項５４】
前記船がガスの輸送に使用するように改造された船であり、前記ガス貯蔵システムが船の上で使用するように別個に建造されたモジュール式システムである請求項５１記載のシステム。
【請求項５５】
前記ガス貯蔵システムが、
段状に配置された複数のパイプと、
低温を維持するために前記パイプを断熱するための断熱材と、
前記パイプからガスを積み降ろしするためのシステムと、
前記パイプを前記積み降ろしシステムへ連結するマニホールドと、
前記パイプを支持する構造フレームと、
を有する請求項５１記載のシステム。
【請求項５６】
前記パイプが３６インチの直径で５００フィートの長さである請求項５５記載のシステム。
【請求項５７】
前記断熱材が前記パイプを取り巻く窒素雰囲気から成っている請求項５５記載のシステム。
【請求項５８】
前記構造フレームが前記の船体へ固定されたＩビームから建造されており、船に対する構造支持を提供している請求項５５記載のシステム。
【請求項５９】
前記Ｉビームがパイプの各段の間に設置されており、一体に溶接されていて隔壁として作用する請求項５８記載のシステム。
【請求項６０】
前記断熱材が少なくとも１２インチの厚みのポリウレタンフォームから成っている請求項５５記載のシステム。
【請求項６１】
前記構造フレームが、スチールパイプから形成された薄いストラップから建造されていて前記パイプの外径と適合しており、前記ストラップがパイプの段の間に設置されていて、隣接する段の上のストラップへ固定されている請求項５５記載のシステム。
【請求項６２】
前記パイプが前記ストラップへ固定されていない請求項６１記載のシステム。
【請求項６３】
前記マニホールドシステムが、
前記マニホールドへ取り付けられたバルブ及び圧力ゲージと、
前記パイプをグループに分割してガスの積み降ろしを容易にするために、前記パイプの各端部に設けられているパイプシステムと、
を有する請求項５５記載のシステム。
【請求項６４】
前記パイプシステムがパイプの各水平段に対するマニホールドを有し、各水平マニホールドが垂直のマスターマニホールドへ連結されている請求項６３記載のシステム。
【請求項６５】
圧縮天然ガスを輸送するための海洋船であって、
支持構造を有する船体と、
前記支持構造の一部を形成する複数のパイプと、
を有し、前記パイプが圧縮天然ガス用の貯蔵コンテナを形成している海洋船。
【請求項６６】
船首と、船尾と、船体のビームにわたって延びていて船首から船尾まで延びる前記パイプを支持している構造部材とを有する請求項６５記載の海洋船。
【請求項６７】
前記構造部材が前記パイプの上側及び下側を受容するサドルを有している請求項６６記載の海洋船。
【請求項６８】
パイプへ取り付けられていて船体を複数のコンパートメントに分割している隔壁を有する請求項６５記載の海洋船。
【請求項６９】
前記コンパートメントの各々が窒素雰囲気を有している請求項６８記載の海洋船。
【請求項７０】
貯蔵ガスの漏れを検出するために各コンパートメント内の窒素雰囲気をモニタする化学薬品モニタシステムを有する請求項６９記載の海洋船。
【請求項７１】
貯蔵ガスの温度をモニタするシステムを有する請求項６９記載の海洋船。
【請求項７２】
コンパートメントの一つの中における貯蔵ガスの漏れを排出するフレアシステムを有する請求項６８記載の海洋船。
【請求項７３】
前記パイプが前記船体の内側に積まれていて、台形形状の断面を形成している請求項６５記載の海洋船。
【請求項７４】
前記台形形状が前記パイプにわたって水平面を形成し、デッキがこの面の上を延びている請求項７３記載の海洋船。
【請求項７５】
前記パイプの端部へ連結されたマニホールド及びバルブを有する請求項６５記載の海洋船。
【請求項７６】
前記船体及び前記パイプが貯蔵ガスへの二重隔壁として作用する請求項６５記載の海洋船。
【請求項７７】
前記複数のパイプのまわりに断熱材を有する請求項６５記載の海洋船。
【請求項７８】
前記断熱材によって、海洋船の１０００マイルの航行ごとに対する貯蔵ガスの温度上昇を１／２°以下にできる請求項７７記載の海洋船。
【請求項７９】
前記複数のパイプがパイプバンドルを形成し、前記断熱材が前記パイプバンドルの側部のまわりを延びている請求項７７記載の海洋船。
【請求項８０】
前記断熱材がポリウレタンフォームである請求項７７記載の海洋船。
【請求項８１】
貯蔵ガスの一部を燃料として使用するエンジンを有する請求項６５記載の海洋船。
【請求項８２】
温度上昇のために起きる前記パイプ中の貯蔵ガスの圧力増加が、燃料として使用されるガスの量によって起きる圧力低下よりも小さい請求項８１記載の海洋船。
【請求項８３】
貯蔵ガスを有する前記パイプが、海洋船に対して浮力を与える請求項６５記載の海洋船。
【請求項８４】
前記パイプを試験するために、前記パイプの中にスマートピッグが配置されている請求項６５記載の海洋船。
【請求項８５】
前記パイプの完全性を試験するために、前記パイプを加圧するための手段が設けられている請求項６５記載の海洋船。
【請求項８６】
前記パイプが、置換（ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ）流体が充填された状態で加圧される請求項８５記載の海洋船。
【請求項８７】
海洋ガス貯蔵船を建造する方法であって、
前記船に対する船体を建造する段階と、
前記船体の底部に沿って船体のビームにわたって延びるパイプサポートの段を設置する段階と、
前記パイプサポートの端部を船体へ取り付ける段階と、
前記パイプサポートの段と直角にパイプの段を設置する段階と、
前記パイプサポート段とパイプ段の設置を繰り返し、船体にパイプが充填されるまで、隣接するパイプサポート段の間にパイプ段を固定する段階と、
を有する方法。
【請求項８８】
前記パイプが３０°Ｆの温度で設置される請求項８７記載の方法。
【請求項８９】
前記パイプが設置温度に達するまでパイプの中にクーラントを流す段階を有する請求項８７記載の方法。
【請求項９０】
前記クーラントが窒素である請求項８９記載の方法。
【請求項９１】
前記パイプの膨張及び収縮が５００フィートのパイプ長当たり１インチに制限されるような温度で、パイプが船体の中に設置される請求項８７記載の方法。
【請求項９２】
前記パイプを設置したあとパイプの上にデッキを建造する段階を有する請求項８７記載の方法。
【請求項９３】
前記パイプを断熱材で囲む段階を有する請求項８７記載の方法。
【請求項９４】
前記パイプ段を、隣接するパイプサポート段へ取り付ける段階を有する請求項８７記載の方法。
【請求項９５】
前記パイプの温度が、ガスの積み込み、ガスの輸送、及びガスの荷下ろしのときに、予め決められた温度範囲内に留まり、パイプへの熱衝撃が防止される請求項８７記載の方法。
【請求項９６】
前記パイプが、周囲温度におけるガスの容積の半分に少なくとも等しい容積を保持する請求項８７記載の方法。
【請求項９７】
ガスを貯蔵するための海洋貯蔵船であって、
コンクリートから建造される船体部分と、
この船体部分の中に作り込まれたガス貯蔵パイプと、
前記船体部分の一端へ連結された船首部分と、
前記船体部分の別の端部へ連結された船尾部分と、
を有する船。
【請求項９８】
前記船体部分が円形の断面を有する請求項９７記載の船。
【請求項９９】
前記船体部分がスリップフォーム工法のコンクリート建造法を用いて製造される請求項９７記載の船。
【請求項１００】
前記船のトリム（ｔｒｉｍ）及び喫水を制御するために、船の中へバラストを圧送できるようにするバラスト部分を有する請求項９７記載の船。
【請求項１０１】
前記船首部分及び船尾部分が別の船のサルベージされた船首及び船尾である請求項９７記載の船。
【請求項１０２】
濃縮相でガスを貯蔵するための海洋貯蔵システムであって、
第１の船体を有する船と、
前記ガスを貯蔵するための複数のパイプと、
を有し、前記パイプがガス用の第２の船体を提供しているシステム。
【請求項１０３】
前記複数のパイプのまわりにバラストが配置されている請求項１０２記載のシステム。
【請求項１０４】
ガスを貯蔵するためのモジュール式システムであって、
段状に配置された複数のパイプと、
低温を維持するために前記パイプを断熱するための手段と、
前記パイプからガスを積み降ろしするためのシステムと、
この積み降ろしシステムへ前記パイプを連結するマニホールドシステムと、
前記パイプを支持するための構造フレームと、
外側エンクロージャと、
を有するシステム。
【請求項１０５】
前記パイプが垂直に配置されている請求項１０４記載のモジュール式システム。
【請求項１０６】
ガスの貯蔵システムであって、
複数のパイプ段を形成する平行な複数のパイプと、
隣接するパイプ段の間を延びていて、それぞれのパイプを収容するための対向する弓状リセスを有する複数の支持部材と、
前記パイプの端部を連結するマニホールド及びバルブと、
を有し、前記パイプと支持部材がパイプバンドルを形成し、このパイプバンドルを断熱材が取り巻いているシステム。
【請求項１０７】
前記支持部材がＩビームである請求項１０６記載のシステム。
【請求項１０８】
前記支持部材と前記パイプの間にライナを有する請求項１０６記載のシステム。
【請求項１０９】
前記支持部材と前記パイプの間にシールを有する請求項１０６記載のシステム。
【請求項１１０】
前記シールがガスケット材料である請求項１０７記載のシステム。
【請求項１１１】
前記パイプが前記構造部材へ溶接されている請求項１０６記載のシステム。
【請求項１１２】
前記パイプがガス貯蔵温度よりも高温で前記構造部材へ溶接されていて、その結果、前記パイプの中で歪みが取りこまれるようになっている請求項１１１記載のシステム。
【請求項１１３】
前記パイプが前記構造部材の間にクランプされている請求項１０６記載のシステム。
【請求項１１４】
前記パイプが前記構造部材の間で長手方向に膨張及び収縮する請求項１１３記載のシステム。
【請求項１１５】
摩擦を緩和するために、前記パイプと前記構造部材の間にコーティングあるいはスリーブが設けられている請求項１１３記載のシステム。
【請求項１１６】
前記支持部材が、隣接するパイプ段の外側曲線に適合するように曲げられたスチールプレートからなるストラップである請求項１０６記載のシステム。
【請求項１１７】
前記ストラップが、前記パイプの外側曲線に適合するような曲率半径を有する正弦断面を有する請求項１１６記載のシステム。
【請求項１１８】
隣接するストラップが接触している請求項１１６記載のシステム。
【請求項１１９】
前記隣接するストラップが前記接触部分において溶接されている請求項１１８記載のシステム。
【請求項１２０】
前記パイプバンドルのポアソン比が１に近づくように噛み合い構造が形成されている請求項１１９記載のシステム。
【請求項１２１】
前記ストラップが前記パイプと同じ材料から形成されている請求項１１６記載のシステム。
【請求項１２２】
段当たりの前記ストラップの数が、パイプバンドルの高さとともに減少する請求項１１６記載のシステム。
【請求項１２３】
前記パイプと前記ストラップの間に低摩擦あるいは耐腐食性の材料が設けられている請求項１１６記載のシステム。
【請求項１２４】
隣接するパイプ段の間にスペーサが設けられている請求項１０６記載のシステム。
【請求項１２５】
前記構造部材が、隣接するパイプ段の間を延びる連続したシート材料を有している請求項１０６記載のシステム。
【請求項１２６】
前記シートが、隣接するパイプ段の間のバリアとして作用する請求項１２５記載のシステム。
【請求項１２７】
前記ストラップの端部が、前記パイプバンドルに対するエンクロージャへ連結されている請求項１０６記載のシステム。
【請求項１２８】
前記パイプが前記ストラップへ取り付けられておらず、前記パイプが前記ストラップに対して膨張、収縮したり、曲がったりすることができる請求項１１６記載のシステム。
【請求項１２９】
前記パイプの各々が、前記エンクロージャの動きに対して独立に動けるようになっている請求項１２８記載のシステム。
【請求項１３０】
前記マニホールドが前記パイプの各端部を閉じており、前記パイプの中に貯蔵されているガスの積み降ろしを行うために前記パイプの内部をマスターマニホールドへ連通させる段状マニホールドを有している請求項１０６記載のシステム。
【請求項１３１】
前記段状マニホールドが積み降ろし用段状マニホールドを有し、前記マスターマニホールドが積み降ろし用マスターマニホールドを有する請求項１３０記載のシステム。
【請求項１３２】
前記積み込み用あるいは荷下ろし用のマニホールドの一方がエンクロージャの一端まで延びており、積み込み用あるいは荷下ろし用マニホールドの他方がエンクロージャの他端まで延びている請求項１３１記載のシステム。
【請求項１３３】
貯蔵ガスを排出するために、前記段状マニホールド及びマスターマニホールドと連通するフレアシステムを有する請求項１３１記載のシステム。
【請求項１３４】
前記バルブが、前記パイプ端部と前記段状マニホールドの間と、前記段状マニホールドと前記マスターマニホールドの間に流量制御部材を有する請求項１３０記載のシステム。
【請求項１３５】
前記パイプバンドルのまわりでエンクロージャを形成するフレームを有する請求項１０６記載のシステム。
【請求項１３６】
前記エンクロージャに窒素雰囲気が充填される請求項１３５記載のシステム。
【請求項１３７】
前記エンクロージャの内部においてパイプのまわりで窒素を循環させるための手段を有する請求項１３６記載のシステム。
【請求項１３８】
前記エンクロージャが、パネルからなるフレキシブルな断熱性スキンか、セミリジッドの多層膜によって形成されている請求項１３５記載のシステム。
【請求項１３９】
前記エンクロージャが窒素によって膨張させられる請求項１３８記載のシステム。
【請求項１４０】
前記パイプが地面に対して垂直か水平である請求項１０６記載のシステム。
【請求項１４１】
前記断熱材が、０．０２Ｂｔｕ／時間／フィート／°Ｆ以下の熱伝導性を有するパーライトその他の材料である請求項１０６記載のシステム。
【請求項１４２】
圧縮天然ガスを貯蔵するための海洋貯蔵システムであって、
船倉及びデッキを有する船と、
平行な複数のパイプと、
パイプの列の間を延びる支持部材と、前記パイプのまわりでエンクロージャを形成するフレームとを有する支持構造と、
を有し、前記パイプと支持構造がモジュール式ユニットを形成し、このモジュール式ユニットが前記デッキの上に配置されているシステム。
【請求項１４３】
前記パイプが前記デッキに直角である請求項１４２記載のシステム。
【請求項１４４】
前記モジュール式ユニットが前記デッキの下側に配置されている請求項１４２記載のシステム。
【請求項１４５】
前記モジュール式ユニットが、貯蔵ガスを荷下ろしするために前記デッキに対して傾斜している請求項１４２記載のシステム。
【請求項１４６】
前記モジュール式ユニットが前記船から積み込み及び荷下ろしされる請求項１４２記載のシステム。
船の積み込み／荷下ろしを行うための方法及び装置
【請求項１４７】
ガスをガス貯蔵システムの中へ積み込む方法であって、
前記ガスを予め決められた低圧力まで圧縮する段階と、
前記ガスを予め決められた低温まで冷却する段階と、
圧縮され冷却されたガスを貯蔵システムの中へ圧送する段階と、
を有する方法。
【請求項１４８】
前記ガスの圧力が、注入圧力が予め決められたガス貯蔵圧力まで上昇させられるにつれて増大する請求項１４７記載の方法。
【請求項１４９】
ガスを圧送するまえに貯蔵システムを冷却する段階を有する請求項１４８記載の方法。
【請求項１５０】
天然ガスが冷却器の中へ通され、そのあと貯蔵システムの中へ通されて、冷却器の中を循環されて貯蔵システムを冷却するようになっている請求項１４９記載の方法。
【請求項１５１】
前記貯蔵システムを窒素ブランケットの中に閉じこめて貯蔵システムを冷却する段階を有する請求項１４７記載の方法。
【請求項１５２】
前記ガスが１８００ポンド／平方インチまで圧縮され、−２０°Ｆまで冷却される請求項１４７記載の方法。
【請求項１５３】
ガス貯蔵システムからガスを荷下ろしする方法であって、
置換流体を貯蔵システムの一端の中へ圧送する段階と、
貯蔵システムの他端を開けてガスを取り出せるようにする段階と、
を有する方法。
【請求項１５４】
前記置換流体の、ガスによる吸収が最小限に抑えられている請求項１５３記載の方法。
【請求項１５５】
前記貯蔵システムの一端を傾斜させる段階を有する請求項１５３記載の方法。
【請求項１５６】
貯蔵システムが海洋船の上に配置されており、船の一端が船の他端よりも高く形成されていて、貯蔵システムを傾斜させるようになっている請求項１５５記載の方法。
【請求項１５７】
前記貯蔵システムの一端が他端よりも低く、置換（ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ）流体が下端を介して注入される請求項１５５記載の方法。
【請求項１５８】
前記貯蔵システムを傾斜させることによって、置換流体とガスの間の接触が最小限に抑えられる請求項１５５記載の方法。
【請求項１５９】
前記船が１〜３°傾斜させられる請求項１５５記載の方法。
【請求項１６０】
前記貯蔵システムが別の構造の上である角度に傾斜させられている請求項１５５記載の方法。
【請求項１６１】
前記貯蔵システムが十分な角度で傾斜されていて、置換流体が中に捉えられてしまうところの、システムを形成しているパイプ中の自然な垂れ下がりを克服している請求項１５５記載の方法。
【請求項１６２】
水中ホイストが船の一端を持ち上げる請求項１５５記載の方法。
【請求項１６３】
前記一端が貯蔵システムの低い箇所であり、他端が貯蔵システムの高い箇所であって、置換流体と貯蔵ガスとの間の境界が最小限に抑えられている請求項１５３記載の方法。
【請求項１６４】
前記貯蔵システムの中にセパレータが配置されていて、置換流体をガスから分離している請求項１５３記載の方法。
【請求項１６５】
前記セパレータが球あるいはピッグである請求項１６４記載の方法。
【請求項１６６】
前記セパレータが貯蔵システムの一端に配置されており、置換流体がこの一端に圧送されるとセパレータが貯蔵システムの中へ移動する請求項１６４記載の方法。
【請求項１６７】
前記セパレータを前記一端へ戻すためにセパレータへ低圧が加えられる請求項１６６記載の方法。
【請求項１６８】
置換流体を吸収している荷下ろしされたガスを再捕捉する段階を有する請求項１５３記載の方法。
【請求項１６９】
前記貯蔵システムが段になった複数のパイプを有し、さらに一度に一つの段を荷下ろしする段階を有する請求項１５３記載の方法。
【請求項１７０】
第１の段の中のガスを荷下ろしするために使用される置換流体が、次に別の段の中に貯蔵されたガスを荷下ろしするために使用される請求項１６９記載の方法。
【請求項１７１】
前記段を荷下ろしするために使用される置換流体が貯蔵タンクへ圧送され、他の置換流体が次の段を荷下ろしするために使用される請求項１６９記載の方法。
【請求項１７２】
前記ガスが天然ガスであり、この天然ガスを膨張バルブの中に通すことによって大きな分子量の成分を液化して、天然ガスから大きな分子量の成分を除去する段階を有する請求項１５３記載の方法。
【請求項１７３】
前記膨張バルブが圧力を１０００から４００ｐｓｉｇに低下させる請求項１７２記載の方法。
【請求項１７４】
残った天然ガスがパイプラインへ通される請求項１７２記載の方法。
【請求項１７５】
前記ガスを荷下ろしするのに必要な置換流体の容積が、荷下ろしされるガスの容積よりも小さい請求項１５３記載の方法。
【請求項１７６】
二つのパイプ段を移動させるのに十分なだけの置換流体が使用される請求項１７１記載の方法。
【請求項１７７】
前記置換流体の温度が貯蔵ガスのそれとほぼ同じである請求項１５３記載の方法。
【請求項１７８】
前記貯蔵システムが海洋船の上に配置されており、荷下ろしのあとに貯蔵システムの中に十分なガスを残すことによって、ガスをさらに積み込むための場所まで船を動かす段階を有する請求項１５３記載の方法。
【請求項１７９】
前記ガスがガス貯蔵システムを離れるまでガスが膨張しない請求項１５３記載の方法。
【請求項１８０】
前記ガス貯蔵システムがマニホールドシステムへ連通した複数のパイプを有し、ガス貯蔵システムからガスを荷下ろしするまえにマニホールドシステムへガスを完全に充填する段階を有する請求項１５３記載の方法。
【請求項１８１】
前記ガス貯蔵システムからガスを荷下ろしするバルブにおいて圧力低下が生じる請求項１８０記載の方法。
【請求項１８２】
前記マニホールドシステムが海洋船圧力に達したあとバルブを開ける段階を有する請求項１８１記載の方法。
【請求項１８３】
前記バルブでの圧力低下のあと、天然ガスから重い炭化水素を除去する段階を有する請求項１８１記載の方法。
【請求項１８４】
前記置換流体がメタノールあるいはエタノールである請求項１５３記載の方法。
【請求項１８５】
ガスを荷下ろしするためのシステムであって、
各々が第１の端部及び第２の端部を有し、高圧で低温のガスを収容している複数のパイプと、
前記パイプの第１の端部において前記パイプへ取り付けられた第１のマニホールドシステムと、
前記パイプの第２の端部において前記パイプへ取り付けられた第２のマニホールドシステムと、
前記第１のマニホールドシステムと連通した置換流体の供給装置と、
前記第２のマニホールドシステムと連通したガス用のパイプラインあるいはその他の貯蔵媒体と、
を有し、前記置換流体の供給装置が前記第１のマニホールドシステムを介して前記パイプの中へ圧送され、その結果、第２のマニホールドが開けられるとガスが前記パイプラインあるいはその他の貯蔵媒体の中へ流入するシステム。
【請求項１８６】
前記供給装置が断熱されたタンクを有する請求項１８５記載のシステム。
【請求項１８７】
前記供給装置が少なくとも前記パイプの一つの段に対して十分な置換流体を有する請求項１８５記載のシステム。
【請求項１８８】
前記ガス貯蔵システムが、前記パイプの第２の端部が前記パイプの前記第１の端部よりも高くなるように傾斜させられる請求項１８５記載のシステム。
【請求項１８９】
前記置換流体とガスとの間のバリアとして作用するピッグが各パイプの内側に配置されている請求項１８５記載のシステム。
【請求項１９０】
前記置換流体を貯蔵するための断熱されたタンクと、置換流体を前記パイプの前記第１の端部の中へ圧送するためのポンプとを有する請求項１８５記載のシステム。
【請求項１９１】
前記置換流体を貯蔵タンクへ圧送するためのサンプポンプを有する請求項１８５記載のシステム。
【請求項１９２】
前記置換流体が貯蔵ガスの温度よりも低い凍結点を有する請求項１８５記載のシステム。
【請求項１９３】
前記貯蔵ガス中での置換流体の溶解性が無視できる請求項１８５記載のシステム。
【請求項１９４】
前記供給装置が置換流体を冷却するための冷却器を有する請求項１８６記載のシステム。
【請求項１９５】
海洋船の中のガス貯蔵システムから天然ガスを荷下ろしする方法であって、
前記ガスを濃縮相に維持する高圧及び低温でガスを貯蔵する段階と、
ガスを加熱して膨張させることによってガスを荷下ろしする段階と、
を有する方法。
【請求項１９６】
前記ガスが、ガス貯蔵システムのまわりの窒素ブランケットを加熱することによって加熱される請求項１９５記載の方法。
【請求項１９７】
前記ガスが電気トレーシングシステムを用いて加熱される請求項１９５記載の方法。
【請求項１９８】
前記ガス貯蔵システムの中に残っているガスを、低吸引圧力コンプレッサを使用して排出する段階を有する請求項１９５記載の方法。
ＣＮＧの港と港の間での輸送方法
【請求項１９９】
天然ガスを輸送するためのシステムであって、
天然ガス源と、
前記ガスを圧縮して冷却することができる積み込みステーションと、
前記ガスの圧縮率を最小にしガスの圧縮比を最大にするような圧力及び温度でガス貯蔵システムの中に入れてガスを輸送するための船と、
受容ステーションと、
を有するシステム。
【請求項２００】
前記積み込みステーションのサイズが、消費者が圧縮天然ガスを消費する流量の約１．０倍より大きいか、あるいは等しい流量で圧縮天然ガスを積み込むようなものである請求項１９９記載のシステム。
【請求項２０１】
もう一方の船が積み込みステーションから受容ステーションまでガスを輸送している間に、空のガス貯蔵システムを受容ステーションから積み込みステーションまで輸送する第２の船を有する請求項１９９記載のシステム。
【請求項２０２】
前記ガスを消費者まで輸送するための供給システムを有する請求項１９９記載のシステム。
【請求項２０３】
前記供給システムがパイプラインである請求項２０２記載のシステム。
【請求項２０４】
前記受容ステーションがガスを受容するサージ貯蔵システムを有する請求項１９９記載のシステム。
【請求項２０５】
前記サージ貯蔵システムが、別の船からガスが荷下ろしされるまで、消費者の要求を満たすだけの十分な能力を有する請求項２０４記載のシステム。
【請求項２０６】
前記船が、貯蔵されている天然ガスの一部を使用して駆動される請求項１９９記載のシステム。
【請求項２０７】
前記一部を取り出すことによって、残った貯蔵ガスが膨張して、残った貯蔵ガスを冷却する請求項２０６記載のシステム。
【請求項２０８】
船を駆動して天然ガス源へ戻すために、十分な貯蔵ガスが船の上に載せられている請求項２０６記載のシステム。
【請求項２０９】
前記受容ステーションがガスを荷下ろしするために置換流体の供給装置を有する請求項１９９記載のシステム。
【請求項２１０】
前記受容ステーションが、使用度の高い期間に使用するために、使用度の低い期間にガスを貯蔵する手段を有する請求項１９９記載のシステム。
【請求項２１１】
前記積み込みステーションが洋上にある請求項１９９記載のシステム。
【請求項２１２】
前記ガス源が、受容ステーションから３００から４０００マイルの間にある請求項１９９記載のシステム。
【請求項２１３】
液体プロパン用の貯蔵システムであって、
前記液体プロパン用の貯蔵コンテナを形成する複数のパイプを有し、
このパイプが、前記液体プロパンの蒸気圧の２倍の圧力に設計され、液体プロパンが周囲温度に維持されるシステム。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【関連特許の相互参照】
この出願は、ここで参照されている２０００年９月５日に出願された“メソッズ・アンド・アパレータス・フォー・トランスポーティング・シーエヌジー（Ｍｅｔｈｏｄｓ ａｎｄ Ａｐｐａｒａｔｕｓ ｆｏｒ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔｉｎｇ ＣＮＧ）”という名称の仮出願Ｎｏ．６０／２３０，０９９の３５ Ｕ．Ｓ．Ｃ．１１９（ｅ）の利益を請求しており、これと同時に出願された、ここで参照されている“メソッズ・アンド・アパレータス・フォー・コンプレッシブル・ガス（Ｍｅｔｈｏｄｓ ａｎｄ Ａｐｐａｒａｔｕｓ ｆｏｒ Ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｂｌｅ Ｇａｓ）”という名称の米国特許出願に関係している。
【０００２】
【政府の支援を得た研究あるいは開発に関する記述】
適用外。
【０００３】
【発明の背景】
この発明は圧縮ガスの貯蔵及び輸送に関する。さらに詳しくは、この発明は圧縮ガスを貯蔵し輸送するための方法及び装置と、圧縮ガスとガス用の貯蔵コンポーネントを輸送するための海洋船と、ガスの積み降ろしを行う方法と、海洋船を利用して一つの場所から別の場所までガスあるいは液体を輸送する方法全体に関する。さらに詳しくは、この発明は特定の組成のガスに対して特別に最適化され構築された圧縮天然ガス輸送システムに関する。
【０００４】
ガス資源が世界中で開発されるようになるにつれて、ガスの輸送に対する要求が増えてきている。従来は、こうした遠隔地からガスを直接使う場所へ、あるいは商業製品に精製される場所までガスを輸送する方法はほんの少ししか実現できないことがわかっている。代表的な方法は、単にパイプラインを建設して、ガスを所望の場所まで“パイプで送る”ものである。しかし、国境を横切ってパイプラインを建設することは、ときには政治的に現実的ではなく、また例えば深海パイプラインは建設及び維持がきわめて高価なため海を渡ってガスを輸送しなければならないようなときなどは、多くの場合において経済的に実現できない。例えば、１９９７年には、黒海を介してロシアとトルコの間をむすぶために提案された７５０マイルのパイプラインは、維持のことをまったく考慮しなくても、初期コストが３０億ドルと見積もられた。さらに、建設と維持はともに当てにならずきわめて熟練した作業者を必要とするため、コストも増大する。同様に、海を渡るパイプラインは、深さと海底の条件に関して制限があるため、ある環境においては選択できない。
【０００５】
パイプラインの制約のために、他の輸送方法が現れた。ガスを輸送するに際しての最も明らかな問題は、ガスの状態では、たとえ周囲温度より低くても少量のガスが大きなスペースを占めてしまうことである。その容積で材料を輸送することは通常は経済的に実現が困難である。その解決策は、ガスが占めるスペースを小さくすることである。直感的には、まず、ガスを濃縮して液体にすることが最も論理的な解決に思える。一般的な天然ガス（約９０％のＣＨ４）は液体に濃縮するとガス容積の１／６００に低減できる。液体状態にある炭化水素ガスは、当該分野においては液化天然ガス、さらに一般的にはＬＮＧとして知られている。
【０００６】
その名前が示すように、ＬＮＧは天然ガスの液化を行い、通常は天然ガスを液体状態で輸送する。液化は輸送問題に対する解決にはなるであろうが、その欠点が即座に明らかになる。まず、天然ガスを液化するには、液化するまで大気圧で約−２６０°Ｆに冷却しなければならない。第二に、ＬＮＧは輸送のときに暖まりやすく、従って液化した状態に留まるような低温のままではない。輸送のときにＬＮＧを適切な温度に保つためには、低温貯蔵技術を用いなければならない。従って、ＬＮＧを輸送するために使用される積み荷収容システムを真に低温にしなければならない。第三に、ＬＮＧを使用するまえにその目的地でそれをガスに戻さなければならない。このタイプの低温プロセスでは、積み込み港及び荷下ろし港の両方においてＬＮＧ施設に大きな初期コストが必要である。船舶はＬＮＧを−２６０°Ｆに保持するために新型（ｅｘｏｔｉｃ）金属が必要である。ＬＮＧを積み降ろしするための、一つの特定のルートに対して完全な施設を設けるコストは一般に数十億ドル以上であり、この方法を汎用的に適用するのは経済的ではないことがしなしばである。液化天然ガスは圧力を上げることによって−２６０°Ｆよりも高い温度で輸送することも可能であるが、低温貯蔵の問題は依然として残り、またこの場合にはタンクを圧力船にしなければならない。これも別の形で高価なものになる。
【０００７】
パイプラインの技術的な問題や、ＬＮＧの大きなコスト及び温度のために、圧縮状態で天然ガスを輸送する方法が開発された。天然ガスを、液体状態には達しないようにして、周囲温度よりも低い温度にまで冷却し、より高い圧力まで圧縮あるいは加圧する。これは、圧縮天然ガス、あるいはＣＮＧと一般的に呼ばれているものである。
【０００８】
海洋あるいは陸上の運送によって天然ガスなどの圧縮ガスを圧力船で輸送することに関していくつかの方法がこれまで提案されてきている。それぞれのガス貯蔵システムの中に収容されるガスの量を最大限に増やすために、ガスは一般的には高圧かつ低温で輸送される。例えば、圧縮ガスは濃縮単一流体（“超臨界”）状態にある。
【０００９】
海洋船によるＣＮＧの輸送は一般的にバージあるいは船舶を利用している。海洋船は、それらの船倉の中に、金属圧力ボトルコンテナなどの、密接して積まれた多数の貯蔵コンテナを有している。これらの貯蔵コンテナは、ＣＮＧを貯蔵する高圧かつ低温という条件に対して内部的な耐久性を有している。船倉は内部的に全体が断熱されており、ＣＮＧ及びその貯蔵コンテナを往路にわたって積み込み温度にほぼ維持するとともに、ほとんど空になったコンテナを帰路のときにそれに近い温度に維持している。
【００１０】
ＣＮＧを輸送するまえに、例えばそれを高圧に圧縮し、低温まで冷凍することによって、まず所望の動作状態へもってくる。例えばここで参照されている米国特許第３，２３２，７２５号には、海洋輸送に適した条件へ天然ガスを調製することが記載されている。圧縮と冷凍のあと、ＣＮＧを海洋船の貯蔵コンテナへ積み込む。そのあと、ＣＮＧをその目的地へ輸送する。積み込んだＣＮＧの一部は目的地までの航海のときに輸送船の燃料として消費される。
【００１１】
目的地へ到着したら、一般には多数の高圧貯蔵コンテナあるいは高圧タービンへのインレットを有するターミナルでＣＮＧを荷下ろししなければならない。ターミナルが例えば１０００ポンド／平方インチ（“ｐｓｉ”）の圧力であり、海洋船の貯蔵コンテナが２０００ｐｓｉであると、バルブを開けると、海洋船貯蔵コンテナ内の圧力が２０００ｐｓｉから１０００ｐｓｉの間のある最終圧力に低下するまでガスはターミナルの中へ広がる。ターミナルの容積が、海洋船貯蔵コンテナすべてをいっしょに合わせた容積よりもずっと大きいと、最終圧力は約１０００ｐｓｉになる。
【００１２】
通常の手順を使用して、次に海洋船貯蔵コンテナの中に残っている輸送ＣＮＧ（“残留ガス”）を、コンプレッサを用いてターミナル貯蔵コンテナの中へ圧縮する。コンプレッサは高価であり、荷下ろし施設の投資コストが増大する。さらに、残留ガスの温度は圧縮の熱によって増大する。この熱を除去しないと必要な貯蔵容積が増大し、ＣＮＧを輸送するコスト全体が上昇する。
【００１３】
ＣＮＧの荷下ろしの費用及び複雑さや残留ガスを低減するためのこれまでの努力はそれ自身の問題を生じる。例えば、ここで参照している米国特許第２，９７２，８７３号には残留ガスを加熱してその圧力を増大させ、海洋船貯蔵コンテナからそれを押し出すことが記載されている。こうした案は、コンプレッサを動作させることに関連した余分な動作コストを、貯蔵コンテナや残留ガスへ熱を供給するための動作コストに単に置き換えるだけである。また、こうしたシステムに対するパイプ及びバルブの配置設計は必然的にきわめて複雑になる。これは、システムが加熱装置あるいは加熱素子を海洋船貯蔵コンテナの中へ収容しなければならないからである。
【００１４】
要約すると、ＣＮＧはＬＮＧに関係する海洋船貯蔵コンテナの投資コストを低減するけれども、使用される方法及び装置の効率が悪いためにコストは依然として高い。これは主として、従来の方法は、特定のガス組成に対して船や施設を最適化していないという事実による。特に、従来の装置及び方法は、特定のガスに対する最適貯蔵条件を決定するために特定のガス成分に基づいた設計を行っていない。
【００１５】
米国特許第４，８４６，０８８号には、オープンバージ上での圧縮ガス貯蔵に対してパイプを使用することが記載されている。貯蔵コンポーネントは船舶のデッキの上あるいは上方に厳重に閉じ込められている。圧縮ガスを積み荷下ろしするためにはコンプレッサが使用される。しかし、パイプ設計ファクタは考慮されておらず、ガスに対して最大の圧縮率を得る試みもなされていない。
【００１６】
米国特許第３，２３２，７２５号は、ガスに対して適切な圧力を決定するために特別な圧縮率を考えてはいない。そのかわりに、’７２５特許は、より大きな圧縮率を得るための広い範囲あるいはバンドについて述べている。しかし、それを行うために、ガスコンテナの壁の厚みは必要以上に大きくなっている。これは、低い圧力で動作させてパイプが過剰設計（不必要な厚み）になるときに、特にそうである。’７２５特許はメタンとその他の炭化水素との混合物に対する相図を示している。この図は、その内側においては混合物が液体と気体の両方として存在する包囲線を示している。この包囲線よりも上の圧力においては、混合物は濃縮相あるいは臨界状態として知られている単一相として存在する。ガスがその状態の範囲内で加圧されると、ガスから液体は垂れない（ｆａｌｌ ｏｕｔ）。また、その範囲内では良好な圧縮比が達成される。従って、’７２５特許はその範囲内での動作を推奨している。
【００１７】
’７２５特許のグラフは温度を下げることを基本にしている。しかし、’７２５特許は、あるガスに対してある温度及び圧力で圧縮率を最適化し、次に必要な壁の厚みを計算することによってその方法及び装置を設計することはしていない。投資コストの大部分はパイプ貯蔵コンポーネントに必要な大量の金属あるいはその他の材料から生じるため、’７２５特許は的を射ていない。’７２５特許で提供されている範囲は非常に広く、その設計は、一つの特定のガス混合物よりも多くの、すなわち異なる組成のガス混合物をカバーするようなものになっている。
【００１８】
米国特許第４，４４６，２３２号には置換（ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ）流体を使用した荷下ろしが記載されている。’２３２特許は低温流体は考えていない。また、それは海岸での貯蔵や熱衝撃も考慮していない。’２３２特許は、連続したタンクを移動するために使用される置換流体を船の上に搭載している。低温の必要性については述べられていない。
【００１９】
この発明は、圧縮ガス用の輸送船と、その輸送船の設計及び船の上のガスに対する貯蔵コンポーネントの設計を最適化するための方法や、ガスを積み荷下ろしするための方法、最適化された輸送船を使用して一つの場所から別の場所へガスを輸送する方法全体及びこれらの方法を用いた特別な装置を提供することによって従来の技術の欠点を克服している。
【００２０】
【発明の概要】
圧縮ガスを輸送するためのこの発明の方法及び装置は、圧縮ガスを貯蔵及び輸送するために最適化されたガス貯蔵システムを有している。このガス貯蔵システムは、平行な複数のパイプと、隣接するパイプ段の間を延びる複数の支持部材を有する。支持部材はそれぞれのパイプを受容して収容するための対向する弓状リセスを有している。ガスを積み荷下ろしするためにパイプの端部にはマニホールド及びバルブが接続されている。パイプ及び支持部材は断熱された状態で閉じこめられていて、好ましくは窒素の濃縮環境にあるパイプバンドルを形成している。
【００２１】
ガス貯蔵システムは加圧されて濃縮相で天然ガスなどの圧縮ガスを貯蔵するように最適化されている。パイプは、予め決められた温度範囲に耐え、スチールパイプなどのようなパイプ材料に対して必要な設計ファクタを満足するような材料から形成されている。冷却部材がガスを前記温度範囲内の温度まで冷却し、加圧部材がガスの圧縮率が最小となるような温度範囲内のうちの低い温度において予め決められた圧力範囲内にガスを圧縮する。ガスの好ましい温度及び圧力では、パイプ内のガス容積と標準状態のガス容積の圧縮比が最大になる。ガスの圧縮比は、標準状態における与えられたガス質量の容積と、貯蔵状態における同じガス質量の容積との比として定義される。
【００２２】
例として、ガス貯蔵システムの一つの実施の形態は、Ｘ−６０あるいはＸ−８０プレミアム高強度スチールから形成されたパイプを有しており、ガスは−２０°Ｆから０°Ｆの温度範囲を有している。その範囲内の低い温度は−２０°Ｆである。Ｘ−１００プレミアム高強度スチールに対しては低い温度はマイナス４０°Ｆである。約０．６の比重を有するガスに対しては、圧力範囲は１，８００から１，９００ｐｓｉの間であり、約０．７の比重を有するガスに対しては、圧力範囲は１，３００から１，４００ｐｓｉの間である。低い温度での圧力範囲は、圧縮率の変化が、特定の比重を有するガスに対する最小圧縮率の２パーセント以内であるような圧力範囲である。
【００２３】
与えられた設計ファクタに対していったんスチールの強度とパイプ直径を選択したら、貯蔵ガスの質量とスチールパイプの質量の比を最大にすることによってパイプの壁厚を決定する。別の例として、ほぼ０．６の比重を有するガスに対して、また設計ファクタが１００，０００ｐｓｉの降伏強度と３６インチのパイプ直径を有するスチールパイプの降伏強度の半分である場合、パイプの壁厚は０．６６から０．６７インチの間である。上述した例においてほぼ０．７の比重を有するガスに対しては、パイプの壁厚は０．４８から０．５０インチの間である。
【００２４】
パイプの壁厚は、腐食あるいは浸食の余裕を考慮した余分な材料厚みを追加することによって大きくなる。この厚みは降伏応力を維持するのに必要な厚みよりも大きい。この余裕は、目的に応じて０．０６３インチかそれ以上である。本発明において使用される大きな直径のパイプによれば、システムの効率を許容できない程度にまで劣化させることなくこの余裕を取り入れることができる。この発明の実施の形態は高強度炭素鋼パイプを使用しているけれども、他の材料をこのシステムに用いてもよい。ステンレススチールやニッケル合金、炭素繊維で補強された複合材などの材料、及びその他の材料を高強度炭素鋼のかわりに用いてもよい。
【００２５】
この発明は特に海洋船で圧縮ガスを輸送するための方法及び装置を目指している。海洋船上のガス貯蔵システムは、特定のガス組成を有するガスを輸送するように設計されていることが好ましい。輸送しようとするガスがガス貯蔵システムに対する設計ガス成分と変わる場合には、ガス貯蔵システムが設計されている特定のガス組成と同じガス組成になるまで、別のガス組成を有するガスが加えられるか、輸送しようとするガスから取り除かれる。
【００２６】
ガス貯蔵システムは海洋船に一体化されていてよい。海洋船は支持構造を有する船体を有しており、ガス貯蔵システムのパイプが支持構造の一部を形成している。船体はいくつかのコンパートメントに分割されており、各コンパートメントは窒素雰囲気を有していて、ガス漏れを検出するために化学薬品モニタシステムを備えている。漏れたガスを排出するためにフレアシステムが設けられていてもよい。船体は断熱されていて、海洋船が１，０００マイル航行するごとに１／２°以上はガスの温度が上昇しないようになっている。これとは違って、海洋船はコンクリートで建設された船体を有していて、ガス貯蔵パイプがこの船体部分に作り込まれていてもよい。船首部分は船体部分の一端へ連結されており、船尾部分は船体部分の他端へ連結されている。
【００２７】
ガス貯蔵システムはモジュール式ユニットとして建設されていてもよい。モジュール式ユニットは海洋船のデッキによって支持されているか、海洋船の船体の内部に設置されている。モジュール式ユニット内のパイプはデッキに対して垂直に延びていても水平に延びていてもよい。
【００２８】
貯蔵ガスは、ガス貯蔵システムの一端へ置換（ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ）流体を圧送しガス貯蔵システムの他端を開けてガスを取り出せるようにすることによって荷下ろしすることが好ましい。置換流体は、ガスによる吸収ができるだけ小さいように選択される。置換流体をガスから分離することによってそれ以上の吸収を防ぐために、ガス貯蔵システムの中にセパレータを配置してもよい。ガスは一度にパイプの一段ずつ荷下ろしされる。ガス貯蔵システムは荷下ろし作業を助けるためにある角度で傾斜されるようになっていてもよい。
【００２９】
ガスを輸送する方法は、地球上の特定の場所で生産されたガスに対する特定のガス組成に対して海洋船上のガス貯蔵システムを最適化する段階を有する。このシステムは天然ガス源における積み込みステーションと、その目的地においてガスを荷下ろしするための受容ステーションを有している。ガス貯蔵システムは、ガスの圧縮率を最小にしガスの圧縮比を最大にするような圧力及び温度で最適化される。
【００３０】
この発明は圧縮ガスを輸送するための方法及び装置を特に目指しているが、この発明の実施の形態は液体プロパンなどの液体の輸送にも適用できることを理解すべきである。
【００３１】
この発明の実施の形態は以下のような多くの独特の特徴を有しているが、それに限定されるわけではない。
ａ）ガス貯蔵システムが海洋船へ構造的に一体化されており、海洋船を構造的に強化している。貯蔵システムは隔壁として作用する支持部材を有する。貯蔵システムのコンポーネントは隔壁として作用する。ガス貯蔵システムはブイとして作用する。貯蔵システムはすべてのガス及び液体を貯蔵するようになっている。
ｂ）ガス貯蔵システムをコンテナ化されたシステムとして建造することによって、海洋船のデッキの上での、あるいは船体の中でのシステムの輸送が可能になり、ガス貯蔵システムは海洋船の構造に本質的に無関係になる。
ｃ）海岸あるいは海洋船の上に貯蔵された低凍結点液体を用いた段階的な荷下ろし。
ｄ）ガスを液体から分離するために液体で駆動されるピッグ（ｐｉｇ）を用いた荷下ろし。
ｅ）直径や壁厚などガス貯蔵パイプの寸法を、決まったガス供給の組成に対して最適化された圧縮率に整合させることによって、船の上に貯蔵されたガスの単位重量当たりのスチール重量を最小にしている。
ｆ）海洋船上の貯蔵として、ＡＰＩやＡＳＭＥ、あるいはクラス社会規範などの受け入れられた標準に従って製造されたプレミアムパイプを使用しており、設計ファクタが、個々に建造された圧力船に対するそれよりも高いような、すなわち設計ファクタが０．２５あるいは類似の標準よりも高い。
ｇ）船体全体あるいはコンテナアセンブリを断熱（断熱）ライニングしていて、所望のサービスに対して例えば１００時間の航行当たり１°以下などの許容可能な率に温度上昇を抑えている。
ｈ）ガスの積み荷と置換（ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ）流体との間の接触表面積を下げて、ガス貯蔵システムからの変位液体の排出を最大にするために、海洋船の釣り合いをよくする（ｔｒｉｍ）か、ガス貯蔵システムを傾斜させる。
ｉ）海岸あるいは船の上で、しかし主要ガスコンテナの外側で、荷下ろし段階のときに、制御バルブ両側で圧力低下を行う。
ｊ）船の側部あるいは底部などの最も損傷を受けやすいガス貯蔵システムの特定のパイプを外部の原因から隔離するためにマニホールドを使用している。
ｋ）液体を移動するときに流体静力学的テストを行う。
ｌ）海洋船の建造の方法。
【００３２】
この発明の利点は、海を渡って天然ガスを輸送するときに通常関係する大きな投資コストや低温貯蔵手続きが著しく低減され、この発明の収益性をこれまで用いられていた方法及び装置よりも大きくしている。
【００３３】
この発明は、ＣＮＧの貯蔵条件を最適化して、天然ガスを貯蔵及び輸送するための従来の方法の欠点を克服することによって、ＣＮＧを貯蔵及び輸送する方法及び装置の改善を行っている。
【００３４】
この発明のその他の目的及び利点は以下の説明から明らかとなろう。
この発明の実施の形態を詳しく説明するために、ここで添付図面を参照する。
この発明は様々な修正や別の形態が可能であるが、特定の実施の形態を図面に例として示すとともに、ここで詳しく説明する。しかし、図面やそれに対する詳しい説明は発明をここに記載されている特定の形態に限定するものではなく、本発明は、添付されている請求項によって定義されるこの発明の精神及び範囲に含まれるすべての変形、均等物、及び変更をカバーしていることを理解すべきである。
【００３５】
【実施の形態の簡単な説明】
以下の説明において、明細書及び図面の全体を通じて、類似した部材はそれぞれ同じ参照番号で表されている。図面は必ずしも同じ縮尺ではない。実施の形態のあるものはいくらか簡略化して誇張した寸法で示されており、一般的な部材のいくつかの詳細はわかりやすさと簡潔さのために図示されていない。この明細書に記載されているシステムはＵ．Ｓ． Ｃｏａｓｔ ＧｕａｒｄやＡｍｅｒｉｃａｎ Ｂｕｒｅａｕ ｏｆ Ｓｈｉｐｐｉｎｇ（ＡＢＳ）、Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ（ＡＰＩ）、Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｓｏｃｉｅｔｙ ｏｆ Ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ（ＡＳＭＥ）などの、認知された規格機関によって発行されている意図する用途に適用可能な設計規格に従って設計されている。
【００３６】
この発明は海洋船に載せてガスを貯蔵し輸送するための方法及び装置、海洋船を建造するための方法及び装置、海洋船に搭載したガス貯蔵システムへガスを積み降ろしする方法及び装置、及びガスを港間で輸送する方法及び装置を含んだいくつかの分野を目指しているが、それらに限定されるわけではない。この発明は様々な形の実施の形態が可能である。この発明における特定の実施の形態が図面に示されており、これらをここで詳しく説明する。ここでの記述はこの発明の原理の例と考えるべきであり、本発明をここに示されていて説明されているものに限定するものではない。
【００３７】
特に、この発明の様々な実施の形態は、この発明による装置の多数の様々な構造及び動作方法を提供している。この発明の実施の形態は、この発明の装置を使用するための複数の方法を提供している。以下で説明する実施の形態の様々な教示を別々に、あるいは適当に組み合わせて用いることによって所望の結果を得ればよいということを十分に認識すべきである。説明のために上あるいは下を参照する。上とは海面から離れていることを意味しており、下とは海床の方を意味している。
【００３８】
この発明は任意のガスに対して使用することができ、天然ガスに限定されるわけではないことを理解すべきである。天然ガスを貯蔵及び輸送するための実施の形態を例によって説明するが、発明を制限するものではない。
【００３９】
ＣＮＧの貯蔵
ガス貯蔵システムに対する実施の形態は、ガスが濃縮相としても知られる濃縮単一流体（“超臨界”）状態に維持されるようなガス温度及び圧力に設計されている。この相は、分離した液体と気体の相が存在できないような高圧で生じる。例えばガスが１０００ｐｓｉあたりまで低下すると圧縮天然ガスすなわちＣＮＧに対して分離相が生じる。主としてメタンである天然ガスが濃縮相に維持されている限り、ガスがガス貯蔵圧力においてガス貯蔵温度まで冷却されたとき、低圧縮率値に寄与するエタンやプロパン、ブタンなどのより重い炭化水素はドロップアウトしない。従って、この実施の形態においては、天然ガスはより高い圧力まで圧縮あるいは加圧され、周囲温度よりも低い温度まで冷却されるが、液相には達せず、ガス貯蔵システムの中に貯蔵される。ガスをＬＮＧではなくてＣＮＧに維持することによって、低温貯蔵プロセスの必要性がなくまり、また積み込み港及び荷下ろし港の両方において大きな初期コストの要る施設が不要になる。
【００４０】
この発明の方法及び装置は、輸送しようとするガスの圧縮を最適化する。ＣＮＧ貯蔵の最適化によって貯蔵コンポーネントに必要な材料の量を減らしつつペイロードが増え、それによって輸送の効率が上がり、投資コストが低減される。輸送しようとするガスの最適な圧縮を計算するために、特定のガスに対して、与えられた圧力において標準の条件に比べて圧縮率を最小にし、圧縮比を最大にする。説明した実施の形態においては、輸送するガスは天然ガスである。しかし、この発明は天然ガスに限定されるわけではなく、任意のガスに適用できる。さらに、材料当たりの貯蔵ガスの量を最大にする手段は、海岸や海上のプラットホームなどの固定貯蔵に対しても使用することができる。
【００４１】
どんなガスでも、圧縮率はもしそれが混合物の場合にはガスの組成によって、またガスに課せられる圧力や温度の条件によって変わる。この発明においては、最適条件は、周囲条件に対して温度を下げ圧力を上げることによって見つける。天然ガスについては、この輸送形態に対しては、圧縮比はガスの組成によって一般に２５０から４００まで変化する。輸送する特定のガスに対して最適な圧力−温度条件が決まると、貯蔵コンテナシステムに必要な寸法を決定することができる。
【００４２】
そのガスに対する圧縮を計算することによって、ガスが可能な最も小さい容積を占める条件が決まる。気体の状態方程式によってガスの与えられた質量ｍに対する容積Ｖが決まる。すなわち
Ｖ＝ｍＺＲＴ／Ｐ                                        （１）
【００４３】
ここで、Ｚは圧縮率であり、Ｔは温度、Ｒは気体定数、Ｐは圧力である。与えられたガス組成に対しては、Ｚは温度及び圧力の両方の関数であり、通常は実験的に、あるいはコンピュータモデルによって得られる。この方程式からわかるように、同じガス質量に対しては、Ｚが低下するにつれてＶも低下する。従って、与えられた動作温度に対しては最小のＺ値が望ましい。
【００４４】
貯蔵容積もＴとともに低下するため、所望の動作温度も重要なファクタと考えられる。この発明においては、低温工学は使わなくてもよく、適度な低温が望ましい。温度が低下するにつれて、金属は脆くなり、金属の丈夫さは低下する。多くの規制法によって金属のあるグループに使用は、安全な動作を保証するために決まった温度範囲に制限される。通常の炭素鋼は−２０°Ｆまでの温度での使用が広く認められている。Ｘ−１００（１００，０００ｐｓｉの降伏強度）などの高強度スチールは約−６０°Ｆまでの温度に対しての使用が広く認められている。その他のスチールとしてはＸ−８−やＸ−６０がある。貯蔵コンテナシステム用のスチールの選択は、そのガスに対する設計温度及び圧力におけるチャーピ（Ｃｈａｒｐｙ）強度、丈夫さ、究極降伏強度などを含むいくつかの設計ファクタに依存するが、それに限定されるわけではない。もちろん、貯蔵コンテナシステムは、特定の用途に適用されるときのこれらのファクタに対する法の要件を満たす必要がある。例として、貯蔵コンテナシステムに対する最大応力レベルは材料の究極引っ張り強度の１／３か、その材料の降伏強度の１／２の小さい方である。Ｘ−８０やＸ−６０スチールの降伏強度の１／２はその降伏強度の１／３よりも小さいため、これらの高強度スチールはＸ−１００スチールよりも好ましい。
【００４５】
例として貯蔵コンテナシステムに対してＸ−８０やＸ−６０の高強度スチールを仮定すると、貯蔵コンテナシステムは−２０°Ｆの低温限界を有し、このガス貯蔵コンテナシステムの実施の形態に対して適切な安全性マージンが提供される。使用する材料に望む安全性マージンやタイプによっては、もっと低い温度も可能である。例えば、Ｘ−１００などのプレミアム高強度スチールやもっと小さい安全性マージンを用いると、−４０°Ｆの低温限界が可能である。
【００４６】
以下は、０．６の比重など特定の組成を有するガスに対するこの発明の一つの実施の形態に関する説明である。貯蔵コンテナシステムに対してＸ−１００高強度スチールが使用されている。この貯蔵コンテナシステムは−２０°Ｆの低温限界を有していて、そのシステムに対する予め決められた安全性マージンを提供している。図１は、０．６の比重を有するガスに対して圧縮率Ｚとガス圧力の関係を示すグラフである。０．６の比重は、主としてメタンから成っていて他の炭化水素は低い組成を有する乾燥したガス貯蔵容器から得られるものを表している。Ｚの値は、この目的のために開発された米国ガス協会（Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｇａｓ Ａｓｓｏｃｉａｔｉｏｎ（ＡＧＡ））のコンピュータプログラムから得た。貯蔵コンポーネントに対する設計温度として−２０°Ｆの温度で適用されたＡＧＡの方法が図３に示されている。図３を参照するとわかるように、０．６の比重に対してＺの最低値は−２０°Ｆにおいて約１８４０で起こっている。式（１）に基づいて、貯蔵コンポーネントを少なくとも１８４０ｐｓｉａに適当な安全性マージンを加えたものに耐えるように設計することによって、このガスを貯蔵するための最小容積を得る。これらの条件によって、標準状態におけるガス容積と貯蔵状態におけるガス容積との圧縮比として約２６５が得られる。
【００４７】
別のガス組成が図２に示されている。図２は０．７の比重を有するガスに対して圧縮率Ｚとガス圧力との関係のグラフを示している。Ｚに対する値は図１と同じ方法で得た。図１及び図２に示されているガスの温度は０°Ｆ以下にはならない。図３は０．６及び０．７の比重を有するガスに対して、温度が０°Ｆ以下まで低下したときの圧縮率を示している。ここで図３を参照する。０．７の比重のガスに対してＺとＰの関係を見ると、Ｚの最小値は０．４０３であり、−２０°Ｆで１３５０ｐｓｉａの近傍で起きていることがわかる。従って、０．７の比重のガスに対しては、貯蔵コンポーネントは、少なくとも１３５０ｐｓｉａに、適用する安全性マージンを加えて設計される。これらの条件によって、約２６８の圧縮比が得られる。図３はガス温度がさらに低い温度まで低下したときにいかに圧縮率が増大するかも示している。０．７の比重に対して、−３０°Ｆにおいての最小値は約１２５０ｐｓｉａにおいて０．３６である。同じガスに対して、−４０°Ｆにおいての値は約１２５０ｐｓｉａにおいて０．３６まで低下する。１２５０ｐｓｉａ以下の圧力において、−４０°Ｆにおける０．７の比重のガスは液体になり、もはや濃縮相のガスではなくなる。
【００４８】
この発明の主要な目的及び利点は、ガス貯蔵システムの効率を向上させることである。特に、貯蔵ガスの質量と貯蔵システムの質量の比を最大にする。図３Ａは、ガスが貯蔵される圧力と、システムの効率との間の関係を様々な温度で示している。図３Ａにおいて、与えられた圧力において、ガスの温度が低下すると、貯蔵システムの効率は増大することがわかる。この発明のシステムは効率が最大になる点３１で動作させることが好ましいが、必ずしもすべての場合に現実的というわけではない。従って、この発明のシステムを例えば図３Ａに示されているライン３２とライン３４で境界が形成された効率範囲で動作させることが好ましい。また、この発明は効率が０．３を越えて動作させることが好ましい。
【００４９】
さらに図３Ａを参照する。図にはこの発明の一つの実施の形態に対する好ましい動作パラメータが曲線３６によって表されている。この曲線は、特定の組成を有し−２０°Ｆで貯蔵されているガスを表している。ガスの組成が変わると曲線も異なることを理解すべきである。表示されている範囲内の任意の圧力でガスを貯蔵することが可能であり、また従来の技術に比べると利点があるけれども、曲線３２、３４によって定義される圧力でガスを貯蔵することが好ましい。従って、この発明のこの実施の形態に従って建造された貯蔵システムは、この範囲によって定義された任意の圧力で、名目上は１１００から２３００ｐｓｉの間で−２０°Ｃでガスを貯蔵することができる。
【００５０】
ガスのペイロードを最適化する方法には、１）適当な安全マージンを考慮して貯蔵システムに対する最低温度を選択する段階と、２）その温度における特定の組成のガスの圧縮に対して最適条件を決定する段階と、３）選択された温度及び圧力に対して、例えばパイプ強度や壁厚を選択するなど、パイプなどの適当なガスコンテナを設計する段階が含まれる。
【００５１】
この発明のシステムを、既知の一定組成を有するガスを貯蔵し輸送することに利用することが好ましい。これによって、システムを特定のガスでの使用に対して完全に最適化することが可能であり、システムを常にピーク効率で動作させることが可能である。ガスの組成は、特定の生産ガス貯蔵所に対して時間とともに若干変動する。同様に、この発明によるガスの貯蔵及び輸送システムを利用して、ある範囲の比重を有する様々な組成のガスを生産する多数の貯蔵所へサービスすることができる。
【００５２】
この発明はこれらの変動に対応することができる。図３は０．６及び０．７の比重のガスに対する−２０°Ｆの曲線を示す図である。０．７の比重のガスに対するＺの値は、−２０°Ｆにおいて約１２００から１５００ｐｓｉａの圧力範囲にわたってＺは２％以下の変動である。０．７の比重のガスは−３０°Ｆにおいて約１１５０から１３５０まで、２％の変動を、また−４０°Ｆにおいて１２５０から１３５０ｐｓｉａまでその変動を維持している。従って、システムの温度に応じて、貯蔵コンポーネントの設計は、圧縮率が最小になるような、あるいはこの２％の変動内にあるような圧力範囲にわたって最適であると考えられる。この変動範囲内で動作することが好ましいが、他の貯蔵条件もいくつかの状況においては有用性があることを理解すべきである。
【００５３】
特定の組成のガスについて、この発明のシステムの使用を参照するが、この特定の組成は貯蔵所から実際に生産される組成ではなく、またある特定の組成のガスでの使用に対して設計されたシステムはその特定の組成のガスにおける使用だけに限定されるわけではないことを理解すべきである。例えば、温度を若干下げると、リッチガスに対して最適化されたコンテナシステムの中に、商業的な量のよりリーンなガスを貯蔵することが可能になる。
【００５４】
ガス貯蔵コンテナに対しては、実施の形態は少なくとも６０，０００ｐｓｉの降伏強度を有する高強度スチールを、すなわちＸ−６０スチールを使用する。貯蔵コンポーネントは、スチールパイプであることが好ましいが、ニッケル合金やコンポジット、さらに詳しくは炭素繊維で補強されたコンポジットなどを含めた他の材料を使用してもよいがそれに限定されるわけではない。任意のパイプ直径を使用できるが、大きな直径が好ましい。なぜなら、直径が大きければ、与えられた容量のシステムに必要なガスコンテナの数が減り、必要なバルブやマニホールドの数が減るからである。大きな直径のパイプによれば、損傷を受けた領域にわたって内部スリーブを固定するなどの内部アクセス手段を用いた方法によって修理を実行することが可能である。大きな直径のパイプでは、腐食あるいは浸食に余裕ができ、貯蔵効率への影響を最小限にとどめて貯蔵コンテナの寿命を改善することができる。他方において、非常に大きなパイプ直径では必要な壁厚が増大し、また建造中に崩壊や損傷をより受けやすくなる。従って、パイプ直径は上述した問題や、入手性、調達コストをバランスさせて選択することが好ましい。この発明の一つの実施の形態では、３６インチのパイプ直径が使用されている。
【００５５】
好ましいパイプは大量生産されるパイプであり、適当な規制機関によって発行されている規格に従って品質制御される。いくつかの規制機関との初期の議論によって、海洋輸送の分野でガスコンテナとしてそうしたパイプを使用することに関する規格あるいは規制の法は存在しないことがわかったが、０．５の降伏強度あるいは０．３３の究極引っ張り強度の小さい方からなる最大設計応力を使用することが適している。これは、従来の方法において使用されている通常の特別に建造された貯蔵タンクは０．２５の降伏強度の最大設計応力が必要なことから、従来の技術よりも著しく改善されている。０．５の設計ファクタは、構造体を必要な強度の２倍で設計しなければならないことを意味しており、０．２５のファクタは構造体が４倍の強度でなければならないことを意味している。従って、この発明は使用するスチールを減らしつつ、従って著しく投資コストを下げつつ、規制及び安全性の要件を満たしている。この発明の別の利点は、大量生産されるプレミアムグレードのパイプに備わった安全性マージンと品質制御レベルである。
【００５６】
実施の形態は、目標とする貯蔵圧力においてガスを濃縮相に維持することができる温度として−２０°Ｆのガス温度に設計されている。まえに議論したように、標準の炭素鋼は−２０°Ｆの温度までの使用が広く認められており、プレミアムパイプに使用されている高強度スチールは−６０°Ｆまでの温度での使用が認められている。これは、ガス貯蔵システムの動作温度において広い安全性マージンを与えており、また設計温度よりも低い温度での使用にいくらか柔軟性を与えている。別の考慮点は、ガスが“超臨界”状態、すなわち濃縮相にあるために、を低くすることに寄与する重い炭化水素がガスを−２０°Ｆまで冷却してもドロップアウトしないことである。ガスがいったん１０００ｐｓｉａくらいまで低下すると、天然ガスに対して分離相が生じる。これは、もし、高い経済値を有するエタンやプロパン、ブタンなどの重い炭化水素を集めたい場合には、ガスを荷下ろしするとき主要ガスコンテナシステムの外側において起こすことができるが、貯蔵や輸送のときには好ましくない。
【００５７】
上述したように、この実施の形態はパイプに高強度スチールを、すなわち少なくとも６０，０００ｐｓｉの降伏強度を使用しており、以下の計算では０．５の降伏応力制御の設計ファクタを仮定している。以下はパイプに対する好ましい壁厚の計算である。
まず、ガス収容パイプの質量当たりの、運搬ガスの質量を、支持構造や断熱、冷凍、推進力などのその他のコンポーネントを考慮せずに最大にする。単位長さ当たりのパイプの中に収容されているガスの質量ｍｇは
【００５８】
2004517270.tif 000003
と書ける。ここで、Ｐｇはガス圧力、Ｖｇはコンテナの容積、Ｚは圧縮率、Ｒは気体定数、Ｔｇは温度である。Ｄｉの直径を有するパイプの１フィート長に収容されているこのガスの質量は、
【００５９】
2004517270.tif 000004
である。ガス質量と貯蔵コンテナ質量の比（ｍｇ／ｍｓ）で定義される貯蔵システムの効率を最大にするためには、パイプをできる限り軽くしなければならない。薄い壁のシリンダのフープ応力Ｐは
【００６０】
2004517270.tif 000005
で定義される。ここで、Ｓはパイプ材料の降伏応力、ＦはＡＳＭＥ Ｂ３１．８ Ｃｏｄｅの表８４１．１１４Ａからの設計ファクタ（この場合には０．５）であり、Ｄｏはパイプの外径である。従って、式４に代入し、Ｆに０．５を用いると、パイプの質量（ｍｓ）は
【００６１】
2004517270.tif 000006
によって計算することができる。ここで、ρｓはパイプ材料の密度である。式２と５を組み合わせると、ガス質量ｍｇと貯蔵システム質量ｍｓの比Ψは
【００６２】
2004517270.tif 000007
で表すことができる。
【００６３】
この関数を以下のパラメータに対して数値的に評価した。
2004517270.tif 000008
【００６４】
上で参照した関数Ψは容易に数値的に評価され、これがガスの三つの異なる降伏応力値Ｓに対して図４に示されている。解析を容易にするために、効率関数Ψを、
2004517270.tif 000009
で表されるパイプ直径とパイプ厚との比に関して解析することができる。
【００６５】
図４は、パイプ材料の質量当たりの、ガス質量の比（効率として定義される）がパイプの直径と厚みの比によってどのように変化するかを示している。このタイプの曲線は、上述した最適なＤ／ｔあるいは最大関数Ψを選択するときに使用される。図４からわかるように、降伏応力値が異なると、異なったＤ／ｔにおいてΨは最大となる。これらの最大値を、様々な降伏応力を有する材料に対して以下の表に示す。
【００６６】
2004517270.tif 000010
【００６７】
効率はＳが増大すると急激に向上する。従って、例えば１００，０００ｐｓｉあたりの大きな最大降伏応力を有する材料を選択するのが賢明である。降伏応力のこの値に対しては、約５０のＤ／ｔにおいて最大効率が得られ、ガスに対してはおよそ０．３１６、メタンに対しては０．２６５である。しかし、これはなお、厳密なパイプの選択を表してはいない。有用性あるいはその他の考慮点に基づいてＤを固定すると、必要な壁の厚みを即座に決定できる。例として直径をＤ＝２０インチに選択すると、壁の厚みは０．３７５インチでなければならない。これは標準的なサイズであり、従って即座に利用可能である。このパイプに対してはＤ／ｔ＝５３．３であり、ガス質量／スチール質量は０．３１５であり、最適な選択に近いことがわかる。このパイプの重量は７８．６ｌｂ／ｆｔであり、ガスを入れたこのパイプの重量は１０２．７９ｌｂ／ｆｔである。この最適構造でのガスの圧力は、１８４０ｐｓｉである。１００ｋｓｉの材料が利用できない場合には、あるいは究極強度限界に関する基準が適用できるときには、他の最適なＤ／ｔを材料の利用性に基づいて選択することができる。しかし、比ｍｇ／ｍｓは１００ｋｓｉ材料に対するものほど高くはならないであろう。ここでは例として２０インチのパイプ直径が使用されているが、前に述べた３６インチ直径のパイプなど他のサイズも可能である。
【００６８】
上述した実施の形態は材料を選択するときの重要な要因として最大降伏応力を使用しているが、適用可能な法及び規制を考慮するとき、他の材料特性及び設計ファクタも重要である。例えば、まえに述べたように、いくつかの規制団体は、最大主要応力が材料の究極引っ張り強度が０．３３を越えないことも要求しており、従って究極引っ張り応力が重要な選択ファクタとなる。低温でのサービスにおいては、規制団体は、チャーピィＶノッチ衝撃試験によって一般に決定される、材料の頑丈さ特性を要求しており、材料の低温性能が重要となる。また、自重や海洋船の屈曲、及び熱応力によって引き起こされる曲げのためにさらに応力が生じることに注意すること。これらは上述した計算がもとにしているフープ応力に直角であるけれども、これらの応力も特定の用途に基づくと重要な設計考慮点になる。
【００６９】
適したガスコンテナ及び貯蔵システムを選択するときには、他の設計考慮点も考慮される。例えば、動作応力はＡＳＭＥ Ｂ３１．８ Ｃｏｄｅ， Ｓｅｃｔｉｏｎ ８４１．１１ｃによって指定された最小降伏応力の４０％以上であることから、選択された材料はクラックの伝搬及び制御の解析を行って、パイプの適切な柔軟性を確保し、かつ／あるいは機械的なクラックアレスタを設けなければならない。パイプサポートはクラックアレスタとしての機能も兼ねるように設計することができることに留意すること。さらに、これまでの計算はガス及びそれを収容するパイプのみに関するものであった。しかし、これらのパイプは海洋船の上に配置された構造フレームの中に積み重ねられ、積み降ろし作業のためのマニホールドやポンプ、バルブ、制御装置などを備えており、ガスを冷却して低温に維持するための断熱及び冷凍システムを備えていなければならない。ガスコンテナとして使用されるパイプは他のガスコンテナや追加の設備によって生じる負荷に耐えられなければならない。
【００７０】
実施の形態は３６インチの直径のパイプと、５０のＤ／ｔ比を有している。直径とＤ／ｔ比を選択したら、次に壁の厚みが決定される。もちろん、ガスに対する圧縮率は比の計算の中に含められている。従って、−２０°Ｆにおけるある組成を有するガスに対する設計においては、状態方程式によって圧縮ガスに対する好ましい圧力が計算される。その圧力がわかると、最良の圧縮率が与えられる。このように、パイプは−２０°Ｆにおけるこの最適圧縮率に対して設計される。次に、圧力がわかっているので、圧力及び壁の厚みに対する式を用いて、与えられた直径における壁の厚みを計算する。
【００７１】
従って、ガスの特定の組成を考慮して、−２０°Ｆで圧力に耐えられるように、パイプの設計を行う。しかし、最適なＺが得られる比較的平坦な領域が存在する。従って、図３に示されているように、圧縮率に大きな変動を生じることなく、設計圧力は０．７の比重のガスに対して約１，２００から１，５００ｐｓｉａの間にできる。これによって、この発明によるガス貯蔵システムの中に入れて効率よく輸送することができるガス組成に柔軟性をもたせることが可能となる。
【００７２】
貯蔵システムの生産及び製造コストや、全体としてのシステム重量に関する問題の理由から、ガスコンテナ設計は最適化することが好ましい。ガスコンテナが−２０°Ｆにおけるガス組成に対して設計されていないと、そのガスコンテナは過剰設計であり、従ってひどく高価になるか、所望の圧力に対して劣った設計になる。この実施の形態はガスの最適圧縮効率を達成するためにガスコンテナ設計を最適化している。効率は、ガス重量と、ガスコンテナを製造するときに使用するパイプの重量との比で定義される。０．７の比重を有するガスに対する実施の形態においては、１００，０００ｐｓｉの降伏強度を有するパイプ材料を用いたとき、０．５３の効率を達成することができる。従って、収容されているガスの重量はパイプ重量の半分以上である。
【００７３】
与えられたパイプ直径に対する最適な壁厚は、一般的に利用可能なパイプの壁厚と同じかもしれないし、違うかもしれない。従って、その与えられた直径のパイプに対する次善の標準厚みのパイプ寸法を選択する。これは効率を少し下げるかもしれない。もちろん、別の策は、効率を最適化するために、すなわち天然ガスの特定の組成に対するパイプのコストを最適にするために、特別仕様に合わせてパイプを製造することである。海洋船へ供給するのに必要なパイプの量が十分に多くて、特殊なパイプの製造が経済的であれば、仕様に合わせてパイプを建造することはコスト効率的である。
【００７４】
上述した式を用いて、設定した条件でガスを貯蔵するためのパイプの壁厚を計算することができる。８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有する２０インチの直径のパイプを使用して１８２５ｐｓｉａで比重０．６のガスを貯蔵するためには、壁厚は０．４３から０．４４の範囲であり、０．４３６であることが好ましい。２４インチのパイプ直径に対しては、壁厚は０．５２から０．５３の範囲であり、０．５２４インチであることが好ましい。３６インチのパイプ直径に対して壁厚は０．７８から０．７９の範囲であり、０．７８５インチであることが好ましい。
【００７５】
８０，０００ｐｓｉの降伏強度を有する２０インチ直径のパイプを使用して１３３５ｐｓｉａにおいて０．７の比重のガスを貯蔵するためには、壁厚は０．３２から０．３３インチの範囲であり、０．３２３であることが好ましい。２４インチのパイプ直径に対しては、壁厚は０．３８から０．３９の範囲であり、０．３８３インチであることが好ましい。３６インチのパイプ直径に対しては、壁厚は０．５８から０．５９の範囲であり、０．５８１インチであることが好ましい。
【００７６】
ここで参照されているＰＢ−ＫＢＢレポートは、パイプの壁厚を計算するために別の方法を用いている。１００，０００ｐｓｉの降伏強度を有するパイプ材料に対して、０．６の比重を有する天然ガスに対しては、２４インチのパイプ直径では０．５の設計ファクタに対する壁厚は０．４３から０．４４の範囲であり、０．４３８が好ましい。また、２０インチのパイプ直径に対しては壁厚は０．３７から０．３８インチの範囲であり、０．３７５インチが好ましい。１００，０００ｐｓｉの降伏強度を有するパイプ材料に対して、０．７の比重を有するガスに対しては３６インチの直径のパイプに対して、壁厚は０．４８から０．５０インチの範囲であって０．４８６であることが好ましく、０．６の比重を有するガスに対しては０．６６から０．６７の範囲であって０．６６２インチであることが好ましい。
【００７７】
上述した厚みの範囲は、腐食あるいは浸食に望まれる余裕を含んでいない。腐食あるいは浸食の影響を補って貯蔵コンテナの使用寿命を延ばすために、貯蔵コンテナに必要な厚みへこの余裕を付け加えることができる。
【００７８】
船の設計及び建造
ＣＮＧ及びＬＮＧの両方とも、天然ガスは大きな荷物船あるいは貨物船によって遠距離を輸送することができる。この発明の一つの実施の形態においては、ガス貯蔵システムは新しく建造する海洋船と一体化して形成される。海洋船は、通常の海洋の考慮点や経済的な寸法によって制限される任意の寸法が可能である。例えば、貯蔵システムは、標準的な条件において、すなわち１４．７ｐｓｉ及び６０°Ｆで３００から１，０００の百万倍標準立方フィートのガスを、すなわち０．３から１．０の１０億倍の標準立法フィート（ＢＣＦ）を運搬するようなサイズである。例として挙げたこのシステムを運搬する寸法の海洋船は、５００フィートの長さのパイプを使用して建造されたガスコンテナを有している。一般に、パイプの長さは、荷物の寸法と、船の長さ、深さ、及びビームの間に適切な均整を維持する必要性とによって決められる。
【００７９】
海洋船の上に必要な内部容積を求めるには、上の式（１）を、既知のガス質量と、圧縮率、気体定数、及び選択した圧力及び温度を用いて解く。例えば、好ましい貯蔵条件においては、３億標準立方フィートのガスを収容するのに１１０万立方フィートのパイプの内部スペースが必要である。２０インチ直径のパイプの場合には、１００マイルのパイプが船に必要である。パイプが３６”の直径を有していれば、パイプの全長は約３２マイルになる。この発明に従って建造される海洋船に対して好ましい寸法の一例は、５２５フィートの長さと、１０５フィートの幅と、５０フィートの高さである。
【００８０】
輸送する特定のガスに対してパイプパラメータを決定すると、ガスに対するビークルあるいは船を、これまでに述べてきた点を考慮して設計し、建造することができる。船は特定のガス供給源あるいは生産エリア用に建造されることが好ましい。すなわちパイプ及び船は、既知の特定のガス組成を有する地理上の与えられた地域で生産されるガスを輸送するように設計されることが好ましい。従って、各船は特定のガス組成を有する天然ガスを取り扱うように設計される。
【００８１】
天然ガスの組成はガスを生産する地理上の地域で変わってくる。純粋なメタンは０．５５の比重を有する。炭化水素ガスの比重は０．８から０．９にもなり得る。特定の地理上の地域でも、ガスの組成は時間的にいくらか変動する。上述したように、圧縮率は圧力のある範囲にわたって最適であると考えることができ、組成の若干の変動に対して調節できる。しかし、ガス田が特定の圧縮率の範囲外にくる変動を有していると、粗製オイルを含めた重い炭化水素をガスに加えたり取り除いたりして、組成を特定の船の設計範囲の中へもってくる。このように、ガスの炭化水素混合を調節することによって、特定の組成のガスに合わせて設計された船を、商業的により柔軟に製造することができる。重い炭化水素産物や粗製オイルを、生産したガスへ加えてガスをエンリッチすることによって比重を上げるか、あるいは重い炭化水素産物を取り除くことによって比重を下げることができる。こうした調節は、異なる組成を有する様々なガス油田に対して行うことができる。
【００８２】
様々な比重を有するガスを取り扱うための特定の船舶に対して、天然ガスへ追加して天然ガスの組成を調節するために、調節用炭化水素の貯蔵容器を施設に維持して、特定の組成のガスに対して設計されている特定の船の上への積み込みにそれを最適化することができる。炭化水素を追加して比重を上げることができる。炭化水素の貯蔵容器は、天然ガスを積み降ろしする特定の港に配置してもよい。
【００８３】
例えば、０．６の比重を有する天然ガスを、０．７の比重を有するガスに対して設計された船の上へ積み込むと仮定する。プロパンを取得して、重量で約１７％で０．６の天然ガスと混合し、船に積み込まれるエンリッチガスを形成する。そのあと、荷下ろしのとき、エンリッチガスが膨張し冷却するときに、プロパンは液化するので、ドロップアウトする。そのプロパンは船の上へ戻され、元の積み込み港で再び使用される。天然ガスを輸送する能力は、０．６の比重の天然ガスへプロパンを加えることによって４１％増大する。従って、プロパンを行ったり来たり輸送することはコスト効率的である。天然ガスの比重を調節するためにプロパンの貯蔵容器を持つことは、０．６の比重の天然ガスを取り扱うために新しい船を建造するよりも、よりコスト効率的である。また、そのシステムが設計された最適な条件とは異なった条件で船を使用することもコスト効率的であるかもしれない。
【００８４】
この発明の一つの実施の形態においては、圧縮天然ガス用のパイプは海洋船に対する構造部材として使用されている。パイプは隔壁に取り付けられており、隔壁は海洋船の船体へ取り付けられている。これによって非常に堅固な構造設計になる。パイプを構造の一部として使用することによって、船に対して通常使用される構造スチールの量が最小限に抑えられ、投資コストが削減される。一体になったパイプの束は曲げるのが困難であり、船に堅牢さが加わる。予備的な設計では、一体化されたパイプ構造で建造され全体で５００フィート以上の長さを有する海洋船は２から３インチしか撓まないことが示されている。曲げ撓みはパイプや船舶を摩耗したり傷付けたりするため、これを制限することが望ましい。曲げ撓みは、水平直線からのずれとして定義される。
【００８５】
ここで図５、図６、図７を参照する。図面には、特定の場所で積み込まれる既知の組成を有する特定のガスを輸送するように設計されたパイプ１２に対して特別に建造された海洋船１０が示されている。例として、パイプは、ベネズエラで生産された０．７の比重を有する天然ガスを輸送するための０．４８６インチの壁厚を有する３６”直径のパイプである。パイプ１２は海洋船１０の船体構造の一部を形成しており、船１０の船体１６の内側に収容されるパイプバンドル１４を形成する複数のパイプを含んでいる。しかし、パイプは、この発明から逸脱することなく、他のタイプのビークルあるいは船の中に収容してもよいことを理解すべきである。例えばバージよりも高速で航行することから、船舶が好ましい。
【００８６】
パイプ１２の個々の列２０を支持し海洋船１０の構造の一部を形成するためにクロスビーム１８が使用されている。クロスビーム１８は海洋船１０のビームにわたすように延びており、船体１６に対する構造支持体を提供している。図７に示されているパイプバンドル１４を有する周辺２２は、海洋船１０の船体１６を表している。海洋船１０のまわりで船体１６を形成するプレートは海洋船１０の高価な部分ではない。従って、海洋船１０はパイプ１２の個々の部材を保持するためにクロスビーム１８を用いて建造される。パイプバンドル１４は、海洋船１０の船体１６の断面に適合した断面を有している。従って、バージの上などの長方形の断面ではなく、海洋船１０上のパイプバンドル１４は一般に三角形の断面か、台形を形成する断面を有している。パイプバンドル１４の上部は海洋船１０のデッキ２８の真下に位置しているため、平坦である。
【００８７】
図５はパイプバンドル１４は海洋船１０のほぼ全長にわたって延びていることを示している。海洋船１０は船舶のその他の標準部材を有していることを理解すべきである。例えば、船尾３０は乗組員の宿舎やエンジンを有している。また、海洋船１０の船首の中にはスペース３２が存在する。またパイプ１２の船尾端部３４と船首端部３６に隣接して以下で説明するようにマニホールドやバルブのための、またバルブやマニホールドを操作するための部屋が設けられている。必要なものは海洋船１０に対するエンジン用の十分なスペースが船尾の中にあることだけである。デッキ２８とパイロットハウス２９がパイプバンドル１４の上方を延びている。
【００８８】
クロスビーム１８はパイプ１２を支持しているだけでなく、パイプバンドル１４といっしょになって、海洋船１０内部の隔壁４０として作用する。実施の形態においては、隔壁４０は６０フィートごとの間隔で離間されているが、これはパイプ重量や海洋船の設計に依存する。従って、５００フィートの長さを有するパイプを用いると、海洋船１０の中におよそ９個の隔壁４０が存在する。この発明のおける隔壁の数はＵｎｉｔｅｄ Ｓｔａｔｅｓ Ｃｏａｓｔ Ｇｕａｒｄの規則に従っている。隔壁４０によって、海洋船１０の中の一つのコンパートメント４２から別のコンパートメント４２へ漏れることはない。例えば、海洋船１０が一対の隔壁４０によって形成された一つのコンパートメント４２の中で破裂しても、水があるコンパートメント４２から別のコンパートメントへ流れることはない。従って、隔壁４０は海洋船１０の隣接するコンパートメント４２をシールしている。
【００８９】
断熱材２４が各コンパートメント４２においてパイプバンドル１４のまわりを延びており、海洋船１０の船体１６によって形成された外壁２６まで延びている。底部及びパイプバンドル１４のまわりには断熱材が設けられている。バンドル１４全体は断熱材２４によって包まれている。しかし、クロスビーム１８によって形成された隔壁４０の壁に沿っては断熱材がない。なぜなら、すべてのコンパートメント４２において温度は一定のままであるため、コンパートメント４２を他のコンパートメントから断熱する理由がないからである。断熱材は、輸送中のガスの温度上昇を制限するために必要である。好ましい断熱材はポリウレタンフォームであり、計画されている航行距離に応じて１２〜２４インチの厚みである。しかし、海に隣接した断熱材２４は熱伝達がより大きく、若干厚い断熱材が必要かもしれない。パイプバンドル１４全体が断熱材２４によって包まれると、温度上昇は千マイルの航行につき１／２°Ｆ以下である。従って、その結果パイプの中に生じる圧力上昇は、海洋船１０を操業するときにガス貯蔵から使われるガス量による低下よりもずっと小さい。
【００９０】
図７に示されているように、クロスビーム１８の間に収容されているパイプ１２はパイプバンドル１４を形成している。パイプ１２はそれぞれ図８に示されているクロスビーム１８の上に置かれていて、パイプの列２０を形成する。図８〜図１０はクロスビーム１８の一例を示している。図８に示されている底部クロスビーム１８ａは最下部あるいは最上部のクロスビームであり、一方、図９は一般的な中間クロスビーム１８を示している。中間クロスビーム１８は、それぞれのパイプ１２を収容するために交互になった弓状リセスを有しており、上を向いたサドル５０と、下を向いたサドル５２を形成している。コーティングあるいはガスケット５４が各サドル５０、５２にライニングされていて、隣接するサドル５０、５２の間の連結をシールして水密性を保った隔壁４０を形成している。一つの実施の形態は、ガスケット材料として作用するテフロン（Ｔｅｆｌｏｎ）のスリーブあるいはコーティングを有している。また、ガスケット材料５６を使ってクロスビーム１８の平坦部分５８の間をシールしてもよいことを理解すべきである。整合するＣ字形のサドル５０、５２の中へパイプ１２を置くと、シール可能な連結が形成される。
【００９１】
クロスビーム１８がビームであることが好ましい。Ｉビームの使用に代わるのは、平坦なスチールプレートから形成された側部によって形成されるボックス断面を有するビームである。このボックス構造は二つの平行な側部と平行な上部及び底部を有する。次に、サドル５０、５２をボックス構造から切り出す。ボックス構造はＩビームよりも強度が強い。しかし、ボックス構造はより重量が重く、製造が困難である。
【００９２】
それぞれのパイプ１２は上を向いたサドル５０の中に受容され、パイプ１２の列２０を設置したあと、下を向いたサドル５２がパイプ１２の上側を受容するように次のクロスビーム１８が列２０の上に置かれる。パイプ１２が、隣接する二つのクロスビーム１８の整合するＣ字形の弓形サドル５０、５２の中に収容されると、クロスビーム１８は一体に連結されて、互いに連結される。図７及び図１０は、積まれて隔壁４０を形成するビーム１８を示している。
【００９３】
パイプ１２をクロスビーム１８の間に固定して隔壁４０を形成するには二つの方法がある。一つはパイプ１２をクロスビーム１８へ溶接してバンドル全体を堅固にするものであり、もう一つは隣接するクロスビームをボルト止めしてパイプ１２が隔壁４０の中を動けるようにするものである。圧縮天然ガスは−２０°Ｆに維持されるため、パイプ１２は３０°Ｆで設置される。５００フィートのパイプ長さに対しては、その温度差での歪みは、パイプ１２の中央からパイプ１２の自由端の一方までで、ほんの約１インチである。従って、パイプ１２の温度が３０°Ｆから８０°Ｆまで変わったとき、パイプ１２の中央点から自由端までで１インチの伸びである。
【００９４】
パイプ１２の長さに関して膨張が比較的小さいことから、溶接もトルク（ｔｏｒｑｕｉｎｇ）も膨張の問題はない。従って、クロスビーム１８を溶接するとき、パイプ１２が冷えると、パイプ１２の中や、クロスビーム１８によって形成された隔壁４０の中に歪みが起きる。これとは違って、パイプ１２がクロスビーム１８へ溶接されないときには、パイプ１２は圧縮されてクロス部材１８の中へ置かれて、そのあと下方へトルクをかけられる。クロスビーム１８は一体にボルト止めされ、パイプ１２のそれぞれの部分を固定する。これによって、パイプ１２とクロスビーム１８との間が摩擦係合し、パイプ１２は温度とともに膨張及び収縮が可能である。溶接でない連結に対しては、隔壁サドルの中にコーティングあるいは挿入スリーブとしていくらか摩擦を軽減する材料を設けて、摩擦をいくらか緩和することが好ましい。その一つの例はテフロンコーティングである。
【００９５】
ここで図１１を参照する。図にはパイプ支持システムの別の実施の形態が示されている。この実施の形態はパイプ１２の外側曲面に適合するようにスチールプレートから形成されたストラップ２１０を使用しる。ストラップ２１０は大体、正弦パターンに形成されており、パイプ１２の外径にほぼ等しい曲率半径を有していて、上及び下を向いたサドル５０、５２を形成している。従って、パイプ１２はほぼ並んで配置される。ストラップ２１０ａは接触箇所２１４において、隣接するストラップ２１０ｂへ溶接されていて、噛み合い構造を形成しており、例外的な構造特性を提供している。噛み合い構造の一つの効果は、全体構造２１６のポアソン比が１に近いことである。従って、船体構造１６へ加わる応力が垂直方向及び横方向に吸収される。ストラップ２１０を使用することによって段（ｔｉｅｒ）当たりのパイプの数を少なくできるが、段そのものはよりぎっしりと詰め込まれて、より多くの段が可能になり、従ってシステムはシステムの断面積当たりより多くのパイプを有している。
【００９６】
ストラップが互いに接触するところでは、ストラップ２１０はパイプ１２と同じ材料から、あるいは溶接やその他の取り付け方法に適した類似の材料から形成されていることが好ましい。ストラップ２１０のある実施の形態は０．６”の厚みを有するスチールプレートから形成されており、各ストラップは約２’の幅である。５００’の長さのパイプ２１０を有する構造においては、最下段のレベル２１８においてはパイプ段当たりに１０個のストラップ２１０が使用され、レベルが高くなるにつれて、最上部の段２２０の下における最小の６個のストラップまで、パイプ段当たりのストラップ２１０の数は減少する。段当たりのストラップ２１０の数を高さとともに減少させることは、対応して重量が減少するのをストラップによって支えることによって可能となっている。パイプのスパンが長すぎる場合には、スペーサ２３９を用いることも可能である。
【００９７】
この実施の形態においては、パイプ１２はストラップ２１０へ溶接されておらず、独立に可動になっている。この動きのために、パイプ１２とストラップ２１０との間の境界には低摩擦あるいは非腐食性の材料２１１が取り付けられ、摩耗を防止し、パイプ１２とストラップ２１０の間の不適合を平滑化する。各パイプがブイであるため、シールされたコンパートメントや余分な水密性の隔壁は必要ない。段が漏れを生じる場合には、段の間にバリアとして作用する連続した材料シートを設ける。この連続シートはストラップ２１０へ一体化することができ、金属や、Ｋｅｖｌａｒなどの合成材料、あるいは膜材料から形成される。
【００９８】
ストラップ２１０の端部は、海洋船あるいはパイプバンドルを収容したコンテナ（図示されていない）へ堅固に連結されていることが好ましい。複数のストラップ２１０と、支持されたパイプ１２が船体構造１６の全体の頑丈さに寄与している。パイプ１２そのものはストラップ２１０へ溶接されておらず、従って、必要に応じて曲がったり伸びたり縮んだりする。各パイプ１２は船体の動きに応じて、他のパイプと独立に動くことが好ましい。これによって、船体の伸びや曲げあるいはねじれに応じて、各パイプは長手方向に可動になる。パイプ重量に対する支えは、噛み合ったハニカム構造を形成するストラップと、パイプの圧縮強度の両方によって提供されている。
【００９９】
マニホールド
ここで図１２を参照する。パイプ１２の端部６４、６６の各々はガスを積み降ろしするためのマニホールドシステムへ連結されている。各パイプ端部６４、６６はそれぞれ端部キャップ６８、７０を有している。導管７２、７４がそれぞれコラムマニホールド７６、７８へ連通している。ある実施の形態においては、パイプ端部６４、６６は半球であり、導管７２、７４は、段状マニホールドへ延びるキャップ６８、７０へそれぞれ連結されている。
【０１００】
パイプ１２のそれぞれのバンクあるいは段はその各端部において段状マニホールド８６、８８へ連通している。段状マニホールドを形成する複数のパイプ１２は、特定の任意のパイプ１２セットを有している。段は、主としてガスを積み降ろしするのに便利なように選択される。例えば、一つの段状マニホールドは、パイプ１２の段（ｔｉｅｒ）２０にわたって延びており、最上部のパイプ１２の段２０が一つの段を形成するようになっている。パイプ１２の外側の段２０は衝突するときには別の段へマニホールドで連結される。パイプ１２の最下部の段２０も別の段状マニホールドの中へ連結されている。これによって、外側のパイプ１２と最下部のパイプ１２を遮断できる。その他のパイプ１２の段は任意の数のパイプ１２を有していて、予め決められた量のガスを一度に積み込みあるいは荷下ろしするようになっている。
【０１０１】
マニホールドシステムの一つの構造は、パイプ１２の端部６４、６６にわたってそれぞれ延びる段状マニホールド８６、８８を有しており、段状マニホールド８６、８８が、積み降ろしのために海洋船１０のビームにわたって延びている水平のマスターマニホールド９０、９２とそれぞれ連通している。パイプの各段はそれ自身の段状マニホールドを有しており、すべてのコラムマニホールドは積み降ろしのためにマスターマニホールド９０、９２と連通している。
【０１０２】
水平マニホールドは、海洋船１０の相対的バランスを維持する利点がある。従って、水平マニホールドが好ましい。パイプの設置を容易にしスペースを保持するために、マスターマニホールド９０、９２の一方は船尾に設けられており、他方は海洋船１０の船首に設けられていることが好ましい。すべてのマニホールドを海洋船の一方の端部に設けるのは、より複雑である。一方のマスターマニホールド９０、９２は荷下ろしのために流入する置換（ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ）流体のために使用され、他方のマスターマニホールド９０、９２は、圧縮ガスを荷下ろしするための流出マニホールドとして使用される。水平マスターマニホールド９０、９２は海洋船１０にわたって延びるメインマニホールドである。マスターマニホールド９０、９２はガスを積み降ろしするための海岸システムへ取り付けられる。海洋船１０への流れのオン、オフを制御するために、マスターマニホールド９０、９２の端部にはマスターバルブ９１、９３が設けられている。
【０１０３】
建造方法
この発明に従って建造されるシステムは、様々な方法によって建造することができる。ここでは、パイプ貯蔵システムを建造する好ましい方法を説明するために、そのうちのいくつかを示す。新しい海洋船はＣＮＧ用の貯蔵システムを運搬するように特別に建造することができる。この実施の形態においては、ＣＮＧシステムは海洋船の構造及び安定と一体化されている。これとは違って、ＣＮＧシステムは、それが搭載される海洋船とは独立に機能するモジュール式システムとして建造することができる。さらに別の形態においては、古い海洋船をＣＮＧの輸送に使用するように変換することができる。ここではＣＮＧ貯蔵システムの構造は海洋船の構造と一体化されたコンポーネントであってもよいし、そうでなくてもよい。
【０１０４】
ここで図５〜図７を参照する。新しい海洋船１０を建造するとき、船体１６はドライデッキの中に置かれ、ベース構造６０が、図７に示されているような隔壁４０ｂなどの各隔壁４０に対するベースプレート６２を有する底部船体１６の上に設置される。次に、隔壁４０ｂの残りをベースプレート６２の上に建造する。次に図８に示されているような底部ビーム１８ａあるいは図１１に示されているようなストラップ２１０を各隔壁４０の各ベースプレート６２の上に置いて固定し、すべての隔壁４０を同時に建造する。底部クロスビーム１８ａあるいはストラップ２１０の最初のセットを隔壁のベース構造６０の上へ設置したら、完成した長さのパイプ１２をクレーンによって降ろしてビーム１８の中に形成された上を向いたサドル５０あるいはストラップ２１０の中に置く。パイプ１２の最初の列２０全体を底部クロスビーム１８ａあるいはストラップ２１０の最初のセットの上に置いたら、図９に示されているようなクロスビーム１８あるいはストラップ２１０のセットをパイプ１２の最初の列２０の上に置いて設置する。下を向いたサドル５２が列２０になったそれぞれのパイプ１２を受容し、それまでに置かれているパイプ１２のそれぞれを、二つのクロスビーム１８、１８ａあるいはストラップ２１０の間に捕捉する。そのあと、隣接するクロスビーム１８、１８ａあるいはストラップ２１０は溶接されるか、ボルトで一体に止められる。
【０１０５】
パイプ１２は隔壁４０の中に設置される。荷物の温度が−２０°Ｆであり予想される周囲の外部温度が８０°Ｆであると仮定すると、パイプ１２は３０°Ｆの温度にあることが好ましい。温度がすでに３０°Ｆであってパイプの冷却が不要であるような場所で海洋船１０が建造されない限り、クロスビーム１８あるいはストラップ２１０の中にパイプ１２が置かれたときに、しかしそれが海洋船１０の中に設置されるまえに、パイプ１２の各部分の中に冷却剤を流すことによってパイプは冷却される。パイプを約３０°Ｆに冷却するための冷却剤としては窒素を用いてもよい。これによって、パイプ１２の温度は、それが隔壁４０の内部に設置されたとき３０°Ｆの温度になり、海洋船１０内の温度が−２０°Ｆからおそらく８０°Ｆまで変わるときにパイプ１２の膨張あるいは収縮は１インチに制限される。
【０１０６】
クロスビーム１８あるいはストラップ２１０とパイプ１２の列２０は、パイプ１２のすべての部分が海洋船１０の中に水平に置かれて隔壁４０がすべて形成されるまで、海洋船１０の船体１６の中へ連続的に置かれる。パイプ１２の各長さ部分はパイプ１２が海洋船１０の内側へ置かれたあとクロスビーム１８あるいはストラップ２１０へ固定される。名目的な設計のためには、海洋船１０の中には約５００のパイプ１２が設けられ、それぞれが約５００フィートの長さを有している。
【０１０７】
５００フィートの長さのパイプ１２は、プラント機械を用いてパイプ製造プラントにおいて溶接されて、パイプを５００フィートの長さに溶接することが好ましい。溶接の品質はフィールドでの溶接よりもプラントにおける方がよいから、これは好ましい。パイプ１２は、海洋船１０を建造する場所へ移動されるまえに、製造プラントにおいて試験される。パイプ１２はトロリに載せて輸送され、パイプ１２のそれぞれの部分が海洋船１０の船体１６の中に取り付けられたクロスビーム１８あるいはストラップ２１０のサドル５０の中に設置される。列２０の各々にそれぞれパイプ１２が充填され、海洋船１０に３６”直径の約３０マイルのパイプが完全に充填されるまでクロスビーム１８あるいはストラップ２１０が置かれる。パイプが設置されたあと、残りの船体及びデッキ２８がパイプバンドル１４の上に建造され、コンパートメント４２を閉じこめる。
【０１０８】
ここで図１３及び図１４を参照する。この発明の別の実施の形態は、海洋船１０の船体構造１６の一部としてではなく、自己充足式のモジュール式ユニット２３０として建造されたガス貯蔵システムを有している。好ましいモジュール式ユニット２３０はパイプバンドル２３１を形成する複数のパイプ２３２を有しており、パイプ２３２は互いにほぼ平行であり、段にして積まれている。パイプ２３２は、パイプバンドル２３１のまわりでボックス状のエンクロージャを形成するフレーム２３８へ端部が連結されているストラップ２１０などのパイプ支持システムによって位置が保持されている。パイプ２３２は、パイプ２３２の各端部へ連結された図１２に示されているマニホールドシステムに類似したマニホールド２３３を有している。図８及び図９のクロスビーム１８はパイプ支持システムとしても使用できることがわかる。エンクロージャ２３８はパイプバンドル２３１を環境から断熱しており、パイプ及びパイプ支持システムに対する支持構造を提供している。エンクロージャ２３８は断熱材２３４がライニングされていて、パイプバンドル２３１を完全に覆っており、窒素雰囲気２３６が充填されている。パイプ２３２と貯蔵ガスの適切な温度を維持するために、窒素は循環されて、冷却される。デッキの上に貯蔵する場合には、エンクロージャは、窒素によって膨張して各部材からの断熱及び保護として作用するフレキシブルなパネルあるいはセミリジッドな多層膜からなる断熱用スキンによって包み込まれる。
【０１０９】
モジュール式ユニット２３０の寸法及び設計は、モジュール式ユニットを輸送するために使用されるビークルによって主として決定される。この発明のある実施の形態においては、モジュール式ユニット２３０は貨物船のデッキの上で輸送される。この用途に使用されるモジュール式ユニット２３０は、横に３６個パイプが配置され高さは１０個のパイプが積まれた３６”の直径のパイプからなっている。各パイプは５００’の長さであり、全部で３４マイルのパイプである。
【０１１０】
別の実施の形態においては、上で述べたモジュール式ユニット２３０は垂直方向に向いたパイプで構成されている。
【０１１１】
図１５は垂直方向のモジュール式ユニット２３０を使用しているものを示している。ユニット２３０の高さは、構造の高さが増大すると安定性の問題が大きくなるため制限される。２５０’の高さは実現可能である。垂直方向のモジュール式ユニット２３０はお互いや海洋船と独立に建造して、ユニット２３０を全体として積み降ろしできるようにしてもよい。図１６は、以下で説明するようにガスの荷下ろしを手助けするために斜めに配置されているモジュール式ユニット２３０を示している。モジュール式ユニット２３０は、海洋船の船体の中及び／あるいは海洋船のデッキの上に、水平あるいは垂直など好ましい方向に配置してよいことを理解すべきである。品質を維持しコストを削減するために、製鋼工場や、その他の造船所でない環境からなる制御された条件で、パイプをできる限り長く建造することが好ましい。
【０１１２】
この発明のガス貯蔵システムは新しい海洋船の一部であることが好ましいけれども、ガス貯蔵システムは中古の海洋船でも使用できることに留意すべきである。オイルや薬品が零れないようにするために、船舶は二重船体を有する必要がある。今日の多くの船舶は単一船体を有している。近い将来、二重船体の海洋船が単一船体の海洋船に置き換わりつつあると考えられる。単一船体のタンカは、この二重船体の必要性のために押しやられつつある。この発明の実施の形態は二重船体を有する海洋船は必要ない。なぜなら、ガス用の貯蔵パイプは海洋船の単一船体を保護する第２の船体と考えられるからである。各パイプは、貯蔵されているガスに対する別の船体あるいは隔壁と考えられる。従って、海洋船の二重船体は不要である。従って、二重船体の必要性を満足するために、旧式の単一船体の海洋船をこの発明の実施の形態で使用するように改修することができる。古い海洋船の再利用については、ここで参照されている“Ｒｅ−Ｕｓｅ ｏｆ Ｍａｒｉｎｅ ｖｅｓｓｅｌｓ ｆｏｒ Ｓｕｐｐｏｒｔｉｎｇ Ａｂｏｖｅ Ｄｅｃｋ Ｐａｙｌｏａｄｓ”という名称の に登録された米国特許願第 に開示されている。
【０１１３】
ＣＮＧの輸送に古い海洋船を使用するにあたっての一つの心配は、この発明のガス貯蔵システムが、ガスが完全に積み込まれていても非常に軽いことである。実際、この発明の実施の形態の完全に充填されたパイプは水に浮く。貯蔵システムの重量は、海洋船に必要な喫水を実現するには不十分かもしれない。海洋船の安定のためには、またプロペラを水中の適切な深さに確保するには十分な喫水が必要である。
【０１１４】
海洋船の喫水を増大させる一つの方法はバラストを追加することである。図１７及び図２０は、ガス貯蔵ユニット２４１が船体の中に配置されている海洋船２４０の断面を示している。追加のバラスト２４２はガス貯蔵ユニット２４１のまわりに設置されている。荷物の重量が増大するにつれて、必要なバラストは少なくなる。図１９及び図２０を参照すると、必要なバラストの量を減らすために、追加のモジュール式貯蔵ユニット２４３は海洋船２４０のデッキの上に配置されている。図２０ａに示されているように、モジュール式ユニット２４３は荷下ろしに便利なように傾斜されている。
【０１１５】
ここで図２１、図２０及び図２３を参照する。図には船体部分がコンクリートから構成されている既存の船舶のコンポーネントを利用した海洋船の別の実施の形態が示されている。ここで図２１及び図２０を参照する。船体２４４の荷物部分は補強コンクリートから形成されており、スチールから形成された船首部分２４５及び船尾部分２４６へ接合されている。ＣＮＧを運搬するパイプはコンクリートの荷物部分の中に建造されている。コンクリート船体２４４は必要なバラストの量を減らし、耐腐食性を有し、製造が安価である。図２３は円形の断面を有する別の船体２４５を示している。
【０１１６】
図２１あるいは図２３の船体形状は、スリップフォームコンクリート製造工法を用いて製造できる。スリップフォームコンクリート製造においては、船体のほんの少ししか一度に建造できない。一部を完成したあと、コンクリートフォームを上へ移動して、別の小さな部分を既存の部分の上に建造する。このタイプの建造は、フィヨルドなどの穏やかな海域で行われ、コンクリート構造は、建造されると水の中へ下に押し出される。
【０１１７】
海洋船のコンクリート部分は部分２４９、２５１が建造されており、バラストを船舶海洋船の中へ圧送してトリム及び喫水を制御するようになっていることが好ましい。コンクリート部分内部のＣＮＧパイプ２４７は加圧されると拡張するため、構造に対するポストテンションの（ｐｏｓｔ−ｔｅｎｓｉｏｎｅｄ）補強としても作用する。コンクリート船体のＣＮＧ輸送海洋船には、モジュール式ガス貯蔵ユニットなど、他の荷物を輸送するためのデッキカーゴモジュール２４８を備えることもできる。
【０１１８】
図２０及び図２４を参照すると、この発明の別の実施の形態はモジュール式ガス貯蔵システム２５３が図２４及び図２０に示されているバージの内側に備えられているか、あるいは図２３に示されているバージのデッキの上に備えられていて、バージの船体２５２はオイルやその他の製品の貯蔵に使用される。
【０１１９】
安全システム
海洋船を建造したあと、パイプバンドルを取り囲むすべての空気を窒素雰囲気に置き換える。コンパートメントあるいはエンクロージャの各々は窒素の中に浸けられる。窒素雰囲気を維持する主要な理由の一つは、パイプ１２の腐食に対してそれを保護することである。
【０１２０】
また、窒素は各隔壁コンパートメント４２あるいはエンクロージャ２３８の中に安定した雰囲気を提供する。このコンパートメントあるいはエンクロージャがモニタされて、パイプ１２からのガスの漏れがないか判断される。この実施の形態においては、化学薬品モニタを使用して各コンパートメント４２あるいはエンクロージャ２３８をモニタし、炭化水素の漏れを検出している。化学薬品モニタシステムは、漏れの検出とシステムの温度モニタのために常時動作している。
【０１２１】
再び図５を参照する。フレアシステム１００は隔壁４０の間の各隔壁コンパートメント４２と連通している。漏れが検出されると、フレアシステム１００が駆動されて、コンパートメント内のガスを排出して漏れたガスを安全に燃焼させるか、あるいはガスを大気中へ放出する。フレアシステム１００は漏れたガスを燃焼させるための特定のフレアスタック１０２を有している。隔壁フレアスタック１０２を使用したフレアリング（ｆｌａｒｉｎｇ）によってコンパートメント４２内の窒素も逃すことになり、そのコンパートメントを再び窒素の中に浸けなければならない。
【０１２２】
海洋船１０の側部が破裂するほどの大きな衝突が発生して貯蔵コンテナが漏れ経路を生じる可能性は非常に低いと予想される。海洋船１０の設計の一部として、貯蔵コンパートメント４２はいくらか断熱性を有するフォーム２４からなる壁の中に入れられている。実施の形態においては、用途に応じて１２〜２４インチの厚みを有するポリウレタンフォーム２４が使われる。これは、コンパートメント４２を十分に断熱された状態に維持するだけでなく、貯蔵パイプ１２のまわりに追加の保護バリアを形成する。衝突によって海洋船１０の船体１６が破裂するだけでなく、厚いポリウレタンバリア２４も破裂するに違いない。
【０１２３】
海洋船の設計とガス貯蔵設計の別の安全性の利点は、パイプ１２内のガスの濃度は水中のそれよりもずっと小さいため、充填されたパイプ１２は海洋船に対して浮力を発生する。隔壁コンパートメント４２の大部分が浸水しても、海洋船１０はなお浮いているであろう。この種の構造は、補助隔壁システムとして見ることができる。従って、主要隔壁システムは実際には余分であり、規則によって要求されてはいるが、必要ないかもしれない。
【０１２４】
追加の別のフレアシステム１０４を海洋船１０の一部として形成して、必要に応じてマニホールド７６、７８と直接に、あるいはパイプ１２と直接に連通させてもよい。例えば、海洋船１０が海で座礁してしまってパイプ１２の中でガスの温度を維持できないために天然ガスのいくらかを排出する必要がある場合には、天然ガスはコンパートメント４２内の窒素を乱さずに別のフレアシステム１０４を介して排出される。
【０１２５】
試験
ＡＢＳに基づくと、５年ごとに一度、パイプの１０％を、圧力について試験し検査しなければならない。一つの方法は、パイプのサンプルの中にスマートピッグを送ることである。これらのスマートピッグはパイプを内側から調べる。別の方法は、荷下ろし手順のときにパイプに置換流体が充満したときにパイプを加圧するものである。このとき圧力をモニタして、海洋船のパイプが正常か試験する。パイプを試験したあと、水中の船体の検査も実行することが好ましい。
【０１２６】
積み込み方法
別々のマニホールドシステムをガスの積み込みと荷下ろしの両方に使用する。海洋船にガスを初めて積み込むときは、天然ガスをパイプの中へ圧送し、冷却器を介して戻して、パイプをゆっくりと−２０°Ｆまで冷却する。この構造は、構造を取り囲む窒素ブランケットを冷却することによって冷却することもできる。パイプが冷却されたら、流入バルブ９１、９３を閉じて天然ガスをパイプの段の内部で圧縮する。マニホールド９０、９２の両方のセットを使用することができる
【０１２７】
それにもかかわらず、最初はパイプ内のガスの温度低下を避けたい場合には、天然ガスを低圧力でパイプの中へ圧送することができる。低圧力の天然ガスは膨張するが、こうした低圧力では熱衝撃を生じたりパイプを過圧にしたりするほどにはパイプを冷却しない。海洋船に天然ガスを積み込み続けるにつれて、−２０°Ｆまで冷却しつつ天然ガスの注入圧力を１，８００ｐｓｉの最適圧力まで上昇させる。最終的には、圧縮ガスは−２０°Ｆの温度で１，８００ｐｓｉの圧力になる。
【０１２８】
荷下ろし方法
ここで図１２及び図２９を参照する。置換流体を、マスターマニホールド９０を介して段状マニホールド７６及びコラムマニホールド７６の中へ圧送することによって荷下ろしするためにマニホールドシステムを使う。バルブ１４５、１２１を開けて、置換流体を、導管７２を介してパイプ１２の一端６４の中へ圧送する。それと同時に、他端６６のバルブ９１、１２２を開けてガスを、導管７４を介してコラムマニホールド７８及び段状マニホールド８８の中へ流入させる。置換流体は端部キャップ６８の底部及び導管７２の中へ流入し、荷下ろしされるガスはパイプ１２の他端６６において端部キャップ７０の上部及び導管７４から流出する。置換流体はパイプ１２の下側から流入し、ガスは上側から流出する。従って、荷下ろしのとき、置換流体は一方の段状マニホールド８６を介して注入され、圧縮された天然ガスを他方の段状マニホールド８８を介して押し出す。置換流体がパイプの一端の中へ流入すると、それはパイプの他端から天然ガスを押し出す。
【０１２９】
一つの好ましい置換流体はメタノールである。船舶を傾斜させることによって、あるいはガスコンテナを傾斜させることによって、メタノールと天然ガスの間の境界を最小にして、メタノールによる天然ガスの吸収を最小限に抑える。標準の状態ではメタノールは天然ガスをほとんど吸収しない。しかし、高圧のために、メタノールはいくらか天然ガスを吸収する。吸収は最小限に保つことが望ましい。天然ガスがメタノールによって吸収されると、それをタンク上部におけるガスキャップから圧縮することによって貯蔵タンクの中でそれが除去される。置換流体がガスを吸収することがまったくなければ、荷下ろしのために海洋船を傾斜させることはない。これとは別の置換流体はエタノールである。好ましい置換流体は−２０°Ｆよりずっと低い凍結点と、スチールに対する低腐食性と、天然ガスとの低溶解性を有し、環境及び安全性の問題を満たしており、低コストである。
【０１３０】
一つの好ましい方法は、ドックあるいは荷下ろしステーションにおいて海洋船を長手方向に傾斜させることである。これは、置換流体と天然ガスとの間の表面接触を最小限に抑えるために行われる。海洋船を傾斜させることによって、変位留置とガスとの間の接触面積はパイプの断面よりも若干大きくなる。浅い海では船尾を下げることはできないけれども、エンジンの重量は船尾にあるであろうから、おそらく船首が持ち上げられる。海洋船は約１°〜３°の間で傾斜される。この傾斜は、バージを海洋船の下へ沈めて、そのあとバージを浮かせることによって行われる。海洋船を傾斜させる別の方法は、海洋船の内側でバラストをシフトして所望の傾斜量を実現することである。
【０１３１】
別の場合には、貯蔵構造は海洋船を水平に維持したままある角度に傾斜させられる。別の好ましい方法は、パイプが常に水平に対して傾斜しているように貯蔵システムを建造することである。図１５に示されているような垂直貯蔵ユニットは、置換流体と貯蔵ガスとの間の接触面積が最小限に抑えられているため、置換流体の中へのガスの吸収が低減されるという利点がある。サポート間のパイプの自然な垂れ下がりを克服するだけの十分な角度だけパイプを傾斜させて、垂れ下がったパイプ中の液体を除去することが好ましい。
【０１３２】
図２７を参照する。図にはモジュール式貯蔵パックが示されている。貯蔵パイプの各端部にはインレット２３７とアウトレット２３５が設けられている。一方の端部のアウトレット２３５はパイプバンドルの上部にあり、反対側の端部にあるインレット２３７はパイプバンドルの下端にある。下側のインレット２３７を使用して置換流体をパイプバンドルの中へ圧送し、上側のアウトレット２３５を使用してガス製品を移動させる。インレット及びアウトレットのこの設置によって、置換流体と製品ガスとの間の境界を最小限に抑える助けになる。
【０１３３】
貯蔵パイプを傾斜させてガスアウトレット２３５を高い箇所に、また液体インレット２３７を低い箇所にもってくることによって、この特徴はさらに強められる。図１６及び図１９を参照する。この傾斜は、モジュール式ユニットを傾斜させることによって、あるいは建造のときにそれぞれのパイプを斜めに設置することによって、実現される。この角度は水平と垂直の間の任意の角度でよく、角度を大きくすると置換流体と製品との間の分離は最大になる。
【０１３４】
海洋船は、この発明に従って建造された荷下ろしステーションに入渠することが好ましい。従って、入渠ステーションは海洋船を傾斜させるための手段を有している。海洋船を傾斜させるための手段は、海洋船の一端を持ち上げるための水中ホイストか、海洋船の一端の上で揺動するクレーンあるいは固定アームを有する。固定アームは海洋船用のホイストを有している。船首を持ち上げて、液体と天然ガスとの接触を最小限に抑えることが好ましい。置換流体とガスは境界を形成し、この境界がガスを船首マニホールドの方へ押して荷下ろしが行われる。
【０１３５】
あるガス及び液体の輸送及び貯蔵においては、製品と置換流体との間の自然な分離は、すなわち濃度、混和性、表面張力などが、二つの成分の望ましくない混合を防止するには不十分なことが起こり得る。そうした場合には、置換流体を用いたガスの荷下ろしによって、置換流体がガスと混合するという心配が生じる。これが起きないようにするには、パイプの中にピッグを設置して、置換流体をガスから分離する。
【０１３６】
ここで図３０及び図３１を参照する。単純な球やワイピングピッグなどのピッグ２２０を各パイプ２２２の内側に設置することができる。このタイプのピッグ２２０は一般的に異なる製品を分離するためにパイプラインに使用されている。ピッグ２２０はパイプ２２２の一端に配置されており、パイプ２２０の主要端部にはガス２２４が充填される。次に置換流体２２６を、ピッグ２２０を有するパイプ２２２の端部の中へ導入する。置換流体がパイプ２２２へ流入するにつれて、ピッグ２２０はパイプ２２２に沿って押される。そして、ピッグ２２０がパイプ２２２の他端へ到達してガスがパイプ２２２から荷下ろしされるまで、その前にあるガス２２４を押す。
【０１３７】
貯蔵パイプが本質的に空になると、液体の圧送は停止し、バルブが低圧ヘッダへ切り替わり、圧力によってピッグをパイプ２２２の最初の端部まで押し戻し、置換流体２２６をすべて押し出す。一つの欠点は、ポンプがピッグ２２０に抗して置換流体２２４を押して適切な速度でそれを移動し、効率的なスイーピングを維持するために余分な馬力が必要なことである。パイプは、ピッグ２２０の保守と交換のためのアクセスを備えている必要がある。
【０１３８】
入渠ステーションは、天然ガスを移動するために使われる液体が満たされたタンクを有している。海洋船あるいはパイプバンドルは傾斜しているけれども、天然ガスのいくらかは置換流体によって吸収される。置換流体が貯蔵タンクに戻るときに、置換流体によって吸収された天然ガスが取り出される。
【０１３９】
別の場合には、海洋船は置換流体のタンクを有する。タンクは海洋船に搭載されており、海洋船は自己充足式の荷下ろしステーションとして作用する。
【０１４０】
マニホールドシステムは連結されたパイプからなる個々の段を用いたガスの段階的積み込み及び荷下ろしを行える。すべてのパイプが一度に荷下ろしする場合には、荷下ろしは大量の置換流体と、置換流体を移動するための非経済的な馬力が必要である。流体を移動させるには、圧縮天然ガスの圧力と少なくとも同じ圧力が必要である。従って、ガスが一度にすべて荷下ろしされると、すべての置換流体をガスと同じ圧力に加圧しなければならない。従って、置換流体を使用したガスの荷下ろしを段階的に行うことが好ましい。段階的な荷下ろしにおいては、一度に一つのパイプ段が荷下ろしされ、次に別のパイプ段が荷下ろしされて、一度に必要な馬力の量を低減している。荷下ろしのときは、最初の段の荷下ろしをしたら、そのときは、それまで圧縮天然ガスが入っていた最初のパイプ段を置換流体が完全に満たしているため、その置換流体は荷下ろしされる次のパイプ段へ導かれて、再び使用される。
【０１４１】
ガスが段から取り出されたあと、置換流体は外へ圧送されて貯蔵タンクへ戻され、貯蔵タンク内の他の置換流体が次の段の中へ圧送されて、圧縮天然ガスを収容している次のパイプ段を空ける。
【０１４２】
天然ガスは段階的に荷下ろしされて、馬力を節約するとともに、置換流体の全体の量を低減している。置換流体は最終的に海岸あるいは海洋船の貯蔵所へ循環して戻され、そこで置換流体に吸収された天然ガスが取り出される。海岸あるいは海洋船の貯蔵所は冷却された状態に保持される。
【０１４３】
もっと重い組成のガスを輸送するときには、ガスをユーザへ提供するまえに、大きな分子量の成分のいくらかあるいは大部分を除去することが望ましい。専用の電力プラントなど、いくつかのユーザはさらなる熱値（ｈｅａｔｉｎｇ ｖａｌｕｅ）を望み、重い炭素水素の除去を望まないかもしれない。この場合には、例えば海洋船は、約８３パーセントがメタンであるがエタンやまたプロパンやブタンなどのさらに重いガス成分などの他の成分を含んでいる０．７の比重のガスを有しており、これは−２０°Ｆの温度と約１，３５０ｐｓｉの圧力で貯蔵されている。ガスはドックにおいて膨張バルブを通過し、荷下ろしされるときに膨張する。ガスが冷却して圧力が低下するにつれて、液体がドロップアウトするか、ガスは臨界相を離れて液体になる。圧力が１０００ｐｓｉａまで低下すると、液体の炭化水素が形成し始め、圧力が４００ｐｓｉａに近づくとガスから完全に除去される。液体が落下すると、集められて、除去される。
【０１４４】
このプロセスはガスの膨張に関する温度低下によって加速される。従って、補助冷却は不要である。従来のプロセスはガスを冷却して液体を除去するために冷却器が必要である。膨張の量と、その結果生じる冷却は、ガスの組成と、所望する最終の製品に依存する。ガスの温度が低いためにガスを受容パイプラインのために再圧縮する必要があるかは疑問である。しかしガス圧力をパイプラインに必要な圧力以下まで下げなければならないなら、ガスは再圧縮される。
【０１４５】
再び図２８を参照する。海洋船上のパイプは四つの水平段２００、２１０、２２０、２３０に分割されている。各列２００、２１０、２２０、２３０はパイプバンドル２０２、２１２、２２２、２３２を表している。バンドルは断面にわたって均一に分割されているか、あるいは一つの段は周辺のまわりに、残りの段は均一な分割としたパイプグループなどの領域に分割されていてもよい。各段２００、２１０、２２０、２３０は流入段状マニホールド７６、２１４、２２４、２３４と流出段状マニホールド９１、２１６、２２６、２３６を、マスターマニホールド９０、８８まで延びるパイプ２０２、２１２、２２２、２３２の各端部に有している。マスターマニホールド９０、８８はドックの連結部まで延びており、そこでさらにマニホールドが設けられている。
【０１４６】
貯蔵タンク３００の中に保持されている置換流体はマニホールド９０を介して段２００の中へ導入される。そこではバルブ１４５は開いており、バルブ２７２、２７４、２７６、１２１は閉じている。置換流体はバルブ１４５を介してマニホールド９０の中、及びパイプ２０２の中へ圧送される。置換流体がパイプ２０２の中へ流入すると、ガスがバルブ９１及びマニホールド８８を介してマニホールド２０６の中へドックの方へ向けて押し出される。０．２８ＢＣＦの海洋船を仮定すると、置換流体は
Ｑ＝１．０６８Ｅ６ｆｔ３ ／ １０ｈｒｓ ＝ １３３１５ｇｐｍ                     （９）
の流量で段２００の中へ圧送される。
【０１４７】
全体で１２時間の荷下ろし時間を仮定し、最後の２時間は最後の段、すなわち段２３２からの液体除去にとっておくと、１０時間の変位時間となる。
【０１４８】
段２００が完全に入れ替わると、置換流体はマニホールド７６を介して戻され、バルブ１２１及びマニホールド２６０を介して取り出される。このとき、バルブ１４５は閉じられている。置換流体は貯蔵タンク３００へ戻され、そこで置換流体はそれと同時に段２１０へ圧送される。段２１０は貯蔵タンク３００からマニホールド９０、バルブ２７２、マニホールド２１４を介して置換流体が充填される。ここでは、バルブ１４５、２７４、２７６は閉じている。段２１０のガスは段２００と同じようにして押し出され、ガスはマニホールド２１６、バルブ２４６、マニホールド８８を介してドックの方へ排除される。実際は、段２００の中で使用される置換流体は段２１０の中のガスを移動させるために使用される貯蔵の一部になる。従って、船舶の上のすべてのパイプセットを満たすだけの置換流体を貯蔵する必要はあまりない。このプロセスはガス収容システムが空になるか、あるいは帰路のために望むだけのガスがシステムの中に残るまで、連続した段２２０、２３０について繰り返される。この作業における電力は、タンクから海洋船まで１５００ｐｓｉの圧力上昇を仮定すると、
Ｈｐ＝ １５５０ｘ１４４ｘ１３３１５ ／ ０．８ｘ２．４６８Ｅ５ ＝ １４５６７                      （１０）
である。ここで、０．８の全体ポンプ効率を仮定した。ガスは最初の荷下ろしにおいて１８４０から１５００ｐｓｉまで膨張する。馬力を１０時間にわたってのｋｗ−ｈｒｓに変換し、０．２８ＢＣＦ（２０００マイルの往復に対してより少ない燃料ガス）を用いると、０．０４ドルのｋｗ−ｈｒｓコストに対して０．０１５７ドルのＭＣＦ当たりのコストが得られる。
【０１４９】
必要な液体貯蔵タンクが例えば満タン貯蔵に対して約５０，０００ｂｂｌｓ対２００，０００ｂｂｌｓなど、ずっと小さいという他の利点を段式荷下ろしシステムは有している。また、荷下ろしのときに海洋船の上に貯蔵される液体の量は、段がないときの約１／３であることから、パイプ支持構造はそれほど強くなくてもよい。すなわち、液体が充填されたパイプを支持するのに必要な構造はガスが充填されたパイプを支持するのに必要な構造よりも強くできる。
【０１５０】
置換流体はガスと同じ温度であり、従ってパイプに対して熱衝撃を生じない。天然ガスが荷下ろしされたあと、海洋船が別のガスを積み込むために戻るとき、帰りの航海に燃料を供給するため保存されている少量の天然ガスをパイプはなお収容している。帰りの航海での残ったガスは、膨張しているために、−２０°Ｆ以下である。ガスが燃料に使用されると、温度はさらに低下するであろう。従って、パイプは、断熱材の効果に応じて、帰る時は少し冷えている。
【０１５１】
パイプに圧縮天然ガスが再充填されたあとは、温度は−２０°Ｆにされ戻る。海洋船は絶えず積み込みや荷下ろしを行い、天然ガスを輸送していて、パイプの温度が小さい温度範囲内に維持されていることが好ましい。パイプは積み荷のおよそ５０％を周囲温度に維持する。従って、ガス温度が許容できないレベルまで上昇すると、フレアする必要のある最大量は天然ガスの１／２である。残りの積み荷及びパイプはそのとき周囲温度である。従って、海洋船がその目的地に到着し、圧縮天然ガスが荷下ろしされるとき、そして海洋船に天然ガスが再び積み込まれるとき、圧縮天然ガスの最初の積み荷を海洋船の上に積み込むときに使用されたのと同じ方法を用いてパイプを冷却する必要がある。
【０１５２】
置換流体は海岸の断熱されたタンクへ荷下ろしされることが好ましい。海洋船の上には置換流体を海岸のタンクへ圧送するためのポンプが設けられている。タンクは冷却器を用いて低温に維持されている。従って、置換流体が海洋船の上へ循環されたとき、低温制御が失われることはない。これによってパイプへの熱衝撃が避けられる。置換流体はガス貯蔵システムの動作温度よりも十分に低い凍結点を有している。
【０１５３】
パイプの少なくとも一つの段を移動するのに加えて、海岸の段状マニホールド及びポンプサンプ（ｓｕｍｐ）を充填するのに十分な流体がなければならない。しかし、海洋船の上には複数のパイプ段があることから、海洋船上の全体で３０マイルのパイプを一つの通路で完全に移動させるのに十分なメタノールを有することは不要である。おそらく、約２５０，０００立方フィートの流体が必要である。これは、大きな貯蔵タンクではない約５０，０００バレルの流体である。
【０１５４】
置換流体を使用する理由の一つは、荷下ろしのときに海洋船上の天然ガスの膨張を防ぐことである。海洋船の上で天然ガスが膨張すると、温度が低下する。従って、荷下ろしのとき、バルブ９１、１２２を海洋船の上で開いて、天然ガスがマニホールドシステムを完全に充填できるようにする。マスターマニホールド８８は海岸のマニホールドの閉じたバルブ１４６まで延びており、天然ガスは海岸の閉じたバルブ１４６までマニホールドシステムを完全に充填する。従って、ガスの荷下ろしをするバルブ１４６で圧力低下が起きる。ガスはマニホールドシステムを充填するときにいくらか膨張するであろう。しかし、これは海洋船の上の天然ガス全体の荷に比べれば小さい量である。海洋船の上の３６インチ直径のパイプからなる３０マイルに比べれば、閉じたバルブまでは数百フィートのマニホールドパイプが存在するだけである。
【０１５５】
閉じたバルブまで延びるマニホールドシステムが海洋船の圧力に達すると、閉じたバルブが開けられて、バルブですべての膨張が生じる。これによって、海洋船上で圧力低下が起きないようになる。バルブでは温度は大きく低下し、それによって天然ガスから重い炭化水素が除去される機会が与えられる。次に、ガスは通常に温められる。電力プラントへ直接通されるのであれば温める必要はないが。
【０１５６】
この例においては、天然ガスを荷下ろしするのに１２時間かかる。積み込み及び荷下ろしの時間は装置による。
【０１５７】
別の場合には、天然ガスの荷下ろしは、ガスを単に温めて膨張させることによって行われる。貯蔵システムは周囲条件の中で温められるか、あるいは電気トレースシステムによって、あるいはシステムを取り巻く窒素を加熱することによってシステムへ熱が加えられる。貯蔵システムの中に残っているガスを、低吸引圧力コンプレッサを使用することによって排出することが必要かもしれない。この方法は、海洋船が長期間にわたって荷下ろしステーションに留まっている場合のゆっくりとした引き抜きに主として適用可能である。
【０１５８】
ＣＮＧ輸送システム
天然ガスは港で積み込みされることが好ましいが、パイプラインが実現不可能な海洋の深海領域から積み込みを行うかもしれない。規則によってフレアが禁止されている場合には、海洋船の使用がガスの再注入などその他のオプションよりも、より経済的であるかもしれない。多数の洋上ガス田を中央の積み込み施設に連結して、組み合わせた積み込み速度を十分に大きくして、海洋船を効率よく使用することができる。
【０１５９】
ここで図２９を参照する。図には、ガスの積み込み及び荷下ろしのさらなる説明を含めて、ガスの輸送方法全体に関する詳しい例が示されている。この発明の海洋船ＣＮＧ輸送システムはガス油田１１１などの天然ガス源へ導かれていることが好ましい。ガス油田１１１から供給される天然ガスの組成は、当該分野において周知のように、パイプライン品質の天然ガスであることが好ましい。約４００ｐｓｉの圧力あるいはその他のパイプライン圧力でガスを受容できる積み込みステーション１１３が、輸送のためのガスを準備するために設けられている。
【０１６０】
積み込みステーション１１３は、例として０．６の比重のガスに対して天然ガスを約１８００ｐｓｉａの圧力まで圧縮し、そのガスを−２０°Ｆまで冷却するために、当該分野において周知のコンプレッサ／冷却器１１７などの圧縮及び冷却用の装置を有していることが好ましい。例えば、コンプレッサ／冷却器１１７は、能力に応じて、ヨーク（Ｙｏｒｋ）プロパン冷却システムを有するクーパ（Ｃｏｏｐｅｒ）ガス燃焼エンジンによって駆動されるマルチプルアリエル（Ａｒｉｅｌ）ＪＧＣ／４コンプレッサを有している。積み込みステーション１１３は、積み込みステーション１１３の投資コストを最適化し、またその作業コストを最適化するために、エンドユーザが消費するＣＮＧの流量の約１．０／０．９倍より大きい、あるいはそれに等しい流量でＣＮＧを積み込むようなサイズであることが好ましい。
【０１６１】
積み込みステーション１１３には、ガス油田１１１で生産されたガスを輸送するために圧縮され冷却された天然ガスをＣＮＧ輸送用海洋船の上に積み込むための積み込みドック１３１も備えられていることが好ましい。ガス油田１１１及び積み込みステーション１１３は当該分野において周知の通常のガスライン１５１によって連結されている。同様に、コンプレッサ／冷却器１１７は断熱された通常のガスライン１５２によって積み込みドック１３１へ連結されている。船舶１０などの海洋船はＣＮＧを輸送するようになっている。こうした船舶を複数設けて、それまでに積み込みが終わっている第２の船舶を輸送中に第１の船舶１０に積み込みを行うことができる。実際には、海洋船の選択としての船舶あるいはバージの間の選択は、投資コストの比較や二つの選択肢の間の航海時間の比較による。バージは一般的に安価であるが、船舶よりも遅い。この発明の方法を船舶について説明するが、発明の範囲を逸脱することなく、船舶やバージ、ラフトあるいはその他のタイプの海上輸送を使用できることを理解すべきである。
【０１６２】
受容ステーション１１２が、輸送された天然ガスを受容して貯蔵し、使用するためにその準備をするために設けられている。受容ステーション１１２は、船舶１０からＣＮＧを受容するための受容ドック１４１と、船舶１０からのＣＮＧをサージ貯蔵システム１８１へ荷下ろしするためのこの発明による荷下ろしシステム１１４を有していることが好ましい。
【０１６３】
サージ貯蔵システム１８１は陸地をベースにした貯蔵ユニット、あるいは透水層や枯渇した石油あるいはガスの貯蔵所あるいは塩洞窟などの地下多孔質媒体貯蔵所を有している。当該分野において周知の垂直あるいは水平の井戸（図示されていない）を使ってガスを注入し、それを貯蔵所から取り出す。サージ貯蔵システム１８１は、受容ドック１４１における第２の船舶１２０と第１の船舶１０の到着の間に、電力プラント１９１やローカル供給ネットワーク１９２、及びオプショナルの追加ユーザ１９３などのユーザの要求に応えるのに十分なＣＮＧ貯蔵能力を有するように設計されていることが好ましい。例えば、サージ貯蔵システム１８１はＣＮＧの二つの船荷を受け入れる能力を有しており、再供給を受けずに約２週間にわたってユーザ１９１、１９２（もし設けられていれば１９３も）へ供給するのに十分なＣＮＧを提供する。サージ貯蔵システム１８１は、ある場合には、船舶１０ができるだけ迅速にＣＮＧを荷下ろしでき、また電力プラント１９１の故障などＣＮＧに対する要望を中断できる必要がある。また、サージ貯蔵システム１８１はハリケーンや地震によってＣＮＧの供給を中断したとき、ユーザ１９１、１９２に供給するための約２週間の予備能力を有している必要がある。
【０１６４】
受容ドック１４１は、置換流体ライン１４４によって荷下ろしシステム１１４へ連結されている。受容ドック１４１は当該分野において周知のように、ガスライン１６１によってサージ貯蔵システム１８１へも連結されている。同様に、ガスライン１６３、１６４はサージ貯蔵システム１８１を電力プラント１９１やローカル供給ネットワーク１９２などのガスユーザへそれぞれ連結している。この発明の範囲から逸脱することなく、別のガスライン１６５が場合によって必要であればサージ貯蔵システム１８１を別のユーザ１９３へ連結する。
【０１６５】
これとは違って、大きな既存ガス供給システムが既に設置されている場合には、サージ貯蔵システム１８１は必要ないかもしれない。この場合には、ライン１６１はＣＮＧを既存供給システムの中へ直接放出するためにライン１６３、１６４（設けられていれば１６５も）へ直接連結されている。さらに、ユーザ１９１、１９２（設けられていれば１９３も）によるＣＮＧの要求量が非常に大きい場合には、荷下ろしシステム１１４は船舶１０からのＣＮＧの放出量がユーザ１９１、１９２、１９３による全要求量に等しくなるように十分な能力を有するように設計される。その場合には、受容ドック１４１と荷下ろしシステム１１４はほとんど絶えず使用されることがわかる。最後に、サージ貯蔵システム１８１は十分なサージ能力を有する海岸あるいは洋上のパイプや、通常の海岸貯蔵所、この発明の方法を用いた冷却され断熱されたパイプシステムを有するか、あるいはＣＮＧ海洋船自身がドックに留まって、連続的な供給を行う。しかし、これらの選択肢は受容ステーション１１２のコストを著しく増大させる。
【０１６６】
作業の時には、パイプライン品質の天然ガスはガス油田１１１からガスライン１５１を介して積み込みステーション１１３へ流れる。当該分野の技術者には、この発明では海上施設の海上収集箇所から天然ガスを積み込んでもよいことがわかろう。この発明は海岸のガス油田に限定されるわけではない。積み込みステーション１１３において例えばコンプレッサ／冷却器１１７が天然ガスを約１８００ｐｓｉまで圧縮し、約−２０°Ｆまで冷却して、ガスを輸送のために準備する。圧縮され冷却されたガスは次にガスライン１５２を介して積み込みドック１３１まで流れる。そこでガスは積み込みドック１３１において通常の手段によって船舶１０の上に積み込まれる。
【０１６７】
図２９に示されている実施の形態においては、第２の船舶１２０にはすでに積み込みドック１３１においてＣＮＧが積み込まれている。積み込みのあと、第２の船舶１２０はその目的地へ向かう。積み込まれたＣＮＧの一部は航海の途中で船舶１２０の燃料に消費される。積み込まれたＣＮＧの一部で船舶１２０に燃料を供給することは、残りのＣＮＧを膨張によって冷却して、航海のときに発生する熱を補償し、輸送されるＣＮＧをほぼ一定の温度に維持するという別の利点になる。第２の船舶１２０が航路にあるとき、第１の船舶１０には積み込みドック１３１において天然ガスが積み込まれる。図には二つの船舶１０、１２０のみが描かれているけれども、当該分野における技術者には、例えば天然ガスの要求量や、積み込みドック１３１と受容ドック１４１との間を輸送船舶１０、１２０が航行する航行時間、ガス油田１１１からのガス生産量などに応じて、任意の数の船舶を使用できることがわかろう。
【０１６８】
その目的地へ到着したら、第２の船舶１２０は受容ドック１４１あるいは受容ステーション１１２において荷下ろしされる。荷下ろしシステム１１４は、まずガスをサージ貯蔵システム１８１の圧力まで膨張させ、そのあとガスライン１６１の中を流すことによって、第２の船舶１２０の上に載せられて輸送された天然ガスを荷下ろしする。残ったガスは、以下でさらに詳しく説明するようにして置換流体ライン１４４を用いて荷下ろしされる。そのあと、サージ貯蔵システム中の天然ガスはガスライン１６３、１６４を介して電力プラント１９１やローカル供給ネットワーク１９２などのユーザへそれぞれ供給される。このように、ガスはサージ貯蔵システム１８１から連続的に抜き出されて、ユーザ１９１、１９２へ供給される。しかし、ガスはサージ貯蔵システム１８１へは定期的にしか追加されない。
【０１６９】
荷下ろしのプロセスにおいて、十分なガスが第２の船舶１２０の上に残されて、積み込みドック１３１へ帰路のための燃料を提供できるようにされる。荷下ろしのあと、第２の船舶１２０は積み込みドック１３１への帰路につく。次に第１の船舶１０が受容ドック１４１へ到着し、第２の船舶１２０に関して上述したようにして荷下ろしされる。次に第２の船舶１２０が積み込みドック１３１へ到着し、積み込み／荷下ろしのサイクルが繰り返される。このように、積み込み／荷下ろしのサイクルが連続的に繰り返される。
【０１７０】
二つの船舶１０、１２０よりも多くの船舶を使用するとき、積み込み／荷下ろしのサイクルも連続的に繰り返される。積み込み／荷下ろしの繰り返しサイクルの頻度（従って必要な船舶の数）は、ユーザ１９１、１９２へ供給するためにサージ貯蔵システム１８１から抜き出されるガスの流量や、サージ貯蔵システム１８１の能力による。
【０１７１】
ここで図３２を参照する。図にはこの発明の方法を実現するために使用される圧縮天然ガスの荷下ろしシステムに対する実施の形態が示されている。参照番号１１４によって表されている荷下ろしシステムは、置換流体１４３と、置換流体１４３を貯蔵するための断熱された表面（ｓｕｒｆａｃｅ）貯蔵タンク１４２と、置換流体１４３を表面貯蔵タンク１４２の外へ圧送するために断熱された表面貯蔵タンク１４２のアウトレットへ連結されているポンプ１４１を有していることが好ましい。海岸には、液体を液体貯蔵タンク１４２へ戻すために、液体リターンライン１４４ａとリターンポンプが設けられている。海洋船１０の上には一つあるいは複数のサンプポンプ１４１ａが設けられている。海洋船１０の上に設けられたサンプポンプ１４１ａによってリターンマニホールドシステム１４４ａを介して液体をタンク１４２へ戻す。
【０１７２】
置換流体１４３は、約−２０°Ｆである、船舶１２０の上で輸送されるＣＮＧの温度よりも低い凍結点を有する液体から成っていることが好ましい。また、置換流体１４３の組成は、置換流体１４３の中でＣＮＧの溶解性が無視できるようなものに選択されることが好ましい。これらの要件を満足し、また妥当なコストで比較的容易に利用可能な適当な置換流体はメタノールである。周知のように、メタノールは約−１３７°Ｆで凍結し、メタノール中でのＣＮＧの溶解性は小さい。
【０１７３】
ポンプ１４１を船舶１０、１２０へ連結する置換流体ライン１４４が設けられていることが好ましい。第１の置換流体バルブ１４５が置換流体ライン１４４の中に配置されていて、船舶１２０がいないときなどバルブ１４５が閉じているときに置換流体の流れを塞ぐようになっていることが好ましい。同様に、第１のガスバルブ１４６がガスライン１６１の中に配置されていて、船舶１２０が航海中のときなどバルブ１４６が閉じているときにガスの流れを塞ぐようになっていることが好ましい。
【０１７４】
ポンプ１４１は一つあるいは複数のポンプ及びポンプ駆動装置を有することが好ましい。これらは直列及び／あるいは並列に配置されていて、その放出部において十分なメタノール圧力を発生することができ、サージ貯蔵システム１８１の圧力に打ち勝ち、置換流体ライン１４４中のメタノール流の損失や、サージ貯蔵システム１８１へＣＮＧを移動するときの下流の流れ損失を克服する。反転ポンプ１４１の能力は船舶１２０に求められる荷下ろし速度に依存する。
【０１７５】
図３２に関して上述した実施の形態においては、船舶１０、１２０は輸送されるガスを貯蔵するための多数の貯蔵パイプ１２を有するように描かれている。当該分野の技術者には、この発明の範囲から逸脱することなく、任意の数のガス貯蔵パイプ１２を船舶１０、１２０の上に搭載できることがわかろう。例えば、多数のガス貯蔵パイプ１２はＸ−８０あるいはＸ−１００スチールパイプからなる２０インチ直径の溶接部分を有する。これらは関連の法に従ってラックマウントされ、マニホールドで一体化されている。こうしたパイプは性能とコストの両面において満足すべきものである。満足すべきサービス寿命を有し、約−２０°Ｆと約１８００ｐｓｉのＣＮＧ条件に耐えることができれば、その他の材料ももちろん使用することができる。
【０１７６】
同様に、遊休時間や積み込み及び荷下ろしプロセスに必要な時間などを含めて、積み込みドック１３１から荷下ろしドック１４１まで輸送するときに、中に貯蔵されているＣＮＧが約−２０°Ｆのほぼ一定の温度に維持されれば、ガス貯蔵パイプ１２を断熱する多くの手段が可能である。例えば、上述した２０インチ直径のパイプにおいて、ＣＮＧで船舶に燃料を供給することによって行われる膨張冷却では、ガス貯蔵パイプ１２の外側周囲に設けられた約１２〜２４インチのポリウレタンフォーム層によって温度は約−２０°Ｆに維持される。約０．０２Ｂｔｕ／時間／フィート／°Ｆの熱伝導性を有する３６インチ厚のパーライト層など他の断熱材も可能である。
荷下ろしプロセスは前述したようにして行われる。
【０１７７】
航行距離当たりのコスト
図３３は、０．７の比重を有する１００万ＢＴＵの天然ガス当たりの損益分岐ドルコストと、ＬＮＧ４００、ＣＮＧ４１０、ＣＮＧ３０及びパイプライン４３０に対するガスの輸送距離との関係を示している。ＬＮＧとパイプラインのデータは、２０００年３月１５日の日付のＯｉｌ ＆ Ｇａｓ Ｊｏｕｒｎａｌから採用している。ＬＮＧはＬＮＧを処理するために建造しなければならない設備のために、大きな初期コストを有する。圧縮天然ガスはＬＮＧの初期コストに比べてずっと初期コストが小さいという明確な利点がある。この発明が必要とするのは、圧縮天然ガスを積み込み及び荷下ろしするためのいくつかの標準的なコンプレッサ及び冷却器だけである。ライン４３０はパイプラインの使用を表している。ライン４１０は０．７の比重を有する天然ガスに対する本発明である。図３４は０．６の比重を有する天然ガスに対する同様にグラフを示している。０．７の比重を有するガスに対するグラフは、圧縮率が０．４で非常に低いために、非常に経済的である。０．６では天然ガスはほとんど純粋なメタンであるが、６，５００キロメートルまではまだ競合的である。パイプラインは約５００キロメータの距離まで競合的である。従って、この発明は、約３００マイルから４，０００マイルの輸送までで競合的である。コストのグラフは、償却や保険、金利、操業コストなどを含めたガス輸送に関するすべてのコストを含んでいる。グラフのラインの傾きは輸送コストの差を示している。また、グラフには海洋船のコストも含まれている。これらのグラフは損益分岐であり、税や利益を表しているのではない。
【０１７８】
この発明を使用することが可能な場所の一つはベネズエラである。従って、０．７の比重についてコスト対距離のチャートを見ると、ベネズエラからカリブ海の任意の港までのコストを求めることができる。この発明はベネズエラの任意の場所から米国の南東部分までは経済的である。このグラフを使用するには、距離を入力し、ＣＮＧラインに垂直に移動して、交点を読んでコストを決める。従って、サウスカロライナ州（Ｓ．Ｃ．）チャールストン（Ｃｈａｒｌｅｓｔｏｎ）に対しては、東部ベネズエラからは１９００マイルの距離であり、損益分岐コストは＄０．６０／ｍｃｆ．である。これは０．５ＢＣＦ／日の供給量をベースにしている。経済尺度が当てはまる。
別の使用
【０１７９】
この発明の実施の形態はその最適作業条件で、あるいはその近傍で使用されることが好ましいけれども、システムが設計された最適条件以外の条件でシステムを使用することも可能である。遠隔地のガス供給が発展し変化するにつれて、もともと設計した条件とは別の条件でこの発明に従って設計された貯蔵システムを経済的に使用することが可能になるかもしれない。これには、最適効率範囲外の異なる組成からなるガスを輸送したり、もともとの意図より低い圧力及び／あるいは温度でガスを貯蔵したりすることなどが含まれる。
【０１８０】
この発明のパイプをベースにした貯蔵システムは液体の輸送にも使用できる。この発明に関する利点は、タンクに比べたときの、パイプに対する設計ファクタに関するものである。パイプは必要とされる強度の２倍の強さに設計すればよく（すなわち０．５の設計ファクタ）、タンクに対する設計ファクタが０．２５であるなら、タンクは必要な強度の４倍の強さである。例えば、液体プロパンは特定の蒸気圧力を有し、貯蔵パイプを液体プロパンの蒸気圧力の２倍の圧力に設計することができる。これは、パイプ中での液体プロパンの貯蔵はタンク中よりも安価なことを意味している。プロパンが海洋船の上で輸送されているなら、液体プロパンに対してはパイプを使用する方がより安価である。液体プロパンはパイプ中で周囲温度で輸送される。
【０１８１】
以上、この発明の実施の形態を説明したが、発明の精神から逸脱することなく、当業者にはその変形が可能である。
【図面の簡単な説明】
【図１】
０．６の比重を有するガスについてのガス圧縮率とガス圧力との関係を示すグラフである。
【図２】
０．７の比重を有するガスについてのガス圧縮率とガス圧力との関係を示すグラフである。
【図３】
図１及び図２に示されている０．６及び０．７の比重を有するガスについての−２０°Ｆの曲線の拡大図である。
【図３Ａ】
様々な動作温度でのガス貯蔵システムの効率と貯蔵圧力との関係を示すグラフである。
【図４】
ある比重のガスに対して最適化された圧縮率に基づいたときに、スチールの質量当たりの、ガス質量の比が、パイプの厚み当たりの直径の比によってどのように変化するかを示している。
【図５】
この発明による船の長さ方向の断面図であり、ガス貯蔵パイプを有する隔壁コンパートメントを示している。
【図６】
この発明による図５に示されている船の幅方向の断面図であり、図７の隔壁を示している。
【図７】
この発明による図５に示されている船の船体の断面図であり、クロスビーム及びガス貯蔵パイプの隔壁を示している。
【図８】
パイプ支持システムの一つの実施の形態に対する斜視図であり、図７に示されているガス貯蔵パイプを支持するためのベースクロスビームサポートを示している。
【図９】
図７に示されているガス貯蔵パイプを支持し下方へトルクを与えるための、図８のパイプ支持システムの標準クロスビームに対する斜視図である。
【図１０】
この発明に従って建造されている図７に示されている隔壁の斜視図である。
【図１１】
パイプ支持システムの別の実施の形態に対する断面図である。
【図１２】
図７のガス貯蔵パイプのマニホールドシステムを部分的に断面で示す図である。
【図１３】
船から荷下ろしが可能な、船構造とは無関係なパイプバンドルを有する水平パイプモジュール式ユニットの側立面図である。
【図１４】
図１３に示されているパイプモジュール式ユニットの断面図である。
【図１５】
垂直パイプモジュール式ユニットの側立面図である。
【図１６】
傾斜パイプモジュール式ユニットの側立面図である。
【図１７】
船の船体の中にパイプモジュール式ユニットが配置されている船の側面図である。
【図１８】
図１７に示されている船の断面図である。
【図１９】
船の船体の中及びデッキの上にパイプモジュール式ユニットが配置されている船の側面図である。
【図２０】
図１９に示されている船の断面図である。
【図２１】
長方形のコンクリート船体とスチールの船首及び船尾を有する船の側立面図である。
【図２２】
船体の内側にパイプモジュール式ユニットが配置されている図２１のコンクリート船体の断面図である。
【図２３】
スイチールの船首及び船尾へ固定された一つあるいは複数の丸いコンクリート船体を有する船の側立面図である。
【図２４】
船体の中にパイプモジュール式ユニットが配置されているバージの側立面図である。
【図２５】
図２４に示されているバージの断面図である。
【図２６】
オイルが船体の中に貯蔵されており、パイプモジュール式ユニットがデッキの上に配置されている図２４のバージの側立面図である。
【図２７】
貯蔵ガスを液体移動するための船の図である。
【図２８】
置換液体を使用して、ガス貯蔵パイプの中に貯蔵されたガスを段階的に荷下ろしする図である。
【図２９】
ガス生産所を有する積み込み港から、顧客がいる荷下ろし港までガスを輸送する方法を示す図である。
【図３０】
貯蔵ガスを移動させるために一端にピッグを有している貯蔵パイプを示す図である。
【図３１】
貯蔵ガスを移動させてしまって、ピッグがパイプの他端にある図３０の貯蔵パイプを示す図である。
【図３２】
ガス貯蔵パイプを有する船からガスを積み降ろしする方法を示す図である。
【図３３】
０．７０５の比重を有するガスに対するＬＮＧ、ＣＮＧあるいはパイプラインについて、航行距離当たりの輸送コストを示す図である。
【図３４】
０．６の比重を有するガスに対するＬＮＧ、ＣＮＧあるいはパイプラインについて、航行距離当たりの輸送コストを示す図である。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図３Ａ】
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【図４】
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【図３３】
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【図３４】
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【国際公開パンフレット】
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【国際調査報告】
2004517270.tif 000094
2004517270.tif 000095
2004517270.tif 000096