JP2003200884A - Method for transporting crude oil and naphtha with carrier, and method for transferring crude oil and naphtha from carrier - Google Patents
Method for transporting crude oil and naphtha with carrier, and method for transferring crude oil and naphtha from carrierInfo
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【発明の属する技術分野】本発明は、原油タンカー等の
輸送体を用いて原油とナフサを輸送する方法及び前記輸
送体から陸上の貯蔵タンクに原油とナフサとを移送する
方法に関する。TECHNICAL FIELD The present invention relates to a method for transporting crude oil and naphtha using a transporter such as a crude oil tanker, and a method for transporting crude oil and naphtha from the transporter to a storage tank on land.
【０００２】[0002]
【従来の技術】油の輸送に利用される輸送体としては、
大量の油を一度に輸送することのできるタンカーが一般
的に利用されている。そして、このようなタンカーに
は、油田から産出した原油を運ぶ原油タンカーと、ナフ
サ，灯油，軽油などのクリーンプロダクト（白油）、す
なわち、製品油を輸送する精製油タンカーとが含まれて
いる。原油を輸送する原油タンカーは、輸送効率が高い
２０万重量トン以上のＶＬＣＣ（Very Large Crude Car
rier）が主流である。2. Description of the Related Art Transporters used to transport oil include
Tankers that can transport large amounts of oil at once are commonly used. Such tankers include crude oil tankers that carry crude oil produced from oil fields, and clean products (white oil) such as naphtha, kerosene, and light oil, that is, refined oil tankers that transport product oil. . Crude oil tankers that transport crude oil are highly efficient and have large VLCC (Very Large Crude Car) of 200,000 tons or more.
rier) is the mainstream.
【０００３】ＶＬＣＣ等の超大型原油タンカーは、一般
の港湾には接岸が困難である。そのため、通常は、シー
バースと称される海上に設置された荷役用ターミナルに
接岸して、原油を積み下ろす。又は、港の近傍の海上ブ
イに係留された状態で、原油を積み下ろす。そして、目
的地のシーバース等に到着した後、原油タンカーのタン
クから陸上の原油タンクまで、配管を用いて、原油を移
送するようにしている。Very large crude oil tankers such as VLCCs are difficult to dock at a general port. Therefore, normally, crude oil is loaded and unloaded by berthing at a cargo handling terminal called a sea berth installed on the sea. Alternatively, unload the crude oil while moored to a sea buoy near the port. Then, after arriving at the destination, such as the sea berth, crude oil is transferred from the tank of the crude oil tanker to the crude oil tank on land by using piping.
【０００４】一方、一般的に、ナフサは、ナフサ専用の
輸送船（精製油タンカー）で輸送され、この精製油タン
カーが目的地のシーバースに到着すると、精製油タンカ
ーのタンクから陸上のナフサ用タンクまで、ナフサ専用
配管を用いて移送されている。On the other hand, in general, naphtha is transported by a naphtha-dedicated carrier (refined oil tanker), and when this refined oil tanker arrives at the destination sea berth, the tank of the refined oil tanker is used for naphtha on land. Up to this point, it was transferred using a naphtha dedicated pipe.
【０００５】しかしながら、ナフサ専用の精製油タンカ
ーは、最大でも積載量が７万〜１０万トンクラスのもの
であり、一回の航海における輸送量が少なく、また、原
油タンカーに比べて輸送コストも割高であるため、ナフ
サ専用の精製油タンカーを利用すると、ナフサ価格に占
める輸送費の割合が高くなり、原価の低減を図ることが
できないという問題がある。However, the refined oil tanker dedicated to naphtha has a maximum loading capacity of 70,000 to 100,000 tons, has a small amount of transportation in a single voyage, and has a transportation cost higher than that of a crude oil tanker. Since it is expensive, if a refined oil tanker for exclusive use of naphtha is used, the ratio of the transportation cost to the price of naphtha becomes high, and there is a problem that the cost cannot be reduced.
【０００６】また、シーバースに到着した原油タンカー
から通常数キロ離れた陸上のタンクまでは、原油用の配
管しかなく、ナフサを移送する専用配管がない場合があ
る。このような場合のために、原油用の配管でナフサを
陸上のタンクまで移送することが要望されている。[0006] Further, from the crude oil tanker arriving at the sea berth to the onshore tank, which is usually several kilometers away, there is only a pipe for crude oil, and there is a case where there is no dedicated pipe for transferring naphtha. For such a case, it is required to transfer naphtha to a tank on land by a crude oil pipe.
【０００７】ナフサは、石油精製の過程で得られる精製
物の一つであり、さらに蒸留され、あるいは、蒸留処理
を行う必要がない場合はそのまま、エチレン製造装置
（熱分解装置）や芳香族製造装置の原料ナフサとして使
用される。そして、この原料ナフサは、重質化合物を一
定の比率以上含んでいないことが要求されている。な
お、上記「一定の比率」とは、エチレン製造装置（熱分
解装置）や芳香族製造装置の重質化合物に対する処理性
能により定まる、ナフサに含まれる重質化合物の比率を
いう。[0007] Naphtha is one of the refined products obtained in the process of petroleum refining, and is further distilled or, if it is not necessary to perform a distillation treatment, it is used as it is in an ethylene production apparatus (pyrolysis apparatus) or aromatic production. Used as raw material naphtha for equipment. The raw material naphtha is required to contain no heavy compounds in a certain ratio or more. In addition, the above-mentioned "certain ratio" means the ratio of the heavy compound contained in the naphtha, which is determined by the processing performance of the ethylene manufacturing apparatus (pyrolysis apparatus) or the aromatic manufacturing apparatus for the heavy compound.
【０００８】ところが、このような要求に反して、一本
の配管を使用してナフサと原油をバッチ移送すると、原
油がナフサに混入し、ナフサが原油などの重質化合物を
一定の比率以上含むこととなり、蒸留処理を行わなけれ
ば原料ナフサとして使用できなくなる。このため、原油
をナフサに混入させないで、あるいは、原油の混入量を
極小化した状態で、原油とナフサを移送する技術が望ま
れている。However, contrary to such requirements, when naphtha and crude oil are batch-transferred using a single pipe, the crude oil is mixed with the naphtha and the naphtha contains heavy compounds such as crude oil in a certain ratio or more. This means that it cannot be used as a raw material naphtha unless distillation treatment is performed. Therefore, there is a demand for a technique for transferring crude oil and naphtha without mixing the crude oil into the naphtha or in a state where the mixed amount of the crude oil is minimized.
【０００９】このような観点から、一本の配管によって
原油とナフサを移送する技術がいくつか提案されてい
る。たとえば、原油用のパイプラインでナフサを輸送す
る方法の技術が知られている（特許文献１参照）。この
技術は、ナフサのロットをヘッドの凝縮液のロットとテ
ールの凝縮液のロットとの２つの凝縮液のロットで挟ん
だ状態で、原油用のパイプラインで輸送し、パイプライ
ンの出口で、ヘッドの凝縮液／ナフサの境界面の通過時
または実質的に通過し終った時より前、および、ナフサ
／テールの凝縮液の界面領域が現れる時または実質的に
現れた時より後に、ナフサのロットを回収する技術であ
る。From this point of view, several techniques for transferring crude oil and naphtha by a single pipe have been proposed. For example, a technique of transporting naphtha in a crude oil pipeline is known (see Patent Document 1). This technology transports a lot of naphtha between two lots of condensate, a lot of condensate of the head and a lot of condensate of the tail, in a pipeline for crude oil, and at the exit of the pipeline, Of the naphtha before the passage of or substantially through the head condensate / naphtha interface and after the appearance or substantial appearance of the naphtha / tail condensate interface region. This is a technology for collecting lots.
【００１０】また、この技術は、全長約数百ｋｍにおよ
ぶパイプラインを使用して、原油とナフサを移送する
際、ナフサのロットを回収するタイミングを、移送流体
の比色や比重を計測することにより決定している。In addition, this technique uses a pipeline having a total length of several hundreds of kilometers to measure the timing of collecting a lot of naphtha, the colorimetric and specific gravity of the transferred fluid, when transferring crude oil and naphtha. It is decided by that.
【００１１】[0011]
【特許文献１】特開２００１−１０８２００号公報（明
細書の[００１０]の欄の記載及び実施例の欄の記載）[Patent Document 1] Japanese Unexamined Patent Application Publication No. 2001-108200 (Description in the column [0010] and description in the specification)
【００１２】しかしながら、特開２００１−１０８２０
０号公報に記載の技術を利用して原油とナフサを移送す
る場合には、特別の仕切り剤として凝縮液を使用するの
で移送工程が複雑となり、また、凝縮液の回収装置を新
たに設ける必要があり、そのためコスト上昇を招き、実
用的でないといった問題があった。また、この技術は、
原油とナフサの境界を、移送流体の比色や比重を計測す
ることにより決定しているため、受入先のタンクを切り
換えるタイミングを精度よく求めることができず、ナフ
サに混入する原油量を極小化することができないといっ
た問題があった。この問題は、パイプライン（配管距
離）が長くなる程顕著であった。However, Japanese Patent Laid-Open No. 2001-10820
When the crude oil and naphtha are transferred using the technology described in Japanese Patent Publication No. 0, the transfer process is complicated because a condensate is used as a special partitioning agent, and a condensate recovery device must be newly provided. Therefore, there is a problem that it causes an increase in cost and is not practical. Also, this technology
Since the boundary between crude oil and naphtha is determined by measuring the colorimetric and specific gravity of the transferred fluid, it is not possible to accurately determine the timing of switching the receiving tank, and the amount of crude oil mixed in naphtha is minimized. There was a problem that I could not do it. This problem was more remarkable as the pipeline (pipe distance) became longer.
【００１３】なお、原油用の配管でナフサを移送すると
き、ナフサと原油を仕切る特別の仕切り剤として、たと
えば、液体（水など）などを用いることも知られている
が（例えば、特許文献２参照）、この場合も移送工程が
複雑となるといった問題があった。It is also known to use, for example, a liquid (water or the like) as a special partitioning agent for partitioning naphtha and crude oil when transferring the naphtha through a crude oil pipe (see, for example, Patent Document 2). However, also in this case, there is a problem that the transfer process becomes complicated.
【００１４】[0014]
【特許文献２】特公昭５６−２１９６０号公報（明細書
の第２欄第９行目〜第２５行目の記載）[Patent Document 2] Japanese Examined Patent Publication No. 56-21960 (description of column 2, line 9 to line 25 of the specification)
【００１５】[0015]
【発明が解決しようとする課題】本発明は、上記の問題
点にかんがみてなされたもので、ナフサの輸送コストの
大幅削減を図ることができ、ナフサの原価を低減させる
ことが容易なナフサの輸送方法の提供を第一の目的とす
る。また、原油を仕切る特別の仕切り剤などを用いなく
ても、一本の配管を使用して、輸送体タンクから貯留タ
ンクへナフサと原油をバッチ移送することを可能とした
原油とナフサの移送方法の提供を第二の目的とする。SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made in view of the above problems, and it is possible to significantly reduce the transportation cost of naphtha and to reduce the cost of naphtha easily. The primary purpose is to provide transportation methods. In addition, a method for transferring crude oil and naphtha that enables batch transfer of naphtha and crude oil from a transport tank to a storage tank using a single pipe without using a special partitioning agent for separating crude oil. Is the second purpose.
【００１６】[0016]
【課題を解決するための手段】第一の目的を達成するた
め、本発明の発明者は、原油タンカーの輸送コストが、
ナフサを専用に輸送する精製油タンカーの輸送コストに
比べてはるかに安いことに着目した。また、ナフサは、
さらに蒸留等されて他の石油化学製品の原料となるた
め、重質化合物を一定の比率以上含んでいないことが要
求される。本発明の発明者は、重質化合物の混合の比率
を一定の値より小さくすることができるのであれば、ナ
フサとしての性状を一定以上に維持することができる点
に着目し、原油タンカーの船内タンクにナフサを積載し
て輸送する本発明に想到した。In order to achieve the first object, the inventors of the present invention have found that the transportation cost of a crude oil tanker is
We paid attention to the fact that it is much cheaper than the transportation cost of a refined oil tanker that transports naphtha exclusively. Also, naphtha is
Further, since it is distilled and used as a raw material for other petrochemical products, it is required not to contain heavy compounds in a certain ratio or more. The inventor of the present invention pays attention to the fact that the property as naphtha can be maintained at a certain level or more if the mixing ratio of the heavy compound can be made smaller than a certain value. The present invention has been conceived in which naphtha is loaded in a tank and transported.
【００１７】具体的に請求項１に記載の発明は、原油を
輸送する輸送体を利用したナフサの輸送方法であって、
前記輸送体に設けられた複数の輸送体タンクの少なくと
も一部をナフサ積載用に指定し、このナフサ積載用の前
記輸送体タンクの内部を、ナフサの積み込み前に予め洗
浄し、ナフサの積み込み又は荷下ろしの際に、少なくと
も前記輸送体上の配管内から原油を抜き出して、前記ナ
フサの積み込み又は荷下ろしを行う方法としてある。こ
の際、ナフサを積み込む輸送体タンクの洗浄は、請求項
２に記載するように、原油によって行うようにするとよ
い。Specifically, the invention according to claim 1 is a method of transporting naphtha using a transporter for transporting crude oil,
At least a part of the plurality of transporter tanks provided in the transporter is designated for naphtha loading, and the inside of the transporter tank for loading naphtha is washed in advance before loading the naphtha to load the naphtha or At the time of unloading, at least the crude oil is extracted from the inside of the pipe on the transporter to load or unload the naphtha. At this time, the transport tank for loading the naphtha may be cleaned with crude oil as described in claim 2.
【００１８】輸送体タンクを予め洗浄することで、輸送
体タンクに残留する原油やスラッジ等をほとんど取り除
くことができる。専用の洗浄剤や海水等を用いてもよい
が、原油によって輸送体タンクの内部の洗浄を行うこと
で、輸送体タンクの内壁や底部に原油が付着した状態で
残存するが、輸送体タンクに積載されるナフサの量に比
して残留する原油の量はきわめて少なく、原油の混合の
比率を許容値よりも十分に小さくすることができる。By cleaning the transport tank in advance, most of the crude oil, sludge, etc. remaining in the transport tank can be removed. You may use a special cleaning agent, seawater, etc., but if you clean the inside of the transport tank with crude oil, the crude oil will remain on the inner wall and bottom of the transport tank, but The amount of crude oil remaining is extremely small compared to the amount of naphtha loaded, and the mixing ratio of crude oil can be made sufficiently smaller than the allowable value.
【００１９】請求項３に記載の発明は、前記輸送体が、
１５万重量トンを超える超大型の原油タンカーである方
法としてある。ＶＬＣＣ（Very Large Crude Carrier）
やＵＬＣＣ(Ultra Large CrudeCarrier)のような超大型
の原油タンカーは、一度に大量の原油及びナフサを輸送
することができ、かつ、輸送コストもナフサ専用のタン
カーに比して割安であるので、ナフサの輸送コストをよ
り大幅に削減することが可能である。According to a third aspect of the present invention, the transporter is
This is a method of using a very large crude oil tanker that exceeds 150,000 dwt. VLCC (Very Large Crude Carrier)
Very large crude oil tankers such as ULCC and ULCC (Ultra Large Crude Carrier) can transport a large amount of crude oil and naphtha at a time, and the transportation cost is cheaper than the naphtha dedicated tanker. It is possible to further reduce the transportation cost of.
【００２０】請求項４に記載の発明は、前記配管内の原
油を抜き出すためのドレンが接続されている前記輸送体
タンクを避けて、ナフサ積載用の輸送体タンクを指定す
る方法である。このようにすることで、配管内の原油を
抜き出す際に、ナフサに配管内の原油が混入することが
ないので、ナフサに混入する原油の量を少なくすること
ができる。A fourth aspect of the present invention is a method of designating a transporter tank for loading naphtha, avoiding the transporter tank to which a drain for extracting crude oil in the pipe is connected. By doing so, when the crude oil in the pipe is extracted, the crude oil in the pipe is not mixed in the naphtha, so that the amount of crude oil mixed in the naphtha can be reduced.
【００２１】請求項５に記載の発明は、前記ナフサを積
載する際に、積載開始後の初期においては、前記輸送体
タンクの底部に残留していることのある原油残さ物を攪
拌しない速度でゆっくりと前記ナフサを積載する方法で
ある。また、請求項６に記載の発明は、前記ナフサを荷
下ろしする際に、前記輸送体タンクの底部に残留してい
ることのある原油残さ物を攪拌しない速度で前記ナフサ
の荷下ろしを行う方法である。このようにすることで、
ナフサに混入する原油の量を可能な限り少なくすること
ができる。According to a fifth aspect of the present invention, when the naphtha is loaded, the crude oil residue that may remain at the bottom of the transport tank is not agitated in the initial stage after the loading is started. This is a method of slowly loading the naphtha. Further, the invention according to claim 6 is a method of unloading the naphtha at a speed that does not agitate crude oil residue that may remain at the bottom of the transport tank when unloading the naphtha. Is. By doing this,
The amount of crude oil mixed in naphtha can be minimized.
【００２２】請求項７に記載の発明は、前記ナフサの積
載量に応じて使用する前記輸送体タンクの数を決定する
とともに、原油とナフサとの密度又は比重の違いによる
前記原油タンカーの重心の移動を抑制するように、前記
ナフサを積載する前記輸送体タンクを指定する方法であ
る。原油とナフサとを混載する場合は、両者の密度又は
比重の違いによる原油タンカーの重心の移動を考慮しな
ければならない。請求項７に記載の発明のように輸送体
タンクを指定することで、前記重心の移動を抑制するこ
とができ、原油とナフサとを混載する場合においても、
安定的な航行を確保することができる。According to a seventh aspect of the present invention, the number of the transporter tanks to be used is determined according to the loading amount of the naphtha, and the center of gravity of the crude oil tanker is determined by the difference in density or specific gravity between the crude oil and the naphtha. A method of designating the transport tank in which the naphtha is loaded so as to suppress movement. When co-loading crude oil and naphtha, it is necessary to consider the shift of the center of gravity of the crude oil tanker due to the difference in density or specific gravity between the two. By designating the transport tank as in the invention according to claim 7, the movement of the center of gravity can be suppressed, and even when crude oil and naphtha are mixedly loaded,
It is possible to secure stable navigation.
【００２３】第二の目的を達成するために、本発明の発
明者は、鋭意研究を行った結果、原油用の配管を使用し
て輸送体タンクから貯留タンクへ、ナフサを原油と交互
に移送する際の、配管中の原油，ナフサ及び原油とナフ
サからなる混合流体の流れ解析（以下、「流動解析」と
称することもある。）を行い、この流れ解析にもとづい
た移送方法を採用することにより、特別の仕切り剤など
を用いなくても、原油によるナフサ汚染を抑制した状態
でナフサを移送できることを見出し、本発明を完成した
ものである。In order to achieve the second object, the inventor of the present invention has conducted diligent research and, as a result, transferred naphtha alternately with crude oil from a transport tank to a storage tank using a crude oil pipe. When performing a flow analysis of crude oil, naphtha in a pipe and a mixed fluid composed of crude oil and naphtha (hereinafter also referred to as "flow analysis"), adopt a transfer method based on this flow analysis. Thus, it was found that naphtha can be transferred in a state in which naphtha contamination by crude oil is suppressed without using a special partitioning agent or the like, and the present invention has been completed.
【００２４】これにより、原油タンカーから陸上のタン
クまで原油用の配管しかなく、ナフサを移送する専用配
管がない場合であっても、大型原油タンカーで原油とと
もにナフサを輸送することを可能とし、従来のナフサ船
での輸送に比べ、輸送費を大幅に低減することができる
ようになった。This makes it possible to transport naphtha together with crude oil in a large crude oil tanker even when there is only a pipeline for crude oil from the crude oil tanker to the tank on land and there is no dedicated pipeline for transporting naphtha. Compared to shipping by naphtha, the shipping cost can be reduced significantly.
【００２５】具体的には、本発明の原油とナフサの移送
方法は、請求項８に記載するように、一本の配管によっ
て原油とナフサを、輸送体タンクから貯留タンクへ移送
する方法において、（１） 前記配管を用いて前記輸送
体タンクから前記貯留タンクへナフサ又は原油を送り出
すに際し、前記配管を原油用又はナフサ用のタンクに接
続しておくとともに、（２） 前記輸送体タンクと貯留
タンクを連結する前記配管中に滞留している原油又はナ
フサの量を予め算出し、（３） 前記輸送体タンクから
ナフサ又は原油を送り出すとともに、その送出し量を計
量し、（４） 前記輸送体タンクからのナフサ又は原油
の送出し量が、予め算出した前記配管に滞留している原
油又はナフサの量とほぼ同量となったときに、前記輸送
体タンクからのナフサ又は原油の送り出しを停止させ、
受入先のタンクを原油用又はナフサ用のタンクからナフ
サ用又は原油用のタンクに切り換え、（５） 前記タン
クの切り換え後、前記輸送体タンクからのナフサ又は原
油の送り出しを再開して、ナフサ又は原油をナフサ用又
は原油用のタンクに貯留する、方法としてある。Specifically, the method for transferring crude oil and naphtha according to the present invention is, as described in claim 8, a method for transferring crude oil and naphtha from a transport tank to a storage tank by a single pipe. (1) When sending naphtha or crude oil from the transport tank to the storage tank using the pipe, the pipe is connected to a tank for crude oil or naphtha, and (2) the transport tank and storage. The amount of crude oil or naphtha staying in the pipe connecting the tanks is calculated in advance, and (3) the naphtha or crude oil is sent out from the transporter tank, and the sent out amount is measured, and (4) the transportation When the amount of naphtha or crude oil delivered from the body tank becomes approximately the same as the amount of crude oil or naphtha accumulated in the pipe calculated in advance, the naphtha or naphtha from the transporter tank Stopped sending crude oil,
The receiving tank is switched from the crude oil or naphtha tank to the naphtha or crude oil tank, and (5) after the tank is switched, naphtha or crude oil is restarted from the transporter tank to restart the naphtha or It is a method of storing crude oil in a naphtha or crude oil tank.
【００２６】このようにすると、配管中に滞留した原油
又はナフサを、ナフサ又は原油を送り出す際に、原油用
タンク又はナフサ用タンクにポンピング作用によって押
し出すことができるので、ナフサへの原油の混入量を効
果的に低減することができる。また、ナフサと原油を仕
切る特別の仕切り剤などを用いなくてもよいので、移送
工程を単純化することができる。In this way, the crude oil or naphtha accumulated in the pipe can be pushed out to the crude oil tank or the naphtha tank by the pumping action when the naphtha or the crude oil is sent out. Therefore, the amount of the crude oil mixed in the naphtha can be increased. Can be effectively reduced. Further, since it is not necessary to use a special partitioning agent for partitioning naphtha and crude oil, the transfer process can be simplified.
【００２７】請求項９に記載の発明は、前記配管中の原
油，ナフサ及び原油とナフサからなる混合流体の流れ解
析を行ない、この流れ解析結果を利用して、前記輸送体
タンクからのナフサ又は原油の送り出しを停止するタイ
ミングを決定する方法としてある。このようにすると、
ナフサへの原油の混入量を精度よく制御することがで
き、ナフサに重質化合物が一定の比率以上混入してしま
い、ナフサが重質化合物で汚染されるといった不具合を
防止することができる。According to a ninth aspect of the present invention, a flow analysis of crude oil, naphtha and a mixed fluid composed of crude oil and naphtha in the pipe is performed, and the flow analysis result is used to analyze the naphtha or the naphtha from the transport tank. This is a method of deciding the timing for stopping the sending of crude oil. This way,
It is possible to accurately control the amount of crude oil mixed into naphtha, and it is possible to prevent a problem in which naphtha is mixed with a heavy compound at a certain ratio or more and naphtha is contaminated with the heavy compound.
【００２８】請求項１０に記載の発明は、前記配管中に
滞留している原油又はナフサの量を予め算出するとき
に、滞留している原油又はナフサの少なくとも温度，密
度又は比重を補正要素とする方法としてある。このよう
にすると、流れ解析を精度よく行うことができるととも
に、たとえば、輸送体タンクからのナフサ又は原油の送
出し量を、受入先のタンクに押し出された原油又はナフ
サの量にもとづいて計量する場合には、ナフサ又は原油
の送出し量を精度よく計量することができる。According to a tenth aspect of the present invention, when the amount of crude oil or naphtha staying in the pipe is calculated in advance, at least the temperature, density or specific gravity of the staying crude oil or naphtha is used as a correction element. There is a way to do it. By doing so, the flow analysis can be performed accurately and, for example, the amount of naphtha or crude oil delivered from the transport tank is measured based on the amount of crude oil or naphtha extruded into the receiving tank. In this case, the delivery amount of naphtha or crude oil can be accurately measured.
【００２９】また、請求項１１に記載の発明は、前記輸
送体タンクからのナフサ又は原油の送出し量を、前記受
入先のタンクの止尺を利用して計量する方法としてあ
る。このようにすると、単純かつ確実に輸送体タンクか
らのナフサ又は原油の送出し量を計量することができ、
受入先のタンクを原油又はナフサ用のタンクからナフサ
用又は原油用のタンクに切り換えるタイミングを精度よ
く求めることができる。The invention as set forth in claim 11 is a method for measuring the delivery amount of naphtha or crude oil from the transport tank by using a measure of the receiving tank. This makes it possible to simply and reliably measure the amount of naphtha or crude oil delivered from the transport tank,
It is possible to accurately determine the timing of switching the receiving tank from the crude oil or naphtha tank to the naphtha or crude oil tank.
【００３０】請求項１２に記載の発明は、前記配管中に
滞留している原油又はナフサをタンクへ押し出すとき
の、ナフサ又は原油の送出し速度を、前記流れ解析結果
にもとづいて、変化させる方法としてある。このように
すると、原油のナフサへの混入を最小限に抑制した状態
で移送することができる。According to a twelfth aspect of the present invention, the method for changing the delivery speed of naphtha or crude oil when pushing out the crude oil or naphtha accumulated in the pipe to the tank based on the flow analysis result. There is. By doing so, it is possible to transfer the crude oil while suppressing the mixing of the crude oil into the naphtha to a minimum.
【００３１】また、請求項１３に記載の発明は、前記ナ
フサ又は原油の送り出し開始直後及び送り出し停止直前
に、前記ナフサ又は原油の送出し速度を変化させる方法
としてある。このように、送り出し開始直後にナフサ又
は原油の送出し速度を変化させると、配管中のナフサと
原油の混合流体の長さを短くすることができ、配管中の
ナフサと原油の混合を最小限に抑制することができる。
また、送り出し停止直前にナフサ又は原油の送出し速度
を変化させると、受入先のタンクを原油又はナフサ用の
タンクからナフサ用又は原油用のタンクに切り換えるタ
イミングをより精度よく求めることができる。The invention as set forth in claim 13 is a method for changing the delivery speed of the naphtha or crude oil immediately after the delivery of the naphtha or crude oil is started and immediately before the delivery is stopped. In this way, by changing the delivery speed of naphtha or crude oil immediately after the start of delivery, the length of the mixed fluid of naphtha and crude oil in the pipe can be shortened, and the mixing of naphtha and crude oil in the pipe can be minimized. Can be suppressed.
Further, if the delivery speed of naphtha or crude oil is changed immediately before the delivery is stopped, it is possible to more accurately determine the timing at which the tank of the receiving destination is switched from the crude oil or naphtha tank to the naphtha or crude oil tank.
【００３２】また、請求項１４に記載の発明は、前記ナ
フサ又は原油の送り出し開始直後の前記ナフサ又は原油
の送出し速度を、所定の送出し速度まで急速に立ち上げ
る方法としてある。このようにすると、原油とナフサが
混ざり合った混合流体を短時間で形成することができ、
すなわち、配管中のナフサと原油の混合流体の長さを短
くすることができる。The invention as set forth in claim 14 is a method for rapidly raising the delivery speed of the naphtha or crude oil immediately after the delivery of the naphtha or crude oil is started to a predetermined delivery speed. By doing this, it is possible to form a mixed fluid in which crude oil and naphtha are mixed in a short time,
That is, the length of the mixed fluid of naphtha and crude oil in the pipe can be shortened.
【００３３】[0033]
【発明の実施の形態】以下、本発明の好適な実施形態
を、図面にしたがって詳細に説明する。
［輸送方法の説明］図１は、本発明の輸送方法のフロー
チャートである。まず、輸送するナフサの量，原油の量
及び原油タンカーの寄港先とに基づいて、ナフサと原油
とを混載する原油タンカーを指定する（ステップＳ
１）。この際、複数の組み合わせの中から、ナフサ及び
原油の輸送コストが最も安くなる組み合わせを選択し
て、原油タンカーの指定と混載するナフサの量とを決定
するとよい。なお、ナフサと原油とを混載する可能性の
ある原油タンカーについては、原油とナフサとの性質の
違いによるタンク及び／又はパッキン等の部品の早期腐
食等を防止するために、これら部品をナフサ及び原油に
よる早期腐食等が生じにくいものに交換しておくのがよ
い。BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION Preferred embodiments of the present invention will be described in detail below with reference to the drawings. [Description of Transportation Method] FIG. 1 is a flowchart of the transportation method of the present invention. First, based on the amount of naphtha to be transported, the amount of crude oil, and the destination of the crude oil tanker, the crude oil tanker on which naphtha and crude oil are mixed is designated (step S).
1). At this time, it is advisable to select a combination having the lowest transportation cost of naphtha and crude oil from a plurality of combinations to determine the designation of the crude oil tanker and the amount of naphtha to be mixedly loaded. For crude oil tankers in which naphtha and crude oil may be mixedly loaded, in order to prevent premature corrosion of tank and / or packing parts due to the difference in properties between crude oil and naphtha, these parts should be It is recommended to replace it with one that is less likely to cause early corrosion due to crude oil.
【００３４】前記した原油タンカーの指定とこの原油タ
ンカーに混載するナフサの量とは、コンピュータ等の判
断装置を利用して自動的に行うようにすることができ
る。図２は、原油タンカーの指定とこの原油タンカーに
混載するナフサの量とを自動的に判断して決定する判断
装置の一例にかかり、その概略構成図である。判断装置
２１は、原油及びナフサの輸送計画を入力するためのキ
ーボード等の入力部２２と、所有する原油タンカー及び
精製油タンカーの航行状況を監視する航行状況監視部２
４と、入力部２２から入力された輸送計画及び原油タン
カー及び精製油タンカーの航行状況をデータベース２５
に書き込み又は読み出す読み出し・書き込み部２３と、
前記の輸送計画及び原油タンカー及び精製油タンカーの
航行状況とから原油タンカーの指定と混載するナフサの
量とを判断して決定する処理部２６と、この処理部２６
の処理結果を出力するプリンタやディスプレイ等の出力
部２７とを有している。The designation of the crude oil tanker and the amount of naphtha mixedly loaded on the crude oil tanker can be automatically performed by using a determination device such as a computer. FIG. 2 is a schematic configuration diagram of an example of a determination device that automatically determines and determines the designation of a crude oil tanker and the amount of naphtha mixedly loaded on the crude oil tanker. The determination device 21 includes an input unit 22 such as a keyboard for inputting a transportation plan for crude oil and naphtha, and a navigation status monitoring unit 2 for monitoring the navigation status of a crude oil tanker and a refined oil tanker in possession.
4 and a database 25 of the transportation plan input from the input unit 22 and the navigation status of the crude oil tanker and the refined oil tanker.
A read / write unit 23 for writing to or reading from
A processing unit 26 that determines and determines the designation of the crude oil tanker and the amount of naphtha to be mixedly loaded from the transportation plan and the sailing conditions of the crude oil tanker and the refined oil tanker, and the processing unit 26.
And an output unit 27 such as a printer or a display for outputting the processing result of the above.
【００３５】航行状況監視部２４は、航行中の各原油タ
ンカー及び精製油タンカーから入電される航行状況を逐
一読み出し・書き込み部２３に送信し、データベース２
５に書き込む。データベース２５には、所有する原油タ
ンカー及び精製油タンカーの種類及び名称と、各原油タ
ンカー及び精製油タンカーの積載能力、航行状況監視部
２４から入力された各原油タンカー及び精製油タンカー
の現在の航行状況（現在位置，目的地，寄港地，入港予
定日等）、定期点検の予定の他、入力部２２から入力さ
れた次回の輸送計画（原油及びナフサの輸送トン数、寄
港地（原油及びナフサの仕入れ先）、目的地及び輸送日
程等）が記憶されている。The navigation status monitoring section 24 transmits the navigation status input from each crude oil tanker and refined oil tanker during navigation to the reading / writing section 23 one by one, and the database 2
Write to 5. The database 25 has the types and names of the crude oil tankers and the refined oil tankers, the loading capacity of each of the crude oil tankers and the refined oil tankers, and the current navigation of each crude oil tanker and the refined oil tanker input from the navigation status monitoring unit 24. The situation (current location, destination, port of call, scheduled port arrival date, etc.), scheduled inspection, and the next transportation plan entered from the input unit 22 (transport tonnage of crude oil and naphtha, port of call (crude oil and naphtha) Supplier), destination, transportation schedule, etc.) are stored.
【００３６】処理部２６は、データベース２５に記憶さ
れた前記航行状況に基づいて、前記輸送計画にしたがっ
て輸送が可能な原油タンカー及び精製油タンカーを割り
出す。そして、割り出された原油タンカーの輸送能力と
前記輸送計画で輸送する原油の量とから、混載すること
が可能なナフサの量を求める。次いで、処理部２６は、
輸送計画に示された原油及びナフサの仕入れ先（寄港
先）を勘案しながら、この輸送計画における原油及びナ
フサの総輸送コストを演算によって求め、必要に応じて
混載するナフサの量を増減させて、どの原油タンカーに
どれだけのナフサを混載すれば最も総輸送コストが安く
なるかを求める。このようにしてナフサを混載させる原
油タンカーを決定するとともに、各原油タンカー及び精
製油タンカーの寄港地や日程等を決定して、ディスプレ
イ等の出力部２７に出力する。The processing unit 26 determines a crude oil tanker and a refined oil tanker that can be transported according to the transportation plan based on the navigation status stored in the database 25. Then, the amount of naphtha that can be mixed is determined from the determined transport capacity of the crude oil tanker and the amount of crude oil transported according to the transportation plan. Then, the processing unit 26
The total transportation cost of crude oil and naphtha in this transportation plan is calculated by taking into consideration the crude oil and naphtha suppliers (porting destinations) indicated in the transportation plan, and the amount of mixed naphtha can be increased or decreased as necessary. , Find out which crude oil tanker and how much naphtha should be mixed for the lowest total transportation cost. In this way, the crude oil tanker on which the naphtha is mixed is determined, and the port of call and the schedule of each crude oil tanker and refined oil tanker are determined and output to the output unit 27 such as a display.
【００３７】以上の手順でナフサを混載する原油タンカ
ーが決定されれば、次に、混載するナフサの量に基づい
て、当該原油タンカーに設けられた複数の船内タンクの
中から、ナフサを積み込む船内タンクを指定する（ステ
ップＳ２）。図３は、ナフサを混載するＶＬＣＣ等の超
大型の原油タンカーの概略平面図である。原油タンカー
１には複数の船内タンク１１が設けられている。ナフサ
３と原油２とはその密度（又は比重、以下の説明では、
密度として記載する）が異なるため、ナフサ３と原油２
とを混載して輸送する場合には、原油タンカー１の航行
に支障を生じさせないように、バランスよくナフサ３を
積載する必要がある。When the crude oil tanker to be mixedly loaded with naphtha is determined by the above procedure, then, based on the amount of naphtha to be mixedly loaded, the inboard vessel for loading naphtha is selected from among a plurality of inboard tanks provided in the crude oil tanker. A tank is designated (step S2). FIG. 3 is a schematic plan view of a very large crude oil tanker such as a VLCC in which naphtha is mixedly mounted. The crude oil tanker 1 is provided with a plurality of inboard tanks 11. The density (or specific gravity) of naphtha 3 and crude oil 2 is
Naphtha 3 and crude oil 2 due to the different densities)
When mixedly transporting and, the naphtha 3 must be loaded in a well-balanced manner so as not to hinder the navigation of the crude oil tanker 1.
【００３８】図３は、複数ある船内タンク１１のうちの
五つにナフサを積載する場合を示している。図中、ナフ
サを積み込む船内タンク１１を符号Ｎで、原油を積み込
む船内タンク１１を符号Ｏで示している。また、ＷＢＴ
はバラストタンクである。図示するように、原油タンカ
ー１の重心位置が可能な限り移動しないように、ナフサ
を積み込む船内タンク１１と原油を積み込む船内タンク
１１とを、原油タンカー１の進行方向に対して左右及び
前後にバランスよく指定している。なお、ナフサ積み込
み用に指定される可能性のある船内タンクについては、
ナフサによる腐食性の小さいＮＢＲ（ニトリルブタジエ
ンラバー）等のパッキンに予め交換しておくとよい。ま
た、ナフサを積み込む際には、原油タンカー１の船上の
配管内に残存している原油をドレンから抜き出す必要が
あるが、前記ドレンが接続されている船内タンク１１は
原油専用に用いるものとし、予めナフサを積み込む船内
タンク１１の指定から除外しておくとよい。FIG. 3 shows a case where naphtha is loaded on five of a plurality of inboard tanks 11. In the figure, the inboard tank 11 for loading naphtha is indicated by the symbol N, and the inboard tank 11 for loading crude oil is indicated by the symbol O. Also, WBT
Is a ballast tank. As shown in the figure, the inboard tank 11 for loading the naphtha and the inboard tank 11 for loading the crude oil are balanced left and right and front and back with respect to the traveling direction of the crude oil tanker 1 so that the center of gravity of the crude oil tanker 1 does not move as much as possible. Well specified. Regarding the onboard tanks that may be specified for loading naphtha,
It is advisable to replace the packing with NBR (nitrile butadiene rubber) or the like, which is less corrosive to naphtha, in advance. Further, when loading the naphtha, it is necessary to drain the crude oil remaining in the piping on the crude oil tanker 1 from the drain, but the inboard tank 11 to which the drain is connected is used exclusively for the crude oil, It is preferable to exclude it from the designation of the inboard tank 11 for loading naphtha in advance.
【００３９】ナフサを積み込む船内タンクが指定された
ならば、ナフサと原油との密度の違いを考慮して、船内
タンクに設けられているレベルゲージの補正を行う（ス
テップＳ３）。また、ナフサを積み込む船内タンクの内
部を洗浄して、残留している原油やスラッジを船内タン
クから可能な限り除去する（ステップＳ４）。この船内
タンクの内部洗浄は、専用の洗浄剤や海水等を用いても
よいが、前回の航海時に輸送した原油を使って行うよう
にするのがよい。船内タンクの内部壁面には、原油が付
着した状態で残留することになるが、その量は、船内タ
ンクに積み込まれるナフサの量に対して微量であり、ナ
フサ（原料ナフサ）に混入する原油の量を十分許容値以
下にすることができる。また、ナフサの積み込み前に、
残留している原油を抜き取ることで、ナフサに混入する
原油の量を少なくすることができる。When the inboard tank for loading naphtha is designated, the level gauge provided in the inboard tank is corrected in consideration of the difference in density between naphtha and crude oil (step S3). Further, the inside of the inboard tank for loading the naphtha is cleaned to remove the residual crude oil and sludge from the inboard tank as much as possible (step S4). The inside of the onboard tank may be washed with a dedicated cleaning agent, seawater, or the like, but it is preferable to use the crude oil transported during the previous voyage. Crude oil remains on the inner wall surface of the inboard tank in a state where it adheres, but the amount is a small amount relative to the amount of naphtha loaded in the inboard tank, and the amount of crude oil mixed in naphtha (raw naphtha) is small. The amount can be well below the acceptable value. Also, before loading naphtha,
By extracting the remaining crude oil, the amount of crude oil mixed in naphtha can be reduced.
【００４０】ナフサの積み込みは、原油の積み込みの後
であってもよいし、先であってもよい。ナフサを積み込
む前には、再度、船内タンクの底部に滞留している原油
及びスラッジを抜き出すようにするのが好ましい（ステ
ップＳ５）。このようにすることで、ナフサに混入する
原油の量をさらに少なくすることができる。ナフサへの
原油の混入を可能な限り防止するために、ナフサを積み
込む際には、原油タンカーの船上の配管内に残留してい
る原油を、ドレンを使って、原油を積み込む（又は既に
積み込まれている）船内タンクに抜き出すようにすると
よい（ステップＳ５）。The naphtha may be loaded after the crude oil is loaded or before the crude oil is loaded. Before loading the naphtha, it is preferable to extract the crude oil and the sludge remaining at the bottom of the inboard tank again (step S5). By doing so, the amount of crude oil mixed in naphtha can be further reduced. In order to prevent the mixture of crude oil into naphtha as much as possible, when loading naphtha, the crude oil remaining in the piping on the crude oil tanker is loaded (or already loaded) with a drain. It is advisable to draw it out to the tank on board (step S5).
【００４１】以上の手順により、ナフサの積み込みの準
備が完了し、以後、指定された船内タンクへのナフサの
積み込みを開始する（ステップＳ６）。なお、このと
き、ナフサに混入する原油の量をさらに少なくするため
に、ナフサの積み込み開始初期においては比較的ゆっく
りとした速度でナフサの積み込みを行うようにして、船
内タンクの底部に残留している原油やスラッジを攪拌し
ないようにするとよい。また、このように、積み込み開
始初期においてナフサの積み込みをゆっくりと行うこと
で、ナフサと船内タンクとの摩擦による静電気の発生を
極力抑制することができ、安全の上でも有利である。By the above procedure, the preparation for loading the naphtha is completed, and thereafter, the loading of the naphtha into the designated inboard tank is started (step S6). At this time, in order to further reduce the amount of crude oil mixed in the naphtha, the naphtha was loaded at a relatively slow speed at the beginning of the loading of the naphtha, and the naphtha remained at the bottom of the tank. It is advisable not to stir the crude oil and sludge. Further, by slowly loading the naphtha in the initial stage of loading as described above, it is possible to suppress the generation of static electricity due to the friction between the naphtha and the inboard tank as much as possible, which is advantageous for safety.
【００４２】上記の手順でナフサの積み込みが完了す
る。ナフサの積み込み完了後には、配管内に残留してい
るナフサを、ナフサを積載した船内タンクに抜き出し
て、欠減を可能な限り防止するようにするのが好まし
い。The loading of naphtha is completed by the above procedure. After the loading of the naphtha is completed, it is preferable that the naphtha remaining in the pipe is extracted to the inboard tank on which the naphtha is loaded so as to prevent the deficiency as much as possible.
【００４３】上記手順によって積載されたナフサと原油
とは、共通の原油タンカーによって目的地まで輸送され
る（ステップＳ７）。さらに、航行時に船内タンクの圧
力が上昇したときは、甲板に散水を行って船内タンクの
冷却を行うようにするとよい。これにより、ナフサのベ
ーパライズによる欠減を防止することができる。また、
船内タンクの圧力を調整するためのバルブを設けてもよ
い。目的地では、ナフサ又は原油のいずれを先に荷下ろ
ししてもよい。積載時に、原油を積み込んだ後にナフサ
を積み込んだのであれば、ナフサから先に荷下ろしする
のが好ましい。このようにすれば、船上の配管内から原
油を取り除く作業を省略することができるうえ、ナフサ
に混入する原油の量も少なくすることができる。ナフサ
を荷下ろしする際には、本船エダクター装置を使用して
ナフサを完全に船内タンクから取り出すようにする。The naphtha and crude oil loaded by the above procedure are transported to the destination by the common crude oil tanker (step S7). Further, when the pressure of the onboard tank rises during navigation, water may be sprinkled on the deck to cool the onboard tank. This makes it possible to prevent the naphtha from being depleted due to vaporization. Also,
A valve for adjusting the pressure of the onboard tank may be provided. At the destination, either naphtha or crude oil may be unloaded first. If naphtha is loaded after crude oil is loaded at the time of loading, it is preferable to unload the naphtha first. In this way, the work of removing the crude oil from the piping on the ship can be omitted, and the amount of crude oil mixed in the naphtha can be reduced. When unloading naphtha, use the ship's eductor device to completely remove naphtha from the onboard tank.
【００４４】また、積載時に、ナフサを積み込んだ後に
原油を積み込んだのであれば、原油を先に荷下ろしする
とよい。そして、先と同様の手順で配管内の原油を抜き
出し（ステップＳ８）、配管内をナフサで満たした後、
ナフサの荷下ろしを開始するようにする（ステップＳ
９）。なお、荷下ろしの際にも、船内タンク内に残留し
ている原油やスラッジを攪拌しないように、船内タンク
の底部近傍でゆっくりとナフサを荷下ろしするようにす
るとよい。また、ナフサの荷下ろし後に、原油で船内タ
ンクを洗浄する等して、船内タンクの防錆処理を行うよ
うにするのが好ましい。If the crude oil is loaded after the naphtha is loaded, the crude oil may be unloaded first. Then, in the same procedure as above, the crude oil in the pipe is extracted (step S8), and after filling the pipe with naphtha,
Start unloading naphtha (step S
9). In addition, when unloading the naphtha, it is advisable to slowly unload the naphtha near the bottom of the inboard tank so that the crude oil and sludge remaining in the inboard tank are not stirred. Further, after the naphtha is unloaded, it is preferable that the inboard tank is washed with crude oil or the like to prevent the inboard tank from rusting.
【００４５】船上の配管に接続される陸上配管（陸地に
設けられた配管の他、陸地からシーバスまで延びる海上
の配管部分も含む）がナフサ用と原油用とで区別されて
いる場合には、ナフサ専用の前記陸上配管を用いてナフ
サを荷下ろしし、原油専用の前記陸上配管を用いて原油
を荷下ろしするようにするとよい。In the case where the shore pipes connected to the pipes on the ship (including the pipes provided on the land, as well as the pipes on the sea extending from the land to the seabass) are distinguished for naphtha and crude oil, It is preferable that the naphtha is unloaded by using the above-mentioned land pipe exclusively for naphtha, and the crude oil is unloaded by using the above-mentioned land pipe exclusively for crude oil.
【００４６】本発明によれば、輸送コストの安い原油タ
ンカーを利用してナフサを輸送することが可能になるの
で、ナフサの輸送コストの大幅な削減を図ることができ
るという効果がある。本発明の具体的な効果を以下の表
１に示す。この表は、超大型の原油タンカーであるＶＬ
ＣＣにナフサ５万ｔと原油とを混載して輸送した場合の
輸送コストの削減高を示したものである。２００１年の
１ｔ当たりの輸送コストは、原油タンカーで約２０＄，
ナフサ専用の精製油タンカーで約３１＄であった。According to the present invention, it is possible to transport naphtha by using a crude oil tanker having a low transportation cost, so that there is an effect that the transportation cost of naphtha can be significantly reduced. The specific effects of the present invention are shown in Table 1 below. This table shows VL, which is a very large crude oil tanker.
This shows the reduction in transportation cost when 50,000 tons of naphtha and crude oil are mixed and transported on CC. The transport cost per ton in 2001 was about $ 20 for a crude oil tanker,
A refined oil tanker for naphtha cost about $ 31.
【００４７】[0047]
【表１】 [Table 1]
【００４８】このように、本発明によれば、一回の輸送
で約５５万＄（１＄＝１３０円換算で７１５０万円）の
輸送コストの削減を図ることができる。これは、ナフサ
の輸送コストを従来の約２／３に削減できることを示し
ている。そのため、本発明によれば、従来困難であった
原料ナフサのコスト削減を容易かつ大幅に達成すること
ができるものである。また、原料ナフサ又は製品ナフサ
の性状を荷下ろし後に検査したところ、若干の色変は認
められたものの、原油の混入量はごく僅かで、装置の運
転を規制する法律、その他の法律で定められた許容値を
十分に下まわっていた。As described above, according to the present invention, it is possible to reduce the transportation cost of about 550,000 $ (1 $ = 71 million yen in terms of 130 yen) by one transportation. This shows that the transportation cost of naphtha can be reduced to about 2/3 of the conventional cost. Therefore, according to the present invention, cost reduction of the raw material naphtha, which has been difficult in the past, can be achieved easily and significantly. In addition, when the properties of raw naphtha or product naphtha were unloaded and inspected, some color changes were observed, but the amount of crude oil mixed in was very small, and it was stipulated by laws that regulate the operation of equipment and other laws. It was well below the tolerance.
【００４９】［移送方法の説明］ところで、陸上配管
が、ナフサ用と原油用とで区別されていない場合には、
原油用の陸上配管を利用してナフサを荷下ろしすること
が可能である。この場合は、例えば、特開２００１−１
０８２００号公報や特開平７−８３３９９号公報，特公
昭５７−２５７６０号公報等で公知の技術を用いて、ナ
フサ３を移送するようにするとよい。この実施形態で
は、図４〜図１０を参照しながら説明する以下の方法に
より、原油の混入量を極小化した状態で、共通の陸上配
管を用いて原油とナフサとを移送させるようにしてい
る。[Explanation of Transfer Method] By the way, when the land piping is not distinguished for naphtha and crude oil,
It is possible to unload naphtha using the onshore piping for crude oil. In this case, for example, JP 2001-1
It is advisable to transfer the naphtha 3 by using a technique known in Japanese Patent Application Laid-Open No. 08200, Japanese Patent Application Laid-Open No. 7-83399, Japanese Patent Publication No. 57-25760. In this embodiment, the following method described with reference to FIGS. 4 to 10 is used to transfer crude oil and naphtha by using a common land pipe while minimizing the amount of crude oil mixed. .
【００５０】図４は、本発明の原油とナフサの移送方法
の実施形態における、移送状況を説明するための概略ブ
ロック図を示している。なお、図４は、理解しやすいよ
うに、バイパス配管等を省略してある。図４において、
大型タンカー１は、輸送体タンクとして複数の船内タン
ク１１を備えており、原油２とナフサ３が混入しないよ
うに、それぞれ異なる船内タンク１１に積まれており、
輸送先のシーバースに停泊している。FIG. 4 is a schematic block diagram for explaining the transfer situation in the embodiment of the method for transferring crude oil and naphtha according to the present invention. In FIG. 4, bypass pipes and the like are omitted for easy understanding. In FIG.
The large tanker 1 is equipped with a plurality of inboard tanks 11 as transport tanks, and is loaded in different inboard tanks 11 so that crude oil 2 and naphtha 3 do not mix,
It is anchored at the shipping destination, Seaverse.
【００５１】また、通常、大型タンカー１には、積載し
た原油２を陸上の原油用タンク４に移送するためのポン
プ１２が設置されており、シーバースには、ポンプ１２
から送り出される原油２を移送するための、バルブ５
１，圧力計５２，一本の配管５３が設けてある。また、
必要に応じて密度計５４が設けられる。A large tanker 1 is usually provided with a pump 12 for transferring the loaded crude oil 2 to the onshore crude oil tank 4, and the sea berth is provided with the pump 12.
Valve 5 for transferring crude oil 2 delivered from
1, a pressure gauge 52, and a single pipe 53 are provided. Also,
A densitometer 54 is provided as needed.
【００５２】また、陸上には、貯留タンクとして、複数
の原油用タンク４およびナフサ用タンク６が設けてあ
り、タンク４，６の近くまで敷設された配管５３の先端
に、バルブ６１を介して接続されている。A plurality of crude oil tanks 4 and naphtha tanks 6 are provided as storage tanks on land, and a valve 61 is provided at the tip of a pipe 53 laid near the tanks 4 and 6. It is connected.
【００５３】また、図５は、本発明の原油とナフサの移
送方法の一実施形態における概略フローチャート図を示
しており、具体的には、ナフサを移送した後に原油を移
送する例を示している。本実施形態の原油とナフサの移
送方法によれば、一本の配管５３によって原油２とナフ
サ３を、原油２が船内タンク１１から陸上の各タンク
４，６へ移送する場合、まず、配管５３を原油用タンク
４に接続する（ステップＳ１１）。FIG. 5 is a schematic flow chart showing an embodiment of the method for transferring crude oil and naphtha according to the present invention. Specifically, it shows an example of transferring crude oil after transferring naphtha. . According to the crude oil and naphtha transfer method of the present embodiment, when the crude oil 2 and the naphtha 3 are transferred from the onboard tank 11 to the tanks 4 and 6 on land by the single pipe 53, first, the pipe 53 is used. Is connected to the crude oil tank 4 (step S11).
【００５４】このとき、配管５３中には原油２が滞留し
ているので、まず、ナフサ３をナフサ用タンク６に移送
するためには、配管５３にナフサ３を送り出し、このポ
ンピング作用により配管５３中の原油２を原油用タンク
４に押し出す必要がある。At this time, since the crude oil 2 remains in the pipe 53, first, in order to transfer the naphtha 3 to the naphtha tank 6, the naphtha 3 is sent out to the pipe 53, and the pumping action causes the pipe 53 to flow. It is necessary to push out the crude oil 2 therein to the crude oil tank 4.
【００５５】次に、船内タンク１１と各タンク４，６を
連結する配管５３中に滞留している原油２の量を予め算
出する（ステップＳ１２）。ここで、配管５３中の原油
２は、通常、バルブ５１，６１の閉じられた配管５３中
にほぼ満杯状態で貯留されており、このような場合に
は、配管５３中の容積を原油２の体積（量）として算出
することができる。Next, the amount of crude oil 2 retained in the pipe 53 connecting the tank 11 onboard and the tanks 4 and 6 is calculated in advance (step S12). Here, the crude oil 2 in the pipe 53 is normally stored in the pipe 53 in which the valves 51 and 61 are closed in a substantially full state. In such a case, the volume of the crude oil 2 in the pipe 53 is reduced. It can be calculated as a volume (amount).
【００５６】続いて、送り出し開始にあたって、バルブ
５１，６１を開き、船内タンク１１からナフサ３を送り
出すとともに、そのナフサ３の送出し量を計量する（ス
テップＳ１３）。この計量は、たとえば、配管５３に接
続した流量計を用いたり、船内タンク１１の液面の高さ
を計測したり、受入先のタンク４の液面の高さを計測す
ることによって行うことができる。Subsequently, at the start of feeding, the valves 51 and 61 are opened, the naphtha 3 is fed from the inboard tank 11, and the feeding amount of the naphtha 3 is measured (step S13). This measurement can be performed by, for example, using a flow meter connected to the pipe 53, measuring the height of the liquid level of the tank 11 onboard, or measuring the height of the liquid level of the tank 4 of the receiving destination. it can.
【００５７】次に、船内タンク１１からのナフサ３の送
出し量が、予め算出した滞留している原油２の量とほぼ
同量となったときに、船内タンク１１からのナフサ３の
送り出しを停止させ、受入先のタンクを原油用タンク４
からナフサ用タンク６に切り換える（ステップＳ１
４）。なお、ほぼ同量としてあるのは、原油２に含まれ
る重質化合物の比率や、ナフサ３の総移送量などによっ
て、ナフサ３への原油２の許容混入量が変わるからであ
る。Next, when the amount of naphtha 3 delivered from the inboard tank 11 becomes substantially the same as the amount of accumulated crude oil 2 calculated in advance, the naphtha 3 is delivered from the inboard tank 11. Stop and set the receiving tank to crude oil tank 4
To naphtha tank 6 (step S1)
4). It should be noted that the reason for setting the amounts to be approximately the same is that the allowable mixing amount of the crude oil 2 into the naphtha 3 changes depending on the ratio of the heavy compounds contained in the crude oil 2 and the total transfer amount of the naphtha 3.
【００５８】次に、受入先のタンクを原油用タンク４か
らナフサ用タンク６に切り換えた後、船内タンク１１か
らのナフサ３の送り出しを再開して、ナフサ３をナフサ
用タンク６に貯留する（ステップＳ１５）。なお、船内
タンク１１からナフサ３を移送し終わったとき、大型タ
ンカー１のポンプ１２を停止する。Next, after the receiving tank is switched from the crude oil tank 4 to the naphtha tank 6, the delivery of the naphtha 3 from the onboard tank 11 is restarted to store the naphtha 3 in the naphtha tank 6 ( Step S15). When the naphtha 3 has been transferred from the onboard tank 11, the pump 12 of the large tanker 1 is stopped.
【００５９】このように、本実施形態の原油とナフサの
移送方法によれば、配管５３中に滞留した原油２を、ナ
フサ３を送り出すことにより、原油用タンク４にポンピ
ング作用によって押し出すことができるので、ナフサ３
への原油２の混入量を効果的に低減することができる。
また、ナフサ３と原油２を仕切る特別の仕切り剤などを
用いなくてもよいので、移送工程を単純化することがで
きる。As described above, according to the crude oil and naphtha transfer method of this embodiment, the crude oil 2 retained in the pipe 53 can be pushed out to the crude oil tank 4 by the pumping action by sending out the naphtha 3. So naphtha 3
The amount of crude oil 2 mixed in can be effectively reduced.
Further, since it is not necessary to use a special partitioning agent for partitioning the naphtha 3 and the crude oil 2, the transfer process can be simplified.
【００６０】続いて、大型タンカー１の船内タンク１１
の原油２を原油用タンク４に移送する。この場合、配管
５３中にはナフサ３が滞留しているので、配管５３中の
ナフサ３をナフサ用タンク６に押し出す必要がある。し
たがって、配管５３をナフサ用タンク６に接続させたま
まとしておく（ステップＳ１６）。Then, the tank 11 of the large tanker 1
The crude oil 2 is transferred to the crude oil tank 4. In this case, since the naphtha 3 remains in the pipe 53, it is necessary to push the naphtha 3 in the pipe 53 into the naphtha tank 6. Therefore, the pipe 53 remains connected to the naphtha tank 6 (step S16).
【００６１】続いて、船内タンク１１と各タンク４，６
を連結する配管５３中に滞留しているナフサ３の量を予
め算出する（ステップＳ１７）。Next, the onboard tank 11 and each tank 4, 6
The amount of the naphtha 3 staying in the pipe 53 connecting the is calculated in advance (step S17).
【００６２】次に、船内タンク１１から原油２を送り出
すとともに、その原油２の送出し量を計量し（ステップ
Ｓ１８）、船内タンク１１からの原油２の送出し量が、
予め算出した滞留しているナフサ３の量とほぼ同量とな
ったときに、船内タンク１１からの原油２の送り出しを
停止させ、受入先のタンクをナフサ用タンク６から原油
用タンク４に切り換える（ステップＳ１９）。Next, while the crude oil 2 is sent out from the inboard tank 11, the delivery amount of the crude oil 2 is measured (step S18), and the delivery amount of the crude oil 2 from the inboard tank 11 becomes
When the amount of the retained naphtha 3 is approximately equal to the amount calculated in advance, the sending of the crude oil 2 from the inboard tank 11 is stopped and the receiving tank is switched from the naphtha tank 6 to the crude oil tank 4. (Step S19).
【００６３】受入先のタンクをナフサ用タンク６から原
油用タンク４に切り換えた後、船内タンク１１からの原
油２の送り出しを再開して、原油２を原油用タンク４に
貯留する（ステップＳ２０）。なお、船内タンク１１か
ら原油２を移送し終わったとき、ポンプ１２を停止し、
かつ、バルブ５１，６１を閉じる。したがって、配管５
３中には原油２が滞留することとなる。After the receiving tank is switched from the naphtha tank 6 to the crude oil tank 4, the sending of the crude oil 2 from the inboard tank 11 is restarted and the crude oil 2 is stored in the crude oil tank 4 (step S20). . When the crude oil 2 has been transferred from the onboard tank 11, the pump 12 is stopped,
And the valves 51 and 61 are closed. Therefore, the pipe 5
Crude oil 2 will be retained in 3.
【００６４】このようにすると、配管５３中に滞留した
ナフサ３を、原油２を送り出すことにより、ナフサ用タ
ンク６にポンピング作用によって押し出すことができる
ので、ナフサ３の原油２への混入量を効果的に低減する
ことができる。In this way, the naphtha 3 accumulated in the pipe 53 can be pushed out by the pumping action into the naphtha tank 6 by sending out the crude oil 2, so that the amount of naphtha 3 mixed into the crude oil 2 is effective. Can be reduced.
【００６５】なお、本実施形態は、大型タンカー１から
先ずナフサ３を揚荷し、続いて原油２を揚荷する場合の
原油とナフサの移送方法としてあるが、揚荷の順番につ
いては、特に限定するものではなく、上記と逆（原油の
揚荷後、ナフサの揚荷を行う。）の順番で行ってもよ
い。この順番の決定は、揚荷するタンカーの積荷（原油
のみか、原油／ナフサ）状況を考慮して行う。In the present embodiment, the naphtha 3 is first unloaded from the large tanker 1 and then the crude oil 2 is unloaded. The method of transferring crude oil and naphtha is as follows. The order is not limited to the above, and the reverse order (the loading of crude oil is followed by the loading of naphtha) may be performed. This order is determined by considering the cargo (crude oil only or crude oil / naphtha) status of the tanker to be unloaded.
【００６６】本実施形態の原油とナフサの移送方法にお
いては、たとえば、配管５３中に滞留している原油２の
量を予め算出する（ステップＳ１２）ときに、滞留して
いる原油２の少なくとも温度，密度などを補正要素とす
ることが好ましい。このようにすると、受入先の原油用
タンク４の止尺４２を利用して計量された原油２の量か
ら、船内タンク１１からのナフサ３の送出し量を求める
場合に、原油用タンク４に既に貯留されている原油２と
の温度差及び密度差などによる計量誤差を補正すること
ができるので、原油用タンク４からナフサ用タンク６に
切り換えるタイミングをより精度よく求めることができ
る。In the crude oil and naphtha transfer method of this embodiment, for example, when the amount of the crude oil 2 retained in the pipe 53 is calculated in advance (step S12), at least the temperature of the retained crude oil 2 is , Density, etc. are preferably used as correction elements. In this way, when the delivery amount of the naphtha 3 from the inboard tank 11 is obtained from the amount of the crude oil 2 measured using the stop 42 of the receiving crude oil tank 4, Since the measurement error due to the temperature difference and the density difference from the already stored crude oil 2 can be corrected, the timing of switching from the crude oil tank 4 to the naphtha tank 6 can be obtained more accurately.
【００６７】本実施形態においては、上記密度を配管５
３のポンプ１２側に取り付けた密度計５４により計量す
ることができる。また、同様に配管５３中に滞留してい
るナフサ３の量を予め算出する（ステップＳ１７）とき
にも、上記と同様にナフサ３の温度，密度などを補正要
素とするとよいことは勿論である。In the present embodiment, the above density is used for the pipe 5
3 can be measured by a densitometer 54 attached to the pump 12 side. Similarly, when the amount of the naphtha 3 staying in the pipe 53 is also calculated in advance (step S17), the temperature, the density, etc. of the naphtha 3 may be used as the correction factors as described above. .
【００６８】また、ナフサ３の送出し量を計量する（ス
テップＳ１３）ときに、船内タンク１１からのナフサ３
の送出し量を、受入先の原油用タンク４の止尺４２を利
用して計量してもよく、このようにすると、単純かつ確
実に船内タンク１１からのナフサ３の送出し量を計量す
ることができ、受入先のタンクを原油用タンク４からナ
フサ用タンク６に切り換えるタイミングを精度よく求め
ることができる。同様に、原油２の送出し量を計量する
（ステップＳ１８）ときに、船内タンク１１からの原油
２の送出し量を、受入先のナフサ用タンク６の止尺６２
を利用して計量してもよいことは、勿論である。Further, when the delivery amount of the naphtha 3 is measured (step S13), the naphtha 3 from the inboard tank 11 is measured.
Of the naphtha 3 may be measured simply and reliably by using the stop 42 of the crude oil tank 4 of the receiving destination. Therefore, it is possible to accurately determine the timing of switching the receiving tank from the crude oil tank 4 to the naphtha tank 6. Similarly, when measuring the delivery amount of the crude oil 2 (step S18), the delivery amount of the crude oil 2 from the inboard tank 11 is measured by the measure 62 of the receiving naphtha tank 6.
Needless to say, it may be possible to measure using.
【００６９】ところで、本発明は、ナフサ３と原油２を
仕切る特別の仕切り剤等を用いていないので、ナフサ３
と原油２の境界は、ナフサ３と原油２が混ざりあった混
合流体７となる。この混合流体７は、配管５３中に様々
な条件により決定される距離だけ形成されるので、ナフ
サ３への原油２の混入を防止する、あるいは、ナフサ３
への原油２の混入量を制御するには、ナフサ３又は原油
２の送出し量に対応する混合流体７の状態を知る必要が
ある。By the way, according to the present invention, since no special partitioning agent for partitioning the naphtha 3 and the crude oil 2 is used, the naphtha 3
The boundary between the crude oil 2 and the crude oil 2 becomes a mixed fluid 7 in which the naphtha 3 and the crude oil 2 are mixed. The mixed fluid 7 is formed in the pipe 53 by a distance determined by various conditions, so that the crude oil 2 is prevented from being mixed into the naphtha 3 or the naphtha 3 is prevented.
In order to control the mixed amount of the crude oil 2 into the naphtha 3 or the crude oil 2, it is necessary to know the state of the mixed fluid 7 corresponding to the delivered amount.
【００７０】図６は、本発明の実施形態における配管中
の混合流体について説明するための概略図を示してお
り、（ａ）は原油が滞留している配管にナフサを送り出
した状態の断面図を、（ｂ）はナフサが滞留している配
管に原油を送り出した状態の断面図を示している。FIG. 6 is a schematic view for explaining the mixed fluid in the pipe in the embodiment of the present invention, and FIG. 6 (a) is a sectional view showing a state in which naphtha is sent out to the pipe in which crude oil is retained. (B) shows a cross-sectional view of a state in which crude oil is sent out to a pipe in which naphtha is accumulated.
【００７１】同図（ａ）において、原油２が滞留してい
る配管５３にナフサ３を送り出すと、距離Ｌ１の混合流
体７が配管５３中に形成され、混合流体７の距離Ｌ１
は、配管の長さに依存する（図１０参照）。また、濃度
曲線は、配管５３の断面における原油２に対するナフサ
３の比率を表しており、混合流体７の先端側ほどナフサ
比率が高くなり、後端側ほどナフサ比率が低くなる。In FIG. 7A, when the naphtha 3 is sent out to the pipe 53 in which the crude oil 2 is accumulated, the mixed fluid 7 having the distance L1 is formed in the pipe 53, and the distance L1 of the mixed fluid 7 is formed.
Depends on the length of the pipe (see FIG. 10). The concentration curve represents the ratio of the naphtha 3 to the crude oil 2 in the cross section of the pipe 53. The naphtha ratio is higher on the front end side of the mixed fluid 7 and lower on the rear end side.
【００７２】また、同図（ｂ）において、ナフサ３が滞
留している配管５３に原油２を送り出すと、距離Ｌ２の
混合流体７が配管５３中に形成され、混合流体７の距離
Ｌ２は、同様に配管の長さに依存する。また、濃度曲線
は、配管５３の断面におけるナフサ３に対する原油２の
比率を表しており、混合流体７の先端側ほど原油比率が
低くなり、後端側ほど原油比率が高くなる。Further, in the same figure (b), when the crude oil 2 is sent out to the pipe 53 in which the naphtha 3 stays, the mixed fluid 7 having the distance L2 is formed in the pipe 53, and the distance L2 of the mixed fluid 7 becomes Similarly, it depends on the length of the pipe. The concentration curve represents the ratio of the crude oil 2 to the naphtha 3 in the cross section of the pipe 53. The crude oil ratio is lower on the front end side of the mixed fluid 7, and is higher on the rear end side.
【００７３】ここで、原油２とナフサ３の混合を極小化
させるためには、送り出すナフサ３又は原油２の流速制
御および貯留タンクの切り換え制御を精度よく実行する
必要がある。つまり、送り出すナフサ３又は原油２の流
速制御（送出し速度の制御）を行うことにより、混合流
体７の配管５３中における距離を短くするほど、ナフサ
３と原油２の混合量を少なくすることができる。Here, in order to minimize the mixing of the crude oil 2 and the naphtha 3, it is necessary to accurately execute the flow velocity control of the naphtha 3 or the crude oil 2 to be sent out and the storage tank switching control. That is, by controlling the flow velocity of the naphtha 3 or the crude oil 2 to be sent (control of the sending speed), the mixing amount of the naphtha 3 and the crude oil 2 can be reduced as the distance of the mixed fluid 7 in the pipe 53 is shortened. it can.
【００７４】また、貯留タンクの切り換え制御、すなわ
ち、どのタイミングでナフサ３又は原油２の送り出しを
停止するかの制御は、移送中の混合流体７の状態を直接
的に観察できないことから、配管５３中の原油２，ナフ
サ３及び混合流体７の流れ状態の解析を行い、この流れ
解析結果を利用することが好ましい。このようにする
と、ナフサ３への原油２の混入量を精度よく制御するこ
とができ、ナフサ３に重質化合物が一定の比率以上混入
してしまい、ナフサ３が重質化合物で汚染されるといっ
た不具合を防止することができる。Further, the control of the switching of the storage tank, that is, the control of which timing the feeding of the naphtha 3 or the crude oil 2 is stopped cannot directly observe the state of the mixed fluid 7 being transferred. It is preferable to analyze the flow states of the crude oil 2, the naphtha 3 and the mixed fluid 7 therein and use the results of this flow analysis. By doing so, the amount of the crude oil 2 mixed into the naphtha 3 can be accurately controlled, and the heavy compound is mixed into the naphtha 3 at a certain ratio or more, so that the naphtha 3 is contaminated with the heavy compound. It is possible to prevent problems.
【００７５】上記流動解析は、図７に示す連続方程式
（１），運動量方程式（２），乱流モデル式（３）及び
拡散方程式（４）から、送り出し流速に対する原油２，
ナフサ３及び混合流体７の流れ状態を解析している。同
図において、連続方程式（１），運動量方程式（２）及
び拡散方程式（４）より配管５３中の濃度分布を計算す
ることができる。The above flow analysis is based on the continuous equation (1), the momentum equation (2), the turbulent flow model equation (3) and the diffusion equation (4) shown in FIG.
The flow states of the naphtha 3 and the mixed fluid 7 are analyzed. In the figure, the concentration distribution in the pipe 53 can be calculated from the continuity equation (1), the momentum equation (2), and the diffusion equation (4).
【００７６】そして、混合流体７の流れ状態を解析し、
この流れ解析結果を利用して、船内タンク１１からのナ
フサ３又は原油２の送り出しを停止するタイミングを決
定する。このようにすると、配管５３の任意の位置にお
けるナフサ比率又は原油比率を求めることができるの
で、たとえば、混合流体７の一部がタンク４，６に押し
出された場合であっても、配管５３中の混合流体７の原
油量又はナフサ量を精度よく算出することができる。Then, the flow state of the mixed fluid 7 is analyzed,
Using this flow analysis result, the timing for stopping the delivery of the naphtha 3 or the crude oil 2 from the inboard tank 11 is determined. By doing so, the naphtha ratio or the crude oil ratio at any position of the pipe 53 can be obtained. Therefore, for example, even when a part of the mixed fluid 7 is pushed out to the tanks 4 and 6, The amount of crude oil or the amount of naphtha of the mixed fluid 7 can be calculated accurately.
【００７７】また、配管５３中に滞留している原油２又
はナフサ３を原油用タンク４又はナフサ用タンク６へ送
り出すときの、ナフサ３又は原油２の送出し速度を変化
させて、混合流体７の流れ状態をシミュレーションする
ことにより、混合流体７の距離Ｌ１，Ｌ２を短くするこ
とが可能なナフサ３又は原油２の送出し速度を選択する
ことができ、原油２のナフサ３への混入を最小限に抑制
した状態で移送することができる。Further, when the crude oil 2 or the naphtha 3 staying in the pipe 53 is delivered to the crude oil tank 4 or the naphtha tank 6, the delivery speed of the naphtha 3 or the crude oil 2 is changed to change the mixed fluid 7 By simulating the flow state of No. 3, it is possible to select the delivery speed of the naphtha 3 or the crude oil 2 capable of shortening the distances L1 and L2 of the mixed fluid 7, and the mixing of the crude oil 2 into the naphtha 3 is minimized. It can be transferred in a state in which it is restrained as much as possible.
【００７８】次に、本実施形態の原油とナフサの移送方
法を用いて、原油２が満たされた配管５３を使用し、原
油２及びナフサ３を船内タンク１１から陸上の原油用タ
ンク４およびナフサ用タンク６まで移送した解析例につ
いて、図面を参照して説明する。Next, using the crude oil and naphtha transfer method of this embodiment, the pipe 53 filled with the crude oil 2 is used to transfer the crude oil 2 and the naphtha 3 from the inboard tank 11 to the onshore crude oil tank 4 and the naphtha. An example of the analysis transferred to the tank 6 will be described with reference to the drawings.
【００７９】（解析例）図８は、本実施形態の流れ状態
の解析例を説明するための概略図を示しており、（ａ）
は解析モデル図を、（ｂ）は送出し速度（流量）の変化
を表すグラフを示している。同図（ａ）において、配管
５３は、内径約１．２ｍかつ長さ約９ｋｍであり、原油
２が滞留しており、図示してないが、大型タンカー１の
ポンプ１２からナフサ３が送り出される。(Analysis Example) FIG. 8 is a schematic diagram for explaining an analysis example of the flow state of the present embodiment.
Shows an analysis model diagram, and (b) shows a graph showing changes in the delivery speed (flow rate). In FIG. 1A, the pipe 53 has an inner diameter of about 1.2 m and a length of about 9 km, and crude oil 2 is retained therein. Although not shown, the naphtha 3 is sent out from the pump 12 of the large tanker 1. .
【００８０】また、同図（ｂ）において、ナフサ３の送
出し速度は、通常、時間にほぼ比例して流量を多くし、
通常の送出し曲線に示すように、所定の送出し速度（た
とえば、約４８００ｋｌ／ｈｒ）に達したら、この所定
の送出し速度で移送を続け、移送を停止する前には、同
様に時間にほぼ比例して流量を少なくして、移送を停止
する。Further, in FIG. 9B, the delivery speed of the naphtha 3 is usually set so that the flow rate is increased substantially in proportion to time,
As shown in the normal delivery curve, when a predetermined delivery rate (eg, about 4800 kl / hr) is reached, the transfer is continued at this predetermined delivery rate, and the transfer is stopped at the same time. The flow rate is reduced almost proportionally and the transfer is stopped.
【００８１】これに対し、本発明の原油とナフサの移送
方法では、送り出し開始直後のナフサ３の送出し速度
を、上記所定の送出し速度まで急速に立ち上げる。この
ように、ナフサ３の送り出し開始直後から送出し速度を
急激に増加させ、できるだけ早く乱流状態にすることに
より、混合流体７の距離を極小化することができる。On the other hand, in the crude oil and naphtha transfer method of the present invention, the delivery speed of the naphtha 3 immediately after the start of delivery is rapidly raised to the predetermined delivery speed. As described above, the distance of the mixed fluid 7 can be minimized by rapidly increasing the delivery speed immediately after the delivery of the naphtha 3 and making the turbulent state as soon as possible.
【００８２】つまり、混合流体７の流れ状態をシミュレ
ーションすることにより、送り出し開始直後にナフサ３
又は原油２の送出し速度を変化させ、配管５３中のナフ
サ３と原油２の混合流体７の長さを短くすることがで
き、配管５３中のナフサ３と原油２の混合を最小限に抑
制することができる。That is, by simulating the flow state of the mixed fluid 7, the naphtha 3 is immediately after the start of the delivery.
Alternatively, the delivery speed of the crude oil 2 can be changed to shorten the length of the mixed fluid 7 of the naphtha 3 and the crude oil 2 in the pipe 53, and the mixing of the naphtha 3 and the crude oil 2 in the pipe 53 can be suppressed to the minimum. can do.
【００８３】なお、配管５３中の原油２，ナフサ３及び
原油２とナフサ３からなる混合流体７の流れ解析にもと
づいて、配管５３中に滞留している原油２又はナフサ３
をタンク４，６へ押し出すときの、ナフサ３又は原油２
の送出し速度を変化させる方法は、上記送出し速度の変
化に限定されるものではなく、たとえば、配管の敷設条
件などによって異なる。Based on the flow analysis of the crude oil 2, the naphtha 3 and the mixed fluid 7 composed of the crude oil 2 and the naphtha 3 in the pipe 53, the crude oil 2 or the naphtha 3 staying in the pipe 53 is analyzed.
Naphtha 3 or crude oil 2 when pushing oil into tanks 4 and 6
The method of changing the delivery speed is not limited to the above-mentioned change in the delivery speed, and differs depending on, for example, the laying conditions of the pipe.
【００８４】また、送り出し停止直前にナフサ３又は原
油２の送出し速度を変化させてもよく、このようにする
と、受入先のタンクを原油用タンク４又はナフサ用タン
ク６からナフサ用タンク６又は原油用タンク４に切り換
えるタイミングをより精度よく求めることができ、原油
２がナフサ３に混入するのをより確実に防止することが
できる。The delivery speed of the naphtha 3 or the crude oil 2 may be changed immediately before the delivery is stopped. In this case, the receiving tank is changed from the crude oil tank 4 or the naphtha tank 6 to the naphtha tank 6 or The timing for switching to the crude oil tank 4 can be obtained more accurately, and the crude oil 2 can be more reliably prevented from mixing into the naphtha 3.
【００８５】図９は、本実施形態の解析例における、原
油とナフサの移送状態を説明するための移送時間に対す
る移送量を表したグラフである。まず、本解析例の状況
を、図５に示すフローチャートに沿って説明する。FIG. 9 is a graph showing the transfer amount with respect to the transfer time for explaining the transfer state of crude oil and naphtha in the analysis example of the present embodiment. First, the situation of this analysis example will be described with reference to the flowchart shown in FIG.
【００８６】大型タンカー１は、３０万トン級タンカー
であり、複数の船内タンク１１に原油約２３万ＫＬ及び
ナフサ約７万ＫＬを混入しないように積んでいる。ま
た、移送開始前の配管５３には、原油２が滞留してい
る。原油２の滞留している配管５３を用いて船内タンク
１１からナフサ用タンク６へナフサ３を送り出すに際
し、配管５３を原油用タンク４に接続する（ステップＳ
１１）。次に、船内タンク１１と原油用タンク４を連結
する配管５３中に滞留している原油２の量を予め算出す
る（ステップＳ１２）。The large tanker 1 is a 300,000-ton class tanker, and is loaded with a plurality of tanks 11 so as not to mix crude oil of about 230,000 KL and naphtha of about 70,000 KL. Further, the crude oil 2 remains in the pipe 53 before the transfer is started. When the naphtha 3 is sent from the inboard tank 11 to the naphtha tank 6 using the pipe 53 in which the crude oil 2 is retained, the pipe 53 is connected to the crude oil tank 4 (step S
11). Next, the amount of crude oil 2 accumulated in the pipe 53 connecting the inboard tank 11 and the crude oil tank 4 is calculated in advance (step S12).
【００８７】シーバースに停泊した大型タンカー１は、
ナフサ３が積まれた船内タンク１１が、大型タンカー１
に設置されたポンプ１２と接続され、ポンプ１２は、配
管５３中に滞留した原油２を原油用タンク４に押し出す
ために、船内タンク１１からナフサ３を配管５３に送り
出す。そして、その原油２の送出し量を、原油用タンク
４の止尺４２を利用して計量する（ステップＳ１３）。The large tanker 1 anchored at Seaverse is
A large tanker 1 is equipped with an inboard tank 11 loaded with naphtha 3.
The pump 12 is connected to the pump 12 installed in the pipe 53 and sends the naphtha 3 from the inboard tank 11 to the pipe 53 in order to push the crude oil 2 accumulated in the pipe 53 to the crude oil tank 4. Then, the delivered amount of the crude oil 2 is measured using the stopper 42 of the crude oil tank 4 (step S13).
【００８８】ここで、ナフサ３は、上記解析結果にもと
づいて、図８（ｂ）に示す送出し曲線で送り出される。
図１０は、本実施形態の解析例における、配管長さ方向
のナフサ濃度分布を説明するための濃度曲線のグラフで
ある。同図において、各濃度曲線Ａ，Ｂ，Ｃは、各配管
長さにおけるナフサ濃度曲線であり、たとえば、濃度曲
線Ａは、送り出し開始から約０．６時間後の、配管長さ
約２３５０ｍから約２６５０ｍに存在する混合流体７の
ナフサの濃度曲線を表している。Here, the naphtha 3 is sent out according to the sending curve shown in FIG. 8B based on the analysis result.
FIG. 10 is a graph of a concentration curve for explaining the naphtha concentration distribution in the pipe length direction in the analysis example of the present embodiment. In the figure, each concentration curve A, B, C is a naphtha concentration curve at each pipe length, for example, the concentration curve A is about 0.63 hours after the start of feeding, and the pipe length is about 2350 m. The concentration curve of naphtha of the mixed fluid 7 existing at 2650 m is shown.
【００８９】つまり、ナフサ３が上記送出し曲線で送り
出されると、配管長さ約２６５０ｍより先の配管５３中
には原油２だけが存在し、配管長さ約２６５０ｍから約
２３５０ｍまでの配管５３中には原油２とナフサ３が濃
度曲線Ａに応じて存在し、配管長さ約２３５０ｍより手
前の配管５３中にはナフサ３だけが存在する。That is, when the naphtha 3 is sent out according to the above delivery curve, only the crude oil 2 is present in the pipe 53 beyond the pipe length of about 2650 m, and in the pipe 53 from the pipe length of about 2650 m to about 2350 m. Of crude oil 2 and naphtha 3 exist according to the concentration curve A, and only naphtha 3 exists in the pipe 53 before the pipe length of about 2350 m.
【００９０】また、混合流体７は、配管５３中に約３０
０ｍの長さを有しており、中央部（すなわち、配管長さ
約２５００ｍの位置）におけるナフサ比率は、約４０ｖ
ｏｌ％である。このように、混合流体７の中央部でナフ
サ比率が約５０ｖｏｌ％でないのは、ナフサ３の密度が
原油２のより軽いからであり、原油２およびナフサ３の
密度を精度よく測定することにより、配管５３中の流れ
解析を精度よく行うことができる。Further, the mixed fluid 7 is about 30 in the pipe 53.
It has a length of 0 m, and the naphtha ratio in the central part (that is, the position where the pipe length is about 2500 m) is about 40 v.
ol%. Thus, the reason why the naphtha ratio is not about 50 vol% in the central portion of the mixed fluid 7 is that the density of the naphtha 3 is lighter than that of the crude oil 2, and by accurately measuring the densities of the crude oil 2 and the naphtha 3, The flow analysis in the pipe 53 can be accurately performed.
【００９１】また、混合流体７は、配管５３中を移送さ
れるにしたがって長くなり、たとえば、送り出し開始か
ら約１．２時間後には、濃度曲線Ｂに示すように、混合
流体７の先端が約５２２５ｍのとき、後端は約４７７５
ｍであり、混合流体７は、配管５３中に約４５０ｍの長
さを有している。さらに移送され、たとえば、送り出し
開始から約２．４時間後には、濃度曲線Ｃに示すよう
に、混合流体７の先端が約９３６５ｍのとき、後端は約
８６３５ｍであり、混合流体７は、配管５３中に約７３
０ｍの長さを有している。Further, the mixed fluid 7 becomes longer as it is transferred through the pipe 53. For example, as shown in the concentration curve B, the tip of the mixed fluid 7 becomes about 1.2 hours after the start of the delivery. At 5225m, the rear end is approximately 4775
The mixed fluid 7 has a length of about 450 m in the pipe 53. After being further transferred, for example, about 2.4 hours after the start of delivery, as shown in the concentration curve C, when the front end of the mixed fluid 7 is about 9365 m, the rear end is about 8635 m, and the mixed fluid 7 is About 73 in 53
It has a length of 0 m.
【００９２】このようにして、混合流体７の先端が配管
５３の端に到達したときの濃度曲線を算出すると、混合
流体７内の原油量を精度よく算出することができる。し
たがって、この混合流体７内の原油量を配管５３に滞留
していた原油量から引き算した原油量が、原油用タンク
４に押し出されたとき、混合流体７の先端が配管５３の
端に到達したことを知ることができる。In this way, by calculating the concentration curve when the tip of the mixed fluid 7 reaches the end of the pipe 53, the amount of crude oil in the mixed fluid 7 can be calculated accurately. Therefore, when the amount of crude oil obtained by subtracting the amount of crude oil in the mixed fluid 7 from the amount of crude oil accumulated in the pipe 53 is pushed out to the crude oil tank 4, the tip of the mixed fluid 7 reaches the end of the pipe 53. I can know that.
【００９３】つまり、混合流体７の先端が配管５３の端
に到達したこと、あるいは、何秒後に到達するかを知る
ことができ、かつ、混合流体７の先端が原油用タンク４
に押し出された場合であっても、配管５３中に残った混
合流体７の長さ及び濃度曲線を流れ解析結果から得るこ
とができ、混入される原油量を精度よく算出することが
できるので、ナフサ３に混入する原油量を極めて精度良
く制御した状態で、配管５３中に滞留していた原油２を
押し出すことができる。That is, it is possible to know whether the tip of the mixed fluid 7 has reached the end of the pipe 53, or how many seconds later it has reached, and the tip of the mixed fluid 7 is the crude oil tank 4
Since the length and concentration curve of the mixed fluid 7 remaining in the pipe 53 can be obtained from the flow analysis result even when the mixed oil 7 is extruded to, the amount of mixed crude oil can be calculated accurately. The crude oil 2 retained in the pipe 53 can be pushed out while controlling the amount of crude oil mixed in the naphtha 3 with extremely high precision.
【００９４】なお、ナフサ用タンク６のナフサ３に原油
２をほぼ混入させず、かつ、原油用タンク４に移送され
るナフサ３を極少化するには、混合流体７の後端が配管
５３を通過したところでナフサ３の送り出しを停止すれ
ばよい。また、ナフサ３に混入可能な原油量が設定され
ているときは、濃度曲線から混入される原油量に応じ
た、混合流体７の送り出し停止位置を算出できるので、
ナフサ３への原油２の混入量を精度よく制御することが
できる。In order to prevent the crude oil 2 from being mixed in the naphtha 3 of the naphtha tank 6 and to minimize the naphtha 3 transferred to the crude oil tank 4, the rear end of the mixed fluid 7 is connected to the pipe 53. The delivery of the naphtha 3 may be stopped when it passes. Further, when the amount of crude oil that can be mixed in the naphtha 3 is set, it is possible to calculate the feed stop position of the mixed fluid 7 according to the amount of mixed crude oil from the concentration curve.
The amount of the crude oil 2 mixed in the naphtha 3 can be accurately controlled.
【００９５】次に、船内タンク１１からのナフサ３の送
出し量が、予め算出した滞留している原油２の量とほぼ
同量となったときに、船内タンク１１からのナフサ３の
送り出しを停止させ、受入先のタンクを原油用タンク４
からナフサ用タンク６に切り換える（ステップＳ１
４）。Next, when the delivery amount of the naphtha 3 from the inboard tank 11 becomes substantially equal to the amount of the retained crude oil 2 calculated in advance, the delivery of the naphtha 3 from the inboard tank 11 is performed. Stop and set the receiving tank to crude oil tank 4
To naphtha tank 6 (step S1)
4).
【００９６】そして、受入先のタンクを原油用タンク４
からナフサ用タンク６に切り換え後、船内タンク１１か
らのナフサ３の送り出しを再開して、ナフサ３をナフサ
用タンク６に貯留する（ステップＳ１５）。Then, the receiving tank is set to the crude oil tank 4
After switching from the naphtha tank 6 to the naphtha tank 6, the delivery of the naphtha 3 from the inboard tank 11 is restarted and the naphtha 3 is stored in the naphtha tank 6 (step S15).
【００９７】次に、原油２を移送する必要がある。しか
し、この段階では、配管５３中にナフサ３が滞留してい
る。そこで、配管５３中に滞留していた原油２をナフサ
３で押し出したように、今度は、配管５３中に滞留して
いるナフサ３を原油２でナフサ用タンク６に押し出す。
なお、これ以降は、上記の場合と同様にして実施するこ
とができる。Next, it is necessary to transfer the crude oil 2. However, at this stage, the naphtha 3 remains in the pipe 53. Therefore, just as the crude oil 2 retained in the pipe 53 is pushed out by the naphtha 3, the naphtha 3 retained in the pipe 53 is pushed out by the crude oil 2 into the naphtha tank 6 this time.
After that, it can be carried out in the same manner as the above case.
【００９８】つまり、ナフサ用タンク６のナフサ３に原
油２を全く混入させず、かつ、ナフサ用タンク６に移送
されるナフサ３を極大化するには、混合流体７の先端が
配管５３の端に到達したところで原油２の送り出しを停
止すればよく、また、ナフサ３に混入可能な原油量が設
定されているときは、濃度曲線から混入される原油量に
応じた混合流体７の送り出し停止位置を算出し、この停
止位置で混合流体７が停止するように、原油２の送り出
しを停止すればよい。That is, in order to prevent the crude oil 2 from being mixed into the naphtha 3 of the naphtha tank 6 and to maximize the naphtha 3 transferred to the naphtha tank 6, the tip of the mixed fluid 7 should be the end of the pipe 53. The delivery of the crude oil 2 may be stopped at the point when the reaching point has reached, and when the amount of crude oil that can be mixed in the naphtha 3 is set, the delivery stop position of the mixed fluid 7 corresponding to the amount of crude oil mixed in from the concentration curve is set. Is calculated, and the sending of the crude oil 2 may be stopped so that the mixed fluid 7 stops at this stop position.
【００９９】本発明では、配管に滞留している原油等の
算出、この算出した滞留原油量と計量した原油量との比
較、混合流体の流れ解析などは、図示しない制御装置が
行う。In the present invention, a control device (not shown) performs the calculation of crude oil and the like accumulated in the pipe, the comparison between the calculated amount of accumulated crude oil and the measured amount of crude oil, and the flow analysis of the mixed fluid.
【０１００】なお、制御装置が、流れ解析結果を利用し
て、ポンプ１２やバルブ５１，６１の開閉を自動制御す
る構成とすることもできる。このようにすると、ナフサ
３への原油２の混入量をより精度よく制御することがで
きる。バルブ５１，６１が手動式の場合には、作業員が
制御装置の指示にもとづいてバルブの開閉を行う。The control device may also be configured to automatically control the opening and closing of the pump 12 and the valves 51 and 61 by using the flow analysis result. By doing so, the amount of the crude oil 2 mixed in the naphtha 3 can be controlled more accurately. When the valves 51 and 61 are of a manual type, an operator opens and closes the valves based on an instruction from the control device.
【０１０１】また、押し出された原油２又はナフサ３の
量を止尺４２又は止尺６２で計量し、この計量結果か
ら、船内タンク１１から送り出されるナフサ３又は原油
２の量を算出するときは、所定の時間ごとに計量結果を
制御装置に入力すると、混合流体７の流れ状態を知るこ
とができる。Further, when the amount of the crude oil 2 or naphtha 3 pushed out is measured with a stop 42 or a stop 62 and the amount of naphtha 3 or crude 2 sent out from the tank 11 onboard is calculated from the result of this measurement, , The flow state of the mixed fluid 7 can be known by inputting the measurement result to the control device at every predetermined time.
【０１０２】ここで、上記計量結果を制御装置に入力す
るタイミングについては、たとえば、止尺数量の約５０
００ｋｌ前から約１０００ｋｌ増えるごとに、上記計量
結果を制御装置に入力し、さらに、止尺数量の約１００
０ｋｌ前からは約２００ｋｌ増えるごとに、上記計量結
果を制御装置に入力するとよく、このようにすると、混
合流体７の流れ状態をより精度よく知ることができる。Regarding the timing of inputting the above-mentioned weighing result to the control device, for example, about 50
Each time about 1000 kl increase from 00 kl before, the above measurement result is input to the control device, and further, about 100
It is advisable to input the above-mentioned measurement result to the control device every time the amount increases by about 200 kl from 0 kl before. By doing so, the flow state of the mixed fluid 7 can be known more accurately.
【０１０３】本発明の好適な実施形態について説明した
が、本発明は上記の実施形態により限定されるものでは
ない。例えば、本発明は、ＶＬＣＣに限らず、ＶＬＣＣ
よりもさらに大型の原油タンカーであるＵＬＣＣや、Ｖ
ＬＣＣよりも小型の原油タンカーにも適用が可能であ
る。Although the preferred embodiment of the present invention has been described, the present invention is not limited to the above embodiment. For example, the present invention is not limited to VLCC
Larger crude oil tanker ULCC and V
It can be applied to crude oil tankers smaller than LCCs.
【０１０４】［産業上の利用分野］本発明は、タンカー
（船）以外にも適用が可能で、たとえば、タンク付き貨
車，自動車，航空機等にも適用が可能である。[Industrial field of application] The present invention can be applied not only to tankers (ships) but also to freight cars with tanks, automobiles, airplanes, and the like.
【０１０５】[0105]
【発明の効果】本発明のナフサの輸送方法によれば、輸
送コストの安い原油タンカーを利用してナフサの輸送を
行うことができるので、ナフサの輸送コストを大幅に削
減することが可能になり、ナフサの原価を安価なものに
することができる。According to the method of transporting naphtha of the present invention, it is possible to transport naphtha using a crude oil tanker having a low transport cost, so that the transport cost of naphtha can be significantly reduced. , The cost of naphtha can be made cheap.
【０１０６】本発明の原油とナフサの移送方法によれ
ば、原油タンカーに原油ロットとナフサロットを共積み
し、シーバースから原油専用配管を共用して、原油とナ
フサの混合を極小化した状態で、原油とナフサをそれぞ
れのタンクに分離して受け入れることができる。つま
り、ナフサを輸送してきた原油タンカーから原油用の配
管でナフサを陸上のタンクまで移送しても、原料ナフサ
として使用できるレベル以下に原油のナフサへの混入
（ナフサの汚染）を抑制することができる。According to the method for transferring crude oil and naphtha of the present invention, the crude oil lot and the naphtha lot are co-loaded in the crude oil tanker, the crude oil dedicated pipe is shared from the sea berth, and the mixture of the crude oil and the naphtha is minimized. Crude oil and naphtha can be received separately in their respective tanks. In other words, even if naphtha is transported from a crude oil tanker that has transported naphtha to a tank on land using crude oil pipes, it is possible to suppress contamination of naphtha (contamination of naphtha) with crude oil below a level at which it can be used as raw naphtha. it can.
【図１】本発明の輸送方法の手順を説明するためのフロ
ー図である。FIG. 1 is a flow chart for explaining a procedure of a transportation method of the present invention.
【図２】原油タンカーの指定とこの原油タンカーに混載
するナフサの量とを自動的に判断して決定する判断装置
の一例にかかり、その概略構成図である。FIG. 2 is a schematic configuration diagram of an example of a determination device that automatically determines and determines a designation of a crude oil tanker and an amount of naphtha mixedly loaded on the crude oil tanker.
【図３】ナフサと原油とを混載した超大型の原油タンカ
ーの平面図である。FIG. 3 is a plan view of an ultra-large crude oil tanker in which naphtha and crude oil are mixedly mounted.
【図４】本発明の原油とナフサの移送方法の実施形態に
おける、移送状況を説明するための概略ブロック図を示
している。FIG. 4 is a schematic block diagram for explaining a transfer situation in the embodiment of the method for transferring crude oil and naphtha according to the present invention.
【図５】本発明の原油とナフサの移送方法の一実施形態
における概略フローチャート図を示している。FIG. 5 shows a schematic flow chart diagram of an embodiment of the method for transferring crude oil and naphtha according to the present invention.
【図６】本発明の実施形態における配管中の混合流体に
ついて説明するための概略図を示しており、（ａ）は原
油が滞留している配管にナフサを送り出した状態の断面
図を、（ｂ）はナフサが滞留している配管に原油を送り
出した状態の断面図を示している。FIG. 6 is a schematic view for explaining a mixed fluid in a pipe according to an embodiment of the present invention, in which (a) is a cross-sectional view of a state in which naphtha is sent out to a pipe in which crude oil is retained, b) shows a cross-sectional view of a state in which crude oil is sent out to a pipe in which naphtha is accumulated.
【図７】本実施形態の流れ状態を解析するための、連続
方程式（１），運動量方程式（２），乱流モデル式
（３）及び拡散方程式（４）を示している。FIG. 7 shows a continuous equation (1), a momentum equation (2), a turbulent flow model equation (3) and a diffusion equation (4) for analyzing the flow state of the present embodiment.
【図８】本実施形態の流れ状態の解析例を説明するため
の概略図を示しており、（ａ）は解析モデル図を、
（ｂ）は送出し速度（流量）の変化を表すグラフを示し
ている。FIG. 8 is a schematic diagram for explaining an example of analysis of a flow state of the present embodiment, where (a) is an analysis model diagram,
(B) has shown the graph showing the change of delivery speed (flow rate).
【図９】本実施形態の解析例における、原油とナフサの
移送状態を説明するための移送時間に対する移送量を表
したグラフである。FIG. 9 is a graph showing a transfer amount with respect to a transfer time for explaining a transfer state of crude oil and naphtha in an analysis example of the present embodiment.
【図１０】本実施形態の解析例における、配管長さ方向
のナフサ濃度分布を説明するための濃度曲線のグラフで
ある。FIG. 10 is a graph of a concentration curve for explaining the naphtha concentration distribution in the pipe length direction in the analysis example of the present embodiment.
１ 大型タンカー ２ 原油 ３ ナフサ ４ 原油用タンク ６ ナフサ用タンク １１ 船内タンク １２ ポンプ ４２ 止尺 ５１ バルブ ５２ 圧力計 ５３ 配管 ５４ 密度計 ６１ バルブ ６２ 止尺 1 large tanker 2 crude oil 3 naphtha 4 Crude oil tank 6 Naphtha tank 11 inboard tanks 12 pumps 42 stop measure 51 valve 52 Pressure gauge 53 piping 54 Density meter 61 valve 62 stop measure
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.7 識別記号 ＦＩ テーマコート゛(参考） Ｆ１７Ｄ 3/01 Ｆ１７Ｄ 3/01 // Ｂ６５Ｇ 67/60 Ｂ６５Ｇ 67/60 Ｚ (72)発明者 田代 安彦 東京都墨田区横網１丁目６番１号 (72)発明者 榎本 国男 千葉県市原市姉崎海岸２番地１ (72)発明者 篠原 靖 千葉県市原市姉崎海岸２番地１ (72)発明者 藤戸 誠 東京都新宿区大久保２丁目３番４号 Ｆターム(参考） 3F077 AA10 BA03 DB09 EA28 EA29 3J071 AA13 BB12 CC16 CC24 DD01 DD26 DD27 EE25 EE27 EE28 FF01 FF02 ─────────────────────────────────────────────────── ─── Continuation of front page (51) Int.Cl. 7 Identification code FI theme code (reference) F17D 3/01 F17D 3/01 // B65G 67/60 B65G 67/60 Z (72) Inventor Yasuhiko Tashiro Tokyo 1-6-1 Yokoami, Sumida-ku, Tokyo (72) Inventor Kunio Enomoto 2 2 Anezaki Coast, Ichihara City, Chiba Prefecture (72) Inventor Yasushi Shinohara 2 1 Anesaki Coast, Ichihara City, Chiba Prefecture Makoto Fujito Tokyo 2-3-4 Okubo, Shinjuku-ku, Tokyo (reference) 3F077 AA10 BA03 DB09 EA28 EA29 3J071 AA13 BB12 CC16 CC24 DD01 DD26 DD27 EE25 EE27 EE28 FF01 FF02
Claims (14)
の輸送方法であって、 前記輸送体に設けられた複数の輸送体タンクの少なくと
も一部をナフサ積載用に指定し、 このナフサ積載用の前記輸送体タンクの内部を、ナフサ
の積み込み前に予め洗浄し、 ナフサの積み込み又は荷下ろしの際に、少なくとも前記
輸送体上の配管内から原油を抜き出して、前記ナフサの
積み込み又は荷下ろしを行うこと、 を特徴とする輸送体によるナフサの輸送方法。1. A method of transporting naphtha using a transporter for transporting crude oil, wherein at least a part of a plurality of transporter tanks provided in the transporter is designated for loading naphtha. The inside of the transport tank is washed before loading the naphtha, and at the time of loading or unloading the naphtha, at least crude oil is extracted from the inside of the pipe on the transport to load or unload the naphtha. What to do is a method of transporting naphtha by a transporter.
の内部を原油で洗浄することを特徴とする請求項１に記
載の輸送体によるナフサの輸送方法。2. The method for transporting naphtha by a transporter according to claim 1, wherein the inside of the transporter tank in which the naphtha is loaded is washed with crude oil.
超大型の原油タンカーであることを特徴とする請求項１
又は２に記載の輸送体によるナフサの輸送方法。3. The transporter is a very large crude oil tanker having a weight of more than 100,000 tons.
Or a method of transporting naphtha by the transporter according to item 2.
ンが接続されている前記輸送体タンクを避けて、ナフサ
積載用の輸送体タンクを指定することを特徴とする請求
項１〜３のいずれかに記載の輸送体によるナフサの輸送
方法。4. A transporter tank for loading naphtha is designated while avoiding the transporter tank to which a drain for extracting crude oil in the pipe is connected. A method for transporting naphtha by the transporter according to claim 1.
始直後の初期においては、前記輸送体タンクの底部に残
留していることのある原油残さ物を攪拌しない速度でゆ
っくりと前記ナフサを積み込むことを特徴とする請求項
１〜４のいずれかに記載の輸送体によるナフサの輸送方
法。5. When loading the naphtha, in the initial stage immediately after the start of loading, the crude naphtha that may remain at the bottom of the transport tank may be loaded slowly without stirring. A method of transporting naphtha by the transporter according to any one of claims 1 to 4.
送体タンクの底部に残留していることのある原油残さ物
を攪拌しない速度で前記ナフサの荷下ろしを行うことを
特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の輸送体によ
るナフサの輸送方法。6. The naphtha is unloaded at a speed that does not agitate crude oil residue that may remain at the bottom of the transport tank when unloading the naphtha. A method for transporting naphtha by the transporter according to any one of 1 to 5.
記輸送体タンクの数を決定するとともに、原油とナフサ
との密度又は比重の違いによる前記輸送体の重心の移動
を抑制するように、前記ナフサを積載する前記輸送体タ
ンクを指定することを特徴とする請求項１〜６のいずれ
かに記載の輸送体によるナフサの輸送方法。7. The number of transporter tanks to be used is determined according to the loading amount of the naphtha, and the movement of the center of gravity of the transporter due to the difference in density or specific gravity between crude oil and naphtha is suppressed. 7. The method of transporting naphtha by a transporter according to claim 1, wherein the transporter tank on which the naphtha is loaded is designated.
し、一本の配管によって原油とナフサを輸送体タンクか
ら貯留タンクへ移送する方法において、（１） 前記配
管を用いて前記輸送体タンクから前記貯留タンクへナフ
サ又は原油を送り出すに際し、前記配管を原油用又はナ
フサ用のタンクに接続しておくとともに、（２） 前記
輸送体タンクと貯留タンクを連結する前記配管中に滞留
している原油又はナフサの量を予め算出し、（３） 前
記輸送体タンクからナフサ又は原油を送り出すととも
に、その送出し量を計量し、（４） 前記輸送体タンク
からのナフサ又は原油の送出し量が、予め算出した前記
配管に滞留している原油又はナフサの量とほぼ同量とな
ったときに、前記輸送体タンクからのナフサ又は原油の
送り出しを停止させ、受入先のタンクを原油用又はナフ
サ用のタンクからナフサ用又は原油用のタンクに切り換
え、（５） 前記タンクの切り換え後、前記輸送体タン
クからのナフサ又は原油の送り出しを再開して、ナフサ
又は原油をナフサ用又は原油用のタンクに貯留する、こ
とを特徴とした原油とナフサの移送方法。8. A method for transporting crude oil and naphtha by a common transporter, and transferring crude oil and naphtha from a transport tank to a storage tank by a single pipe, wherein (1) the transporter is used by using the pipe. When sending naphtha or crude oil from the tank to the storage tank, the pipe is connected to the tank for crude oil or naphtha, and (2) stays in the pipe connecting the transporter tank and the storage tank. The amount of crude oil or naphtha present is calculated in advance, and (3) the naphtha or crude oil is sent out from the transport tank, and the delivery amount is measured, and (4) the naphtha or crude oil delivery amount from the transport tank is measured. , When the amount of crude oil or naphtha accumulated in the pipe calculated in advance becomes almost the same, the delivery of naphtha or crude oil from the transport tank is stopped, and the recipient The tank is switched from a crude oil or naphtha tank to a naphtha or crude oil tank, and (5) after the tank is switched, naphtha or crude oil is naphtha or crude oil by restarting the delivery of naphtha or crude oil from the transport tank. For storing crude oil and naphtha, characterized by storing in a tank for oil or crude oil.
フサからなる混合流体の流れ解析を行ない、この流れ解
析結果を利用して、前記輸送体タンクからのナフサ又は
原油の送り出しを停止するタイミングを決定することを
特徴とする請求項８記載の原油とナフサの移送方法。9. The timing of stopping the delivery of naphtha or crude oil from the transporter tank by performing a flow analysis of crude oil, naphtha and a mixed fluid of crude oil and naphtha in the pipe, and using the result of the flow analysis. The method for transferring crude oil and naphtha according to claim 8, wherein
フサの量を予め算出するときに、滞留している原油又は
ナフサの少なくとも温度，密度又は比重を補正要素とす
ることを特徴とする請求項８又は９記載の原油とナフサ
の移送方法。10. When the amount of crude oil or naphtha staying in the pipe is calculated in advance, at least the temperature, density or specific gravity of the staying crude oil or naphtha is used as a correction factor. Item 10. A method for transferring crude oil and naphtha according to Item 8 or 9.
油の送出し量を、前記受入先のタンクの止尺を利用して
計量することを特徴とする請求項８〜１０のいずれかに
記載の原油とナフサの移送方法。11. The delivery amount of naphtha or crude oil from the transport tank is measured by using a measure of the receiving tank. How to transfer crude oil and naphtha.
フサをタンクへ押し出すときの、ナフサ又は原油の送出
し速度を、前記流れ解析結果にもとづいて、変化させる
ことを特徴とする請求項８〜１１のいずれかに記載の原
油とナフサの移送方法。12. The naphtha or crude oil delivery speed when pushing out the crude oil or naphtha accumulated in the pipe to a tank is changed based on the flow analysis result. 11. The method for transferring crude oil and naphtha according to any one of 1 to 11.
後及び送り出し停止直前に、前記ナフサ又は原油の送出
し速度を変化させることを特徴とする請求項１２記載の
原油とナフサの移送方法。13. The method for transporting crude oil and naphtha according to claim 12, wherein the delivery speed of the naphtha or crude oil is changed immediately after the delivery of the naphtha or crude oil is started and immediately before the delivery is stopped.
後の前記ナフサ又は原油の送出し速度を、所定の送出し
速度まで急速に立ち上げることを特徴とする請求項１３
記載の原油とナフサの移送方法。14. The delivery speed of the naphtha or crude oil immediately after the delivery start of the naphtha or crude oil is rapidly raised to a predetermined delivery speed.
The method for transferring crude oil and naphtha described.
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| JP2002288268A JP3684360B2 (en) | 2001-10-05 | 2002-10-01 | Method for transporting crude oil and naphtha by transporter and method for transporting crude oil and naphtha from the transporter |
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
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