JPS59189982A - 岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去方法および装置 - Google Patents
岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去方法および装置Info
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- JPS59189982A JPS59189982A JP58064535A JP6453583A JPS59189982A JP S59189982 A JPS59189982 A JP S59189982A JP 58064535 A JP58064535 A JP 58064535A JP 6453583 A JP6453583 A JP 6453583A JP S59189982 A JPS59189982 A JP S59189982A
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- Japan
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- sludge
- oil storage
- crude oil
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Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
本発明は、岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去方法
および装置に関する。
および装置に関する。
原油の備蓄を大規模で行う施設として地下岩盤を利用し
た岩盤地下貯油施設が提案されている。
た岩盤地下貯油施設が提案されている。
これは例えば１５万キロリツトルの原油備蓄基地を構築
する場合１例えば高さ２０ｍ×幅１５ｍ×長さ６００ｍ
といった大きな空洞を地下の岩盤内に形成し、この空洞
内に原油を大気と遮断した状態で貯蔵しようとするもの
である。この場合、貯油量の約２％、１５万キロリツト
ルの貯油量であれば約３０００キロリツトル、のスラッ
ジの堆積が予想される。通常このスラッジは原油より比
重が大きく水より比重が小さいから、下履の水相と貯油
量との界面部分に堆積することになる。このスラッジは
何等かの流動化手段を講じなければポンプ（サブマージ
ドポンプ）では地」二に搬出できない。
する場合１例えば高さ２０ｍ×幅１５ｍ×長さ６００ｍ
といった大きな空洞を地下の岩盤内に形成し、この空洞
内に原油を大気と遮断した状態で貯蔵しようとするもの
である。この場合、貯油量の約２％、１５万キロリツト
ルの貯油量であれば約３０００キロリツトル、のスラッ
ジの堆積が予想される。通常このスラッジは原油より比
重が大きく水より比重が小さいから、下履の水相と貯油
量との界面部分に堆積することになる。このスラッジは
何等かの流動化手段を講じなければポンプ（サブマージ
ドポンプ）では地」二に搬出できない。
本発明は、この貯油層下部に堆積するスラノシの搬出を
目的としてなされたもので、岩盤地下貯油施設内の貯油
槽下部に形成された原油スラッジ層にまで作業室から保
護管を挿入し、この保護管内および作業室内を不活性ガ
スで置換したうえでこの保護管内を通じてスラッジを作
業室に機械的に搬送する方法を提案するものである。
目的としてなされたもので、岩盤地下貯油施設内の貯油
槽下部に形成された原油スラッジ層にまで作業室から保
護管を挿入し、この保護管内および作業室内を不活性ガ
スで置換したうえでこの保護管内を通じてスラッジを作
業室に機械的に搬送する方法を提案するものである。
本発明の内容を図面に基づいて以下に具体的に説明しよ
う。
う。
・第１図は１本発明を実施する設備の配置を図解的に示
したもので、この設備の主たる構成は、岩盤貯油槽１よ
りも上方に構築された気密作業室２と、この気密作業室
２と岩盤貯油槽下部のスラッジ溜３との間を連通させる
保護管４と、この保護管４の上部に取付けられたシール
用バルブ５と。
したもので、この設備の主たる構成は、岩盤貯油槽１よ
りも上方に構築された気密作業室２と、この気密作業室
２と岩盤貯油槽下部のスラッジ溜３との間を連通させる
保護管４と、この保護管４の上部に取付けられたシール
用バルブ５と。
作業室２内に設けられたスラッジ槽６と、保護管４内を
経てバケット７がスラッジ溜３からスラッジ槽６の間を
移動できるようにしたスラッジ搬送装置８と、保護管４
基よび作業室２の内部の気体を不活性ガスで置換するガ
ス置換設備と、からなり、シール用バルブ５やスラッジ
搬送装置８並びにガス置換装置などの運転動作は作業室
の外から遠隔操作によって行うようになっている。
経てバケット７がスラッジ溜３からスラッジ槽６の間を
移動できるようにしたスラッジ搬送装置８と、保護管４
基よび作業室２の内部の気体を不活性ガスで置換するガ
ス置換設備と、からなり、シール用バルブ５やスラッジ
搬送装置８並びにガス置換装置などの運転動作は作業室
の外から遠隔操作によって行うようになっている。
岩盤貯油槽１は５先にも述べたように地下の岩盤内に原
油９を貯蔵する空洞であり、この岩盤貯油槽１の底部１
ａは、実質上、平らな面としてあり、その一部にスラッ
ジ溜３ （ピット）が設けである。このスラッジ溜３の
周囲には堰１０を設ける。この堰１０は、後述の操作に
よりスラッジ溜３内のスラッジを搬出するさいに、下部
水相１１がスラッジ溜３に流入するのを阻止する役割を
果たすと共に水相１１とその上に浮遊するスラッジとを
分離する作用を供する。このスラッジ溜３に対応する上
方岩盤内には立坑１ｂが掘設してあり。
油９を貯蔵する空洞であり、この岩盤貯油槽１の底部１
ａは、実質上、平らな面としてあり、その一部にスラッ
ジ溜３ （ピット）が設けである。このスラッジ溜３の
周囲には堰１０を設ける。この堰１０は、後述の操作に
よりスラッジ溜３内のスラッジを搬出するさいに、下部
水相１１がスラッジ溜３に流入するのを阻止する役割を
果たすと共に水相１１とその上に浮遊するスラッジとを
分離する作用を供する。このスラッジ溜３に対応する上
方岩盤内には立坑１ｂが掘設してあり。
この立坑１ｂは、やはり岩盤内に形成された作業室２に
連なっている。そしてこの立坑１ｂの適当な個所には閉
塞盤１２が設げられ、岩盤貯油槽１に通ずる大気通路が
この閉塞盤１２によって遮断されている。
連なっている。そしてこの立坑１ｂの適当な個所には閉
塞盤１２が設げられ、岩盤貯油槽１に通ずる大気通路が
この閉塞盤１２によって遮断されている。
この作業室２は防爆壁２ａで囲われ、室内圧が相当高く
なっても内部気体の漏洩が実質的に生じないような気密
室に構成される。
なっても内部気体の漏洩が実質的に生じないような気密
室に構成される。
保護管４がこの作業室２からその下方の立坑１ｂを経て
岩盤貯油槽１のスラッジ溜３に至るまで延びて設置され
、この保護管４の下端はスラッジ溜３の中に開口し、上
端にはシール用バルブ５が取付けられる。立坑１ｂの閉
塞盤１２にこの保護管４が貫通するが、その貫通孔と保
護管外周との間に隙間が生じないようにシール処理が施
される。
岩盤貯油槽１のスラッジ溜３に至るまで延びて設置され
、この保護管４の下端はスラッジ溜３の中に開口し、上
端にはシール用バルブ５が取付けられる。立坑１ｂの閉
塞盤１２にこの保護管４が貫通するが、その貫通孔と保
護管外周との間に隙間が生じないようにシール処理が施
される。
保護管４の内径は後述のバケット７が自由に走行できる
に十分な大きさを有している。
に十分な大きさを有している。
シール用バルブ５は高圧ガス（例えば高圧窒素ガス）で
開閉動作するシャッターまたは蓋を保護管４の上端に取
付けたもので、これを閉成すれば保護管４の内部と作業
室２の内部の気体の導通が断たれ、開成すればバケット
７が自由に出入りできるような開口が形成される。高圧
ガスによるシール用バルブ５の開閉動作は作業室２の外
から遠隔操作によって行う。
開閉動作するシャッターまたは蓋を保護管４の上端に取
付けたもので、これを閉成すれば保護管４の内部と作業
室２の内部の気体の導通が断たれ、開成すればバケット
７が自由に出入りできるような開口が形成される。高圧
ガスによるシール用バルブ５の開閉動作は作業室２の外
から遠隔操作によって行う。
作業室２の内部にはスラッジ槽６並びにスラッジ搬送装
置８が設置される。スラッジ槽６には室外より温水パイ
プ１３を経て、温水１４が供給され、槽内のスラッジを
加熱流動化する。加熱流動化されたスラ・７ジはポンプ
１５によって系外に搬 □出する。スラッジ
搬送装置８はスラッジ溜３のスラッジをスラッジ槽６に
バケット７によって搬送する装置であり、レール１６と
、このレール１６を走行する駆動装置１７と、この駆動
装置１７に連結されたバケット７と、からなる。駆動装
置１７の駆動は高圧ガス（高圧窒素ガス）によっておこ
ない、その操作は室外から遠隔操作によって行う。この
遠隔操作は室内の適切な位置に設置され−６，。。１１
．ヤ２ ｈ（！ｇｔｔＦ ４ （７）ｒ’［，４□ｕ（
！Ｅ ′’また監視テレビを見ながら行う。
置８が設置される。スラッジ槽６には室外より温水パイ
プ１３を経て、温水１４が供給され、槽内のスラッジを
加熱流動化する。加熱流動化されたスラ・７ジはポンプ
１５によって系外に搬 □出する。スラッジ
搬送装置８はスラッジ溜３のスラッジをスラッジ槽６に
バケット７によって搬送する装置であり、レール１６と
、このレール１６を走行する駆動装置１７と、この駆動
装置１７に連結されたバケット７と、からなる。駆動装
置１７の駆動は高圧ガス（高圧窒素ガス）によっておこ
ない、その操作は室外から遠隔操作によって行う。この
遠隔操作は室内の適切な位置に設置され−６，。。１１
．ヤ２ ｈ（！ｇｔｔＦ ４ （７）ｒ’［，４□ｕ（
！Ｅ ′’また監視テレビを見ながら行う。
ガス例えば窒素ガスで置換するガス置換設備が設置され
る。第１図において、１９は作業室２内への窒素ガス吹
出口、２０は保護管２内への窒素ガス吹出口を示してお
り、これらは室外に配置された制御弁を介して置換用窒
素源に通じている。また、２３は室内気体の吸込口であ
り、これは同じく室外に配置された制御弁を介して排風
ｔａ２４に通じている。この排風機２４並びに制御弁の
駆動並びに制御操作は、室内に設置した差圧検出計２５
およびガス濃度計２６の指示信号を制御盤２７に受け、
この信号に基づいて行う。なお、制御盤２７は、前述の
スラッジ搬出装置８並びにシール用バルブ５の動作を行
うための高圧ガスの制御も行う。
る。第１図において、１９は作業室２内への窒素ガス吹
出口、２０は保護管２内への窒素ガス吹出口を示してお
り、これらは室外に配置された制御弁を介して置換用窒
素源に通じている。また、２３は室内気体の吸込口であ
り、これは同じく室外に配置された制御弁を介して排風
ｔａ２４に通じている。この排風機２４並びに制御弁の
駆動並びに制御操作は、室内に設置した差圧検出計２５
およびガス濃度計２６の指示信号を制御盤２７に受け、
この信号に基づいて行う。なお、制御盤２７は、前述の
スラッジ搬出装置８並びにシール用バルブ５の動作を行
うための高圧ガスの制御も行う。
以上の構成になる岩盤地下貯油施設の原油スラ・イジの
除去装置の実施操作手順を、以下に第２図に基づいて具
体的に説明する。 第２図は本発明法の操作手順を工程
Ａ−Ｆの順に図解的に示したもので、各工程における機
器の制御動作は先に述べたように監視テレビを用いて遠
隔操作によって行われる。第２図中の数字の要素は第１
図で説明したの同じものである。
除去装置の実施操作手順を、以下に第２図に基づいて具
体的に説明する。 第２図は本発明法の操作手順を工程
Ａ−Ｆの順に図解的に示したもので、各工程における機
器の制御動作は先に述べたように監視テレビを用いて遠
隔操作によって行われる。第２図中の数字の要素は第１
図で説明したの同じものである。
工程Ａば、スラッジ搬出前の原油貯蔵状態である。この
状態では貯油槽１の空間（原油の液面より上の空間）に
窒素ガスが封入されている。この封入窒素ガスの圧は例
えば０．５ ｋ ｇ ／ ａＡであり。
状態では貯油槽１の空間（原油の液面より上の空間）に
窒素ガスが封入されている。この封入窒素ガスの圧は例
えば０．５ ｋ ｇ ／ ａＡであり。
これと同等の圧の窒素ガスが保護管４の中にも封入され
ている。従って保護管４内の液面は貯油槽の液面と実質
的に等しい。この段階ではシール用バルブ５は閉じた状
態にある。
ている。従って保護管４内の液面は貯油槽の液面と実質
的に等しい。この段階ではシール用バルブ５は閉じた状
態にある。
工程Ｂは、シール用バルブ５を閉じた状態で保護管４の
中に窒素ガスを吹出口２０ （第１図）から圧入する段
階である。この封入圧力は１例えば２．５〜３．０ ｋ
ｇ ／ ｃａとする。これにより保護管４内の原油は
貯油槽の中に押し出され、保護管４の内部が窒素ガスで
置換されることになる。
中に窒素ガスを吹出口２０ （第１図）から圧入する段
階である。この封入圧力は１例えば２．５〜３．０ ｋ
ｇ ／ ｃａとする。これにより保護管４内の原油は
貯油槽の中に押し出され、保護管４の内部が窒素ガスで
置換されることになる。
次ぎに、工程Ｃでは、排風機２４（第１図）を駆動して
作業室２内の空気を排気し、吹出口１９（第１図）から
窒素ガスを作業室２の中に導入する。このガス置換操作
はガス濃度計２６によって計測されるガス濃度が爆発下
限以下になるまで行い、その封入圧力は工程Ｂでの保護
管４と同等の２．５〜３．０ ｋ ｇ ／ ｃｌとする
。ついでシール用バルブ５を開成する。この状態で作業
室２と保護管４内は２．５〜３．０ｋｇ／ｃ績の窒素ガ
スで置換されることになるが、ガス濃度計２６によって
爆発下限以下であることを確認しながら、スラッジ搬出
装置の駆動準備に入る。
作業室２内の空気を排気し、吹出口１９（第１図）から
窒素ガスを作業室２の中に導入する。このガス置換操作
はガス濃度計２６によって計測されるガス濃度が爆発下
限以下になるまで行い、その封入圧力は工程Ｂでの保護
管４と同等の２．５〜３．０ ｋ ｇ ／ ｃｌとする
。ついでシール用バルブ５を開成する。この状態で作業
室２と保護管４内は２．５〜３．０ｋｇ／ｃ績の窒素ガ
スで置換されることになるが、ガス濃度計２６によって
爆発下限以下であることを確認しながら、スラッジ搬出
装置の駆動準備に入る。
工程りは、このガス置換下でバケット７を保護管４を通
じてスラッジ溜３に降ろしてその中のスラッジをつかみ
とる段階をデしており、このバケット７がシール用バル
ブ５を通過して作業室２に入ったならば、シール用バル
ブ５を閉じる。このシール用バルブ５を閉じた状態から
工程Ｅにはいり、この工程Ｅではバケット７はレールに
よってスラッジ槽６の所まで走行してｔ１９ ＝Ｚｉ取
ってきたスラッジをスラッジ槽６に装入する。
じてスラッジ溜３に降ろしてその中のスラッジをつかみ
とる段階をデしており、このバケット７がシール用バル
ブ５を通過して作業室２に入ったならば、シール用バル
ブ５を閉じる。このシール用バルブ５を閉じた状態から
工程Ｅにはいり、この工程Ｅではバケット７はレールに
よってスラッジ槽６の所まで走行してｔ１９ ＝Ｚｉ取
ってきたスラッジをスラッジ槽６に装入する。
そして、この工程Ｅでは温水１４をスラッジ槽６に導入
すると共に、ポンプ１５を駆動して温水によって流動化
したスラッジを系外にポンプ輸送する。この間２作業室
２内の窒素ガス圧は差圧計２５の検出信号に基づき所定
の設定圧に自動制御される。工程Ｅの後、シール用バル
ブ５を開いて再び工程りに戻り、これを必要回数くり返
す。
すると共に、ポンプ１５を駆動して温水によって流動化
したスラッジを系外にポンプ輸送する。この間２作業室
２内の窒素ガス圧は差圧計２５の検出信号に基づき所定
の設定圧に自動制御される。工程Ｅの後、シール用バル
ブ５を開いて再び工程りに戻り、これを必要回数くり返
す。
必要回数のＥ−Ｄの工程をくり返したのち、スラッジ槽
６のスラッジも搬出し終えたならば２作動機器を全て停
止してから作業室２内の窒素ガス圧を大気圧にまで降下
させ、保護管４の窒素ガス圧も貯油槽の圧と同等の約０
．５ｋｇ／ｃｎ＋に戻す。
６のスラッジも搬出し終えたならば２作動機器を全て停
止してから作業室２内の窒素ガス圧を大気圧にまで降下
させ、保護管４の窒素ガス圧も貯油槽の圧と同等の約０
．５ｋｇ／ｃｎ＋に戻す。
これが工程Ｆとなり、スラッジ搬出作業は終了する。
以上のようにして１本発明によると、岩盤地下貯油施設
における堆積スラッジの除去が爆発の危険なくして確実
かつ安全に実施できる。
における堆積スラッジの除去が爆発の危険なくして確実
かつ安全に実施できる。
第１図は本発明法を実施する設備の機器配置状態を示す
略断面図、第２図は本発明法の実施手順を図解的に示し
た図解工程図である。 １・・岩盤貯油槽、 ２・・作業室、 ３・・ス
ラッジ溜、 ４・・保護管、 ５・・シール用バ
ルブ、 ６・・スラッジ槽、 ７・・バケット、
８・・スラッジ搬出装置、 １０・・堰。 １１・・水相、 １４・・温水、 １５・・スラッ
ジ排出用ポンプ、 １６・・レール、 ２７・・制
御盤。 東京都港区元赤坂−丁目２番７ 号鹿島建設株式会社内
略断面図、第２図は本発明法の実施手順を図解的に示し
た図解工程図である。 １・・岩盤貯油槽、 ２・・作業室、 ３・・ス
ラッジ溜、 ４・・保護管、 ５・・シール用バ
ルブ、 ６・・スラッジ槽、 ７・・バケット、
８・・スラッジ搬出装置、 １０・・堰。 １１・・水相、 １４・・温水、 １５・・スラッ
ジ排出用ポンプ、 １６・・レール、 ２７・・制
御盤。 東京都港区元赤坂−丁目２番７ 号鹿島建設株式会社内
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 （ｉ＋岩盤地下貯油施設内の貯油槽下部に形成された原
油スラッジ層にまで作業室から保護管を挿入し。 この保護管内および作業室内を不活性ガスで置換したう
えでこの保護管内を通じてスラッジを作業室に機械的に
搬送することからなる岩盤地下貯油施設の原油スラッジ
の除去方法。 （２）岩盤貯油槽１よりも上方に構築された気密作業室
２と、この気密作業室２と岩盤貯油槽下部のスラッジ層
３との間を連通させる保護管４と、この保護管４の上部
に取付けられたシール用バルブ５と２作業室２内に設け
られたスラッジ槽６と、保護管４内を経てバケット７が
スラッジ層３からスラッジ堺６の間を移動できるように
したスラッジ搬送装置８と、保護管４および作業室２の
内部の気体を不活性ガスで置換するガス置換設備と、か
らなる岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP58064535A JPS59189982A (ja) | 1983-04-14 | 1983-04-14 | 岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去方法および装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP58064535A JPS59189982A (ja) | 1983-04-14 | 1983-04-14 | 岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去方法および装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS59189982A true JPS59189982A (ja) | 1984-10-27 |
| JPS6316192B2 JPS6316192B2 (ja) | 1988-04-07 |
Family
ID=13261009
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP58064535A Granted JPS59189982A (ja) | 1983-04-14 | 1983-04-14 | 岩盤地下貯油施設の原油スラッジの除去方法および装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS59189982A (ja) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5195405A (ja) * | 1974-11-21 | 1976-08-21 | ||
| JPS52126960A (en) * | 1976-04-19 | 1977-10-25 | Nippon Steel Chemical Co | Method of treating settled sludge in container |
-
1983
- 1983-04-14 JP JP58064535A patent/JPS59189982A/ja active Granted
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5195405A (ja) * | 1974-11-21 | 1976-08-21 | ||
| JPS52126960A (en) * | 1976-04-19 | 1977-10-25 | Nippon Steel Chemical Co | Method of treating settled sludge in container |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS6316192B2 (ja) | 1988-04-07 |
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