СПОСОБ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ОТКРЫТОМ МОРЕ
OFFSHORE NATURAL GAS EXTRACTION METHOD

Изобретение относится к способам добычи природного газа в открытом море, а именно газа, свободно выходящего на газовыделяющих донных участках.
Известен способ добычи природного газа в открытом море, заключающийся в его сборе из донных фонтанов над газоучастками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности газовыделяющего участка дна, и транспортировке его по трубопроводу на поверхность моря (SU 1498908, кл. Е21В 43/00, 1989).
Однако в случае транспортировки газа с больших глубин использование трубопровода может оказаться затруднительным для бесперебойной работы.
Известен также способ добычи природного газа в открытом море, включающий сбор газа из газовых фонтанов над газовыделяющими участками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности дна, передачу газа из газосборника в газгольдер, снабженный средствами выгрузки, компактирование объема газа, подачу на судно-сборщик сигнала при заданном заполнении газгольдера и отгрузку содержимого газгольдера на судно-сборщик (см. RU 2078199, Е21В 43/01, 1994).
3
Недостаток этого решения - недостаточная экономическая эффективность устройства при отработке газогидратных залежей как источников газовых фонтанов, особенно при распределении газовых фонтанов на ограниченных по площади участках, при условиях переменного дебита газа. Принятая схема компактирования собранного газа (его ожижение) в газгольдере энергоемка и конструктивно достаточно сложна, поскольку непонятно, как реализуется утверждение заявителей о том, что «перед транспортировкой газ сжиживают путем его дожатия, например, компрессором», кроме того, газгольдер становится достаточно сложной конструкцией, поскольку ему «приходится работать» при большом перепаде внешних давлений (на начальной стадии заполнения он должен противостоять значительному внешнему давлению, а после всплытия должен противостоять такому же по величине давлению внутреннему (эффективность сжижения в лучшем случае составит 40-50% от исходного объема газа). Кроме того, не понятно, как осуществлять смену газгольдеров, полезный объем которых, по заявлению авторов, порядка 10 м. Оценивая эффективность процесса добычи, можно отметить его неэффективность на больших глубинах (превышающих 600-800 м).
Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, выражается в обеспечении эффективности отработки газогидратных залежей как источников газовых фонтанов, особенно при распределении газовых фонтанов на ограниченных по площади участках.
Технический результат, получаемый при решении поставленной задачи, выражается в упрощении конструкции оборудования, обеспечивающего реализацию, кроме того, упрощается организация работы для судна-сборщика по отбору газа.
Для решения поставленной задачи способ добычи природного газа в открытом море, включающий сбор газа из газовых фонтанов над газовыделяющими участками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности дна, передачу газа из газосборника в аккумулирующую емкость, снабженную средствами выгрузки газа, компактирование объема газа, подачу на судно-сборщик сигнала при заданном заполнении аккумулирующей емкости и отгрузку ее содержимого на судно-сборщик, отличается тем, что в качестве аккумулирующей емкости используют куполообразную емкость, обладающую положительной плавучестью, открытую снизу, а сверху сопряженную с выдачным трубопроводом, снабженным плавучестью, при этом аккумулирующую емкость размещают в толще воды над дном так, чтобы ее верх располагался на глубине, где давление воды превышает давление диссоциации гидрата природного газа при температуре, соответствующей годовому максимуму температуры воды, при этом предварительно выявляют местоположение, по меньшей мере, двух газовых фонтанов, размещают над каждым из них куполообразный газосборник, каждый из которых сообщают трубопроводами с полостью аккумулирующей емкости, кроме того, по меньшей мере, выдачной трубопровод и трубопроводы газосборников снабжают средствами электроподогрева. Кроме того, концы трубопроводов газосборников снабжают плавучестями и позиционируют непосредственно под аккумулирующей емкостью. При этом плавучесть выдачного трубопровода выполнена с возможностью ее регулируемого погружения ниже глубины поверхностного волнения. Кроме того, средства электроподогрева выполнены из проводящего гибкого материала с возможностью упругого изменения их длины, для чего, по меньшей мере, их участкам придан вид спиралей. Кроме того, нижний участок средства электроподогрева выдачного трубопровода размещен в полости аккумулирующей емкости. Кроме того, средства электроподогрева трубопроводов газосборников пропущены через названные трубопроводы, а их линии питания выведены из газосборников на плавучести, предпочтительно на плавучесть выдачного трубопровода. При этом концы линий питания средств подогрева снабжены герметическими электрическими разъемами. Кроме того, конец выдачного трубопровода снабжен запорной арматурой. Кроме того, приемные отверстия трубопроводов газосборников располагают ниже их выпускных отверстий.
Сопоставительный анализ признаков заявленного решения с признаками прототипа и аналогов свидетельствует о соответствии заявленного решения критерию "новизна".
Признаки отличительной части формулы изобретения решают следующие функциональные задачи.
Признаки «…в качестве аккумулирующей емкости используют куполообразную емкость, обладающую положительной плавучестью, открытую снизу, а сверху сопряженную с выдачным трубопроводом, снабженным плавучестью…» обеспечивают возможность позиционирования в толще воды аккумулирующей емкости без «ее подвески» на плавучую конструкцию, расположенную на поверхности акватории, тем самым обеспечивается независимость добычных работ от ледовой обстановки.
Признаки «…аккумулирующую емкость размещают в толще воды над дном так, чтобы ее верх располагался на глубине, где давление воды превышает давление диссоциации гидрата природного газа при температуре, соответствующей годовому максимуму температуры воды…» обеспечивают «автоматический» перевод в гидратную форму газа, попавшего в аккумулирующую емкость, и его накопление в компактной форме.
Признаки «…предварительно выявляют местоположение, по меньшей мере, двух газовых фонтанов, размещают над каждым из них куполообразный газосборник…» обеспечивают минимизацию объема работ по развертыванию аккумулирующей емкости, приходящегося на каждый газосборник.
Признаки, указывающие, что каждый газосборник «…сообщают трубопроводами с полостью аккумулирующей емкости…», обеспечивают возможность минимизации маневрирования по акватории судна-сборщика (и стоянок), занимаемой им для приема газа.
Признаки «…по меньшей мере выдачной трубопровод и трубопроводы газосборников, снабжают средствами электроподогрева…» обеспечивают возможность «включения-выключения» процесса подачи свободного газа из аккумулирующей емкости и обеспечивают возможность «раскупоривания» выдачного трубопровода и трубопроводов газосборников от «пробок» газогидратов.
Признаки второго пункта формулы изобретения обеспечивают механическую независимость (несвязанность) друг с другом аккумулирующей емкости и газосборников и в то же время обеспечивают сообщение их полостей.
Признаки третьего пункта формулы изобретения снижают нагрузки на выданной трубопровод и обеспечивают его удаление из зоны воздействия дрейфующих ледовых образований.
Признаки четвертого пункта формулы изобретения обеспечивают сохранность средств электроподогрева при изменении положения трубопроводов относительно аккумулирующей емкости и/или газосборников, а также при изменениях длины трубопроводов.
Признаки пятого пункта формулы изобретения повышают скорость выдачи газа из аккумулирующей емкости.
Признаки шестого пункта формулы изобретения обеспечивают независимость работ по превращению в газ газогидратов в аккумулирующей емкости от таких же работ в газосборниках. Кроме того, размещение электрических разъемов средств электроподогрева на одной плавучести обеспечивает возможность одновременного управления теплоподогревом из одной точки.
Признаки седьмого пункта формулы изобретения повышают сохранность средств электроподогрева и исключают утечки тока в процессе их активирования.
Признаки восьмого пункта формулы изобретения исключают утечки газовых объемов, расположенных в выдачном трубопроводе выше зоны гидратоообразования, по окончании процесса отгрузки газа.
Признаки девятого пункта формулы изобретения исключают формирование гидратных пробок в трубопроводах газосборника.
В основе способа лежат сведения, полученные Тихоокеанским океанологическим институтом в ходе реализации Госконтракта №02.515.11.5017, по которому изучались поля газогидратов в морских донных осадках, их геологические и геофизические закономерности распространения в Охотском море, потоки метана из донных отложений в водную толщу, сопряженные с полями газогидратов, и их влияние на окружающую среду.
В ходе исследований установлено, что большая часть газовых фонтанов (факелов) концентрируется в пределах глубин 600-900 м (Cruise Report…, 2003; Salomatin, 2006) (Фиг.4).
Наиболее распространенными являются факела в виде удлиненных узких эллипсоидов, поднимающихся из морского дна в вертикальном направлении. Высота их варьирует от 90 до 500 м, ширина - до 300 м. Иногда факела кажутся отделенными от дна и двигаются свободно в воде, но поддерживают свою форму и пространственную ориентацию. Менее распространенные факела сложной сноповидной формы достигают высоты 400 м и ширины 600 м. Факела в виде облаков встречаются, главным образом, над вершинами подводных холмов. Часто такие образования имеют горизонтально ориентированные слои, связывающие два смежных факела. Кроме того, встречаются целые поля факелов, вызванных незначительными газовыделениями и протягивающихся на расстояние до 10-12 км (Cruise Report…, 1999, 2000, 2005) (см.Фиг 5).
С помощью полученных данных было оконтурено около 15 структур фокусированной разгрузки метана, расположенных в основном в пределах верхней и нижней части континентального склона. Наиболее крупными из них являются структуры «Хаос» и «Обжиров». Структура «Хаос» является самой крупной на СВ склоне Сахалина. Структура представлена группой мелкомасштабных газовых сипов в пределах большого поля газового просачивания, имеющих, вероятно, единый источник газа (Cruise Report…, 2005).
Таким образом, можно отметить распространенность полей газовых фонтанов (факелов), достаточно близко размещенных друг от друга, при этом дебит газовых фонтанов варьирует в широких пределах.
На фиг.1 схематически показана исходная ситуация на дне моря; на фиг.2 показана схема реализации способа на этапе заполнения аккумулирующей емкости; на фиг.3 показана схема реализации способа на этапе отгрузки газа из аккумулирующей емкости; на фиг.4 показано распределение газовых факелов по глубинам дна в Охотском море; на фиг.5 показаны типы гидроакустических аномалий на северо-восточном сахалинском склоне, показывающие наличие газовых фонтанов (факелов).
Позиции на чертеже обозначают: газовые фонтаны 1, дно 2, куполообразный газосборник 3, аккумулирующая емкость 4, судно-сборщик 5, выдачной трубопровод 6, снабженный плавучестью 7, трубопроводы 8, средства электроподогрева 9, концы 10 трубопроводов 8, снабженные плавучестями 11, нижний участок 12 средства электроподогрева 9 выдачного трубопровода 6, герметические электрические разъемы 13, запорная арматура 14, якорные блоки 15.
Куполообразный газосборник 3 и аккумулирующая емкость 4 конструктивно подобны и отличаются размерами (объем полостей первых порядка сотни м, вторых - порядка 5-10 тысяч м). Они выполнены в виде мягких оболочек из прочных синтетических материалов, заключенных в сетчатый каркас из синтетических канатов, к нижним точкам которого крепятся якорные блоки 15. Газосборники 3 могут быть также выполнены в виде жесткого каркаса (на чертежах не показан), монтируемого на месте или «самораскрывающегося» (например, с использованием сплавов с памятью формы), снабженного мягкой оболочкой и якорными блоками 15. Верхние участки куполообразных газосборников 3 и аккумулирующей емкости 4 снабжены трубопроводами (первые - трубопроводами 8, вторая - выдачным трубопроводом 6) с плавучестями, соответственно, 11 и 7 на концах. Плавучесть 7 выдачного трубопровода 6 выполнена с возможностью ее погружения в толщу воды (например, ниже глубины поверхностного волнения). Для этого на ней, например, монтируют лебедку (на чертежах не показана), конец троса которой жестко закрепляют на верхней поверхности аккумулирующей емкости 4, и снабжают дистанционным (например, радиоуправляемым) механизмом управления, обеспечивающим всплытие плавучести по сигналу с судна-сборщика 5 и аккумулятором, обеспечивающим питание лебедки. Для удобства поиска и погрузки собранного газа на судно-сборщик 5 радиоаппаратура (на чертежах не показана) плавучести 7 выполнена с возможностью работы как в режиме приемника, так и передатчика. Кроме того, на плавучести 7 размещены герметические электрические разъемы 13, запорная арматура 14 выдачного трубопровода 6. Кроме того, на плавучести 7 размещена контрольно-измерительная аппаратура, обеспечивающая контроль за физическим состоянием газа в узлах системы (на чертежах не показана).
Заявленный способ добычи природного газа в открытом море реализуется следующим образом.
В качестве источника газа используют его донные газовые фонтаны над газогидратными полями, залегающими под покрывающей толщей дна 2. Эти газовые фонтаны выявляют известным образом на основе сейсмоакустического профилирования, и/или эхозондирования, и/или съемки локатором бокового обзора, и/или газогеохимическими исследованиями.
3
3
3
Далее опускают на дно 2 куполообразные газосборники 3, накрывая ими «источники» газовых фонтанов 1, опускают в акваторию аккумулирующую емкость 4 (расправляя ее по ширине, за счет соответствующего разнесения по площади дна якорных блоков 15, как минимум трех, а по высоте за счет возникновения архимедовой силы, проявляющейся при погружении емкости в воду, направленной вверх, и «работой» силы тяжести, прилагающей к якорным блокам 15 силу, направленную вниз). Аккумулирующую емкость 4 размещают в толще воды над дном 2 так, чтобы ее верх располагался на глубине, где давление воды превышает давление, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа при температуре окружающей воды, соответствующей годовому максимуму температур. Далее трубопроводы 8 куполообразных газосборников 3 сообщают с полостью аккумулирующей емкости 4 (для этого плавучести 11, закрепленные на концах трубопроводов 8 газосборников 3, позиционируют непосредственно под аккумулирующей емкостью и фиксируют в этом положении соответствующими якорными блоками 15 или же заводят снизу непосредственно в полость аккумулирующей емкости 4 на величину, исключающую их смещение придонными течениями. Важный момент при этом заключается в том, чтобы приемные отверстия трубопроводов 8 газосборников 3 располагались ниже их выпускных отверстий и трубопровод 8 был «восходящим» на всех участках его длины. Средства электроподогрева 9 заранее располагают в полостях выдачного трубопровода 6 и трубопроводов 8, причем нижний участок 12 средства электроподогрева 9 выдачного трубопровода 6 выведен в полость, при этом их линии питания выведены на плавучесть 7 выдачного трубопровода 6 и снабжены герметическими электрическими разъемами 13. В исходном положении выдачной трубопровод 6 перекрыт запорной арматурой 14, плавучесть 7 притоплена на глубине, исключающей воздействие на нее поверхностного волнения, льдов и т.п. факторов. Далее собирают газ с помощью куполообразных газосборников 3, улавливая ими газовые фонтаны 1. Уловленный газ всплывает в верхнюю часть полости куполообразных газосборников 3 и далее всплывает по трубопроводам 8 в полость аккумулирующей емкости 4, собираясь в ее верхней части. Остановившись в своем движении, пузырьки газа начинают воспринимать давление воды (которое на этой глубине превышает давление, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа, и с учетом температуры воды соответствует термобарическим условиям гидратообразования), вследствие чего газ переходит в гидратную форму. Таким образом, в полости аккумулирующей емкости 4 начинает накапливаться газогидрат природного газа (в условиях Охотского моря, правильно сказать - метаногидрат, поскольку метан составляет до 98-99% от объема газа). Процесс накопления газогидрата вместо накопления газа способствует снижению архимедовой силы, воздействующей на аккумулирующую емкость 4, поскольку плотность гидратов метана близка к плотности льда - 0.874 метана при температуре 0°С (она возрастает от 0,894-0,897 г/см при 0°С и 2,55 МПа до 0,914-0,956 г/см при 37°С и 147 МПа). Согласно данным расчета по эмпирической формуле плотность гидрата метана составляет 0,905 г/см при температуре 0°С осадков до 7%.
Электропроводность газогидратов в 5-15 раз выше, чем у льда.
Гидратоносные отложения отличаются от водоносных кроме меньшей плотности также существенно меньшей электропроводностью и меньшей теплопроводностью, но большей скоростью распространения упругих волн. Экспериментально установлено, что после образования гидратов в первоначально водонасыщенных песках скорость продольных волн возрастала от 1,85 до 2,7 км/с; в сцементированных песчаниках скорость увеличивалась от 3,0 до 3,5 км/с. Скорость продольных волн в образце чистого гидрата структуры 2 - около 3,1 км/с. Это позволяет легко контролировать накопление газогидратом аккумулирующей емкости 4, организовав контроль за скоростью распространения упругих волн в ее полости. При заданном наполнении аккумулирующей емкости 4 контрольно-измерительная аппаратура, смонтированная на плавучесть 7, дает команду на ее всплытие (возможен вариант, при котором такую команду подает соответствующая аппаратура судна-сборщика 5). После этого радиопередающая аппаратура, смонтированная на плавучести 7, передает сигнал, который принимается судном-сборщиком 5, что позволяет быстро выйти на плавучесть 7. Далее плавучесть 7 либо поднимают на борт судна (если запас плавучести мал), либо оператор спускается с судна на плавучесть 7. Далее выдачной трубопровод 6 подключают к приемному трубопроводу судна (на чертежах не показан), а герметические электрические разъемы 13 средств электроподогрева 9 выдачного трубопровода 6 и, при необходимости, трубопроводов 8 подключают через судовые линии электропитания к судовому источнику тока и начинают прогрев трубопроводов, открыв запорную арматуру 14 выдачного трубопровода 6. Вследствие прогрева газогидраты превращаются в газ и уходят на судно-сборщик 5. Процесс продолжают до полного освобождения аккумулирующей емкости 4 от газогидрата либо до заполнения емкостей судна-сборщика 5. Непосредственно на судне-сборщике 5 газ компактируют (превращением в газогидрат или сжижением).
По завершении процесса отгрузки отключают герметические электрические разъемы 13 средств электроподогрева 9 от судового источника тока, перекрывают запорную арматуру 14 выдачного трубопровода 6 и дают команду на погружение плавучести 7. Далее все повторяется.
При работе во льдах судно-сборщик должно иметь соответствующий ледовый класс, обеспечивающий его безопасную работу, либо должно сопровождаться ледоколом. При этом для всплытия плавучести 7 необходимо предварительно формировать полынью соответствующих размеров. В остальном, работа в ледовых условиях не отличается ничем от описанной.