СПОСОБ ПОДВОДНОГО ОСВОЕНИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, СПОСОБ ПОДВОДНОГО СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ПОДВОДНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ИХ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR UNDERWATER DEVELOPMENT OF GAS DEPOSITS, METHOD FOR UNDERWATER NATURAL GAS LIQUEFACTION AND UNDERWATER SYSTEM THEREFOR

Изобретение относится к подводным сооружениям и предназначено для подводного освоения газовых месторождений и сжижения природного газа в акваториях Северного Ледовитого океана, которые длительное время или же постоянно покрыты трудно проходимыми для арктических ледоколов ледовыми полями, при этом осуществление добычи и транспорта скважинного флюида традиционным способом невозможно.
Известно подводное сооружение для освоения углеводородных ресурсов в арктических акваториях, работающее на глубинах от 70 до 120 м от уровня моря, при этом основание выполнено в виде круговой опорно-несущей палубы с технологическими модулями в виде секторов; в центре основания опорно-несущей палубы в устьевом модуле размещены скважины (RU 2515657 от 25.10.2012).
Известно подводное сооружение, используемое на акваториях длительно замерзающих морей, на которых освоение углеводородов с поверхности моря недоступно, работающее на глубинах от 100 до 120 м от уровня моря, при этом состоящее из опорно-несущего подводного комплекса и бурового комплекса или добычного комплекса (RU 2517285 от 03.12.2012).
Недостатком таких сооружений является отсутствие:
- комплексного подхода, обеспечивающего подводное освоение газовых месторождений;
- подводного способа, предусматривающего полный цикл сжижения природного газа;
- подводного способа транспортировки сжиженного природного газа.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение безопасности и качества проводимых работ в процессе подводного освоения газовых месторождений и подводного сжижения природного газа.
Указанный технический результат достигается в заявленном подводном комплексе для подводного освоения газовых месторождений и сжижения природного газа, круглогодично работающего на глубине в диапазоне от 100 до 120 м от уровня моря, тем, что включает: буродобывающее подводное сооружение; подводный жилой блок с центром управлением; подводную атомную электростанцию; подводный завод сжиженного природного газа; подводный резервуар приема/хранения жидкого азота; подводный резервуар приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа; и подводный танкер-газовоз, при этом буродобывающее подводное сооружение обладает возможностью круглогодичного подводного бурения скважин и их эксплуатации с очисткой скважинного флюида от мехпримесей; буродобывающее подводное сооружение соединено с заводом для сжижения природного газа связующей гибкой трубой с длиной, обеспечивающей охлаждение природного газа в арктической среде моря до заданной величины; подводный завод сжиженного природного газа выполнен с возможностью сжижения природного газа путем каскадного ступенчатого последовательного охлаждения до температуры конденсации в противотоке с жидким азотом и обеспечения выхода отработанного жидкого азота по выхлопной гибкой трубе в атмосферу и/или под лед; подводная атомная электростанция выполнена с возможностью обеспечения электроэнергией по гибким плавучим кабелям всех подводных сооружений.
Кроме того, указанный технический результат достигается также тем, что все подводные сооружения обладают собственной плавучестью и самостоятельной системой динамического позиционирования.
При этом указанный технический результат достигается в заявленном способе подводного освоения газовых месторождений, использующем подводный комплекс, тем, что круглогодичное подводное бурение скважин и последующую их эксплуатацию производят с буродобывающего подводного сооружения; на буродобывающем подводном сооружении скважинный флюид предварительно очищают от примесей и подают по гибкой трубе на подводный завод сжижения природного газа; арктическая среда моря и длина гибкой трубы обеспечивают охлаждение природного газа; далее на подводном заводе сжиженного природного газ природный газ сжижают путем каскадного ступенчатого последовательного охлаждения до температуры конденсации в противотоке в жидком азоте; при этом жидкий азот доставляют подводным танкером-газовозом, перекачивают в подводный резервуар приема/хранения жидкого азота, откуда подают на подводный завод сжиженного природного газа и преобразуют в газообразное состояние, направляют на выход в гибкую выхлопную трубу подводного завода сжижения природного газа; выхлопная труба подводного завода сжижения природного газа обеспечивает выход отработанного жидкого азота в атмосферу и/или под лед; после подводного завода сжижения природного газа сжиженный природный газ подают в подводный резервуар приема/хранения/отгрузки сжижения природного газа; транспортировку сжиженного природного газа производят за счет отгрузки из подводного резервуара приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа в подводный танкер-газовоз, который доставляет сжиженный природный газ до места назначения; электроэнергию, необходимую для функционирования всех подводных сооружений, производят на подводной атомной электростанции и передают по гибким плавучим кабелям; подводные сооружения обслуживает рабочий персонал, проживающий в подводном жилом блоке с центром управлением; управление производственно-техническими операциями выполняют автоматизировано и/или за счет робототехники.
В том числе, указанный технический результат достигается в заявленном способе подводного освоения газовых месторождений, использующем подводный комплекс, тем, что удержание выхлопной трубы подводного завода сжижения природного газа в вертикальном положении производят за счет торообразного понтона.
Кроме того, указанный технический результат достигается в заявленном способе подводного освоения газовых месторождений, использующем подводный комплекс, тем, что для доставки жидкого азота и транспортировки сжиженного природного газа используют один и тот же подводный танкер-газовоз.
При этом указанный технический результат достигается в заявленном способе подводного сжижения природного газа газовых месторождений, использующем подводный комплекс, тем, что включающий два независимых холодильных цикла; первый независимый цикл состоит из одной ступени, в котором хладагентом является арктическая морская вода, процесс выполняют изобарически, при давлении 100 бар природный газ охлаждают до +7°С, при этом первый независимый цикл реализуют в гибкой трубе, связывающей буродобывающее подводное сооружение с подводным заводом сжижения природного газа; второй независимый цикл состоит из девяти ступеней, в котором хладагентом является жидкий азот, процесс выполняют при одновременном снижении температуры и давления, при этом второй независимый цикл реализуют непосредственно на подводном заводе сжижения природного газа; в каждой ступени второго независимого цикла природный газ дросселируют в противотоке жидкого азота, снижая его температуру и давление, затем сепарируют; жидкий азот подают в ступенях второго независимого цикла таким образом, чтобы максимально охладить последнюю ступень с природным газом; на первой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 70 бар, охлаждение до 0°С и сепарацию; на второй ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 65 бар, охлаждение до -20°С и сепарацию; на третьей ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 60 бар, охлаждение до -40°С и сепарацию; на четвертой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 55 бар, охлаждение до -60°С и сепарацию; на пятой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 50 бар, охлаждение до -80°С и сепарацию; на шестой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 30 бар, охлаждение до -108°С и сепарацию; на седьмой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 15 бар, охлаждение до -123°С и сепарацию; на восьмой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 5 бар, охлаждение до -143°С и сепарацию; на девятой ступени второго независимого цикла производят охлаждение до -163°С и сепарацию.
Предложенное техническое решение поясняется чертежами, где:
на фиг. 1 изображена схема комплекса подводных сооружений для подводного освоения газовых месторождений;
на фиг. 2 изображен способ подводного сжижения природного газа газовых месторождений.
Список сокращений, используемый в описании заявленного изобретения:
БДПС - буродобывающее подводное сооружение;
СПГ - сжиженный природный газ;
ЖА - жидкий азот;
ПАЭС - подводная атомная электростанция;
ПЖБ - подводный жилой блок.
Способ подводного освоения углеводородов и сжижения природного газа осуществляется при помощи комплекса подводных сооружений.
Комплекс при освоении газовых месторождений (см. фиг. 1) состоит из следующих подводных сооружений:
- буродобывающего подводного сооружения (1) или БДПС;
- подводного жилого блока с центром управлением (2) или ПЖБ;
- подводной атомной электростанции (3) или ПАЭС;
- подводного завода сжижения природного газа (4);
- подводного резервуара приема/хранения жидкого азота (далее ЖА) (5);
- подводного резервуара приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа (6);
- подводного танкера-газовоза (7).
Заявленный способ подводного освоения газовых месторождений заключается в следующем.
Круглогодичное подводное бурение скважин и последующая их эксплуатация производятся с БДПС (1). На БДПС (1) скважинный флюид предварительно очищается от примесей и поступает по гибкой трубе на завод сжижения природного газа (4). Арктическая среда моря и длина гибкой трубы обеспечивают охлаждение природного газа до температуры плюс 7°С. Далее на заводе сжижения природного газа (4) природный газ сжижается путем каскадного (ступенчатого последовательного) охлаждения до температуры конденсации (минус 163°С) в противотоке с ЖА.
ЖА доставляется подводным танкером-газовозом (7), перекачивается в резервуар ЖА (5), откуда подается на завод сжижения природного газа (4) и, преобразуясь в газообразное состояние, направляется на выход в гибкую выхлопную трубу завода сжижения природного газа (4). Выхлопная труба завода сжижения природного газа (4) обеспечивает выход отработанного ЖА в атмосферу/под лед, тем самым не загрязняя азотом водную толщу. Удержание выхлопной трубы в вертикальном положении обеспечивается за счет, например, торообразного понтона.
После завода сжижения природного газа (4) сжиженный природный газ поступает в подводного резервуара приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа (6).
Транспортировка СПГ обеспечивается за счет отгрузки из подводного резервуара приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа (6) в подводный танкер-газовоз (7), который доставляет СПГ до места назначения; при этом для доставки ЖА и транспортировки СПГ используется один и тот же танкер-газовоз (7).
Все подводные сооружения обслуживаются рабочим персоналом, проживающим в ПЖБ (2) с центром управления. Управление производственно-техническими операциями выполняется автоматизировано и/или за счет робототехники.
Электроэнергия, необходимая для функционирования всех подводных объектов, производится ПАЭС (3) и передается по гибким плавучим кабелям.
Заявленный способ подводного сжижения природного газа газовых месторождений заключается в следующем.
Схема каскадного ступенчатого охлаждения природного газа представлена на фиг. 2.
Способ сжижения природного газа состоит из 2 независимых холодильных циклов.
Первый независимый цикл состоит из одной ступени, в котором хладагентом является арктическая морская вода, процесс протекает изобарически, при давлении 100 бар природный газ охлаждается до +7°С. Первый независимый цикл реализован в гибкой трубе, связывающей БДПС (1) с подводным заводом сжижения природного газа (4).
Второй независимый цикл состоит из 9 ступеней, в котором хладагентом является ЖА, процесс протекает при одновременном снижении температуры и давления. Второй независимый цикл реализован непосредственно на подводном заводе сжижения природного газа (4).
В каждой ступени второго независимого цикла природный газ дросселируется в противотоке ЖА, тем самым снижая его температуру и давление, затем сепарируется.
Диаметр трубы второго независимого цикла, в которой подается природный газ, пропорционально уменьшается после сепарации от первой ступени к девятой.
ЖА протекает в ступенях таким образом, чтобы максимально охладить последнюю ступень с природным газом.
На первой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 70 бар, охлаждение до 0°С и сепарация.
На второй ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 65 бар, охлаждение до -20°С и сепарация.
На третьей ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 60 бар, охлаждение до -40°С и сепарация.
На четвертой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 55 бар, охлаждение до -60°С и сепарация.
На пятой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 50 бар, охлаждение до -80°С и сепарация.
На шестой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 30 бар, охлаждение до -108°С и сепарация.
На седьмой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 15 бар, охлаждение до -123°С и сепарация.
На восьмой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 5 бар, охлаждение до -143°С и сепарация.
На девятой ступени второго независимого цикла производят охлаждение до -163°С и сепарация.
Технико-экономическим преимуществом предлагаемого технического решения является возможность круглогодичного подводного освоения газовых месторождений с полным циклом подводного сжижения природного газа и подводной транспортировкой углеводородных продуктов потребителю.