СПОСОБ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ОТКРЫТОМ МОРЕ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/01 

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 N 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, размещенный под водой, компактирование объема газа в газгольдере и подъем газгольдера на поверхность (см. RU 2078199, Е21В 43/01, 1994).

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, непонятно, как осуществлять смену газгольдеров, полезный объем которых, по заявлению авторов, порядка 10 м³. Оценивая эффективность процесса добычи, можно отметить его неэффективность на больших глубинах (превышающих 600-800 м).

Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, выражается в снижении энергоемкости процесса приема и компактирования газа, при отработке газогидратных залежей, как источников газовых фонтанов.

Технический результат, получаемый при решении поставленной задачи, выражается в упрощении конструкции оборудования, обеспечивающего прием собранного газа, кроме того, упрощается организация работы на поверхности моря. Обеспечивается возможность компактирования газа за счет использования потенциальной энергии окружающей среды. Кроме того, обеспечивается возможность получения одновременно с газом и пресной воды.

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 газгольдер, размещенный под водой, компактирование объема газа в газгольдере и подъем газгольдера на поверхность отличается тем, что компактирование газа осуществляют его переводом в газогидрат, для чего газгольдер на период приема и компактирования газа размещают в толще воды над дном на такой глубине, где давление воды превышает величину давления, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа, и с учетом температуры воды соответствует термобарическим условиям гидратообразования и, на указанный период, сообщают с акваторией, кроме того, после наполнения газгольдера его полость изолируют от окружающей среды и обеспечивают подъем газгольдера на поверхность, с последующим транспортированием к месту переработки с поддержанием термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа, при этом после доставки газгольдера к месту переработки, в его полости создают термобарические условия, обеспечивающие диссоциацию гидрата природного газа, который отбирают для последующей переработки, а оставшуюся в газгольдере опресненную воду используют по назначению. Кроме того, поддержание термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа, осуществляют путем теплоизолирования и/или охлаждения полости газгольдера и/или выполнением его корпуса с расчетом на внутреннее давление не меньше давления, соответствующего давлению диссоциации гидрата природного газа при температуре, поддерживаемой в полости газгольдера.

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:

Признак «…компактирование газа осуществляют его переводом в газогидрат…» позволяет транспортировать не сжиженный газ, а газогидрат, что позволяет значительно снизить энергоемкость процесса компактирования за счет использования естественных природных сил и минимизировать внутреннее давление, испытываемое корпусом устройства.

Признаки, указывающие, что «газгольдер на период приема и компактирования газа размещают в толще воды над дном на такой глубине, где давление воды превышает величину давления, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа, и с учетом температуры воды соответствует термобарическим условиям гидратообразования и, на указанный период, сообщают с акваторией" обеспечивают «автоматический» перевод собранного газа в газогидратную (компактированную) форму.

Признаки «…после наполнения газгольдера его полость изолируют от окружающей среды и обеспечивают подъем газгольдера на поверхность, с последующим транспортированием к месту переработки с поддержанием термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа…» обеспечивают подъем на поверхность и транспортирование потребителю собранного газа в компактированной гидратной форме.

Признак «…после доставки газгольдера к месту переработки, в его полости создают термобарические условия, обеспечивающие диссоциацию гидрата природного газа, который отбирают для последующей переработки…» обеспечивает процесс разгрузки газгольдера от газа.

Признак «…а оставшуюся в газгольдере опресненную воду используют по назначению…» обеспечивает полную утилизацию доставленной массы, за счет утилизации воды - носителя газа.

Признаки дополнительного пункта формулы изобретения обеспечивают возможность реализации способа, особенно, на этапе транспортировки газгольдера к потребителю.

На фиг.1 схема реализации способа на этапе заполнения аккумулирующей емкости; на фиг.2 показана схема реализации способа на этапе отгрузки газа из аккумулирующей емкости в газгольдер; на фиг.3 показана полная схема реализации способа.

Позиции на чертежах обозначают: куполообразный газосборник 1, аккумулирующую емкость 2, обслуживающее судно-буксировщик 3, выдачной трубопровод 4, плавучесть 5, трубопроводы 6, средства электроподогрева 7, концы 8 трубопроводов 6, снабженные плавучестями 9, нижний участок 10 средства электроподогрева 7 выдачного трубопровода 4, герметичные электрические разъемы 11, запорную арматуру 12, якорные блоки 13, корпус газгольдера 14, теплоизолирующее покрытие 15, термоэлектрические охлаждающие элементы 16, линии питания 17, герметичные разъемы 18, внешние источники электропитания 19, каналы 20 для прокачки хладагента, внешний источник хладагента 21 и средства его прокачки 22, средство приема 23 и выгрузки 24 газа, водовыдачной трубопровод 25. Кроме того, на чертежах показаны, средства 26 отображения в реальном масштабе времени пространства на участке под газгольдером, движители 27 вертикального и горизонтального перемещения, тросовые направляющие 28 (как минимум - две), плавучесть 29, захваты 30, приемное отверстие 31 водовыдачного трубопровода 25, гидродинамические плоскости 32, балластирующие емкости 33 и якорные блоки 34.

Схема реализации способа добычи природного газа в открытом море состоит из газосборного узла и газгольдера. Газосборный узел содержит куполообразный газосборник 1 и аккумулирующую емкость 2. Куполообразный газосборник 1 и аккумулирующая емкость 2 конструктивно подобны и отличаются размерами (объем полостей первых порядка сотни м³, вторых - порядка 5-10 тысяч м³. Они выполнены в виде мягких оболочек из прочных синтетических материалов, заключенных в сетчатый каркас из синтетических канатов, к нижним точкам которого крепятся якорные блоки 13. Газосборники 1 могут быть также снабжены жестким каркасом, (на чертежах не показан) монтируемым на месте или «самораскрывающимся» (например, с использованием сплавов с памятью формы), на который «оперта» мягкая оболочка и закреплены якорные блоки 13. Верхние участки куполообразных газосборников 1 и аккумулирующей емкости 2 снабжены трубопроводами (первые - трубопроводами 6, вторая - выдачным трубопроводом 4 с плавучестями, соответственно, 9 и 5 на концах).

Плавучесть 5 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 2 (так, чтобы не мешать работам по «посадке» газгольдера на выданной трубопровод 4) или за любой из якорных блоков 13 аккумулирующей емкости 2. Плавучесть 5 снабжают дистанционным (например, радиоуправляемым) механизмом управления, обеспечивающим ее всплытие по сигналу с обслуживающего судна-буксировшика 3 и аккумулятором, обеспечивающим питание лебедки. Для удобства поиска газгольдера 14 обслуживающим судном-буксировщиком 3 радиоаппаратура (на чертежах не показана) плавучести 5 и газгольдера 14 выполнена с возможностью работы как в режиме приемника, так и передатчика. Кроме того, на плавучести 5 размещены герметичные электрические разъемы 11 и контрольно-измерительная аппаратура, обеспечивающая контроль за физическим состоянием газа в узлах системы (на чертежах не показана). Газгольдер выполнен с плавучестью, близкой к нулевой, а его корпус выполнен с возможностью его буксирования обслуживающим судном-буксировщиком на поверхности моря или в погруженном состоянии. Газгольдер представляет собой корпус 14, объем полости которого не менее 500 м³. Он выполнен с плавучестью, близкой к нулевой, а его корпус выполнен с возможностью его буксирования обслуживающим судном-буксировщиком 3 на поверхности моря или в погруженном состоянии. Корпус 14 снабжен средствами теплоизолирования и/или охлаждения полости. Средство теплоизолирования выполнено в виде теплоизолирующего покрытия 15 из материала с малой теплопроводностью, предпочтительно, съемного, в последнем случае могут использоваться вспененные синтетические материалы. Средство охлаждения полости корпуса 14 выполнено в виде технологического комплекса, включающего термоэлектрические охлаждающие элементы 16, линии питания 17 которых выведены за пределы корпуса 14 и снабжены герметичными разъемами 18, выполненными с возможностью подключения к внешним источникам электропитания 19, кроме того, в состав технологического комплекса входят каналы 20 для прокачки хладагента, выполненные с возможностью подключения к внешнему источнику хладагента 21, снабженному средством его прокачки 22, например, насосом известной конструкции. Обслуживающее судно-буксировщик 3 выполнено с возможностью буксировки газгольдера и дополнительно оснащено средствами принудительного охлаждения и генератором электроэнергии для питания энергопотребляющих систем газгольдера (внешний источник хладагента 21, снабженный средством его прокачки 22 и внешний источник электропитания 19 размещены на обслуживающем судне-буксировщике 3). Газгольдер снабжен средством приема газа 23 из газосборного узла, выполненным с возможностью сообщения его полости с акваторией, а также средством выгрузки газа 24. Конец выдачного трубопровода 4 аккумулирующей емкости 2 выполнен с возможностью его стыковки с газгольдером 14. Газгольдер снабжен средством его погружения и стыковки с выдачным трубопроводом 4 аккумулирующей емкости 2, содержащим систему дистанционного управления со средствами 26 отображения в реальном масштабе времени пространства на участке под газгольдером, при этом на корпусе газгольдера размещены движители 27 вертикального и горизонтального перемещения известной конструкции. Целесообразно, чтобы они были выполнены как поворотные подруливающие устройства, предпочтительно съемные и предпочтительно электроприводные.

Кроме того, возможен вариант, предусматривающий тросовые направляющие 28 (как минимум - две), нижние концы которых зафиксированы якорными блоками 34 на дне моря, а верхний связан с плавучестью 29. В этом случае корпус газгольдера должен быть снабжен захватами 30, выполненными с возможностью охвата или разъемной фиксации на направляющих 28, при этом на корпусе газгольдера размещены движители 27, обеспечивающие только вертикальное перемещение.

Кроме того, донная часть газгольдера снабжена приемным отверстием 31 водовыдачного трубопровода 25. Корпус 14 газгольдера может быть также снабжен средством стабилизации его положения в надводном или подвсплытом состоянии, например гидродинамическими плоскостями 32 и/или балластирующими емкостями 33.

Заявленный способ добычи природного газа в открытом море осуществляют следующим образом.

В качестве источника газа используют его донные газовые фонтаны над газогидратными полями, залегающими под покрывающей толщей дна. Эти газовые фонтаны выявляют известным образом, на основе сейсмоакустического профилирования и/или эхозондирования, и/или съемки локатором бокового обзора, и/или газогеохимическими исследованиями. Далее опускают на дно куполообразные газосборники 1, накрывая ими «источники» газовых фонтанов, опускают в акваторию аккумулирующую емкость 2 (расправляя ее по ширине, за счет соответствующего разнесения по площади дна якорных блоков 13, 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 13 силу, направленную вниз). Аккумулирующую емкость 2 размещают в толще воды над дном 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 6 куполообразных газосборников 1 сообщают с полостью аккумулирующей емкости 2 (для этого плавучести 9, закрепленные на концах трубопроводов 6 газосборников 1, позиционируют непосредственно под аккумулирующей емкостью 2 и фиксируют в этом положении, соответствующими якорными блоками 13 или же заводят снизу непосредственно в полость аккумулирующей емкости 2, на величину, исключающую их смещение придонными течениями. Важный момент при этом заключается в том, чтобы приемные отверстия трубопроводов 6 газосборников 1 располагались ниже их выпускных отверстий и трубопровод 6 был «восходящим на всех участках его длины». Средства электроподогрева 7 заранее располагают в полостях выдачного трубопровода 4 и трубопроводов 6, причем нижний участок 10 средства электроподогрева 7 выданного трубопровода 4 выведен в полость, при этом их линии питания выведены на плавучесть 5 выданного трубопровода 4 и снабжены герметичными электрическими разъемами 11. В исходном положении (до «посадки» корпуса 14 газгольдера) выдачной трубопровод 4 перекрыт запорной арматурой 12, плавучесть 5 притоплена на глубине, исключающей воздействие на нее поверхностного волнения, льдов и т.п. факторов.

Далее собирают газ с помощью куполообразных газосборников 1, улавливая ими газовые фонтаны. Уловленный газ всплывает в верхнюю часть полости куполообразных газосборников 1 и далее всплывает по трубопроводам 6 в полость аккумулирующей емкости 2, 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 2 начинает накапливаться газогидрат природного газа. Процесс накопления газогидрата вместо накопления газа способствует снижению архимедовой силы, воздействующей на аккумулирующую емкость 2, поскольку плотность гидратов метана близка к плотности льда 0,874, метана при температуре 0°С (она возрастает от 0,894-0,897 г/см³ при 0°С и 2,55 МПа до 0,914-0,956 г/см³ при 37°С и 147 МПа). Согласно данным расчета по эмпирической формуле, плотность гидрата метана составляет 0,905 г/см³ 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 2, организовав контроль за скоростью распространения упругих волн в ее полости. При заданном наполнении аккумулирующей емкости 2 контрольно-измерительная аппаратура, смонтированная на плавучести 5, дает сигнал о готовности к приему газгольдера на обслуживающее судно-буксировщик 3. Газгольдер доставляют обслуживающим судном-буксировщиком 3 до места установки, после чего на корпусе 14 закрепляют движители 27 вертикального и горизонтального перемещения, убирают заглушки с каналов 20 для прокачки хладагента и открывают средство приема газа 23, обеспечивая поступление воды в полость газгольдера. Далее, включив систему дистанционного управления, со средствами 26 отображения в реальном масштабе времени пространства на участке под газгольдером и движители вертикального перемещения 27 (или используя тросовые направляющие 28), газгольдер погружают на заданную глубину, после чего, используя часть движителей 27 для горизонтального перемещения, газгольдер выводят на выдачной трубопровод 4 аккумулирующей емкости 2 и опускают на него средство приема газа 23. Далее выдачной трубопровод 4 подключают к приемному отверстию средства приема газа 23, а герметические электрические разъемы 11 средств электроподогрева 7 выдачного трубопровода 4 и, при необходимости, трубопроводов 6 подключают, через судовые линии электропитания к судовому источнику тока и начинают прогрев трубопроводов, открыв запорную арматуру 12 выдачного трубопровода 4. Вследствие прогрева газогидраты превращаются в газ и уходят в полость корпуса 14. Процесс продолжают до полного освобождения аккумулирующей емкости 2 от газогидрата, либо до заполнения газгольдера. При наполнении газгольдера его контрольно-измерительная аппаратура (на чертежах не показана), дает команду на всплытие, при отрыве газгольдера от выданного трубопровода 4, его выпускное отверстие перекрывается запорной арматурой 12, кроме того, приемное отверстие средства приема газа 23 газгольдера также герметизируется.

После всплытия газгольдера, его корпус изолируют размещением на его поверхности теплоизолирующего покрытия 15, продувают каналы 20 для прокачки хладагента и подключают их к внешнему источнику хладагента 21, и начинают прокачку последнего средствами его прокачки 22, например насосом. Кроме того, герметичные электрические разъемы 18 средств электроохлаждения подключают через судовые линии электропитания 17 к судовому источнику тока и включают их на охлаждение. Тем самым обеспечивают поддержание термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа за счет минимизации температурного уровня в полости газгольдера, и тем самым минимизации требований по прочностным параметрам корпуса (который реально может быть рассчитан на внутреннее давление порядка 20-30 кг/см²). Герметизация разъемов 18 повышает сохранность средств охлаждения и исключает утечки тока в процессе их активирования. Дальнейшую транспортировку газа к потребителям осуществляют известным образом - буксируя газгольдер обслуживающим судном-буксировщиком 3. При выгрузке газа потребителю, обеспечивают подогрев объема газогидрата, например, переключая термоэлектрические охлаждающие элементы 16 в режим нагрева и/или прокачивая по каналам подвода хладагента нагретого теплоносителя (например, забортной воды, если это происходит летом). Вследствие прогрева газогидраты превращаются в газ, который под собственным давлением уходит из полости газгольдера. Процесс продолжают до полного освобождения газгольдера от газа, а оставшуюся опресненную воду сливают через отверстие 31 водовыдачного трубопровода 25 для дальнейшего использования. По завершении процесса отгрузки отключают герметичные электрические разъемы 18 средств электроподогрева от судового источника тока, перекрывают запорную арматуру газгольдера, транспортируют его к месту сбора газа. Далее все повторяется.

Изобретение относится к способам добычи природного газа в открытом море. Техническим результатом является упрощение конструкции оборудования и организации работы, обеспечение возможности компактирования газа и получение пресной воды. Способ включает сбор газа из газовых фонтанов над газовыделяющими участками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности дна, передачу газа из газосборника в газгольдер, размещенный под водой, компактирование объема газа в газгольдере и подъем газгольдера на поверхность. Компактирование газа осуществляют его переводом в газогидрат. Газгольдер на период приема и компактирования газа размещают в толще воды над дном на такой глубине, где давление воды превышает величину давления, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа, и с учетом температуры воды соответствует термобарическим условиям гидратообразования, и на указанный период сообщают с акваторией. После наполнения газгольдера его полость изолируют от окружающей среды и обеспечивают подъем газгольдера на поверхность, с последующим транспортированием к месту переработки с поддержанием термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа. После доставки газгольдера к месту переработки в его полости создают термобарические условия, обеспечивающие диссоциацию гидрата природного газа, который отбирают для последующей переработки, а оставшуюся в газгольдере опресненную воду используют по назначению. 3 ил.

1. 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, размещенный под водой, компактирование объема газа в газгольдере и подъем газгольдера на поверхность, отличающийся тем, что компактирование газа осуществляют его переводом в газогидрат, для чего газгольдер на период приема и компактирования газа размещают в толще воды над дном на такой глубине, где давление воды превышает величину давления, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа, и с учетом температуры воды соответствует термобарическим условиям гидратообразования, и на указанный период сообщают с акваторией, кроме того, после наполнения газгольдера его полость изолируют от окружающей среды и обеспечивают подъем газгольдера на поверхность, с последующим транспортированием к месту переработки с поддержанием термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа, при этом после доставки газгольдера к месту переработки в его полости создают термобарические условия, обеспечивающие диссоциацию гидрата природного газа, который отбирают для последующей переработки, а оставшуюся в газгольдере опресненную воду используют по назначению.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поддержание термобарических условий в полости газгольдера на уровне, исключающем диссоциацию гидрата природного газа, осуществляют путем теплоизолирования и/или охлаждения полости газгольдера и/или выполнения его корпуса с расчетом на внутреннее давление, не меньшее давления, соответствующего давлению диссоциации гидрата природного газа при температуре, поддерживаемой в полости газгольдера.