Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления

Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к подводным сооружениям и предназначено для подводного освоения газоконденсатных 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 газоконденсатных месторождений;

- подводного способа, предусматривающего полный цикл сжижения природного газа;

- подводного способа транспортировки сжиженного природного газа и конденсата.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение безопасности и качества проводимых работ в процессе подводного освоения газоконденсатных месторождений и подводного сжижения природного газа.

Указанный технический результат достигается в заявленном подводном комплексе для подводного освоения газоконденсатных месторождений и сжижения природного газа, круглогодично работающем на глубине в диапазоне от 100 до 120 м от уровня моря, тем, что включает: буродобывающее подводное сооружение; подводный жилой блок с центром управления; подводную атомную электростанцию; подводный завод сжижения природного газа; подводный резервуар приема/хранения жидкого азота; подводный резервуар приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа; подводный танкер-газовоз; подводный резервуар приема/хранения/отгрузки конденсата; и подводный танкер для конденсата; 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.

В том числе, указанный технический результат достигается в способе подводного освоения газоконденсатных месторождений, использующем подводный комплекс, тем, что круглогодичное подводное бурение скважин и последующая их эксплуатация производятся 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 сжижения природного газа 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 сжижения 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 сжиженного природного газа; транспортировку сжиженного природного газа выполняют 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 управления; управление производственно-техническими операциями выполняют автоматизированно и/или за счет робототехники; добываемый и отсепарированный конденсат с буродобывающего подводного сооружения и с подводного завода сжижения природного газа отводят на подводный резервуар приема/хранения/отгрузки конденсата, при этом транспортировку конденсата осуществляют при помощи подводного танкера для конденсата.

Кроме того, указанный технический результат достигается в способах освоения газоконденсатных месторождений также тем, что удержание выхлопной трубы подводного завода СПГ в вертикальном положении обеспечивается за счет торообразного понтона.

При этом указанный технический результат достигается в заявленном способе подводного сжижения природного газа газоконденсатных месторождений также тем, что способ включает 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.

Кроме того, указанный технический результат достигается в способе подводного сжижения природного газа газоконденсатных месторождений также тем, что диаметр трубы второго независимого цикла, в которую подают природный газ, пропорционально уменьшается после сепарации от первой ступени к девятой.

Предложенное техническое решение поясняется чертежами, где:

на фиг. 1 изображена схема комплекса подводных сооружений для подводного освоения газоконденсатных месторождений;

на фиг. 2 изображен способ подводного сжижения природного газа газоконденсатных 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 газоконденсатных месторождений (см. фиг. 1) состоит из следующих подводных сооружений:

- буродобывающего подводного сооружения (1) или БДПС;

- подводного жилого блока с центром управления (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);

- подводный резервуар приема/хранения/отгрузки конденсата (8);

- подводный танкер для конденсата (9).

Все подводные сооружения комплекса расположены и круглогодично работают на глубине 100÷120 м ниже от уровня моря, поскольку в этом диапазоне глубин гарантировано: отсутствие ледовых образований и любых ледовых обломков, горизонтально/вертикально стиснутых расположенными дрейфующими ледовыми полями; значение воздействия гидростатического давления 1,0÷1,2 МПа; относительное постоянство характеристик подводного течения (температура, направление и скорость).

Все перечисленные объекты из соображений создания максимальной безопасности изолированы друг от друга; все объекты обладают собственной плавучестью и самостоятельной системой динамического позиционирования.

Заявленный способ подводного освоения газоконденсатных месторождений заключается в следующем.

Круглогодичное подводное бурение скважин и последующая их эксплуатация производится 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 СПГ (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 СПГ (4) сжиженный природный газ поступает в резервуар сжижения природного газа (6).

Транспортировка СПГ обеспечивается за счет отгрузки из подводного резервуара сжижения 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 автоматизированно и/или за счет робототехники.

Электроэнергия, необходимая для функционирования всех подводных объектов, производится ПАЭС (3) и передается по гибким плавучим кабелям.

Добываемый и отсепарированный конденсат с БДПС (1) и с завода сжижения природного газа (4) отводят на резервуар конденсата (8). При этом транспортировка конденсата осуществляется при помощи танкера (9).

Заявленный способ подводного сжижения природного газа газоконденсатных 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 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.

Технико-экономическим преимуществом предлагаемого технического решения является возможность круглогодичного подводного освоения газоконденсатных месторождений с полным циклом подводного сжижения природного газа и подводной транспортировкой углеводородных продуктов потребителю.

1. Подводный комплекс для подводного освоения газоконденсатных месторождений и сжижения природного газа, круглогодично работающий на глубине в диапазоне от 100 до 120 м от уровня моря, включающий:

буродобывающее подводное сооружение;

подводный жилой блок с центром управления;

подводную атомную электростанцию;

подводный завод сжижения природного газа;

подводный резервуар приема/хранения жидкого азота;

подводный резервуар приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа;

подводный танкер-газовоз;

подводный резервуар приема/хранения/отгрузки конденсата;

и подводный танкер для конденсата;

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.

2. Подводный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что все подводные сооружения обладают собственной плавучестью и самостоятельной системой динамического позиционирования.

3. Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, использующий подводный комплекс по п. 1, отличающийя тем, что

круглогодичное подводное бурение скважин и последующая их эксплуатация производятся 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 сжижения природного газа 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 сжижения 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 сжиженного природного газа;

транспортировку сжиженного природного газа выполняют 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 управления; управление производственно-техническими операциями выполняют автоматизированно и/или за счет робототехники;

добываемый и отсепарированный конденсат с буродобывающего подводного сооружения и с подводного завода сжижения природного газа отводят на подводный резервуар приема/хранения/отгрузки конденсата, при этом транспортировку конденсата осуществляют при помощи подводного танкера для конденсата.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что удержание выхлопной трубы подводного завода сжижения природного газа в вертикальном положении обеспечивается за счет торообразного понтона.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что для доставки жидкого азота и транспортировки сжиженного природного газа используется один и тот же подводный танкер-газовоз.

6. Способ подводного сжижения природного газа газоконденсатных месторождений, использующий подводный комплекс по п. 1, 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°C, 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°C и сепарацию;

на второй ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 65 бар, охлаждение до -20°C и сепарацию;

на третьей ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 60 бар, охлаждение до -40°C и сепарацию;

на четвертой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 55 бар, охлаждение до -60°C и сепарацию;

на пятой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 50 бар, охлаждение до -80°C и сепарацию;

на шестой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 30 бар, охлаждение до -108°C и сепарацию;

на седьмой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 15 бар, охлаждение до -123°C и сепарацию;

на восьмой ступени второго независимого цикла производят сжатие до давления 5 бар, охлаждение до -143°C и сепарацию;

на девятой ступени второго независимого цикла производят охлаждение до -163°C и сепарацию.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что диаметр трубы второго независимого цикла, в которую подают природный газ, пропорционально уменьшается после сепарации от первой ступени к девятой.