RU2066367C1 - Комплекс устройств кашеварова для эксплуатации газогидратных месторождений на материковом склоне - Google Patents

Abstract

Комплекс устройств Кашеварова для эксплуатации газогидратных месторождений на материковом склоне даст возможность эффективно использовать газогидратные месторождения, в которых запасено природного газа в несколько раз больше, чем во всех разведанных месторождениях природного газа. Комплекс включает морскую платформу с электротеплостанцией (ЭТС), устройство ударного действия для проходки скважин до газогидратного пласта, скважины с электрокабелем, по которому подается электроэнергия для расплавления газогидрата с помощью электронагревателей, скважины для подачи горячей морской воды, расплавляющей газогидратный слой, центральная скважина для подачи природного газа из расплавленного газогидрата в подводный газопровод и на морскую платформу для работы ЭТС. 4 з.п. ф-лы, 11 ил.

Description

Предлагаемый комплекс устройств относится к сооружениям, предназначенным для добычи природного газа на материковом склоне через скважины, проложенные до газоносных слоев.

Наиболее эффективное использование предлагаемых устройств может быть на материковом склоне (шельфе) северных морей России и прежде всего в Баренцовом море, в котором предполагается наличие газогидратных месторождений огромного масштаба.

Принцип действия предлагаемого комплекса устройств: используют свойство газогидрата выделять природный газ при расплавлении кристаллогидрата в результате его нагревания, при этом 1 м³ кристаллогидрата выделяет до 200 м³ природного газа (метана) из воды, образовавшейся в результате его таяния.

Предлагаемый комплекс устройств не имеет прототипа и аналогов, т. к. еще не производится добыча природного газа из газогидратных слоев и не известны технические решения данной задачи.

Актуальность разработки комплекса технических средств для добычи природного газа из газогидратных месторождений определяется тем, что в этих месторождениях сосредоточено в несколько раз больше природного газа чем в разведенных месторождениях природного газа. В России газогидратные месторождения занимают площадь 2,4 млн. км² на северо-западе Европейской части, в Сибири и на Дальнем Востоке (см. книгу Р. П. Кавленко. Катастрофа, М. Недра, 1990 г. ). При этом большая часть газогидратных месторождений находятся под дном северных морей, из которых наибольший интерес представляют месторождения под дном Баренцева моря, ближайшего к основным потребителям природного газа промышленно-развитым районам России и к странам Западной Европы.

Наиболее близким техническим решением к заявленному является комплекс устройств для эксплуатации газогидратных месторождений, описанный в авт. свид. N 1792482, кл. E 21 C 43/00, опублик. 30. 01. 93, в котором используются устройства по измельчению газогидратата и подводному трехступенчатом его нагреву, причем нагрев первых ступеней производят с помощью электроэнергии, вырабатываемой на береговой электростанции, а третья ступень нагрева осуществляется за счет тепла прибрежных вод в цилиндре-сепараторе. При этом на берег с месторождения газогидрата проложены пульпопровод, по которому перекачивается газожидкостная смесь, а на месторождения по кабеля подается электроэнергия с береговой ТЭС для реализации двух ступеней нагрева ледо-снегообразной массы газогидрата.

Такой способ эксплуатации газогидратных месторождений не может быть признан эффективным, т. к. ТЭС на побережье Карского моря будет иметь по выработке электроэнергии КПД не более 30% а 70% ее тепловой энергии в данном способе не используется. Электроэнергия, получаемая по кабелю от ТЭС до месторождения, которое может быть удалено от берега более чем на сотню километров, будет иметь более 10% потерь. В результате только этих энергетических потерь данный способ потребует в 3-4 раза большую затрату электроэнергии на получение единицы массы природного газа из газогидрата чем с помощью предлагаемого комплекса.

Следовательно, потребуется иметь мощность ТЭС, в 3-4 раза большую чем в предлагаемом устройстве для получения равной производительности природного газа из газогидрата. С учетом в несколько (более 10 раз) большей мощности насосов для перекачивания пульпы (где масса газа в десятки раз меньше массы воды) большего диаметра пульпопровода, чем газопровода в предлагаемом комплексе, с учетом необходимости прокладки подводного электрокабеля капитальные и эксплуатационные затраты будут по крайней мере в 3-4 раза больше чем в предлагаемом комплексе равной производительности газа. Кроме того в решении по авторскому свидетельству N 1792482 нет достаточной конструктивной проработки предлагаемых устройств и он непригоден для разработки газогидратных месторождений Карского и Баренцова морей, т. к. в третей ступени не могут быть использованы прибрежные воды Карского и Баренцова моря для нагрева пульпы в сепараторе, имеющие нулевую температуру большую часть года. При такой температуре морской воды эксплуатация пульпопровода будет также невозможна, т. к. пульпа из природного газа и воды под давлением, создаваемым насосом, вновь превратиться в газогидрат, который закупорит пульпопровод.

На фиг. 1 показан вертикальный разрез участка газогидратного месторождения с комплексом устройств, на фиг. 2 вид сверху на морскую платформу, на фиг. 3 сечения центральной скважины, а) поперечное в средней части, б) поперечное муфты, в) продольное муфты, на фиг. 4 сечение ЭТС Б-Б на фиг. 1, на фиг. 5 сечение В-В на фиг. 4, на фиг. 6 сечение оголовника Б-Б на фиг. 1, на фиг. 7 сечение Г-Г на фиг. 6, на фиг. 8 сечение Д-Д на фиг. 6, на фиг. 9 сечение Е-Е на фиг. 4, на фиг. 10 сечение В-В на фиг. 4 компрессора-редуктора, на фиг. 11 сечение верхнего цилиндра насоса-редуктора.

На морской платформе 1 предлагаемого комплекса установлены: электротеплостанция ЭТС 2, смонтированная в стальном корпусе 3, приспособленным для буксировки до платформы 1, на которую корпус 3 поднят и закреплен, комплекс жилищно-бытовых сооружений 4 для обслуживающего персонала, комплекс технических средств 5, необходимых для обслуживания всех устройств платформы 1 с вертолетной площадкой на его крыше, центральная скважина 6 и периферийные скважины 7.

Платформа 1 имеет три ноги 8, установленные на морском дне 9, и три гнезда для установки в них плавучих блоков 4 и 5, и корпуса 3 ЭТС 2, а также отверстия для прокладки скважин 6, 7, 19 и 20.

Центральная скважина 6 проложена до пласта газогидратного месторождения 10 через осадочные отложения 11 морского дна 9. Она имеет трубу 12, к которой подсоединен подводный газопровод 13, и внутри которой установлен стальной брус 14 с электрокабелем 15, окончивающимся электронагревателем 16. Верхний торец трубы 12 соединен патрубком 17 с ЭТС 2, нижний конец трубы (скважины) 6 находится в камере 18, образованной в газогидратном месторождении 10 в результате таяния газогидрата под воздействием тепла, вырабатываемого электронагревателями 16.

Периферийные скважины 7 также проложены до камеры 18 газогидратного месторождения 10 и имеют в трубе 7 брус 14 с электрокабелем 16. Две периферийные скважины 19 и 20 не имеют бруса 14 с электрокабелем 15 и предназначены для закачки по скважине 19 в камеру 18 газогидрата 10 горячей воды из теплообменника 21 и получения по скважине 20 избытка холодной воды из камеры 18. При этом в pяде конкретных случаев может быть целесообразной периодическая смена назначений скважин 19 и 20.

Скважины 6, 7, 19 и 20 имеют гидроизоляцию, защищающую их от разрушительного воздействия морской воды, трубы 19 и 20 имеют кроме гидроизоляции еще теплоизоляцию, предохраняющую горячую воду от охлаждения.

Центральная скважина 6 как правило прокладывается через куполообразный свод водо- и газонепроницаемых пород, расположенных над газогидратным месторождением и, тем самым определяет местоположение установки платформы 1.

ЭТС 2 имеет оголовник 22, кольцевой водовод 23, в котором установлена гидротурбина 24, соединенная валом 25 с электрогенератором 26, компрессоры-редукторы 27, соединенные на входе с патрубком 17, по которому подается сжатый природный газ из центральной скважины 6 по трубе 12, и с воздухозаборной трубой 28, и на выходе с патрубком 29, идущим к баллону 30 со сжатым природным газом, и патрубком 31, идущим к баллону 32 со сжатым воздухом, насос-редуктор 33 соединен на входе с патрубком 17 и с трубой 34, по которой поступает морская вода, и на выходе с патрубком 29, идущим к баллону 30 со сжатым природным газом, и патрубком 35, идущим к водяной рубашке 36, окружающей цилиндры 37 для воздуха компрессора-редуктора 27, патрубок 38, соединяющий водяную рубашку 36 с началом теплообменника 21, конец которого подключен к патрубку 39 с краном 40, переключающим воду либо на скважину 19, либо на скважину 20. Баллоны 30 и 32 установлены на верхнем этаже ЭТС 2, там же установлен бак 41 с пресной водой, соединенный патрубком 42 с трубой 43, идущей от отстойника 44 кольцевого водовода 23 и предназначенной для удаления выхлопных газов и для поддержания постоянного давления воды в отстойнике 44 относительно бака 41.

Оголовник сферической формы имеет сферическую камеру сгорания 45, образованную жаростойким термоинерционным корпусом 46, между которым и корпусом оголовника 22 установлена термоизолирующая прокладка 47, камеры 48 и 49 соответственно для сжатых воздуха и природного газа, образованные концентрическими сферическими поверхностями и разграничительными поясами 50 корпуса оголовника 22 радиального направления, при этом наружная сферическая поверхность камер 48 и 49 образована термоизолирующей прокладкой 47, изображенной на фиг. 6 9 крестообразной штриховкой, электросвечи зажигания 51, конусные трубки 52, соединяющие камеры 48 и 49 с камерой сгорания 45, патрубок 53, через который в камеры 48 поступает сжатый воздух, патрубки 54, через которые в камеры 49 поступает сжатый природный газ из кольцевой трубы 55, соединенной патрубком 56 с баллоном 30, газовод 57, плавно переходящий в водовод 23 и образующий с концом 58 кольцевого водовода 23 кольцевой зазор 59.

Компрессор-редуктор 27 имеет цилиндр 37 для воздуха в цилиндр 60 для природного газа с общей торцевой перегородкой 61, через центральную часть которой проходит шток 62 с закрепленными на его концах поршнями 63 и 64, клапаны 65 и 66 цилиндров 37 и 60, выпускающие из них сжатый воздух и природный газ заданного давления по патрубкам 67 и 68 в баллоны 32 и 30, клапаны 69 и 70 цилиндров 37 и 60, впускающие в них воздух по патрубкам 71 из воздухозаборной трубы 28 и сжатый природный газ по патрубкам 72 из трубы 12 через патрубок 17, амортизаторы 73 и одновременно датчики верхнего и нижнего положения поршней 63 и 64, электродатчики 74 и 75 промежуточного положения поршней 63 и 64 между их нижним и верхним положениями.

Внутри труб центральной скважины 6 и периферийных скважин 7 проходит стальной брус 14 с впрессованным в него электрокабелем 15 с одним проводником для постоянного тока, подсоединенным к электрогенератору 26, при этом вторым проводником служат брус 14 и стальная платформа 1. Нижний конец бруса 14 жестко соединен с муфтой 76, имеющей втулки 77, в которые установлены оси 78 вращения электронагревателей 16, подсоединенных к кабелю 15 с помощью изолированных гибких проводников 79.

Электронагреватели имеют вид стержня с расширением конечной части и ее скосом на конце, позволяющим стержням расходиться в виде спиц зонта при вдавливании стержней брусом в газогидратный слой при одновременном его расплавлении от нагревания.

Насос-редуктор 33 имеет цилиндр 60 с поршнем 64, штоком 62 клапанами 66 и 70, электродатчиками 74 и 7, патрубками 68 и 72 такими же по конструкции и назначению как и в компрессоре-редукторе 27. Верхний цилиндр 80 насоса-редуктора 33 имеет (фиг. 11) поршень 81 со штоком 62, клапаны 82 впускные и 83 выпускные морской воды, поступающей из трубы 34 через патрубок 84 и выходящей через патрубок 35 к водяной рубашке 36 компрессора-редуктора 27.

Работа предлагаемого комплекса устройств.

Прокладка скважин 6, 7, 19 и 20 необходимого диаметра производится с платформы 1 с помощью устройства ударного действия по а. с. патенту N 1709019 (заявка N 4713446 от 11.07.89 г.).

Во время прокладки центральной скважины 6 к одной из первых труб 12 подсоединяется под платформой 1 начало подводного газопровода 13 с таким расчетом, чтобы при достижении трубой 6 запроектированной камеры 18 в газогидратном слое, подводный газопровод 13 месте его подсоединения к скважине 12 лег на дно 9. Затем к соответствующим устройствам ЭТС 2 подсоединяются скважины 7, трубы 12, скважины 19 и 20. Через дно корпуса ЭТС 2 опускается на 20-30 м (до наиболее теплых в зимнее время слоев воды) труба 34 для забора воды в систему устройств теплообмена, состоящей из водяной рубашки 36 и теплообменника 21.

Для запуска ЭТС 2 к кабелям 15 скважин 6 и 7 подключается электростанция спецсудна по обслуживанию морских платформ 1. В результате подачи электроэнергии электронагреватели 16 растапливают вокруг себя газогидрат, углубляясь в него под давлением бруса 14. При этом муфта 76 выдвигается из трубы 6, подключая зазор 85 между брусом 14 и нижним торцем трубы 6 к протаявшей полости в газогидрате, в которой будет находиться сжатый природный газ, выделившийся из растаявшего газогидрата. С поступлением из скважины 6 природного газа в компрессоры-редукторы 27 они начинают работать, заполняя баллоны 30 и 32 сжатым воздухом и природным газом до расчетного давления, после достижения которого природный газ и сжатый воздух начинают поступать в камеры 48 и 49, а затем по конусным трубкам 52 заполняют камеру сгорания 45. В момент заполнения камеры сгорания 45 природным газом и сжатым воздухом произойдет воспламенение топливной смеси искрой свеч зажигания 51, которые включаются в работу с заданным периодом искрообразования одновременно с подачей сжатого воздуха и природного газа из баллонов 32 и 30.

Спустя 3-5 мин после начала работы камеры сгорания включается в работу насос-редуктор 33. На начальном этапе его работы, пока не сформировалась камера 18 в газогибратном пласте, горячая вода, заполнившая трубы 19 и 20 с заданным давлением, сбрасывается в море через предохранительный клапан, отрегулированный на это давление воды. Затем с образованием камеры 18 переключением крана 40 в одну из труб 19 или 20 начнет подаваться горячая вода из теплообменника 21 с таким режимом, чтобы ее уровень в камере 18 был бы ниже нижнего торца центральной скважины 6.

С началом устойчивой работы ЭТС 2 электростанция спецсудна отключается от кабеля 15.

Природный газ под высоким давлением (до 100 кг/см²) поступает по патрубку 72 (фиг. 10) из центральной скважины 6 через верхний входной клапан 70 в верхнюю часть цилиндра 60 при закрытых нижнем клапане 70 и верхнем клапане 66 и открытом нижнем клапане 66, создавая давление на поршень 64, равное произведению площади поршня 64 на высокое давление природного газа. Это давление создает силу P₁, движущую поршень 64 вниз.

В нижней части цилиндра 60 находится природный газ под давлением, на которое отрегулирован клапан 66, нижний клапан 66 открыт и при движении поршня 64 вниз природный газ через открытый клапан 66 поступает в патрубок 68 и далее в баллон 30. Поршень 64 при своем движении вниз задевает за электродатчик 74, по электросигналу которого верхний впускной клапан 70 закрывается и дальнейшее движение поршня 64 вниз происходит под действием силы давления природного газа на поршень 64, уменьшающейся с продвижением поршня 64 вниз, и силы инерции поршней 64, уменьшающийся с продвижением поршня 64, и силы инерции поршней 64, 65 и штока 62, возникающей при уменьшении скорости движения поршня 64 вниз. Датчик 74 устанавливается с таким расчетом, чтобы при перемещении поршня 64 до остановки вниз давление природного газа над поршнем стало бы равным расчетному давлению редуцированного природного газа, поступающего в баллон 30.

При движении поршня 63 цилиндра 37 вниз давление воздуха под поршнем 63 будет повышаться до тех пор, пока не достигнет расчетного, на которое отрегулированы клапаны 65, и нижний клапан 65 откроет выход сжатого воздуха через патрубок 67 в баллон 32. При движении поршня 63 вниз верхний клапан 69 открыт для впуска в цилиндр 37 воздуха из воздухозаборной трубы 28 через патрубок 71.

Амортизатор 73 исключает возможность удара 64 о дно цилиндра 60, одновременно заложенный в него электродатчик подает электроимпульсы в систему управления (компьютер) работы компрессора-редуктора 27. По сигналу которого закрывается нижний клапан 66 и открывается нижний клапан 70 для впуска природного газа высокого давления. Одновременно отрывается нижний клапан 69 цилиндра 37 для впуска воздуха из воздухозаборной трубы 28 через патрубок 71 и закрывается нижний клапан 65 выпуска сжатого воздуха из цилиндра 37 в баллон 32 через патрубок 67.

При движении поршня 64 вверх под давлением природного газа, поступившего через нижний клапан 70 из труб 12 через патрубки 17 и 72, поршень 64 заденет электродатчик 75, установленный на таком же расстоянии от нижнего торца цилиндра 60, как и датчик 74 от верхнего торца этого цилиндра. По сигналу электродатчика 75 закроется нижний клапан 70 и при дальнейшей движении поршня вверх давление природного газа под поршнем 64 будет уменьшается вплоть до расчетного в момент остановки поршня 64 в верхнем положении под противодействием амортизатора 73. Во время движения поршня 64 вверх верхний клапан 66 открыт и природный газ заданного давления поступает в баллон 30 через патрубок 68. Во время движения поршня 63 вверх воздух над ним будет сжиматься и при достижении расчетного давления верхний клапан 65 откроется и сжатый воздух заданного давления будет поступать в баллон 32 через патрубок 67.

Цилиндр 37 имеет водяную рубашку 36, предназначенную для охлаждения воздуха, который при сжатии нагревается, и, тем самым, требует затраты дополнительной механической энергии для сжатия заданной массы воздуха до заданного давления. Вода, прошедшая через водяную рубашку 36, нагревается и тем самым получает тепловую энергию, которая с пользой реализуется (используется) для нагревания газогидрата, увеличивая КПД предлагаемых устройств и прежде всего ЭТС 2.

Из водяной рубашки 36, вода для дальнейшего нагрева поступает по патрубку 38 в теплообменник 21, окружающий водовод 23 на участке от гидротурбины 24 до того места, где кинематическая и тепловая энергия выхлопных газов, поступающих в водовод 23 из кольцевого зазора 59, будет передана воде. При этом направление движения воды в теплообменнике 21 противоположно направлению движения воды в водоводе 23 (на фиг. 4 направление движения воды обозначено стрелками), что обеспечивает наибольший нагрев воды, выходящий из теплообменника 21 через патрубок 39 в трубу 19 или 20 в зависимости от положения крана 40.

Вода в кольцевом водоводе 23 имеет различную скорость движения, максимальную при прохождении через гидротурбину 24, имеющую наименьшую площадь поперечного сечения, свободного для прохода воды, минимальную в отстойнике 44, имеющем наибольшую площадь поперечного сечения водовода 23. В отстойнике из воды выделяются в основном пузырьки воздуха, в котором часть кислорода замещена углекислым газом, и пара, являющимися продуктами горения природного газа в избыточном количестве воздуха. Пузырьки газа удаляются через трубу 43, которая патрубком 42 соединена с баком 41 для поддержания постоянного давления воды в отстойнике 44.

Избыток воздуха при горении природного газа в камере 45 принят для снижения температуры воспламенения топливной смеси и для лучшего охлаждения оголовника с помощью камер 48, что в результате повышает срок службы камеры и газовода 57, а также увеличивает КПД двигателя, уменьшая его тепловые потери. Для уменьшения тепловых потерь предназначены теплоизолирующие прокладки 47 и покрытия, обозначенные фиг. 6 9 крестообразной штриховкой.

Работа камеры 45 сгорания в установившимся режиме производится в ритме свободных колебаний процессов по заполнению камеры 45 сжатым воздухом и природным газом, и воспламенения топливной смеси, заполнившей камеру 45, с помощью свечей зажигания 51 и истечения выхлопных газов из камеры 45 в газовод 57. При этом сжатый воздух и природный газ поступает в камеры 48 и 49 равномерным потоком из баллонов 32 и 30, а в камеру 45 они проходят через конусные трубки 52 уже в колебательном ритме. Этот ритм возникает в результате периодического воспламенения топливной смеси воздуха и природного газа от искры свечей зажигания 51. Период воспламенения топливной смеси подбирается таким, каким обеспечивается максимальная производительность работы камеры сгорания 45, т. е. периодом свободных колебаний. Максимальная производительность камеры сгорания 45 определяется по максимальной мощности электроэнергии, вырабатываемой электрогенератором 26. Плавно меняя период работы свечей зажигания 51, определяют оптимальный период по максимальному значению мощности, вырабатываемой электроэнергии.

В момент воспламенения топливной смеси в камере 45 основная часть выхлопных газов устремляется в газовод 57, а во много меньшая часть выхлопных газов поступает в конусные трубки 52, преодолевая поток сжатого воздуха и природного газа из камер 48 и 49. Выхлопные газы вошедшие в узкие отверстия трубок 52, продвигаясь по ним расширяются, теряя давление и скорость движения. В то же время в камеры 48 и 49 продолжает поступать сжатый воздух и природный газ в силу инерции их движения. Не имея выхода в трубки 52, перекрытые выхлопными газами, сжатый воздух и природный газ повышают давление в камерах 48 и 49. В то же время в камере сгорания 45 происходит быстрое снижение давление до уровня меньшего, чем уровень давления в камерах 48 и 49, в результате чего выхлопные газы, попавшие в конические трубки 52, выталкиваются в камеру 45 и далее в газовод 57, а камера сгорания заполняется сжатым воздухом и природным газом. После их воспламенения от искры свечей зажигания 51 процесс повторяется.

В момент прохождения сжатого воздуха через камеру 48 и трубки 51 оголовник 22 охлаждается, а сжатый воздух, нагретый от его корпуса и термоинерционного корпуса 46 камеры 45, возвращает тепловую энергию в камеру сгорания 45 и, тем самым, увеличивает КПД работы двигателя-оголовника 22. В 20-30 раз меньшую роль такого рода играет и сжатый природный газ при условии избытка поступления сжатого воздуха, необходимого для горения природного газа.

Значительный избыток сжатого воздуха, поступающего в камеру сгорания 45, целесообразно применять в предлагаемой ЭТС в результате того, что на сжатие этого воздуха затрачивается энергия сжатого природой природного газа до высокого давления, которое используется для работы компрессора-редуктора 27.

Диаметры, конусность и количество трубок 52 рассчитана на заполнение камеры 45 в кратчайшие сроки в необходимом соотношении количества воздуха и природного газа, а длина трубок 12 принята такой, чтобы выхлопные газы, попавшие в них в момент воспламенения топливной смеси, не успевали дойти до камер 48 и 49. Такой расчет учитывает также диаметр и длину газовода 57, площадь поперечного сечения кольцевого зазора 59, давление и скорость выходящих из него выхлопных газов.

Оптимальное соотношение количеств сжатого воздуха и природного газа, в изготовленном двигателе, может быть получено в результате регулировки клапанов 65, изменяющих давление сжатого воздуха, поступающего в баллон 32, и введением временной задержки срабатывания клапанов 70 по электросигналам датчиков 74 и 75 для изменения давления природного газа, поступающего в баллон 30.

Насос-редуктор 33 в качестве двигателя и редуктора имеет такое же устройство как и компрессор-редуктор 27 с тождественным способом работы по выполнению функций редуктора давления природного газа и двигателя для цилиндра 80 насоса.

При движении штока 62 вниз в верхнюю часть цилиндра 80 поступает (засасывается) морская вода из трубы 34, через верхний клапан 82 при закрытом нижнем клапане 82, а из нижней части цилиндра 80 выходит (выталкивается) морская вода через нижний клапан 83 при закрытом нижнем клапане 82.

При движении штока 62 вверх в нижнюю часть цилиндра 80 поступает вода через нижний клапан 82 при закрытом верхнем клапане 82 и нижнем клапане 83 и выходит вода через веpхний клапан 83 из верхней части цилиндра 80.

Ориентировочный расчет основных характеристик и эффективности использования предлагаемого комплекса.

Для расчета в первом приближении примем, что разрабатываются залежи газогидратов с толщиной пласта в 400 м, расположенного в 100 км от южного берега Баренцова моря, имеющего глубину 50 м, под его дном на глубине 500 м. Примем также, что для расплавления 1 м³ газогидрата его нагреванием требуется затратить 60000 ккал, при этом из него выделится 200 м³ природного газа. Для этой цели на платформе размещена электротеплостанция (ЭТС) поставляющая тепловую энергию в газогидратный слой в виде электрического тока, питающего электронагреватели, и в виде горячей морской воды, с которой в газогидратный пласт вводится 3/4 необходимой тепловой энергии для его расплавления.

Для работы ЭТС с КПД 80 используется 3 кг/с природного газа с теплотворной способностью 10000 ккал/с, из которых примем, что только 60 будет использовано на нагрев газогидрата, а 40% будут составлять тепловые потери подвода тепла к пласту газогидрата и бесполезного нагрева окружающих пласт газогидрата горных пород. Полученный тепловой энергией будет растоплено 0,24 м³/с газогидрата (24000 ккал/с 0,6:60000 ккал/м³), из которого выделится 48 м³/с природного газа.

ТЭС, потребляя 3 кг/с, природного газа будет получать из центральной скважины 3 кг/с: 0,72 кг/см³=4,2 м³/с. С учетом потребления природного газа на бытовые, технические и др. нужды примем потребление природного газа на платформе равным 5 м³/с.

Тогда в подводный газопровод будет поставляться 43 м³/с под давлением в 100 кг/см², которое будет поддерживаться поступлением в пласт газогидрата соответствующего количества горячей морской воды.

Пропускную способность, т. е. производительность газопровода определим по формуле

,
в которой Q производительность газопровода, равная
43 м³/с•3600 с/ч 155000 м³/ч,
D внутренний диаметр в см газопровода, подлежащий определению
P_н и P_к давление газа соответственно начальное, равное 100 кг/см², и конечное, равное 50 кг/см²,
γ плотность газа, отнесенная к плотности воздуха, равная 0,5,
T абсолютная температура газа, равная 280 K,
L длина газопровода, равная 100 км.

Тогда

D 60 см.

Диаметр трубы скважины 6 примем равным 0,7 м тогда площадь поперечного сечения бруса 14 с кабелем 15 будет равна 0,1 м².

Примем, что для поддержания пластового давления в камере 18 газогидратного пласта 10 в нее будет поступать горячая вода из теплообменники 21 в количестве 0,3 м³/с с учетом того, что значительная часть этой воды будет уходить в нижние пласты газогидрата и в окружающие его горные породы. При этом уровень воды в камере 18 поддерживается таким, чтобы он был ниже торца скважины 6. Если соответствующие датчики показывают превышение допустимого уровня воды, то в теплообменник 21 будет уменьшено поступление морской воды соответствующим уменьшением скорости работы насоса. При этом увеличится температура поступающей воды в такой мере, что необходимый тепловой режим будет выдержан.

Природный газ получаемый по скважине 6 в ЭТС 2 имеет такое же давление 100 кг/см², что и поступающий в газовод. В камере сгорания 45 используется природный газ и сжатый воздух с давлением 15 кг/см². Т. к. природный газ расширяясь до давления 15 кг/см² может произвести работу в 46 раз большую чем та работа, которая необходима для сжатия до давления в 15 кг/см² такого же объема воздуха, то компрессор-редуктор может работать, поставляя сжатый воздух за счет энергии снижения давления природного газа с 100 до 15 кг/см².

Для работы камеры сгорания примем, что на 1 кг природного газа будет поставляться 30 кг воздуха. С учетом того, что плотность воздуха в 2 раза больше чем плотность природного газа, то на один объем природного газа будет приходится 15 объемов воздуха. В этом случае для сжатия воздуха потребуется всего в 3 раза меньше той энергии, которая может быть получена за счет снижения давления 3 кг природного газа по 100 кг/см² до 15 кг/см². Учитывая такую возможность помимо компрессора-редуктора 27 от энергии понижения давления природного газа может работать также насос-редуктор 33 для подставки воды в теплообменник 21 и далее через трубу 19 и 20 в газогидратный пласт.

Компрессор-редуктор и насос-редуктор представляют собой однотипные механизмы, работающие за счет энергии сжатого природного газа.

В камеру сгорания 45 оголовника четыре компрессора-редуктора поставляют 3 кг/с природного газа, имеющего объема
(3 кг/с 0,72 кг/м³) 15 (0,28 м³/с)
Один компрессор-редуктор поставляет 0,07 м^x/с природного газа и 1,05 м³ воздуха, имеющих давление 15 кг/см².

Ход поршней в цилиндрах природного газа и воздуха примем равным 1 м, а время движения поршней в одном направлении равным 2 с. Тогда площадь поперечного сечения цилиндра для природного газа будет равна 0,14 м², а его диаметр 0,42 м. Площадь поперечного сечения цилиндра для воздуха будет равна 0,14 м²•15 2,1 м², а его диаметр равен 1,64 м.

Двойной избыток воздуха для сгорания природного газа в камере сгорания принят с целью понижения температуры в ней, для уменьшения тепловых потерь и увеличения ресурса работы камеры сгорания 45 и газовода 57, идущего от нее к кольцевому зазору 59. При двойном избытке воздуха в камере 45 в момент, т воспламенения топливной смеси, имеющей 0,3 кг природного газа и 9 кг воздуха, температура будет повышаться на 3000 ккал (9,3 кг. 0,2 ккал/кг град) 1600^oС. Одновременно повысится давление в 1600^o 273^o 5,8 раза и станет равным 15 кг/см² 5,8 раза и станет равным 15 кг/см² 5•8 87 кг/см². Объем камеры сгорания 45 равен
9 кг 1,4 кг/м³ + 0,3 кг 0,7 кг/м³) 15 0,45 м³ за 1 с в камере сгорания происходит 10 воспламенений топливной смеси и все газы в объеме 4,5 м³ с температурой 1600^oС и давлением 87 кг/см² устремятся в кольцевой зазор 59 площадью 0,3 м². При этом возникнет сила тяги, равная 3000 см² • 87 кг•см² 260000 кг, и скорость 4,5 м³/с 0,3 м² 15 м/с. Средняя мощность струи газов, проходящих через кольцевой зазор, будет равна 2600000 кг• 15 м/с 102 кгм/кВт•с 39000 кВт.

КПД турбины с генератором примем равным 0,8, тогда электрическая мощность вырабатываемая электрогенератором будет равна
39000 кВт•0,8 31000 кВт.

В камеру сгорания поступает 3 кг/с природного газа с теплотворной способностью 30000 ккал/с или 30000 ккал/с• 4,18 кВтс/ккал 126000 кВт, а вырабатывается электроэнергии 31000 кВт. Следовательно, КПД электростанции по выработке электроэнергии равен
31000 кВт 126000 кВт=0,24.

Соответствующей регулировкой давления срабатывания клапанов 65 и 66 компрессора-редуктора, изменяющих соотношение количества природного газа и воздуха, а также их давление в камере сгорания может быть увеличен или уменьшен КПД по выработке электроэнергии и мощности вырабатываемой электроэнергии. При этом суммарный КПД по выработке электро- и тепловой энергии, определяемый в основном, тепловыми потерями останется без изменений.

КПД по выработке тепловой энергии в данном примере будет равен (1-0,24)•0,8 0,61 а, суммарный КПД по выработке электро- и тепловой энергии будет равен 0,24 + 0,61 0,85.

При КПД, равном 0,61, морская вода, проходящая через теплообменник 21, будет получать 30000 ккал/с 0,61 18300 ккал/с. Температура воды, входящей в теплообменник, будет 4^o, а температуру воды, выходящей из теплообменника 21, примем равной 70^o из расчета, что в кольцевом водоводе температура воды в этом случае не сможет подняться более чем до 80^o, что весьма существенно, т. к. чем выше температура воды в кольцевом водоводе, тем больше тепловые потери и тем меньше общий КПД.

Для получения 18300 ккал/с необходим выход воды из теплообменника в количестве
18300 ккал/с 66 ккал/кг 380 кг/с 0,28 м³/с.

При скорости движения воды в теплообменнике, равной 0,56 м/с, площадь кольцевого зазора между трубами теплообменника и водоводе будет равна 0,5 м². Там, где труба водовода имеет наружный диаметр 2 м, труба теплообменника будет иметь внутренний диаметр, равный 2,16 м.

Наибольшие тепловые потери в предлагаемой ЭТС 2 будут с выходом 9 кг/с выхлопных газов из отстойника 44 с температурой 70^o при заборе воздуха компрессором 27 при температуре (в среднем) 10^o. При этом будет теряться 9 кг/с• 0,24 ккал/кг град• 60^o 180 ккал/с. Даже если принять, что суммарные тепловые потери будет в 10 раз больше тепловых потерь с выхлопными газами, то и тогда все тепловые потери ЭТС 2 составят всего 1300 ккал/с 30000 ккал/с 0,045 или 4,5% от затраченной тепловой энергии.

Затраты энергии для работы ЭТС пренебрегаемо малы (на приборы, датчики и систему управления), т. к. компрессор-редуктор и насос-редуктор работают от энергии понижения давления природного газа, получаемого из скважины 6.

Наибольшие потери ЭТС допускаются при работе гидротурбины 24, которые могут быть менее 10% с учетом того, что существенная часть их переходит в тепло воды водовода, улавливаемое в теплообменнике и по этой причине потерями не являются. К тому же 3/4 вырабатываемой энергии является тепловой энергией, на КПД выработки которой потери, связанные с работой гидротурбины, имеют не отрицательный, а положительный знак.

Учитывая вышеизложенное, общий КПД предлагаемой ЭТС 2, может быть более 90% а приведенный расчет характеристик ЭТС 2 занижен по КПД и далек от оптимального варианта, который может быть практически реализован.

Для выработки электроэнергии, которая в электронагревателях 16 превращается в 2400 ккал/с• 0,25 6000 ккал/с. ЭТС 2 будет иметь электрическую мощность, равную
6000 ккал/с 861 ккал/кВт-ч)•3600 с/ч 25000 кВт
Принимая стоимость электротеплостанции равной 200 дол/кВт получим, что предлагаемая ЭТС 2 будет стоить 5 млн. долларов. Стоимость всего предлагаемого комплекса будет превышать стоимость электротеплостанции не более чем в 10 раз и может быть принятой, равной 50 млн долларов. Стоимость эксплуатации комплекса можно принять равной 10 млн дол. в год.

В год по газопроводу поступит
53 м³/с • 3600 с/ч • 24 ч/сут • 365 сут/год 1,67 млрд•м³/год.

При стоимости природного газа 0,1 дол/м³ получим стоимость всего природного газа, полученного с помощью предлагаемого комплекса за год, равную 167 млн. долларов. В этом случае капитальные затраты на создание предлагаемого комплекса окупятся менее чем за 6 месяцев его эксплуатации.

Если пласт газогидрата будет иметь толщину 400 м, то теплой водой и электронагревателями 16 он может быть расплавлен в объеме более чем 400³ 64 млн. м³, имеющим вид конуса с радиусом основания в 400 м, и из него может выделится более 10 млрд. м³ природного газа, обеспечивающего непрерывную работу комплекса в течение 6-7 лет. Затем ЭТС 2 может быть перемещена на новую платформу. При этом весьма вероятно, что по центральной скважине 6 в газовод 13 начнет поступать природный газ, находящийся под слоем газогидрата, и платформа 1 начнет работать без электротеплостанции как обычная морская платформа для добычи природного газа.

Claims (5)

1. Комплекс устройств для эксплуатации газогидратных месторождений на материковом склоне, включающий центральную скважину, пробуренную на морском дне до газогидратного месторождения, газопровод, соединяющий центральную скважину с потребителем газа, электростанцию с двигателем, насос, теплообменник, электронагреватели, установленные в камере газогидратного месторождения и связанные электрокабелем с электрогенератором, отличающийся тем, что он снабжен морской платформой, компрессором и насосом, установленными на электростанции, и периферийными трубами, размещенными в периферийных скважинах, пробуренных до камеры газогидратного месторождения для подачи в нее горячей воды и откачки холодной воды из камеры газогидратного месторождения на платформу, при этом электростанция размещена на морской платформе, центральные трубы связаны с камерой сгорания двигателя электростанции через компрессор и насос.

2. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что он снабжен установленным на электростанции двигателем-оголовником со сферической камерой сгорания, кольцевым водоводом с гидротурбиной, которая соединена валом вращения с электрогенератором и с отстойником, плавно переходящим в конец водовода с кольцевым зазором, связанным с газоводом, идущим от камеры сгорания оголовника, теплообменником, в котором коаксиально размещена часть кольцевого водовода, при этом двигатель выполнен в виде сферического оголовника, имеющего центрально-расположенную сферическую камеру сгорания, образованную жаропрочным термоизоляционным сплавом, между которым и оголовником установлена термоизолирующая прокладка, камерами для сжатого воздуха и природного газа, образованными сферическими поверхностями с термоизоляционной прокладкой наружной стороны и радиальными плоскостями разграничительных поясов оголовника, коническими трубами, соединяющими камеру сгорания и камеры для сжатого воздуха и природного газа и газовод, соединяющий камеру сгорания с кольцевым зазором между началом и концом кольцевого водовода.

3. Комплекс по п.1, отличающийся тем, что компрессор имеет цилиндры для сжатия воздуха и для снижения давления природного газа с общей для обоих цилиндров торцовой перегородкой, через центральную часть которой проходит шток с закрепленными на его концах поршнями, клапаны, выпускающие сжатый воздух и природный газ заданного давления, клапаны, впускающие в цилиндры воздух атмосферного давления и природный газ высокого давления, амортизаторы и датчики верхнего и нижнего положения поршней, установленные на верхнем и нижнем торцовом основании цилиндров компрессора, электродатчики промежуточного положения поршня, установленные на внутренней цилиндрической поверхности одного из цилиндров компрессора.

4. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что насос имеет цилиндры для снижения давления природного газа и для перекачки воды из емкости с низким давлением воды в емкость с высоким давлением воды с общей для обоих цилиндров торцевой перегородкой, через центральную часть которой проходит шток с закрепленными на его концах поршнями, клапаны, впускающие природный газ высокого давления в один цилиндр и воду низкого давления в другой цилиндр, клапаны, выпускающие природный газ заданного давления и воду под высоким давлением, амортизаторы и электродатчики верхнего и нижнего положения поршней, установленные на верхнем и нижнем основании цилиндра, электродатчики промежуточного положения поршней, установленные на внутренней цилиндрической поверхности цилиндра для природного газа.

5. Комплекс по п. 1, отличающийся тем, что трубы центральной и периферийной скважины выполнены с размещенным в них брусом, нижний конец которого жестко соединен с муфтой, имеющей втулки, в которые установлены оси вращения электронагревателей в виде стержней, имеющих на концах скосы, позволяющие им расходиться в виде спиц зонта при вдавливании бруса в газогидратный пласт, а электрокабель впрессован в брус.

Images