RU2393337C1 - Offshore natural gas extraction method - Google Patents
Offshore natural gas extraction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2393337C1 RU2393337C1 RU2008141824/03A RU2008141824A RU2393337C1 RU 2393337 C1 RU2393337 C1 RU 2393337C1 RU 2008141824/03 A RU2008141824/03 A RU 2008141824/03A RU 2008141824 A RU2008141824 A RU 2008141824A RU 2393337 C1 RU2393337 C1 RU 2393337C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- buoyancy
- storage tank
- pipelines
- collector
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам добычи природного газа в открытом море, а именно газа, свободно выходящего на газовыделяющих донных участках.The invention relates to methods for the extraction of natural gas in the open sea, namely, gas that freely escapes from the gas-emitting bottom sections.
Известен способ добычи природного газа в открытом море, заключающийся в его сборе из донных фонтанов над газоучастками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности газовыделяющего участка дна, и транспортировке его по трубопроводу на поверхность моря (SU 1498908, кл. Е21В 43/00, 1989).A known method of producing natural gas in the open sea, which consists in collecting it from bottom fountains above the gas sections of the bottom using a domed gas collector installed on the surface of the gas-emitting section of the bottom, and transporting it through a pipeline to the sea surface (SU 1498908, class Е21В 43/00, 1989).
Однако в случае транспортировки газа с больших глубин использование трубопровода может оказаться затруднительным для бесперебойной работы.However, in the case of transporting gas from great depths, the use of the pipeline may be difficult for trouble-free operation.
Известен также способ добычи природного газа в открытом море, включающий сбор газа из газовых фонтанов над газовыделяющими участками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности дна, передачу газа из газосборника в газгольдер, снабженный средствами выгрузки, компактирование объема газа, подачу на судно-сборщик сигнала при заданном заполнении газгольдера и отгрузку содержимого газгольдера на судно-сборщик (см. RU 2078199, Е21В 43/01, 1994).There is also known a method of producing natural gas in the open sea, including collecting gas from gas fountains over gas-emitting sections of the bottom using a domed gas collector mounted on the bottom surface, transferring gas from the gas collector to a gas holder equipped with discharge means, compacting the volume of gas, supplying to the collecting vessel a signal at a given filling of the gas tank and shipping the contents of the gas tank to the collecting vessel (see RU 2078199, ЕВВ 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, не понятно, 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).The disadvantage of this solution is the lack of economic efficiency of the device when developing gas hydrate deposits as sources of gas fountains, especially when distributing gas fountains in areas with limited area, under conditions of variable gas flow rate. The adopted scheme of compacting the collected gas (its liquefaction) in the gas tank is energy-intensive and structurally quite complicated, because it is not clear how the applicants claim that “the gas is liquefied by transportation by squeezing it with a compressor, for example,” is also a rather complicated design , since he “has to work” with a large difference in external pressures (at the initial stage of filling, he must withstand significant external pressure, and after rising he must counter melt to the same internal pressure (the efficiency of liquefaction will be 40-50% of the initial gas volume at best.) In addition, it is not clear how to change gas holders, the useful volume of which, according to the authors, is about 10 m 3 . production process, it can be noted its inefficiency at great depths (exceeding 600-800 m).
Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, выражается в обеспечении эффективности отработки газогидратных залежей как источников газовых фонтанов, особенно при распределении газовых фонтанов на ограниченных по площади участках.The problem to which the claimed invention is directed is expressed in ensuring the efficiency of developing gas hydrate deposits as sources of gas fountains, especially when distributing gas fountains in areas of limited area.
Технический результат, получаемый при решении поставленной задачи, выражается в упрощении конструкции оборудования, обеспечивающего реализацию, кроме того, упрощается организация работы для судна-сборщика по отбору газа.The technical result obtained when solving the problem is expressed in simplifying the design of equipment to ensure implementation, in addition, simplifies the organization of work for the collecting vessel for gas sampling.
Для решения поставленной задачи способ добычи природного газа в открытом море, включающий сбор газа из газовых фонтанов над газовыделяющими участками дна с помощью куполообразного газосборника, установленного на поверхности дна, передачу газа из газосборника в аккумулирующую емкость, снабженную средствами выгрузки газа, компактирование объема газа, подачу на судно-сборщик сигнала при заданном заполнении аккумулирующей емкости и отгрузку ее содержимого на судно-сборщик, отличается тем, что в качестве аккумулирующей емкости используют куполообразную емкость, обладающую положительной плавучестью, открытую снизу, а сверху сопряженную с выдачным трубопроводом, снабженным плавучестью, при этом аккумулирующую емкость размещают в толще воды над дном так, чтобы ее верх располагался на глубине, где давление воды превышает давление диссоциации гидрата природного газа при температуре, соответствующей годовому максимуму температуры воды, при этом предварительно выявляют местоположение, по меньшей мере, двух газовых фонтанов, размещают над каждым из них куполообразный газосборник, каждый из которых сообщают трубопроводами с полостью аккумулирующей емкости, кроме того, по меньшей мере, выдачной трубопровод и трубопроводы газосборников снабжают средствами электроподогрева. Кроме того, концы трубопроводов газосборников снабжают плавучестями и позиционируют непосредственно под аккумулирующей емкостью. При этом плавучесть выдачного трубопровода выполнена с возможностью ее регулируемого погружения ниже глубины поверхностного волнения. Кроме того, средства электроподогрева выполнены из проводящего гибкого материала с возможностью упругого изменения их длины, для чего, по меньшей мере, их участкам придан вид спиралей. Кроме того, нижний участок средства электроподогрева выдачного трубопровода размещен в полости аккумулирующей емкости. Кроме того, средства электроподогрева трубопроводов газосборников пропущены через названные трубопроводы, а их линии питания выведены из газосборников на плавучести, предпочтительно на плавучесть выдачного трубопровода. При этом концы линий питания средств подогрева снабжены герметическими электрическими разъемами. Кроме того, конец выдачного трубопровода снабжен запорной арматурой. Кроме того, приемные отверстия трубопроводов газосборников располагают ниже их выпускных отверстий.To solve this problem, a method of producing natural gas in the open sea, including collecting gas from gas fountains over gas-emitting sections of the bottom using a domed gas collector mounted on the bottom surface, transferring gas from the gas collector to an accumulation tank equipped with gas discharge means, compacting the gas volume, supplying to a signal-collecting vessel at a given filling of the storage tank and shipping its contents to the collecting vessel, it differs in that I use a dome-shaped vessel with positive buoyancy, open from below and connected to a delivery pipe equipped with buoyancy from above, while the storage tank is placed in the water column above the bottom so that its top is at a depth where the water pressure exceeds the dissociation pressure of natural gas hydrate at temperature corresponding to the annual maximum of the water temperature, at the same time, the location of at least two gas fountains is previously determined, a domed gas gas is placed over each of them ornik, each of which conduits reported with the cavity storing space, in addition, at least the dispensing conduit and piping of the gas plenum are provided with electric heating means. In addition, the ends of the pipelines of the gas collectors provide buoyancy and are positioned directly under the storage tank. In this case, the buoyancy of the dispensing pipeline is made with the possibility of its adjustable immersion below the depth of surface waves. In addition, the means of electric heating are made of a conductive flexible material with the possibility of elastic changes in their length, for which at least their sections are given the form of spirals. In addition, the lower portion of the means for electrically heating the dispensing pipe is located in the cavity of the storage tank. In addition, the means for electrically heating the pipelines of the gas collectors are passed through the said pipelines, and their supply lines are removed from the gas collectors by buoyancy, preferably by buoyancy of the dispensing pipeline. In this case, the ends of the power supply lines of the heating means are equipped with hermetic electrical connectors. In addition, the end of the dispensing pipeline is equipped with shutoff valves. In addition, the receiving holes of the pipelines of the gas collectors are located below their outlet openings.
Сопоставительный анализ признаков заявленного решения с признаками прототипа и аналогов свидетельствует о соответствии заявленного решения критерию "новизна".A comparative analysis of the features of the claimed solution with the features of the prototype and analogues indicates the conformity of the claimed solution to the criterion of "novelty."
Признаки отличительной части формулы изобретения решают следующие функциональные задачи.The features of the characterizing part of the claims solve the following functional tasks.
Признаки «…в качестве аккумулирующей емкости используют куполообразную емкость, обладающую положительной плавучестью, открытую снизу, а сверху сопряженную с выдачным трубопроводом, снабженным плавучестью…» обеспечивают возможность позиционирования в толще воды аккумулирующей емкости без «ее подвески» на плавучую конструкцию, расположенную на поверхности акватории, тем самым обеспечивается независимость добычных работ от ледовой обстановки.The signs "... as a storage tank, use a dome-shaped tank with positive buoyancy, open from the bottom, and paired with a delivery pipe equipped with buoyancy from above ..." provide the ability to position the storage tank in the water column without "hanging it" on a floating structure located on the surface of the water area This ensures the independence of mining operations from ice conditions.
Признаки «…аккумулирующую емкость размещают в толще воды над дном так, чтобы ее верх располагался на глубине, где давление воды превышает давление диссоциации гидрата природного газа при температуре, соответствующей годовому максимуму температуры воды…» обеспечивают «автоматический» перевод в гидратную форму газа, попавшего в аккумулирующую емкость, и его накопление в компактной форме.The signs "... the storage tank is placed in the water column above the bottom so that its top is located at a depth where the water pressure exceeds the dissociation pressure of natural gas hydrate at a temperature corresponding to the annual maximum of the water temperature ..." provide the "automatic" conversion of the gas that got into the hydrated form into the storage tank, and its accumulation in a compact form.
Признаки «…предварительно выявляют местоположение, по меньшей мере, двух газовых фонтанов, размещают над каждым из них куполообразный газосборник…» обеспечивают минимизацию объема работ по развертыванию аккумулирующей емкости, приходящегося на каждый газосборник.The signs "... preliminarily identify the location of at least two gas fountains, place a domed gas collector over each of them ..." minimize the amount of work required to deploy an accumulation tank per gas collector.
Признаки, указывающие, что каждый газосборник «…сообщают трубопроводами с полостью аккумулирующей емкости…», обеспечивают возможность минимизации маневрирования по акватории судна-сборщика (и стоянок), занимаемой им для приема газа.Signs indicating that each gas collector "... communicate with pipelines with a storage tank cavity ..." provide the possibility of minimizing maneuvering in the water area of the collecting vessel (and berths) occupied by it to receive gas.
Признаки «…по меньшей мере выдачной трубопровод и трубопроводы газосборников, снабжают средствами электроподогрева…» обеспечивают возможность «включения-выключения» процесса подачи свободного газа из аккумулирующей емкости и обеспечивают возможность «раскупоривания» выдачного трубопровода и трубопроводов газосборников от «пробок» газогидратов.The signs "... at least the dispensing pipeline and the gas collector pipelines, provide electric heating means ..." provide the possibility of "turning on and off" the process of supplying free gas from the storage tank and provide the ability to "uncork" the dispensing pipeline and pipelines of gas collectors from gas hydrate plugs.
Признаки второго пункта формулы изобретения обеспечивают механическую независимость (несвязанность) друг с другом аккумулирующей емкости и газосборников и в то же время обеспечивают сообщение их полостей.The features of the second claim provide mechanical independence (non-connectivity) between the storage tank and the gas collectors and at the same time ensure the communication of their cavities.
Признаки третьего пункта формулы изобретения снижают нагрузки на выданной трубопровод и обеспечивают его удаление из зоны воздействия дрейфующих ледовых образований.The features of the third claim reduce the load on the issued pipeline and ensure its removal from the impact zone of drifting ice formations.
Признаки четвертого пункта формулы изобретения обеспечивают сохранность средств электроподогрева при изменении положения трубопроводов относительно аккумулирующей емкости и/или газосборников, а также при изменениях длины трубопроводов.The signs of the fourth claim ensure the safety of electric heating when changing the position of the pipelines relative to the storage tank and / or gas collectors, as well as when changing the length of the pipelines.
Признаки пятого пункта формулы изобретения повышают скорость выдачи газа из аккумулирующей емкости.The features of the fifth claim increase the rate of gas delivery from the storage tank.
Признаки шестого пункта формулы изобретения обеспечивают независимость работ по превращению в газ газогидратов в аккумулирующей емкости от таких же работ в газосборниках. Кроме того, размещение электрических разъемов средств электроподогрева на одной плавучести обеспечивает возможность одновременного управления теплоподогревом из одной точки.The signs of the sixth claim ensure the independence of the work of converting gas hydrates into gas in a storage tank from the same work in gas collectors. In addition, the placement of electrical connectors means electric heating on the same buoyancy provides the ability to simultaneously control the heating from one point.
Признаки седьмого пункта формулы изобретения повышают сохранность средств электроподогрева и исключают утечки тока в процессе их активирования.The signs of the seventh claim increase the safety of means of electric heating and eliminate current leakage in the process of their activation.
Признаки восьмого пункта формулы изобретения исключают утечки газовых объемов, расположенных в выдачном трубопроводе выше зоны гидратоообразования, по окончании процесса отгрузки газа.The signs of the eighth claim exclude the leakage of gas volumes located in the dispensing pipe above the hydrate formation zone at the end of the gas discharge process.
Признаки девятого пункта формулы изобретения исключают формирование гидратных пробок в трубопроводах газосборника.The signs of the ninth claim exclude the formation of hydrate plugs in the pipelines of the gas collector.
В основе способа лежат сведения, полученные Тихоокеанским океанологическим институтом в ходе реализации Госконтракта №02.515.11.5017, по которому изучались поля газогидратов в морских донных осадках, их геологические и геофизические закономерности распространения в Охотском море, потоки метана из донных отложений в водную толщу, сопряженные с полями газогидратов, и их влияние на окружающую среду.The method is based on information obtained by the Pacific Oceanological Institute during the implementation of State contract No. 02.515.11.5017, which studied the fields of gas hydrates in marine bottom sediments, their geological and geophysical patterns of distribution in the Sea of Okhotsk, methane flows from bottom sediments into the water column associated with fields of gas hydrates, and their impact on the environment.
В ходе исследований установлено, что большая часть газовых фонтанов (факелов) концентрируется в пределах глубин 600-900 м (Cruise Report…, 2003; Salomatin, 2006) (Фиг.4).In the course of research it was found that most of the gas fountains (torches) are concentrated within the depths of 600-900 m (Cruise Report ..., 2003; Salomatin, 2006) (Figure 4).
Наиболее распространенными являются факела в виде удлиненных узких эллипсоидов, поднимающихся из морского дна в вертикальном направлении. Высота их варьирует от 90 до 500 м, ширина - до 300 м. Иногда факела кажутся отделенными от дна и двигаются свободно в воде, но поддерживают свою форму и пространственную ориентацию. Менее распространенные факела сложной сноповидной формы достигают высоты 400 м и ширины 600 м. Факела в виде облаков встречаются, главным образом, над вершинами подводных холмов. Часто такие образования имеют горизонтально ориентированные слои, связывающие два смежных факела. Кроме того, встречаются целые поля факелов, вызванных незначительными газовыделениями и протягивающихся на расстояние до 10-12 км (Cruise Report…, 1999, 2000, 2005) (см.Фиг 5).The most common are torches in the form of elongated narrow ellipsoids, rising from the seabed in the vertical direction. Their height varies from 90 to 500 m, their width is up to 300 m. Sometimes the torch appears separated from the bottom and moves freely in the water, but maintains its shape and spatial orientation. Less common torches of complex sheaf-shaped form reach a height of 400 m and a width of 600 m. Torches in the form of clouds are found mainly above the tops of underwater hills. Often such formations have horizontally oriented layers connecting two adjacent torches. In addition, there are entire fields of flares caused by minor gas emissions and extending to a distance of 10-12 km (Cruise Report ..., 1999, 2000, 2005) (see Fig. 5).
С помощью полученных данных было оконтурено около 15 структур фокусированной разгрузки метана, расположенных в основном в пределах верхней и нижней части континентального склона. Наиболее крупными из них являются структуры «Хаос» и «Обжиров». Структура «Хаос» является самой крупной на СВ склоне Сахалина. Структура представлена группой мелкомасштабных газовых сипов в пределах большого поля газового просачивания, имеющих, вероятно, единый источник газа (Cruise Report…, 2005).Using the data obtained, about 15 structures of focused methane discharge were outlined, located mainly within the upper and lower parts of the continental slope. The largest of them are the structures of Chaos and Obzhir. The Chaos structure is the largest on the NE slope of Sakhalin. The structure is represented by a group of small-scale gas vultures within a large gas seepage field, which probably have a single gas source (Cruise Report ..., 2005).
Таким образом, можно отметить распространенность полей газовых фонтанов (факелов), достаточно близко размещенных друг от друга, при этом дебит газовых фонтанов варьирует в широких пределах.Thus, it is possible to note the prevalence of the fields of gas fountains (torches), located rather close to each other, while the flow rate of gas fountains varies widely.
На фиг.1 схематически показана исходная ситуация на дне моря; на фиг.2 показана схема реализации способа на этапе заполнения аккумулирующей емкости; на фиг.3 показана схема реализации способа на этапе отгрузки газа из аккумулирующей емкости; на фиг.4 показано распределение газовых факелов по глубинам дна в Охотском море; на фиг.5 показаны типы гидроакустических аномалий на северо-восточном сахалинском склоне, показывающие наличие газовых фонтанов (факелов).Figure 1 schematically shows the initial situation at the bottom of the sea; figure 2 shows a diagram of the implementation of the method at the stage of filling the storage tank; figure 3 shows a diagram of the implementation of the method at the stage of shipment of gas from the storage tank; figure 4 shows the distribution of gas flares at the bottom depths in the Sea of Okhotsk; figure 5 shows the types of sonar anomalies on the northeast Sakhalin slope, showing the presence of gas fountains (torches).
Позиции на чертеже обозначают: газовые фонтаны 1, дно 2, куполообразный газосборник 3, аккумулирующая емкость 4, судно-сборщик 5, выдачной трубопровод 6, снабженный плавучестью 7, трубопроводы 8, средства электроподогрева 9, концы 10 трубопроводов 8, снабженные плавучестями 11, нижний участок 12 средства электроподогрева 9 выдачного трубопровода 6, герметические электрические разъемы 13, запорная арматура 14, якорные блоки 15.The positions in the drawing indicate:
Куполообразный газосборник 3 и аккумулирующая емкость 4 конструктивно подобны и отличаются размерами (объем полостей первых порядка сотни м, вторых - порядка 5-10 тысяч м). Они выполнены в виде мягких оболочек из прочных синтетических материалов, заключенных в сетчатый каркас из синтетических канатов, к нижним точкам которого крепятся якорные блоки 15. Газосборники 3 могут быть также выполнены в виде жесткого каркаса (на чертежах не показан), монтируемого на месте или «самораскрывающегося» (например, с использованием сплавов с памятью формы), снабженного мягкой оболочкой и якорными блоками 15. Верхние участки куполообразных газосборников 3 и аккумулирующей емкости 4 снабжены трубопроводами (первые - трубопроводами 8, вторая - выдачным трубопроводом 6) с плавучестями, соответственно, 11 и 7 на концах. Плавучесть 7 выдачного трубопровода 6 выполнена с возможностью ее погружения в толщу воды (например, ниже глубины поверхностного волнения). Для этого на ней, например, монтируют лебедку (на чертежах не показана), конец троса которой жестко закрепляют на верхней поверхности аккумулирующей емкости 4, и снабжают дистанционным (например, радиоуправляемым) механизмом управления, обеспечивающим всплытие плавучести по сигналу с судна-сборщика 5 и аккумулятором, обеспечивающим питание лебедки. Для удобства поиска и погрузки собранного газа на судно-сборщик 5 радиоаппаратура (на чертежах не показана) плавучести 7 выполнена с возможностью работы как в режиме приемника, так и передатчика. Кроме того, на плавучести 7 размещены герметические электрические разъемы 13, запорная арматура 14 выдачного трубопровода 6. Кроме того, на плавучести 7 размещена контрольно-измерительная аппаратура, обеспечивающая контроль за физическим состоянием газа в узлах системы (на чертежах не показана).The
Заявленный способ добычи природного газа в открытом море реализуется следующим образом.The claimed method of natural gas extraction in the open sea is implemented as follows.
В качестве источника газа используют его донные газовые фонтаны над газогидратными полями, залегающими под покрывающей толщей дна 2. Эти газовые фонтаны выявляют известным образом на основе сейсмоакустического профилирования, и/или эхозондирования, и/или съемки локатором бокового обзора, и/или газогеохимическими исследованиями.As a gas source, its bottom gas fountains are used over gas hydrate fields lying under the covering thickness of the
Далее опускают на дно 2 куполообразные газосборники 3, накрывая ими «источники» газовых фонтанов 1, опускают в акваторию аккумулирующую емкость 4 (расправляя ее по ширине, за счет соответствующего разнесения по площади дна якорных блоков 15, как минимум трех, а по высоте за счет возникновения архимедовой силы, проявляющейся при погружении емкости в воду, направленной вверх, и «работой» силы тяжести, прилагающей к якорным блокам 15 силу, направленную вниз). Аккумулирующую емкость 4 размещают в толще воды над дном 2 так, чтобы ее верх располагался на глубине, где давление воды превышает давление, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа при температуре окружающей воды, соответствующей годовому максимуму температур. Далее трубопроводы 8 куполообразных газосборников 3 сообщают с полостью аккумулирующей емкости 4 (для этого плавучести 11, закрепленные на концах трубопроводов 8 газосборников 3, позиционируют непосредственно под аккумулирующей емкостью и фиксируют в этом положении соответствующими якорными блоками 15 или же заводят снизу непосредственно в полость аккумулирующей емкости 4 на величину, исключающую их смещение придонными течениями. Важный момент при этом заключается в том, чтобы приемные отверстия трубопроводов 8 газосборников 3 располагались ниже их выпускных отверстий и трубопровод 8 был «восходящим» на всех участках его длины. Средства электроподогрева 9 заранее располагают в полостях выдачного трубопровода 6 и трубопроводов 8, причем нижний участок 12 средства электроподогрева 9 выдачного трубопровода 6 выведен в полость, при этом их линии питания выведены на плавучесть 7 выдачного трубопровода 6 и снабжены герметическими электрическими разъемами 13. В исходном положении выдачной трубопровод 6 перекрыт запорной арматурой 14, плавучесть 7 притоплена на глубине, исключающей воздействие на нее поверхностного волнения, льдов и т.п. факторов. Далее собирают газ с помощью куполообразных газосборников 3, улавливая ими газовые фонтаны 1. Уловленный газ всплывает в верхнюю часть полости куполообразных газосборников 3 и далее всплывает по трубопроводам 8 в полость аккумулирующей емкости 4, собираясь в ее верхней части. Остановившись в своем движении, пузырьки газа начинают воспринимать давление воды (которое на этой глубине превышает давление, при котором происходит диссоциация гидрата природного газа, и с учетом температуры воды соответствует термобарическим условиям гидратообразования), вследствие чего газ переходит в гидратную форму. Таким образом, в полости аккумулирующей емкости 4 начинает накапливаться газогидрат природного газа (в условиях Охотского моря, правильно сказать - метаногидрат, поскольку метан составляет до 98-99% от объема газа). Процесс накопления газогидрата вместо накопления газа способствует снижению архимедовой силы, воздействующей на аккумулирующую емкость 4, поскольку плотность гидратов метана близка к плотности льда - 0.874 метана при температуре 0°С (она возрастает от 0,894-0,897 г/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%.Next, dome-shaped
Электропроводность газогидратов в 5-15 раз выше, чем у льда.The electrical conductivity of gas hydrates is 5-15 times higher than that of ice.
Гидратоносные отложения отличаются от водоносных кроме меньшей плотности также существенно меньшей электропроводностью и меньшей теплопроводностью, но большей скоростью распространения упругих волн. Экспериментально установлено, что после образования гидратов в первоначально водонасыщенных песках скорость продольных волн возрастала от 1,85 до 2,7 км/с; в сцементированных песчаниках скорость увеличивалась от 3,0 до 3,5 км/с. Скорость продольных волн в образце чистого гидрата структуры 2 - около 3,1 км/с. Это позволяет легко контролировать накопление газогидратом аккумулирующей емкости 4, организовав контроль за скоростью распространения упругих волн в ее полости. При заданном наполнении аккумулирующей емкости 4 контрольно-измерительная аппаратура, смонтированная на плавучесть 7, дает команду на ее всплытие (возможен вариант, при котором такую команду подает соответствующая аппаратура судна-сборщика 5). После этого радиопередающая аппаратура, смонтированная на плавучести 7, передает сигнал, который принимается судном-сборщиком 5, что позволяет быстро выйти на плавучесть 7. Далее плавучесть 7 либо поднимают на борт судна (если запас плавучести мал), либо оператор спускается с судна на плавучесть 7. Далее выдачной трубопровод 6 подключают к приемному трубопроводу судна (на чертежах не показан), а герметические электрические разъемы 13 средств электроподогрева 9 выдачного трубопровода 6 и, при необходимости, трубопроводов 8 подключают через судовые линии электропитания к судовому источнику тока и начинают прогрев трубопроводов, открыв запорную арматуру 14 выдачного трубопровода 6. Вследствие прогрева газогидраты превращаются в газ и уходят на судно-сборщик 5. Процесс продолжают до полного освобождения аккумулирующей емкости 4 от газогидрата либо до заполнения емкостей судна-сборщика 5. Непосредственно на судне-сборщике 5 газ компактируют (превращением в газогидрат или сжижением).Hydratiferous deposits differ from aquifers in addition to lower density and also significantly lower electrical conductivity and lower thermal conductivity, but a higher propagation velocity of elastic waves. It was experimentally established that after the formation of hydrates in initially water-saturated sands, the velocity of longitudinal waves increased from 1.85 to 2.7 km / s; in cemented sandstones, the velocity increased from 3.0 to 3.5 km / s. The velocity of longitudinal waves in the sample of pure hydrate of
По завершении процесса отгрузки отключают герметические электрические разъемы 13 средств электроподогрева 9 от судового источника тока, перекрывают запорную арматуру 14 выдачного трубопровода 6 и дают команду на погружение плавучести 7. Далее все повторяется.At the end of the shipment process, the hermetic
При работе во льдах судно-сборщик должно иметь соответствующий ледовый класс, обеспечивающий его безопасную работу, либо должно сопровождаться ледоколом. При этом для всплытия плавучести 7 необходимо предварительно формировать полынью соответствующих размеров. В остальном, работа в ледовых условиях не отличается ничем от описанной.When working in ice, the pick-up vessel must have an appropriate ice class, ensuring its safe operation, or must be accompanied by an icebreaker. In this case, for the ascent of
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008141824/03A RU2393337C1 (en) | 2008-10-21 | 2008-10-21 | Offshore natural gas extraction method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008141824/03A RU2393337C1 (en) | 2008-10-21 | 2008-10-21 | Offshore natural gas extraction method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008141824A RU2008141824A (en) | 2010-04-27 |
| RU2393337C1 true RU2393337C1 (en) | 2010-06-27 |
Family
ID=42672132
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008141824/03A RU2393337C1 (en) | 2008-10-21 | 2008-10-21 | Offshore natural gas extraction method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2393337C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494421C2 (en) * | 2011-10-11 | 2013-09-27 | Учреждение Российской академии наук Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН | Apparatus for investigating gas release on ocean bottom |
-
2008
- 2008-10-21 RU RU2008141824/03A patent/RU2393337C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494421C2 (en) * | 2011-10-11 | 2013-09-27 | Учреждение Российской академии наук Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН | Apparatus for investigating gas release on ocean bottom |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008141824A (en) | 2010-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2393338C1 (en) | Offshore natural gas extraction plant | |
| CN103628844B (en) | The recovery method of the non-diagenesis formation gas hydrate of deep seafloor shallow-layer | |
| US3981154A (en) | System for recovering petroleum fluids from underwater fissures | |
| JP2001507742A (en) | How to recover gas from hydrates | |
| WO2010025625A1 (en) | A constant specific mass flow replacement process for ballasting seawater and lng or lpg and a multifunction seabase station | |
| CN102388200A (en) | Use of underground gas storage to provide a flow assurance buffer between interlinked processing units | |
| CN101555797A (en) | Extraction device for undersea gas hydrate and extraction method thereof | |
| WO2011072963A1 (en) | Converting an underwater methane hydrate containing deposit into a marketable product | |
| CA2828623A1 (en) | Subsea hydrocarbon recovery | |
| BRPI1000037A2 (en) | offshore gas recovery | |
| CN104334448A (en) | Method and device for lifting an object from the sea floor | |
| EP3033318A2 (en) | Hydrocarbon production and storage facility | |
| WO2014043624A1 (en) | Systems and methods for underwater storage of carbon dioxide | |
| US4147456A (en) | Storage of fuel gas | |
| RU2381348C1 (en) | Sub-sea oil production method | |
| US6782950B2 (en) | Control wellhead buoy | |
| RU2382875C1 (en) | Natural gas off-shore development | |
| RU2393337C1 (en) | Offshore natural gas extraction method | |
| RU2386015C1 (en) | Technological complex for development of gaseous-hydrate deposits in open sea | |
| RU2505740C2 (en) | Method for production, storage and decomposition of natural gas hydrates | |
| WO2015003980A1 (en) | Device for extracting off-shore methane gas | |
| CN105804704B (en) | Suspend the sea-bottom natural gas collection device and method of the heating of buoyancy tank inner wall | |
| WO2015065412A1 (en) | System and method for methane production | |
| RU81524U1 (en) | COMPLEX FOR PRODUCTION OF NATURAL GAS IN THE OPEN SEA | |
| CN206485521U (en) | A kind of floating natural gas liquefaction of liquefied natural gas transport/filling ship berthing/gasification equipment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151022 |