RU2632598C1 - Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления - Google Patents
Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2632598C1 RU2632598C1 RU2016140207A RU2016140207A RU2632598C1 RU 2632598 C1 RU2632598 C1 RU 2632598C1 RU 2016140207 A RU2016140207 A RU 2016140207A RU 2016140207 A RU2016140207 A RU 2016140207A RU 2632598 C1 RU2632598 C1 RU 2632598C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- underwater
- natural gas
- condensate
- plant
- liquid nitrogen
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 150
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 29
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 3
- 238000007726 management method Methods 0.000 claims description 3
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 3
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract 1
- UBKQRASXZMLQRJ-UHFFFAOYSA-N 2-phenylsulfanylethanamine Chemical compound NCCSC1=CC=CC=C1 UBKQRASXZMLQRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 238000001637 plasma atomic emission spectroscopy Methods 0.000 description 3
- 229920000110 poly(aryl ether sulfone) Polymers 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
- E02D—FOUNDATIONS; EXCAVATIONS; EMBANKMENTS; UNDERGROUND OR UNDERWATER STRUCTURES
- E02D29/00—Independent underground or underwater structures; Retaining walls
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/017—Production satellite stations, i.e. underwater installations comprising a plurality of satellite well heads connected to a central station
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Paleontology (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к подводным сооружениям и предназначена для подводного освоения газоконденсатных месторождений и сжижения природного газа в акваториях Северного Ледовитого океана, которые длительное время или постоянно покрыты трудно проходимыми для арктических ледоколов ледовыми полями. Технический результат - повышение безопасности и качества проводимых работ в процессе подводного освоения газоконденсатных месторождений и подводного сжижения природного газа. Подводный комплекс для подводного освоения газоконденсатных месторождений и сжижения природного газа предусмотрен для круглогодичной работы на глубине в диапазоне от 100 до 120 м от уровня моря и 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. Другие изобретения раскрывают способы подводного освоения газоконденсатных месторождений и подводного сжижения природного газа. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
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.
Claims (43)
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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016140207A RU2632598C1 (ru) | 2016-10-13 | 2016-10-13 | Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016140207A RU2632598C1 (ru) | 2016-10-13 | 2016-10-13 | Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015142096/03A Division RU2604887C1 (ru) | 2015-10-02 | 2015-10-02 | Способ подводного освоения газовых месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2632598C1 true RU2632598C1 (ru) | 2017-10-06 |
Family
ID=60040617
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016140207A RU2632598C1 (ru) | 2016-10-13 | 2016-10-13 | Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2632598C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2679699C2 (ru) * | 2018-05-08 | 2019-02-12 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ установки подледно-подводных заводов сжиженного природного газа (СПГ) Абрамова В.А. |
| RU2686773C2 (ru) * | 2018-09-19 | 2019-04-30 | Валентин Алексеевич Абрамов | Комплекс производства сжиженного природного газа (СПГ) с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли В.А. Абрамова |
| RU2700518C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-09-17 | Анатолий Петрович Рыбкин | Устройство для доставки углеводородов в арктическом бассейне |
| RU2713272C1 (ru) * | 2019-05-24 | 2020-02-04 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ обеспечения жизнеспособности функционирования комплекса производства сжиженного природного газа с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли |
| RU2745461C2 (ru) * | 2020-02-04 | 2021-03-25 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ обеспечения жизнеспособности функционирования комплекса производства сжиженного природного газа с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли Абрамова В.А. |
| RU2788253C1 (ru) * | 2022-04-20 | 2023-01-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводный эжектирующий модуль для его осуществления |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2240948C2 (ru) * | 1998-02-10 | 2004-11-27 | Статойл Аса | Система, способ (варианты) и устройство перекачивания сжиженного природного газа с плавучей установки |
| RU2383683C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Крейн-шельф" (ООО "Крейн-шельф") | Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений |
| WO2011029163A1 (en) * | 2009-09-09 | 2011-03-17 | Fernando Guilherme Castanheira Kaster | Modular underwater oil collecting and transporting system |
| RU2503800C2 (ru) * | 2011-07-13 | 2014-01-10 | Закрытое акционерное общество Научно-проектное внедренческое общество "НГС- оргпроектэкономика" | Подводная эксплуатационная платформа для добычи нефти и газа |
| RU2517285C1 (ru) * | 2012-12-03 | 2014-05-27 | Чингиз Саибович Гусейнов | Подводное сооружение для бурения нефтегазовых скважин и добычи углеводородов и способы его транспортировки, монтажа и эксплуатации |
| RU2529683C1 (ru) * | 2013-02-12 | 2014-09-27 | Евгений Михайлович Герасимов | Способ разработки углеводородных месторождений арктического шельфа и технические решения для реализации способа |
| RU2547161C2 (ru) * | 2013-07-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт" (ОАО "ГНИНГИ") | Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений |
-
2016
- 2016-10-13 RU RU2016140207A patent/RU2632598C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2240948C2 (ru) * | 1998-02-10 | 2004-11-27 | Статойл Аса | Система, способ (варианты) и устройство перекачивания сжиженного природного газа с плавучей установки |
| RU2383683C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Крейн-шельф" (ООО "Крейн-шельф") | Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений |
| WO2011029163A1 (en) * | 2009-09-09 | 2011-03-17 | Fernando Guilherme Castanheira Kaster | Modular underwater oil collecting and transporting system |
| RU2503800C2 (ru) * | 2011-07-13 | 2014-01-10 | Закрытое акционерное общество Научно-проектное внедренческое общество "НГС- оргпроектэкономика" | Подводная эксплуатационная платформа для добычи нефти и газа |
| RU2517285C1 (ru) * | 2012-12-03 | 2014-05-27 | Чингиз Саибович Гусейнов | Подводное сооружение для бурения нефтегазовых скважин и добычи углеводородов и способы его транспортировки, монтажа и эксплуатации |
| RU2529683C1 (ru) * | 2013-02-12 | 2014-09-27 | Евгений Михайлович Герасимов | Способ разработки углеводородных месторождений арктического шельфа и технические решения для реализации способа |
| RU2547161C2 (ru) * | 2013-07-15 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт" (ОАО "ГНИНГИ") | Способ обустройства морских глубоководных нефтегазовых месторождений |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2700518C1 (ru) * | 2018-04-17 | 2019-09-17 | Анатолий Петрович Рыбкин | Устройство для доставки углеводородов в арктическом бассейне |
| RU2679699C2 (ru) * | 2018-05-08 | 2019-02-12 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ установки подледно-подводных заводов сжиженного природного газа (СПГ) Абрамова В.А. |
| RU2686773C2 (ru) * | 2018-09-19 | 2019-04-30 | Валентин Алексеевич Абрамов | Комплекс производства сжиженного природного газа (СПГ) с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли В.А. Абрамова |
| RU2713272C1 (ru) * | 2019-05-24 | 2020-02-04 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ обеспечения жизнеспособности функционирования комплекса производства сжиженного природного газа с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли |
| RU2745461C2 (ru) * | 2020-02-04 | 2021-03-25 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ обеспечения жизнеспособности функционирования комплекса производства сжиженного природного газа с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли Абрамова В.А. |
| RU2745461C9 (ru) * | 2020-02-04 | 2021-04-29 | Валентин Алексеевич Абрамов | Способ обеспечения жизнеспособности функционирования комплекса производства сжиженного природного газа с уменьшенным выбросом метана в атмосферу Земли Абрамова В.А. |
| RU2788253C1 (ru) * | 2022-04-20 | 2023-01-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводный эжектирующий модуль для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2632598C1 (ru) | Способ подводного освоения газоконденсатных месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления | |
| RU2604887C1 (ru) | Способ подводного освоения газовых месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления | |
| RU2478074C2 (ru) | Способ нагнетания диоксида углерода | |
| US11485459B2 (en) | Techniques in the upstream oil and gas industry | |
| RU2436936C2 (ru) | Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном | |
| Neele et al. | CO2 transport by ship: The way forward in Europe | |
| MXPA06002480A (es) | Recepcion, procesamiento, manejo y distribucion de hidrocarburos y otros fluidos. | |
| WO2018234721A1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR ASSISTED RECOVERY OF CO2 BASED OIL AT SEA | |
| US20160356143A1 (en) | Deepwater production system | |
| KR20120014575A (ko) | 조합 기체 탄화수소 성분 스트림 및 액체 탄화수소 성분 스트림을 제조하는 제조 방법 및 제조 장치 | |
| KR20100068088A (ko) | 이산화탄소를 해양지중에 저장하기 위한 공정방법 | |
| Vedachalam et al. | Review and reliability modeling of maturing subsea hydrocarbon boosting systems | |
| US20150128840A1 (en) | Frontier Field Development System for Large Riser Count and High Pressures for Harsh Environments | |
| KR20150041820A (ko) | 가스 액화 시스템 및 방법 | |
| EP3204595A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| AU2008219347B2 (en) | Linked LNG production facility | |
| AU2008219346B2 (en) | Sheltered LNG production facility | |
| RU2529683C1 (ru) | Способ разработки углеводородных месторождений арктического шельфа и технические решения для реализации способа | |
| RU2014243C1 (ru) | Способ промысловой комплексной подводной разработки морских месторождений | |
| AU2012207058A1 (en) | Sheltered LNG production facility | |
| RU2660213C1 (ru) | Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений | |
| US7503186B2 (en) | Method and system for condensation of unprocessed well stream from offshore gas or gas condensate field | |
| GB2554076A (en) | Subsea hydrocarbon processing | |
| WO2016054695A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| US20220388610A1 (en) | Operation of an Unmanned Productive Platform |