RU2733386C2 - Способ и система для извлечения труднодоступного газа из подводных сред, его преобразования в клатраты и безопасной транспортировки для потребления - Google Patents
Способ и система для извлечения труднодоступного газа из подводных сред, его преобразования в клатраты и безопасной транспортировки для потребления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733386C2 RU2733386C2 RU2018116611A RU2018116611A RU2733386C2 RU 2733386 C2 RU2733386 C2 RU 2733386C2 RU 2018116611 A RU2018116611 A RU 2018116611A RU 2018116611 A RU2018116611 A RU 2018116611A RU 2733386 C2 RU2733386 C2 RU 2733386C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- gas
- water
- tank
- clathrate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims description 23
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 319
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 162
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 137
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 123
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 33
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 21
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 17
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 15
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 12
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000008239 natural water Substances 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 3
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 claims description 2
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 claims description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- UNIDAFCQFPGYJJ-UHFFFAOYSA-N 2-amino-2-(2-chloro-5-hydroxyphenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)C(N)C1=CC(O)=CC=C1Cl UNIDAFCQFPGYJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 description 9
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 229920000785 ultra high molecular weight polyethylene Polymers 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 6
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 3
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004699 Ultra-high molecular weight polyethylene Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013305 flexible fiber Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002101 nanobubble Substances 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000009993 protective function Effects 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J4/00—Feed or outlet devices; Feed or outlet control devices
- B01J4/001—Feed or outlet devices as such, e.g. feeding tubes
- B01J4/004—Sparger-type elements
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
- B01J19/2455—Stationary reactors without moving elements inside provoking a loop type movement of the reactants
- B01J19/2465—Stationary reactors without moving elements inside provoking a loop type movement of the reactants externally, i.e. the mixture leaving the vessel and subsequently re-entering it
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J3/00—Processes of utilising sub-atmospheric or super-atmospheric pressure to effect chemical or physical change of matter; Apparatus therefor
- B01J3/04—Pressure vessels, e.g. autoclaves
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/108—Production of gas hydrates
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00074—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids
- B01J2219/00087—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids with heat exchange elements outside the reactor
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00074—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids
- B01J2219/00105—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids part or all of the reactants being heated or cooled outside the reactor while recycling
- B01J2219/0011—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids part or all of the reactants being heated or cooled outside the reactor while recycling involving reactant liquids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к вариантам способа извлечения природного газа из коллекторов углеводородов для нефти и газа в подземной среде. Один из вариантов способа включает: (a) при необходимости, бурение скважины в дне океана для извлечения углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа; (b) извлечение углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа; (c) отделение нефти от природного газа в сепараторе; (d) при необходимости, транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу нефти к поверхности океана; (e) очистку природного газа от обломочного материала; (f) транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу природного газа в подводную установку для преобразования газа в клатратный гидрат; (g) преобразование природного газа с получением из него твердых гидратов; (h) сбор твердых гидратов в транспортный контейнер, подходящий для транспортировки твердых гидратов к поверхности океана. Способ позволяет получать природный газ из подводных сред эффективно и экологично и безопасно транспортировать для потребления. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данное изобретение относится к извлечению труднодоступного газа, такого как природный газ или водорода, из подземных сред, таких как глубоководные морские районы. Кроме того, изобретение относится к разделению нефти и труднодоступного газа и преобразованию труднодоступного газа в легко транспортируемую форму.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Газовые клатратные гидраты представляют собой твердые кристаллические нестехиометрические соединения, образованные в результате реакции между водой и газом при определенных условиях, включающих в себя относительно высокое давление и низкую температуру. (См., например, Sloan et al., Clathrate Hydrates of Natural Gases. 3rd ed.; CRC Press, Taylor & Francis Group: Boca Raton, FL, 2008) Уже проводились работы по разработке гидратов природного газа (ГПГ) на шельфе и на сухопутных маршрутах поставок для эффективной транспортировки гидратов природного газа к пунктам регазификации и конечного потребления. (См., например, Gudmundsson et al., Transport of Natural Gas as Frozen Hydrate. International Society of Offshore and Polar Engineers, 1995; Nogami et al., Development Of Natural Gas Supply Chain By Means Of Natural Gas Hydrate (NGH). International Petroleum Technology Conference: 2008; Rehder et al., Energies 2012; 5(7):2499-2523; Tamsilian et al., J. Dispersion Sci. Technol. 2013; 34(2):259-267). Представляется целесообразным найти безопасные, эффективные и экологичные способы добычи труднодоступных газов, таких как природный газ или водород, из подводных сред и безопасной транспортировки их для потребления. Научная литература зачастую посвящена формированию клатратных гидратов метана (КГМ), так как метан является основным компонентом природного газа. В то же время, в зависимости от происхождения диапазон возможного газового состава может варьироваться от почти чистого метана до сложных смесей с высоким содержанием более тяжелых летучих углеводородов. Процесс, описанный в настоящем документе, в общем относится к формированию клатратного гидрата природного газа (КГПГ), в котором исходный природный газ может включать в себя около 85% метана, 10% этана и 5% пропана (по массе). Процесс может быть легко адаптирован к другим вариантам состава. Один из ключевых аспектов состоит в том, что для формирования КГПГ из смесей газов, составляющих природный газ, в целом необходимо меньшее гидростатическое давление при той же температуре, чем для формирования КГМ из чистого метана (см. Фиг. 1). Кроме того, другие менее распространенные или искусственно приготовленные смеси углеводородных газов, включающие в себя меньше метана и больше этана, пропана, бутана, изопентана и т.д., также образуют твердые клатратные гидраты, причем чем выше доля этих газовых компонентов с более высокими молекулярными массами, тем более низкое давление необходимо. Тем не менее, температурный диапазон формирования клатратов становится намного уже, и в случае формирования клатрата из чистого бутана необходима температура воды ниже 4°С (см. Фиг. 2), с учетом диапазона температур и давлений, требуемых для формирования клатратных гидратов из этих углеводородных газов в чистом виде.
[0003] Основополагающий принцип процесса формирования КГМ и КГПГ состоит в использовании температуры воды 6°С или ниже на дне океана на глубине более 800 метров, где соответствующее давление составляет 8,24 МПа (~ 1200 фунт/кв. дюйм) (см. Фиг. 1). При таких значениях давления и глубины газообразный метан, барботируемый через морскую воду, очень быстро образует маленькие сферические и хлопьевидные частицы КГМ, подобно природному газу (See, e.g. 
et al., Journal of Geophysical Research: Oceans 2012; 117; Warzinski et al., Geophysical Research Letters 2014; 41(19):2014GL061665). Температурные профили в океане изменяются в зависимости от района. Вода в Мексиканском заливе обычно на несколько градусов теплее, чем в Северном море, так что глубина, необходимая для быстрого формирования КГМ, для сопоставимого температурного диапазона в предыдущем случае должна быть больше. Кроме того, следует добавить, что при освоении глубоководных запасов нефти с природным газом желательно не иметь дел. Труднодоступный газ иногда сжигают или закачивают обратно в пласт для предотвращения его воспламенения. Содержание газа является одним из критериев выбора запасов для освоения, и слишком высокое содержание газа может сделать разработку невозможной.
[0004] При освоении глубоководных запасов нефти с природным газом желательно не иметь дел. Труднодоступный газ иногда сжигают или закачивают обратно в пласт. Содержание газа является одним из критериев выбора запасов для освоения, и слишком высокое содержание газа может сделать разработку невозможной. Существуют более ранние и текущие работы по преобразованию природного газа в гидраты на сухопутных и морских установках. (См., например, Nakai, "Development of Natural Gas Hydrate (NGH) Supply Chain," World Gas Conference 2012, Kuala Lampur; Rehder et al., Energies 2012; 5(7):2499-2523). Экзотермичность процесса преобразования и необходимость высокого давления и температуры делают процесс опасным, сложным и дорогим. Представляется целесообразным обеспечить безопасные и эффективные способы для преобразования природного газа (в основном, метана) в твердые клатратные гидраты («горючий лед») с помощью осуществления технологического процесса глубоко в океане, где местные условия (т.е. высокое гидростатическое давление и холодная вода) благоприятствуют формированию клатратов. Это, в свою очередь, обеспечило бы эффективные и экологичные способы добычи природного газа из подводных сред и его безопасной транспортировки для потребления.
Кроме того, ввиду экзотермичности процесса преобразования теплота, высвобождающаяся в ходе процесса, обеспечивает дополнительный ценный ресурс для освоения глубоководных океанических запасов клатратов природного газа.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0005] В первом аспекте, изобретение обеспечивает способы извлечения труднодоступного газа из коллекторов в подземных средах, таких как среды, расположенные на большой глубине под дном океана. Труднодоступный газ может быть природным газом или водородом, и газ может присутствовать в коллекторе или быть запасенным в нем. Коллектор может содержать газ или смесь нефти и газа либо коллектор может содержать природный газ, запасенный в виде клатратного гидрата природного газа. Способы включают, при необходимости, первый этап, состоящий в бурении скважины на дне океана для обеспечения доступа к труднодоступному газу. В некоторых примерах, в зависимости от коллектора, из скважины можно добывать только труднодоступный газ, такой как природный газ, водород или другой труднодоступный газ. В других примерах из скважины можно добывать смесь труднодоступного газа, такого как природный газ, и нефти. В случае газонефтяной смеси способы включают второй этап, состоящий в разделении нефтяной и газовой фаз. Этот этап для разделения может быть осуществлен, например, в сепараторе. В других примерах труднодоступный газ может существовать в форме клатратного гидрата. В таких примерах второй этап может включать в себя расщепление исходного клатратного гидрата на газ и воду, например, с помощью подвода теплоты или/и понижения давления. Способы могут включать третий этап, состоящий в транспортировке, прокачке или подаче по трубопроводу нефтяного компонента к поверхности океана, где нефтяной компонент может быть обработан в соответствии с известными способами. Аналогично, третий этап может включать сбор нефтяного компонента в отдельные транспортные контейнеры для транспортировки к поверхности. Способы могут включать четвертый этап, состоящий в очистке труднодоступного газа, такого как природный газ, от обломочного материала. Способы могут включать пятый этап, состоящий в транспортировке, прокачке или подаче по трубопроводу труднодоступного газа, такого как природный газ, к установке для преобразования газа в клатратный гидрат, например, расположенной непосредственно на дне океана. Установка для преобразования газа в клатратный гидрат может быть выполнена с возможностью преобразования труднодоступного газа, такого как природный газ, таким образом, чтобы из него формировались твердые гидраты, такие как клатраты. В качестве шестого этапа указанные твердые гидраты, такие как клатраты, могут быть собраны и помещены в транспортные контейнеры, подходящие для транспортировки твердых гидратов, таких как клатраты, к поверхности океана. В некоторых примерах твердые гидраты, такие как клатраты, сначала собирают и помещают в транспортные контейнеры, которые затем опорожняют на поверхности океана в более крупные транспортные средства для транспортировки к месту для обратного преобразования в природный газ или регазификации. В других примерах твердые гидраты, такие как клатраты, собирают и помещают в транспортные контейнеры, и сами эти транспортные контейнеры используют для транспортировки твердых гидратов, таких как клатраты, к месту для обратного преобразования в природный газ или регазификации.
[0006] Во втором аспекте, изобретение обеспечивает способы извлечения труднодоступного газа из запасов гидратов природного газа в подземных средах, таких как среды, расположенные на большой глубине под дном океана. Способы включают, при необходимости, первый этап, состоящий в бурении скважины в дне океана для извлечения углеводородов. В некоторых примерах, в зависимости от компонентного состава углеводородов в коллекторе, из скважины можно добывать только природный газ. Способы могут включать второй этап, состоящий в очистке природного газа от обломочного материала. Способы могут включать третий этап, состоящий в транспортировке, прокачке или подаче по трубопроводу природного газа к установке для преобразования газа в клатратный гидрат, например, расположенной непосредственно на дне океана. Установка для преобразования газа в клатратный гидрат может быть выполнена с возможностью преобразования природного газа таким образом, чтобы из него формировались твердые гидраты, такие как клатратный гидрат. Теплота, генерируемая в ходе экзотермического процесса преобразования природного газа с формированием из него твердых гидратов, таких как клатраты, может, при необходимости, быть передана обратно за счет теплопроводности или конвекции источнику природного газа и, следовательно, использована для облегчения высвобождения дополнительного количества природного газа. В качестве четвертого этапа указанные твердые гидраты, такие как клатраты, могут быть собраны и помещены в транспортные контейнеры, подходящие для транспортировки твердых гидратов, таких как клатраты, к поверхности океана. В некоторых примерах твердые гидраты, такие как клатраты, сначала собирают и помещают в транспортные контейнеры, которые затем опорожняют на поверхности океана в более крупное транспортное средство для транспортировки к месту для обратного преобразования в природный газ. В других примерах твердые гидраты, такие как клатраты, собирают и помещают в транспортные контейнеры, и сами эти транспортные контейнеры используют для транспортировки твердых гидратов, таких как клатраты, к месту назначения для обратного преобразования в природный газ.
[0007] В третьем аспекте, изобретение обеспечивает способ извлечения природного газа или смеси нефти и природного газа из подземных сред, таких как среды, расположенные под дном океана, и преобразование его в твердый гидрат, такой как клатрат, включающий:
a) извлечение природного газа или смеси нефти и природного газа;
b) при необходимости, отделение природного газа от смеси нефти и природного газа в первом баке или резервуаре;
c) транспортировку природного газа ко второму баку или резервуару;
d) добавление морской воды во второй бак или резервуар;
e) смешивание природного газа и воды с получением суспензии КГПГ в воде;
f) удаление избытка воды из суспензии КГПГ с получением твердого тела, содержащего клатрат; и
д) обработку твердого тела, содержащего клатрат, в транспортабельную форму.
[0008] Способ может также включать h) перемешивание или воздействие на твердое тело, содержащее клатрат, упругими волнами для стимулирования дополнительного роста клатратных частиц. Способ может также включать объединение более мелких частиц КГПГ и создание условий для их естественного сращения с образованием крупного блока.
[0009] Способ может также включать i) придание твердому телу, содержащему клатрат, по существу трубчатой формы; а также он может включать j) помещение твердого тела, содержащего клатрат, которое может по существу иметь трубчатую форму, в резервуар, такой как мешок, подходящий для транспортировки к поверхности океана.
[00010] Смешивание природного газа и воды с получением суспензии КГПГ в воде может включать один или более способов, включающих в себя (i) распыление тонкодиспергированной воды в газовом пространстве в верхней части бака или резервуара, которое может включать в себя использование воды, прокачиваемой наверх из нижней части бака или резервуара, которую, при необходимости, можно охлаждать путем прокачивания ее через наружные теплообменники, погруженные в окружающую морскую воду, и использование свежей морской воды, забираемой по мере расходования объема газа и падения давления; (ii) забор природного газа из газового пространства в верхней части бака или резервуара и прокачивание его в нижнюю часть бака или резервуара, где его можно вводить в виде мелких пузырьков, всплывающих через воду в баке или резервуаре. Клатратный гидрат может образовываться в виде наружных оболочек вокруг газовых пузырьков по мере их всплытия в верхнюю часть бака или резервуара с получением слоя суспензии из КГПГ, газа и воды ниже газового пространства. Смешивание может также включать (ш) перемешивание и обеспечение сдвиговой деформации частиц суспензии, собирающейся под газовым пространством, для разрушения оболочек клатратного гидрата, формирующихся вокруг газовых пузырьков. Смешивание может также включать (iv) прокачивание смеси газа и морской воды, отбираемой из бака или резервуара, в центр двух твердых близко расположенных вращающихся в противоположные стороны дисков с ребристыми поверхностями для обеспечения поля с высокими сдвиговыми напряжениями и локальной пульсации давления, что также способствует разрушению клатратных оболочек суспензии, формирующихся вокруг эллипсоидных газовых пузырьков. Смешивание может включать преобразование по существу всего природного газа с получением объема суспензии из КГПГ и воды в верхней части бака или резервуара и нагретой воды в нижней части бака или резервуара.
[00011] Количество воды может быть выбрано таким образом, чтобы теплоемкость и скорость охлаждения избыточной воды (т.е. воды, которая не была израсходована на получение клатрата) были достаточными для ограничения роста температуры, связанного с энтальпией образования клатрата, в течение надлежащего интервала времени. Температура воды в окружающей среде может быть около 2, 3, 4, 5 или 6 либо 7°С, при этом может быть обеспечен достаточно низкий рост температуры для поддержания общей температуры в системе ниже температуры устойчивости КГПГ на глубине 800 м (8,2 МПа), которая может составлять порядка 17°С. В общем, чем больше выбранное количество воды, тем ниже рост температуры воды, но больше потеря газа за счет удаления газа, абсорбированного водой.
[00012] При удалении избыточной воды из суспензии КГПГ для формирования твердого тела, содержащего клатрат, можно использовать то обстоятельство, что менее плотный клатрат всплывает на поверхность. Удаление избыточной воды из суспензии КГПГ для формирования твердого тела, содержащего клатрат, может включать прокачивание или транспортировку клатратной суспензии в устройство или механизм для удаления избыточной воды. Природный газ может быть по существу преобразован в клатратный гидрат, состоящий по существу из продолговатых и уплощенных эллипсоидных пузырьков. Обработка твердого тела, содержащего клатрат, в транспортабельную форму может включать в себя формирование твердых дисков КГПГ. Резервуар, такой как мешок, может представлять собой складываемый гибкий мешок, который может быть расширен.
[00013] В четвертом аспекте, изобретение обеспечивает систему для извлечения природного газа или смеси нефти и природного газа из подземной среды, такой как среда, расположенная под дном океана, и преобразование его в твердый гидрат, такой как клатрат, содержащую:
а) первый бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве газонефтяного сепаратора;
а) второй бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве устройства обработки КГПГ; и
а) третий бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве контейнера для сбора/транспортировки КГПГ.
[00014] Система может, при необходимости, содержать d) впускное устройство, сообщающееся в устьем скважины; и может, при необходимости, содержать е) турбину/дроссель, которая может быть соединена с дросселем. Первый бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве газонефтяного сепаратора. Турбина может быть присоединена к выходу устья скважины для генерации механической и электрической мощности для приведения в действие электродвигателей и механических обрабатывающих устройств.
[00015] Первый бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве газонефтяного сепаратора, имеет внутреннее давление примерно на один или два бара выше давления морской воды в окружающей среде. Сепаратор может действовать как центрифуга, при этом более тяжелые (преимущественно нефть) частицы физически отделяются от более легких (преимущественно газ) частиц. Более тяжелые частицы собираются на наружном слое и могут быть удалены через расположенный соответствующим образом выход. Вблизи центра может быть расположен выход для удаления более легких частиц газа.
[00016] Второй бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве устройства обработки КГПГ, может быть моделью низкого давления (около 0,2 МПа или 2 бар) или моделью высокого давления (по меньшей мере около 3,5 МПа или 35 бар). Кроме того, второй бак или резервуар может быть выполнен с возможностью реализации циклического процесса. В некоторых примерах может быть несколько (например, 3) баков или резервуаров для циклической обработки меньшего размера (бак 2а, бак 2b, бак 2с и т.д.), время работы которых отрегулировано для осуществления полунепрерывного процесса. Второй бак или резервуар может представлять собой цилиндрический бак, имеющий вертикально направленную ось и отношение высоты к диаметру около 5:2. Второй бак или резервуар может быть пол у гибким и содержать верхнее входное отверстие с клапаном и/или нижнее выходное отверстие и один или более датчиков температуры и/или давления и один или более аппаратов для перемешивания.
[00017] Третий бак или резервуар, выполненный с возможностью работы в качестве контейнера для сбора/транспортировки КГПГ, может представлять собой сжимаемый мешок или складываемый гибкий мешок, который может быть расширен. Он может иметь приблизительно нулевую плавучесть и плотность, приблизительно равную плотности воды.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[00018] На Фиг. 1 изображены кривые (границы) фазового равновесия для получения клатратных гидратов из метана, а также природного газа в координатах глубины океана (пропорциональной давлению) и температуры воды. Также показаны изотермы для Мексиканского залива и Северного моря.
[00019] На Фиг. 2 изображены кривые (границы) фазового равновесия для образования клатратных гидратов из чистого метана, чистого этана, чистого пропана и чистого бутана.
[00020] На Фиг. 3 показан строящийся плавучий завод по сжижению природного газа Prelude компании Shell.
[00021] На Фиг. 4 представлена принципиальная схема изобретения.
[00022] На Фиг. 5 показаны вращающиеся в противоположные стороны сдвиговые диски для разрушения оболочек клатрата, образующихся вокруг газовых пузырьков.
[00023] На Фиг. 6 изображена гексагональная упаковка круглых цилиндров: первый размер - слева с плотностью упаковки 0,9069; второй размер - справа, отношение диаметров 0,1547 с плотностью упаковки 0,9503 (по материалам Kennedy, Discrete and Computational Geometry 35 (2006), 255-267).
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[00024] Настоящие способы и системы содержат следующие элементы и этапы.
Этапы процесса на основе системы с тремя баками:
[00025] Впускное устройство, сообщающееся с устьем скважины.
Природный газ или смесь нефти и газа поднимается по трубе из подземного коллектора на глубине порядка многих сотен или тысяч футов под морским дном и перемещаются к устью скважины. Смесь нефти и газа может быть по большей части жидкой на исходной глубине коллектора, где давление может быть до 70 МПа, а температура - около 115°С (это условия в нефтяном коллекторе для скважины Макондо). Однако в точке входа в устье скважины и в зависимости от наличия дополнительных дросселей и фактического расхода давление может быть ниже, на уровне примерно от 20 до 30 МПа, но температура будет иметь значение, близкое к 90°С, ниже, чем в коллекторе, из-за кипения и адиабатного расширения газа, выделяющегося из нефти в результате снижения давления при движении вверх по трубе под водой.
[00026] Турбина/дроссель.
Турбина, соединенная с дросселем, может быть присоединена к выходу устья скважины для генерации механической и электрической мощности для приведения в действие электродвигателей и механических устройств обработки. При описанных расходах и условиях будет возможно генерировать несколько сотен лошадиных сил (1/3 МВт или более). На выходе из турбины/дросселя давление газонефтяного потока будет равно давлению на дне моря (около 8,2 МПа) и значение температуры все еще будет около 80°С, так как при понижении давления больше растворенных газовых компонентов выкипает из нагретой нефти.
[00027] Бак 1/ газонефтяной сепаратор.
После выхода из турбины/дросселя газонефтяная смесь поступает в бак 1, газонефтяной сепаратор, который может по существу представлять собой длинный вертикальный бак с отношением длины к диаметру 4:1 и с внутренним давлением примерно на один или два бара выше давления морской воды в окружающей среде. Такие нефтегазовые сепараторы известны и являются стандартными в промышленности. Для разделения этих двух фаз может быть использован промышленный сепаратор нефти и газа. Сепаратор может действовать как центрифуга, так что более тяжелые частицы нефти будут перемещаться к периферии, а более легкие частицы газа будут перемещаться к центру. Вход нефтегазовой смеси находится в центре сепаратора. В центре сепаратора расположена выпускная труба для откачки компонента природного газа и направления его в бак для преобразования в клатратный гидрат. Рядом с торцом бака расположена выпускная труба для откачки нефти. Нефть будут закачивать в трубопровод, направляющий нефть к принимающему судну на поверхности океана. В другом варианте нефть можно закачивать в резервуар под давлением DSM Dyneema или Spectra для последующей транспортировки. Этот резервуар может быть изготовлен из композитной намотки сверхвысокомолекулярного полиэтилена (UHMWPE) в матрице из полиуретана. Для этой цели может быть использована лента из однонаправленного материала DSM Dyneema. Таким образом, собственно бак будет иметь нулевую плавучесть и сможет легко перемещаться в океане с использованием дистанционно управляемого аппарата или подходящей системы на основе конвейерной ленты для доставки пустых баков с поверхности и полных баков обратно на поверхность. Требуемый размер бака зависит от продолжительности обработки, необходимой для выкипания газа, выхода газа в виде пузырьков и полного отделения газа от нефти. Для номинальной базовой конфигурации расход газа составит около 546 м3/ч., а общий расход нефти и газа составит примерно 800 м3/ч. Предположим, что эффективное время обработки в сепараторе равно 15 мин., тогда требуемый объем будет равен примерно Vsep≈200 m3. Объем такого бака с отношением длины к диаметру 4/1 с учетом диаметра, Dsep, равен 
, откуда получим Dsep≈4.0 m. Сила плавучести для этого бака будет в основном обеспечена за счет объема природного газа, Vng≈200 m3, так что Fgas=(ρw-ρng)gVng≈9319Vng=1.27 MN или около 286000 Фунт-силы.
[00028] Подробное описание бака 1:
- высокие силы плавучести вызывают необходимость расположения бака над устьем скважины и прикрепления специальной конструкции (в зависимости от расположения других компонентов системы, обеспечивающих вклад в силы плавучести) для создания результирующей продольной силы вдоль оси расположенных ниже устья скважины и трубы с обеспечением минимальных изгибающих моментов;
- необходима будет ограничивающая система ремней, перекрывающая верхнюю часть и прикрепленная в нижней части к конструкции, соединенной с устьем скважины;
- внутреннее давление несколько изменяется по высоте бака в зависимости от вертикального распределения газа, и осевые и окружные растягивающие напряжения (двухосные нагрузки), действующие на стенки, будут увеличиваться в направлении к верхней части, так что может быть необходимо увеличение толщины стенок бака, особенно по мере приближения к куполообразной части;
- нижняя часть бака должна иметь осесимметричное W-образное поперечное сечение, причем газонефтяная смесь будет поступать через центр на возвышении, и осадок или поступающая вода будут попадать в кольцевое пространство в нижней точке W-образного профиля, где они могут быть собраны и откачаны.
[00029] Бак 2 для обработки КГПГ.
После отделения от нефти природный газ прокачивают в бак 2 по газопроводу под низким относительным давлением (например, от 1 до 2 бар), оснащенному датчиком расхода и регулирующим клапаном для измерения точного количества газа. Бак 2 имеет две возможные модели: модель низкого давления (не более 0,2 МПа или 2 бар) и модель высокого давления (не менее 3,5 МПа или 35 бар). Кроме того, бак 2 может быть выполнен с возможностью реализации циклического процесса. На самом деле может быть целесообразно наличие нескольких (например, 3) баков для циклической обработки меньшего размера (бак 2а, бак 2b, бак 2с и т.д.), время работы которых отрегулировано для осуществления полунепрерывного процесса. Это могло бы уменьшить силы плавучести бака газового сепаратора, который мог бы выполнять функцию бака-накопителя для хранения газа между загрузками бака.
[00030] Рассмотрим сначала модель низкого давления. Бак 2 будет представлять собой цилиндрический бак с вертикально направленной осью и отношением высоты к диаметру в диапазоне от 2 до 4 или около того. Бак будет полугибким и может быть обмотан лентой из волокна Dyneema или уретанового однонаправленного материала. Первоначально бак заполнен холодной морской водой, и природный газ поступает в него через верхнее входное отверстие с клапаном, заполняет верхнюю часть бака и вытесняет воду из нижней части до достижения необходимого отношения объема газа к объему воды; отношение составляет около 3 частей воды на 1 часть газа, однако это отношение можно регулировать. Когда необходимое отношение объема воды к объему газа достигнуто, бак частично отсекают от окружающей среды с использованием клапана одностороннего действия, при помощи чего более холодная морская вода может поступать в бак, если давление в нем опускается ниже давления окружающей морской воды и возникает угроза разрушения под действием внешнего давления.
[00031] Затем вода и газ могут быть смешаны для получения суспензии КГПГ в воде с использованием различных способов: (i) распыление тонкодиспергированной воды в газовом пространстве в верхней части бака с использованием воды, прокачиваемой наверх из нижней части бака, которую можно охлаждать путем прокачивания ее через наружные теплообменники, погруженные в окружающую морскую воду, и с использованием свежей морской воды, забираемой по мере расходования объема газа и падения давления; (ii) забор природного газа из газового пространства в верхней части бака и прокачивание его в нижнюю часть бака, где его вводят в виде мелких пузырьков, всплывающих через воду в баке и образующих вокруг себя клатратный гидрат в виде наружных оболочек по мере всплытия в верхнюю часть бака с формированием слоя суспензии из КГПГ, газа и воды ниже газового пространства; (iii) интенсивное перемешивание и обеспечение сдвиговой деформации суспензии, собирающейся под газовым пространством, для разрушения оболочек клатратного гидрата, формирующихся вокруг газовых пузырьков, (iv) прокачивание смеси газа и морской воды, отбираемой из бака, в центр двух твердых и близко расположенных вращающихся в противоположные стороны дисков с ребристыми поверхностями для обеспечения поля с высокими сдвиговыми напряжениями и локальной пульсации давления, что также способствует разрушению клатратных оболочек суспензии, формирующихся вокруг эллипсоидных газовых пузырьков (см. Фиг. 5). В конечном счете, весь газ преобразуют для формирования объема суспензии из КГПГ и воды в верхней части бака и несколько большего и более нагретого объема воды в нижней части бака, который также содержит небольшое количество растворенного природного газа.
[00032] Важным аспектом является определение исходного соотношения газа и воды в баке перед подачей давления и перемешиванием. Количество воды выбирают таким образом, чтобы теплоемкость и скорость охлаждения избыточной воды (т.е. воды, которая не была израсходована на получение клатрата) были достаточными для ограничения роста температуры, связанного с энтальпией образования клатрата, в течение надлежащего интервала времени. Избыток воды также используют в качестве поглотителя солевого раствора, удаляемого при образовании кристаллов клатратного гидрата. Обычно температура воды в окружающей среде составляет около 5°С, при этом должен быть обеспечен достаточно низкий рост температуры для поддержания общей температуры в системе ниже температуры устойчивости КГПГ на глубине 800 м (8,2 МПа), которая может составлять порядка 17°С.
[00033] Конечным этапом обработки является вытеснение остаточной избыточной соленой воды из суспензии КГПГ для получения твердого тела, при этом можно использовать то обстоятельство, что менее плотный клатрат всплывает на поверхность, в то время как обогащенный солью раствор собирается в нижней части бака. При этом обогащенную клатратом суспензию необходимо закачать в устройство или механизм для вытеснения или выжимания избыточной воды для получения больших твердых дисков КГПГ. Эти диски будут круглой формы, одинаковой толщины, с большим отношением диаметра к толщине, и их можно будет высвобождать и укладывать в стопку в высокие цилиндрические транспортные мешки, именуемые «бак 4», как описано ниже. Кроме того, для облегчения дальнейшей обработки КГПГ с целью извлечения природного газа между уложенными в стопку дисками КГПГ могут быть размещены разделители из материала Dyneema или полиуретана, чтобы диски не сплавлялись друг с другом. Диски затем могут быть разрушены для увеличения отношения площади поверхности к объему и, таким образом, значительного увеличения скорости разложения КГПГ (См., например, Takeya et al., Chem. Eng. Sci. 2005; 60(5): 1383-1387; Falenty et al., Energy Fuels 2014; 28(10):6275-6283). Это, по-видимому, может быть менее целесообразно, чем осуществление получения твердых цилиндров КГПГ диаметром 1 м и длиной 4 м для эффективного размещения их в транспортном контейнере. Для такого преобразования КГПГ в цилиндры могут потребоваться специальные толстостенные баллоны из материала Dyneema с вытеснением воды за счет сжатия или работы шнека.
[00034] Далее рассмотрим модель высокого давления (избыточное давление более 3,5 МПа относительно давления окружающей морской воды 8,2 МПа). Бак 2 может также быть намного более толстостенным по сравнению с моделью низкого давления цилиндрическим баком с обмоткой из ленты из однонаправленного материала, вертикально направленной осью и отношением высоты к диаметру около 5/2. Первоначально бак может быть заполнен холодной морской водой, и природный газ поступает в него через верхнее входное отверстие с клапаном, и по мере заполнения верхней части бака вытесняет воду из нижней части до достижения необходимого отношения объема газа к объему воды; отношение составляет около 3 частей воды на 1 часть газа или менее, меньше, чем для системы низкого давления. Когда необходимое отношение объема воды к объему газа достигнуто, бак частично отсекают от окружающей среды с использованием клапана одностороннего действия и повышают давление до заданного высокого значения путем закачивания под давлением большего количества морской воды для сжатия газа. Абсолютное значение внутреннего давления теперь приближается к 12 МПа, что эквивалентно глубине океана 1200 м.
[00035] Подробное описание бака 2:
- должно быть обеспечено регулирование температуры и давления для оптимальной реакции в течение надлежащего интервала времени;
- воду используют в качестве нестехиометрического количества, реагирующего с природным газом для получения клатратного гидрата, а также в качестве местного поглотителя тепла для поддержания температуры ниже критической температуры устойчивости клатрата при рабочем давлении в баке;
- перед подачей давления и последующим перемешиванием должна быть обеспечена подача воды и газа в верном соотношении, причем это соотношение зависит от мощности охлаждения воды, проходящей через теплообменники, в процессе обработки;
- объем контейнера для обработки зависит от того, какое количество контейнеров поочередно используют в циклическом процессе, что, в свою очередь, зависит от того, насколько быстро природный газ может быть преобразован в КГПГ;
- по мере приближения к концу процесса получения КГПГ для некоторого количества введенного природного газа и расходования большей его части может быть целесообразно осуществлять 2-й (и даже 3-й и 4-й) цикл ввода, в результате чего дополнительное количество газа будет введено в верхнюю часть бака и, возможно, некоторое количество нагретой воды будет удалено из нижней части бака для освобождения места;
- для технологического процесса с целью контроля реакции необходимы точные датчики температуры и давления;
- как и в случае бака 1 (сепаратора), для бака 2 (реактора) характерны большие силы плавучести, поэтому для удерживания бака на месте необходима будет аналогичная швартовочная система ремней. (Следует отметить, что датчики силы в швартовочной системе ремней могут указывать количество еще не прореагировавшего природного газа, оставшегося в контейнере, в любой момент времени.)
[00036] Бак 3, контейнер для сбора/транспортировки КГПГ.
Количество производимого твердого КГПГ может быть равно, например, около 300 м3/ч. или 7200 м3/сут. С учетом обеспеченности складываемым гибким мешком, который может быть расширен, и с учетом отношения длины к диаметру L/D=4, если соотношение объема и диаметра V=πD3, получим 
. Таким образом, если один мешок наполняют 4 часа, то объем КГПГ равен V=1,200 m3, диаметр равен 
, и длина составляет L≈29.2 m. Для мешка, наполняемого каждые шесть часов, объем равен V=1,800 m3, а размеры составляют D≈8.3 m и L≈33.2 m. Таким образом, если такой мешок наполняют дисками КГПГ, расположенными один на другом, их диаметр должен быть по меньшей мере 7 метров. С другой стороны, возможный способ мог бы состоять в регулярной упорядоченной упаковке твердых цилиндров КГПГ или призм прямоугольного сечения меньшего размера, как описано далее.
[00037] Преобразование клатратов в твердые цилиндры.
Суспензия КГПГ может быть сжата в твердые цилиндры с отношением длины к диаметру равному, например, 4. В этом случае объем цилиндра равен V=πD3. С учетом расхода 300 м3/час твердого КГПГ, целесообразно рассмотреть, сколько твердых цилиндров необходимо будет обрабатывать в час и какого размера они будут. Например, если диаметр твердого цилиндра равен 1 м, а длина составляет 4 м, то его объем будет 3,14 м3. Таки образом, в час может быть обработано 100 таких цилиндров или один цилиндр каждые 36 секунд. Это можно реализовать с использованием толстостенного баллона из материала Dyneema (подходящего для очень высоких осевых и окружных напряжений и имеющего пресс с винтовым приводом или шнек подобного рода). Параллельно могут работать несколько устройств, и фактически для облегчения эффективной упаковки могут быть изготовлены цилиндры различного диаметра.
[00038] Рассмотрим заполнение мешка диаметром приблизительно 7 м цилиндрами диаметром 1 м с гексагональным размещением вплотную в поперечном сечении (см. Фиг. 6) и осевым выравниванием. Если наружная поверхность мешка имеет форму шестиугольника, то по диагонали будет расположено 7 цилиндров и в поперечном сечении будет 37 цилиндров. При этом длина твердых цилиндров равна 4 м, а длина мешка составляет около 27 м. 7 цилиндров будут расположены вплотную. Кроме того, в этом случае плотность упаковки составит 
. Таким образом, общий объем КГПГ при этих размерах будет равен 259 м3, что довольно близко к величине 300 м3. Для двухкомпонентной упаковки (см. Фиг. 4), при которой маленькие цилиндры КГПГ размещают между цилиндрами большего размера с отношением диаметров 0,1547 (диаметр маленьких цилиндров равен 15,5 см), плотность упаковки возрастает до 0,9503. При этом пустое пространство можно заполнить частично спрессованной суспензией КГПГ в воде.
[00039] Сила плавучести транспортного мешка.
Сила плавучести для полного мешка, заполняемого за 4 часа, определяется соотношением
Fb,NGCH=(ρw-ρNGCH)gV=(1025-900)9.81V=1226V N = 1226(1200)=1.47 MN=330,000 lbf
и в случае мешка, заполняемого за шесть часов, она составит FbNGCH≈2.21 MN≈495,000 lbf (495000 фунт-сил). Эти силы плавучести имеют тот же порядок величины, что и для газонефтяного сепаратора (бак 1, 286000 фунт-сил) и бака 2 для обработки (613000 фунт-сил). Таким образом, при заполнении мешка может потребоваться швартовончая система ремней, аналогичная системе ремней для баков 1 и 2.
[00040] Проницаемость и герметизация мешка.
Стенки контейнера или мешка для КГПГ могут иметь некоторую проницаемость и будут иметь низкую теплопроводность для предотвращения регазификации (таяния) клатратного гидрата по мере повышения температуры и понижения гидростатического давления воды при перемещении контейнера к поверхности океана. Когда мешок развернут на дне океана, в него может быть установлен изоляционный слой или чехол. При достижении цилиндром КГПГ поверхности во избежание трудноконтролируемых ситуаций с большим объемом и плавучестью груза в ходе заполнения на поверхности океана может быть предпочтительно добавление изоляционного слоя. КГПГ может формировать защитное ледяное покрытие (См., например, Takeya et al., Journal of Physical Chemistry С 2012; 116(26): 13842-13848) и, таким образом, переходить в состояние самоконсервации (См., например, Stern et al., Journal of Physical Chemistry В 2001; 105(9):1756-1762), что эффективно замедляет дальнейшее разложение. Кроме того, после формирования защитной пленки большая энтальпия разложения КГПГ (удельное значение на 1 кг на 40% выше, чем при таянии льда) означает, что соединение не может легко разлагаться в отсутствие продолжительного подвода большого количества теплоты, что, таким образом, еще больше замедляет процесс разложения. Кроме того, разложение приводит к высвобождению свободного газа, который на поверхности клатрата может выполнять защитную функцию изолятора и, при определенных условиях, в случае захвата газа обеспечивать стабилизацию структуры.
[00041] Сила плавучести системы.
По всей вероятности, максимальная совокупная сила плавучести для всех трех баков, а также сопутствующего оборудования составит 1,3 млн. фунт-сил или более или 650 тонн либо 590 тонн. Это значение может быть несколько уменьшено за счет более частого наполнения мешков меньшего размера, однако основной вклад в плавучесть вносит бак 2. Чтобы составить должное представление о таких нагрузках, отметим, что 1,3 млн. тонн соответствует сумме разрушающих нагрузок для двух стальных тросов диаметром 3 дюйма. Или же для высокопрочного стального стержня с прочностью 100000 фунт/кв. дюйм сечение материала должно быть 13 кв. дюйм, так что диаметр будет равен 
. (4,1 дюйма). Очевидно, что такие нагрузки будут накладывать требования, главным образом, на максимальные осевые нагрузки на устье скважины и трубы, погруженные в коллектор, если система прикреплена к устью скважины, и потребуют аккуратного размещения компонентов для минимизации изгибающих нагрузок. При наполнении мешка силы плавучести возрастают и возникает необходимость в массивных крепежных устройствах, таких как используемые для баков 1 и 2. Необходимо обеспечить симметрию: возможно, в виде нескольких мешков меньшего размера и реакторов с приблизительно осесимметричным расположением/уравновешиванием. С другой стороны, при трубном давлении 6000 фунт/кв. дюйм на закрытый противовыбросовый превентор и диаметре трубы D для сдерживания усилия разрыва 1,3 млн. фунт-сил диаметр трубы должен быть 
(16,6 дюймов).
[00042] Общее описание.
Настоящее изобретение обеспечивает преобразование труднодоступного газа, обычно природного газа (по большей части метана), но возможно также и водорода, в твердые клатратные гидраты («горючий лед») с помощью осуществления процесса глубоко в океане, где высокое гидростатическое давление и холодная вода; оба эти условия необходимы для формирования клатратных гидратов.
[00043] Способы, описанные в настоящем документе, включают первый этап, состоящий в бурении скважины на дне океана для извлечения природного газа из коллекторов углеводородов (нефти и газа) глубоко под дном океана. В зависимости от состава углеводородов, поступающих из коллектора, из скважины можно добывать только газ или смесь газа и нефти. В случае смеси газа и нефти нефть отделяют от газа на дне океана с помощью специального сепаратора. Нефтяной компонент далее подают по трубопроводу к поверхности океана и обрабатывают стандартным образом. Природный газ очищают от обломочного материала и подают по трубопроводу в установку для преобразования газа в клатратный гидрат на дне океана, разработанную для получения твердых гидратов и размещения их в транспортных контейнерах для транспортировки к поверхности океана.
[00044] Давление нефти или газа в выпускной трубе непосредственно под поверхностью океана обычно намного выше давления воды на дне океана. Расширение газа в месте выхода со дна моря, который может быть оснащен дросселем какого-нибудь типа, обеспечивает средство для генерации мощности (электрической или механической) с помощью турбины.
[00045] Давление нефти или газа в выпускной трубе непосредственно под поверхностью океана обычно намного выше давления воды на дне океана. Расширение газа в месте выхода со дна моря, который может быть оснащен дросселем какого-нибудь типа, обеспечивает средство для генерации мощности (электрической или механической) с помощью турбины (возможная часть данного патента).
[00046] Способы, описанные в настоящем документе, обеспечивают процесс разделения газа и нефти у устья скважины, систему обработки полученного природного газа в твердый КГПГ и наполнение транспортных контейнеров твердым КГПГ для транспортировки к поверхности океана. Система включает в себя всю конструкцию системы обработки и используемые материалы, а также конструкцию транспортного контейнера и используемые материалы.
[00047] Технические задачи, связанные с эффективным и быстрым формированием КГПГ:
Хотя глубины океана, по-видимому, являются идеальной средой для обработки КГМ и КГПГ, существует несколько технических задач, которые необходимо решить для эффективного и непрерывного преобразования больших количеств таких углеводородных газов в большие контейнеры с твердым клатратом. Также есть задачи, связанные с успешной транспортировкой таких контейнеров со дна океана к его поверхности, в процессе которой они должны быть способны в течение некоторого времени обеспечивать стабильность КГПГ. Другими словами, не должно быть значительного преждевременного разложения КГПГ на жидкую воду и природный газ, который может утечь в атмосферу, и это должно быть осуществлено без каких-либо громоздких систем охлаждения и поддержания избыточного давления, прикрепленных к контейнерам.
[00048] Также существуют задачи, связанные непосредственно с транспортировкой контейнеров с КГМ и КГПГ на большие расстояния до центров переработки клатратов, которые должны быть выполнены с возможностью разложения клатратов на газ и по большей части обессоленную воду. Помимо извлеченного природного газа, который может быть закачан в газопроводы, процесс сопровождается поглощением большого количества теплоты из окружающей воды либо при непосредственном контакте, либо через теплообменники. Фактически, так как эти установки по переработке расположены рядом с крупными городами, существует возможность охлаждения зданий за счет таяния клатратов и поглощения теплоты. Кроме того, извлекаемая вода является по большей части обессоленной и представляет собой возможный источник пресной воды в областях, где пресной воды не так много и даже существует ее дефицит.
[00049] При смешивании природного газа и воды процесс получения КГПГ ограничен скоростью поглощения теплоты окружающей водой. Например, энтальпия получения КГМ из метана и воды на 1 кг на 40% выше, чем энтальпия замерзания воды (энтальпия образования КГМ равна 441 кДж/кг по сравнению с 334 кДж/кг для замерзания воды). Чтобы оценить значительность этого факта, отметим, что количество теплоты, выделяемое при получении 1 кг КГМ, эквивалентно количеству теплоты, необходимому для нагрева воды от температуры чуть выше точки замерзания 0°С до точки кипения 100°С. Это означает, что для процесса получения КГМ необходимо большое количество холодной воды для поглощения и отвода генерируемой теплоты. Если разрабатывать теплообменники, погруженные в окружающую океанскую воду и соединенные с закрытым контейнером для обработки КГПГ, то для эффективной передачи теплоты в океанскую воду необходимы высокие расходы воды и большие площади поверхности для теплообмена.
[00050] Скорость, с которой метан или природный газ объединяется с водой для получения КГМ или КГПГ, зависит от движущей силы реакции, неявно связанной с разностью между давлением воды и температурой в данных условиях получения и соответствующими значениями на границе термодинамической устойчивости. На Фиг. 1 изображены профили фазового равновесия в океане (кривые в координатах температуры и давления). Области слева от этих кривых соответствуют условиям, допускающим получение клатратных гидратов; в условиях, соответствующих областям справа, клатратные гидраты не образуются. Эти кривые представляют собой температуры фазового перехода. Например, в океане на глубине 800 м метан будет объединяться с водой для получения КГМ при температурах ниже 9°С (48°F), в то время как в случае природного газа температура фазового перехода для получения КГПГ оказывается выше и достигает около 18°С (64°F), что производит благоприятный эффект. В то же время, с учетом заданной температуры фазового перехода 9°С (48°F) для получения КГМ и КГПГ для формирования КГПГ необходима меньшая глубина океана: всего 300 м, а не 800 м, как в случае КГМ. Таким образом, «запас» для нагрева воды вокруг формирующихся зон скопления частиц твердого клатратного гидрата, доступный для поглощения теплоты (энтальпии) формирования клатрата, оказывается выше.
[00051] Исследования показывают, что скорости теплопередачи и переноса газа через твердый КГМ малы (См., например, Kuhs et al., Journal of Physical Chemistry В 2006; 110(26): 13283-13295; Shi et al., Chem. Eng. J. 2011; 171(3):1308-1316; Falenty et al., Journal of Physical Chemistry С 2013; 117(16):8443-8457), так что КГМ изначально должен формироваться в виде мелких (~ 1 мм) сферических или хлопьевидных частиц, взвешенных в воде. Фактически, КГМ обычно формируется в виде твердых оболочек на поверхности мелких газовых пузырьков, которые запирают часть газа в пределах оболочки (См. Warzinski, et al., Geophysical Research Letters 2014; 41(19):2014GL061665), и для прохождения газа через оболочку для объединения с находящейся снаружи водой необходимо обеспечить движение в застойных зонах или на участках заторможенного потока. Это, безусловно, медленный процесс. Для ускорения процесса получения КГМ эти оболочки клатратного гидрата непрерывно раскалывают и разрушают по мере их получения. Кроме того, продолговатые и уплощенные эллипсоидные пузырьки являются более предпочтительными, чем сферические. Таким образом, высокая скорость сдвига потока, содержащего смесь газа и воды способствует получению такой продолговатой формы, например, за счет интенсивного перемешивания. Добавление небольшого количества поверхностно-активного вещества, такого как додецилсульфат натрия (SDS), способствует уменьшению размера газовых пузырьков, что значительно увеличивает отношение площади поверхности к объему пузырьков и, таким образом, значительно увеличивает скорость получения КГМ.
[00052] Промежуточный этап может включать добавление некоторого количества природного газа и холодной воды в некотором соотношении в закрытый или частично отсеченный от окружающей среды контейнер под определенным внутренним давлением. С течением времени образуется суспензия из КГПГ и воды и остаточный газ, и в данном процессе генерируемая теплота вызовет повышение температуры оставшейся неизрасходованной воды до точки на линии фазового равновесия (см. Фиг. 1). При достижении этой температуры реакция между природным газом и водой для получения КГПГ остановится. На этой стадии для снижения температуры может быть добавлено дополнительное количество воды, и за счет перемешивания и повторного введения оставшегося природного газа в суспензию процесс получения клатрата продолжится. Можно добавить достаточное количество воды, чтобы в конечном счете весь газ был либо преобразован в клатрат (большая часть) или растворен в воде (малая часть). Вода может быть вытеснена из суспензии клатрата в воде с помощью фильтрования суспензии и дальнейшего ее сжатия для вытеснения воды и выдавливания ее в океан. Эта извлеченная вода становится средством, с помощью которого в процессе обработки отводят теплоту. Некоторое количество метана или природного газа может быть растворено в воде или рассредоточено в виде нанопузырьков и, следовательно, может быть унесено в океан, что делает процесс несколько менее эффективным. В зависимости от доступного диапазона давления и температур слева от кривой фазового перехода (фазового равновесия) на Фиг. 1 объем используемой воды может в десятки раз превышать объем формируемого твердого КГПГ, и 15% природного газа может быть рассредоточено или растворено в воде и вытеснено в океан, что снижает эффективность. Кроме того, могут возникнуть экологические проблемы, хотя на этой глубине это количество теряемого газа в минуту, по-видимому, будет далее растворено и поглощено океанскими микроорганизмами и не достигнет поверхности океана и атмосферы (См. Rehder et al., Marine Chemistry 2009; 114(1-2): 19-30.). Следовательно, предпочтительно иметь меньшее исходное количество воды, чтобы удалять ее из суспензии по мере повышения температуры, охлаждать эту воду прокачиванием ее через закрытый теплообменник, погруженный в океанскую воду, и далее повторно вводить эту охлажденную воду обратно в закрытый реакционный контейнер для получения клатратного гидрата. В конечном счете, когда весь природный газ будет преобразован в КГПГ, остаточная жидкая вода может быть вытеснена и выдавлена в океан. Таким образом, вытеснение рассредоточенного или растворенного газа в океанскую воду сведено к минимуму. В любом случае, для преобразования заданного количества природного газа в твердый КГПГ необходим отвод всей генерируемой теплоты и рассеивание ее в океане и вытеснение неиспользованной воды из суспензии КГПГ для формирования твердого тела, которое затем может быть помещено в транспортный контейнер.
[00053] Для осуществления обработки КГПГ будет разработан реакционный резервуар, который подойдет не только для решения описанных выше задач, но также будет рассчитан на особенно важную величину расхода газа из стандартной скважины. При этом необходимо учесть следующие важные соображения.
(i) Необходимо располагать мощностью, доступной для прокачивания флюидов в теплообменники и контейнеры и откачивания их оттуда, для приведения в действие механизмов для разрушения оболочек клатратного гидрата, окружающих газовые пузырьки, для ускорения процесса преобразования и для вытеснения воды из суспензии КГПГ в воде для образования твердого тела.
(ii) Необходимо располагать одним или более контейнерами для преобразования природного газа в твердый КППГ и другими контейнерами для эффективного размещения и транспортировки их к поверхности океана. Контейнеры должны быть большими и обеспечивать большие силы плавучести в зависимости от скорости, с которой метан или природный газ может быть отделен от нефти и преобразован в КГПГ в стабильном состоянии. Вкратце, чем больше времени в среднем занимает преобразование литра природного газа в примерно литр КГПГ, тем дольше необходимо сдерживать силы плавучести.
[00054] Пункт (i) может быть обеспечен с помощью установки газовой турбины в месте выхода газа из устья скважины, так как давление газа, перемещающегося вверх по трубе непосредственно под морской поверхностью намного выше, чем давление окружающей среды на дне моря, поэтому будет иметь место значительное расширение газа за счет разности давлений, которое может быть использовано для генерации мощности. Пункт (ii) может быть фактически выполнен в частности для транспортных контейнеров для КГПГ с помощью использования чрезвычайно прочных гибких волокнистых материалов с околонулевой плавучестью. Такие материалы могут даже обеспечить разработку сжимаемых контейнеров, которые можно перемещать с места на место с помощью дистанционно управляемых подводных аппаратов. За исключением, возможно, полунепрерывно устанавливаемых контейнеров, выполняющих определенные аспекты процесса, эти требования по существу исключают использование металлических контейнеров.
[00055] Расходы газа и требования к процессу:
Выброс углеводородов на скважине Макондо (авария на платформе Deepwater Horizon) произошел на глубине примерно 1500 м в Мексиканском заливе, при этом объемный расход газового компонента (по большей части метана под давлением 15 МПа на той глубине) составил 9,372 м3/мин. или 562,32 м3/ч. При 15 МПа и 4°С из 0,877 л метана образуется 1 л КГМ. Таким образом, эффективная скорость получения твердого КГМ или КГПГ, большая часть которого образовывалась на глубине от 15 до 100 м над местом выброса, составила 10,69 м3/мин. или 641,21 м3/ч. Этот клатратный гидрат затем был унесен океанскими течениями и, в конечном счете, растаял ввиду всплытия к поверхности, при этом в сущности весь высвободившийся природный газ растворился в морской воде и был поглощен микроорганизмами. Газовый компонент составлял 25% по массе и 60% по объему от общего количества углеводородов (газ и нефть), выходящих из скважины.
[00056] Газовый компонент потока из скважины Макондо был меньше, хотя и сопоставим с предлагаемой производительностью процесса строящегося судна для сжижения природного газа Prelude компании Shell длиной 488 м. Предлагаемое применение заключается в перемещении судна над несколькими газовыми скважинами и переработке природного газа в сжиженный природный газ с использованием массивного охлаждающего оборудования для понижения температуры газа до -163°С. Извлекаемая теплота, сопоставимая с энтальпией на 1 кг при формировании КГПГ, будет отведена в окружающий океан (см. Фиг. 3). Несмотря на размеры и стоимость, планируемое количество природного газа в кг, которое будет переработано на судне Prelude, фактически всего в 5 раз превышает количество природного газа, вышедшего при выбросе на скважине Макондо. Для расчетов основных параметров предположим, что поток газа составляет половину потока из скважины Макондо, примерно 10% количества, перерабатываемого массивным судном для сжижения природного газа Prelude компании Shell.
[00057] Твердый КГМ имеет плотность приблизительно ρMCH=900 kg/m3, так что на глубине 1500 м из одного литра сжатого метана получится примерно один килограмм КГМ. В то же время, плотность метана при этом давлении, равном 15 МПа, и температуре около 4°С составляет ρmg=138 kg/m3, примерно 15% плотности КГМ, который из него образуется. При меньших глубинах и давлениях плотность газа меньше, и объем газа, необходимого для получения литра КГМ, пропорционально больше. Одной из важных проблем является то, что, ввиду намного меньшей плотности природного газа (плотность газа примерно составляет примерно 1/7 плотности морской воды на той глубине), силы плавучести, возникающие при обработке количества природного газа, аналогичного потоку из скважины Макондо, возможно, будут очень большими.
[00058] Базовые давления и расходы для расчетов конструкции
Для определения всего процесса в плане компонентов обработки, скоростей реакции, размеров контейнеров и сил плавучести были проведены расчеты с учетом несколько менее эффективных расхода газа и результирующей скорости получения КГМ, чем в случае неконтролируемого выброса на скважине Макондо. Расход можно регулировать с помощью дросселирования, что по существу обеспечивают с помощью заклиненного или частично закрытого противовыбросового превентора. (По некоторым оценкам, полностью открытый противовыбросовый превентор, расположенный под отсекаемой трубой, обеспечил бы умеренное увеличение расхода: примерно на 33%). Таким образом, примем, что эквивалентный расход равен 5,0 м3/мин. или 300 м3/ч., что чуть больше половины расхода газового компонента из скважины Макондо под давлением 15 МПа. При плотности КГМ ρMCH=900 kg/m3, что также применимо к КГПГ, это даст возможность получить 4500 кг/мин. или 270000 кг/ч. твердого КГПГ, который должен быть размещен в контейнерах для транспортировки к поверхности океана. Количество природного газа, рассмотренное в расчетах основных параметров, по-прежнему составляет около 1/10 производительности технологического процесса судна для сжижения природного газа Prelude компании Shell стоимостью в миллиарды долларов, что, однако же, является существенным количеством.
[00059] Примем более умеренную глубину 800 м или 8,24 МПа вместо 15 МПа для скважины Макондо. При этом давлении объем природного газа будет больше, чем при 15 МПа, примерно в 1,82 раза и, таким образом, его плотность будет более близка к плотности метана при том же давлении, а именно ρmg=75 kg/m3. Фактически, природный газ, по-видимому, содержит больше этана и пропана, и его плотность может быть несколько больше. Таким образом, для производства 1 литра или 0,90 кг КГПГ необходимо (0,877)(1,82) = 1,6 л газа. Проектирование с учетом этих условий позволит расширить диапазон глубин океана, при которых система сможет работать. Были проведены расчеты процесса и контейнера.
[00060] Расчеты контейнера для обработки
Предположим, что изготовленная реакционная камера рассчитана на обработку 300 м3/ч. КГПГ, для чего будет необходимо 546 м3/ч. газа при давлении 8,24 МПа и температуре, скажем, 4°С. (В случае нескольких реакционных камер их размер будет пропорционально меньше.) Независимо от глубины океана, на которой расположена установка для обработки, количество теплоты, генерируемой в час при формировании КГПГ, составляет около (441 кДж/кг)×(270000 кг/ч.)=1,19×108 кДж/ч. или 1,99×106 кДж/мин. либо 3,31×107 Дж/с. (Следует учесть, что это эквивалентно мощности 33,1 МВт или 44400 л. с, что дает представление о потенциале охлаждения городских зданий, который возникает за счет энтальпии преобразования КГПГ обратно в природный газ в зонах переработки, расположенных рядом с городом). Предположим, что разность температур для отвода теплоты равна 10°С (см. Фиг. 1; принято, что глубина равна 800 м и газ представляет собой смесь метана, этана и бутана, стандартную для природного газа). Отвод этого количества теплоты соответствует нагреву 2700000 кг морской воды в час примерно на 10°С. Иными словами, если не использовать теплообменник для охлаждения воды, то для поглощения теплоты образования клатрата необходима масса морской воды в 10 раз превышающая массу фактически образовавшегося клатрата.
[00061] Предположим, что все количество непрерывно поступающего природного газа необходимо преобразовать в КГПГ в контейнере при следующих условиях: (i) размещение эффективного количества газа, поступившего за полчаса, происходит в полузакрытом контейнере (это означает, что контейнер будет всегда вмещать в себя объем газа, равный объему газа, поступающего в систему за полчаса), (ii) подача достаточного количества воды, поступающей в систему и отводимой из нее для поддержания теплообмена, (iii) в среднем, количество КГПГ в контейнере эквивалентно преобразованию половины газа, поступающего в час, и (iv) в любой момент времени количество воды, протекающей через контейнер для отвода теплоты, должно превышать количество КГПГ в 10 раз. При этих условиях объем контейнера должен будет составлять 2000 м3, большая часть из которого будет заполнена морской водой, поглощающей и отводящей выделяющуюся теплоту. Для более наглядного представления, потребуется цилиндрический контейнер диаметром около 10 м и длиной 25 м. Для уменьшения размеров контейнера потребуется постоянное извлечение нагретой воды, откачка и охлаждение воды до температуры морской воды на глубине около 800 м с использованием наружных теплообменников и закачка воды обратно в обменник, где она будет снова смешиваться с газом для формирования суспензии из КГПГ, газа и воды. Если сделано так, что в час необходимо размещение только 1/5 количества воды, то объем контейнера для переработки поступающего природного газа в КГПГ может быть уменьшен, возможно, до 700 м3. Для этого необходим будет контейнер существенно меньшего размера: диаметром примерно 7 м и длиной 18 м. Кроме того, возвращенная в цикл вода будет насыщена растворенным в ней метаном, что делает процесс более эффективным и снижает потери за счет закачивания свежей морской воды и удаления подогретой воды со значительным количеством растворенного природного газа.
[00062] Необходимо принять меры по ограничению сил плавучести. Эти силы плавучести, главным образом, возникают из-за наличия газа в системе в любой момент времени и, в меньшей степени, из-за наличия КГМ в системе. С учетом объема Vc,mg метана и соответствующих плотностей воды и метана на глубине 800 м сила плавучести для газа составит
Fc,b,mg = (ρw-ρmg)gVc,mg=(1025-75)9.81Vc,mg
= 9319Vc,mg = 9319(273) = 2,544,224N = 571,735 lbf
[00063] Для этого объема КГМ, Vc,MCH, присутствующего в камере обработки в любой момент времени, сила плавучести для КГМ в камере равна
Fc,b,MCH=(ρw-ρMCH)gVc,MCH=(1025-900)9.81Vc,MCH
= 1226Vc,MCH N = 1226(150)=183,900 N=41,342 lbf
[00064] Сумма этих двух сил составляет около 613000 фунт-сил, что дает некоторое представление о силе плавучести контейнера для обработки, которую необходимо сдерживать.
[00065] Контейнер, подходящий для значительного дополнительного давления процесса
Использование дополнительного давления может обеспечить более эффективную работу при глубине 800 м или даже работу при меньших глубинах при условии наличия холодной воды с температурой около 0°С. Можно разработать резервуар под давлением на основе обмотки из композитного материала, выполняющий функцию реактора для обработки клатрата и работающий при избыточном давлении, например, 3,5 МПа (~500 фунт/кв. дюйм), что эквивалентно дополнительной глубине 340 м. На основе масштабирования размеров резервуара под давлением NASA NORS Т-1000 (углеродное волокно и эпоксидное связующее): диаметр 20 дюймов, толщина стенки с обмоткой 1 дюйм, были сформулированы требования к рабочим параметрам. Прочность на разрыв для этого бака составляет 27000 фунт/кв. дюйм (186 МПа). Примем, что рабочее давление равно половине этой величины: 13500 фунт/кв. дюйм (запас прочности равен 2). При давлении 500 фунт/кв. дюйм после масштабирования диаметр резервуара NORS составит 20''×0,0254×13500/500 = 13,7 м. При отношении длины к диаметру 5/2 объем бака, вероятно, составит 4000 м3. Толщину стенок можно уменьшить, вероятно, до 0,6 дюйма. Это позволяет получить некоторые представления о возможностях системы под давлением.
[00066] Схема базовой модели представлена на Фиг. 4.
Claims (34)
1. Способ извлечения природного газа из коллекторов углеводородов для нефти и газа в подземной среде, включающий:
(a) при необходимости, бурение скважины в дне океана для извлечения углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа;
(b) извлечение углеводородов в виде природного газа или смеси нефти и природного газа;
(c) отделение нефти от природного газа в сепараторе;
(d) при необходимости, транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу нефти к поверхности океана;
(e) очистку природного газа от обломочного материала;
(f) транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу природного газа в подводную установку для преобразования газа в клатратный гидрат;
(g) преобразование природного газа с получением из него твердых гидратов;
(h) сбор твердых гидратов в транспортный контейнер, подходящий для транспортировки твердых гидратов к поверхности океана.
2. Способ по п. 1, также включающий: i) опорожнение транспортных контейнеров на поверхности океана в более крупное транспортное средство для транспортировки к месту для обратного преобразования в природный газ.
3. Способ по п. 1, также включающий i) транспортировку транспортных контейнеров, содержащих твердые гидраты, к месту назначения для обратного преобразования в природный газ.
4. Способ извлечения природного газа из коллектора гидратов природного газа в подземной среде, включающий:
(a) при необходимости, бурение скважины в дне океана для извлечения углеводородов в виде природного газа;
(b) очистку природного газа от обломочного материала;
(c) транспортировку, прокачку или подачу по трубопроводу природного газа в подводную установку для преобразования газа в клатратный гидрат;
(d) преобразование природного газа с получением из него твердых гидратов;
(e) сбор твердых гидратов в транспортный контейнер, подходящий для транспортировки твердых гидратов к поверхности океана.
5. Способ по п. 4, также включающий f) отвод теплоты, образующейся в способе по п. 4, обратно в коллектор гидратов природного газа.
6. Способ извлечения природного газа или смеси нефти и природного газа из подземной среды и преобразования его или ее в твердый гидрат, включающий:
a) извлечение природного газа или смеси нефти и природного газа;
b) при необходимости, отделение природного газа от смеси нефти и природного газа в первом баке или резервуаре;
c) транспортировку природного газа ко второму баку или резервуару;
d) добавление морской воды во второй бак или резервуар;
e) смешивание природного газа и воды с получением суспензии клатратного гидрата природного газа (КГПГ) в воде;
f) удаление избытка воды из суспензии клатратного гидрата природного газа (КГПГ) с формированием твердого тела, содержащего клатрат; и
g) обработку твердого тела, содержащего клатрат, в транспортабельную форму в форме крупного блока.
7. Способ по п. 6, также включающий h) перемешивание или воздействие на твердое тело, содержащее клатрат, упругими волнами для стимулирования дополнительного роста клатратных частиц.
8. Способ по п. 6, также включающий h) придание твердому телу, содержащему клатрат, по существу трубчатой формы.
9. Способ по п. 6, также включающий i) помещение твердого тела, содержащего клатрат, которое способно иметь по существу трубчатую форму, в резервуар, такой как мешок, подходящий для транспортировки к поверхности океана.
10. Способ по п. 6, в котором смешивание природного газа и воды с получением суспензии клатратного гидрата природного газа (КГПГ) в воде включает один или более методов, выбранных из группы, состоящей из:
(i) распыления тонкодиспергированной воды в газовом пространстве в верхней части второго бака или резервуара;
(ii) забора природного газа из газового пространства в указанной верхней части второго бака или резервуара и закачивание его в нижнюю часть второго бака или резервуара, где его вводят в виде мелких пузырьков, всплывающих через воду в баке или резервуаре;
(iii) перемешивания и обеспечения сдвига в суспензии клатратного гидрата природного газа (КГПГ) в воде, собирающейся под газовым пространством, для разрушения оболочек клатратного гидрата, образующихся вокруг газовых пузырьков, и
(iv) прокачивания смеси газа и воды, отбираемой из второго бака или резервуара, в центр двух твердых разнесенных вращающихся в противоположные стороны дисков с ребристыми поверхностями для обеспечения поля со сдвиговыми напряжениями и локальной пульсации давления, что также способствует разрушению клатратных оболочек суспензии, формирующихся вокруг эллипсоидных газовых пузырьков.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562239369P | 2015-10-09 | 2015-10-09 | |
| US62/239,369 | 2015-10-09 | ||
| PCT/US2016/055912 WO2017062721A1 (en) | 2015-10-09 | 2016-10-07 | Method and system for extracting stranded gas from underwater environments, converting it to clathrates, and safely transporting it for consumption |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018116611A RU2018116611A (ru) | 2019-11-11 |
| RU2018116611A3 RU2018116611A3 (ru) | 2020-01-14 |
| RU2733386C2 true RU2733386C2 (ru) | 2020-10-01 |
Family
ID=58488523
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018116611A RU2733386C2 (ru) | 2015-10-09 | 2016-10-07 | Способ и система для извлечения труднодоступного газа из подводных сред, его преобразования в клатраты и безопасной транспортировки для потребления |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10688466B2 (ru) |
| EP (1) | EP3359511B1 (ru) |
| JP (1) | JP2018529870A (ru) |
| KR (1) | KR102406063B1 (ru) |
| CN (1) | CN108698951B (ru) |
| AU (1) | AU2016335696B2 (ru) |
| BR (1) | BR112018006972B1 (ru) |
| CA (1) | CA3001361A1 (ru) |
| IL (1) | IL258542B (ru) |
| MX (1) | MX2018004350A (ru) |
| MY (1) | MY196745A (ru) |
| RU (1) | RU2733386C2 (ru) |
| SG (1) | SG11201802850VA (ru) |
| WO (1) | WO2017062721A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201802259B (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109637328B (zh) * | 2018-12-19 | 2020-08-28 | 青岛理工大学 | 深水可燃冰降压试采三维模拟试验调温高压水供给系统 |
| CN110527498A (zh) * | 2019-08-12 | 2019-12-03 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 一种可燃冰快速过冷纳米液化剂及其开采可燃冰的方法 |
| GB201917435D0 (en) * | 2019-11-29 | 2020-01-15 | Parker Julian | Process to extract work from raw high pressure hydrocarbon production fluids to power gas cleaning and contaminant disposal |
| CA3176710A1 (en) * | 2020-04-22 | 2021-10-28 | Michael T. Kezirian | Method and system for extracting methane gas, converting the gas to clathrates, and transporting the gas for use |
| CN112253058B (zh) * | 2020-10-19 | 2021-07-27 | 青岛海洋地质研究所 | 人工富化开采深水浅层低丰度非常规天然气的系统及方法 |
| CN117211739B (zh) * | 2023-09-22 | 2024-04-09 | 青岛海洋地质研究所 | 一种海洋天然气水合物原位种植装置 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5941096A (en) * | 1995-06-07 | 1999-08-24 | Gudmundsson; Jon Steinar | Method of oil and gas transportation |
| US20100048963A1 (en) * | 2008-08-25 | 2010-02-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
| RU2010123997A (ru) * | 2010-06-15 | 2011-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (RU) | Способ отработки газовых месторождений и комплекс оборудования для его осуществления |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5536893A (en) * | 1994-01-07 | 1996-07-16 | Gudmundsson; Jon S. | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
| US6028234A (en) * | 1996-12-17 | 2000-02-22 | Mobil Oil Corporation | Process for making gas hydrates |
| US5827357A (en) * | 1997-01-15 | 1998-10-27 | Northland Production Testing Ltd. | Separator and method for separating components of pressurized drilling fluid returns |
| JP4151942B2 (ja) * | 2002-06-05 | 2008-09-17 | 三井造船株式会社 | ガスハイドレートの生成装置、製造装置および製造方法 |
| US7255540B1 (en) * | 2004-05-25 | 2007-08-14 | Cooper Jerry A | Natural gas processing well head pump assembly |
| US7597148B2 (en) * | 2005-05-13 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Formation and control of gas hydrates |
| US7546880B2 (en) * | 2006-12-12 | 2009-06-16 | The University Of Tulsa | Extracting gas hydrates from marine sediments |
| JP5060364B2 (ja) * | 2008-03-28 | 2012-10-31 | 三井造船株式会社 | ガスハイドレートペレットのガス化装置およびガス化方法 |
| WO2011084164A1 (en) * | 2010-01-05 | 2011-07-14 | Horton Wison Deepwater, Inc. | Systems and methods for subsea gas storage installation and removal |
| GB201007196D0 (en) * | 2010-04-30 | 2010-06-16 | Compactgtl Plc | Gas-to-liquid technology |
| US20120160840A1 (en) * | 2010-12-23 | 2012-06-28 | Eastman Chemical Company | Wood heater with alternating microwave launch locations and enhanced heating cycles |
| US9162208B2 (en) * | 2011-10-04 | 2015-10-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Process and system for producing synthetic crude oil from offshore produced fluids containing high CO2 content |
| US10233738B2 (en) * | 2015-08-06 | 2019-03-19 | Subcool Technologies Pty Ltd. | System and method for processing natural gas produced from a subsea well |
-
2016
- 2016-10-07 RU RU2018116611A patent/RU2733386C2/ru active
- 2016-10-07 JP JP2018538062A patent/JP2018529870A/ja active Pending
- 2016-10-07 CA CA3001361A patent/CA3001361A1/en active Pending
- 2016-10-07 US US15/766,801 patent/US10688466B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2016-10-07 WO PCT/US2016/055912 patent/WO2017062721A1/en active Application Filing
- 2016-10-07 CN CN201680071348.7A patent/CN108698951B/zh active Active
- 2016-10-07 MX MX2018004350A patent/MX2018004350A/es unknown
- 2016-10-07 EP EP16854391.6A patent/EP3359511B1/en active Active
- 2016-10-07 MY MYPI2018701382A patent/MY196745A/en unknown
- 2016-10-07 SG SG11201802850VA patent/SG11201802850VA/en unknown
- 2016-10-07 AU AU2016335696A patent/AU2016335696B2/en active Active
- 2016-10-07 KR KR1020187013024A patent/KR102406063B1/ko active IP Right Grant
- 2016-10-07 BR BR112018006972-8A patent/BR112018006972B1/pt active IP Right Grant
-
2018
- 2018-04-06 ZA ZA2018/02259A patent/ZA201802259B/en unknown
- 2018-04-08 IL IL258542A patent/IL258542B/en active IP Right Grant
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5941096A (en) * | 1995-06-07 | 1999-08-24 | Gudmundsson; Jon Steinar | Method of oil and gas transportation |
| US20100048963A1 (en) * | 2008-08-25 | 2010-02-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
| RU2010123997A (ru) * | 2010-06-15 | 2011-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Государственный университет управления" (RU) | Способ отработки газовых месторождений и комплекс оборудования для его осуществления |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| GREGOR REHDER ET AL, "METHANE HYDRATE PELLET TRANSPORT USING THE SELF-PRESERVATION EFFECT": A TECHNO-ECONOMIC ANALYSIS", ENERGIES, VOL. 5, NO 7, PAGES 2499-2523, 01.01.2012. * |
| NAKAI SATOO, DEVELOPMENT OF NATURAL GAS HYDRATE SUPPLY CHAIN, WORLD GAS CONFERENCE, 08.06.2012, PAGE 1(LINE 1)- PAGE 6 (LINE 3). * |
| NAKAI SATOO, DEVELOPMENT OF NATURAL GAS HYDRATE SUPPLY CHAIN, WORLD GAS CONFERENCE, 08.06.2012, PAGE 1(LINE 1)- PAGE 6 (LINE 3). GREGOR REHDER ET AL, "METHANE HYDRATE PELLET TRANSPORT USING THE SELF-PRESERVATION EFFECT": A TECHNO-ECONOMIC ANALYSIS", ENERGIES, VOL. 5, NO 7, * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112018006972B1 (pt) | 2020-11-17 |
| ZA201802259B (en) | 2019-06-26 |
| IL258542A (en) | 2018-05-31 |
| KR102406063B1 (ko) | 2022-06-10 |
| RU2018116611A3 (ru) | 2020-01-14 |
| US20180290124A1 (en) | 2018-10-11 |
| KR20180100108A (ko) | 2018-09-07 |
| CA3001361A1 (en) | 2017-04-13 |
| WO2017062721A1 (en) | 2017-04-13 |
| CN108698951B (zh) | 2021-09-28 |
| CN108698951A (zh) | 2018-10-23 |
| SG11201802850VA (en) | 2018-05-30 |
| US10688466B2 (en) | 2020-06-23 |
| BR112018006972A2 (pt) | 2018-10-16 |
| EP3359511A4 (en) | 2019-07-10 |
| AU2016335696A1 (en) | 2018-04-26 |
| JP2018529870A (ja) | 2018-10-11 |
| IL258542B (en) | 2021-06-30 |
| AU2016335696B2 (en) | 2021-07-08 |
| EP3359511B1 (en) | 2021-04-28 |
| EP3359511A1 (en) | 2018-08-15 |
| MY196745A (en) | 2023-05-03 |
| MX2018004350A (es) | 2018-09-18 |
| RU2018116611A (ru) | 2019-11-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2733386C2 (ru) | Способ и система для извлечения труднодоступного газа из подводных сред, его преобразования в клатраты и безопасной транспортировки для потребления | |
| US6245955B1 (en) | Method for the sub-sea separation of hydrocarbon liquids from water and gases | |
| JP5575813B2 (ja) | 海底に埋まっているハイドレートを市場価値のある炭化水素組成物に変換する方法 | |
| US8490696B2 (en) | Method and apparatus to enhance oil recovery in wells | |
| RU2655011C2 (ru) | Система глубоководной добычи нефти | |
| KR20110046568A (ko) | 천연 가스 하이드레이트 저장소 및 기존 탄화수소 저장소로부터 탄화수소의 공동 생산과 가공 방법 및 시스템 | |
| BRPI0800985A2 (pt) | processo integrado de obtenção de gnl e gnc e sua adequação energética, sistema integrado flexìvel para realização de dito processo e usos do gnc obtido por dito processo | |
| KR20230091854A (ko) | 동력을 저장 또는 생성하기 위한 유동 밀도 유체 변위 | |
| RU2489568C1 (ru) | Способ добычи подводных залежей газовых гидратов и подводный добычный комплекс газовых гидратов | |
| RU2505740C2 (ru) | Способ получения, хранения и разложения гидратов природного газа | |
| EP1232362A1 (en) | Hydrate storage and transportation | |
| Berner | The marine transport of natural gas in hydrate form | |
| RU2382875C1 (ru) | Комплекс для добычи природного газа в открытом море | |
| EA029258B1 (ru) | Способ и система для получения синтетического топлива из горючего материала | |
| JP2023523950A (ja) | メタンガスを抽出し、ガスをクラスレートに変換し、ガスを使用のために輸送する方法およびシステム | |
| Liu et al. | CFD Modeling of Heat Transfer in Oil Filling and Offloading of SDPSO Storage Tank | |
| Hashemi | Carbon dioxide hydrate formation in a three-phase slurry bubble column | |
| US20150314962A1 (en) | Sub-terrain cooling and storing | |
| Pedchenko | IMPROVING THE EFFICIENCY OF THE TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR THE DEVELOPMENT OF MARINE GAS AND GAS HYDRATE DEPOSITS | |
| BRPI0605160B1 (pt) | Sistema de armazenamento e transferência de fluidos com equalização de pressão em ambiente submarino e método de instalação do mesmo |