USD 71.8804

0

EUR 78.4431

0

BRENT 35.15

-0.06

AИ-92 42.06

0

AИ-95 46.01

0

AИ-98 50.72

-0.02

ДТ 47.29

0

10 мин
213
0

Подводное сжижение газа

В статье кратко изложено новое техническое решение подводной технологии сжижения природного газа.

В статье кратко изложено новое техническое решение подводной технологии сжижения природного газа в противотоке с таким активным хладагентом, как жидкий воздух, температура сжижения которого намного ниже, чем температура сжижения углеводородного газа, основную фракцию которого составляет метан. Это решение позволяет сжижать газ непосредственно в подводных условиях замерзающих на длительное время морей арктического бассейна. Что дает предложенное решение и в чем его новизна?

С каждым наступающим десятилетием внимание нашего государства к освоению углеводородных ресурсов УВР) всех длительно замерзающих морей Северного Ледовитого океана (СЛО) будет возрастать. Но глубины этих морей в своей значительной части (естественно, кроме прибрежной) значительно превышают 100 м, к чему существующие способы освоения нефтегазовых месторождений в настоящее время практически не приспособлены. И широкая программа намечаемых геофизических изысканий после завершения не сможет быть преобразована в реальные технические достижения. Причём если задачи по добыче УВР могут быть реализованы с определёнными техническими поправками, то современные буровые технологии при их использовании в непосредственно подводной среде, потребуют серьёзного усовершенствования с поиском новых технических и технологических решений: например, изменения технологии дегазации бурового раствора, изменения технологии спуска и наращивания бурильного оборудования, полного отказа от использования системы сжигания УВ при опробовании скважин или существенной замены и т.д. Безусловно, глубины максимум до 100 м являются предельными для освоения путём строительства традиционных ледостойких нефтегазодобывающих сооружений с надводным расположением самих устьев скважин, буровых, технологических и энергетических комплексов. И, с точки зрения здравого смысла, следует уходить под уровень ледовых образований, с тем чтобы не создавать излишне прочных и неоправданно мощных ледостойких в надводном исполнении сооружений, устанавливая их непосредственно на морском дне (так называемые погружные сооружения с различными способами их фиксации). При этом с ростом дальнейших глубин существенно свыше 200 м эти сооружения следует изготавливать плавучими, но в подводном исполнении с таким расчётом, чтобы исключить их возможные столкновения с дрейфующими ледовыми полями. Как известно, по сведениям Арктического и Антарктического НИИ (ААНИИ), основательно изучивших всевозможные ледовые образования, на акваториях СЛО глубина погружения ледовых образований от поверхности моря не превышает 30-35 м. Мы же считаем, что с учётом этих исследований подводные сооружения нефтегазового назначения необходимо располагать на глубине 100 м, имея ввиду их высоту и многоярусность конструкций.

По этой причине мы на протяжении ряда последних лет изыскиваем возможности создания новых технических и технологических решений, которые позволят нашей стране успешно решить проблему освоения прежде всего газовых и газоконденсатных месторождений, расположенных на глубинах свыше 100 м [1-3]. Разработка этих задач позволила выявить целый ряд новых возможных технических решений, позволяющих использовать их в подводном плавучем/погружном сооружениях.

В числе этих решений нами предложено сжижать природный газ жидким воздухом (ЖВ) взамен ранее предложенного нами же использования жидкого азота (ЖА) в качестве хладагента для сжижения этого газа [4-6], поскольку доставка газа путём строительства подводных газопроводов в арктических водах в большинстве своём практически нерентабельна и газ следует преобразовать в жидкую фазу, именуемую, как известно, сжиженный природный газ (СПГ). О роли СПГ в развитии регионов Российской Федерации говорится в работах [7-8]. Процесс сжижения предлагается осуществить в противоточном с межступенчатой сепарацией теплообменнике, который устанавливается в отдельном подводном объекте, именуемом заводом СПГ. Этот процесс предложено осуществить в подводном плавучем газодобывающем сооружении, в котором практически невозможно использовать повсеместно применяемую на многих континентах технологию сжижения природного газа сложными многокомпонентными хладагентами [9], широким рядом нагнетательных агрегатов и теплообменных аппаратов в сопровождении существенных энергетических затрат самого газа. При этом нельзя не отметить, что заводы СПГ занимают неизменно большие площади, неприемлемые для их использования в подводных нефтегазовых сооружениях.

Использование ЖВ основано на существенной разнице температур сжижения воздуха (ЖВ) и природного газа (ПГ), т.е. поскольку ЖВ сжижается при температуре -195 оС, а ПГ при -163 оС, то при организации их противоточного теплообмена (как показали наши расчёты с 4-межступенчатой сепарацией ожиженных фракций ради достижения однофазного, более эффективного теплообмена) надёжно обеспечивается сжижение ПГ. Более того, надёжному сжижению обычно довольно тёплого ПГ способствует его предварительное охлаждение неизменно холодной во все времена года арктической водой.

Дальнейшее изложение требует пояснений в определениях:

под «подводно-погружным» сооружением» следует понимать сооружение, стационарно установленное непосредственно на морском дне; и все последующие объекты, перечисленные ниже (кроме, естественно, подводного танкера-газовоза) должны располагаться на заранее подготовленной площади морского дна;

«подводно-плавучее» сооружение следует понимать как сооружение, находящееся под уровнем воды на заданной глубине в плавучем состоянии. И в этом случае все перечисленные объекты также находятся на одной и той же глубине. Подобное решение необходимо принять для рационального обустройства и более глубоководных арктических акваторий с применением подводно-плавучих сооружений/судов; при этом все объекты, независимо от глубины моря будут располагаться на глубине 100 м от поверхности моря в плавучем состоянии [4]. Это предложение обосновано из соображений безопасности всего комплекса в целом; оно полностью исключает ледовые воздействия, а связь между объектами может устанавливаться путём посещения персоналом, т.е. все объекты должны быть оборудованы шлюзовыми устройствами для приёма/выпуска персонала.

Кроме того, мы в целях безопасности проведения всех необходимых операций предлагаем реализовать их раздельно, тем более, что такие операции, как теплообмен и сепарация, осуществляются без участия персонала и могут быть легко роботизированы. Для наглядности представим схему расстановки всех подводных объектов газоконденсатного месторождения (как наиболее сложного, чем газовое месторождение), сжиженная продукция которого должна доставляться потребителю (рис. 1).



Рис. 1. Схема комплекса подводных сооружений для подводного освоения газоконденсатного месторождения; БДПС – буро-добывающее подводное сооружение; СПГ – сжиженный природный газ; ЖВ – жидкий воздух; ПАЭС – подводная атомная электростанция; ПЖБ – подводный жилой блок.

Подводное освоение газового месторождения и сжижение природного газа осуществляется при помощи тех же комплексов подводных сооружений, исключая резервуар для хранения конденсата, а также отдельный танкер для вывоза конденсата.

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

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

Предложенное решение основано на том, чтобы регулярно ЖВ доставлять на морское месторождение танкером/газовозом, который и будет вывозить СПГ (не менее актуальный животрепещущий вопрос стоимости ЖВ будет рассмотрен ниже); при этом в целях исключения чрезвычайных ситуаций при контакте СПГ с кислородом воздуха после откачки ЖВ, будет необходимо использовать новую разновидность газовозов с наличием отдельных танков для жидкого воздуха и СПГ (что следует рассмотреть отдельно).

Итак, первый независимый цикл охлаждения ПГ производится в гибкой неизолированной трубе, соединяющей подводный добычной комплекс с подводным заводом сжижения (см. рис. 1). Предварительное охлаждение ПГ осуществляется благодаря контакту этой трубы с морской водой, и его температура снизится примерно до +7-8 °С (с последующей сепарацией, производимой уже на приёме завода СПГ). После сепарации достаточно охлаждённый газ поступает на второй цикл глубокого охлаждения на заводе сжижения; при этом ПГ охлаждается хладагентом, т.е. ЖВ, уже в каскаде из четырёх ступеней охлаждения с межступенчатой сепарацией, которая необходима для осуществления более эффективного теплообмена. Как показали наши расчёты (произведённые в программе Хайсис), второй независимый цикл на первой ступени охлаждается до температуры минус 15-20 °С при давлении не менее 4,0 МПа, на второй ступени – до минус 35-45 °С, на третьей ступени – до минус 60-75 °С, на четвёртой ступени – до минус 161,5 °С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа. После каждой из первых трёх ступеней второго цикла сжижаемый природный газ сепарируют для вывода образовавшейся жидкости, состоящей из смеси углеводородов и неорганических примесей с более высокими температурами кипения, чем у метана (чтобы в последующем образовавшиеся жидкие фракции смешать с газоконденсатом и в соответствии с техническими условиями транспортировать в отдельном танке). А воздух, перейдя в обычное газообразное состояние, может быть подан на все объекты подводного комплекса для обеспечения дыхания персонала, а затем удалён из помещений непосредственно в водную толщу (между прочим, удаляемый из помещений воздух будет обогащать остаточным кислородом воздуха обеднённую ледовым панцирем водную толщу и тем самым благоприятно воздействовать на содержащуюся в ней биоту).

Здесь уместно отметить, что ранее предложенный нами же в качестве хладагента для сжижения ПГ жидкий азот [5] был заменён жидким воздухом [6], исходя из экологических соображений: во-первых, воздух может быть ещё использован для функционирования жизнедеятельности персонала, и, во-вторых, отработанный воздух легко удалять из помещений непосредственно в водную среду, в то время как для удаления газообразного азота потребовалось бы устроить дополнительный  вертикальный вывод наверх, применив для этого гибкий райзер с плавучим буем/поплавком, целостность которого в ледовых условиях довольно сомнительна. Необходимость проведения трудоёмкого вывода газообразного азота непосредственно в атмосферу или в водную среду может негативно отразиться на окружающей среде.

Итак, челночный танкер универсального исполнения (под этим термином понимается и его возможность подводного продвижения) регулярно завозит на месторождение ЖВ, перекачивая его в хранилище на месторождении, обратно вывозя СПГ, который в отсутствии танкера накапливается в хранилище производителя; и таким образом на месторождении можно осуществить непрерывно как добычу ПГ, так и его сжижение с последующим очередным вывозом потребителю.

Наиболее существенным и экономически выгодным в нашем техническом предложении является то, что в обе стороны танкером вывозятся хладагенты (ЖВ и СПГ), холод которых при их сливе можно дважды использовать: охлаждающая способность перевозимых грузов позволяет в противотоке на месторождении природный газ сжижать холодом арктической воды и жидкого воздуха, у потребителя же при испарении СПГ в регазификаторе возможно в противотоке охладить атмосферный воздух, который в последующем и будет использован в качестве хладагента для сжижения природного газа (конкретно эти действия подлежат расчётам с использованием программы Хайсис) и от того, насколько эффективен будет результат, настолько меньше потребуется доохлаждение атмосферного воздуха традиционным способом (компримированием воздуха с его последующим детандированием/дросселированием); в целом это может составить, по нашему предположению, 10-15 % от традиционных расходов электроэнергии, необходимой при получении ЖВ. Для реализации предлагаемого решения, т.е.для получения ЖВ у потребителя достаточно установить при регазификации противоточный теплообменник и обычный комплекс установки получения жидкого воздуха (более подробно это может быть рассчитано при конкретном проектировании с использованием климатических условий потребителя).

Авторы:

Гусейнов Чингиз Саибович,
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Кульпин Дмитрий Леонидович,
Институт проблем нефти и газа РАН

Литература: 

1. Гусейнов Ч.С. Актуальность освоения углеводородных ресурсов СЛО / «Арктика», № 4 (12), 2013, с. 47-51.

2. Гусейнов Ч.С. Перспективы возможности освоения углеводородных ресурсов Северного Ледовитого океана / Труды международной нефтегазовой конференции 2014 г. Польша, Закопане, с. 67-74.

3. Гусейнов Ч.С., Бобов Д.Г. Технологические аспекты освоения углеводородных ресурсов Арктики / «УКАНГК», № 1, 2015, с. 55-57.

4. Гусейнов Ч.С., Надеин В.А. Зонирование длительно замерзающих арктических акваторий по глубинам с целью освоения открываемых нефтегазовых месторождений существующими и новыми предлагаемым техническими средствами и технологиями / «Бурение и нефть», № 4, 2017, с. 10-16.

5. Гусейнов Ч.С. Патент № 2604887 от 23.10.2016. Способ подводного освоения газовых месторождений, способ подводного сжижения природного газа и подводный комплекс для их осуществления. Приоритет от 2.10.2015.

6. Гусейнов Ч.С., Фёдорова Е.Б., Тулин Д.Ю. Заявка на получение патента № 2017125928/06 (044608) от 25.06.2017 «Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений».

7. Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Роль и значение малотоннажного производства сжиженного природного газа для Российской Федерации / «Газовая промышленность», 2015, № 8, с. 90-94.

8. Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Перспективы развития малотоннажного производства сжиженного природного газа в России / «НефтеГазоХимия», 2015, № 3, с. 11-18.

9. Федорова Е.Б., Макуха А.С. Оптимальная технология сжижения природного газа для арктических природных условий / «Газовая промышленность», 2013, № 11, с. 62-64.



Статья «Подводное сжижение газа» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№5, 5 2018)

Читайте также
Система Orphus