Бескрайние просторы всех морей Северного Ледовитого океана (СЛО), большая часть которых принадлежит Российской Федерации, по мнению авторитетных геологов, содержат не менее четверти мировых запасов углеводородных ресурсов (УВР). И сегодня их разведанность составляет лишь несколько процентов, что, безусловно, требует долгосрочной постановки в государственном масштабе и исполнении длительных, планомерно выполняемых в течение ближайших десятилетий, обширных геологоразведочных работ, включающих полномасштабные батиметрические, гидрологические и гидрометеорологические исследования с целью наиболее рационального освоения в последующем открываемых нефтегазовых месторождений. Наряду с этим в опережающем порядке необходимо прорабатывать новые научно-исследовательские и проектно-конструкторские решения, направленные на создание подводно-подледных плавучих технических средств для освоения нефтегазовых месторождений на глубоководных длительно замерзающих акваториях. По существу это направление должно стать таким же приоритетным для нашей страны как военно-космические разработки, поскольку арктические акватории в ближайшие десятилетия станут не только основным источником нефти и газа, но и чрезвычайно привлекательными для многих иностранных государств. В связи с этим наша страна должна раньше всех располагать готовыми техническими средствами и технологиями; при этом отметим, что уже сейчас следует предусмотреть достаточное разнообразие новых технических разработок, рассчитанных на разные глубины СЛО, на которых могут быть обнаружены нефтегазовые месторождения.
По этому поводу мы уже высказывали свои предложения и новые технические решения [1 – 4]. Обращали внимание на то, что наши арктические ресурсы углеводородов (УВ) предполагаются преимущественно газовыми, и их транспортировка морскими газопроводами практически неприемлема. Это обстоятельство требует поиска новых технических решений, направленных на сжижение природного газа в подводных условиях. Существующие современные технологии сжижения для этого малопригодны, ведь рассчитанные на надводные условия они традиционно требуют больших площадей, вдобавок энергозатратны. В связи с чем мы предложили для подводных условий в качестве охлаждающего природный газ агента использовать жидкий азот (ЖА).
Наше техническое решение преимущественно относится к подводным сооружениям и предназначено для подводного освоения газовых и газоконденсатных месторождений и сжижения природного газа в акваториях СЛО. Здесь добыча и транспорт скважинного флюида традиционными техническими средствами и технологиями невозможны из-за постоянно или длительное время существующих ледовых полей, трудно проходимых даже арктическими ледоколами.
и проектно–конструкторские решения, направленные на создание подводно–подледных плавучих технических средств для освоения нефтегазовых месторождений на глубоководных длительно замерзающих акваториях.
Наше предложение обосновано следующими положениями:
– охлаждающий агент должен быть легко доступным (каковым является азот, содержание которого в атмосферном воздухе достигает почти 4/5-х);
– легкоиспаряющимся при теплообмене (без отягчающих экологических последствий);
– с температурой сжижения намного ниже температуры сжижения природного газа (как известно, минус 196 оС, в то время, как температура сжижения природного газ составляет минус 163 оС);
– легко и безопасно транспортируемым, что позволит завозить его танкером-газовозом на подводное газодобывающее сооружение;
– для осуществления процесса сжижения природного газа в подводном сооружении требовалось бы минимум технологического оборудования и площади;
– необходимы минимальные энергозатраты на сжижение газа (в данном случае понадобятся лишь затраты на закачку ЖА).
Кроме того, в мире давно налажено в промышленных масштабах производство ЖА совместно с кислородом с их последующим разделением.
По нашему мнению, промышленное производство ЖА для его использования в качестве охладителя природного газа следует осуществлять на крупных электростанциях припортовых городов, используя при этом неравномерность городского энергопотребления, т.е. выравнивая суточную и сезонную неравномерность, что, несомненно, будет существенно способствовать снижению стоимости ЖА.
Все вышеперечисленные положительные свойства ЖА могут служить серьезным основанием для обоснования его применения в качестве хладагента.
И, как показали наши теплотехнические расчеты, при сжижении природного газа в противотоке с жидким азотом требуется минимальная площадь. Например, для сжижения газа объемом в 10 млн м3/сутки необходимо располагать площадью не более 100 м2, причем при компоновке части необходимого оборудования в часто применяемом для морского исполнения вертикальном размещении эту площадь можно заметно сократить.
Весь процесс сжижения природного газа осуществляется в автономном подводном плавучем сооружении, находящемся в непосредственной близости от добычного (также плавучего подводного) сооружения. Сама система сжижения газа для газовых и газоконденсатных месторождений одинакова; в газоконденсатный комплекс лишь добавлены элементы, позволяющие отделить конденсат от газа до его сжижения. Для большего понимания схемы комплексов подводных сооружений для подводного освоения представлены на рисунках: рис. 1 – набор элементов комплекса подводного освоения газового месторождения, рис. 2 – газоконденсатного месторождения.
Комплексы для освоения газового месторождения состоят из следующих подводных сооружений (рис. 1):
– буродобывающее подводное сооружение (1), или БДПС;
– подводный жилой блок с центром управлением (2), или ПЖБ;
– подводная атомная электростанция (3), или ПАЭС;
– подводный завод сжижения природного газа (4);
– подводный резервуар приема/хранения жидкого азота (далее – ЖА) (5);
– подводный резервуар приема/хранения/отгрузки СПГ (6);
– подводный танкер – газовоз (7).
Комплексы для освоения газоконденсатного месторождения (рис. 2) дополнительно содержат следующие подводные сооружения:
– подводный резервуар приема/хранения/отгрузки конденсата (8);
– подводный танкер для конденсата (9).
Автономность/раздельность всех комплексов существенно повышает безопасность предложенной технологии сжижения газа и обеспечивает выполнимость отдельных технологических операций, начиная от бурения, добычи, предварительной подготовки газа и конденсата и завершая конечной целью сжижения газа, его транспортировкой танкерами, а также раздельной транспортировкой конденсата.
Наше техническое решение преимущественно относится к подводным сооружениям и предназначено для подводного освоения газовых и газоконденсатных месторождений и сжижения природного газа в акваториях СЛО.
Все перечисленные объекты для создания максимальной безопасности изолированы друг от друга и связаны между собой лишь технологически, обладают собственной плавучестью и самостоятельной системой динамического позиционирования.
Таким образом, арктическая среда и необходимая длина гибкой трубы обеспечат охлаждение природного газа до температуры плюс 7 °С, а далее на заводе СПГ (4) природный газ сжижается путем каскадного (ступенчатого последовательного) охлаждения до температуры конденсации (минус 163 °С) в противотоке с ЖА. ЖА доставляется подводным танкером-газовозом (7), перекачивается в резервуар ЖА (5), откуда соответствующим насосом подается на завод СПГ (4) и, преобразуясь в газообразное состояние, направляется на выход – в гибкую выхлопную трубу завода СПГ (4). Выхлопная труба завода СПГ (4) обеспечивает выход отработанного ЖА в атмосферу/под лед, тем самым не загрязняя азотом водную толщу. Удержание выхлопной трубы в вертикальном положении обеспечивается за счет, например, торообразного понтона.
Таким образом, основной замысел нашего предложения сводится к тому, чтобы на любом удобном для производства жидкого азота месте загружать газовоз (безусловно, подводного исполнения) азотом и доставлять его на подводное газодобывающее сооружение.
Ниже на рис. 3 более подробно представлен непосредственный процесс сжижения газа, который должен производиться в многоступенчатом каскадном противотоке таким образом, чтобы после каждой ступени охлаждения/дросселирования было бы возможно отводить жидкую фазу.
Предложенный способ подводного освоения газовых и газоконденсатных месторождений осуществляется следующим образом. Круглогодичное подводное бурение скважин должно обеспечить необходимый для разработки месторождения фонд эксплуатационных скважин с последующей их эксплуатацией, производимой с БДПС (1). Там же скважинный флюид предварительно очищается от капельной влаги и конденсата и поступает по гибкому трубопроводу на завод СПГ (4), где осуществляется основной процесс сжижения природного газа. По существу завод состоит из 10 каскадов противоточных теплообменников охлаждения (в полном соответствии с термодинамическими расчетами сжижения природного газа). Причем первый каскад охлаждения осуществляется забортной морской водой (температура которой круглогодично на глубине 100 м примерно 0 оС) с последующим отводом отсепарированной жидкости (пластовой воды и конденсата). А все последующие каскады/теплообменники охлаждаются жидким азотом (который по ходу движения и мере снижения своей температуры постепенно преобразуется в газообразное состояние и становится просто газом-охладителем). При этом каждый каскад снабжен сепаратором, предназначенным для отвода образующейся жидкой фазы, которая после разделения на пластовую воду и конденсат раздельно собирается в соответствующие резервуары. Конденсат же регулярно, по мере необходимости, подлежит вывозу.
Непосредственный способ сжижения природного газа состоит из двух, по существу раздельных и независимых, холодильных циклов.
Первый независимый цикл состоит из одной ступени, когда хладагентом является арктическая морская вода. Процесс протекает изобарически, при давлении 100 бар природный газ охлаждается до +7°С. Первый независимый цикл завершается подачей газа в гибкий трубопровод, связывающий БДПС (1) с подводным заводом СПГ (4).
Второй независимый цикл реализуется непосредственно в подводном заводе СПГ (4) и состоит из 9 ступеней, где природный газ дросселируется по ступеням от давления 70 бар до атмосферного, охлаждаясь одновременно в противотоке жидким азотом вплоть до его полного сжижения. Процесс протекает при одновременном снижении температуры и давления в каждой ступени. Параллельно охлаждению газовый поток подлежит ступенчатой сепарации. При этом диаметр трубы, по которой подается природный газ, уменьшается пропорционально расходу после каждой ступени сепарации, от первой к девятой. ЖА протекает в ступенях таким образом, чтобы максимально охладить последнюю ступень дросселирования природного газа вплоть до его сжижения.
На второй ступени производится дросселирование газа до давления 65 бар с его охлаждением до -20 °С и одновременной сепарацией.
На третьей ступени производится следующее дросселирование до давления 60 бар с охлаждением до -40 °С и одновременной сепарацией.
На четвертой ступени производится следующее дросселирование до давления 55 бар с охлаждением до -60 °С и одновременной сепарацией.
На пятой ступени производится дросселирование до давления 50 бар с охлаждением до -80 °С и одновременной сепарацией.
На шестой ступени производится дросселирование до давления 30 бар с охлаждением до -108 °С и одновременной сепарацией.
На седьмой ступени производится дросселирование до давления 15 бар с охлаждением до -123 °С и одновременной сепарацией.
На восьмой ступени производится дросселирование до давления 5 бар с охлаждением до -143 °С и одновременной сепарацией.
На девятой ступени производится охлаждение до -163 °С.
После завода СПГ (4) сжиженный природный газ поступает в резервуар СПГ (6). Транспортировка СПГ обеспечивается за счет отгрузки из подводного резервуара СПГ (6) в подводный танкер-газовоз СПГ (7), который доставляет СПГ до места назначения; при этом для доставки ЖА и транспортировки СПГ используется один и тот же танкер-газовоз (7).
При освоении газоконденсатного месторождения добываемый и отсепарированный конденсат с БДПС (1) и с завода СПГ (4) отводят в резервуар конденсата (8). При этом транспортировка конденсата осуществляется по мере необходимости с использованием более легкого танкера (9).
Электроэнергия, необходимая для функционирования всех подводных объектов, производится ПАЭС (3) и передается по гибким плавучим кабелям.
Все подводные объекты обслуживает рабочий персонал, проживающий в ПЖБ (2), на котором располагается центр управления. Представленные схемы позволяют видеть, что благодаря разделению необходимых этапов сжижения природного газа большая часть достаточно простых технологических операций может быть автоматизирована, что при современном уровне робототехники позволит значительно сократить обслуживающий персонал.
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 дрейфующими ледовыми полями. Значение воздействия гидростатического давления составляет 1,0÷1,2 МПа. При этом сохраняется относительное постоянство характеристик подводного течения (температура, направление и скорость).
