Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений

Изобретение относится к способам сжижения природного газа и может быть использовано при подводном освоении газовых и газоконденсатных месторождений. Последовательно проводят два независимых холодильных цикла сжижения природного газа. Первый независимый цикл проводят в одну ступень в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа, с использованием в качестве хладагента арктической морской воды и проведением процесса сжижения изобарически при давлении не менее 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С. Затем газ подают на второй независимый цикл сжижения на подводном заводе для сжижения природного газа. Он включает четыре ступени с межступенчатой сепарацией и подачей сжижаемого природного газа в противотоке с хладагентом, в качестве которого используют воздух в жидкой фазе, имеющий давление не менее 4,0 МПа, который подают на последнюю четвертую ступень по ходу движения природного газа. Газ охлаждают на первой ступени данного цикла до температуры минус 15°С - минус 20°С, на второй ступени - до минус 35°С - минус 45°С, на третьей ступени - до минус 60°С - минус 75°С, на четвертой ступени - до минус 161,5°С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа. Технический результат заключается в упрощении технологической схемы способа, снижении расхода хладагента, повышении выхода целевого СПГ и исключении необходимости вывода газообразного азота под уровень ледовых образований или в атмосферу, в улучшении экологического фактора.

 

Изобретение относится к способам сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений и может быть использовано при подводном освоении газовых и газоконденсатных месторождений путем сжижения природного газа непосредственно в месте его добычи, в частности на длительно замерзающих акваториях Северного Ледовитого океана.

Известен способ сжижения потока углеводородов, проводимый на плавучем основании или на морской платформе, состоящий из стадии частичного сжижения исходного потока углеводородов на первой ступени охлаждения посредством пропускания сырьевого потока углеводородов в противотоке, по меньшей мере, с первой фракцией смешанного хладагента, циркулирующего в контуре со смешанным хладагентом, в одном или большем количестве первых теплообменников и уменьшения температуры исходного потока углеводородов от температуры 0°С или выше до температуры в интервале от -20°С до -70°С; пропускания частично сжиженного потока углеводородов через первый газожидкостный сепаратор с получением отводимого с верха сепаратора газообразного потока, богатого метаном, и отводимого снизу смешанного потока жидкости, богатого углеводородами С₂₊; сжижения отводимого с верха сепаратора газообразного, богатого метаном потока, на второй ступени охлаждения за счет его прохождения через, по меньшей мере, один второй теплообменник и теплообмена в противотоке, по меньшей мере, со второй фракцией смешанного хладагента, циркулирующего в контуре со смешанным хладагентом, для получения сжиженного потока углеводородов, при этом температура отводимого с верха сепаратора газообразного, богатого метаном потока, на второй ступени охлаждения уменьшается до температуры ниже минус 100°С (RU 2010124432, 2011).

Недостаток указанного способа заключается в невозможности использования последнего в процессе разработки подводных месторождений, а также в отсутствии возможности поэтапной сепарации отдельных ожиженных фракций углеводородов, конденсирующихся при различных температурах внутри указанного интервала охлаждения.

Более близким к изобретению является способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений, включающий два независимых холодильных цикла сжижения.

Первый независимый цикл состоит из одной ступени. В данном цикле хладагентом является арктическая морская вода. Процесс выполняют изобарически, при давлении 100 бар природный газ охлаждают до +7°С, при этом первый независимый цикл реализуют в гибкой трубе, связывающей буродобывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа.

Второй независимый цикл состоит из девяти ступеней. В указанном цикле хладагентом является жидкий азот. Процесс выполняют при одновременном снижении температуры и давления. Второй независимый цикл реализуют непосредственно на подводном заводе для сжижения природного газа. В каждой ступени второго независимого цикла природный газ дросселируют в противотоке жидкого азота, снижая его температуру и давление, затем сепарируют. Жидкий азот подают в ступенях второго независимого цикла таким образом, чтобы максимально охладить последнюю ступень с природным газом. На первой ступени второго независимого цикла проводят сжатие до давления 70 бар, охлаждение до 0°С и сепарацию. На второй ступени - до давления 65 бар, охлаждение до -20°С и сепарацию. На третьей ступени - до давления 60 бар, охлаждение до -40°С и сепарацию. На четвертой ступени - до давления 55 бар, охлаждение до -60°С и сепарацию. На пятой ступени - сжатие до давления 50 бар, охлаждение до -80°С и сепарацию. На шестой ступени до давления 30 бар, охлаждение до -108°С и сепарацию. На седьмой ступени до давления 15 бар, охлаждение до -123°С и сепарацию. На восьмой ступени - до давления 5 бар, охлаждение до -143°С и сепарацию. На девятой ступени - до -163°С и сепарацию. При этом диаметр трубы второго независимого цикла, в которую подают природный газ, пропорционально уменьшают после сепарации от первой ступени к девятой (RU 2604887, 2016).

Недостатки указанного способа сжижения заключаются в необходимости проведения трудоемкого вывода газообразного азота под уровень ледовых образований или непосредственно в атмосферу, и, как следствие, в необходимости проведения дополнительной операции по его канализации до уровня поверхности моря, в наличии выброса большого количества азота в морскую воду или в атмосферу, что может иметь негативное экологическое воздействие на окружающую среду. Кроме того, использование в качестве хладагента жидкого азота приводит к усложнению аппаратурного оформления, к заниженному выходу целевого продукта и экономически менее выгодно.

Таким образом, указанный способ недостаточно эффективен.

Техническая проблема настоящего изобретения заключается в повышении эффективности способа подводного сжижения природного газа.

Указанная проблема решается описываемым способом сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений путем проведения последовательно двух независимых холодильных циклов сжижения природного газа, при котором первый независимый цикл проводят в одну ступень в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа, с использованием в качестве хладагента арктической морской воды и проведением процесса сжижения изобарически при давлении не менее 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С, полученный в первом независимом цикле газ подают на второй независимый цикл сжижения, осуществляемый на подводном заводе для сжижения природного газа, который проводят в четыре ступени с межступенчатой сепарацией и подачей сжижаемого природного газа в противотоке с хладагентом, в качестве которого используют воздух в жидкой фазе, имеющий давление не менее 4,0 МПа, который подают на последнюю четвертую ступень по ходу движения природного газа, с охлаждением газа на первой ступени данного цикла до температуры минус 15°С - минус 20°С, на второй ступени - до минус 35°С - минус 45°С, на третьей ступени - до минус 60°С - минус 75°С, на четвертой ступени - до минус 161,5°С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа.

Полученный технический результат заключается в упрощении технологической схемы способа, повышении выхода целевого продукта, в исключении необходимости вывода газообразного азота под уровень ледовых образований или в атмосферу, исключении проведения операции по его канализации, а также выброса азота в морскую воду или в атмосферу за счет теплофизических свойств используемого жидкого воздуха. После проведения второго независимого холодильного цикла сжижения газа газообразный воздух возможно направлять во все помещения подводных функциональных и технологических сооружений в качестве атмосферного воздуха для создания жизненно необходимой комфортной среды для трудовой деятельности персонала. Избыток воздуха возможно выпускать в водную среду с помощью специального компрессора, предназначенного сжимать излишний воздух до давления, превышающего гидростатический столб морской воды, способствуя тем самым ее обогащению кислородом и, как следствие, приводящим к улучшению экологического фактора.

Описываемый способ подводного сжижения природного газа заключается в следующем.

Способ сжижения природного газа состоит из двух последовательных, независимых холодильных циклов сжижения природного газа.

Первый независимый цикл проводят в одну ступень с использованием в качестве хладагента арктической морской воды, в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа. Процесс сжижения проводят изобарически при давлении не ниже 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С.

Газ, полученный в первом независимом цикле из гибкого подводного трубопровода, подают с добывающего сооружения на второй независимый цикл сжижения газа, проводимый непосредственно на подводном заводе сжижения природного газа. Второй независимый цикл состоит из 4 ступеней. Газ, охлажденный в первом независимом цикле, проходит последовательно четыре ступени второго независимого цикла в противотоке с хладагентом. Диаметр трубы, по которой подается природный газ, пропорционально уменьшается после сепарации от первой ступени к четвертой. Хладагент - воздух в жидкой фазе (жидкий воздух) поступает на последнюю четвертую ступень по ходу движения сжижаемого газа и проходит последовательно в противотоке с указанным газом, соответственно, четвертую, третью, вторую и первую ступени второго цикла.

После каждой из первых трех 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. Охлаждение природного газа на первой ступени проводят до температуры минус 15°С - минус 20°С. На второй ступени охлаждение газа, полученного после сепарации на первой ступени, проводят до температуры минус 35°С - минус 45°С. На третьей ступени проводят охлаждение газа после сепарации на второй ступени до температуры минус 60°С - минус 75°С. На четвертой ступени проводят охлаждение газа третьей ступени, после его сепарации, до минус 161,5°С с понижением давления на данной ступени до 0,15 МПа и получают целевой сжиженный природный газ.

Пример

Буродобывающее подводное сооружение соединено с подводным заводом для сжижения природного газа связующим гибким трубопроводом с длиной, обеспечивающей охлаждение природного газа в арктической среде моря. На данном сооружении скважинный флюид предварительно очищают от примесей и направляют по гибкому подводному трубопроводу на подводный завод по производству сжиженного природного газа (СПГ).

В указанном гибком трубопроводе проводят первый независимый цикл в одну ступень с использованием в качестве хладагента арктической морской воды. Процесс сжижения проводят изобарически при давлении 4,0 МПа с охлаждением природного газа до температуры 7°С. Газ, полученный в первом независимом цикле, имеющий вышеуказанные температуру и давление, из гибкого подводного трубопровода подают с добывающего сооружения на первую ступень второго независимого цикла сжижения газа, который проводят на подводном заводе сжижения природного газа.

Второй независимый цикл состоит из 4 ступеней с межступенчатой сепарацией. Сжижаемый газ после первого цикла охлаждения последовательно проходит четыре ступени цикла в противотоке с хладагентом, подаваемым на четвертую ступень второго цикла и проходящем последовательно четвертую, третью, вторую и первую ступени второго цикла. В качестве хладагента, подаваемого на четвертую ступень, используют воздух в жидкой фазе, имеющий температуру минус 195°С и давление 4,0 МПа. После первых трех ступеней второго цикла природный газ сепарируют для вывода образовавшейся жидкости, состоящей из смеси углеводородов и неорганических примесей с более высокими температурами кипения, чем у метана.

На первой ступени второго цикла проводят охлаждение природного газа до температуры минус 15°С. Затем осуществляют сепарацию полученного продукта. На второй ступени проводят охлаждение полученного на первой ступени газа до температуры минус 35°С с последующей сепарацией. На третьей ступени проводят охлаждение газа второй ступени до температуры минус 60°С и последующую его сепарацию. На четвертой ступени проводят охлаждение газа третьей ступени до минус 161,5°С с понижением давления до 0,15 МПа и получают целевой сжиженный природный газ. Сжиженный природный газ направляют в резервуар СПГ. Отводимый с первой ступени, по ходу движения сжижаемого газа, воздух в газовой фазе направляют в систему воздухообеспечения помещений буродобывающего и других подводных сооружений.

Проведение описываемого способа позволяет снизить расход хладагента выше, чем на 6% отн. (расход жидкого азота составляет 25,01 м³/ч, расход жидкого воздуха составляет 23, 31 м³/ч), повысить выход целевого СПГ более чем на 3% отн. (при одинаковом расходе газа на входе на второй цикл описываемого и известного способов, равном 9175 кг/ч выход СПГ составляет 7317 кг/ч и 7096 кг/ч соответственно).

Проведение описываемого способа в иных режимных условиях, входящих в заявленные интервалы, приводит к аналогичным результатам, нарушение указанных условий не позволяет достичь желаемого результата.

Описываемый способ сжижения природного газа предназначен для использования в подводном плавучем/погружном комплексе для подводного освоения глубоководных месторождений, круглогодично эксплуатируемом на глубине в диапазоне от 100 до 120 м от уровня моря, включающим в себя ряд автономных подводных плавучих сооружений: буродобывающего, жилого блока с центром управления, атомной электростанции, завода сжижения природного газа, резервуара для приема/хранения жидкого воздуха, резервуара для приема/хранения/отгрузки сжиженного природного газа, и танкера-газовоза (также подводного исполнения). При этом буродобывающее сооружение обладает возможностью круглогодичного подводного бурения скважин и их эксплуатации с очисткой скважинного флюида от мехпримесей. Буродобыващее сооружение соединено с заводом для сжижения природного газа гибкой трубой, протяженность которой обеспечивает предварительное охлаждение природного газа в арктической среде моря до заданной величины. Завод сжижения природного газа выполнен с возможностью сжижения газа путем каскадного ступенчатого последовательного охлаждения до температуры конденсации в противотоке с жидким воздухом, постепенно переходящим в газообразное состояние. Затем этот воздух, выполнивший функцию хладагента, подают во все подводные помещения при нормобарическом давлении с целью создания нормальной жизнедеятельности всего обслуживающего персонала, после чего отработанный воздух принудительно (т.е. с давлением на выходе из подводных сооружений, превосходящем гидростатическое давление столба воды) выводят из всех подводных сооружений в водную среду, обогащая ее остаточным кислородом и улучшая жизнедеятельность водной фауны и флоры. Обеспечение электроэнергией осуществляют по гибким плавучим кабелям всех подводных сооружений.

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет упростить технологическую схему способа (снижение количества ступеней второго цикла с девяти до четырех), в том числе, за счет сокращения более чем вдвое площади, занимаемой теплообменниками, исключить вывод газообразного азота под уровень ледовых образований или в атмосферу, исключить проведение операции по его канализации, а также выброс азота в морскую воду или в атмосферу за счет теплофизических свойств используемого жидкого воздуха.

Способ позволяет также снизить расход хладагента, снизить эксплуатационные затраты, повысить выход целевого СПГ, использовать хладагент более низкой себестоимости. Проведение описываемого способа позволяет использовать газообразный воздух, отводимый со второго независимого цикла в качестве атмосферного воздуха в помещениях подводных сооружений, а также для обогащения водной среды кислородом.

Способ сжижения природного газа в процессе разработки подводных месторождений путем проведения последовательно двух независимых холодильных циклов сжижения природного газа, при котором первый независимый цикл проводят в одну ступень в гибком подводном трубопроводе, соединяющем добывающее подводное сооружение с подводным заводом для сжижения природного газа, с использованием в качестве хладагента арктической морской воды и проведением процесса сжижения изобарически при давлении не менее 4,0 МПа, с охлаждением природного газа до температуры ниже плюс 10°С, полученный в первом независимом цикле газ подают на второй независимый цикл сжижения, осуществляемый на подводном заводе для сжижения природного газа, который проводят в четыре ступени с межступенчатой сепарацией и подачей сжижаемого природного газа в противотоке с хладагентом, в качестве которого используют воздух в жидкой фазе, имеющий давление не менее 4,0 МПа, который подают на последнюю четвертую ступень по ходу движения природного газа, с охлаждением газа на первой ступени данного цикла до температуры минус 15°С - минус 20°С, на второй ступени - до минус 35°С - минус 45°С, на третьей ступени - до минус 60°С - минус 75°С, на четвертой ступени - до минус 161,5°С со снижением давления на указанной ступени до 0,15 МПа с получением сжиженного природного газа.