[1]Изобретение относится к области судостроения, к способам и системам транспортировки и хранения компримированных (сжатых) газов, в особенности к транспортировке судном по воде сжатого природного газа, добываемого в труднодоступных районах, от небольших месторождений на сравнительно короткие расстояния (до 1000 км).
[2]Общеизвестно, что стоимость транспортировки природного газа, как правило, превосходит стоимость его добычи, является важнейшим звеном в индустрии газовой промышленности и в значительной степени определяет технико-экономические параметры освоения газовых месторождений. В настоящее время разведаны и осваиваются практически все крупные газовые месторождения и остаются неосвоенными множество мелких и средних месторождений, расположенные зачастую в суровых климатических условиях. На долю труднодоступных, сложных в освоении месторождений природного газа с малыми и средними запасами, в первую очередь - шельфовых месторождений, приходится до 50% разведанных мировых запасов. Поэтому задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание экономически выгодных способа и устройства транспортировки и хранения природных газов, добываемых на труднодоступных месторождениях с малыми запасами газа.
[3]Способ транспортировки природного газа в сжатом состоянии на суднах является распространенным видом транспортировки, т.к. для его реализации подходит много технологий, разработанных для наземного и подводного трубопроводного транспортирования природного газа. В настоящее время существующие технологии транспортирования природного газа в сжатом состоянии на суднах разрабатываются в основном для крупных месторождений с использованием давлений свыше 100 кг/см2 (предпочтительно 200÷250 кг/см2) и подготовкой газа из скважины. Такая технология требует определенных затрат на первоначальном этапе внедрения и малопривлекательна для мелких месторождений и небольших расстояний до потребителей.
[4]Ближайшим аналогом заявленного изобретения является судовая система для транспортировки сжатого природного газа и способ транспортировки с помощью этой системы, известные из описания к патенту RU 2145689 (публик. 20.02.2000).
[5]Согласно описанию к этому патенту, система для транспортировки сжатого газа по воде выполнена с возможностью использования берегового оборудования, имеющего стоимость более низкую по сравнению со стоимостью оборудования для сжижения природного газа.
[6]Способ транспортировки сжатого природного газа с помощью судовой системы, включает загрузку с подводного добычного комплекса на борт судна в резервуары для хранения, расположенные в его отсеках, сжатого охлажденного природного газа, хранение загруженного газа и выгрузку его с судна на пункт доставки - береговой терминал. Оборудование берегового терминала и загрузочного пункта включает компрессорные станции. Перед заполнением судовых отсеков судна с резервуарами для хранения сжатого газа, газ из подающего трубопровода сжимают до высокого давления на компрессионном оборудовании пункта загрузки. Как только газ сжат, его подают через трубопроводную систему подводного добычного комплекса к главному судовому трубопроводу на судно, и таким образом в отсеках с резервуарами поднимают давление до величины, близкой к полному расчетному давлению, например до 189,8 кг/см2. Осуществляют поочередное заполнение отсеков путем открытия и подключения одного за другим, при этом компрессор сжимает газ до его полного расчетного давления почти постоянно. Транспортировку сжатого природного газа осуществляют при температуре близкой к температуре окружающей среды в газовых резервуарах при давлении от 70,3 кг/см2 до 351,6 кг/см2. Давление газа в наполненных резервуарах предпочтительно составляет величину в пределах от 140,6 кг/см2. При доставке транспортируемого газа к береговому терминалу - пункту доставки осуществляют его выгрузку с судна. При этом газ под высоким давлением подают на декомпрессионное оборудование, где давление газа понижают до давления, необходимого для приемного трубопровода. Дополнительно возможно использование энергии декомпрессии газа высокого давления для приведения в действие криогенной установки для производства небольшого количества сжиженного газа под давлением и сжиженного природного газа, которые могут храниться и затем подвергаться регазификации при необходимости поддержания газоснабжения к месту сбыта. Если при выгрузке газа его давление и скорость выпуска будут недостаточными, то газ подают на компрессионное оборудование пункта доставки, где его дожимают до давления, необходимого для приемного трубопровода, при этом происходит «поочередное опорожнение» отсеков.
[7]Судовая система для транспортировки сжатого природного газа включает судно, главный судовой газовый трубопровод со средствами подсоединения к трубопроводу берегового терминала или подводного добычного комплекса, судовые герметичные термоизолированные отсеки, в каждом из которых размещен резервуар для хранения сжатого газа, выполненный в виде пакета взаимосвязанных труб, присоединенных к общему перекрывающему клапану отсечным трубопроводом, а перекрывающие клапаны каждого отсека соединены промежуточными трубопроводами с главным судовым газовым трубопроводом. Каждый отсек содержит от 3 до 30 газовых резервуаров, предпочтительно выполненных из стальных труб длиной от 9,14 м до 30,5 м с куполообразными крышками на обоих концах, выполненными из прокованной стали, обычно присоединенными сваркой. Трубы могут быть обернуты стекло-, углеродным или каким-либо другим волокном, обладающим большой прочностью на растяжение. Предпочтительным является вертикальное расположение отсеков и труб в них, что облегчает размещение и, при необходимости, обслуживание этих отсеков. Промежуточный трубопровод проходит между каждым регулирующим клапаном и соединяет каждый отсек для хранения газа с главным трубопроводом высокого давления и с главным трубопроводом низкого давления. Оба главных трубопровода содержат средства подсоединения к береговым терминалам, а для регулирования потока газа через эти трубопроводы имеются клапаны. Отсеки соединены системой трубопроводов высокого давления для обеспечения их изначального наполнения инертной газовой средой и ее последующего сохранения.
[8]Недостатком ближайшего аналога является необходимость использования специальных дорогостоящих отсеков для хранения газа с высоким давлением, особенно на первоначальном этапе освоения скважины с максимальным давлением. По мере истощения месторождения давление газа падает, появляется необходимость установки на судне дополнительного компрессора и теплообменника с источником холода, как например, предлагается в патенте RU 2300480 (публик. 10.06.2007), что существенно усложняет и удорожает технологию транспортировки природного газа и малопригодна для мелких месторождений. Кроме того, не предусмотрено оборудование для сбора конденсата, образующегося в трубах при перевозке сжатого газа при изменении температуры окружающего эти резервуары воздуха.
[9]Техническим результатом, достигаемым при использовании заявляемого изобретения, является снижение стоимости транспортировки природного газа в течение всего периода эксплуатации скважины.
[10]Указанный технический результата достигается за счет того, что в способе транспортировки сжатого природного газа с помощью судовой системы, включающем загрузку с подводного добычного комплекса на борт судна в резервуары для хранения, расположенные в его отсеках, сжатого охлажденного природного газа, хранение загруженного газа и выгрузку его с судна на пункт доставки, новым является то, что при загрузке сжатого газа с подводного добычного комплекса в резервуары судна газ расширяют путем дросселирования и подают самотеком одновременно во все резервуары под давлением 50-70 кг/см2.
[11]Накопленный конденсат, образующийся в резервуарах в процессе транспортировки сжатого газа, может быть собран и выгружен в пункте доставки.
[12]Указанный технический результата достигается также за счет того, что в судовой системе для транспортировки сжатого природного газа, включающей судно, главный судовой газовый трубопровод со средствами подсоединения к трубопроводу берегового терминала пункта доставки и подводного добычного комплекса, судовые герметичные термоизолированные отсеки, в каждом из которых размещен резервуар для хранения сжатого газа, выполненный в виде пакета вертикально или под наклоном к горизонту установленных взаимосвязанных труб, присоединенных к общим отсечным клапанам отсечным трубопроводом, а отсечные клапаны каждого отсека соединены промежуточными трубопроводами с главным судовым газовым трубопроводом, новым является то, что на участке главного судового газового трубопровода, перед подсоединением к нему промежуточных трубопроводов отсеков, установлен дроссель.
[13]В качестве труб могут быть использованы сварные стальные трубы диаметром 1020-1420 мм и толщиной не более 16 мм.
[14]Трубы каждого отсека могут быть соединены общим коллектором для накопления конденсата, образующегося в них в процессе перевозки сжатого газа, снабженным средствами подсоединения к резервуарам берегового терминала и клапаном для его слива.
[15]В качестве дросселя может быть использован турбодетандер со средствами подсоединения к электрогенератору для частичного покрытия потребности в электроэнергии судовых нужд.
[16]Дросселирование сжатого охлажденного газа позволяет обеспечить на весь жизненный цикл скважины стабильное давление, понизить температуру газа и повысить наполняемость отсеков.
[17]Использование для транспортировки сжатого природного газа дешевых труб, используемых в наземных трубопроводах, существенно снижает стоимость транспортировки газа.
[18]Известно, что если для хранения и транспортировки сжатого газа используются цилиндрические трубы, то толщина и масса этих труб пропорциональна допустимому давлению газа в трубе. В то же время коэффициент μ - отношение массы сжатого природного газа в трубах Gпг к массе цилиндрических труб Gст, практически не зависит от допустимого давления газа в трубах Р и от диаметра применяемых труб:
[19]
[20]ρпг - плотность природного газа при атмосферном давлении;
[21]ρст - плотность материала (стали) трубы;
[22]Р - допустимое давление газа в трубе;
[23]D - наружный диаметр трубы;
[24]t - требуемая толщина трубы.
[25]Так как требуемая толщина трубы t в соответствии с СТО Газпром 2-2.1-249-2008 рассчитывается по пределу текучести материала трубы ty или по пределу прочности (временному сопротивлению) материала трубы tu как наибольшее значение из двух величин по формуле (2) и (3):
[26]
[27]
[28]по формуле (1) с учетом того, что 
где
[29]K=min {2 Fy * σu, 2Fu * σu} приобретает вид:
[30]
[31]В формуле (4) отношение 
[32]т.к. в тонкостенных трубах t«D.
[34]
[35]и практически не зависит от допустимого давления в трубах и диаметра труб.
[36]Наличие зависимости (5) открывает широкую возможность использования для хранения и транспортировки сжатого природного газа на судах относительно дешевые трубы магистральных газопроводов, рассчитанные на умеренные давления газа (до 74 кг/см2).
[37]Транспортировка газа при давлении 50-70 кг/см2 позволяет использовать недорогие серийно производимые трубы, при этом на подводном добычном комплексе и на судне не требуется применять компрессионное оборудование для загрузки газа в отсеки судна. По предварительной оценки указанный диапазон давлений позволяет обеспечить компромисс между стоимостью судовой системы и количеством перевозимого газа.
[38]Использование в качестве дросселя турбодетандера позволяет использовать высвобождающуюся в процессе расширения газа полезную энергию с заданным перепадом давления и температуры, а соединение его с электрогенератором позволяет частично покрыть потребности в электроэнергии собственных нужд.
[39]Соединение труб каждого отсека общим коллектором для накопления конденсата, образующегося в них в процессе перевозки сжатого газа, снабженным средствами подсоединения к резервуарам берегового терминала и клапаном для его слива позволяет освободить от него полости газовых труб для полного использования их объема при очередной загрузке сжатым газом.
[40]На фиг. 1 и 2 схематично представлена судовая система для транспортировки сжатого газа, где: 1 - отсеки для хранения природного газа; 2 - судно для транспортировки природного газа в сжатом состоянии; 3 - резервуары (газовые трубы) для транспортировки сжатого природного газа; 4 - сливные клапаны; 6 - турбодетандер; 7 - отсечные клапаны.
[41]Примером конкретного выполнения заявляемого изобретения может быть судовая транспортная система для перевозки сжатого природного газа, содержащего 95% метана, от подземного добычного комплекса к береговому терминалу. Судовая система для транспортировки сжатого природного газа включает судно, имеющее главный судовой газовый трубопровод со средствами подсоединения к трубопроводу берегового терминала и подводного добычного комплекса. В трюме судна имеется четыре герметичных термоизолированных отсека, в каждом из которых размещен резервуар для хранения сжатого газа, выполненный в виде пакета труб, рассчитанных на давление газа до 70 кг/см2, количество которых определяется в зависимости от грузоподъемности судна. Например, пакет труб выполнен из 12-ти вертикально установленных взаимосвязанных труб. В каждом отсеке трубы установлены в ряды по четыре трубы. Каждый ряд труб присоединен к общему отсечному клапану отсечным трубопроводом. Отсечные клапаны каждого отсека соединены промежуточными трубопроводами с главным судовым газовым трубопроводом.
[42]В качестве труб используют тонкостенные цилиндрические стальные трубы диаметром 1420 мм толщиной 15 мм. Предпочтительная длина труб составляет 12 м. Трубы с обоих концов закрыты крышками (торцевыми куполами) из стали, закрепленными сваркой. Для слива конденсата каждая труба снабжена сливным клапаном.
[43]На участке главного судового газового трубопровода, перед подсоединением к нему промежуточных трубопроводов отсеков, установлен дроссель, в качестве которого используют турбодетандер, выполненный по принципу, использующему высвобождающуюся в процессе расширения газа полезную энергию, и соединенный через полумуфту с синхронным электрогенератором. Для сохранения необходимой температуры при транспортировке природного газа отсеки теплоизолированы пенополиуретаном.
[44]Способ транспортировки сжатого природного газа с помощью судовой системы включает следующие операции. Осуществляют загрузку сжатого охлажденного природного газа с подводного добычного комплекса на борт судна 2 путем подачи по главному судовому трубопроводу в резервуары для хранения 3, расположенные в отсеках 1 судна 2. Все устройства по добыче и подготовке охлажденного сжатого газа для загрузки на судно 2 расположены вне судна - на подводном добычном комплексе, при этом давление на скважине составляет 150 кг/см2. При загрузке сжатого газа с подводного добычного комплекса в резервуары 3 судна 2 газ расширяют путем дросселирования и подают самотеком одновременно во все резервуары 3 под давлением 70 кг/см2. Дросселирование газа осуществляют путем его пропускания через турбодетандер 6, который установлен перед соединением главного судового трубопровода с промежуточными трубопроводами отсеков. При прохождении через турбодетандер 6 газ расширяется, и давление его падает до указанного выше. Одновременность заполнения резервуаров осуществляют путем открытия всех отсечных клапанов 7. При этом электрогенератор, вал которого соединен с валом турбодетандера упругой муфтой, вырабатывает переменный ток с промышленной частотой 50 Гц, напряжением 220-380В и мощностью, обусловленной расчетными параметрами турбодетандера, что частично покрывает судовые потребности электроэнергии. Пройдя через турбодетандер 6, газ поступает одновременно во все резервуары 3.
[45]Судно 2, в трюмах которого храниться сжатый газ в процессе транспортировки, доставляет сжатый газ на разгрузочный береговой терминал пункта доставки. Все устройства по подготовке к выгрузке газа расположены на береговом терминале.
[46]В процессе эксплуатации скважины с течением времени давление газа падает, и когда приблизиться к 70 кг/см2 применяют другие технологии для его загрузки.
[47]Как следует из изобретения, все устройства по добыче и подготовке, а также его выгрузки расположены вне судна ÷ на подводном добычном комплексе (морском терминале) и на береговом терминале, что обеспечивает повышенную надежность транспортировки природного газа и низкую стоимость транспортировки природного газа от места добычи газа до берегового терминала.
