Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности. Технический результат – повышение эффективности добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения. Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения объединяет прямыми и обратными связями подводный добычный комплекс. Этот комплекс располагается на шельфовом месторождении газового конденсата. Газоперерабатывающий комплекс располагается на прибрежной части материковой платформы и включает блок приема добываемой газоконденсатной смеси, блок низкотемпературной сепарации газового конденсата, блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата и блок компрессорных станций, связанные между собой трубопроводами. При этом обеспечена возможность смешивания товарного газа с компримированными газами стабилизации и использования в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для включаемого в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к производственным кластерам для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.

Одним из наиболее перспективных направлений энергетики является разработка мощных шельфовых газоконденсатных месторождений с добычей газового конденсата, который далее подвергают глубокой очистке от влаги, диоксида углерода и других кислых газов и многостадийной переработке с получением топливного газа и обширного ассортимента ценных компонентов и фракций, являющихся сырьем газохимических предприятий или самостоятельными товарными продуктами.

Известен комплекс Абрамова для промысловой разработки месторождений природного газа, имеющий в своем составе соединенную с грунтом морскую платформу добычи природного газа (ПГ), химико-технологическую систему (ХТС) агрегатов подготовки ПГ, ХТС агрегатов получения жидкого продукта, например сжиженного природного газа (СПГ), метанола, установленные на борту плавучего завода преимущественно подводного базирования компрессорную станцию, хранилище с теплообменным устройством для переохлаждения жидкого продукта хладагентом и транспортные судна-продуктовозы для вывоза жидких продуктов на экспорт и внутренний рынок (патент на изобретение RU 2180305 С2, МПК В63В 35/44, заявлен 23.01.1997, опубликован 10.03.2002).

Недостатками данного изобретения являются:

практическая невозможность установки ряда химико-технологических систем, включающих большое количество агрегатов для подготовки природного газа, его сжижения и получения метанола: фракционирующих колонн, абсорберов, десорберов, теплообменников, холодильников, кипятильников, котлов, фильтров, емкостей, насосов, компрессоров и систем создания холода, на борту одного плавучего завода при высокой производительности систем из-за необходимости обеспечения производственной площадки в несколько гектаров;

экономическая неэффективность установки ряда химико-технологических систем, включающих большое число агрегатов для подготовки природного газа, его сжижения и получения метанола: фракционирующих колонн, абсорберов, десорберов, теплообменников, холодильников, кипятильников, котлов, фильтров, емкостей, насосов, компрессоров и систем создания холода, на борту одного плавучего завода при низкой производительности систем из-за значительного повышения доли амортизационных отчислений капитальных затрат в себестоимость конечной продукции;

резкое снижение коэффициента полезного действия массообменных аппаратов, в т.ч. фракционирующих колонн, абсорберов, десорберов, и, как следствие, ухудшение функционирования химико-технологических систем в результате качки судна.

Известен способ разработки газовых месторождений континентального шельфа в условиях его постепенного истощения, включающий бурение скважин, вскрытие газонасыщенных коллекторов и добычу газа из этих скважин в режиме истощения пластовой энергии, предусматривающий для избежания строительства дожимной компрессорной станции и компримирования газа для дальнейшего его транспорта, а также снижения затрат на освоение залежи, с некоторого (расчетного) момента времени введение в действие нагнетательных скважин для поддержания пластового давления и безнасосную закачку морской воды в них за счет столба воды от уровня моря до устьев скважин (патент на изобретение RU 2109930 С1, МПК Е21В 43/01, Е21В 43/20, заявлен 05.02.1996, опубликован 27.04.1998).

Недостатками данного изобретения являются:

практическая нереализуемость способа при истощении мелководных шельфовых месторождений, так как при глубинах 10-20 м составляющий всего 0,1-0,2 МПа дополнительный напор морской воды при ее безнасосной закачке является недостаточным для интенсификации работы залежи;

невозможность исключения дожимной компрессорной станции из-за необходимости поддержания в магистральном трубопроводе давления 5-7 МПа при давлении пластового газа на выходе из залежи 2-3 МПа, снижающемся по мере эксплуатации залежи;

нерациональность транспортирования по магистральному трубопроводу добываемого газа, содержащего примеси, снижающие его теплотворную способность, без предварительной очистки.

Известен также способ добычи газа из газоконденсатного пласта, включающий остановку работающей скважины, очистку пласта в окрестности скважины от углеводородной жидкости путем подачи в скважину растворяющего агента и последующий пуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворяющего агента используют газ, перепускаемый из скважины с высоким пластовым давлением, предварительно подвергаемый сепарации от капельной жидкости без снижения давления и под собственным давлением нагнетаемый в пласт (заявка на изобретение RU 94028895 А1, МПК Е21В 43/22, заявлена 02.08.1994, опубликована 10.06.1996).

Основным недостатком изобретения является снижение отбора товарного газа из-за возврата части газа на закачку в скважины для восстановления их продуктивности. Кроме того, при добыче газа из шельфового месторождения реализация способа затрудняется отсутствием свободных площадей на буровой платформе для размещения сепарационного оборудования.

Известен также способ удаления газообразных примесей из сырьевого газового потока, включающий подачу потока сырьевого газа, его охлаждение до температуры, при которой образуется суспензия, содержащая твердую фазу примеси, жидкую фазу примеси и газообразную фазу, богатую метаном, и последовательное разделение суспензии в разделительных устройствах, откуда отводят газообразную фазу, обогащенную метаном, а также потоки жидкого продукта и рециркуляционного потока (заявка на изобретение RU 2011133062 А 109931 С1, МПК F25J 3/06, заявлена 06.01.2010, опубликована 20.02.2013).

Основным недостатком изобретения является высокая энергозатратность очистки газа от примесей, связанная с тем, что весь поток сырьевого газа необходимо охладить до температуры, при которой происходит конденсация или кристаллизация всех извлекаемых примесей. К тому же, для реализации данного процесса необходимо дорогостоящее криогенное устройство.

Анализ патентной литературы показал, что реализация добычи газового конденсата, как и его эффективной переработки, характеризуется рядом существенных недостатков.

При создании изобретения ставилась задача, которая заключается в разработке эффективного способа добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, который позволит обеспечить как оптимизацию технологий добычи и переработки газового конденсата, так и рациональное размещение оборудования.

Поставленная задача решается за счет формирования единого производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, объединяющего прямыми и обратными связями, в частности - в виде трубопроводов подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, и газоперерабатывающий комплекс, располагающийся на прибрежной части материковой платформы и включающий следующие блоки:

а) блок приема газоконденсатной смеси, предусматривающий первичную сепарацию, выделение жидкостной пробки и получение комплексного газового сырья;

б) блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, состоящий из установки низкотемпературной сепарации, обеспечивающей получение товарного газа в виде метана с примесью этана, нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора образования кристаллогидратов, установки регенерации ингибитора, парка хранения ингибитора, возвращаемого далее на подводный добычный комплекс;

в) блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата, состоящий из установки стабилизации конденсата, установки получения сжиженных углеводородов, установки фракционирования стабильного конденсата;

г) блок компрессорных станций, предусматривающий компримирование промежуточных технологических потоков и подачу товарного газа в магистральный газопровод;

связанные между собой трубопроводами, при этом вырабатываемый на блоке низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ смешивают с вырабатываемыми на блоке стабилизации и разделения нестабильного конденсата компримированными газами стабилизации и используют в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для входящего в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода, сочетающего отделение от метана более тяжелых алкановых углеводородов с получением при этом высококалорийного топливного газа и процессы газохимии с получением из более тяжелых алкановых углеводородов алкеновых углеводородов, используемых в качестве сырья газохимического завода для получения полимеров, спиртов и другой продукции газохимии.

Реализация такой компактной структуры производственного кластера позволяет:

существенно удешевить подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, за счет конструктивного облегчения буровой платформы, находящейся вблизи от газоперерабатывающего комплекса, расположенного на прибрежной части материковой платформы и имеющего развитую инфраструктуру, благодаря переносу вспомогательного оборудования и помещений на территорию газоперерабатывающего комплекса;

использовать в технологии добычи газового конденсата углекислый газ, выделяемый из газового сырья на газоперерабатывающем комплексе в качестве отхода, для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения, особенно на этапе его истощения;

получать на газоперерабатывающем комплексе высококалорийный топливный газ за счет удаления из него обширного ассортимента низкокалорийных ценных компонентов и фракций, являющихся сырьем газохимических предприятий или самостоятельными товарными продуктами;

оптимизировать координацию взаимосвязи газодобывающих и газоперабатывающих мощностей в границах единого производственного кластера;

существенно улучшить экономическую, социальную и демографическую ситуацию региона с наличием шельфового месторождения за счет формирования крупного производственного кластера в виде единого производственного кластера для подводной добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения.

Целесообразно получаемый на установке низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ подавать на установку стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата в качестве хладагента в конденсатор колонны стабилизации, что позволяет эффективно использовать энергетический потенциал низкотемпературных технологических потоков за счет рекуперации холода.

Целесообразно стабильный конденсат после колонны стабилизации установки стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата подавать на установку низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья в качестве теплоносителя в подогреватель нестабильного конденсата перед дегазацией, что позволяет эффективно использовать энергетический потенциал высокотемпературных технологических потоков за счет рекуперации тепла.

Целесообразно для очистки трубопровода от подводного добычного комплекса до блока приема газоконденсатной смеси предусмотреть поршневание газопровода товарным газом, компримируемым на установке компримирования поршневого газа блока компрессорных станций.

Целесообразно при повышенном содержании кислых компонентов в добываемой газоконденсатной смеси поток газа после блока приема газоконденсатной смеси перед блоком низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья и стабилизации подавать на установку удаления кислых газов.

Целесообразно получаемые на установке удаления кислых газов кислые компоненты подавать на установку компримирования диоксида углерода блока компрессорных станций и возвращать на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения.

Целесообразно подавать возвращаемый на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения диоксид углерода в непродуктивные скважины в сверхкритическом состоянии, что позволяет растворить отложения высокомолекулярных веществ в пласте и в дальнейшем включить их в сферу переработки на газоперерабатывающем комплексе.

Целесообразно при наличии в составе добываемой газоконденсатной смеси достаточно высокой концентрации гелия экономически на заводе по получению экспортируемого сжиженного природного газа дополнительно извлекать гелий.

Целесообразно воду, выделяемую на установке регенерации ингибитора блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, возвращать на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения за счет подачи ее в непродуктивные скважины.

Целесообразно, чтобы получаемые на установке получения сжиженных углеводородов блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата тяжелые углеводородные фракции использовались в качестве энергоносителей для собственных нужд при отсутствии потенциальных потребителей в пределах экономически рациональной транспортировки этих фракций.

При расположении производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения в северных регионах страны целесообразно в качестве ингибитора образования кристаллогидратов использовать метанол или алкилгликоли.

На фигуре 1 приведена схема производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, включающая следующие позиции:

100 - шельфовое месторождение;

110 - подводный добычный комплекс;

120 - блок приема газоконденсатной смеси;

130 - блок компрессорных станций;

130/1 - установка компримирования газа;

130/2 - установка компримирования диоксида углерода;

130/3 - установка компримирования поршневого газа;

130/4 - установка компримирования газов стабилизации;

140 - установка удаления кислых газов;

150 - блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья;

150/1 - установка низкотемпературной сепарации;

150/2 - установка регенерации ингибитора гидратообразования;

150/3 - парк хранения ингибитора;

160 - блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата;

160/1 - установка стабилизации конденсата;

160/2 - установка получения сжиженных углеводородов;

160/3 - установка фракционирования стабильного конденсата;

170 - завод по сжижению природного газа;

180 - газоперерабатывающий завод;

190 - газохимический завод;

200 - установка нагрева промежуточного теплоносителя;

1-47 - трубопроводы.

Газоконденсатная смесь с шельфового месторождения 100 по трубопроводу 1 добывается на подводном добычном комплексе 110 и далее по трубопроводу 2 подается в блок приема газоконденсатной смеси 120, предназначенный для улавливания жидкостной пробки при очистке трубопровода. В режиме сепарации на блоке приема газоконденсатной смеси 120 поток газоконденсатной смеси разделяется на потоки газа и конденсата. Поток газа по трубопроводу 5 подают на установку удаления кислых газов 140. При падении пластового давления на шельфовом месторождении 100 для интенсификации добычи конденсата возможна подача части потока газа из трубопровода 5 по трубопроводу 3 на установку компримирования газа 130/1 блока компрессорных станций 130, где газ компримируют до проектного давления и по трубопроводу 4 возвращают в трубопровод 5 для подачи на установку удаления кислых газов 140. На установке удаления кислых газов 140 осуществляют удаление из потока газа кислых компонентов, в первую очередь диоксида углерода, который по трубопроводу 6 сначала направляют на установку компримирования диоксида углерода 130/2 блока компрессорных станций 130, а затем по трубопроводу 7 - на подводный добычный комплекс 110 для закачивания по трубопроводу 35 в непродуктивные скважины шельфового месторождения 100.

Поток очищенного газа после установки удаления кислых газов 140 по трубопроводу 8 подают на установку низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150. На эту же установку по трубопроводу 39 направляют выделенный на блоке приема газоконденсатной смеси 120 нестабильный конденсат. На установке низкотемпературной сепарации 150/1 из газа выделяют тяжелые углеводороды, а также осуществляют дегазацию нестабильного конденсата и выделение из него водного раствора ингибитора гидратообразования.

Полученный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 товарный газ по трубопроводу 9 подается на смешение со скомпримированными газами стабилизации трубопровода 24 и далее по трубопроводу 10 отправляется по одному из трех возможных направлений:

- в трубопровод 11 для подачи потребителям товарного газа;

- в трубопровод 12 для подачи на завод по сжижению природного газа (СПГ) 170 и дальнейшей отгрузки СПГ потребителям по трубопроводу 13;

- в трубопровод 14 для подачи на газоперерабатывающий завод 180 для разделения товарного газа на метан и тяжелые алкановые углеводороды, при этом метан по трубопроводу 15 отводят потребителям в качестве товарного топливного газа, а выделенные более тяжелые углеводороды по трубопроводу 16 подают на газохимический комплекс 190, где из них получают алкеновые углеводороды, используемые в качестве сырья для последующего получения полимеров, спиртов и другой продукции газохимии, отгружаемой по трубопроводу 17.

Возможно направление части товарного газа трубопровода 9 с установки низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 на установку стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 44 для использования в качестве хладагента в конденсаторе колонны стабилизации. Подогретый товарный газ с установки стабилизации конденсата 160/1 по трубопроводу 45 возвращается в трубопровод 9.

Полученный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 дегазированный конденсат подается по трубопроводу 18 на установку стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160. Полученные на установке стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 газы стабилизации направляют по трубопроводу 19 на установку компримирования газов стабилизации 130/4 блока компрессорных станций 130, откуда скомпримированные газы стабилизации по трубопроводу 24 подают на смешение с товарным газом, поступающим по трубопроводу 9. Перед компримированием газов стабилизации возможно направление их по трубопроводу 20 на установку получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160, где из них выделяют сжиженный пропан-бутан технический и пентан-гексановую фракцию. Газ деэтанизации после установки получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 21 отправляют в трубопровод 19 и далее на установку компримирования газов стабилизации 130/4 блока компрессорных станций 130.

С установки получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 сжиженный пропан-бутан технический по трубопроводу 22 направляют потребителям, а пентан-гексановую фракцию по трубопроводу 23 - в трубопровод 25 для смешения с потоком стабильного конденсата.

Полученный на установке стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 стабильный конденсат направляется сначала по трубопроводу 25 на смешение с пентан-гексановой фракцией трубопровода 23, образующейся на установке получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160, и далее - по одному из двух возможных направлений:

- отгружается по трубопроводу 26 потребителям в качестве товарной продукции;

- по трубопроводу 27 направляется на установку фракционирования стабильного конденсата 160/3 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160.

Возможно направление стабильного конденсата с установки стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 42 на установку низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 для использования его в качестве теплоносителя в подогревателе нестабильного конденсата перед дегазацией. Отдавший свое тепло стабильный конденсат по трубопроводу 43 возвращается в трубопровод 25.

На установке фракционирования стабильного конденсата 160/3 осуществляется фракционирование стабильного конденсата с получением нафты, дизельного топлива и тяжелых углеводородных фракций, которые по трубопроводам 28, 29 и 30, соответственно, направляются потребителям в качестве товарной продукции.

Выделенный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 водный раствор ингибитора гидратообразования направляется по трубопроводу 31 на установку регенерации ингибитора гидратообразования 150/2 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150, откуда выделенную воду по трубопроводу 32 направляют на утилизацию, а регенерированный раствор ингибитора гидратообразования подают сначала по трубопроводу 33 в парк хранения ингибитора 150/3 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150, а затем по трубопроводу 34 - на подводный добычный комплекс 110 для подачи в поток добываемой газоконденсатной смеси для исключения гидратообразования в трубопроводе 2 при транспортировке от подводного добычного комплекса 110 до блока приема газоконденсатной смеси 120. Также имеется возможность (не показано на схеме) впрыска ингибитора гидратообразования в поток газа перед охлаждающими теплообменниками на блоке приема газоконденсатной смеси 120, установке компримирования газа 130/1 блока компрессорных станций 130 и установке удаления кислых газов 140.

Для обеспечения тепловой нагрузки колонн на установках 140, 160/1, 160/2, 160/3, 150/2 используют промежуточный теплоноситель, подогреваемый на установке нагрева промежуточного теплоносителя 200 и подаваемый на указанные установки по трубопроводам 36, 37, 38, 40, 41, соответственно.

Для очистки газопровода 2 от подводного добычного комплекса 110 до блока приемной газоконденсатной смеси 120 предусмотрена периодическая подача товарного газа из трубопровода 9 по трубопроводу 46 на установку компримирования поршневого газа 130/3 блока компрессорных станций 130 и последующая подача по трубопроводу 47 на подводный добычный комплекс 110, где компримированный газ направляется по трубопроводу 2 и очищает его от скопившейся там жидкости. Поршневание производится периодически при падении давления на входе в блок приема газоконденсатной смеси 120 ниже допустимого значения.

Таким образом, данное изобретение решает задачу разработки эффективного способа добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, который позволяет обеспечить оптимизацию технологий добычи и переработки газового конденсата и рациональное размещение оборудования.

1. Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, объединяющий прямыми и обратными связями, в частности - в виде трубопроводов, подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, и газоперерабатывающий комплекс, располагающийся на прибрежной части материковой платформы и включающий следующие блоки:

а) блок приема газоконденсатной смеси, предусматривающий первичную сепарацию, выделение жидкостной пробки и получение комплексного газового сырья;

б) блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, состоящий из установки низкотемпературной сепарации, обеспечивающей получение товарного газа в виде метана с примесью этана, нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора образования кристаллогидратов, установки регенерации ингибитора и парка хранения ингибитора, возвращаемого далее на подводный добычный комплекс;

в) блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата, состоящий из установки стабилизации конденсата, обеспечивающей получение газов стабилизации, установки получения сжиженных углеводородов и установки фракционирования стабильного конденсата;

г) блок компрессорных станций, предусматривающий компримирование промежуточных технологических потоков и подачу товарного газа в магистральный газопровод;

связанные между собой трубопроводами, при этом вырабатываемый на блоке низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ смешивают с вырабатываемыми на блоке стабилизации и разделения нестабильного конденсата компримированными газами стабилизации и используют в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для входящего в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода, сочетающего отделение от метана более тяжелых алкановых углеводородов с получением при этом высококалорийного топливного газа и процессы газохимии с получением из более тяжелых алкановых углеводородов алкеновых углеводородов.

2. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что получаемый на установке низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ подают на установку стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата в качестве хладагента в конденсатор колонны стабилизации.

3. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что стабильный конденсат после колонны стабилизации установки стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата подают на установку низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья в качестве теплоносителя в подогреватель нестабильного конденсата перед дегазацией.

4. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что для очистки трубопровода от подводного добычного комплекса до блока приема газоконденсатной смеси предусматривают поршневание газопровода товарным газом, компримируемым на установке компримирования поршневого газа блока компрессорных станций.

5. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что поток газа после блока приема газоконденсатной смеси перед блоком низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья и стабилизации подают на установку удаления кислых газов.

6. Кластер по п. 5, отличающийся тем, что получаемые на установке удаления кислых газов кислые компоненты подают на установку компримирования диоксида углерода блока компрессорных станций и возвращают на подводный добычный комплекс.

7. Кластер по п. 6, отличающийся тем, что возвращаемые на подводный добычный комплекс кислые компоненты подают в непродуктивные скважины в сверхкритическом состоянии.

8. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на заводе по получению экспортируемого сжиженного природного газа дополнительно извлекают гелий.

9. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что выделяемую на установке регенерации ингибитора блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья воду возвращают на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения за счет подачи ее в непродуктивные скважины.

10. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что получаемые на установке получения сжиженных углеводородов блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата тяжелые углеводородные фракции используют в качестве энергоносителей для собственных нужд.

11. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования кристаллогидратов используют метанол.

12. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования кристаллогидратов используют алкилгликоли.