Технологія розробки підводних покладів газогідратів та морський газовидобувний комплекс для її реалізації (варіанти)

1. Технологія розробки підводних покладів газогідратів, що включає розкриття пласта газогідратів видобувними свердловинами, подачу теплоносія у видобувні свердловини, зміну стану зосередженого в пласті газогідратів природного газу з твердого в газоподібний за рахунок температурного потенціалу теплоносія, надходження природного газу, що змінив свій стан, з пласта газогідратів у видобувні свердловини, виведення природного газу в газоподібному стані з видобувних свердловин, яка відрізняється тим, що попередньо задають продуктивність видобутку природного газу з видобувної свердловини, контролюють витрату природного газу, який отримують з видобувної свердловини, в процесі надходження теплової енергії теплоносія в пласт газогідратів та досягають відповідності контрольованої та заданої величин шляхом регулювання температурою та тиском, які діють на зосереджені в масиві гірських порід газогідрати. 2. Технологія за п. 1, яка відрізняється тим, що нагрівають теплоносій - воду безпосередньо в видобувних свердловинах за допомогою електрич 2 (19) 1 3 рювальній платформі, нагнітальний трубопровід компресора та газопровід приєднані до комунікаційного плаваючого засобу і занурювальної платформи, газопровід містить камеру з встановленою в ній підйомною лебідкою, розташована між комунікаційним та базовим плаваючими засобами ділянка газопроводу обладнана керованою засувкою і містить гнучкий трубопровід, на барабанах розташованої в камері підйомної лебідки закріплені канат та опускна мережа електропередач, до занурювальної платформи приєднані поворотні рушійні станції, нагнітальний трубопровід компресора сполучений з акумулятором та через обладнаний керованою засувкою патрубок з насосом, розташована між компресором та комунікаційним плаваючим засобом ділянка нагнітального трубопроводу компресора містить гнучкий трубопровід, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном морської води, датчик визначення витрати газу сполучений з газопроводом, нижня частина акумулятора сполучена через відповідні патрубки з басейном морської води, розташовані між комунікаційним плаваючим засобом та занурювальною платформою ділянки нагнітального трубопроводу компресора та газопроводу містять відповідні гнучкі трубопроводи, верхня частина акумулятора сполучена через обладнані відповідними керованими засувками патрубки з басейном морської води, поворотний кран встановлений в ставі розташованої між комунікаційним плаваючим засобом та занурювальною платформою ділянки газопроводу, внутрішній об'єм занурювальної платформи сполучений через відповідні патрубки з басейном морської води, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори містять відповідні сигналізатори рівня рідини, газопровід та нагнітальний трубопровід насоса обладнані відповідними компенсаторами поперечного навантаження, нагнітальний трубопровід насоса сполучений через відповідні керовані засувки з допоміжними акумуляторами, додаткові рушійні станції приєднані до встановленого на ставі газопроводу поворотного кронштейна, верхні частини допоміжних акумуляторів сполучені з басейном морської води через обладнані відповідними керованими засувками додаткові патрубки, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса з'єднаний з газопроводом, окремий патрубок обладнаний керованою засувкою та сполучений з газопроводом і басейном морської води, сигналізатор рівня рідини встановлений в додатковому акумуляторі, додатковий поворотний кран розташований в ставі газопроводу нижче занурювальної платформи, додатковий акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу додаткового насоса, манометр сполучений з газопроводом, нагнітальний трубопровід додаткового насоса сполучений з басейном морської води, верхня частина додаткового акумулятора сполучена через відповідний патрубок з газопроводом, нижні частини допоміжних акумуляторів сполучені через відповідні патрубки з басейном морської води, газопровід обладнаний джерелами освітлення, камерами відеоспостереження та приєднаний до колони труб видобувної свердловини, електричні нагрівачі розташовані у видобувній 97404 4 свердловині і з'єднані з закріпленими на барабанах розташованої в камері підйомної лебідки канатом та опускною мережею електропередач, електрична станція та автоматизований центр керування розташовані на базовому плаваючому засобі, а компресор, насос, приєднані до занурювальної платформи поворотні рушійні станції, підйомна лебідка, поворотний кронштейн, додаткові рушійні станції, інтегрований навігаційнокоординаційний модуль, автоматизований центр керування, додатковий насос, датчики визначення тиску та витрати газу, опускна мережа електропередач та всі джерела освітлення, камери відеоспостереження, сигналізатори рівня рідини, поворотні крани і керовані засувки з'єднані через магістральну мережу електропередач з електричною станцією. 5. Морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів за п. 4, який відрізняється тим, що до нижньої частини газопроводу приєднані механічні опори, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса заведений через газопровід в видобувну свердловину та містить гнучкий трубопровід, механічні опори обладнані відповідними гідравлічними циліндрами, в видобувній свердловині розташований занурювальний свердловинний насос, поршневі та штокові порожнини гідравлічних циліндрів сполучені через відповідні гнучкі трубопроводи і систему гідророзподільників з блоком гідроприводу, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса обладнаний відповідним зворотним клапаном та сполучений з занурювальним свердловинним насосом, а система гідророзподільників, блок гідроприводу та занурювальний свердловинний насос з'єднані з магістральною мережею електропередач. 6. Морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів, що містить насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, компресор з обладнаним зворотним клапаном та керованою засувкою нагнітальним трубопроводом, акумулятор з встановленим в ньому сигналізатором рівня рідини, датчик визначення величини тиску - манометр, додатковий акумулятор, сигналізатор рівня рідини, поворотний кран, окремий патрубок та систему керування, який відрізняється тим, що комплекс містить базовий, комунікаційний та допоміжний плаваючі засоби, занурювальну платформу, інтегрований навігаційно-координаційний модуль, електричну станцію, газопровід, додатковий насос з відповідними всмоктувальним та обладнаним зворотним клапаном нагнітальним трубопроводами, встановлений на ставі газопроводу поворотний кронштейн, додатковий газопровід, окремий насос з відповідними всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, обладнані відповідними перфорованими колонами труб геотермальну та видобувну свердловини, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори, а також датчик визначення витрати газу, при цьому компресор розташований на допоміжному плаваючому засобі, газопровід сполучений з базовим плаваючим засобом, насос та акумулятор розташовані на занурювальній платформі, нагнітальний трубопровід компресора та 5 газопровід приєднані до комунікаційного плаваючого засобу і занурювальної платформи, розташована між комунікаційним та базовим плаваючими засобами ділянка газопроводу обладнана керованою засувкою і містить гнучкий трубопровід, до занурювальної платформи приєднані поворотні рушійні станції, нагнітальний трубопровід компресора сполучений з акумулятором та через обладнаний керованою засувкою патрубок з насосом, розташована між компресором та комунікаційним плаваючим засобом ділянка нагнітального трубопроводу компресора містить гнучкий трубопровід, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном морської води, датчик визначення витрати газу сполучений з газопроводом, нижня частина акумулятора сполучена через відповідні патрубки з басейном морської води, розташовані між комунікаційним плаваючим засобом та занурювальною платформою ділянки нагнітального трубопроводу компресора та газопроводу містять відповідні гнучкі трубопроводи, верхня частина акумулятора сполучена через обладнані відповідними керованими засувками патрубки з басейном морської води, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори містять відповідні сигналізатори рівня рідини, внутрішній об'єм занурювальної платформи сполучений через відповідні патрубки з басейном морської води, газопровід, додатковий газопровід та нагнітальний трубопровід насоса обладнані відповідними компенсаторами поперечного навантаження, нагнітальний трубопровід насоса сполучений через відповідні керовані засувки з допоміжними акумуляторами, додаткові рушійні станції приєднані до встановленого на ставі газопроводу поворотного кронштейна, верхні частини допоміжних акумуляторів сполучені з басейном морської води через обладнані відповідними керованими засувками додаткові патрубки, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса з'єднаний з додатковим газопроводом, сигналізатор рівня рідини встановлений в додатковому акумуляторі, окремий патрубок обладнаний керованою засувкою та сполучений з газопроводом і басейном морської води, поворотний кран розташований в ставі газопроводу нижче занурювальної платформи, додатковий акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу додаткового насоса та через додатковий трубопровід сполучений з газопроводом, манометр сполучений з додатковим газопроводом, нагнітальний трубопровід додаткового насоса сполучений з басейном морської води, верхня частина додаткового акумулятора сполучена через відповідний патрубок з додатковим газопроводом, нижні частини допоміжних акумуляторів сполучені через відповідні патрубки з басейном морської води, газопровід та додатковий газопровід приєднані до колон труб геотермальної та видобувної свердловин відповідно, всмоктувальний трубопровід окремого насоса через газопровід заведений в геотермальну свердловину та містить відповідний гнучкий трубопровід, додатковий газопровід обладнаний окремою поворотною рушійною станцією, нагнітальний трубопровід окремого 97404 6 насоса через додатковий газопровід заведений в видобувну свердловину та містить відповідний гнучкий трубопровід, газопровід та додатковий газопровід обладнані відповідними джерелами освітлення, камерами відеоспостереження і сполучені між собою через газовідвідний трубопровід, в ставах всмоктувального трубопроводу окремого насоса, додаткового та газовідвідного трубопроводів встановлені відповідні секції з'єднувальних трубопроводів, електрична станція та автоматизований центр керування розташовані на базовому плаваючому засобі, а компресор, насос, приєднані до занурювальної платформи поворотні рушійні станції, додатковий та окремий насоси, поворотний кронштейн, додаткові рушійні станції, інтегрований навігаційно-координаційний модуль, автоматизований центр керування, приєднана до додаткового газопроводу окрема поворотна рушійна станція, датчики визначення тиску та витрати газу, поворотний кран та всі джерела освітлення, камери відеоспостереження, сигналізатори рівня рідини і керовані засувки з'єднані через магістральну мережу електропередач з електричною станцією. 7. Морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів за п. 6, який відрізняється тим, що до нижньої частини газопроводу приєднані механічні опори, всмоктувальний трубопровід окремого насоса містить обладнаний сигналізатором рівня рідини окремий акумулятор та розташований в геотермальній свердловині занурювальний свердловинний насос, механічні опори обладнані відповідними гідравлічними циліндрами, верхня частина окремого акумулятора сполучена через відповідний патрубок з газопроводом, поршневі та штокові порожнини гідравлічних циліндрів сполучені через відповідні гнучкі трубопроводи і систему гідророзподільників з блоком гідроприводу, занурювальний свердловинний насос з'єднаний з заведеною через газопровід в геотермальну свердловину магістральною мережею електропередач, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса через додатковий газопровід заведений в видобувну свердловину та містить відповідний гнучкий трубопровід, у видобувній свердловині розташований додатковий занурювальний свердловинний насос, встановлені в ставах всмоктувального трубопроводу окремого насоса, додаткового та газовідвідного трубопроводів відповідні секції з'єднувальних трубопроводів є телескопічними, додатковий занурювальний свердловинний насос з'єднаний з заведеною через додатковий газопровід в видобувну свердловину магістральною мережею електропередач та сполучений з всмоктувальним трубопроводом додаткового насоса, всмоктувальні трубопроводи додаткового та окремого насосів обладнані відповідними зворотними клапанами, а розташований в окремому акумуляторі сигналізатор рівня рідини, система гідророзподільників та блок гідроприводу з'єднані з магістральною мережею електропередач. 7 Винахід належить до енергетики, зокрема до розробки альтернативних джерел енергії, і передбачає своє застосування безпосередньо для видобутку природного газу з донних відкладень Світового океану. Відомий спосіб розробки покладів вуглеводнів, що включає розбурювання покладу, який складається щонайменше з двох пластів, ізольованих між собою та суміжних гірських порід непроникними перемичками, щонайменше двома свердловинами з принаймні однією горизонтальною секцією, одна з яких є нагнітальною, а інша - видобувною, закачування теплоносія через нагнітальну свердловину та відбір вуглеводнів щонайменше з одного продуктивного пласта через видобувну свердловину, при цьому як теплоносій використовують рідкі радіоактивні відходи, буріння нагнітальної свердловини проводять з числом горизонтальних секцій, відповідним числу розбурених пластів, верхні з яких прокладають в продуктивних пластах, а перфоровану нижню, що складається принаймні з двох променеподібних ділянок, в непродуктивному, в які здійснюють закачування рідких радіоактивних відходів, буріння видобувної свердловини проводять з числом горизонтальних секцій, меншим або рівним числу горизонтальних секцій нагнітальної свердловини, вибраним, виходячи з умови мінімально можливого віддалення їх між собою, причому після закінчення закачування рідких радіоактивних відходів в зоні непроникної перемички на ділянці переходу нагнітальної свердловини з продуктивного пласта в непродуктивний встановлюють ізолюючий міст, а потім здійснюють герметичну ізоляцію нижньої секції нагнітальної свердловини від її розташованих вище секцій. Крім того, при розробці покладів високов'язких вуглеводнів верхню і нижню горизонтальні секції нагнітальної свердловини розташовують відповідно над та під горизонтальною секцією видобувної свердловини в паралельних їй площинах, а після установки ізолюючого моста подовжують бурінням верхню горизонтальну секцію нагнітальної свердловини на величину, рівну довжині мінімально віддаленої променеподібної ділянки, і після її перфорації виконують закачування в неї додаткового теплового агента, наприклад перегрітої пари. Крім того, при розробці покладів газогідратів буріння верхньої та нижньої горизонтальних секцій видобувної свердловини здійснюють в паралельних площинах відносно площин розташування відповідних секцій нагнітальної свердловини, а після обводнення нижньої секції видобувної свердловини її ізолюють та подовжують верхню секцію на величину, рівну довжині мінімально видаленої променеподібної ділянки нижньої горизонтальної секції нагнітальної свердловини. Крім того, при сумісній розробці покладів газових гідратів та високов'язких вуглеводнів здійснюють буріння верхньої і нижньої горизонтальних секцій видобувної свердловини в продуктивних пластах послідовно по їх простяганню відповідно над верхньою та під середньою горизонтальними секціями нагнітальної свердловини в паралельних площинах, а перед закачуванням 97404 8 рідких радіоактивних відходів через нагнітальну свердловину здійснюють закачування в непродуктивний пласт реагенту з низькою теплопровідністю та питомою вагою, що перевищує питому вагу рідких радіоактивних відходів, з утворенням термоізолюючого оконтурювання. Крім того, при роздільній експлуатації пластів газогідратів та пластів високов'язких вуглеводнів здійснюють буріння видобувних свердловин з самостійними горизонтальними секціями в кожному з продуктивних пластів відповідно над верхньою та під середньою горизонтальними секціями нагнітальної свердловини в паралельних їм площинах, причому хвостовики видобувних свердловин мають опозитний напрям, а перед закачуванням рідких радіоактивних відходів через нагнітальну свердловину здійснюють закачування в непродуктивний пласт реагенту з низькою теплопровідністю та питомою вагою, що перевищує питому вагу рідких радіоактивних відходів, з утворенням термоізолюючого оконтурювання. Крім того, герметичну ізоляцію нижньої секції нагнітальної свердловини від її розташованих вище секцій здійснюють шляхом видалення ділянки обсадної колони на інтервалі крівлі та/або підошви непроникної перемички над непродуктивним пластом з цементуванням вище і нижче розташованих ділянок свердловини, а після видалення ділянки обсадної колони здійснюють закачування під тиском в суміжні продуктивний та непродуктивний пласти суміші глинистого розчину з бентонітовими гранулами, що забезпечує герметичне змикання гірських порід для попередження техногенних наслідків розробки, (патент РФ № 2211319, кл. Е21В43/24, 2003.) Недоліками відомого способу є можливість раптових швидкоплинних переходів великого обсягу природного газу з твердого в газоподібний стан, що може бути шкідливим для навколишнього середовища та призвести до створення небезпечних умов при підводній розробці твердих вуглеводних сполук, а також загрози руйнування комплексу з видобутку газу в цілому, або виведення з ладу окремих його вузлів. Відома система для роботи морського газліфта, що містить насос з всмоктувальним і нагнітальним трубопроводами, розташований в ставі всмоктувального трубопроводу насоса акумулятор з встановленими в ньому сигналізаторами рівня рідини, підйомну трубу, сполучений з акумулятором датчик визначення тиску - манометр, з'єднаний з підйомною трубою змішувач, сполучений з акумулятором та змішувачем, а також обладнаний керованою засувкою, зворотним клапаном та датчиком визначення витрати газу додатковий трубопровід, при цьому нагнітальний трубопровід насоса містить зворотний клапан, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном морської води на глибині, де вода збагачена розчиненим в ній газом, рівень заглиблення в басейн морської води з'єднаного з підйомною трубою змішувача перевищує рівень розташування акумулятора, а ділянка всмоктувального трубопроводу насоса, через яку акумулятор сполучений з басейном мор 9 ської води, містить керовану засувку, (патент України № 78004, кл. F04F1/20, 2007). Недоліками відомої системи є наявність високих тисків в транспортних трубопроводах, що обумовлює виникнення сприятливих для утворення газових гідратів умов в проточних частинах гідротранспортної системи, з можливістю забутовки трубопроводів твердими сполуками на значних океанічних глибинах, що призводить до зупинки всього морського газовидобувного комплексу. Відома гідротранспортна установка, яка містить насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, розташований в ставі нагнітального трубопроводу насоса акумулятор, встановлене в акумуляторі обладнане лопатями робоче колесо та сполучений з обладнаним лопатями робочим колесом датчик визначення швидкості обертання тахометр, при цьому розташований в ставі нагнітального трубопроводу насоса акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу насоса, насос та акумулятор заглиблені в воду басейну водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, ділянка нагнітального трубопроводу насоса, що розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній після акумулятора, з'єднана з розташованим в акумуляторі наконечником, обладнане лопатями робоче колесо встановлене в акумуляторі вище зони сполучення акумулятора з розташованою між насосом та акумулятором ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, сполучені з насосом та басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, ділянки всмоктувального трубопроводу насоса приєднані до акумулятора так, щоб траєкторія руху потоку всмоктувального трубопроводу насоса при проходженні ним акумулятора пролягала через лопаті робочого колеса, нагнітальний трубопровід насоса додатково сполучений з акумулятором через обладнаний керованою засувкою патрубок, розташована між насосом та акумулятором ділянка нагнітального трубопроводу насоса приєднана до акумулятора так, щоб траєкторія руху потоку в розташованому в акумуляторі та з'єднаному з відповідною ділянкою нагнітального трубопроводу насоса наконечнику продовжувала траєкторію інерційного руху створеного насосом високонапірного потоку, який надходить в акумулятор, внутрішній діаметр наконечника зменшується по ходу руху в ньому потоку гідросуміші, блок керування з'єднаний з насосом, керованою засувкою та тахометром, а обладнане лопатями робоче колесо може мати додаткові лопаті, (патент України № 82200, кл. F04D29/00, F04D13/00, 2008. Недоліками відомої гідротранспортної установки є наявність високих тисків в транспортних трубопроводах, що обумовлює виникнення сприятливих для утворення газових гідратів умов в проточних частинах гідротранспортної системи, з можливістю забутовки трубопроводів твердими сполуками на значних океанічних глибинах, що призводить до зупинки всього морського газовидобувного комплексу. Найбільш близьким технологічним рішенням є спосіб термічної розробки покладів твердих вугле 97404 10 воднів, переважно газогідратів з розташованим нижче пластом гарячої води, що включає розкриття покладу свердловиною, яка перетинає пласти, з системою горизонтальних бокових секцій, формування теплового поля в одному з пластів та відбір вуглеводнів з іншого пласта, при цьому буріння вищезазначеної свердловини виконують з двома горизонтальними ступенями, відповідно у верхньому продуктивному і нижньому пластах, з яких здійснюють буріння щонайменше двох бокових горизонтальних стволів в кожному пласті, що замикаються між собою на проектній стикувальній траєкторії з утворенням замкнутих каналів циркуляції між пластами, герметизують простір навколо свердловин шляхом установки на кінцях горизонтальних стволів позаколонних пакерів та виконують дискретну перфорацію зазначених стволів з утворенням двох секцій перфорації на початку та кінці кожного ствола, потім здійснюють подачу під дією перепаду тиску між пластами гарячої води з нижнього пласта у верхній та примусову подачу охолодженої води з верхнього пласта в нижній до відновлення колекторських властивостей продуктивного пласта, після чого перекривають ділянки бокових стволів між секціями перфорації внутрішньоколонними пакерами для сполучення роз'єднаних секцій перфорації з навколосвердловинними просторами, підтримують в процесі експлуатації безперервну циркуляцію по утвореним замкнутим каналам гарячої води з нижнього пласта і охолодженої з верхнього, а одержані продукти розкладання гідратів - газ і воду - спрямовують для розділення в сепаратор. Крім того, безперервну примусову циркуляцію охолодженої води здійснюють за допомогою насоса, встановленого між горизонтальними ступенями свердловини, а сепаратор може бути встановлений на верхньому горизонтальному ступені свердловини, яка перетинає пласти, (патент РФ № 2231635, кл. Е21В43/24, 2004). Недоліками найбільш близького технологічного рішення є можливість раптових швидкоплинних переходів великого обсягу природного газу з твердого в газоподібний стан, що може бути шкідливим для навколишнього середовища та призвести до створення небезпечних умов при підводній розробці твердих вуглеводних сполук, а також загрози руйнування комплексу з видобутку газу в цілому, або виведення з ладу окремих його вузлів. Найбільш близьким технологічним рішенням є система для підйому багатокомпонентної суміші з великих глибин, що містить насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, компресор з обладнаним керованою засувкою та зворотним клапаном нагнітальним трубопроводом, розташований в ставі нагнітального трубопроводу насоса акумулятор, додатковий акумулятор з встановленими в ньому сигналізаторами рівня рідини, додатковий насос з відповідними всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, встановлене в акумуляторі та обладнане лопатями робоче колесо, з'єднаний з додатковим акумулятором і обладнаний керованою засувкою додатковий трубопровід, при цьому акумулятор заглиблений в воду басейну водоймища, в якому ведеться розробка 11 підводних родовищ корисних копалин, розташований в ставі нагнітального трубопроводу насоса акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу додаткового насоса, ділянка нагнітального трубопроводу насоса, яка розташована по ходу руху потоку багатокомпонентної суміші в ній після акумулятора, з'єднана з розташованим в акумуляторі наконечником, обладнане лопатями робоче колесо встановлене в акумуляторі вище зони сполучення акумулятора з розташованою між насосом та акумулятором ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, сполучені з додатковим насосом та басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, ділянки всмоктувального трубопроводу додаткового насоса приєднані до акумулятора так, щоб траєкторія руху потоку всмоктувального трубопроводу додаткового насоса при проходженні ним акумулятора пролягала через лопаті робочого колеса, розташована між насосом та акумулятором ділянка нагнітального трубопроводу насоса приєднана до акумулятора так, щоб траєкторія руху потоку в розташованому в акумуляторі та з'єднаному з відповідною ділянкою нагнітального трубопроводу насоса наконечнику продовжувала траєкторію інерційного руху створеного насосом високонапірного потоку, який надходить в акумулятор, нагнітальний трубопровід компресора сполучений з розташованою між насосом та акумулятором ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, з'єднана з розташованим в акумуляторі наконечником ділянка нагнітального трубопроводу насоса має похилу ділянку, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, розташована між насосом та акумулятором ділянка нагнітального трубопроводу насоса з'єднана з камерою, додатковий акумулятор сполучений з похилою ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, нагнітальний трубопровід додаткового насоса з'єднаний з поворотним краном, додатковий трубопровід сполучений з камерою, поворотний кран сполучений з басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, та через відповідний патрубок з акумулятором, ділянка всмоктувального трубопроводу додаткового насоса, яка розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній до акумулятора, та ділянка нагнітального трубопроводу насоса, яка розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній після зони з'єднання з додатковим акумулятором, сполучені з відповідними датчиками визначення концентрації твердих часток в потоці гідросуміші консистометрами, датчик визначення швидкості обертання - тахометр сполучений з обладнаним лопатями робочим колесом, розташована між зонами сполучення з акумулятором та камерою ділянка нагнітального трубопроводу насоса з'єднана з датчиком визначення тиску - манометром, рівень заглиблення в басейн водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, додаткового акумулятора перевищує рівень заглиблення акумулятора, рівень заглиблення сполученої з нагнітальним трубопроводом насоса камери перевищує рівень заглиблення додатково 97404 12 го акумулятора, блок керування з'єднаний з насосом, компресором, додатковим насосом, поворотним краном, консистометрами, тахометром, манометром, встановленими в додатковому акумуляторі сигналізаторами рівня рідини та всіма керованими засувками, а внутрішній діаметр з'єднаного з ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, яка розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній після акумулятора, та розташованого в акумуляторі наконечника зменшується по ходу руху в ньому потоку багатокомпонентної суміші. Крім того, обладнане лопатями робоче колесо має додаткові лопаті (патент РФ № 2310102, кл. F04F1/20, 2007). Недоліками найбільш близького технологічного рішення є наявність високих тисків в транспортних трубопроводах, що обумовлює виникнення сприятливих для утворення газових гідратів умов в проточних частинах гідротранспортної системи, з можливістю забутовки трубопроводів твердими сполуками на значних океанічних глибинах, що призводить до зупинки всього морського газовидобувного комплексу. Найбільш близьким технологічним рішенням є система для підйому багатокомпонентної суміші з великих глибин, що містить насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, компресор з обладнаним керованою засувкою та зворотним клапаном нагнітальним трубопроводом, розташований в ставі нагнітального трубопроводу насоса акумулятор, додатковий акумулятор з встановленими в ньому сигналізаторами рівня рідини, додатковий насос з відповідними всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, встановлене в акумуляторі та обладнане лопатями робоче колесо, з'єднаний з додатковим акумулятором і обладнаний керованою засувкою додатковий трубопровід, при цьому акумулятор заглиблений в воду басейну водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, розташований в ставі нагнітального трубопроводу насоса акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу додаткового насоса, ділянка нагнітального трубопроводу насоса, яка розташована по ходу руху потоку багатокомпонентної суміші в ній після акумулятора, з'єднана з розташованим в акумуляторі наконечником, обладнане лопатями робоче колесо встановлене в акумуляторі вище зони сполучення акумулятора з розташованою між насосом та акумулятором ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, сполучені з додатковим насосом та басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, ділянки всмоктувального трубопроводу додаткового насоса приєднані до акумулятора так, щоб траєкторія руху потоку всмоктувального трубопроводу додаткового насоса при проходженні ним акумулятора пролягала через лопаті робочого колеса, розташована між насосом та акумулятором ділянка нагнітального трубопроводу насоса приєднана до акумулятора так, щоб траєкторія руху потоку в розташованому в акумуляторі та з'єднаному з відповідною ділянкою нагнітального трубопроводу насоса наконечнику продовжувала траєкторію інерційного руху створеного насосом високонапірного 13 потоку, який надходить в акумулятор, нагнітальний трубопровід компресора сполучений з розташованою між насосом та акумулятором ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, з'єднана з розташованим в акумуляторі наконечником ділянка нагнітального трубопроводу насоса має похилу ділянку, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищкорисних копалин, розташована між насосом та акумулятором ділянка нагнітального трубопроводу насоса з'єднана з камерою, додатковий акумулятор сполучений з похилою ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, нагнітальний трубопровід додаткового насоса з'єднаний з поворотним краном, додатковий трубопровід сполучений з камерою, поворотний кран сполучений з басейном водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, та через відповідний патрубок з акумулятором, ділянка всмоктувального трубопроводу додаткового насоса, яка розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній до акумулятора, та ділянка нагнітального трубопроводу насоса, яка розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній після зони з'єднання з додатковим акумулятором, сполучені з відповідними датчиками визначення концентрації твердих часток в потоці гідросуміші консистометрами, датчик визначення швидкості обертання - тахометр сполучений з обладнаним лопатями робочим колесом, розташована між зонами сполучення з акумулятором та камерою ділянка нагнітального трубопроводу насоса з'єднана з датчиком визначення тиску - манометром, рівень заглиблення в басейн водоймища, в якому ведеться розробка підводних родовищ корисних копалин, додаткового акумулятора перевищує рівень заглиблення акумулятора, рівень заглиблення сполученої з нагнітальним трубопроводом насоса камери перевищує рівень заглиблення додаткового акумулятора, блок керування з'єднаний з насосом, компресором, додатковим насосом, поворотним краном, консистометрами, тахометром, манометром, встановленими в додатковому акумуляторі сигналізаторами рівня рідини та всіма керованими засувками, а внутрішній діаметр з'єднаного з ділянкою нагнітального трубопроводу насоса, яка розташована по ходу руху потоку гідросуміші в ній після акумулятора, та розташованого в акумуляторі наконечника зменшується по ходу руху в ньому потоку багатокомпонентної суміші. Крім того, обладнане лопатями робоче колесо має додаткові лопаті (патент РФ № 2310102, кл. F04F1/20, 2007). Недоліками найбільш близького технологічного рішення є наявність високих тисків в транспортних трубопроводах, що обумовлює виникнення сприятливих для утворення газових гідратів умов в проточних частинах гідротранспортної системи, з можливістю забутовки трубопроводів твердими сполуками на значних океанічних глибинах, що призводить до зупинки всього морського газовидобувного комплексу. В основу винаходу поставлена задача удосконалення технології розробки підводних покладів газогідратів, в якій, шляхом введення нових техно 97404 14 логічних операцій, за рахунок керування процесом отримання природного газу з масиву газогідратів забезпечується запобігання можливих раптових швидкоплинних переходів великого обсягу природного газу з твердого в газоподібний стан, що може бути шкідливим для навколишнього середовища та призвести до створення небезпечних умов при підводній розробці твердих вуглеводних сполук, а також загрози руйнування комплексу з видобутку газу в цілому, або виведення з ладу окремих його вузлів. Поставлена задача розв'язується таким чином, що відома технологія розробки підводних покладів газогідратів, що включає розкриття пласта газогідратів видобувними свердловинами, подачу теплоносія у видобувні свердловини, зміну стану зосередженого в пласті газогідратів природного газу з твердого в газоподібний за рахунок температурного потенціалу теплоносія, надходження природного газу, що змінив свій стан, з пласта газогідратів у видобувні свердловини, виведення природного газу в газоподібному стані з видобувних свердловин, яка відповідно до винаходу відрізняється тим, що попередньо задають продуктивність видобутку природного газу з видобувної свердловини, контролюють витрату природного газу, який отримують з видобувної свердловини, в процесі надходження теплової енергії теплоносія в пласт газогідратів та досягають відповідності контрольованої та заданої величин шляхом регулювання температурою та тиском, які діють на зосереджені в масиві гірських порід газогідрати. Крім того, нагрівають теплоносій - воду безпосередньо в видобувних свердловинах за допомогою електричних нагрівачів та забезпечують зміну температури води у видобувних свердловинах шляхом регулювання рівня забезпечення електричних нагрівачів електроенергією. Крім того, вибурюють геотермальну свердловину, довжина якої перевищує довжину видобувної свердловини для даних геологічних умов, подають теплоносій воду у геотермальну свердловину, нагрівають воду за рахунок її контакту зі стінками геотермальної свердловини, відкачують нагріту воду з геотермальної свердловини з наступною її подачею у видобувні свердловини та забезпечують зміну температури води, що надходить у видобувні свердловини, шляхом регулювання витратою потоку нагрітої води, яку відкачують з геотермальної свердловини. В основу винаходу поставлена задача удосконалення морського газовидобувного комплексу для розробки підводних покладів газогідратів, в якому, шляхом введення додаткових елементів в відому конструктивну схему, за рахунок керування процесом отримання природного газу з масиву газогідратів забезпечується запобігання можливим раптовим швидкоплинним переходам великого обсягу природного газу з твердого в газоподібний стан, що може бути шкідливим для навколишнього середовища та призвести до створення небезпечних умов при підводній розробці твердих вуглеводних сполук, а також загрози руйнування комплексу з видобутку газу в цілому, або виведення з ладу окремих його вузлів. 15 Поставлена задача розв'язується таким чином, що відомий морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів, що містить насос з всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, компресор з обладнаним зворотним клапаном та керованою засувкою нагнітальним трубопроводом, акумулятор з встановленим в ньому сигналізатором рівня рідини, датчик визначення величини тиску - манометр, додатковий акумулятор, сигналізатор рівня рідини, поворотний кран, окремий патрубок та систему керування, який відповідно до винаходу відрізняється тим, що комплекс містить базовий, комунікаційний та допоміжний плаваючі засоби, занурювальну платформу, інтегрований навігаційнокоординаційний модуль, електричну станцію, газопровід, додатковий насос з відповідними всмоктувальним та обладнаним зворотним клапаном нагнітальним трубопроводами, встановлений на ставі газопроводу поворотний кронштейн, обладнану перфорованою колоною труб видобувну свердловину, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори, електричні нагрівачі, додатковий поворотний кран, а також датчик визначення витрати газу, при цьому компресор розташований на допоміжному плаваючому засобі, газопровід сполучений з базовим плаваючим засобом, насос та акумулятор розташовані на занурювальній платформі, нагнітальний трубопровід компресора та газопровід приєднані до комунікаційного плаваючого засобу і занурювальної платформи, газопровід містить камеру з встановленою в ній підйомною лебідкою, розташована між комунікаційним та базовим плаваючими засобами ділянка газопроводу обладнана керованою засувкою і містить гнучкий трубопровід, на барабанах розташованої в камері підйомної лебідки закріплені канат та опускна мережа електропередач, до занурювальної платформи приєднані поворотні рушійні станції, нагнітальний трубопровід компресора сполучений з акумулятором та через обладнаний керованою засувкою патрубок з насосом, розташована між компресором та комунікаційним плаваючим засобом ділянка нагнітального трубопроводу компресора містить гнучкий трубопровід, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном морської води, датчик визначення витрати газу сполучений з газопроводом, нижня частина акумулятора сполучена через відповідні патрубки з басейном морської води, розташовані між комунікаційним плаваючим засобом та занурювальною платформою ділянки нагнітального трубопроводу компресора та газопроводу містять відповідні гнучкі трубопроводи, верхня частина акумулятора сполучена через обладнані відповідними керованими засувками патрубки з басейном морської води, поворотний кран встановлений в ставі розташованої між комунікаційним плаваючим засобом та занурювальною платформою ділянки газопроводу, внутрішній об'єм занурювальної платформи сполучений через відповідні патрубки з басейном морської води, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори містять відповідні сигналізатори рівня рідини, газопровід та нагнітальний трубопровід насоса обладнані відповідними компенсатора 97404 16 ми поперечного навантаження, нагнітальний трубопровід насоса сполучений через відповідні керовані засувки з допоміжними акумуляторами, додаткові рушійні станції приєднані до встановленого на ставі газопроводу поворотного кронштейна, верхні частини допоміжних акумуляторів сполучені з басейном морської води через обладнані відповідними керованими засувками додаткові патрубки, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса з'єднаний з газопроводом, окремий патрубок обладнаний керованою засувкою та сполучений з газопроводом і басейном морської води, сигналізатор рівня рідини встановлений в додатковому акумуляторі, додатковий поворотний кран розташований в ставі газопроводу нижче занурювальної платформи, додатковий акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу додаткового насоса, манометр сполучений з газопроводом, нагнітальний трубопровід додаткового насоса сполучений з басейном морської води, верхня частина додаткового акумулятора сполучена через відповідний патрубок з газопроводом, нижні частини допоміжних акумуляторів сполучені через відповідні патрубки з басейном морської води, газопровід обладнаний джерелами освітлення, камерами відеоспостереження та приєднаний до колони труб видобувної свердловини, електричні нагрівачі розташовані у видобувній свердловині і з'єднані з закріпленими на барабанах розташованої в камері підйомної лебідки канатом та опускною мережею електропередач, електрична станція та автоматизований центр керування розташовані на базовому плаваючому засобі, а компресор, насос, приєднані до занурювальної платформи поворотні рушійні станції, підйомна лебідка, поворотний кронштейн, додаткові рушійні станції, інтегрований навігаційнокоординаційний модуль, автоматизований центр керування, додатковий насос, датчики визначення тиску та витрати газу, опускна мережа електропередач та всі джерела освітлення, камери відеоспостереження, сигналізатори рівня рідини, поворотні крани і керовані засувки з'єднані через магістральну мережу електропередач з електричною станцією. Крім того, до нижньої частини газопроводу приєднані механічні опори, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса заведений через газопровід в видобувну свердловину та містить гнучкий трубопровід, механічні опори обладнані відповідними гідравлічними циліндрами, в видобувній свердловині розташований занурювальний свердловинний насос, поршневі та штокові порожнини гідравлічних циліндрів сполучені через відповідні гнучкі трубопроводи і систему гідророзподільників з блоком гідроприводу, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса обладнаний відповідним зворотним клапаном та сполучений з занурювальним свердловинним насосом, а система гідророзподільників, блок гідроприводу та занурювальний свердловинний насос з'єднані з магістральною мережею електропередач. Також поставлена задача розв'язується таким чином, що відомий морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів, що містить насос з всмоктувальним та нагніта 17 льним трубопроводами, компресор з обладнаним зворотним клапаном та керованою засувкою нагнітальним трубопроводом, акумулятор з встановленим в ньому сигналізатором рівня рідини, датчик визначення величини тиску - манометр, додатковий акумулятор, сигналізатор рівня рідини, поворотний кран, окремий патрубок та систему керування, який відповідно до винаходу відрізняється тим, що комплекс містить базовий, комунікаційний та допоміжний плаваючі засоби, занурювальну платформу, інтегрований навігаційнокоординаційний модуль, електричну станцію, газопровід, додатковий насос з відповідними всмоктувальним та обладнаним зворотним клапаном нагнітальним трубопроводами, встановлений на ставі газопроводу поворотний кронштейн, додатковий газопровід, окремий насос з відповідними всмоктувальним та нагнітальним трубопроводами, обладнані відповідними перфорованими колонами труб геотермальну та видобувну свердловини, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори, а також датчик визначення витрати газу, при цьому компресор розташований на допоміжному плаваючому засобі, газопровід сполучений з базовим плаваючим засобом, насос та акумулятор розташовані на занурювальній платформі, нагнітальний трубопровід компресора та газопровід приєднані до комунікаційного плаваючого засобу і занурювальної платформи, розташована між комунікаційним та базовим плаваючими засобами ділянка газопроводу обладнана керованою засувкою і містить гнучкий трубопровід, до занурювальної платформи приєднані поворотні рушійні станції, нагнітальний трубопровід компресора сполучений з акумулятором та через обладнаний керованою засувкою патрубок з насосом, розташована між компресором та комунікаційним плаваючим засобом ділянка нагнітального трубопроводу компресора містить гнучкий трубопровід, всмоктувальний трубопровід насоса сполучений з басейном морської води, датчик визначення витрати газу сполучений з газопроводом, нижня частина акумулятора сполучена через відповідні патрубки з басейном морської води, розташовані між комунікаційним плаваючим засобом та занурювальною платформою ділянки нагнітального трубопроводу компресора та газопроводу містять відповідні гнучкі трубопроводи, верхня частина акумулятора сполучена через обладнані відповідними керованими засувками патрубки з басейном морської води, приєднані до газопроводу допоміжні акумулятори містять відповідні сигналізатори рівня рідини, внутрішній об'єм занурювальної платформи сполучений через відповідні патрубки з басейном морської води, газопровід, додатковий газопровід та нагнітальний трубопровід насоса обладнані відповідними компенсаторами поперечного навантаження, нагнітальний трубопровід насоса сполученій через відповідні керовані засувки з допоміжними акумуляторами, додаткові рушійні станції приєднані до встановленого на ставі газопроводу поворотного кронштейна, верхні частини допоміжних акумуляторів сполучені з басейном морської води через обладнані відповідними керованими засувками додаткові патрубки, всмоктувальний 97404 18 трубопровід додаткового насоса з'єднаний з додатковим газопроводом, сигналізатор рівня рідини встановлений в додатковому акумуляторі, окремий патрубок обладнаний керованою засувкою та сполучений з газопроводом і басейном морської води, поворотний кран розташований в ставі газопроводу нижче занурювальної платформи, додатковий акумулятор встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу додаткового насоса та через додатковий трубопровід сполучений з газопроводом, манометр сполучений з додатковим газопроводом, нагнітальний трубопровід додаткового насоса сполучений з басейном морської води, верхня частина додаткового акумулятора сполучена через відповідний патрубок з додатковим газопроводом, нижні частини допоміжних акумуляторів сполучені через відповідні патрубки з басейном морської води, газопровід та додатковий газопровід приєднані до колон труб геотермальної та видобувної свердловин відповідно, всмоктувальний трубопровід окремого насоса через газопровід заведений в геотермальну свердловину та містить відповідний гнучкий трубопровід, додатковий газопровід обладнаний окремою поворотною рушійною станцією, нагнітальний трубопровід окремого насоса через додатковий газопровід заведений в видобувну свердловину та містить відповідний гнучкий трубопровід, газопровід та додатковий газопровід обладнані відповідними джерелами освітлення, камерами відеоспостереження і сполучені між собою через газовідвідний трубопровід, в ставах всмоктувального трубопроводу окремого насоса, додаткового та газовідвідного трубопроводів встановлені відповідні секції з'єднувальних трубопроводів, електрична станція та автоматизований центр керування розташовані на базовому плаваючому засобі, а компресор, насос, приєднані до занурювальної платформи поворотні рушійні станції, додатковий та окремий насоси, поворотний кронштейн, додаткові рушійні станції, інтегрований навігаційно-координаційний модуль, автоматизований центр керування, приєднана до додаткового газопроводу окрема поворотна рушійна станція, датчики визначення тиску та витрати газу, поворотний кран та всі джерела освітлення, камери відеоспостереження, сигналізатори рівня рідини і керовані засувки з'єднані через магістральну мережу електропередач з електричною станцією. Крім того, до нижньої частини газопроводу приєднані механічні опори, всмоктувальний трубопровід окремого насоса містить обладнаний сигналізатором рівня рідини окремий акумулятор та розташований в геотермальній свердловині занурювальний свердловинний насос, механічні опори обладнані відповідними гідравлічними циліндрами, верхня частина окремого акумулятора сполучена через відповідний патрубок з газопроводом, поршневі та штокові порожнини гідравлічних циліндрів сполучені через відповідні гнучкі трубопроводи і систему гідророзподільників з блоком гідроприводу, занурювальний свердловинний насос з'єднаний з заведеною через газопровід в геотермальну свердловину магістральною мережею електропередач, всмоктувальний трубопровід додаткового насоса через додатковий газопровід заведений в 19 видобувну свердловину та містить відповідний гнучкий трубопровід, у видобувній свердловині розташований додатковий занурювальний свердловинний насос, встановлені в ставах всмоктувального трубопроводу окремого насоса, додаткового та газовідвідного трубопроводів відповідні секції з'єднувальних трубопроводів є телескопічними, додатковий занурювальний свердловинний насос з'єднаний з заведеною через додатковий газопровід в видобувну свердловину магістральною мережею електропередач та сполучений з всмоктувальним трубопроводом додаткового насоса, всмоктувальні трубопроводи додаткового та окремого насосів обладнані відповідними зворотними клапанами, а розташований в окремому акумуляторі сигналізатор рівня рідини, система гідророзподільників та блок гідроприводу з'єднані з магістральною мережею електропередач. На фігурах 1 -7 зображена схема морського газовидобувного комплексу для розробки підводних покладів газогідратів при нагріванні теплоносія - морської води за допомогою електричних нагрівачів. Морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів при нагріванні теплоносія за допомогою електричних нагрівачів містить базовий 1, комунікаційний 2 та допоміжний 3 плаваючі засоби, занурювальну платформу 4, інтегрований навігаційнокоординаційний модуль 5, розташовані на базовому плаваючому засобі 1 електричну станцію 6 та автоматизований центр керування 7, газопровід 8, насос 9 з всмоктувальним 10 та нагнітальним 11 трубопроводами, компресор 12 з обладнаним зворотним клапаном 13 та керованою засувкою 14 нагнітальним трубопроводом 15, акумулятор 16 з встановленим в ньому сигналізатором рівня рідини 17, додатковий насос 18 з відповідними всмоктувальним 19 та обладнаним зворотним клапаном 20 нагнітальним 21 трубопроводами, встановлений на ставі газопроводу 8 поворотний кронштейн 22, обладнану перфорованою колоною труб 23 видобувну свердловину 24, додатковий акумулятор 25 з розташованим в ньому сигналізатором рівня рідини 26, поворотний кран 27, приєднані до газопроводу 8 допоміжні акумулятори 28 та 29, обладнаний керованою засувкою 30 окремий патрубок 31, електричні нагрівачі 32 та 33, додатковий поворотний кран 34, а також датчики визначення величин тиску - манометр 35 та витрати газу 36, при цьому компресор 12 розташований на допоміжному плаваючому засобі З, газопровід 8 сполучений з базовим плаваючим засобом 1, насос 9 та акумулятор 16 розташовані на занурювальній платформі 4, нагнітальний трубопровід 15 компресора 12 та газопровід 8 приєднані до комунікаційного плаваючого засобу 2 і занурювальної платформи 4, газопровід 8 містить камеру 37 з встановленою в ній підйомною лебідкою 38, розташована між комунікаційним 2 та базовим 1 плаваючими засобами ділянка газопроводу 8 обладнана керованою засувкою 39 і містить гнучкий трубопровід 40, на барабанах розташованої в камері 37 підйомної лебідки 38 закріплені канат 41 та опускна мережа електропередач 42, до занурюва 97404 20 льної платформи 4 приєднані поворотні рушійні станції 43 та 44, нагнітальний трубопровід 15 компресора 12 сполучений з акумулятором 16 та через обладнаний керованою засувкою 45 патрубок 46 з насосом 9, розташована між компресором 12 та комунікаційним плаваючим засобом 2 ділянка нагнітального трубопроводу 15 містить гнучкий трубопровід 47, всмоктувальний трубопровід 10 насоса 9 сполучений з басейном морської води, датчик визначення витрати газу 36 сполучений з газопроводом 8, нижня частина акумулятора 16 сполучена через відповідні патрубки 48 з басейном морської води, розташовані між комунікаційним плаваючим засобом 2 та занурювальною платформою 4 ділянки нагнітального трубопроводу 15 компресора 12 та газопроводу 8 містять відповідні гнучкі трубопроводи 49 та 50, верхня частина акумулятора 16 сполучена через обладнані відповідними керованими засувками 51 та 52 патрубки 53 та 54 з басейном морської води, поворотний кран 27 встановлений в ставі розташованої між комунікаційним плаваючим засобом 2 та занурювальною платформою 4 ділянки газопроводу 8, внутрішній об'єм занурювальної платформи 4 сполучений через відповідні патрубки 55 з басейном морської води, приєднані до газопроводу 8 допоміжні акумулятори 28 та 29 містять відповідні сигналізатори рівня рідини 56 та 57, газопровід 8 та нагнітальний трубопровід 11 насоса 9 обладнані відповідними компенсаторами поперечного навантаження 58 та 59, нагнітальний трубопровід 11 насоса 9 сполучений через відповідні керовані засувки 60 та 61 з допоміжними акумуляторами 28 та 29, додаткові рушійні станції 62 та 63 приєднані до встановленого на ставі газопроводу 8 поворотного кронштейна 22, верхні частини допоміжних акумуляторів 28 та 29 сполучені з басейном морської води через обладнані відповідними керованими засувками 64 та 65 додаткові патрубки 66 та 67, всмоктувальний трубопровід 19 додаткового насоса 18 з'єднаний з газопроводом 8, окремий патрубок 31 сполучений з газопроводом 8 і басейном морської води, додатковий поворотний кран 34 розташований в ставі газопроводу 8 нижче занурювальної платформи 4, додатковий акумулятор 25 встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу 19 додаткового насоса 18, манометр 35 сполучений з газопроводом 8, нагнітальний трубопровід 21 додаткового насоса 18 сполучений з басейном морської води, верхня частина додаткового акумулятора 25 сполучена через відповідний патрубок 68 з газопроводом 8, нижні частини допоміжних акумуляторів 28 та 29 сполучені через відповідні патрубки 69, 70 та 71, 72 з басейном морської води, газопровід 8 обладнаний джерелами освітлення 73, 74, камерами відеоспостереження 75, 76 та приєднаний до колони труб 23 видобувної свердловини 24, електричні нагрівачі 32, 33 розташовані в видобувній свердловині 24 і з'єднані з закріпленими на барабанах розташованої в камері 37 підйомної лебідки 38 канатом 41 та опускною мережею електропередач 42, а компресор 12, насос 9, приєднані до занурювальної платформи 4 поворотні рушійні станції 43, 44, підйомна лебідка 38, поворотний кронштейн 22, додаткові рушійні станції 62, 63, 21 інтегрований навігаційно-координаційний модуль 5, автоматизований центр керування 7, додатковий насос 18, датчики визначення тиску 35 та витрати газу 36, опускна мережа електропередач 42 та всі джерела освітлення 73, 74, камери відеоспостереження 75, 76, сигналізатори рівня рідини 17, 26, 56, 57, поворотні крани 27, 34 і керовані засувки 14, 30, 39, 45, 51, 52, 60, 61, 64, 65 з'єднані через магістральну мережу електропередач 77 з електричною станцією 6. Крім того, до нижньої частини газопроводу 8 приєднані механічні опори 78, 79, 80, 81, всмоктувальний трубопровід 19 додаткового насоса 18 заведений через газопровід 8 в видобувну свердловину 24 та містить гнучкий трубопровід 82, механічні опори 78, 79, 80, 81 обладнані відповідними гідравлічними циліндрами 83, в видобувній свердловині 24 розташований занурювальний свердловинний насос 84, поршневі та штокові порожнини гідравлічних циліндрів 83 сполучені через відповідні гнучкі трубопроводи 85 і систему гідророзподільників 86 з блоком гідроприводу 87, всмоктувальний трубопровід 19 додаткового насоса 18 обладнаний відповідним зворотним клапаном 88 та сполучений з занурювальним свердловинним насосом 84, а система гідророзподільників 86, блок гідроприводу 87 та занурювальний свердловинний насос 84 з'єднані з магістральною мережею електропередач 77. Морський газовидобувний комплекс виконує розробку пласта донних відкладень 89, що містить сполуки газових гідратів. Технологія розробки підводних покладів газогідратів за допомогою наведеного на фіг. 1 -7 морського газовидобувного комплексу, що передбачає нагрівання теплоносія за рахунок електричних нагрівачів реалізується наступним чином. Попередньо задають продуктивність видобутку природного газу з видобувної свердловини 24, як основний технологічний параметр. Перед експлуатацією морського газовидобувного комплексу електричні нагрівачі 32, 33 знаходяться в газопроводі 8 між камерою 37 та додатковим поворотним краном 34, поворотний кран 27 відкритий, а керовані засувки 14, 30, 39, 45, 51, 52, 60, 61, 64, 65 та додатковий поворотний кран 34 повністю закриті. Встановлюють газопровід 8 у вертикальне положення за рахунок відкриття керованих засувок 60, 61, 64, 65 та додаткового поворотного крана 34. Внаслідок цього морська вода надходить в допоміжні акумулятори 28, 29 та газопровід 8. Приєднують газопровід 8 до колони труб 23 видобувної свердловини 24. При цьому переміщення газопроводу 8 з занурювальною платформою 4 здійснюють за допомогою поворотних рушійних станцій 43, 44 та приєднаних до поворотного кронштейна 22 додаткових рушійних станцій 62 та 63. Опускання газопроводу 8 в басейні водоймища здійснюють шляхом подачі морської води в акумулятор 16, за рахунок відкриття керованих засувок 51 та 52. Це забезпечує вихід зосередженого в акумуляторі 16 стисненого повітря через патрубки 53 та 54 в басейн водоймища. У разі необхідності підйому газопроводу 8 відкривають керовану засувку 14 та подають стиснене компресором 12 повітря по нагнітальному трубоп 97404 22 роводу 15 в акумулятор 16. Після розташування газопроводу 8 над колоною труб 23 видобувної свердловини 24 виконують його опускання. При опусканні газопроводу 8 механічні опори 78, 79, 80 та 81 починають входити в ґрунт дна водоймища. Наявність гідравлічних циліндрів 83 дозволяє підвищити точність приєднання газопроводу 8 до колони труб 23 видобувної свердловини 24. Робота гідравлічних циліндрів 83 забезпечується блоком гідроприводу 87, а керування ними здійснюють за допомогою системи гідророзподільників 86. В процесі приєднання газопроводу 8 до колони труб 23 видобувної свердловини 24 керуються інформацією, що надходить від камер відеоспостереження 75 та 76. Освітлення на великій глибині водоймища забезпечують джерела освітлення 73, 74. Компенсатори поперечного навантаження 58 сприяють герметичності сполучення газопроводу 8 з колоною труб 23. Після приєднання газопроводу 8 до колони труб 23 видобувної свердловини 24 зменшують поперечні навантаження на став газопроводу 8 за рахунок його натягування, шляхом відкриття керованої засувки 14 і подачі стисненого повітря від компресора 12 по нагнітальному трубопроводу 15 в акумулятор 16. Після зниження рівня морської води в акумуляторі 16 нижче сигналізатора рівня рідини 17 виконують зупинку компресора 12. Опускають за допомогою підйомної лебідки 38 електричні нагрівачі 32, 33, через відкритий додатковий поворотний кран 34, у видобувну свердловину 24. Подають електричний струм від електричної станції 6, через магістральну 77 та опускну 42 мережі електропередач, в електричні нагрівачі 32, 33. Паралельно з опусканням електричних нагрівачів 32, 33 у видобувну свердловину 24 запускають додатковий насос 18, який починає відкачувати зосереджену в газопроводі 8 морську воду, через додатковий акумулятор 25, в басейн водоймища. Електричні нагрівачі 32, 33 перетворюють електричну енергію в теплову. Внаслідок цього відбувається надходження теплової енергії від електричних нагрівачів 32, 33, через зосереджену у видобувній свердловині 24 морську воду, в пласт газогідратів 89. За рахунок відкачування морської води з газопроводу 8 відбувається зменшення тиску у видобувній свердловині 24. При нагріванні пласта 89, в ньому відбувається зміна стану природного газу з твердого в газоподібний. Природний газ, що вивільняється з твердих кристалічних сполук пласта газогідратів 89 в газоподібному стані, через перфоровану колону труб 23 надходить у видобувну свердловину 24. Видобувна свердловина заповнена гарячою морською водою, що забезпечує підйом природного газу в газоподібному (вільному) стані до газопроводу 8. Підвищена температура морської води та знижений тиск у видобувній свердловині 24 та газопроводі 8 перешкоджають утворенню в них сполук газових гідратів, що виключає забутовку газотранспортних трактів комплексу твердим матеріалом. По газопроводу 8 природний газ надходить на базовий плаваючий засіб 1, де він акумулюється та далі відводиться по магістральному 23 морському газопроводу, або за допомогою спеціальних морських суден-газовозів, на материк. Після подачі електричного струму в електричні нагрівачі 32, 33 за допомогою датчика 36 розпочинають контролювати витрату природного газу, який надходить з видобувної свердловини 24. Порівнюють контрольовану величину з заданою та досягають їх відповідності шляхом регулювання температурою та тиском, які діють на зосереджені в масиві гірських порід газогідрати. Тиск на зосереджені в пласті 89 сполуки газових гідратів, з яких безпосередньо виводять природний газ, визначають за допомогою манометра 35. Регулювання температурою зосереджених в масиві гірських порід газових гідратів реалізують шляхом зміни теплового потенціалу морської води у видобувній свердловині 24, за рахунок керування рівнем забезпечення електричних нагрівачів 32, 33 електроенергією. Регулювання тиском на зосереджені в пласті 89 газогідрати здійснюють за допомогою додаткового насоса 18 та керованої засувки 30. У разі необхідності зменшення тиску на сполуки газових гідратів, з яких безпосередньо виводять природний газ, виконують відкачування морської води з газопроводу 8 в навколишнє середовище за допомогою додаткового насоса 18. Під час відкачування морської води з газопроводу 8 у додатковий акумулятор 25 надходить суміш морської води з природним газом. В додатковому акумуляторі 25 природний газ виводиться зі складу газорідинної суміші та через сполучений з верхньою частиною додаткового акумулятора 25 патрубок 68 знов надходить в газопровід 8. Таким чином, запобігаються втрати обсягів видобутого природного газу та його витоки в навколишнє середовище, а також забезпечується робота додаткового насоса 18 на морській воді. При зменшенні в додатковому акумуляторі 25 рівня морської води нижче сигналізатора рівня рідини 26 виконують зупинкудодаткового насоса 18. Запуск додаткового насоса 18 здійснюють після перевищення рівня морської води в додатковому акумуляторі 25 сигналізатора рівня рідини 26. Для значних глибин залягання пласта 89, відносно дна водоймища, в схему може бути введений розташований у видобувній свердловині 24 занурювальний свердловинний насос 84 (див. фіг. 6). У випадку початку переходу великого обсягу природного газу з твердого в газоподібний стан, витрата та тиск газу в газопроводі 8 різко збільшуються. При цьому відкривають керовану засувку 30 і морська вода під гідростатичним тиском водоймища, через окремий патрубок 31, надходить в газопровід 8, що призводить до збільшення тиску та зменшення температури у видобувній свердловині 24. Таким чином реалізовується керування процесом видобутку природного газу з масиву газових гідратів. Після відпрацювання зосереджених в пласті 89 сполук газогідратів навколо видобувної свердловини 24 підіймають електричні нагрівачі 32, 33 вище додаткового поворотного крана 34, закривають додатковий поворотний кран 34, від'єднують газопровід 8 від колони труб 23 з наступним тран 97404 24 спортуванням газопроводу 8 до наступної видобувної свердловини. Керування транспортуванням газопроводу 8 разом з приєднаною до нього занурювальною платформою 4 здійснюють на основі інформації, що надходить від інтегрованого навігаційно-координаційного модуля 5. В процесі транспортування газопроводу 8 в підводному положенні досягають узгодженого в часі та просторі руху занурювальної платформи 4, базового 1, комунікаційного 2 та допоміжного 3 плаваючих засобів. Для виконання технічного обслуговування розташованого на занурювальній платформі 4 обладнання, підіймають занурювальну платформу 4 на поверхню водоймища. При цьому за допомогою підйомної лебідки 38 виводять електричні нагрівачі 32, 33 з видобувної свердловини 24 та від'єднують газопровід 8 від колони труб 23 видобувної свердловини 24. Безпосередній підйом занурювальної платформи 4 на поверхню водоймища реалізують шляхом подачі стисненого повітря від компресора 12 по нагнітальному трубопроводу 15 в акумулятор 16 при закритих керованих засувках 51 та 52. Для здійснення технічного обслуговування всього приєднаного до газопроводу 8 підводного обладнання за допомогою підйомної лебідки 38 виводять електричні нагрівачі 32, 33 з видобувної свердловини 24, від'єднують газопровід 8 від колони труб 23 видобувної свердловини 24 та виконують підйом занурювальної платформи 4 на поверхню водоймища, після чого підіймають газопровід 8. Підйом газопроводу 8 на поверхню водоймища здійснюють шляхом запуску насоса 9, закриття керованої засувки 14, відкриття керованих засувок 45, 60, 61 та подачі стисненого компресором 12 повітря по нагнітальному трубопроводу 15, через патрубок 46, в насос 9. Насос 9 здійснює транспортування стисненого повітря у складі водоповітряної суміші в допоміжні акумулятори 28 та 29. В допоміжних акумуляторах 28, 29 відбувається виведення стисненого повітря зі складу водоповітряної суміші та його зосередження у верхніх частинах цих допоміжних акумуляторів. При зниженні рівня морської води в допоміжному акумуляторі 28 нижче сигналізатора рівня рідини 56, закривають керовану засувку 60. У разі зниження рівня морської води в допоміжному акумуляторі 29 нижче відповідного сигналізатора рівня рідини 57, закривають керовані засувки 45, 61 та виконують зупинки насоса 9 та компресора 12. Зосереджене в акумуляторі 16, а також допоміжних акумуляторах 28 та 29 стиснене повітря забезпечує підйом та розташування газопроводу 8 у горизонтальному положенні на поверхні водоймища, що дає змогу виконувати технічне обслуговування приєднаного до його трубного ставу обладнання. Для встановлення газопроводу 8 знову у вертикальне положення, відкривають керовані засувки 64, 65, що призводить до виходу зосередженого в допоміжних акумуляторах 28, 29 стисненого повітря, через додаткові патрубки 66, 67 в басейн водоймища. Розташовані в ставах нагнітального трубопроводу 15 компресора 12 та газопроводу 8 гнучкі трубопроводи 47, 49 та 40, 50 дозволяють компле 25 ксу виконувати роботу з підводного видобутку газу в складних кліматичних умовах при значних вітрах та хвилях. На фігурах 8-12 наведена схема морського газовидобувного комплексу для розробки підводних покладів газогідратів при нагріванні теплоносія морської води в геотермальній свердловині. На фігурі 13 зображена схема підготовки гірничого масиву підводних покладів газогідратів до розробки. Морський газовидобувний комплекс для розробки підводних покладів газогідратів при нагріванні теплоносія в геотермальній свердловині містить базовий 1, комунікаційний 2 та допоміжний 3 плаваючі засоби, занурювальну платформу 4, інтегрований навігаційно-координаційний модуль 5, розташовані на базовому плаваючому засобі 1 електричну станцію 6 та автоматизований центр керування 7, газопровід 8, насос 9 з всмоктувальним 10 та нагнітальним 11 трубопроводами, компресор 12 з обладнаним зворотним клапаном 13 та керованою засувкою 14 нагнітальним трубопроводом 15, акумулятор 16 з встановленим в ньому сигналізатором рівня рідини 17, додатковий насос 18 з відповідними всмоктувальним 19 та обладнаним зворотним клапаном 20 нагнітальним 21 трубопроводами, встановлений на ставі газопроводу 8 поворотний кронштейн 22, обладнані відповідними перфорованими колонами труб 23 та 24 геотермальну 25 та видобувну 26 свердловини, додатковий акумулятор 27 з розташованим в ньому сигналізатором рівня рідини 28, окремий насос 29 з відповідними всмоктувальним 30 та нагнітальним 31 трубопроводами, додатковий газопровід 32, приєднані до газопроводу 8 допоміжні акумулятори 33 та 34, поворотний кран 35, обладнаний керованою засувкою 36 окремий патрубок 37, а також датчики визначення величин тиску - манометр 38 та витрати газу 39, при цьому компресор 12 розташований на допоміжному плаваючому засобі 3, газопровід 8 сполучений з базовим плаваючим засобом 1, насос 9 та акумулятор 16 розташовані на занурювальній платформі 4, нагнітальний трубопровід 15 компресора 12 та газопровід 8 приєднані до комунікаційного плаваючого засобу 2 і занурювальної платформи 4, розташована між комунікаційним 2 та базовим 1 плаваючими засобами ділянка газопроводу 8 обладнана керованою засувкою 40 і містить гнучкий трубопровід 41, до занурювальної платформи 4 приєднані поворотні рушійні станції 42 та 43, нагнітальний трубопровід 15 компресора 12 сполучений з акумулятором 16 та через обладнаний керованою засувкою 44 патрубок 45 з насосом 9, розташована між компресором 12 та комунікаційним плаваючим засобом 2 ділянка нагнітального трубопроводу 15 містить гнучкий трубопровід 46, всмоктувальний трубопровід 10 насоса 9 сполучений з басейном морської води, датчик визначення витрати газу 39 сполучений з газопроводом 8, нижня частина акумулятора 16 сполучена через відповідні патрубки 47 з басейном морської води, розташовані між комунікаційним плаваючим засобом 2 та занурювальною платформою 4 ділянки нагнітального трубопроводу 15 компресора 12 та газопроводу 8 містять від 97404 26 повідні гнучкі трубопроводи 48 та 49, верхня частина акумулятора 16 сполучена через обладнані відповідними керованими засувками 50 та 51 патрубки 52 та 53 з басейном морської води, приєднані до газопроводу 8 допоміжні акумулятори 33 та 34 містять відповідні сигналізатори рівня рідини 54 та 55, внутрішній об'єм занурювальної платформи 4 сполучений через відповідні патрубки 56 з басейном морської води, газопровід 8, додатковий газопровід 32 та нагнітальний трубопровід 11 насоса 9 обладнані відповідними компенсаторами поперечного навантаження 57, 58 та 59, нагнітальний трубопровід 11 насоса 9 сполучений через відповідні керовані засувки 60 та 61 з допоміжними акумуляторами 33 та 34, додаткові рушійні станції 62 та 63 приєднані до встановленого на ставі газопроводу 8 поворотного кронштейна 22, верхні частини допоміжних акумуляторів 33 та 34 сполучені з басейном морської води через обладнані відповідними керованими засувками 64 та 65 додаткові патрубки 66 та 67, всмоктувальний трубопровід 19 додаткового насоса 18 з'єднаний з додатковим газопроводом 32, окремий патрубок 37 сполучений з газопроводом 8 і басейном морської води, поворотний кран 35 розташований в ставі газопроводу 8 нижче занурювальної платформи 4, додатковий акумулятор 27 встановлений в ставі всмоктувального трубопроводу 19 додаткового насоса 18 та через додатковий трубопровід 68 сполучений з газопроводом 8, манометр 38 сполучений з додатковим газопроводом 32, нагнітальний трубопровід 21 додаткового насоса 18 сполучений з басейном морської води, верхня частина додаткового акумулятора 27 сполучена через відповідний патрубок 69 з додатковим газопроводом 32, нижні частини допоміжних акумуляторів 33 та 34 сполучені через відповідні патрубки 70, 71 та 72, 73 з басейном морської води, газопровід 8 та додатковий газопровід 32 приєднані до колон труб 23 та 24 геотермальної 25 та видобувної 26 свердловин відповідно, всмоктувальний трубопровід 30 окремого насоса 29 через газопровід 8 заведений в геотермальну свердловину 25 та містить відповідний гнучкий трубопровід 74, додатковий газопровід 32 обладнаний окремою поворотною рушійною станцією 75, нагнітальний трубопровід 31 окремого насоса 29 через додатковий газопровід 32 заведений в видобувну свердловину 26 та містить відповідний гнучкий трубопровід 76, газопровід 8 та додатковий газопровід 32 обладнані відповідними джерелами освітлення 77, 78 та 79, 80, камерами відеоспостереження 81, 82 та 83, 84 і сполучені між собою через газовідвідний трубопровід 85, в ставах всмоктувального трубопроводу 30 окремого насоса 29, додаткового 68 та газовідвідного 85 трубопроводів встановлені відповідні секції з'єднувальних трубопроводів 86, а компресор 12, насос 9, приєднані до занурювальної платформи 4 поворотні рушійні станції 42, 43, додатковий 18 та окремий 29 насоси, поворотний кронштейн 22, додаткові рушійні станції 62, 63, інтегрований навігаційно-координаційний модуль 5, автоматизований центр керування 7, приєднана до додаткового газопроводу 32 окрема поворотна рушійна станція 75, датчики визначення тиску 38 27 та витрати газу 39, поворотний кран 35 і всі джерела освітлення 77, 78, 79, 80, камери відеоспостереження 81, 82, 83, 84, сигналізатори рівня рідини 17, 28, 54, 55 і керовані засувки 14, 36, 40, 44, 50, 51, 60, 61, 64, 65 з'єднані через магістральну мережу електропередач 87 з електричною станцією 6. Крім того, до нижньої частини газопроводу 8 приєднані механічні опори 88, всмоктувальний трубопровід 30 окремого насоса 29 містить обладнаний сигналізатором рівня рідини 89 окремий акумулятор 90 та розташований в геотермальній свердловині 25 занурювальний свердловинний насос 91, механічні опори 88 обладнані відповідними гідравлічними циліндрами 92, верхня частина окремого акумулятора 90 сполучена через відповідний патрубок 93 з газопроводом 8, поршневі та штокові порожнини гідравлічних циліндрів 92 сполучені через відповідні гнучкі трубопроводи 94 і систему гідророзподільників 95 з блоком гідроприводу 96, занурювальний свердловинний насос 91 з'єднаний з заведеною через газопровід 8 в геотермальну свердловину 25 магістральною мережею електропередач 87, всмоктувальний трубопровід 19 додаткового насоса 18 через додатковий газопровід 32 заведений в видобувну свердловину 26 та містить відповідний гнучкий трубопровід 97, у видобувній свердловині 26 розташований додатковий занурювальний свердловинний насос 98, встановлені в ставах всмоктувального трубопроводу 30 окремого насоса 29, додаткового 68 та газовідвідного 85 трубопроводів відповідні секції з'єднувальних трубопроводів 86 є телескопічними, додатковий занурювальний свердловинний насос 98 з'єднаний з заведеною через додатковий газопровід 32 в видобувну свердловину 26 магістральною мережею електропередач 87 та сполучений з всмоктувальним трубопроводом 19 додаткового насоса 18, всмоктувальні трубопроводи 19 та 30 обладнані відповідними зворотними клапанами 99 та 100, а розташований в окремому акумуляторі 90 сигналізатор рівня рідини 89, система гідророзподільників 95 та блок гідроприводу 96 з'єднані з магістральною мережею електропередач 87. Морський газовидобувний комплекс виконує розробку пласта донних відкладень 101, що містить сполуки газових гідратів. Технологія розробки підводних покладів газогідратів за допомогою наведеного на фіг. 8-12 морського газовидобувного комплексу, що передбачає нагрівання теплоносія в геотермальній свердловині реалізується наступним чином. Попередньо задають продуктивність видобутку природного газу з видобувної свердловини 26, як основний технологічний параметр. Перед експлуатацією морського газовидобувного комплексу поворотний кран 35 відкритий, а керовані засувки 14, 36, 40, 44, 50, 51, 60, 61, 64 та 65 повністю закриті. Встановлюють газопровід 8 зі з'єднаним з ним додатковим газопроводом 32 у вертикальне положення за рахунок відкриття керованих засувок 60, 61, 64, 65 та поворотного крана 35. Внаслідок цього морська вода надходить в допоміжні акумулятори 33, 34, газопровід 8 і додатковий газопровід 32. 97404 28 Приєднують газопровід 8 до колони труб 23 геотермальної свердловини 25 та додатковий газопровід 32 до колони труб 24 видобувної свердловини 26. При цьому переміщення газопроводу 8 з занурювальною платформою 4 та додатковим газопроводом 32 здійснюють за допомогою поворотних рушійних станцій 42, 43, приєднаних до поворотного кронштейна 22 додаткових рушійних станцій 62 та 63, а також окремої поворотної рушійної станції 75. Опускання газопроводу 8 з додатковим газопроводом 32 в басейні водоймища здійснюють шляхом подачі морської води в акумулятор 16, за рахунок відкриття керованих засувок 50 та 51. Це забезпечує вихід зосередженого в акумуляторі 16 стисненого повітря через патрубки 52 та 53 в басейн водоймища. У разі необхідності підйому газопроводу 8 з додатковим газопроводом 32 відкривають керовану засувку 14 та подають стиснене компресором 12 повітря по нагнітальному трубопроводу 15 в акумулятор 16. Після розташування газопроводу 8 над колоною труб 23 геотермальної свердловини 25 та додаткового газопроводу 32 над колоною труб 24 видобувної свердловини 26 виконують опускання заглиблювальної платформи 4. При опусканні газопроводу 8 механічні опори 88 починають входити в ґрунт дна водоймища. Наявність гідравлічних циліндрів 92 дозволяє підвищити точність приєднання газопроводу 8 до колони труб 23 геотермальної свердловини 25. Точність приєднання додаткового газопроводу 32 до колони труб 24 видобувної свердловини 26 досягається за допомогою окремої поворотної рушійної станції 75. Робота гідравлічних циліндрів 92 забезпечується блоком гідроприводу 96, а керування ними здійснюють за допомогою системи гідророзподільників 95. В процесі приєднання газопроводу 8 та додаткового газопроводу 32 до відповідних колон труб 23 та 24 керуються інформацією, що надходить від камер відеоспостереження 81, 82 та 83, 84. Освітлення на великій глибині водоймища забезпечують джерела освітлення 77, 78, 79, 80. Гнучкі трубопроводи 74 та 76 мінімізують перешкоди при заведені всмоктувального 30 та нагнітального 31 трубопроводів окремого насоса 29 в геотермальну 25 та видобувну 26 свердловини відповідно. Компенсатори поперечного навантаження 57 та 58 сприяють герметичності сполучення газопроводу 8 та додаткового газопроводу 32 з відповідними колонами труб 23 та 24 геотермальної 25 та видобувної 26 свердловин. Після приєднання газопроводу 8 до колони труб 23 та додаткового газопроводу 32 до колони труб 24 зменшують поперечні навантаження на став газопроводу 8 за рахунок його натягування, шляхом відкриття керованої засувки 14 і подачі стисненого повітря від компресора 12 по нагнітальному трубопроводу 15 в акумулятор 16. Після зниження рівня морської води в акумуляторі 16 нижче сигналізатора рівня рідини 17 виконують зупинку компресора 12. Запускають додатковий насос 18, який відкачує зосереджену в газопроводі 8 та додатковому газопроводі 32 морську воду, через додатковий акумулятор 27, в басейн водоймища. За рахунок відкачування морської води з газопроводу 8 відбу 29 вається зменшення тиску у видобувній свердловині 24. Виконують запуск окремого насоса 29, який починає перекачувати морську воду з геотермальної свердловини 25 по всмоктувальному 30 та нагнітальному 31 трубопроводам у видобувну свердловину 26. За рахунок геотермального градієнту планети при великій довжині геотермальної свердловини 25, відносно довжини видобувної свердловини 26, на стінках геотермальної свердловини 25 виникає теплове поле. Одночасно з перекачуванням морської води з геотермальної свердловини 25 у видобувну свердловину 26, в геотермальну свердловину 25 по всмоктувальному трубопроводу 19 додаткового насоса 18 та додатковому трубопроводу 68, через додатковий акумулятор 27, надходить морська вода з верхньої частини видобувної свердловини 26. Під час відкачування морської води з геотермальної свердловини 25 відбувається контакт рідини зі стінками цієї свердловини та передача температурного потенціалу глибоко розташованих пластів гірських порід зосередженій в геотермальній свердловині 25 морській воді. При омиванні стінок видобувної свердловини 26 морською водою, що надходить з нагнітального трубопроводу 31 окремого насоса 29, відбувається надходження теплової енергії морської води в пласт газогідратів 101. При нагріванні пласта 101, в ньому відбувається зміна стану природного газу з твердого в газоподібний. Природний газ, що вивільняється з твердих кристалічних сполук пласта газогідратів 101 в газоподібному стані, через перфоровану колону труб 24 надходить у видобувну свердловину 26. Видобувна свердловина 26 заповнена гарячою морською водою, що забезпечує подальший підйом природного газу в газоподібному (вільному) стані по додатковому газопроводу 32, через газовідвідний трубопровід 85, до газопроводу 8. Підвищена температура морської води та знижений тиск у видобувній свердловині 26, додатковому газопроводі 32 та газопроводі 8 перешкоджають утворенню в них сполук газових гідратів, що виключає забутовку газотранспортних трактів комплексу твердим матеріалом. По газопроводу 8 природний газ надходить на базовий плаваючий засіб 1, де він акумулюється та далі відводиться по магістральному морському газопроводу, або за допомогою спеціальних морських суден-газовозів, на материк. Після подачі нагрітої води у видобувну свердловину 26 за допомогою датчика 39 розпочинають контролювати витрату природного газу, який надходить з видобувної свердловини 26. Порівнюють контрольовану величину з заданою та досягають їх відповідності шляхом регулювання температурою та тиском, які діють на зосереджені в масиві гірських порід газогідрати. Тиск на зосереджені в пласті 101 сполуки газових гідратів, з яких безпосередньо виводять природний газ, визначають за допомогою манометра 38. Регулювання температурою зосереджених в масиві гірських порід газових гідратів реалізують шляхом зміни витрати потоку нагрітої води, яку відкачують з геотермальної свердловини 25, за рахунок керування продуктивністю окремого насо 97404 30 са 29. Регулювання тиском на зосереджені в пласті 101 газогідрати здійснюють за допомогою додаткового насоса 18 та керованої засувки 36. У разі необхідності зменшення тиску на сполуки газових гідратів, з яких безпосередньо виводять природний газ, виконують відкачування морської води з газопроводу 8 та додаткового газопроводу 32 в навколишнє середовище за допомогою додаткового насоса 18. Під час відкачування морської води з газопроводу 8 та додаткового газопроводу 32 у додатковий акумулятор 27 надходить суміш морської води з природним газом. В додатковому акумуляторі 27 природний газ виводиться зі складу газорідинної суміші та через сполучений з верхньою частиною додаткового акумулятора 27 патрубок 69 знов надходить в додатковий газопровід 32. Таким чином, запобігаються втрати обсягів видобутого природного газу та його витоки в навколишнє середовище, а також забезпечується робота додаткового насоса 18 на морській воді. При зменшенні в додатковому акумуляторі 27 рівня морської води нижче сигналізатора рівня рідини 28 виконують зупинку додаткового насоса 18. Запуск додаткового насоса 18 здійснюють після перевищення рівня морської води в додатковому акумуляторі 27 сигналізатора рівня рідини 28. Для значних глибин залягання пласта 101, відносно дна водоймища, в схему можуть бути введені розташований у геотермальній свердловині 25 занурювальний свердловинний насос 91 та розташований у видобувній свердловині 26 додатковий занурювальний свердловинний насос 98 (див. фіг. 12). В цих умовах запуск занурювального свердловинного насоса 91 виконують безпосередньо перед запуском окремого насоса 29, а запуск додаткового занурювального свердловинного насоса 98 виконують після зниження рівня морської води в додатковому акумуляторі 27 нижче сигналізатора рівня рідини 28. У випадку початку переходу великого обсягу природного газу з твердого в газоподібний стан, витрата та тиск газу в газопроводі 8 різко збільшуються. При цьому відкривають керовану засувку 36 і морська вода під гідростатичним тиском водоймища, через окремий патрубок 37, надходить в газопровід 8, що призводить до збільшення тиску та зменшення температури у геотермальній 25 та видобувній 26 свердловинах. Таким чином реалізовується керування процесом видобутку природного газу з масиву газових гідратів. Після відпрацювання зосереджених в пласті 101 сполук газогідратів навколо видобувної свердловини 26 закривають поворотний кран 35, від'єднують додатковий газопровід 32 від колони труб 24 з наступним його переміщенням до іншої видобувної свердловини. В процесі відпрацювання розташованих навколо геотермальної свердловини 25 видобувних свердловин 26 (див. фіг. 13), переміщення додаткового газопроводу 32 здійснюється за допомогою окремої поворотної рушійної станції 75. У разі необхідності збільшення відстані між газопроводом 8 та додатковим газопроводом 32 виконують заміну секцій 86 всмоктувального трубопроводу 30 окремого насоса 29, додаткового 68 та газовідвідного 31 85 трубопроводів (див. фіг. 11). Використання телескопічних секцій 86 дозволяє підвищити похибку у довжині радіусів розташованих навколо геотермальної свердловини 25 кіл видобувних свердловин 26 (див. фіг. 12, 13), що спрощує виконання комплексу робіт з вибурювання видобувних свердловин 26 на великих океанічних глибинах. Керування переміщенням додаткового газопроводу 32 здійснюють на основі інформації, що надходить від інтегрованого навігаційнокоординаційного модуля 5. В процесі транспортування газопроводу 8 в підводному положенні від однієї геотермальної свердловини до іншої досягають узгодженого в часі та просторі руху занурювальної платформи 4, базового 1, комунікаційного 2 та допоміжного 3 плаваючих засобів. Видобуток природного газу з інших видобувних свердловин відбувається за аналогічним алгоритмом. Для виконання технічного обслуговування розташованого на занурювальній платформі 4 обладнання, підіймають занурювальну платформу 4 на поверхню водоймища. При цьому від'єднують газопровід 8 та додатковий газопровід 32 від відповідних колон труб 23 та 24 геотермальної 25 та видобувної 26 свердловин. Безпосередній підйом занурювальної платформи 4 на поверхню водоймища реалізують шляхом подачі стисненого повітря від компресора 12 по нагнітальному трубопроводу 15 в акумулятор 16 при закритих керованих засувках 50 та 51. Для здійснення технічного обслуговування всього приєднаного до газопроводу 8 та додаткового газопроводу 32 підводного обладнання від'єднують газопровід 8 та додатковий газопровід 32 від відповідних колон труб 23 та 24, виконують підйом занурювальної платформи 4 на поверхню водоймища, після чого підіймають газопровід 8 з додатковим газопроводом 32. Підйом газопроводу 8 на поверхню водоймища здійснюють шляхом запуску насоса 9, закриття керованої засувки 14, 97404 32 відкриття керованих засувок 44, 60, 61 та подачі стисненого компресором 12 повітря по нагнітальному трубопроводу 15, через патрубок 45, в насос 9. Насос 9 здійснює транспортування стисненого повітря у складі водоповітряної суміші в допоміжні акумулятори 33 та 34. В допоміжних акумуляторах 33, 34 відбувається виведення стисненого повітря зі складу водоповітряної суміші та його зосередження у верхніх частинах цих допоміжних акумуляторів. При зниженні рівня морської води в допоміжному акумуляторі 33 нижче сигналізатора рівня рідини 54, закривають керовану засувку 60. У разі зниження рівня морської води в допоміжному акумуляторі 34 нижче відповідного сигналізатора рівня рідини 55, закривають керовані засувки 44, 61 та виконують зупинки насоса 9 та компресора 12. Зосереджене в акумуляторі 16, а також допоміжних акумуляторах 33 та 34 стиснене повітря забезпечує підйом та розташування газопроводу 8 у горизонтальному положенні на поверхні водоймища, що дає змогу виконувати технічне обслуговування приєднаного до нього та додаткового газопроводу 32 обладнання. Для встановлення газопроводу 8 з додатковим газопроводом 32 знову у вертикальні положення, відкривають керовані засувки 64, 65, що призводить до виходу зосередженого в допоміжних акумуляторах 33, 34 стисненого повітря, через додаткові патрубки 66, 67 в басейн водоймища. Розташовані в ставах нагнітального трубопроводу 15 компресора 12 та газопроводу 8 гнучкі трубопроводи 46, 48 та 41, 49 дозволяють комплексу виконувати роботу з підводного видобутку газу в складних кліматичних умовах при значних вітрах та хвилях. Таким чином, застосування винаходу, що заявляється, забезпечить безпечну підводну розробку твердих вуглеводних сполук при зниженні навантаження на навколишню екосистему та переведенні газу з твердого у газоподібний стан, безпосередньо в пласті корисних копалин. 33 97404 34 35 97404 36 37 97404 38 39 97404 40 41 97404 42 43 97404 44 45 97404 46 47 97404 48 49 97404 50 51 97404 52 53 97404 54 55 97404 56 57 Комп’ютерна верстка Мацело В. 97404 Підписне 58 Тираж 23 прим. Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601