海域天然氣水合物試采實踐與技術分析

王星 孫子剛 張自印 Lawrence Lau 粟玲 王彬

1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司；2.中海油深圳分公司；3.中海油研究總院

調查研究表明，世界范圍內30%以上的海洋中賦存天然氣水合物，又稱可燃冰，其資源總量為陸地的100倍以上。目前為止，全世界已有40多個國家和地區開展了天然氣水合物的研究與勘探，中國、日本、美國、加拿大、俄羅斯等國的開發研究處于領先地位，韓國、印度等國也都進行了自己的深入研究。在海域試采方面，日本2013年進行海上天然氣水合物試采，6 d產出甲烷氣約120 000 m3；我國于2017年5月10日，首次在位于南海神狐海域的鉆井平臺“藍鯨一號”點燃了天然氣水合物試采火苗，試采持續進行長達60 d，累計產出甲烷氣超過300 000 m3，產氣時長和總量均刷新了世界紀錄，成功實現資源量占全球90%以上、開發難度最大的泥質粉砂型天然氣水合物安全可控開采，為長期商業化開采及人類利用天然氣水合物這一清潔能源帶來曙光。

勘探研究預測，我國南海海域天然氣水合物總遠景資源量接近700億噸油當量，相當于目前陸上石油、天然氣資源總量的1/2。我國作為常規能源緊缺的海洋大國，進一步加強海域天然氣水合物開采技術研究是實現可持續發展戰略的重要舉措，也是開發新能源、改善國內能源結構的重要途徑。通過國內外大量文獻調研，介紹了目前常規的天然氣水合物理論開采方法及日本2013年所采用的生產測試系統在降壓法開采海底天然氣水合物過程中的應用，著重對其試采的前期準備、設計準則、設計難點、設計結果及生產測試系統關鍵組成部分進行深入分析，總結經驗及教訓，提出相關建議，為海域天然氣水合物后續商業化長效可控開采研究提供借鑒［1-2］。

1 天然氣水合物開采方法

Natural gas hydrate exploitation methods

天然氣水合物開采方法研究是一項綜合性的系統工作，涉及物理、化學、熱力學、地質、地球物理、油氣工程等多個學科，涵蓋陸地和海洋，世界各國一直在探索研究如何實現經濟、高效、環保且安全可控的水合物開采方式。目前，海洋天然氣水合物的開采技術研究以及生產測試系統的研發仍處于早期階段。各類天然氣水合物開采的基本原理均是通過改變天然氣水合物的穩定存在的溫壓條件，促使水合物分解，從而達到開采的目的。天然氣水合物壓力-溫度關系如圖1所示。當前各類水合物開采技術及機理基本分為6類。

圖1 天然氣水合物壓力-溫度關系相態圖Fig. 1 Phase diagram of pressure-temperature relationship of natural gas hydrate

（1）降壓法。通過降低水合物層壓力來打破水合物穩定存在條件，從而達到促使水合物分解的目的。常規做法是降低水合物層下部游離氣聚集層的壓力，當游離氣層壓力小于相平衡值時，使與游離氣接觸的水合物不穩定而分解。降壓法不需要連續激發，開采成本較低，可行性較高，適合大面積開采，尤其適用于存在下伏游離氣層的天然氣水合物藏的開采。我國與日本在深水海域開展的天然氣水合物生產測試，均采用降壓法并證實了其開采水合物的高效性［3］。

（2）熱激發法。通過對天然氣水合物層進行加熱，提高天然氣水合物層的溫度打破水合物穩定存在條件，促使天然氣水合物分解的一系列方法的統稱，主要有向天然氣水合物層中注入熱流體、鉆柱加熱，火驅加熱、井下電磁及微波加熱等。熱激發法可以循環注熱，且加熱快，適用于不同地質條件下的不同類型水合物資源。但熱激發法耗能大，只能局部加熱，熱利用效率較低且甲烷氣分離困難，有待進一步研究完善［4］。

（3）注化學藥劑法。通過向水合物儲層注入化學試劑如鹽水、甲醇、乙二醇等改變水合物形成的相平衡條件，破壞其化學平衡降低水合物穩定溫度，達到水合物分解的目的。注化學藥劑法可降低初期能量輸入，但化學藥劑費用昂貴，對水合物層作用緩慢，并且多數化學藥劑有毒性，對環境有一定的潛在危害，此外，深水海域水合物層壓力普遍較高，也不適宜采用此方法。俄羅斯的梅索雅哈氣田及美國阿拉斯加的永凍層水合物實驗曾有過現場實踐。

（4）CO2置換法。在某一特定溫度條件下，CO2水合物保持穩定需要的壓力比甲烷水合物低，即在一定壓力范圍內CO2水合物較易形成并保持穩定，而甲烷水合物則會分解。將水合物儲層注入CO2氣體，利用其生成過程中釋放出來的熱量來分解甲烷水合物，這種方法既置換出甲烷氣體，又能將大自然中過多的CO2以水合物方式封存于海底，而且可以穩固海底，避免了海域水合物藏開采期間海底沉降的潛在風險。

（5）海底流化開采法。流化開采法是將海底不可控的非成巖天然氣水合物藏通過海底采掘、密閉流化舉升系統變成可控的天然氣水合物資源，規避分解可能帶來的環境風險，進而保證生產安全，以期實現天然氣水合物的綠色開采。該方法通過促使海底天然氣水合物在原地流化分解為氣液混合相，然后經過采集并將混合液漿導入海上作業機具進行最終分解處理，從而獲取天然氣［5］。

（6）綜合開采法。綜合利用降壓法和熱開采技術的優點，先用熱激法分解天然氣水合物，后用降壓法提取游離氣體對天然氣水合物進行有效開采的一種方法。該方法被業界認為是海域天然氣水合物開采中最具應用前景的一種方法。日本之前的深水海域天然氣水合物生產測試就采用此開采方法，后由于實際作業期間，井下電感應加熱器的電纜故障，整個測試期間井下加熱器并未起作用，因此，加熱器的加熱效果對海域天然氣水合物試采中增產作用有待進一步考量［6］。

2 深水淺層天然氣水合物試采案例分析

Case study on production test of shallow natural gas hydrate in deepwater

以2013年日本首次在日本海域進行甲烷水合物的生產測試為例。該生產測試系統采用井下電潛泵進行降壓，結合井下實時監測系統進行生產監測，實現了自然分離與人工分離相結合的氣液分離模式，同時將井下分離的甲烷氣和水單獨生產至地面。

2.1 項目前期準備

Early preparation

2002年，日本與加拿大在麥肯齊進行了陸上甲烷水合物的首次生產測試試驗。2007年，應用熱采法和降壓開采法2種方法進行了第2次陸上甲烷水合物生產測試以生產甲烷氣體。2次陸地試采實踐表明，降壓開采法更適合在海域進行大規模甲烷水合物的開采。基于加拿大麥肯齊的2次陸地試采工程實踐及項目規劃論證，決定利用電潛泵系統降低水合物儲層壓力以實現水合物分解，同時采用井下分離甲烷氣和水的生產測試系統方案，明確天然氣水合物生產測試系統設計的關鍵在于能否在極其有限的井筒空間內根據既定設計準則開發出試采方案，獲取大量井下數據，用于后期的油藏建模，深入了解開采過程中水合物分解行為，以期為未來商業化開采提供指導。

2.2 設計準則

Design criteria

生產測試目標：確認降壓開采法在海域水合物生產測試中降低靜液柱壓力的有效性，能夠將井底壓力降低至預期范圍；能夠收集高質量的井下及地面數據，用于評估井底壓力與水合物分解之間的行為關系，了解水合物分解行為及甲烷氣體的生產情況；生產測試系統能滿足給定試采周期內的連續測試任務，以及試采期間可以持續收集井下壓力及溫度數據。基于生產測試目標，生產測試系統設計必須符合以下基本設計準則。

（1）在深水海域，浮式作業裝置能夠將上部完井管柱、下部完井管柱順利送入至預定深度，同時生產測試系統具有應急解脫功能。

（2）選用的電潛泵能夠實現要求的降壓幅度，以降低靜液柱壓力至要求范圍。同時排量變化范圍較廣，能夠滿足由于水合物分解時產水量的不確定性。

（3）考慮淺層海床及水合物層的溫度和壓力，電潛泵上部的生產封隔器必須能夠承受特定溫度及壓力下的生產壓差。深水海域長距離的控制線纜要求生產封隔器只能進行液壓坐封，同時具有轉換通道，滿足氣液兩相井下分離后能夠分別從兩條獨立通道產出至地面：分離的甲烷氣可以從隔水管內的鉆桿單獨產出，分離水通過電潛泵增壓后可以從隔水管附屬的阻流管線單獨產出。

（4）為采集高質量的井下數據，生產測試系統需要盡可能最大化地增加井下數據監測點，以便在作業中可以根據監測數據實時決策，也為后期所用生產測試系統的性能評估提供依據。

（5）生產測試系統能夠提供最優化的流動保障服務和應急方案，以避免生產測試管柱中水合物的二次生成。考慮井下氣體分離裝置的分離效率直接關系到分離水中的含氣量，進而造成水路流道中水合物二次形成風險的不確定性，須有應對預案。同時最大限度地發揮利用井下電感應加熱器和電潛泵電機的加熱作用。

（6）作業安全保障方面，須確保所有生產測試系統安全屏障均能測試合格，特別是生產封隔器坐封后的合格驗封。同時須確保作業時包括地面測試設備、水下設備及井下設備各服務商的工作界面清晰。

2.3 設計難點

Design difficulties

（1）生產測試系統的工具尺寸規格。井下系統工具須能在浮式動力定位作業裝置上安全連接并下入。生產套管尺寸需要滿足生產封隔器和防砂頂部封隔器的坐封要求，此次海域試采采用?244.5 mm套管，內徑為?220.5 mm。生產測試期間，需要考慮防砂，最終采用優質篩管+裸眼礫石充填的防砂方式，優質篩管內徑為?124.3 mm。

（2）最大限度地滿足流動保障要求。生產測試期間，由于海底泥線附近處于低溫高壓狀態，對含有甲烷氣體的分離水，存在水合物二次生成的風險。為了盡量降低水合物冰堵風險，生產測試系統設計需要：配備電感應加熱器，對產出流體進行加熱；最大限度地實現氣液分離，降低水路流道水合物再生風險；配備化學藥劑注入管線，適時地注入甲醇來抑制水合物二次生成。

（3）電纜。從地面將電纜、化學藥劑注入管線、分布式溫度傳感器（DTS）等連接至井下生產測試系統。其中電潛泵配備4AWG扁電纜（截面尺寸為43 mm×17 mm） 和圓電纜（直徑為?30 mm）；井下電感應加熱器配備4AWG扁電纜（截面尺寸為43 mm×17 mm）和圓電纜（直徑為?30 mm）；井下壓力溫度傳感器配備TEC電纜（截面尺寸為11 mm×11 mm）；分布式溫度傳感器（DTS）配備電纜（截面尺寸為11 mm×11 mm）；化學藥劑注入液壓管線（截面尺寸為13 mm×13 mm）；水下測試樹控制臍帶纜（直徑為?64 mm）。

（4）在確保生產測試管柱上如插入定位密封系統總成、生產封隔器、水下測試樹位置等電纜穿越點的壓力密封外，為在狹小環空間隙內安全順利地將電纜保護器和電纜夾子沿著完井管柱合理安裝，必須進行嚴密的接觸點和電纜張力分析。對于水下生產測試管柱的鉆桿部分，設計采用扁平型電纜保護卡將TEC電纜、DTS電纜和化學藥劑注入管線進行固定保護。

2.4 設計結果

Design results

根據設計準則，確定了海域生產測試系統的總體設計方案如圖2所示。

圖2 日本海域天然氣水合物生產測試系統Fig. 2 Schematic production test system of natural gas hydrate in the area of Japan Sea

（1）采用電潛泵降低井筒內靜液柱壓力，水合物分離水經電潛泵增壓后泵入隔水管附屬阻流管線，輸送至地面。通過調節電潛泵頻率和地面油嘴控制分離水流量。

（2）井下電感應加熱器和電潛泵電機能夠為流經流體提供額外的熱量，強化流動保障可靠性。

（3）井下溫壓傳感器和分布式溫度傳感器（DTS）兩個監測裝置都配備了備份存儲器，用于生產測試期間井下溫度壓力的實時監測。

（4）電潛泵上部的生產封隔器用于環空壓力隔離，以滿足在生產測試期間，水下防噴器中閘板與生產封隔器之間的壓力高于水下防噴器中部閘板以上隔水管環空中的靜液柱壓力。甲烷氣流道和水流通道在生產封隔器位置處進行環空和油管通路的流道轉換。

（5）采用與水下防噴器組相配合的電液控水下測試樹系統總成，既能隔離井下完井工具，又可實現緊急情況下鉆井隔水管與生產測試管柱的應急解脫。水下測試樹總成位于水下防噴器組內腔，能夠實現電纜穿越，可以在中部閘板和環形防噴器關閉的情況下實現壓力密封。

2.5 帶有氣體分離器和流道轉換的電潛泵系統總成

ESP system assembly with gas separator and flow conversion channel

在特定級數下，采用電潛泵系統的生產井通常產液量變化范圍較窄。在日本海域水合物試采實踐中，作業前缺乏較為準確的產液量變化范圍，此前在加拿大麥肯齊進行的陸地生產測試時間較短，所獲取的相關數據與建立的模型與海域生產測試所處的環境條件也大為不同，因此陸地試采的產液量變化數據不能作為海域試采設計的參考依據，所以在此次海域試采設計中，將目標產液量范圍設定為50～1 000 m3/d，這個產液量范圍對于特定泵級來說極為寬泛，并且各類研究預測表明，甲烷氣體伴隨大量分離水產出的情況下，將會導致嚴重的地層出砂和地層壓實現象。因此，本次生產測試實踐中應選擇產液量覆蓋范圍盡可能寬的電潛泵系統。為了增加電潛泵的排量范圍，并控制出砂風險，考慮每一級泵都采用硬質合金軸承，以增加泵的抗磨蝕能力，并允許更寬的排量使用范圍。水合物生產測試中，由于水合物分離水的潤滑性較差，故選用壓縮泵，模擬研究表明，不同工況下的載荷能夠滿足安全要求。

對于電潛泵系統的電機和電纜散熱問題，常規生產中通常都會進行模擬計算盡可能降低電機與電纜的熱量聚集，而電潛泵系統應用在海域水合物生產測試中，由于水合物藏埋深較淺，周圍環境溫度遠比一般生產井的溫度低。因此在海域生產測試中，電機及電纜非但沒有過熱危險，反而可以借助其釋放的熱量降低水合物二次生成風險。

電潛泵系統用于水合物生產測試的另一關鍵點在于，應確保系統能夠處理所有分離的自由氣。通常情況下，由于生產封隔器沒有氣體排放至上部油套環空的通道，故一般不建議安裝井下氣體分離裝置。而在此次海域試采實踐中，生產測試系統具有可供氣體、液體流動的兩條獨立流動通道：生產管柱和隔水管附屬阻流管線，能夠讓氣體與液體單獨生產流動以限制水合物的二次生成。因此，可在電潛泵的吸入口安裝氣體分離器。但對于可能存在的液體流速較低而自由氣量很大的情況時，生產測試則會存在較大風險，所以只配備氣體分離器不足以滿足某些情況下氣體分離的要求。因此，生產測試系統有必要增加額外的氣體分離裝置。

經過研究，額外的氣體分離任務最后通過在一個有限的空間內實現類似自然分離的創新方法得以解決。該解決方案是將電潛泵內置于一個罐裝系統中，氣液混合流體先流經內腔電機部分吸收部分熱量，然后進入套管環空向上流動至罐裝系統的頂部，再從罐裝系統頂部的開孔進入腔內，反方向向下流動至氣體分離器吸入口，實現氣液初步的自然重力分離；之后從罐裝系統頂部進入罐內的液體及液體中所含的剩余氣體，經過氣體分離器再次分離，分離出的氣體進入套管環空，并不聚集在罐裝系統內環空中。通過罐裝系統頂部實現氣液的自然重力分離，分離出來的大部分氣體向上流動到生產封隔器處，再經封隔器的轉換流道進入生產測試管柱；分離后的液體經過電潛泵增壓及封隔器的轉換流道進入封隔器上部油套環空，再從水下防噴器進入阻流管線被舉升至地面處理。

除了實現氣液的充分分離，罐裝系統還能承受電潛泵系統下部所安裝的完井工具載荷，也便于電纜保護卡的安裝及其對井下電纜的保護，更好地確保了生產測試期間下部生產測試系統的完整性與可靠性。電潛泵系統總成如圖3所示。

2.6 生產封隔器總成

Production packer assembly

生產封隔器總成包括雙流道電潛泵封隔器、選擇性流動控制閥（SAF）、雙流動頭（DFH）、電纜穿越器等。電潛泵封隔器采用單油管串封隔器，以提供足夠大的環空空間安裝三相電纜及穿越適配器，能夠提供氣、液兩條獨立流動通道。水下測試樹下部的油管通過雙流動頭（DFH）連接至封隔器上部，使分離的甲烷氣體可通過轉換通道，經油管輸送至鉆井船處理。同時，液體通過DFH的轉換通道，經電潛泵增壓后泵入封隔器上部油套環空。生產封隔器總成如圖4所示。

2.7 生產測試監測系統

Production test monitoring system

以合理的方式將溫壓監測裝置安裝于生產測試管柱中，生產測試期間能夠從防砂篩管內部尾管段、電潛泵吸入口和排出口、生產封隔器上部（同時監測油管內部和油套環空）、泥線附近以及沿著整個生產測試管柱的分布式溫度傳感光纖采集井下溫壓數據，用于實時計算分析儲層段篩管與油管環空中液體密度、井下電感應加熱器的加熱效率以及監測甲烷水合物二次生成的風險位置，便于及時采取措施預防或解堵。

圖3 電潛泵系統總成Fig. 3 Sketch of ESP system assembly

圖4 生產封隔器總成Fig. 4 Sketch of production packer assembly

2.8 插入定位密封總成

Insert positioning seal assembly

插入定位密封總成插入在礫石充填封隔器的密封筒中，作為上、下部完井工具的分界面。由于分布式溫度傳感器和溫壓傳感器電纜需要延伸到產層段，因此插入定位密封總成需要滿足電纜穿越功能。為降低摩阻壓降損失，獲取最大的預期產能，在篩管內部選擇安裝?60.3 mm的小油管，獲取篩管與小油管間的較大環空，最大限度地降低流動壓降損耗。

3 生產測試結果

Production test results

日本海域天然氣水合物生產測試歷時6 d，累積產出甲烷氣12 000 m3，累積產水1 245 m3，平均日產甲烷氣和水分別為20 000 m3/d和140 m3/d。生產測試過程中的穩產期間，阻流管線的產出水中幾乎不含甲烷氣。在改變生產制度以降低井底壓力至要求最低壓力時，日產甲烷氣為40 000 m3/d，日產水為200 m3/d，井下氣液系統的分離效率為80%。生產測試最終因井下充填礫石移動造成篩網破損，進而導致地層大量出砂而被迫提前終止［7］。

4 結論及建議

Conclusions and suggestions

（1）為獲取預期的井底壓降以提高產能，應采取改進措施，以提高生產測試期間的氣液分離效率，如增大油套環空來降低流速使自然分離更加高效等。同時由于礫石充填層在水合物藏開采期間的不穩定性，建議采用具有較高抗沖蝕和抗機械破壞性能的防砂系統，確保防砂可靠性。

（2）海域水合物生產測試時，當允許地層出砂或防砂失效且產液量較低時，分離水攜帶地層砂進入生產封隔器上部的較大油套環空時，流速降低，極有可能出現流速低于臨界攜砂流速而引起沉砂甚至管柱砂埋風險，可考慮設計1根管線從生產封隔器水通道出口延伸至水下井口以上，將可能沉積的地層砂引導至水下防噴器組關閉閘板以下，然后通過隔水管附屬壓井管線配合大排量試采液循環，避免地層產出砂沉積砂埋生產測試管柱風險，同時動態循環可有效降低封隔器下部腔室水合物二次生成風險。

（3）海域天然氣水合物生產測試多在深水，面臨惡劣海況如臺風、內波流等風險，作業時間窗口相對較窄，應進一步優化生產測試管柱，減少平臺安裝時間、簡化作業程序，并盡量避開臺風期進行作業。

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