海域天然气水合物试采实践与技术分析

王星 孙子刚 张自印 Lawrence Lau 粟玲 王彬

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；2.中海油深圳分公司；3.中海油研究总院

调查研究表明，世界范围内30%以上的海洋中赋存天然气水合物，又称可燃冰，其资源总量为陆地的100倍以上。目前为止，全世界已有40多个国家和地区开展了天然气水合物的研究与勘探，中国、日本、美国、加拿大、俄罗斯等国的开发研究处于领先地位，韩国、印度等国也都进行了自己的深入研究。在海域试采方面，日本2013年进行海上天然气水合物试采，6 d产出甲烷气约120 000 m3；我国于2017年5月10日，首次在位于南海神狐海域的钻井平台“蓝鲸一号”点燃了天然气水合物试采火苗，试采持续进行长达60 d，累计产出甲烷气超过300 000 m3，产气时长和总量均刷新了世界纪录，成功实现资源量占全球90%以上、开发难度最大的泥质粉砂型天然气水合物安全可控开采，为长期商业化开采及人类利用天然气水合物这一清洁能源带来曙光。

勘探研究预测，我国南海海域天然气水合物总远景资源量接近700亿吨油当量，相当于目前陆上石油、天然气资源总量的1/2。我国作为常规能源紧缺的海洋大国，进一步加强海域天然气水合物开采技术研究是实现可持续发展战略的重要举措，也是开发新能源、改善国内能源结构的重要途径。通过国内外大量文献调研，介绍了目前常规的天然气水合物理论开采方法及日本2013年所采用的生产测试系统在降压法开采海底天然气水合物过程中的应用，着重对其试采的前期准备、设计准则、设计难点、设计结果及生产测试系统关键组成部分进行深入分析，总结经验及教训，提出相关建议，为海域天然气水合物后续商业化长效可控开采研究提供借鉴［1-2］。

1 天然气水合物开采方法

Natural gas hydrate exploitation methods

天然气水合物开采方法研究是一项综合性的系统工作，涉及物理、化学、热力学、地质、地球物理、油气工程等多个学科，涵盖陆地和海洋，世界各国一直在探索研究如何实现经济、高效、环保且安全可控的水合物开采方式。目前，海洋天然气水合物的开采技术研究以及生产测试系统的研发仍处于早期阶段。各类天然气水合物开采的基本原理均是通过改变天然气水合物的稳定存在的温压条件，促使水合物分解，从而达到开采的目的。天然气水合物压力-温度关系如图1所示。当前各类水合物开采技术及机理基本分为6类。

图1 天然气水合物压力-温度关系相态图Fig. 1 Phase diagram of pressure-temperature relationship of natural gas hydrate

（1）降压法。通过降低水合物层压力来打破水合物稳定存在条件，从而达到促使水合物分解的目的。常规做法是降低水合物层下部游离气聚集层的压力，当游离气层压力小于相平衡值时，使与游离气接触的水合物不稳定而分解。降压法不需要连续激发，开采成本较低，可行性较高，适合大面积开采，尤其适用于存在下伏游离气层的天然气水合物藏的开采。我国与日本在深水海域开展的天然气水合物生产测试，均采用降压法并证实了其开采水合物的高效性［3］。

（2）热激发法。通过对天然气水合物层进行加热，提高天然气水合物层的温度打破水合物稳定存在条件，促使天然气水合物分解的一系列方法的统称，主要有向天然气水合物层中注入热流体、钻柱加热，火驱加热、井下电磁及微波加热等。热激发法可以循环注热，且加热快，适用于不同地质条件下的不同类型水合物资源。但热激发法耗能大，只能局部加热，热利用效率较低且甲烷气分离困难，有待进一步研究完善［4］。

（3）注化学药剂法。通过向水合物储层注入化学试剂如盐水、甲醇、乙二醇等改变水合物形成的相平衡条件，破坏其化学平衡降低水合物稳定温度，达到水合物分解的目的。注化学药剂法可降低初期能量输入，但化学药剂费用昂贵，对水合物层作用缓慢，并且多数化学药剂有毒性，对环境有一定的潜在危害，此外，深水海域水合物层压力普遍较高，也不适宜采用此方法。俄罗斯的梅索雅哈气田及美国阿拉斯加的永冻层水合物实验曾有过现场实践。

（4）CO2置换法。在某一特定温度条件下，CO2水合物保持稳定需要的压力比甲烷水合物低，即在一定压力范围内CO2水合物较易形成并保持稳定，而甲烷水合物则会分解。将水合物储层注入CO2气体，利用其生成过程中释放出来的热量来分解甲烷水合物，这种方法既置换出甲烷气体，又能将大自然中过多的CO2以水合物方式封存于海底，而且可以稳固海底，避免了海域水合物藏开采期间海底沉降的潜在风险。

（5）海底流化开采法。流化开采法是将海底不可控的非成岩天然气水合物藏通过海底采掘、密闭流化举升系统变成可控的天然气水合物资源，规避分解可能带来的环境风险，进而保证生产安全，以期实现天然气水合物的绿色开采。该方法通过促使海底天然气水合物在原地流化分解为气液混合相，然后经过采集并将混合液浆导入海上作业机具进行最终分解处理，从而获取天然气［5］。

（6）综合开采法。综合利用降压法和热开采技术的优点，先用热激法分解天然气水合物，后用降压法提取游离气体对天然气水合物进行有效开采的一种方法。该方法被业界认为是海域天然气水合物开采中最具应用前景的一种方法。日本之前的深水海域天然气水合物生产测试就采用此开采方法，后由于实际作业期间，井下电感应加热器的电缆故障，整个测试期间井下加热器并未起作用，因此，加热器的加热效果对海域天然气水合物试采中增产作用有待进一步考量［6］。

2 深水浅层天然气水合物试采案例分析

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

以2013年日本首次在日本海域进行甲烷水合物的生产测试为例。该生产测试系统采用井下电潜泵进行降压，结合井下实时监测系统进行生产监测，实现了自然分离与人工分离相结合的气液分离模式，同时将井下分离的甲烷气和水单独生产至地面。

2.1 项目前期准备

Early preparation

2002年，日本与加拿大在麦肯齐进行了陆上甲烷水合物的首次生产测试试验。2007年，应用热采法和降压开采法2种方法进行了第2次陆上甲烷水合物生产测试以生产甲烷气体。2次陆地试采实践表明，降压开采法更适合在海域进行大规模甲烷水合物的开采。基于加拿大麦肯齐的2次陆地试采工程实践及项目规划论证，决定利用电潜泵系统降低水合物储层压力以实现水合物分解，同时采用井下分离甲烷气和水的生产测试系统方案，明确天然气水合物生产测试系统设计的关键在于能否在极其有限的井筒空间内根据既定设计准则开发出试采方案，获取大量井下数据，用于后期的油藏建模，深入了解开采过程中水合物分解行为，以期为未来商业化开采提供指导。

2.2 设计准则

Design criteria

生产测试目标：确认降压开采法在海域水合物生产测试中降低静液柱压力的有效性，能够将井底压力降低至预期范围；能够收集高质量的井下及地面数据，用于评估井底压力与水合物分解之间的行为关系，了解水合物分解行为及甲烷气体的生产情况；生产测试系统能满足给定试采周期内的连续测试任务，以及试采期间可以持续收集井下压力及温度数据。基于生产测试目标，生产测试系统设计必须符合以下基本设计准则。

（1）在深水海域，浮式作业装置能够将上部完井管柱、下部完井管柱顺利送入至预定深度，同时生产测试系统具有应急解脱功能。

（2）选用的电潜泵能够实现要求的降压幅度，以降低静液柱压力至要求范围。同时排量变化范围较广，能够满足由于水合物分解时产水量的不确定性。

（3）考虑浅层海床及水合物层的温度和压力，电潜泵上部的生产封隔器必须能够承受特定温度及压力下的生产压差。深水海域长距离的控制线缆要求生产封隔器只能进行液压坐封，同时具有转换通道，满足气液两相井下分离后能够分别从两条独立通道产出至地面：分离的甲烷气可以从隔水管内的钻杆单独产出，分离水通过电潜泵增压后可以从隔水管附属的阻流管线单独产出。

（4）为采集高质量的井下数据，生产测试系统需要尽可能最大化地增加井下数据监测点，以便在作业中可以根据监测数据实时决策，也为后期所用生产测试系统的性能评估提供依据。

（5）生产测试系统能够提供最优化的流动保障服务和应急方案，以避免生产测试管柱中水合物的二次生成。考虑井下气体分离装置的分离效率直接关系到分离水中的含气量，进而造成水路流道中水合物二次形成风险的不确定性，须有应对预案。同时最大限度地发挥利用井下电感应加热器和电潜泵电机的加热作用。

（6）作业安全保障方面，须确保所有生产测试系统安全屏障均能测试合格，特别是生产封隔器坐封后的合格验封。同时须确保作业时包括地面测试设备、水下设备及井下设备各服务商的工作界面清晰。

2.3 设计难点

Design difficulties

（1）生产测试系统的工具尺寸规格。井下系统工具须能在浮式动力定位作业装置上安全连接并下入。生产套管尺寸需要满足生产封隔器和防砂顶部封隔器的坐封要求，此次海域试采采用Ø244.5 mm套管，内径为Ø220.5 mm。生产测试期间，需要考虑防砂，最终采用优质筛管+裸眼砾石充填的防砂方式，优质筛管内径为Ø124.3 mm。

（2）最大限度地满足流动保障要求。生产测试期间，由于海底泥线附近处于低温高压状态，对含有甲烷气体的分离水，存在水合物二次生成的风险。为了尽量降低水合物冰堵风险，生产测试系统设计需要：配备电感应加热器，对产出流体进行加热；最大限度地实现气液分离，降低水路流道水合物再生风险；配备化学药剂注入管线，适时地注入甲醇来抑制水合物二次生成。

（3）电缆。从地面将电缆、化学药剂注入管线、分布式温度传感器（DTS）等连接至井下生产测试系统。其中电潜泵配备4AWG扁电缆（截面尺寸为43 mm×17 mm） 和圆电缆（直径为Ø30 mm）；井下电感应加热器配备4AWG扁电缆（截面尺寸为43 mm×17 mm）和圆电缆（直径为Ø30 mm）；井下压力温度传感器配备TEC电缆（截面尺寸为11 mm×11 mm）；分布式温度传感器（DTS）配备电缆（截面尺寸为11 mm×11 mm）；化学药剂注入液压管线（截面尺寸为13 mm×13 mm）；水下测试树控制脐带缆（直径为Ø64 mm）。

（4）在确保生产测试管柱上如插入定位密封系统总成、生产封隔器、水下测试树位置等电缆穿越点的压力密封外，为在狭小环空间隙内安全顺利地将电缆保护器和电缆夹子沿着完井管柱合理安装，必须进行严密的接触点和电缆张力分析。对于水下生产测试管柱的钻杆部分，设计采用扁平型电缆保护卡将TEC电缆、DTS电缆和化学药剂注入管线进行固定保护。

2.4 设计结果

Design results

根据设计准则，确定了海域生产测试系统的总体设计方案如图2所示。

图2 日本海域天然气水合物生产测试系统Fig. 2 Schematic production test system of natural gas hydrate in the area of Japan Sea

（1）采用电潜泵降低井筒内静液柱压力，水合物分离水经电潜泵增压后泵入隔水管附属阻流管线，输送至地面。通过调节电潜泵频率和地面油嘴控制分离水流量。

（2）井下电感应加热器和电潜泵电机能够为流经流体提供额外的热量，强化流动保障可靠性。

（3）井下温压传感器和分布式温度传感器（DTS）两个监测装置都配备了备份存储器，用于生产测试期间井下温度压力的实时监测。

（4）电潜泵上部的生产封隔器用于环空压力隔离，以满足在生产测试期间，水下防喷器中闸板与生产封隔器之间的压力高于水下防喷器中部闸板以上隔水管环空中的静液柱压力。甲烷气流道和水流通道在生产封隔器位置处进行环空和油管通路的流道转换。

（5）采用与水下防喷器组相配合的电液控水下测试树系统总成，既能隔离井下完井工具，又可实现紧急情况下钻井隔水管与生产测试管柱的应急解脱。水下测试树总成位于水下防喷器组内腔，能够实现电缆穿越，可以在中部闸板和环形防喷器关闭的情况下实现压力密封。

2.5 带有气体分离器和流道转换的电潜泵系统总成

ESP system assembly with gas separator and flow conversion channel

在特定级数下，采用电潜泵系统的生产井通常产液量变化范围较窄。在日本海域水合物试采实践中，作业前缺乏较为准确的产液量变化范围，此前在加拿大麦肯齐进行的陆地生产测试时间较短，所获取的相关数据与建立的模型与海域生产测试所处的环境条件也大为不同，因此陆地试采的产液量变化数据不能作为海域试采设计的参考依据，所以在此次海域试采设计中，将目标产液量范围设定为50～1 000 m3/d，这个产液量范围对于特定泵级来说极为宽泛，并且各类研究预测表明，甲烷气体伴随大量分离水产出的情况下，将会导致严重的地层出砂和地层压实现象。因此，本次生产测试实践中应选择产液量覆盖范围尽可能宽的电潜泵系统。为了增加电潜泵的排量范围，并控制出砂风险，考虑每一级泵都采用硬质合金轴承，以增加泵的抗磨蚀能力，并允许更宽的排量使用范围。水合物生产测试中，由于水合物分离水的润滑性较差，故选用压缩泵，模拟研究表明，不同工况下的载荷能够满足安全要求。

对于电潜泵系统的电机和电缆散热问题，常规生产中通常都会进行模拟计算尽可能降低电机与电缆的热量聚集，而电潜泵系统应用在海域水合物生产测试中，由于水合物藏埋深较浅，周围环境温度远比一般生产井的温度低。因此在海域生产测试中，电机及电缆非但没有过热危险，反而可以借助其释放的热量降低水合物二次生成风险。

电潜泵系统用于水合物生产测试的另一关键点在于，应确保系统能够处理所有分离的自由气。通常情况下，由于生产封隔器没有气体排放至上部油套环空的通道，故一般不建议安装井下气体分离装置。而在此次海域试采实践中，生产测试系统具有可供气体、液体流动的两条独立流动通道：生产管柱和隔水管附属阻流管线，能够让气体与液体单独生产流动以限制水合物的二次生成。因此，可在电潜泵的吸入口安装气体分离器。但对于可能存在的液体流速较低而自由气量很大的情况时，生产测试则会存在较大风险，所以只配备气体分离器不足以满足某些情况下气体分离的要求。因此，生产测试系统有必要增加额外的气体分离装置。

经过研究，额外的气体分离任务最后通过在一个有限的空间内实现类似自然分离的创新方法得以解决。该解决方案是将电潜泵内置于一个罐装系统中，气液混合流体先流经内腔电机部分吸收部分热量，然后进入套管环空向上流动至罐装系统的顶部，再从罐装系统顶部的开孔进入腔内，反方向向下流动至气体分离器吸入口，实现气液初步的自然重力分离；之后从罐装系统顶部进入罐内的液体及液体中所含的剩余气体，经过气体分离器再次分离，分离出的气体进入套管环空，并不聚集在罐装系统内环空中。通过罐装系统顶部实现气液的自然重力分离，分离出来的大部分气体向上流动到生产封隔器处，再经封隔器的转换流道进入生产测试管柱；分离后的液体经过电潜泵增压及封隔器的转换流道进入封隔器上部油套环空，再从水下防喷器进入阻流管线被举升至地面处理。

除了实现气液的充分分离，罐装系统还能承受电潜泵系统下部所安装的完井工具载荷，也便于电缆保护卡的安装及其对井下电缆的保护，更好地确保了生产测试期间下部生产测试系统的完整性与可靠性。电潜泵系统总成如图3所示。

2.6 生产封隔器总成

Production packer assembly

生产封隔器总成包括双流道电潜泵封隔器、选择性流动控制阀（SAF）、双流动头（DFH）、电缆穿越器等。电潜泵封隔器采用单油管串封隔器，以提供足够大的环空空间安装三相电缆及穿越适配器，能够提供气、液两条独立流动通道。水下测试树下部的油管通过双流动头（DFH）连接至封隔器上部，使分离的甲烷气体可通过转换通道，经油管输送至钻井船处理。同时，液体通过DFH的转换通道，经电潜泵增压后泵入封隔器上部油套环空。生产封隔器总成如图4所示。

2.7 生产测试监测系统

Production test monitoring system

以合理的方式将温压监测装置安装于生产测试管柱中，生产测试期间能够从防砂筛管内部尾管段、电潜泵吸入口和排出口、生产封隔器上部（同时监测油管内部和油套环空）、泥线附近以及沿着整个生产测试管柱的分布式温度传感光纤采集井下温压数据，用于实时计算分析储层段筛管与油管环空中液体密度、井下电感应加热器的加热效率以及监测甲烷水合物二次生成的风险位置，便于及时采取措施预防或解堵。

图3 电潜泵系统总成Fig. 3 Sketch of ESP system assembly

图4 生产封隔器总成Fig. 4 Sketch of production packer assembly

2.8 插入定位密封总成

Insert positioning seal assembly

插入定位密封总成插入在砾石充填封隔器的密封筒中，作为上、下部完井工具的分界面。由于分布式温度传感器和温压传感器电缆需要延伸到产层段，因此插入定位密封总成需要满足电缆穿越功能。为降低摩阻压降损失，获取最大的预期产能，在筛管内部选择安装Ø60.3 mm的小油管，获取筛管与小油管间的较大环空，最大限度地降低流动压降损耗。

3 生产测试结果

Production test results

日本海域天然气水合物生产测试历时6 d，累积产出甲烷气12 000 m3，累积产水1 245 m3，平均日产甲烷气和水分别为20 000 m3/d和140 m3/d。生产测试过程中的稳产期间，阻流管线的产出水中几乎不含甲烷气。在改变生产制度以降低井底压力至要求最低压力时，日产甲烷气为40 000 m3/d，日产水为200 m3/d，井下气液系统的分离效率为80%。生产测试最终因井下充填砾石移动造成筛网破损，进而导致地层大量出砂而被迫提前终止［7］。

4 结论及建议

Conclusions and suggestions

（1）为获取预期的井底压降以提高产能，应采取改进措施，以提高生产测试期间的气液分离效率，如增大油套环空来降低流速使自然分离更加高效等。同时由于砾石充填层在水合物藏开采期间的不稳定性，建议采用具有较高抗冲蚀和抗机械破坏性能的防砂系统，确保防砂可靠性。

（2）海域水合物生产测试时，当允许地层出砂或防砂失效且产液量较低时，分离水携带地层砂进入生产封隔器上部的较大油套环空时，流速降低，极有可能出现流速低于临界携砂流速而引起沉砂甚至管柱砂埋风险，可考虑设计1根管线从生产封隔器水通道出口延伸至水下井口以上，将可能沉积的地层砂引导至水下防喷器组关闭闸板以下，然后通过隔水管附属压井管线配合大排量试采液循环，避免地层产出砂沉积砂埋生产测试管柱风险，同时动态循环可有效降低封隔器下部腔室水合物二次生成风险。

（3）海域天然气水合物生产测试多在深水，面临恶劣海况如台风、内波流等风险，作业时间窗口相对较窄，应进一步优化生产测试管柱，减少平台安装时间、简化作业程序，并尽量避开台风期进行作业。

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