海底可燃冰开发流动保障技术研究进展

余丹*，檀朝东，胡雄翼，宋文容，李静嘉



海底可燃冰开发流动保障技术研究进展

余丹1*，檀朝东1，胡雄翼2，宋文容3，李静嘉3

（1.中国石油大学（北京），北京昌平，102249；2.中国石油华北油田公司，河北任丘，062500；3.北京雅丹石油技术开发有限公司，北京昌平，102200）

由于深水环境复杂，为确保海底可燃冰安全可靠的开发，对于海底可燃冰的流动保障研究必不可少。本文综述了海底可燃冰的开发模式，总结了可燃冰开发过程中的流动保障问题，对可燃冰开采过程中水合物再生成、流体携带可燃冰颗粒以及段塞流等预测模型研究进展进行了讨论，探讨了可燃冰流动保障研究的发展方向，为可燃冰的流动保障设计提供了参考思路。

可燃冰；开发现状；流动保障；存在问题；数字孪生技术

引言

可燃冰被各国视为未来石油、天然气的战略性替代能源，是世界瞩目的战略资源以及未来全球能源发展的战略制高点，对我国能源安全及经济发展也有着重要意义。经过近20年不懈努力，我国取得了天然气水合物勘查开发理论、技术、工程、装备的自主创新，实现了历史突破，对推动能源生产和消费革命具有重要而深远的影响[1]。为积极响应“十三五”能源规划，未来可燃冰的开发正逐渐被重视。

深水中的环境是十分恶劣和复杂的，高压低温的环境给井筒、设备、海底管道的流动安全增加了一定的难度[2]。综合考虑深海复杂的开发环境，为了确保深海可燃冰安全可靠的开发，对于海上可燃冰的流动保障的研究是必不可少的[3]。油气流动保障中一般包括管道安全设计与安全操作风险评估、段塞追踪、结蜡风险、水合物风险、腐蚀、清管作业、泄漏分析等，从而保证井筒和管道的完整性。对于可燃冰而言，流动保障关注的重点是井筒中水合物的再生成、流体携带可燃冰颗粒流动以及井筒段塞流的影响。

1 海底可燃冰的开发现状

1.1 可燃冰性质

可燃冰的全称为甲烷气水合物，也称为甲烷水合物、甲烷冰、天然气水合物。可燃冰是一种无色透明冰状晶体，是甲烷和水所形成的一种笼型气体水合物，水分子通过氢键相互吸引构成笼，甲烷分子就存在与这种笼中[4]。可燃冰的主要成分是甲烷（80%~90%）。

生产天然气水合物的四种地质条件：1）存在自由水2）存在游离气3）高压4）低温。压力越大，形成的可燃冰越不容易分解，在足够大的压力下，可燃冰在18℃时仍能维持稳定，但这种依靠压力维持稳定状态也是有极限的，一旦温度高于20℃则压力再大也无法形成天然气水合物[5]。1m3的天然气水合物分解后可以得到大概0.8m3的水和70~220m3的天然气，天然气水合物如“络合物”一般，其气体分子大小不超过0.83nm[6]。

1.2 可燃冰开发方式

目前开采海底可燃冰的方法主要有四种：热激发开发法、降压开采法、化学试剂注入开采法、CO2置换开采法[7]。

（1）热激发开采法：采用直接对可燃冰层进行加热，使得可燃冰层的温度超过其平衡温度，从而促使可燃冰分解。

（2）降压开采法：采用低密度泥浆钻井达到减压的目的；或当可燃冰层下方存在其他流体时通过泵抽出其流体来降低该层位压力。

（3）化学试剂注入开采法：通过向可燃冰层中注入化学试剂，如盐水、甲醇、乙醇、乙二醇、丙三醇等破坏可燃冰层的相平衡，促使可燃冰分解。

（4）CO2置换开采法：在一定温度条件下，可燃冰保持稳定需要的压力比CO2更高，因此在某一特定压力范围内可燃冰将分解，而CO2水合物则易于形成并保持稳定。

在实验室内温度、压力的调节是可控的，对于井筒以及地层而言，从海上平台上井口向井筒中注热的可靠性低且耗能大[5]，对于化学试剂注入法和CO2置换开采法而言，开发成本极高且其速度较慢，故目前可燃冰的开采方式主要是采用降压开采。

1.3 可燃冰开发现状

1934年，前苏联首次发现输气管道中的天然气水合物，引起世界对水合物的关注。随后的几十年中，可燃冰逐渐成为能源开发的新方向，日本、美国、前苏联、中国等国家开始对可燃冰的开发进行研究[8]。

2002年加拿大和日本建立合作，在北极Mallik地区进行了首次可燃冰现代化生产测试[9]。

2012年美国阿拉斯加北部大陆坡利用二氧化碳置换甲烷进行可燃冰试采取得成功。试采因设备问题而被迫停止[10]。

2013年3月12日，日本首次通过在深海海底分解可燃冰开采天然气[11]。日本向可燃冰层中注入二氧化碳气体进行减压，随后开采减压后分离出来的甲烷天然气。但是仅进行开采试验6天，就因为海底砂流入开采井而堵塞井筒以及抽水泵故障，使得试验被迫中断[12]。

2017年5月，日本再次从近海海底埋藏的可燃冰中提取出甲烷，但试验持续12天后再次因为出砂问题中断[13]。

2017年5月，我国在南海开采可燃冰实现连续稳定产气60天，累计产气超30万立方米，最高产量达3.5万立方米/天，甲烷含量最高达99.5%[14]。

2 海底可燃冰流动保障问题

在海洋开发中，常以水深300m为界线，低于300m的海洋开发区域为浅海开发，高于300m的海洋开发区域为深海开发[15]。由于深水是一个高压低温的环境，高压会使油气产品在运送过程中存在较大的阻力，低温容易造成天然气水合物堵塞海底管道[16]，并且高静水压力的存在会产生焦耳汤姆逊效应，使深水的环境温度进一步降低[17]。这些现象使得海底可燃冰的愈发严峻，其中几个主要的挑战包括：

（1）可燃冰海底管线防冻堵及解堵问题

目前中国对于可燃冰的开采均是采用降压采气的方式，随着井底压力的降低，井底温度同时降低，气体在井筒中流动时温度再次降低，尤其是到达海水段时，深海海底的环境温度可能只有2~4℃，甚至更低，加之海水流动致使海管散热，采出的气体和部分雾化的水可能再次形成水合物[18]。

（2）可燃冰颗粒进入井筒

可燃冰开采过程中，存在一部分可燃冰未分解，以固体颗粒形式进入井筒。水合物消融与再生交替进行。无法完全避免生产水合物，需找出水合物生成但依然可以安全输送的生产边界，而不是完全避免水合物形成风险[19]。

（3）管道腐蚀问题

可燃冰中的气体成分除了甲烷外，还存在少量的二氧化碳。当流体中二氧化碳的分压达到一定值时，就可能对生产管材造成腐蚀[19]。油管以及海底管线的腐蚀都可能造成泄漏，对生产以及环境危害都是极大的。

（4）井筒中段塞流

由于积液现象的存在，一旦气流力量足以举升该段积液，就极有可能在井筒中形成段塞流，导致流动阻力增大，也会造成油气输送的不稳定[20]。

3 可燃冰流动保障研究进展

管道的流动保障意味着在一个可能的范围内设计和操作一个管道系统，而不是仅仅在问题出现时采取对其进行干预，故了解各种可能存在风险的机理模型是进行预测、预防和治理的重要前提。下面将针对井筒中水合物的再生成、流体携带可燃冰颗粒流动以及井筒段塞流三种场景研究进展进行讨论。

3.1 水合物生成研究

目前预测水合物生成的模型分为经验或半经验模型以及理论预测模型。经验模型具有计算方便、简单等优点，适用于某一研究的特定区块，计算精度不高，只能进行初步估算；理论预测模型由于建立在机理的基础上，因此计算精度较高，但计算复杂[21]。

（1）经验或半经验模型

1942年的Karson&Katz对于多组分气体混合物的水合物生成条件进行研究，确定了经验公式[22]：

式中c——总组分数；i——组分的气相分率；i——组分的液相分率；i——组分的化学平衡常数。

根据试验数据确定组分的化学平衡常数，拟合得到不同天然气相对密度下天然气水合物的形成条件。

（2）热力学相态平衡理论模型[23]

根据热力学相态平衡理论，每种水合物结构都存在如下化学式：

式中H——水在水合物相态时的化学势；α——水在（冰或液态水、水蒸气）相态时的化学势；

以空水合物晶格的化学式β为参考态，则平衡条件如下：

即

式中β——空水合物晶态的化学势。

根据△W和△H计算值的不同，可以分成不同的热力学相态平衡理论模型。

目前主要根据管道的温度与压力实时计算生成风险。通过考虑水合物生成与溶解的动力学过程，对水合物生成量进行计算。根据全管网监测水合物的温度与压力的生成区间，预测管堵的风险。

3.2 可燃冰颗粒流动研究

目前可燃冰开采过程中主要是垂直流固两相流动过程，流体携带可燃冰颗粒流动，这种流动方式目前主要是基于静水条件下的固体颗粒沉降模型[24]和任意流体流速及固液密度差条件下牛顿流体中的固体颗粒运动末速计算模型[25]。

由于井筒中的流固流动一般属于稀疏固体流动，因此附加质量力、Basset力、Magnus力、Saffman力等忽略不计，只考虑重力、浮力和表面阻力。在颗粒速度末速模型中，变速运动过程中的惯性力也不予考虑。

在流体中考虑浮力后球形颗粒的重力为：

式中w——固体颗粒浮重，N；s——固体颗粒粒径，mm；s——固体颗粒密度，kg/m3；ρ——流体密度，kg/m3。

表面阻力为流体作用于固体表面的力，它与流体和固体颗粒的相对运动有关，关系式为：

式中R——固体颗粒所受表面阻力，N；D——阻力系数；s——固体颗粒运动速度，m/s； v——流体流速，m/s。

颗粒在运动中受到流体阻力和重力的作用，颗粒沉降运动方程为：

式中s——固体颗粒运动加速度，m/s2；——时间，s。

将式（5）、（6）带入式（7）后得到：

当固体颗粒密度小于流体密度，即s<ρ时，必然有v-s<0，则有：

当固体颗粒密度大于流体密度，即s>ρ时，必然有v-s>0，则有：

该模型可以计算任意流速和流固密度条件下牛顿流体中固体颗粒运动末速，具有较为普遍的意义，适用范围更广泛。

3.3 段塞流研究

段塞流会造成大量的高能量，高速流动的液体流入分离器或段塞流捕集器。段塞会损坏设施设备，使分离器溢出，去除腐蚀抑制剂使之失效，产生高回压降低产量。

由于海洋地形因素，海底管线通常会出现下倾现象，当开采处于早晚期时，气液流量通常较低，液体容易在立管底部积聚，阻止气体进入立管，在管线系统中形成超过立管高度的长液塞，致发生严重段塞流现象。严重段塞流是指管道系统中出现超过立管高度的长液塞的特殊流型，具有较强的周期特性，且一个周期又可以分为液塞形成、液塞出流、液气喷发和液体回流四个流动阶段。当该流型发生时，气体被液塞封闭在卧底管线中，当压力聚集到一定程度时，会将液塞高速推出管外，引起管道内压力、速度、流量和含气率出现大幅波动，还会引发立管的剧烈震动。尤其是对深海油气开发，管内压力及气液流量波动十分剧烈，这会给深海气液混输管线系统的研发设计及工业生产等带来严峻的挑战[26]。

一般严重段塞流要控制在发生的前两个阶段内。

液塞形成阶段长液塞在立管底部生成后，会在立管和下倾管内同时生长，而卧底管内未被液塞占据的部分保持为分层流不发生变化。在该阶段，只需要用p的值对管道系统内的流型进行判定，其公式如下[26]：

此外，在液塞形成阶段，气体没有进入立管，液体在立管内以液筑形式存在，因而有：

根据以上七个微分方程可以求解p，根据p与时间的单调关系确定管道系统内是否形成严重段塞流。

4 可燃冰流动保障研究发展方向探讨

由于海况复杂，海底可燃冰的开发很难直接对其进行管理，故对其进行数字化管理是开发海底可燃冰的必然趋势。目前油气田的数字化，局限于数据的管理工作，无法直接指导与解决生产问题。多数用于数据的采集、分类、整理、展示，整体表现为对数据的利用不足。由于对数据的利用不足，现阶段油田对于采集的数据一般仅展示其变化趋势，无法得到数据背后的操作指导意义，亦不能基于历史数据对未来进行预测[27]。

目前可燃冰开发过程中主要存在的流动保障问题就是水合物再生成、管道积液以及、管道段塞流等问题，且可燃冰开发属于初期阶段，各种模型的适应性亦不确定，亟需建立一套能根据采集数据进行“自适应”调节的模型。数字孪生技术在多个工业领域都已经开始研究或开始使用，而在油气开采行业仍然属于空白，该技术主要是充分利用物理模型、传感器更新、运行历史等数据，集成多科学、多物理量、多尺度、多概率的仿真过程，在虚拟空间中完成映射，从而反映相对应的实体装备的全生命周期过程[28]。

根据目前我国对可燃冰开发过程中对流动保障的需求，需研究一套切实可行的可燃冰流动保障模拟优化体系，该体系将可燃冰开发的整体水下系统的物理模型进行1:1的数字化仿真，其中仿真模型可以根据该过程的主要机理以及采集数据进行“定制”模型，使其模型的仿真结果可以准确的反应可燃冰开发水下系统的真实工作情况，同时通过对数据进行整合，可以对井下的工作情况进行持续地预测系统的健康状况、剩余使用寿命以及任务执行成功的概率，也可以预见关键安全事件的系统响应，通过与实体的系统响应进行对比，揭示可燃冰在开采过程中存在的未知问题。

通过搭建海底可燃冰流动保障的数字孪生生产系统，能实现从开采、井筒流动到管线集输的全过程数字化，将产品创新、制造效率和有效性水平提升至一个新的高度。这将很大程度上使得海上可燃冰生产系统生产参数调控优化，减少不必要的作业内容，增加整个水下生产系统寿命，实现海上可燃冰的安全可靠的开采。

[1] 我国首次海域可燃冰试采成功[J]. 地质装备, 2017, 18(4):4-5.

[2] 王东, 倪浩. 流动保障技术在深水气田投产的应用[J]. 中国海洋平台, 2015, 30(06): 61-66.

[3] 雍开平. 天然气水合物在管道中的流动沉积特性研究[J]. 中国石油和化工标准与质量, 2014, (11): 173-173.

[4] 张颖异, 李运刚. 新型洁净能源可燃冰的研究发展[J]. 资源与产业, 2011, 13(3): 50-55.

[5] Wang, X., & Economides, M. J. (2011, January 1). Natural Gas Hydrates as an Energy Source - Revisited. International Petroleum Technology Conference. doi:10.2523/IPTC-14211-MS.

[6] Greig-Jones, S.-A., Marcelle-de Silva, J. K., & Thomas, S. (2012, January 1). Resource Potential of Natural Gas Hydrate Deposits Offshore Trinidad. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/158542-MS.

[7] 王智明, 曲海乐, 菅志军. 中国可燃冰开发现状及应用前景[J]. 节能, 2010, 29(05): 4-6.

[8] 白玉湖, 叶长明, 李清平, 等. 天然气水合物开采模型研究进展与展望[J]. 中国海上油气, 2009, 21(4): 251-256.

[9] Zhou, M., Soga, K., Xu, E., Uchida, S., & Yamamoto, K. (2014, May 5). Numerical Study on Eastern Nankai Trough gas Hydrate Production Test. Offshore Technology Conference. doi:10.4043/25169-MS

[10] 东南海. 天然气水合物开采现状及相关思考[J]. 国际石油经济, 2017, 25(6): 19-25.

[11] 田顺花. 日本可燃冰开发技术发展进程[J]. 当代石油石化, 2013, 21(5): 5-9.

[12] Denney, D. (2008, September 1). Productivity from Eastern Nankai Trough Methane-Hydrate Reservoirs. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/0908-0094-JPT

[13] Noguchi, S., Furukawa, T., Oikawa, N., & Aung, T. T. (2011, January 1). Quantitative characterization of methane hydrate reservoir in the eastern Nankai Trough, Japan. International Petroleum Technology Conference. doi:10.2523/IPTC-15351-MS

[14] 于德福, 陈惠玲, 朱夏, 等. 我国海域天然气水合物试采成功[J]. 国土资源通讯, 2017, (10): 4.

[15] 晏妮, 王晓东, 胡红梅. 海底管道深水流动安全保障技术研究[J]. 天然气与石油, 2015, 33(06): 20-24.

[16] 周雪梅, 段永刚, 何玉发, 等. 深水气井测试流动保障研究[J]. 石油天然气学报, 2014, 36(05): 149-152.

[17] 陈宏举, 周晓红, 王军. 深水天然气管道流动安全保障设计探讨[J]. 中国海上油气, 2011, 23(02): 122-125.

[18] 曹柳忠. 浅谈海上油气田管道腐蚀与评定方法[J]. 化工管理, 2017, (9): 2-3.

[19] 范兆廷, 曲卉慧, 袁宗明, 等. 海洋输气管道通球方案计算分析[J].重庆科技学院学报(自然科学版), 2008, 10(5): 43-45.

[20] Lv, X., Gong, J., Li, W., Shi, B., Yu, D., & Wu, H. (2012, January 1). Experimental Study on Natural Gas Hydrate Slurry Flow. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/158597-MS

[21] Deng, Z., Wang, Z., Zhao, Y., Guo, Y., Zhang, J., & Sun, B. (2017, November 13). Flow Assurance during Gas Hydrate Production: Hydrate Regeneration Behavior and Blockage Risk Analysis in Wellbore. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/188684-MS.

[22] 喻西崇, 郭建春, 赵金洲, 等. 井筒和集输管线中水合物生成条件的预测[J]. 西南石油学院学报, 2002, 24(2): 65-67.

[23] 王淼, 钟小侠, 江欣, 等. 管道流动体系天然气水合物分解动力学模型研究进展[J]. 天然气化工(C1化学与化工), 2015, 40(2): 82-87.

[24] 冯文光. 非达西低速渗流的研究现状与展望[J]. 石油勘探与开发, 1986, (04): 76-80.

[25] 董长银, 栾万里, 周生田, 等. 牛顿流体中的固体颗粒运动模型分析及应用[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2007, (05): 55-59.

[26] 高嵩. 气液混输管线与立管系统严重段塞流特性研究[D]. 上海交通大学, 2012.

[27] Thomas H.-J. Uhlemann,Christoph Schock,Christian Lehmann,Stefan Freiberger,Rolf Steinhilper. The Digital Twin: Demonstrating the Potential of Real Time Data Acquisition in Production Systems[J]. Procedia Manufacturing, 2017, 9.

[28] Greyce N. Schroeder,Charles Steinmetz,Carlos E. Pereira,Danubia B. Espindola. Digital Twin Data Modeling with AutomationML and a Communication Methodology for Data Exchange[J]. IFAC PapersOnLine, 2016, 49(30).

The Development Progress of Flow Assurance of Natural Gas Hydrate

YU Dan1*, TAN Chaodong1, HU Xiongyi2, SONG Wenrong3, LI Jingjia3

（1.China University of Petroleum(Beijing), Beijing Changping, 102249, China; 2. PetroChina Huabei Oilfield Company, Hebei Renqiu, 062500, China; 3.Beijing Yadan Petroleum Technology Company, Beijing Changping, 102200, China）

In order to ensure the safe and reliable production of the subsea natural gas hydrate, it is necessary to study its flow assurance due to the complicated deep water environment. In this paper, the production patterns of subsea natural gas hydrate and the flow assurance problems in its production process are summarized. It also discusses on the development of the prediction model, which contains hydrates regeneration, hydrate particles migration and slug flow. At the same time, the development direction of the research on the flow assurance of the natural gas hydrate is also put forward. The article will provide a reference for the design of flow assurance of subsea natural gas hydrate.

natural gas hydrate; development status; flow assurance; existing problems; digital twin technology

10.19551/j.cnki.issn1672-9129.2018.01.032

TE38

A

1672-9129(2018)01-0081-04

余丹, 檀朝东, 胡雄翼, 等. 海底可燃冰开发流动保障技术研究进展[J]. 数码设计, 2018, 7(1): 81-84.

YU Dan, TAN Chaodong, HU Xiongyi, et al. The Development Progress of Flow Assurance of Natural Gas Hydrate[J]. Peak Data Science, 2018, 7(1): 81-84.

2017-12-15；

2018-01-07。

余丹（1995-），女，汉族，硕士研究生，主要研究方向：采油工程、数据挖掘。E-mail:343204061@qq.com