海域天然气水合物吸力筒式开采装置及方法

吴学震，叶鸿宇，李大勇，蒋宇静，王 渠

(1. 福州大学 土木工程学院，福建 福州 350116; 2. 中国石油大学(华东) 储运与建筑工程学院，山东 青岛 266580; 3. 日本长崎大学 工学研究科，日本 长崎 852-8521; 4. 山东科技大学 矿山灾害预防控制国家重点实验室(培育)，山东 青岛 266590)

天然气水合物(以下称水合物)是一种清洁的绿色能源，主要蕴藏于海底沉积物和陆地永久冻土层中，可满足人类未来1 000年的能源需求[1]。在能源短缺和环境问题日益严峻的今天，若能够实现天然气水合物的大规模开采，将对缓解当前能源危机及改善居住环境具有重要的战略意义。目前，全球已有多个国家参与天然气水合物的勘探与开采，但就现有技术条件下，其产能距商业化开采门槛仍然有2～3个数量级的差距[2]。

大量的室内试验、数值模拟和实地试采结果表明，降压法、注热法、置换法、抑制剂法和固态流化法等是实现海域天然气水合物开采的潜在途径，其中降压法被认为是最经济、最有效的方法，可能是实现海域天然气水合物商业化开采的最佳途径[3]。首次海域天然气水合物试采作业由日本于2013年在Nankai海槽开展，试采因第6天的产砂问题而终止，日产量约19 833 m3/d[4]。2017年，日本在相同海域进行了第二次试采，但同样由于井底发生严重出砂问题而被迫切换至第二口开采井，两口井的日产量分别为2 917 m3/d和8 333 m3/d[5]；
同一时期在我国南海神狐海域，我国首次实施海域天然气水合物试采作业，采用降压法开采配合水力割缝方法对储层进行改造，有效提高了试采产量，达到5 150 m3/d[6]。同年，我国在南海北部荔湾3站位，利用自主研制技术、工艺和装备成功实施钻井固态流化法开采，获得天然气81 m3[7]。2020年我国在神狐海域完成水平钻井技术，进行了第二次降压试采，实现30天连续产气，共计产出天然气约8.6×105m3，是最接近商业化开采门槛的一次试验[8]。这些试采工程均取得了一定的进展，提供了宝贵的经验。然而，现有试采技术均处于科学试验阶段，其物料、设备和人工的综合成本仍远超采集天然气所创造的价值，要实现天然气水合物长期、安全、绿色和高效的商业化开发利用目标仍存在着诸多挑战。

全球90%以上的天然气水合物赋存于海底黏土质粉砂或淤泥质沉积物中[9]。我国在南海北部陆坡开展的泥质粉砂型天然气水合物试采获得成功，证明了赋存于海底黏土质粉砂中的沉积物也具备技术可采性，并且在此试采过程中已经成熟地运用了吸力锚技术，用以提高深水井口的稳定性[8]。吸力锚是重要的深海锚泊基础之一，广泛应用于深海平台、海洋浮动式结构等，具有安装简便、使用成本低、施工效率高等优点，主要适用于黏土型地质、细砂或颗粒层，能承受很高的水平和垂向载荷。其主要安装过程为：通过船用吊机下放至海床，在其自身重力作用下贯入到一定深度，形成密闭空间，然后通过潜水泵向外抽水降低其内部压力，在内外压差作用下贯入海床[10-11]。若能将吸力锚的贯入原理运用于海上基础之外，把天然气水合物开采设备置于其中，将会产生一种新的开采思路。

对于海域天然气水合物开采新思路的探索，基于原位分解开采方式，李守定等[12]提出了氧化钙原位补热降压充填方法，通过一系列放热的化学反应防止水合物二次生成，提升水合物分解速率；
黎伟等[13]设计了盖顶降压式海底浅/表层的开采装置，通过收集罩外壳与外部隔绝，形成一个密闭空间，然后进行区域内降压或降压—热激联合开采。基于固相运输开采方式，徐海良等[14]设计的海底采掘车，采用绞吸式开采法将水合物切割破碎成块后运输至海上平台；
周守为等[7]进一步总结出固态流化开采方法，除了进行过现场钻井试开采外，对于固态流化开采工具，王国荣等[15]研制了射流破碎工具以适用于储层较薄的工况；
宋震等[16]设计了变截面伞式工具，以实现大规模、大范围的储层开采，由于装置要求刚度过大，又借鉴刨煤机刨削采煤过程，参照拉刀结构特点提出一种新的拉削开采装置[17]；
张旭辉和鲁晓兵[18]提出了机械—热联合开采法，将破碎成小颗粒后的水合物在输送管道中与一定温度的海水掺混分解后收集，有效利用海水的热能，克服常规开采方法中传热及开采效率慢等问题。然而，以目前进展来看，大多对于天然气水合物“提产降本”的研究，都是以“井筒”和“机械车”或其他构造相对精密的机械设备为载体，搭载相关开采设施进入储层。“井筒”的运用较为成熟但施工难度大，成本高，以复杂结构井为例，虽然能够显著扩大水合物分解面积从而提升产能，但其所带来的施工成本提升可能要大于提产所带来的效益；
“机械车”或其他构造相对精密的机械设备在深海中对于装置的刚度要求极大，目前多数仍停留在理论研究阶段，以“机械车”为例，在近千米的深海，外界压力可达到10 MPa左右，若装置刚度和强度无法满足要求，小车局部位置容易瘪掉或损坏。在先前的研究中，吴学震等[19]提出了一种利用自身重力冲击贯入储层的钢制载体，能够显著加大降压幅度，提升水合物分解效率。

结合海域天然气水合物降压开采原理和吸力锚的贯入特性，基于传统作业方式面临的深水作业成本高、井筒结构易损坏及长期稳定开采难度大等问题，提出了海域天然气水合物吸力筒式开采装置(suction cylinder-type exploitation device，简称SCED)，其依靠吸力和重力作用进入储层，再通过内置开采设备进行降压开采。吸力筒式开采装置能实现更大降压幅度并且扩大水合物分解面积，有望提高原位水合物分解速率。

1.1 装置构造

有别于传统的开采方式，SCED的开采系统主要由海面处理系统、锚缆系统、输送管道和吸力筒式开采装置等构成(图1)，不需深海钻井船等重型设备，并且根据不同地质条件设计了2种SCED的实施方式(图2)。整个系统主要核心有：

图1 吸力筒式开采装置开采整体示意Fig. 1 Overall schematic diagram of the SCED exploitation

图2 吸力筒式开采装置结构Fig. 2 The structure of SCED

1)开采筒。上侧封闭、下侧不封闭的筒形结构，由预制钢结构组成，顶部连接缆绳和输送管道，下侧周围设有空腔、透水构件和防砂装置等。空腔作为降压开采的空间；
透水构件和防砂装置允许液体和气体进入空腔并过滤泥砂。

2)沉贯水泵。设置于开采筒顶板，与筒体内腔连通，用于排出开采筒内的液体或向筒内泵入液体来控制筒体内外压差，从而实现开采筒下沉或上浮。

3)气液举升系统。主要由举升动力装置及气液分离器组成，一端连接空腔，另一端经管路向外输出，能够将空腔中的液体举升来降低空腔内部压力，进而降低周围地层压力，促进天然气水合物分解并在压差作用下通过防砂装置进入空腔，然后进行举升以实现开采。

4)喷射钻进系统(备选)。主要由伸缩臂、钻具、喷射系统和泥浆泵送系统组成，能够将筒内包空间中的地层破碎成岩屑，通过泥浆泵送系统将岩屑泵送到筒的外部，当开采筒下沉到地层中的预定位置，控制喷射系统射出固化材料，将筒底封闭以形成封底。

1.2 作业流程

开采装置的第一种形态主要适用于天然气水合物上覆层或储层较软的情况，仅通过吸力和自身重力实现贯入，其空腔设置在开采筒的竖直筒壁外侧，防砂装置覆盖空腔外侧。其主要开采步骤为(图3)：①选定开采区域，将开采筒下放，扣在海底；
②通过水泵将开采筒内的液体向外排出降低筒内压力，开采筒在内外压差作用下进入指定深度；
③通过气液举升系统，将空腔中的液体和/或气体进行举升，降低压力，进而引起周围地层压力降低，促使天然气水合物分解；
④分解形成的水和天然气在压差作用下通过防砂装置进入空腔后，举升到海面处理系统。

图3 形态一开采示意Fig. 3 Schematic diagram of the first mode of SCED

开采装置的第二种形态主要适用于天然气水合物上覆层或储层较硬和储层埋深较大的情况，除利用吸力和重力外，还通过喷射钻进系统辅助实现贯入。其主要开采步骤与第一种形态的区别(图4)为：在贯入过程中，喷射钻进系统将内包空间中的地层不断清出筒外，在开采筒内部形成空腔，防砂装置设置在开孔处。当开采筒到达储层后，控制喷射系统射出固化材料将筒底封闭，再通过泥浆泵将空腔内的液体向外排，降低空腔内部压力，进而引起周围地层压力降低，实现天然气水合物分解和开采。

图4 形态二开采示意Fig. 4 Schematic diagram of the second mode of SCED

当一定范围内天然气水合物开采完成或者产气效率降低到一定值以后，可以停止气液举升，通过向开采筒内泵入水，使开采筒内压力大于筒外压力，在压差作用和锚缆系统上拉作用下，上升到泥线以上，进而将开采筒回收或转移到新的开采区域继续开采。以上内容仅列出整个开采系统的核心部分，在实际运用过程中，还应包括动力提供装置、监测控制装置等配套设施。

1.3 关键点讨论

SCED在理论上有着更高的强度和刚度、更简洁的施工方式和流程及更低廉的作业成本，并期望其能够具有以下效益：①施工过程不需要使用深海钻井船等重型设备，SCED通过吸力和重力作用实现自主贯入安装，施工周期短、成本低；
②当天然气水合物储层位于较深位置时，可以将SCED在生产制造过程中分为多个预制管节，既方便运输，又能够在海面平台逐节拼装，从而实现深层贯入和开采；
③SCED由预制钢结构组成，彻底解决传统混凝土井筒在地层压力作用下易损坏坍塌等问题，同时还增强了对防砂装置的保护，减缓了出砂等问题，并且可实现更大幅度的降压，提高原位开采效率；
④SCED进入储层的筒径远远大于井筒套管施工的井径，大大增加了天然气水合物分解面积；
⑤在开采作业完成时，可以进行回收和重复利用，进一步降低生产成本。然而，一种新方法的提出必然会带来诸多潜在问题，扼要分析如下：

1)环境问题。由于新装置贯入过程中的速度可控，没有大规模废液排出，预计不会对海底地质结构、生态环境造成大范围破坏。

2)沉贯问题。与吸力锚一样，若储层深度过大，SCED在贯入过程中同样要面对“土塞”现象对，最终贯入深度造成影响，对于形态一，可适当增加装置的长度以抵消土塞造成的影响，而形态二由于增设了喷射钻进系统，无需考虑“土塞”现象。

3)防砂问题。在现有的防砂技术运用中，日本第一次试采采用裸眼砾石充填防砂工艺，但地层出砂，第二次采用井下膨胀筛管防砂系统取得一定的效果；
我国第一次海域试采研发了TD预充填防砂管技术获得成功，第二次采用新型旁通预充填筛管，发挥了疏防结合的作用。SCED可以视为钢制套管，笔者认为可以将防砂装置预制或装配在套管中。相对于传统井筒，预制钢结构可以承受更大的地层应力，避免井壁破坏导致的防砂装置失效。

4)回收问题。当新装置尺寸较小时(形态一)，与现有吸力锚类似，让泵系统反向工作，向筒内注水或气体，使筒内部压力大于外部压力，配合海上平台锚缆拉拔，利用内外的正压力差将其顶出泥面。当新装置尺寸较大时(形态二)，由于其自重非常大，单靠压差和拉拔作用难以完成回收，此时可以只考虑部分回收。

就现阶段而言，SCED的研究关键在于：一是能否与吸力锚一样顺利贯入指定位置；
二是能否显著提高开采效率。因此，需要对新装置的贯入特性和产能提升情况进行分析。

2.1 形态一贯入原理

SCED的沉贯速度与所施加的吸力密切相关，吸力值设置太小会导致其沉贯速度过慢，施工效益降低；
吸力值设置太大将产生较高的筒内土塞，装置不能到达预定位置，且较容易引起储层内部稳定性破坏，从而无法完成开采[11]。而在我国南海海域实施的3次试采中储藏状况主要为砂岩、泥岩和泥质粉砂[6-8]。因此，在考虑SCED形态一的沉贯过程时，由李大勇等[20]研究公式简化后得：

(1)

(2)

(3)

(4)

式(4)表示吸力沉贯，左侧是吸力和有效自身重力之和，右侧为SCED侧向摩阻力和端部阻力之和。其中，s为吸力，kPa；
hs为吸力沉贯深度，m；
α为孔隙水压力系数；
h为总沉贯深度，m。为此，根据区域钻探数据和SCED的几何参数，可以计算出沉贯所需的吸力s。

按式(1)～(4)计算本文所采用的两个SCED案例，假设SCED比预计沉贯深度高2 m(筒高分别为14 m和80 m)，壁厚0.2 m，平均密度6.5 t/m3，SCED自身质量约为410 t和2 350 t。参考神狐海域地质数据[21]，水合物沉积物的内聚力为0.25～0.58 MPa，内摩擦角的范围为23.98°～26.62°，计算得到沉贯至12 m和78 m大约需要吸力分别为0.37 MPa与2.43 MPa。而s主要由筒内外压力差形成，我国南海神狐海域的天然气水合物储层水深介于900～1 500 m之间，外部压力可达10 MPa左右，若排水量充足，则可提供非常可观的吸力。值得一提的是，吸力基础沉贯与SCED沉贯有所不同，前者需要周围土体保持一定的强度，即保持土体不被破坏，而SCED沉贯则只需贯入即可，因此无需考虑土体的破坏，可实现更大内外压差贯入，由于该方案从未有人探索，因此采用上述理论可能偏于保守，具体对上覆层和储层的扰动有待后续研究。

2.2 形态二贯入原理

SCED的形态二是为天然气水合物上覆层或储层较硬和储层埋深较大的情况设计，除利用吸力和重力外，还可通过喷射钻进系统辅助实现贯入。在未采用喷射钻进系统辅助时，其贯入原理与形态一相似，并可根据贯入掘进方式的不同分为2种沉贯方式：一是“先沉后挖”，在无法继续依靠重力和吸力贯入时，清空内部土体回归初始状态，式(1)～(4)中的深度h也初始至0，周而复始，达到预计沉贯位置；
二是“边挖边沉”，在依靠重力和吸力贯入时，喷射钻进系统同时进行工作，使得筒内的土体能够及时排出，可以不断借助自身重力和较小吸力进行沉贯。

换言之，形态二下的SCED可以看成现有多层套管钻井法的新模式——钢制单层套管，由预制钢结构组成，能够实现大幅度降压，提高原位水合物分解速率，而现有工程实例中的井筒主要由高强度混凝土构成，所能够承受的压差较小，容易造成井筒坍塌破坏。此外，相比多层套管，SCED有着更大的内部空间允许放置更多更精密的设备和管道，此外还有着较大的半径，能够扩大水合物分解面积，进一步促进产能的提升。

相对于传统的海域天然气水合物井筒式降压开采方法，SCED的主要特征在于其由预制钢结构组成，有着更高的强度和刚度，可实现更大幅度的降压，且筒径扩大增加了天然气水合物分解面积。本节将通过数值模拟方法研究上述因素对于提高天然气水合物开采效率的影响规律。

3.1 数值模型建立

自2007年起，我国先后在南海完成了多次水合物钻探航次，取得了丰富的水合物储层特征数据，得出了水合物商业开发所需具备的储层特征可能包括：①平均水合物饱和度应超过30%；
②平均有效渗透率应大于5×10-3μm2；
③水合物以孔隙浸润为主，平均有效孔隙度大于30%[21]。参照我国南海海域SH-SC4井相关数据[21-22][图5(a)]，水合物储层埋深分别为浅表层4～22 m(C1)和深浅层62～98 m(C2)，整体孔隙度为33%～55%，有效渗透率为(0.2～20)×10-3μm2。分别选取两个储层(C1和C2)作为参考研究对象，借助CMG STARS软件建立三维降压开采数值模型进行研究，通过添加水合物生成、分解反应动力学方程来模拟天然气水合物的开采，从而得到SCED的产气特征曲线，并与井筒开采方式对比[23](开采压力设置为4.5 MPa，井筒半径0.1 m)，以此来分析SCED产能情况。

图5 地质模型建立Fig.5 Establishment of geological model

三维模型[图5(b)]以SCED为中心向外延伸R=300 m，假设条件为：①考虑三相(气相、水相、固相)四组分(自由气组分、分解气组分、水组分、水合物组分)，其中，气相仅含甲烷气体，把水合物作为固相来处理；
②只考虑气、液两相流动，且流体渗流符合达西定律；
③储层非均质，即孔隙度、渗透率、饱和度随机分布；
④忽略气体的扩散和气体在水中的溶解；
⑤考虑热传导、热对流以及水合物分解吸热；
⑥考虑岩石的压缩性和流体的可压缩性[24-25]。具体参数见表1，储层非均质性情况见图6。

图6 储层非均质性Fig.6 Reservoir inhomogeneity

表1 天然气水合物开采模型地质参数Tab. 1 Geological parameters of natural gas hydrate exploitation model

通过对多组SCED与单垂直井开采分别在C1和C2储层对比，以评估SCED产能提升情况，由于SCED相比于传统钻井开采方式，由预制钢结构组成，可承受更大幅度的降压。此外，相比钻井多采用多层套管，新型装置有着较大的半径，能够大幅度扩大水合物分解面积，促进产能提升。因此在进行数值模拟时，半径及开孔处压力均适当进行了调整，具体案例设置如表2。

表2 案例设置情况表Tab. 2 Case setting table

3.2 模拟结果分析

图7记录了SCED在C1和C2储层与单垂直井的产气速率Qd和累计产气量V的变化情况。开采初期，三者的产气速率都有着较大幅度的提升，新装置的增速幅度要高于单垂直井开采，并且由于筒底压力大幅度下降，Qd曲线存在着一定的波动；
到了开采前期(约180天)三者的曲线走势开始分化，SCED的Qd曲线继续走高，而单垂直井则趋于平缓增速；
在开采中期，新装置(2 MPa)继续增速，而新装置(3 MPa)和单垂直井则稳定平缓甚至开始有下降的趋势；
到了开采末期，受限于模型大小和边界条件，三者均呈稳定缓慢下降趋势。

为研究开采过程中温压场的时空演化特征，选取了筒/井底压力Pw和温度Tw的物理场参数变化情况(图8)。从温压变化曲线中可以显著观察到，筒/井底压力于开采初期迅速降低到预期压降数值左右，在之后的生产中均稳定保持略大于设定数值；
而筒/井底温度变化则由于初期周围的水合物大量分解吸热，导致温度迅速下降，在中期之后，下降的趋势变缓，但结合图7来看周围的低温一定程度上抑制了水合物的分解。

图7 产气特征曲线Fig. 7 Gas production characteristic curve

图8 温压特征曲线Fig.8 Temperature and pressure characteristic curve

据此，可以得出：①新装置能提升水合物原位分解速率和扩大分解面积，有效提高产能，开采周期内比单垂直井方式提升了2.46～11.69倍；
②相比在深层中厚度较大的储层开采，浅层的储层厚度较窄，水合物含量较少，采用原位降压方式产气速率偏低，采用钻井法显得“大动干戈”，SCED施工易，周期短，能够降低开采成本；
③新装置由预制钢结构构成，强度大、刚度高，能够较传统井式开采实现更大幅度降压，进而显著提升开采效率；
④开孔段周围压力的迅速降低，会使周围水合物分解速率产生一定的波动，降低幅度越大，波动越明显；
⑤原位降压水合物开采中，不同的开采压力都会存在一个“分解临界带”，超过这个区域的水合物，被开采的分解率较低，甚至无法被采收；
⑥若有一定的热源供给，将能够有效减缓后期产气速率下降的趋势；
⑦储层的埋深和厚度对产气速率有着较大的影响，在埋深较浅且厚度较薄的条件下尤为显著。

此外，实现海域天然气水合物商业化开采的关键，一方面取决于产能，另一方面则取决于天然气价格。对于海域天然气水合物商业化开采的标准，以目前的开采成本，国际上普遍将日产量5×105m3作为门槛值[2]。我国2020年在南海完成的水平井降压开采中，最高日均产能也仅约为商业化开采日均产能门槛的1/17。由于天然气水合物商业化开采产能门槛值不是一个固定不变的数值，相比当前工程实例中钻井法开采，若使用上述的开采方式，虽然在模拟的储层中最高产气速率为7.7×104m3/d左右，但作业成本将显著降低，该门槛值也会降低，具有一定的研究价值和工程应用前景。

参考海域天然气水合物降压开采原理和吸力锚的贯入特性，提出了两种形态的吸力筒式开采装置，可适应不同地质条件，并对其工艺原理、开采步骤、贯入原理和产能提升规律进行了阐述和可行性分析，得出了以下结论：

1)SCED由预制钢结构组成，有着更高的强度和刚度，可实现更大幅度的降压，提高原位开采效率。并且进入储层的筒径远远大于井筒套管施工的井径，增加了天然气水合物分解面积。

2)形态一的贯入方式与传统吸力锚相同，但无需考虑土体的破坏，可实现更大内外压差贯入。而对于形态二，可根据贯入掘进方式的不同分为“先沉后挖”或是“边挖边沉”。换言之可以将其视为钢制单层套管，配合吸力贯入，并提供更大的设备放置空间。

3)与单垂直井开采相比，SCED产能提升了约2.46～11.69倍，但大幅度的降压难免会使储层的温度急速降低，因此热源的供给对开采后期有着举足轻重的作用，未来可考虑增加辅助加热措施来解决该问题。

本文将吸力锚与降压设备相结合，形成全新的海域天然气水合物开采装置，具有结构强度大、开采半径大和施工简便等优势，有望在现有开采方法的基础上实现进一步“提产降本”。