天然氣水合物鉆采一體化模擬實驗系統及降壓法開采初步實驗

劉昌嶺 李彥龍 劉樂樂 胡高偉 陳 強 吳能友 孟慶國

1. 自然資源部天然氣水合物重點實驗室·青島海洋地質研究所

2. 青島海洋科學與技術試點國家實驗室海洋礦產資源評價與探測技術功能實驗室

0 引言

海域天然氣水合物（以下簡稱水合物）試采成本昂貴，水合物開采技術研究仍以室內模擬實驗為主?，F有的水合物開采技術實驗研究通常在較小尺寸的模擬實驗裝置中進行，并多關注較小尺度下水合物分解產氣和產水規律[1-6]。由于反應釜樣品尺寸小，導致明顯的邊界效應，且主導物理效應與現場實際情況不同，實驗結果難以在現場中得到應用。因此，研發大尺寸的水合物綜合開采實驗系統是非常有必要的。目前，已有多個國家研制了一批較大尺寸的水合物開采模擬實驗系統，主要包括日本產業技術綜合研究所研制的大型實驗裝置[7]、德國波茨坦亥姆霍茲中心建立的實驗系統[8]、中國科學院廣州能源所研制的實驗系統[9]和中國石油大學（北京）研制的實驗系統[10]，這些實驗系統重點關注水合物藏的形成機理及其分解產氣規律研究。近期西南石油大學依據水合物固態流化開采法的工藝流程，建立了大型海洋水合物固態流化開采實驗室[11]，并初步開展水合物固態流化開采仿真[12]。

現有的水合物開采技術研究通常關注水合物分解產氣和產水規律、溫度、壓力和水合物飽和度關系研究等，而對水合物開采的產砂預測與防治等問題的關注較少[13-15]。為此，青島海洋地質研究所研發了一套大型水合物鉆、采一體化模擬實驗系統，可模擬實際地質條件制備海洋水合物樣品，通過電阻層析成像技術實時探測水合物成藏與分布情況，研發了鉆井實驗模塊，可模擬鉆井、降壓開采工藝與過程，實時測量開采過程中出砂與管道流動等過程中多個物理參數變化，實現試采全過程仿真實驗模擬。筆者將重點介紹該系統的研發思路和主要構成，以及基于該實驗系統的初步實驗結果，以期為后續開展南海多類型水合物開采工藝實驗研究奠定基礎。

1 模擬實驗系統的研發

1.1 主要功能與結構組成

水合物鉆采一體化模擬實驗系統具備以下功能：①制備符合自然條件的含水合物沉積層；②實時監測水合物沉積層整體和局部的水合物飽和度；③模擬井筒鉆進樣品過程中的儲存動態響應規律；④實施多級分步降壓開采過程；⑤實現產氣、產水、產砂過程的實時監測與分離處理。

該系統采用模塊化設計，主要由主體高壓裝置、鉆采一體化、氣液供給、圍壓加載、回壓控制、氣液固分離及在線監測、溫度控制、開采工作制度控制、數據測控與后處理等模塊組成（圖1、2）。

1.2 各子系統結構組成及主要技術參數

1.2.1 主體高壓裝置模塊

主體高壓裝置模塊是整個系統的核心，主要由高壓反應釜、圍壓膠套、壓力測柱、鎧裝溫度測柱、電阻層析成像測點等部分組成。

其中，高壓反應釜內部尺寸為?750 mm×1 180 mm，容積為521 L，采用整體鍛造工藝加工。反應釜設計壽命為30年，工作壓力30 MPa，工作溫度范圍-20～50℃。高壓反應釜配置專用工作平臺，方便各測點的布置、填充物及釜蓋的裝卸等；高壓反應釜自帶制冷系統，2～3 h的時間可使高壓反應器從室溫降低至-20℃；高壓反應器溫度控制精度為±0.1℃。

為滿足不同地層圍壓條件的模擬，反應釜內筒采用氯丁橡膠制成的圍壓膠套，內部尺寸?600 mm×1 145 mm，厚度10 mm，膠套上安裝320個電阻率層析成像測點。膠套內置含水合物沉積物的樣品尺寸為?600 mm×1 000 mm，容積為282.6 L。圍壓膠套組件能夠承受井筒鉆進和開采模擬過程中產生的扭剪力，保證圍壓膠桶與傳感器以及上下端蓋連接處的密封性。

壓力測柱、鎧裝溫度測柱、電阻層析成像測點是主體高壓裝置模塊的主要測試單元。其中壓力測柱為測管式組件，分別插入沉積物4個層面，4個層面距離相隔均為200 mm；平面布置以軸線為中心，90°對稱距離分別為280 mm和440 mm。鎧裝溫度測柱由5個PT 100A鉑電阻裝入l根316 L的?10 mm鋼管中，測量柱表面粗糙化處理，防止氣液沿壁串流，精度為0.1 K。系統內置6根鎧裝溫度測柱以獲取水合物成藏—開采過程中的溫度場分布。

電阻層析成像（ERT）技術可以利用不同介質（鹽水、氣體、沉積物、水合物）的電導率差異，識別處于敏感場的電導率分布，并進行三維成像，從而識別模擬儲層中的水合物分布規律[16-18]。該系統選用四點法電阻層析成像測量系統[19]，測量電極安裝布局在圍壓膠套上，電極沿樣品軸向間隔50 mm布置20層，每層電極個數為16個，共320個電極，每層電極均布在膠桶圓周上。

1.2.2 鉆采一體化模塊

鉆采一體化模塊是該套模擬實驗系統最具特色的部分，在國際天然氣水合物模擬裝置上尚屬首創。該模塊可實現以下功能：①模擬鉆具在高壓狀態下鉆入水合物儲層的現場鉆采工藝過程；②模擬鉆井液循環過程中水合物儲層的物化參數響應規律；③實現高壓狀態下鉆進的同時完成井下防砂工具安裝；④模擬不同工況下儲層水合物分解產出過程中的井筒攜砂、攜液流動規律。

圖1 天然氣水合物鉆采一體化模擬實驗系統組成示意圖

圖2 天然氣水合物鉆采一體化模擬實驗系統圖

為了滿足上述功能需求，鉆采一體化模塊設計了相應的鉆機總成、循環注入泵、流量計、壓力計、溫度計、背壓調節閥、截止閥、固液分離器、泥漿罐、攪拌器及鉆井液制冷機組，工藝流程如圖3所示，鉆機動力鉆具與主體高壓裝置模塊滿足動密封需求。

鉆采一體化模塊的基本設計工藝參數為：鉆機旋轉轉速50～400 r/min（無極調速），動密封最大允許鉆速6 m/min，工作壓力30 MPa；循環管路流量6 L/min，循環注入泵選用三缸柱塞泵，流量400 L/h、電機功率15 kW；泥漿攪拌速度400 r/min、攪拌功率0.5 kW；制冷速率：泥漿罐裝滿額定泥漿0.5～1.0 h溫度從室溫降至-20 ℃，與高壓反應釜水夾套制冷機組共用。

圖3 鉆采一體化模塊循環流程圖

模擬動力鉆具與模擬開采井管同心安裝，鉆頭帶動模擬動力鉆具和模擬開采井管鉆入模擬水合物儲層，鉆達預定深度后導通外部流程，開采過程中鉆桿充當內部油管，外部模擬開采井筒上根據實際的地層需求安裝篩網或礫石包裹層，以模擬開采過程中的出砂防控情況。為了達到模擬實際試采現場的目的，井管表面噴涂絕熱絕緣涂層并作表面粗糙化處理，防止氣液沿壁串流、熱量流失，特別是防止對層析成像電阻率測試場的干擾等。

1.2.3 氣液供給模塊

氣液供給模塊用于實驗過程中天然氣和孔隙水的供給回收，由氣體供給子模塊和液相供給子模塊構成。液相供給子模塊包括液體容器、高壓注入泵、流量計及相應的高壓管閥等，供液速率介于0～500 mL/min，計量精度為±0.5 mL/min。為了實驗模擬降壓、注熱、注化學劑等多種開采過程，液相供給子模塊的管閥均經過耐化學劑涂層處理，并配備相應的蒸汽發生器。

氣體供給子模塊由儲氣罐組、空壓機、增壓泵、壓力調節器、氣體流量計及管閥件組成，用于水合物生成時，向反應釜提供穩定壓力與流量的天然氣；并滿足CO2置換開采過程中CO2的定壓、定速率注入。

為滿足持續成藏—開采過程的實驗，氣液供給模塊與產出分離計量模塊之間設計循環回路。

1.2.4 圍壓加載模塊

圍壓加載模塊用于提供水合物成藏—開采過程模擬中的儲層圍壓，模塊設計壓力高于系統主體高壓裝置模塊設計壓力5 MPa。系統設計定壓跟蹤和定壓差跟蹤2種模式，根據設定值自動跟蹤。主要由液體容器、高壓注入泵、圍壓背壓閥及相應的高壓管件組成。

1.2.5 開采工作制度控制模塊

水合物開采工作制度的2個關鍵仿真參數分別是模擬油嘴開度和井口油壓。通過油嘴開度和井口油壓的控制實現水合物降壓開采過程中井底流壓、生產壓降幅度、壓降速率的模擬。為此，采用帶計量刻度的針形閥安裝在氣液分離器之后的氣路流通通道，實現模擬油嘴的主要功能。

井口油壓控制主要通過回壓控制閥和回壓緩沖容器等設備的聯合實現，壓力控制精度不大于0.1 MPa。通過合理設計，解決溫度變化的高壓實驗系統出口流動狀態不穩定的問題，采用全自動回壓控制閥，使降壓開采時回壓控制可調。其基本工作原理為：計算機設置壓力值，控制傳感器反饋管道中的壓力信號，調節器和氣動調節氣源配合使用調節管道壓力；當管道壓力高于或低于設定壓力值時，通過傳感器反饋給計算機，計算機自動調節壓力值，使兩端壓力值達到期望水平，從而確保出口流動狀態相對穩定。

產出分離計量模塊主要用于水合物開采過程中氣—液—固三相的分離及實時計量，主要由兩級氣液固三相分離器、背壓式減壓閥、Y形過濾器、光柵液位計、在線激光粒度儀、電子天平、緩沖氣瓶、氣體流量計、截止閥及管線等組成。

分離后的氣體通過氣體流量計持續計量，光柵液位計實時記錄水砂混合液體積、估算混合體系中的固相含量；采用一定時間間隔分離取樣的手段進行出砂量的計量。在線激光粒度儀可以實時在線記錄產出地層砂粒徑隨時間的變化規律。

1.2.7 溫度控制模塊

溫度控制模塊是水合物成藏、開采過程中儲層溫度模擬的必要模塊，包括高壓反應釜冷卻水夾套、制冷機組、電加熱器、循環泵等設備以及步進式低溫恒溫室，高壓反應器溫度控制精度為±0.1 ℃；供液模塊溫度控制精度為±1 ℃；步進式低溫恒溫室的尺寸為6 m×6 m×4 m（長×寬×高），步進式低溫恒溫室主要放置主體高壓裝置，室內工作溫度介于-20 ℃～室溫，溫度控制精度為±2 ℃。

1.2.8 數據測控與后處理模塊

數據測控與后處理模塊主要由測控硬件及水合物開采室內測控軟件2個部分構成。測控硬件主要包括溫度傳感器、壓力傳感器、流量控制器、電阻層析成像測量儀、氣液分離計量系統等數據測量設備和計算機、打印機、A/D采集卡、I/O控制板、軟件等數據采集設備。高壓反應釜溫度測量精度為±0.1℃，壓力測量精度為±0.1 MPa，出口氣體測量精度為±1.0 L/min，出口液體測量精度為±0.5 mL/min。測量參數包括出砂速率、出砂量、出砂粒徑、產水速率和產氣速率以及反應體系的溫度與孔隙壓力。

水合物開采室內測控軟件（著作權登記號：2018SR625845）平臺是配套研發的，其主要功能模塊包括：①水合物開采過程仿真控制模塊；②水合物儲層多物理場在線監測與反演模塊；③水合物出砂模擬與預測模塊；④水合物儲層產氣、產水規律測量模塊；⑤水合物開采工作制度調控模塊；⑥水合物開采實際工況仿真模塊等。該平臺專門用于水合物開采過程大尺寸室內模擬仿真的測控，具備數據采集、仿真數據庫管理、數據粗處理、二維/三維數據呈現、開采降壓程序控制、圍壓自動跟蹤控制等功能。

2 初步模擬實驗與主要認識

CO2水合物具有與甲烷水合物相似的成藏、分解規律，且其生成條件相對溫和，成藏效率高，安全性強。因此，為了驗證實驗系統的整體可靠性，筆者以CO2水合物為例，初步展示冰點附近CO2水合物的降壓分解規律，分析篩管預埋工況下的氣—水—砂產出規律及儲層溫度場、壓力場的演化規律。

雙乙烯酮是一種極為活潑的乙?；瘎?，也是有機化學合成中一種非常重要的中間體，目前已廣泛地應用于醫藥、食品、農藥等領域，由于其分子結構的特殊性，已被化學合成界默認為萬能的碳鏈延長劑。雙乙烯酮生產過程控制要求嚴格，嚴禁與水、無機酸、堿性物質及含鹵素的化合物相接觸，由于其自身結構特殊且非常不穩定，所以生產過程中的雙乙烯酮多呈深黑色，并且含有多種雜質和乙烯酮的多聚物。另外，由于雙乙烯酮生產以醋酸為原料，生產過程中會副產醋酐等，副產物的性質和雙乙烯酮極為相似，從而給中控分析帶來一定的因難。

2.1 水合物儲層的制備

在研發的水合物鉆采一體化模擬實驗系統中制備CO2水合物儲層。實驗用砂為利用石英砂與北京昌平河砂按照一定比例配比而成的混合砂，其粒度分布曲線如圖4所示。實驗用砂最小砂粒徑0.5 μm，最大砂粒徑450 μm，粒度中值為230 μm，累積填砂量約為500 kg。從整體來看，離真實模擬南海儲層還很遠，但已經基本接近日本Nankai Trough的儲層粒度特征。

采用篩管預埋方式開展模擬仿真，根據圖4所示的模擬沉積物粒度分布曲線，選用標稱擋砂精度為90 um的精密篩管作為井筒控砂介質，篩管由東營市瑞豐石油技術發展有限責任公司提供。

CO2水合物成藏過程中維持實驗溫度保持在0～2 ℃，CO2合成過程持續30 d，通過氣體緩沖腔持續供氣并維持沉積物內部平均壓力在2.5～3.0 MPa，滿足CO2水合物生成的基本溫壓條件，合成結束后根據耗氣量估算沉積物中的平均水合物飽和度約為40%。詳細的水合物成藏過程及其儲層物性演化規律將在另文中敘述。

圖4 實驗所用的模擬地層砂粒直徑分布曲線圖

2.2 降壓開采工作制度控制

實際開采過程中通過電潛泵泵頻、井口油嘴聯合調節實現對井底流壓和產氣速率的控制。本實驗中由于不存在電潛泵，因此采用氣路回壓和氣嘴開度相結合的手段，以達到控制模擬井筒內部流壓和產氣速率的目的。水合物降壓開采過程中，降壓速率和降壓幅度是影響儲層穩定性、出砂規律的主要因素，進而影響正常的開采產氣過程。筆者首先將?8 mm氣嘴調至最小開度（10%）以1.1 MPa/h的降壓速率將氣路回壓從2.2 MPa降低值0.2 MPa，此過程中控制儲層圍壓降低至2.4 MPa，一方面始終保持儲層承受的有效圍壓為0.9～1.0 MPa，另一方面防止有效圍壓過大擠毀膠套。

實驗過程中氣路回壓、氣嘴開度及絕對圍壓控制參數變化曲線如圖5所示。氣路回壓降低到設定值后（0.2 MPa、2 h），調節氣嘴開度，觀察冰點附近CO2水合物的分解產出規律。開采過程中根據沉積物內部外圍孔隙壓力實時調節絕對圍壓值，以保證沉積物有效圍壓始終為0.9～1.0 MPa。因此整個開采過程的工作制度控制主要分為“緩慢降壓→穩壓產氣”2個階段，以下主要依據這兩個階段分析冰點附近CO2水合物的分解產出規律及儲層溫壓演化規律。

圖5 CO2水合物圍壓控制參數變化圖

2.3 氣液產出規律

開采過程中，經過兩級三相分離系統，產出的氣體通過氣路產出并利用氣體質量流量計實時記錄，產出的水砂混合物通過非連續人工取樣方式采集，然后進行沉淀分離。整個開采過程中的產氣、產水變化規律分別如圖6、7所示，產砂規律在此不再贅述。

圖6 冰點附近CO2水合物分解產氣規律圖

圖7 冰點附近CO2水合物分解產水及水氣比變化規律圖

由圖7可知，在緩慢降壓階段，產氣過程連續，并伴隨一定的產水量。根據CO2水合物相平衡條件判斷，該區間產出的氣體大部分為孔隙中未合成水合物的游離氣，大量游離氣產出過程中攜帶井筒積液產出，該階段的平均水氣比維持在70～120。

在穩壓產期階段，CO2產氣速率表現出明顯的波動，CO2水合物的分解產出表現為明顯的非連續性，大量產氣過程主要集中在3個典型時間區間（2～8 h、25～33 h、45～50 h），而這3個時間區間的平均產水速率也明顯增大。特別是在第一大量產氣時間區間（2～8 h）的前半程（2.0～4.5 h），水氣比急劇上升，然后維持在190～220左右直到第一產氣區間結束。在第二、第三典型產氣區間，平均水氣比相比于產氣低谷區間均表現出明顯的上升，整個降壓開采仿真過程中的最高氣水比大250。在水合物分解低谷區，氣水比下降，最低水氣比約為120，主要是該階段產氣速率較低，氣體攜水產出量也相應降低，但總體而言，穩壓產氣階段的綜合氣水比均高于降壓階段，主要是水合物分解水對產水量的貢獻。

2.4 降壓開采過程儲層參數演化

為了展示水合物開采過程中儲層的整體溫度場、壓力場演化規律，從而為水合物分解陣面演化規律提供基礎，選取典型時刻節點沉積物內部的溫度場、壓力場分布規律分別如圖8、9所示。從圖中可以看出，整個開采過程中儲層壓力呈明顯的非均勻下降趨勢；起始條件下由于成藏模擬過程水合物合成不均勻、外界溫度不均勻等條件的影響，儲層溫度場表現出明顯的“上高下低”，隨著水合物分解過程的持續，儲層整體溫度降低且不同位置的溫度趨于一致，這是由于水合物開采過程中的吸熱效應和儲層傳熱作用共同作用的結果，水合物分解過程儲層最大的溫度降幅為5 ℃。

結合圖6、7的產氣、產水規律分析，產氣/產水速率越快，水合物分解越大，導致地層溫度下降越快，因此儲層溫度、壓力波動最顯著的3個階段正好是氣水集中產出的3個區間（2～8 h、25～33 h、45～ 50 h）。

3 結論與展望

1）基于天然氣水合物降壓法開采思路和工藝流程，采用模塊化設計研發了一套海洋天然氣水合物鉆采一體化模擬實驗系統，可模擬實際地質條件制備接近海洋水合物儲層的樣品，通過電阻層析成像技術實時探測水合物成藏與分布情況，通過水合物鉆采實驗技術模擬鉆井、降壓開采工藝與過程，實時測量開采過程中出砂與管道流動等過程中多個物理參數變化，實現了試采全過程實驗模擬。

2）采用該裝置進行了冰點附近CO2水合物的初步開采模擬實驗，基于實驗結果建立了數據獲取、數據分析的基本流程，通過對開采過程參數分析，初步獲得了CO2水合物開采過程中儲層溫、壓場變化以及產氣、產水規律。隨著技術的進步和該模擬實驗系統的不斷完善，其實驗結果將為我國南海天然氣水合物開采提供重要依據。

圖8 典型時刻儲層壓力場分布規律圖

圖9 典型時刻儲層溫度場分布規律圖