深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采技术*

周守为陈 伟李清平

(1.中国海洋石油总公司; 2.中海油研究总院)

深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采技术*

周守为1陈 伟2李清平2

(1.中国海洋石油总公司; 2.中海油研究总院)

天然气水合物主要分布在极地和深水陆坡区,约95%储存在深水区,目前冻土和海域试采目标区为成岩天然气水合物矿体并多伴有下覆游离气,可采用降压、注热、注剂和CO2置换等方法进行开发;储存在深水浅层的细粒裂隙型、分散型天然气水合物虽总量大,但因其埋深浅、非成岩、胶结性差,开采方法尚属空白。根据世界其他海域和我国海域天然气水合物取样进展,首次提出了深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采技术,即将深水浅层不可控的非成岩天然气水合物藏通过海底采掘、密闭流化、气液固多相举升系统变为可控的天然气水合物资源,从而保证生产安全,减少浅层水合物分解可能带来的环境风险,达到绿色可控开采的目的。文中重点论述了该技术提出的背景、技术原理、数学分析方法及主要技术核心等,以期为深水浅层天然气水合物开采提供借鉴。

深水浅层;天然气水合物;固态流化开采;技术原理;数学分析方法

天然气水合物又称“可燃冰”,是一种高密度、高热值的非常规能源,主要分布在北极冻土带及印度洋、太平洋、北冰洋、大西洋等深水陆坡区(水深大于300m海床下0～1 100m)[1],约95%储存在深海区域。据估计[1],全球天然气水合物的资源总量换算成甲烷为(1.8～2.1)×1016m3,相当于全世界已知煤炭、石油和天然气等能源总储量的2倍。因此,天然气水合物特别是海洋天然气水合物有可能成为页岩气、煤层气之后又一储量巨大的接替能源,深水将成为未来天然气水合物资源开发的主要区域。同时,深水浅层水合物带来的工程地质灾害和温室效应也已经引起各沿海国家的高度重视。

目前,全世界已获取水合物岩心的区域有32个,其中海洋区域有24个[1](图1)。自然界天然气水合物的赋存储层有砂岩型、砂岩裂隙型、细粒裂隙型和分散型(图2)。从取样情况看,已发现的天然气水合物通常存在于水深300～3 000m的海底,主要附存于陆坡、岛屿和盆地的表层沉积物或沉积岩中,也有部分散布于海底或湖底以水合物砂粒状出现[2]。2002—2007年、2012年及2013年,加拿大、美国、日本等分别采用降压、注热、CO2置换等方法对极地砂岩和海域砂岩储层天然气水合物进行了短期试采技术示范验证,其安全性有待深入研究,并且单井测试产量距离商业开采门限还有很大距离。

图1 世界天然气水合物资源勘查概况

图2 天然气水合物资源分布

因此,对于储存在海底表层几米到200m之内深水浅层、弱胶结的天然气水合物的开发则需要考虑一种全新的开采模式。笔者根据世界海域水合物取样和我国海域水合物取样情况,首次提出了深水浅层天然气水合物固态流化开采技术,即将深水浅层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为可控的天然气水合物资源,从而保证生产安全,减少浅层水合物分解可能带来的环境风险,达到绿色可控开采的目的。本文主要围绕深水浅层天然气水合物固态流化开采技术提出的背景、技术原理、数学分析方法及主要技术核心问题等内容展开论述,以期为天然气水合物开采提供借鉴。

1 世界天然气水合物试采技术工程

1.1 试采项目概况

天然气水合物巨大的资源潜力以及对环境的潜在影响吸引着世界各国勘查、试验开采以及配套环境影响评价工作的不断深入,美国、加拿大、德国、挪威以及我国周边的日本、印度、韩国、越南等国家纷纷制定了天然气水合物长期研究计划,“一陆三海”格局初步形成。“一陆”是指以北极冻土带的加拿大马更歇、美国阿拉斯加、俄罗斯西西伯利亚为主,“三海”包括墨西哥湾、印度沿海、南中国海和日本海。

目前基于传统的注热、降压、注剂等开采方法正在逐步开展系统的室内模拟,并建立了针对天然气水合物藏开发的多相渗流数值模拟系统。与此同时,加拿大马更歇永久冻土、阿拉斯加永久冻土、墨西哥湾海域、新西兰海域等4个天然气水合物勘探试采的工业联合项目吸引了诸多国家和研究机构参与。加拿大马更歇永久冻土已于2002年、2007—2008年实施了降压、注热等天然气水合物试采方法验证[2],美国于2012年在阿拉斯加永久冻土成功实施了降压和CO2置换开发天然气水合物试采技术验证,墨西哥湾已经实施了勘探和取样以及试采方案的制定,日本也于2013年实施了海域试开采技术验证工程。表1为目前世界各国天然气水合物试采项目概况。

表1 目前世界各国天然气水合物试采项目概况[2]

1.2 天然气水合物试采面临的挑战

虽然天然气水合物冻土和海域的短期试采已实施,但天然气水合物开发或无序分解潜在的环境风险和市场风险还未解决。

1)安全问题。尽管美国、加拿大、日本在北极冻土区域和日本近海进行了短期的天然气水合物藏试采技术测试,但制约天然气水合物开发的技术瓶颈“环境安全和高效开发”还没有真正解决。在环境安全方面,大多数已证实的天然气水合物矿体没有像常规油气一样封闭的储盖层,即使在北极试采区天然气水合物藏虽以砂岩的形式赋存,其最坚实的盖层仍是600多m的永久冻土层;同时目前有限的现场试验时间(最长2个月)并没有很好地解决安全问题,包括环境安全、装备安全、生产安全的风险,一旦长期开发,可能引发的地质塌陷、生产安全等正在评估和继续研究中。

2)潜在工程地质风险。目前已经实施的天然气水合物试采工程均在致密、成岩储层内进行,试采时间短,回避了长期开采以及深水非成岩天然气水合物开发面临的潜在工程地质风险。

3)商业开发风险。天然气水合物短期生产测试证明了有关天然气水合物开采技术的可行性,同时试采区多为有下覆游离气的水合物矿藏,短期测试获得日产约为2万m3,距离当前天然气商业开发的门限还有很大距离。

4)技术挑战。天然气水合物分解过程中将产生大量的水,面临地层出砂风险以及地层和井筒内水合物二次生成、砂堵等问题,加拿大、日本海域试采过程中均遇到砂堵、水合物二次生成问题,同时水合物开采过程安全监测也是一个巨大挑战。

2 深水浅层天然气水合物固态流化开采技术

2.1 研究背景

我国在南海北部陆坡东沙、神狐、西沙、琼东南等4个海区开展了天然气水合物资源调查,初步圈定11个远景资源区,资源量约680亿吨油当量[3]。分别于2007、2013年在我国海域进行了天然气水合物取样(表2),目前成为世界上第5个获取海域天然气水合物样品的国家,初步证实我国海域具有广阔的天然气水合物资源前景。然而,对于海域天然气水合物试采而言,我国目前所发现的天然气水合物区域试采难度大,主要表现为:

1)埋深浅。2007年我国3口井获取天然气水合物样品点埋深在199～299m;2013年我国海域13口井获取天然气水合物取样点埋深在13～199m。

2)弱胶结。目前世界范围内海域天然气水合物有约80%储存在深水浅层未胶结的泥岩中,我国2次多口井取样的样品即呈现出这类性质,一旦降压分解,整个样品的骨骼结构几乎完全破坏。

3)非成岩水合物开采技术还是空白。目前为止,在我国海域所取得的天然气水合物样品均为非成岩天然气水合物,全球成功获取的天然气水合物绝大多数也是非成岩天然气水合物。深水非成岩天然气水合物具有储量大、弱胶结、稳定性差的特点,一旦所在区域的温度、压力条件发生变化,就可能导致海底非成岩天然气水合物的大量分解、气化和自由释放,存在潜在的风险,主要表现在:①海底浅层非成岩弱胶结水合物无序分解,可能带来潜在的海底滑坡等地质灾害,即使是胶结性较好的成岩水合物,由于水合物藏没有明显的构造边界和严密的盖层,随着水合物规模开发,地层结构将开始变得疏散,可能导致海底地层不稳定;②非成岩水合物主要分解为天然气和水,而大量天然气进入大气层会造成温室效应,对大气环境造成损害;③由于天然气水合物的分解,导致大量天然气无序释放,大量气体的自由膨胀上升对海面上船只和空中飞行器均可能造成灾难。

表2 2007、2013年我国海域天然气水合物取样概况

2.2 绿色开采技术原理

深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采概念核心为:将深水浅层弱胶结的天然气水合物藏当作一种海底矿藏资源,利用其在海底温度和压力下的稳定性,采用固态开采方法,即采用采掘设备以固态形式开发天然气水合物矿体,将含天然气水合物的沉积物粉碎成细小颗粒后,再与海水混合、采用封闭管道输送至海洋平台,然后将其在海上平台进行后期处理和加工。图3为天然气水合物固态流化绿色开采原理图。由于整个采掘过程是在海底天然气水合物矿区进行,未改变天然气水合物存在的温度、压力条件,类似于构建了一个由海底管道、泵送系统组成的人工封闭区域,起到常规油气藏盖层的封闭作用,使海底浅层无圈闭构造的天然气水合物矿体变成了封闭体系内分解可控的人工封闭矿体,从而保证开采过程中海底天然气水合物不会大量分解,实现了原位固态开发,避免天然气水合物分解可能带来工程地质灾害和温室效应;同时,该方法利用了天然气水合物在传输过程中温度、压力的自然变化,实现了在密闭输送管线范围内可控有序分解[4-5]。

图3 深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采原理图

深水浅层天然气水合物固态流化绿色开采工艺基本组成包括海底机械采掘、水合物沉积物粉碎细化、海水引射与浆液举升、上升过程中流化开采、上部分离及液化、沉积物回填以及动力等供应单元(图4),其核心有:

图4 深水浅层天然气水合物固态流化开采工艺流程图

1)海底原位固态开采。虽然在采掘过程中机械作业可能引起局部温度变化,但相对海底稳定的温度场而言,其影响微乎其微,因此采掘过程中可以保持一定的温度和压力条件,确保海底天然气水合物矿体基本不分解。

2)就地利用海水实现密闭输送。在密闭条件下进行海水引射,将采掘出的天然气水合物进行粉碎细化后形成气液固混合物流,利用海底举升系统实现密闭输送。

3)海底游离砂分离系统。可根据天然气水合物沉积物中砂含量和密度,在海水与沉积物混合后,泵送前端采用水下旋流砂分离技术,将部分砂分离出来,在降低海底举升系统功耗的同时,提高了有效输送效率,增加举升过程中水合物的自然分解量。

4)密闭输送管道内天然气水合物可控分解。利用海底管道输送过程中的压力温度变化实现部分天然气水合物自然分解,将深水浅层不可控的非成岩天然气水合物藏通过采掘密闭流化举升系统变为可控的天然气水合物资源,整个管道和输送系统相当于常规油气藏的圈闭,从而保证生产安全,达到绿色可控开采的目的,避免潜在危害;其实质是将海底非成岩不可控的天然气水合物藏转变为密闭管道内可控制的天然气水合物藏,密闭管道系统就相当于常规油气藏的致密盖层。

5)输送系统内原位分解和自气举。利用立管高度变化和外界海水温度变化,部分天然气水合物自然分解产生的气体和水,特别是水合物分解后将使气体压力增压,混合物密度降低,可实现部分水合物浆液自气举。

6)水中泵送系统。如果海水很深,泥沙含量大,可根据实际举升压力核算后,考虑在距海平面一定位置(如400～500m深度)增设水中泵送系统,保证天然气水合物浆液稳定输送到水面处理设施。

7)化学法稳定系统。考虑到天然气水合物到海平面的压力变化较大,容易出现大量气化,须添加甲烷稳定剂,添加了稳定剂的混合浆液泵送至海洋平台,然后通过简单工艺处理完成甲烷提取。

8)矿砂就地回填,保持海底原貌。分离后矿砂就地回填,保持海底原貌,避免次生地质灾害。

9)避免原生灾害。深水非成岩天然气水合物资源开发后,从根本上避免了各种环境变化等问题引起的水合物分解带来的地质和环境灾害。

10)自然压井。应急情况下可切断动力源,利用密闭输送系统内泥沙重力沉降实现自然压“井”。

2.3 数学分析方法

深水浅层天然气水合物固态流化开采过程涉及到固体颗粒破碎、固体-海水混合、水合物颗粒-海水-气体混合输送过程,其中最为关键的控制因素是沉积物中天然气水合物分解规律以及海底举升过程中天然气水合物由于压力变化、不断分解而产生的非平衡多相流体举升过程。

1)天然气水合物分解过程的数学模型。考虑采用气相、液相、水合物相控制方程和能量守恒,同时考虑冰的生成,辅助方程包括:水合物生成分解及动力学方程、相对渗透率和绝对渗透率方程,以及考虑化学药剂、离子对水合物相平衡的影响。典型的数值模拟方程描述如下[6-8]。

气相控制方程

液相控制方程

水合物相控制方程

式(1)～(3)中:ρg、ρw、ρi、ρh分别为气相、水相、冰相、水合物的密度,g/cm3;μg、μw分别为气相、水相的粘度,mPa·s;Kg、Kw分别为气相、水相的有效渗透率,μm2;φ为水合物饱和度为0时的地层孔隙度,小数;pg、pw分别为气相、水相压力,10-1MPa;qg、qw分别为气相、水相的源汇项,g/(cm3·s);Sw、Sg、Si、Sh分别为水相、气相、冰相、水合物的饱和度,小数;mw、mg、mh分别为水合物分解时释放出的水、甲烷气的质量以及水合物分解量,g/(cm3·s);g为重力加速度,m/s2。

能量方程

式(4)中:Ct、Cw、Cg分别为综合比热及水、气的比热, J/(m·K);T为温度,K;kt为导热系数,W/(m·K); ΔHh为每摩尔水合物分解时从地层吸收的热量,J/mol;ΔHi为在临界温度下每摩尔水固化成冰时释放的热量,J/mol;qt、qtinj为源汇相,J;qe为体系与周围介质的热交换,J;其他符号含义同前。

水合物分解及形成动力学模型,采用Kim-Bishnoi模型,即

式(5)中:f为当地气体逸度;feq为水气平衡时气体逸度;kd为天然气水合物分解反应速率,mol/ (10-1MPa·cm2·s);As为天然气水合物粒子反应的比表面积,cm2。

绝对渗透率模型,采用幂率模型估计当地的绝对渗透率,即

式(6)中:K为当地绝对渗透率,μm2;φ0为地层无水合物时的孔隙度;K0为水合物完全分解后的绝对渗透率,即与φ0对应的渗透率,μm2;φe为有效孔隙度,小数;β为渗透率下降指数。

相对渗透率模型,采用修改的Brooks-Corey模型来描述相对渗透率规律,即

式(7)～(9)中:Krg、Krw分别为气体和水的相对渗透率分别为气、水两相相对渗透率端点值;为气相、水相的有效饱和度,小数;ng、nw、nc分别为气体、水和孔隙结构相对应指数;pce为毛细管力, MPa;pc为沉积物压力,MPa。

由于水合物的特殊性,对饱和度进行了修正,采用有效流动空间上的有效饱和度定义方法,即

式(10)～(13)中:Sgr、Swr分别为残余气和残余水的有效饱和度,小数;其他符号含义同前。

这样可以获得一定分解驱动压力情况下,海底以及管道上升过程中水合物分解后的气体、液体量(图5、6),为管道输送提供计算分析的依据。

图5 一定压差条件下水合物分解得到的气量模拟计算结果

图6 一定压差条件下水合物分解得到的水量模拟计算结果

2)海底举升管道内水合物颗粒浆液输送系统数值分析方法。其中,浆液输送可以多相常规管流模型为基础,重点考虑水合物相平衡条件以及分解动力学过程。

由于水合物由海底沿管流向上运移过程中其温度升高、压力减小,水合物不断分解,相态不断转化,所以需要建立涉及非平衡水合物相态的多相管流动态数学模型及求解方法。其中,浆液输送可以采用常规管流模型,重点需要考虑水合物相平衡条件以及分解动力学过程。水合物及水的相平衡可以通过式(14)、(15)进行计算,并结合试验情况进行修正。

当T＜273.15K时

当T≥273.15K时

式(14)、(15)中:pe为平衡压力,MPa;T为温度,K。

由于管道输送过程比较复杂,需要根据试验和理论研究的不断深入,对现有的数学模型和理论分析方法进行修正,从而得到更能反映其复杂、多相、含相变的非平衡动力学举升过程。

2.4 主要技术核心问题

深水浅层天然气水合物固态流化开采技术是一项涉及多学科、多专业交叉的前沿技术方向,海底水合物沉积物采掘、碎细化、举升过程均有许多需要解决和深入研究的技术和装备难题,主要技术核心问题如下:

1)水合物藏采掘和环保安全防护装备研制。在采掘过程中涉及水合物藏由单相固态到气液固复杂多相管道流态的转化问题以及作业面稳定性的安全控制问题,这在以往国内外研究报告中鲜有提及。因此,与上述问题相对应的深水海底采掘装备设计,复杂多相流管道输送的处理泵送装置设计,海底水合物采掘过程中环保安全防护装置系统的设计,都是全新的课题。

2)海水水合物混合颗粒气液固多相非平衡分解过程控制。现在,国内外虽然有相态基础理论研究相关成果,但还未涉及固态流化开采过程中海水水合物混合颗粒高速输送开采条件下的气液固非平衡相态变化机理和数学模型。因此,需要建立描述水合物非平衡相变的理论模型,探索水合物非平衡分解的条件及机制,进行水合物非平衡分解实验的测试、验证和完善理论模型。

3)水合物藏固态采掘水下输送气液固多相非平衡管流举升系统建立。由于该类水合物的开采是使水合物由裸露固态转变为管道中的气液固(天然气、水合物颗粒、泥沙、海水)的复杂流动,因此,该流动涉及的输送流程复杂、关键环节与设备(初次破碎、二次碾压、人工举升、平台分离等)较多,常规水合物数学模型不能用于该思路条件下水合物由海底沿管流向上运移过程中其温度升高、压力减小,水合物不断分解,相态不断转化的预测,所以需要建立涉及非平衡水合物相态的多相管流动态数学模型及求解方法。

3 结论

1)天然气水合物是一种储备性资源,寻找安全、高效、经济的开采方式是当前和今后一段时间内世界科技前沿创新技术研发重点,围绕北极和海域的试采项目仍属于试采技术验证范畴,离生产测试、商业开发需求还有一定距离。

2)目前世界极地和海域所进行的试采对象均是在成砂及多有下覆游离气的水合物藏中进行,试采方法基本是常规油气田的采气方法,通过注热、降压、CO2置换等方法最终将水合物在储层内转变为天然气,再像常规采气一样输送到水面,因此没有从根本上解决安全风险的问题,也不适用于深水浅层水合物藏。

3)海洋天然气水合物藏固态流化开采技术是将水合物采掘、密闭浆液输送到水面设施进行气体回收,这是一种全新的开发思路,具有污染小、次生灾害小、不破坏下部孔隙性储层水合物等核心优势,是一种潜在的天然气水合物开发手段和方法。

4)海洋天然气水合物藏固态流化开采技术主要核心问题为水合物藏采掘和环保安全防护装备研制、海水水合物混合颗粒气液固多相非平衡分解过程控制和水合物藏固态采掘水下输送气液固多相非平衡管流举升系统建立。

5)海底浅层水合物固态流化开采装置研制是前人尚未涉足的领域,虽然目前已经有水下井口采油树、水下管汇等装备,但还没有成熟的深水水下采掘装备及工业实践经验,也没有多相流化的传送装备和管道系统,因此需要进行相关领域的探索与实践,才能实现商业化生产。

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The greensolid fluidization developmentprinciple of natural gas hydratestored inshallow layers of deep water

Zhou Shouwei1Chen Wei2Li Qingping2
(1.CNOOC,Beijing,100010; 2.CNOOC Research Institute,Beijing,100027)

Natural gas hydrate ismainly distributed in thepolar andslopes of in deepwater,nearly 95% isstored in the deep water.The natural gas hydrate exploration test target zone inpermafrost andsea areas ismore like ore body and with free gas,which can be developed by depressurization, heat or chemical injection etc.However,most of natural gas hydratesstored inmud-sand layers under theseabedsediments with dispersible hydrate is looser andpoor cementation,nomethod has been found to develop it atpresent.The authorspresentedsolid fluidization developmentprinciple of natural gas hydrate reservoir inshallow layers of deep water for the first time.Combining with the geologicalsituation ofmarine gas hydrates drillingsampling in our country and abroad,focusing on the core idea of fluidizationmining,the technicalprinciple is to change uncontrollable natural gas hydrate inshallow layers of deep water byseabed closed fluidization liftingsystem into a controllable gas hydrate resources,so as to ensuresafeproduction,achieve the goal of green controllable exploration.Thispapermainly discussed the background,technologicalprinciple,themethod ofmathematical analysis and themain core technology toprovide reference for development natural gas hydratestored inshallow layers of deep water.

shallow layer withpoor cementation in deep water;natural gas hydrate;solid fluidizationmining;technologicalprinciple;themethod ofmathematical analysis

2014-09-05

(编辑:崔护社 孙丰成)

*“十二五”国家科技重大专项“深水流动安全及水合物风险控制技术(编号:2011ZX05026-004)”、中国工程院自然科学基金委重大战略课题“深海天然气水合物绿色钻采战略研究”部分研究成果。

周守为,男,中国工程院院士,教授级高级工程师,海洋石油开发工程专家。