基于流动安全保障的海域天然气水合物试采技术分析
天然气水合物的提取和利用技术研究
天然气水合物的提取和利用技术研究第一章概述天然气水合物（NGHs）是一种深海沉积物，是天然气分子和水结晶形成的复合物。
它是一种新型的汇集能源，含天然气的量很大，如果能够高效开采和利用，可以成为世界能源结构中不可或缺的一部分。
然而，由于NGHs的存在为深海采矿提供了极大的技术难度和高昂的成本，因此现阶段的NGHs研究大多数集中在其提取和利用技术的探索上。
第二章 NGHs提取技术研究2.1 密闭式开采技术密闭式开采技术系指在海底将NGHs裹入一定直径的交错提取管道中，使用泵将钻井液（或原生水）通过提取管道的间隙进入NGHs发现区域，从而将NGHs推上交错管道。
这种技术相对于传统的盘管提取技术更加高效、可靠，因而受到越来越多的关注。
2.2 静压式开采技术静压技术是利用一个持续以恒定压力向海底NGHs发现区域供压的装置进行开采，过程中用水或空气将NGHs冲刷到管顶，保证气体和水不分离，避免结构损害，使得NGHs得以高效提取。
这种技术可行性高，可适用于各种NGHs沉积情况和组织形态，因此备受关注。
2.3 盘管提取技术盘管提取技术是指将一系列钢制盘管下潜至海底NGHs层埋藏区通过旋转盘管进行泵送等方式将NGHs推上盘管，最终通过提取管道将NGHs送上地面。
虽然该技术的开采效率较低，但是其成本相对较低，配合钻井技术可以减少生产成本和风险，因此一直以来都是研究的热点方向之一。
第三章 NGHs利用技术研究3.1 燃气发电NGHs是一种清洁的燃料，它燃烧产生的CO2带来的环境污染相对较低。
因此，使用NGHs发电是一种较为可靠且环保的方式，这种方式在欧美已经不是新鲜事物。
近年来，中国也在推进这种技术的应用范围和开采总量以减少对煤炭、石油和天然气等能源的依赖性。
3.2 工业加氢NGHs除了可以燃烧之外，利用其轻碳链结构和高热值也可进行加氢处理，得到丰富的烃类化学品，如乙烯、丙烯和芳香烃等。
利用NGHs进行的工业加氢目前正在快速发展，未来将成为石油化学工业的重要组成部分。
海域天然气水合物试采研究现状及存在的问题
第４５卷第４期２０１８年４月㊀㊀探矿工程(岩土钻掘工程)E x p l o r a t i o nE n g i n e e r i n g (R o c k &S o i lD r i l l i n g a n dT u n n e l i n g)㊀㊀V o l ．４５N o ．４A pr ．２０１８:６－９㊀收稿日期:２０１７－１１－０７;修回日期:２０１８－０１－０２㊀基金项目:中国地质调查局地质调查项目 陆域冻土区天然气水合物钻采技术方法集成 (编号:D D ２０１６０２２５)㊀作者简介:杜垚森,男,汉族,１９８６年生,机械工程专业,硕士,从事地质机械相关领域研究工作,河北省廊坊市金光道７７号,ya o s e n d u ＠１２６．c o m .海域天然气水合物试采研究现状及存在的问题杜垚森,冯起赠,许本冲,刘晓林,刘家誉(中国地质科学院勘探技术研究所,河北廊坊０６５０００)摘要:海域天然气水合物被认为具有巨大的资源潜能,为此一些国家都已投入到海域天然气水合物试采的研究工作中,而且最近几年对于海域天然气水合物的试采研究工作空前活跃.本文综合介绍了国内外海域天然气水合物试采工作的研究进展与成果,总结了目前国内外海域天然气水合物开采方式与方法存在的弊端,指出了其对海域天然气水合物开采的制约性,同时对实现海域天然气水合物商业化开采提出了一些看法.关键词:海域天然气水合物;试采研究;开采方法;开采方式;制约性;商业开采中图分类号:T E ５３㊀㊀文献标识码:A㊀㊀文章编号:１６７２－７４２８(２０１８)０４－０００６－０４R e s e a r c h S t a t u s a n dE x i s t i n g P r o b l e m s i nO c e a n i cG a sH yd r a t eT r i a lP r o d u c t i o n /D U Y a o Ｇse n ,F E N G Q i Ｇz e n g ,X U B e n Ｇc h o n g ,L I U X i a o Ｇl i n ,L I UJ i a Ｇyu (T h e I n s t i t u t e o fE x p l o r a t i o nT e c h n i q u e s ,C A G S ,L a n g f a n g H e b e i ０６５０００,C h i n a )A b s t r a c t :T h e o c e a n i c g a s h yd r a te i s c o n s i d e r e d t oh a v e g r e a t r e s o u r c e p o t e n t i a l ,t h e r ef o r e ,s o m e c o u n t r i e s h a v e p u t i n t o t h e r e s e a r c ho n t h e o c e a n i cg a sh y d r a t e t ri a l p r o d u c t i o n ,a n d t h i s r e s e a r c hw o r k i sv e r y a c t i v e i nr e c e n t y e a r s ．T h i s p a p e r p r o v i d e s a c o m p r e h e n s i v e i n t r o d u c t i o no f t h e r e s e a r c h p r o g r e s s a n da c h i e v e m e n t s i no c e a n i c g a sh yd r a te t r i a l p r o d u c t i o na n d s u mm a r i z e s t h e s h o r t c o m i n g s of p r e s e n t o c e a n i cg a sh y d r a t emi n i n g w a ys a n dm e t h o d sb o t h i n C h i n a a n da b r o a d ．T h e c o n d i t i o n a l i t y b y t h e s e s h o r t c o m i n g s a r e l i s t e d ,s o m e o pi n i o n s t o r e a l i z e t h e c o mm e r c i a l e x Ｇp l o i t a t i o no f n a t u r a l g a sh yd r a te a r e p u tf o r w a r d ．K e y wo r d s :o c e a n i c g a s h y d r a t e ;t r i a l p r o d u c t i o n r e s e a r c h ;m i n i n g m e t h o d ;m i n i n g w a y ;c o n d i t i o n a l i t y ;c o mm e r c i a l e x p l o i t a t i o n 天然气水合物被科学家认为是一种储量丰富的清洁性能源,最近几年对于海域天然气水合物的试采研究工作空前活跃.目前世界一些开展海洋水合物勘察研究的国家全以钻井船作为平台进行水合物的试采工作,而且开采实践证明降压开采法是一种较为稳定的开采方法之一.但是制约海域天然气水合物开采商业化的根本因素之一是开采效率及成本,即开采效率较低㊁成本太高.改变钻井船和钻井平台的开采方式同时采用科学合理的开采方法是降低开采成本的重要举措.１㊀国内外海域天然气水合物试采研究现状１．１㊀国外海洋天然气水合物试采研究现状目前,国外对海域天然气水合物进行试采研究的国家主要有日本㊁美国㊁韩国㊁印度等,其中日本是开展最早且研究成果最多的国家.日本作为最早建立国家级甲烷水合物研发计划的国家之一,对天然气水合物的关注可追溯到２０世纪８０年代[１].日本天然气水合物试采以钻井船为搭载平台即钻井和试采工作都是在钻井船上完成的,钻井船为日本海洋研究机构的 地球号 深海钻探船,如图１所示.图１㊀日本海洋天然气水合物试采井示意日本于２０１３年３月在全球首次实现了近海甲烷水合物试采,试采位置为南海海槽东部海域,甲烷水合物主要以浊积层序中砂泥互层的砂层形式赋存,生产周期为６d ,总产气量约１２万m ３,平均每天产气量２万m ３.首次试采采用的是砾石充填和筛网防砂措施,由于砾石移动造成筛网破坏,出现出砂事故,导致试采工作提前终止[２].总之,试采持续时间短㊁产气量有限.由于首次试采结果不理想,日本拟进行第二次近海试采工作,日本海洋研究开发机构的 地球号 深海钻探船于２０１６年５月从日本清水港出发赴渥美半岛志摩半岛近海的第二渥美海丘开展了第二次近海试采的前期钻探工作,为后续的天然气水合物试采工作奠定了基础[３].第二次近海试采的主要目的是验证第一次近海试采中出现的技术问题的解决方法,其中最主要的是验证防砂措施:采用两口配备有不同防砂装置的生产井,即利用贝克休斯研发的G e o F O R M 防砂系统通过预先膨胀和井下膨胀两种方式应对可能的出砂现象.下入井底前就预先膨胀的G e o F O R M 防砂系统,安装作业简单,不会发生不膨胀的风险,不会因使用活化剂污染产出水,不会在地层与防砂装置间形成可导致细砂流入堵塞防砂装置的缝隙;井底膨胀的G e o F O R M 防砂系统,安装作业略复杂,有不发生膨胀的风险,会因使用活化剂污染产出水,如果顺利膨胀则不会产生缝隙[４].如图２所示.２０１７年４月,日本在南海海槽进行了第二次近海图２㊀日本第二次近海试采作业方案示意甲烷水合物试采,第一口试采井累计产气３ ５万m ３,５月１５日再次因出砂问题而中止产气[５].根据日本甲烷水合物开发计划,将在第三阶段(２０１６ ２０１８财年)开发相关技术实现甲烷水合物的商业化开采,但是根据具体的试采情况可以确定这一目标不能实现,因此重新规划后计划于２０２８年实现商业化开采,开采方式是采用钻井平台开采,开采的方法是降压法[４].美国对天然气水合物的研究较早.２００７年２月B P 勘探公司与美国能源部和美国地质调查局联合在阿拉斯加北坡成功钻探了一口研究井,收集了约４３０f t ３(１f t ３＝０ ０２８３２m３)岩心样本.美国能源部在２０１２财年计划提供６５０万美元用于大西洋海台区域的天然气水合物安全开采技术和方法研究.２０１３财年,美国能源部提出了对天然气水合物后续国内研究和国际合作两个方面追加５００万美元的预算申请[６].美国和一些国际机构合作开展了墨西哥湾和美国外大陆架其它地区海洋甲烷水合物表征和科学评估,包括水合物矿床的地质产出㊁区域条件和特征.利用科考船进行研究,该项工程的起止时间是２０１４年１０月１日至２０２０年９月３０日[４].根据目前所收集的资料得知,美国还未开展海洋甲烷水合物的试采研究,只做了一些试采前的技术服务与支持研究.韩国地球科学和矿产研究院组织实施对韩国东海郁陵盆地西南部开展了基础地质调查和研究工作,于１９９８年首次发现似海底反射.后续通过科考船采集地震数据和活塞取心样品,确定了天然气水合物的潜力㊁来源㊁气体组分及其饱和度等参数.目前,韩国已制定了天然气水合物试采计划,试采站位位于韩国东海,如图３所示.针对试采计划,韩国还进行了试采技术和试采流程技术的研发,以期能够提供适合本国地质条件的水合物试采技术方法.印度制定了关于天然气水合物的N G H P 计划,开展了针对未来天然气水合物试采项目的前期工作,７㊀第４５卷第４期㊀㊀杜垚森等:海域天然气水合物试采研究现状及存在的问题㊀图３㊀韩国试采计划示意通过保压取心技术等研究分析天然气水合物的特点以及地层特性,为试采站位提供选择依据[４].１．２㊀我国海域天然气水合物试采研究现状２００７年５月,我国在位于珠江口盆地南部的南海神狐海域(水深１２３０~１２４５m 处)钻获了天然气水合物实物样品.随后在神狐海域约１２００m 的水深中另两个站位也采集到了天然气水合物的实物样品,这些天然气水合物赋存在泥质沉积层中[７].２０１０年底,由广州海洋地质调查局完成的«南海北部神狐海域天然气水合物钻探成果报告»通过终审,科考人员在我国南海北部神狐海域钻探目标区内圈定１１个可燃冰矿体,显现出良好的资源潜力. 海洋六号 入列后,再次深入南海北部区域进行新一轮精确调查,调查海域包括琼东南㊁西沙㊁神狐和东沙等海域,调查的重点是在南海北部前期勘探的基础上圈定重点勘探区域.勘探显示,南海神狐海域有１１个矿体㊁面积１２８k m ２,资源储存量１５００亿m ３,相当于１ ５亿t 石油当量,成功试采意味着这些储量都有望转化成可利用的宝贵能源.神狐海域可燃冰储量还只是我国可燃冰蕴藏量的 冰山一角.在西沙海槽,科考人员已初步圈出可燃冰分布面积５２４２k m ２;在南海其他海域,同样也有天然气水合物存在的必备条件[５].２０１７年５月１０日起,我国搭载海上钻井平台 蓝鲸一号 在南海神狐海域水深１２６６m 海底以下２０３~２７７m 的天然气水合物矿藏开采出天然气,自试气点火以来,试采持续了６０d ,累计产气超过３０万m ３,创造了产气时长和总量的世界纪录,实现了预定目标[８].这是我国首次海域天然气水合物试采成功,在世界海域可燃冰试采的历史中具有里程碑的意义.２㊀天然气水合物试采的两个制约因素２．１㊀试采方式的制约因素根据所收集到的有关资料可知,日本进行的两次天然气水合物试采是搭载在 地球号 钻井船上进行的,而韩国计划试采的方案也是准备搭载钻井船进行,我国是搭载在 蓝鲸一号 钻井平台进行可燃冰试采的.这两种试采方式采用的设备有一个共同的特点,即钻井船或平台直井试采成本昂贵.据悉,蓝鲸一号 钻井平台日消耗成本在５００万人民币以上,从开采成本来看,难以实现商业化开采.如此看来,钻井船或平台开采设备进行试采是制约商业化开采的因素之一.２．２㊀试采方法的制约因素天然气水合物开采技术的改进与完善是水合物资源迈向商业化开发面临的重要问题,对天然气水合物开采技术的研究一直深受重视.各种开采方法的情况对比如表１所示[９－２２].天然气水合物的开采方法可能有很多种,但是表１㊀各种开采方法对比名称原理实现方式优点缺点热激发对天然气水合物加热,使其分解(１)注入热流体;(２)火驱加热;(３)电磁加热;(４)微波加热可实现循环注热,作用方式快只能局部加热,热利用率低降压降低储层压力使其分解(１)采用低密度泥浆达到降压目的;(２)通过泵压抽出天然气水合物储层下方存在的游离气和其它流体不需连续激发,适合大面积开采,成本较低速度慢,效率低化学试剂注入向水合物储层注入抑制剂,改变温度和压力,促使水合物分解可以注入盐水㊁甲醇㊁乙醇㊁乙二醇㊁丙三醇等试剂费用高,作用缓慢,易引起环境问题C O ２置换向储层注入C O ２置换出甲烷气体向天然气水合物藏中注入微乳化溶液,置换出甲烷气体能在地下储存C O ２,缓解温室效应,减少井喷和井塌事故置换效率低,水合物分解速率慢;可能引发气液分离新问题固体开采(水利提升法)利用海底集矿系统对天然气水合物原地粉碎,采集固㊁液㊁气三相混合物,提升至作业船进行分解在原地将水合物分解为气液混合相并采集,导入作业船进行处理目前仍在研究中开采成本高是目前所有开采方法所面临的共同问题,这也是导致水合物在短期内难以实现商业化开８探矿工程(岩土钻掘工程)㊀㊀２０１８年４月㊀采的原因之一,同时也制约着商业化开采的进度.因此,天然气水合物开采面临的最大挑战是如何解决开采成本问题,选择科学经济的开采方法是开发利用海洋天然气水合物资源的关键所在.３㊀总结与看法目前我国海域天然气水合物的试采工作已经取得了成功和突破,首次试采就达到了既定目标.日本和我国都成功开采出了天然气,但是距离商业化开采还有很长的路要走,目前的开采方式及成本制约了水合物商业化开采,其最根本原因是经济因素,即开采成本很高.如何降低开采成本,也许可以从开采方式上实现突破.目前的开采方式都是采用钻井船或钻井平台进行直井钻进㊁开采,当钻进到天然气水合物储层时,再进行开采.如果进入储层时,将直井改为水平井,增大与天然气水合物储层接触面积,与直井开采相比产气量会大大提高,从而降低开采成本;随着海底钻机技术的不断发展,可以研发一种适用于海域天然气水合物开发的全自动海底钻机系统,通过母船下放系统将海底钻机下放至海床,由一根脐带缆连接母船与海底钻机,为海底钻机提供动力和数据传输通道,操作人员在甲板控制室可以实时看到并监测海底钻机的工作情况,海底钻机孔口接有输气管道与母船或采集船连接,收集并储藏天然气.如此,一艘母船可为多台海底钻机提供动力,在海底实现全自动的竖群井钻进与开采,大大降低对母船的依赖度,也许会降低开采的成本.该种开采方式的示意图如图所示.图４㊀海底钻机开采方式示意实践证明,目前比较有效的天然气水合物开采技术是降压开采法,但是降压法也存在着开采效率低的问题,深入开展开采技术研究并不断完善或者采用组合开采方法以及更加高效的新方法,也可以提高天然气水合物的开采效率,进而降低开采成本.实现以上的构思,还需要攻克很多的技术难题,需要各相关领域的专业技术人员发挥聪明才智,不断地探索和试验研究.以上不成熟的想法及建议,仅供参考,并希望各专业人士能够提出更好的开采技术方案及见解,为加快实现天然气水合物商业化开采贡献力量.参考文献:[１]㊀S a e k iT,F u j i i T,I n a m o r i T,e t a l．E x t r a c t i o no fm e t h a n e h yＧd r a te c o n c e n t r a t e d z o n ef o r r e s o u r c e a s s e s s m e n t i n t h e e a s t e r nN a n k a iT r o u g h,J a p a n[C]//O f f s h o r e T e c h n o l o g y C o n f e rＧe n c e,H o u s t o n,T e x a s,U S A,５－８M a y,２００８[２]㊀Y a m a m o t oK,F u j i iT,I n a m o r iT,e t a l．O p e r a t i o n a l o v e r v i e w o f t h e f i r s t o f f s h o r e p r o d u c t i o n t e s t o fm e t h a n e i n t h eE a s t e r n N a n k a iT r o u g h,J a p a n[C]//O f f s h o r e T e c h n o l o g y C o n f e rＧe n c e,H o u s t o n,T e x a s,U S A,５－８M a y,２０１４[３]㊀张炜,邵明娟,王铭晗,等．全球首次近海甲烷水合物试采:从选址到实施[J]．中国矿业,２０１７,２６(２):１４３－１５１．[４]㊀ 天然气水合物资源勘查与试采 专刊[J]．海洋地质信息专刊,２０１６,(２)．[５]㊀我国首次海域可燃冰试采成功[J]．行业资讯,２０１７,１８(４)．[６]㊀U．S．a n dJ a p a n C o m p l e t eS u c c e s s f u lF i e l d T r i a lo f M e t h a n eH y d r a t eP r o d u c t i o nT e c h n o l o g i e s[E B/O 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天然气水合物开发技术的研究
天然气水合物开发技术的研究引言天然气水合物是一种在海洋沉积物中广泛存在的天然气形式，其是一种结晶态的混合物，包括天然气（甲烷、乙烷等）和水分子。
天然气水合物在存储方面具有巨大的优势，仅在海洋上就蕴藏了数量庞大的储量。
由于其能源密度高、清洁、环保等优良特性，广受人们赞誉。
然而，目前天然气水合物的开发利用技术尚不成熟，存在着诸多难题和挑战。
本文将从天然气水合物开发技术的角度，来阐述其研究现状和未来趋势。
一、天然气水合物开发技术现状1. 采集技术现有天然气水合物采集技术主要包括钻探、热水注入和气体置换法等。
其中，热水注入法是目前应用最为广泛的采集方法，其主要原理为利用高压高温下的热水，将水合物释放出来。
2. 运输技术天然气水合物是通过管道、船舶等方式进行输送的。
其中，珠海深浅水运输队列技术、靠泊岸边LNG转移技术和浮式生产储运装置技术都是应用广泛的输送技术。
3. 加工技术天然气水合物加工技术可分为两种，一种是从水合物中提取气体进行加工；另一种是将水合物直接转化成甲烷气。
目前，水合物加工技术还面临着研究不充分和高成本等问题。
二、存在的问题1. 采集技术方面：采集设备难以耐受海洋环境下的腐蚀和压力，对于深海开采技术尚不成熟。
2. 运输技术方面：运输管道和设备的设计以应对极端天气和海洋环境的能力不足。
3. 加工技术方面：天然气水合物提取技术存在能耗和成本较高的问题，加工方法尚不成熟。
三、未来趋势天然气水合物的开采难度较大，目前尚需进一步研究和开发，得出更加有效和经济的开采技术。
预计未来几年，天然气水合物开采技术将面临以下几方面的挑战和临床：1. 从海底中开采天然气水合物需要克服的技术难题是如何在极端高压、低温的环境中进行作业和采集？2. 在遥远的钻机，如何保障人员的生命安全和精神状态？3. 现有的天然气水合物开采技术具有较高的能耗和成本，如何缓解开采成本上涨的压力？4. 如何将天然气水合物开采技术转化为现实生产力，推进能源领域的可持续发展？总结天然气水合物的勘探、开采、加工利用技术等均面临较大的难度及挑战，应立足于推广研究，成为可靠且经济的能源途径，其价值远远超出了其困难和挑战。
天然气水合物开采技术研究进展
天然气水合物开采技术研究进展天然气水合物是指天然气和水分子在高压、低温下形成的结晶体，是天然气的一种新形式。
天然气水合物的丰富储量和广泛分布，在能源领域具有非常重要的战略意义。
目前，天然气水合物开采技术研究已经取得了一些进展，本文将从四个方面进行分析。
一、天然气水合物开采技术研究现状天然气水合物开采技术一直是石油天然气领域的研究焦点，当前主要包括以下方面：1、水合物钻探技术：研究水合物在钻探过程中的动力学行为和物理性质，并开发出适合于水合物探测的传感器、仪器等设备。
2、水合物开采技术：通过人工或自然措施改变温度、压力、浓度等环境因素，使水合物分解，达到开采目的。
3、水合物输送技术：在水合物开采后，需要将天然气输送到加工厂进行加工处理，目前研究正在进行中。
4、水合物加工技术：水合物加工技术是将开采的水合物转换成生产能用的商品气体，主要涉及水合物裂解、去除杂质、压缩储存等方面。
二、天然气水合物开采技术研究现状目前，世界各国均在加速水合物开采技术的探索，例如日本在2013年成功进行了深层水合物开采实验，韩国也在2016年成功进行了大规模天然气水合物探测试验。
而我国则于2017年成功进行了天然气水合物试采。
在这些实践中，研究者们不断探索优化开采技术，提高开采效率。
1、温度管理技术天然气水合物开采需要在压力较高的环境下进行，为使水合物分解，需要通过温度管理技术来控制水合物的热解温度。
目前，研究者们主要通过水淬、电热、压缩利用等方法来达到控制温度的目的。
2、压裂技术在水合物开采过程中，如果仅仅靠温度变化来改变水合物体积、压力，开采效率较低。
因此，需要依托压裂技术，通过向水合物区域注入压缩空气、水等物质来达到改变水合物体积的目的。
3、高效减阻剂技术在输送天然气的过程中，水合物会因发生极性相互作用而粘附在输送管道及設备表面，严重影响输送效率。
高效减阻剂技术可将水合物与管道表面分离，提高天然气输送效率。
三、天然气水合物开采技术成果目前，天然气水合物开采的有效储量还未被准确评估。
天然气水合物开采方法及海域试采分析
ＬＩＳｈｏｕｄｉｎｇ①②③ ＳＵＮＹｉｍｉｎｇ①②③ ＣＨＥＮＷｅｉｃｈａｎｇ①②③ ＹＵＺｈｉｑｕａｎ①②③ ＺＨＯＵＺｈｏｎｇｍｉｎｇ①②③ ＬＩＵＬｉｎａｎ①②③ ＨＥＪｉａｎｍｉｎｇ①②③ ＺＨＡＮＧＺｈａｏｂｉｎ①②③ ＬＩＸｉａｏ①②③
收稿日期：２０１９－０１－０５；收到修改稿日期：２０１９－０１－１７． 基金项目：中国科学院战略性先导科技专项（ＸＤＡ１４０４０４０１，ＸＤＢ０１０２０３００），国家科技重大专项（２０１６ＺＸ０５０３４－００３），国家重点研发专 项（２０１８ＹＦＣ１５０４８０３），中国科学院地质与地球物理研究所所长基金（ＳＺＪＪ２０１９０１），ＢＨＪ１６Ｊ０３０、ＢＨＪ１６Ｊ０３２项目资助． Ｔｈｉｓｒｅｓｅａｒｃｈ ｉｓｓｕｐｐｏｒｔｅｄ ｂｙ Ｓｔｒａｔｅｇｉｃ Ｐｒｉｏｒｉｔｙ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｐｒｏｇｒａｍ ｏｆｔｈｅ Ｃｈｉｎｅｓｅ Ａｃａｄｅｍｙ ｏｆＳｃｉｅｎｃｅｓ（ＧｒａｎｔＮｏｓ．ＸＤＡ１４０４０４０１， ＸＤＢ０１０２０３００），ＮａｔｉｏｎａｌＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＭａｊｏｒＰｒｏｊｅｃｔ（ＧｒａｎｔＮｏ．２０１６ＺＸ０５０３４－００３），ｔｈｅＮａｔｉｏｎａｌＫｅｙＲｅｓｅａｒｃｈａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ Ｐｒｏｇｒａｍ ｏｆＣｈｉｎａ（ＧｒａｎｔＮｏ．２０１８ＹＦＣ１５０４８０３），ＩＧＧＣＡＳＧｒａｎｔＳＺＪＪ２０１９０１ａｎｄＰｒｏｊｅｃｔ（ＢＨＪ１６Ｊ０３０、ＢＨＪ１６Ｊ０３２）． 第一作者简介：李守定（１９７９－），男，博士，正研级高工，博士生导师，主要从事工程地质力学研究．Ｅｍａｉｌ：ｌｓｄｌｙｈ＠ｍａｉｌ．ｉｇｇｃａｓ．ａｃ．ｃｎ
典型天然气水合物开采与利用技术研究
典型天然气水合物开采与利用技术研究天然气水合物是一种在寒冷、高压环境下形成的天然气水合物体，在近年来备受关注。
这种气体占地球上非常大的资源储量，并且具有极高的能量密度。
典型天然气水合物开采与利用技术的研究对于能源行业和环境保护都具有重要的意义。
一、天然气水合物的开采天然气水合物开采面临着很大的挑战。
由于其形成的地质条件非常特殊，这种气体的开采难度相当大。
目前，主要的开采方式有三种：地面开采、海底开采和地下开采。
地面开采是指将地下的天然气水合物开采到地面上，然后进行进一步的加工处理，提取出天然气，而将水分和其它杂质排出。
目前，地面开采技术还不够成熟，主要原因在于天然气水合物的物理化学特性比较复杂，对于开采过程的安全性，以及后期处理过程中的环保要求都提出了很高的要求。
海底开采是指将天然气水合物从海床上开采出来。
这是目前主要的开采方式。
海床上的天然气水合物占据了全球天然气水合物储量的很大比例。
海底开采技术由于其较为安全的特性和更高的开采效率，目前已经成为了天然气水合物开采的主要方式。
地下开采则是将天然气水合物存储在地下开采出来的一种方式。
地下开采方式理论上比较可行，但是由于其在开采后的后期处理和利用过程中存在很大的难度，因此成本过高，并且接受度不够来。
目前，地下开采技术还即将诞生，需要进一步研究和探究。
二、天然气水合物的利用天然气水合物是一种非常优秀的能源资源，其能量密度高，清洁环保。
因此，目前正在研究如何将天然气水合物更好地利用。
1.天然气水合物的发电发电是最常见的能源利用方式之一。
利用天然气水合物发电具有高效、清洁、低碳等优势。
而在天然气水合物发电时需要注意以下几个问题：（1）当温度升高时，天然气水合物会转化成天然气。
人们在发电时会选择降低温度的方式，如利用冷却技术。
（2）对于天然气水合物的储存和处理，需要较为严格的标准，以便确保安全性。
（3）在实施发电工程中，也需要考虑周边环境的影响，以确保不会对环境造成过大的影响。
天然气水合物开采技术与挑战
天然气水合物开采技术与挑战近年来，随着各国对能源的需求不断增大，天然气水合物的开采技术也日益成熟。
但与此同时，天然气水合物的开采也面临着诸多挑战。
本文将从技术、环境和经济等多个角度探讨天然气水合物开采技术及其挑战，并简要介绍国内外天然气水合物开采现状。
一、技术挑战目前，天然气水合物的开采技术主要有两种，一种为直接采掘，即在海底钻井、生产、输送；另一种则为间接采掘，即通过水平井/斜井等方式产气。
但无论是直接采掘还是间接采掘，都存在许多技术挑战：1.开采难度大天然气水合物的开采存在多种难度，如水合物密接度较大，难以直接进行开采和钻井；气体释放过程中易引起溃塌。
2. 海底环境复杂海底环境条件恶劣，腐蚀现象明显，海水深度大，水温低，不利于设备运行和维护，增加了开采难度。
3. 受天气条件影响直接采掘需要在海上进行，容易受到海浪、风暴和其他自然灾害的影响，安全风险较大。
4. 开采成本高由于天然气水合物的开采技术难度大、成本高，导致开采成本较高，需要考虑经济可行性。
二、环境挑战天然气水合物主要存在于海底，因此，其开采过程对海洋环境的影响是不可避免的。
具体表现如下：1. 海底生态环境破坏直接采掘和间接采掘都会对海底生态环境造成一定程度的破坏，如浮游生物和底层生物的生存环境受到破坏。
2. 排放污染物开采过程中会产生大量的废水、废气和废渣，其中含有多种有害物质，如重金属、有机化合物等。
这些废物的排放将对海洋环境造成不良影响。
三、经济挑战天然气水合物的开采面临的经济挑战主要有两个方面：1. 投资大，回报慢由于天然气水合物的开采技术难度大，需要大量的资金投入，而且开采周期长，回报慢，往往需要数年才能收回投资。
2. 市场不确定性随着天然气水合物的大规模开采，市场供应将会增加，而需求没有同步增长。
这将导致天然气水合物的价格下降，直接影响企业的盈利能力。
四、国内外天然气水合物开采现状目前，全球约有35个国家在天然气水合物技术研究和开采方面进行了一定的探索和实践。
天然气水合物开采技术及其应用前景
天然气水合物开采技术及其应用前景天然气水合物是一种被誉为“蓝色燃料”的烃类天然气储量，是一种又稳定又高效的能源资源。
近年来，由于其高能量密度和环保优势，天然气水合物的开采技术方面进展迅速，同时也为环境保护和可持续发展提供了更多的可能性。
一、天然气水合物的含义及特点天然气水合物是天然气在一定温度和压力下，通过水分子形成的固态结构。
天然气水合物的化学组成类似于天然气，一般以甲烷为主要成分，同时含有少量乙烷、丙烷、丁烷等气体。
天然气水合物的结构类似于冰，但其分子网格中交替排列的水分子中间夹杂着天然气分子，可以被点燃用于供热、发电等用途。
天然气水合物的含量很高，而且分布范围广，是一项战略性的新能源资源。
沉积物中的水合物储量可能是世界石油的两倍，种类多样，主要有质量型水合物和量型水合物。
其中质量型水合物多见于大陆架海域，以甲烷的百分比为主。
而量型水合物则多见于深海海底，成分涵盖了甲烷等各种烃类气体。
二、天然气水合物的开采技术天然气水合物的开采是一个复杂的过程，需要结合地质学、物理学、化学等多学科知识。
常用的开采方式包括热解压、水合物完全燃烧、力学剥离等多种方法。
热解压是目前应用最广泛的开采方法之一，其原理是利用热能和压力破坏水合物晶格结构，从中提取烃类天然气。
该方法常用的技术是常规目视计时法、声学测试法、俯冲光纤模拟反射法等。
另外，水合物完全燃烧和力学剥离也是天然气水合物开采的两种方法。
水合物完全燃烧的原理是通过外部火源点燃水合物，将甲烷气体燃烧产生热能，使水合物发生波动破裂，从而提取其中的烷类天然气资源。
力学剥离则是利用力学剥离设备进行水合物采集，常用的技术包括流化降压法、减阻剥离法等。
三、天然气水合物的应用前景天然气水合物是未来能源领域的重要发展方向之一。
其高能量密度和环保优势使其在能源供应和环境保护方面具有重要意义。
在能源供应方面，天然气水合物作为一种储备量极大的新能源资源，可为全球能源供应缓解压力。
天然气水合物的研究与开采
天然气水合物的研究与开采天然气水合物是一种属于天然气气体水合物的天然气资源，在大量存在海洋底部和固态地下，尤其是极地和深海区域。
由于其储量丰富，与石油和煤炭不同的是天然气水合物是可再生能源，以及其燃烧所排放的二氧化碳量比石油和煤炭更低，因此存在着巨大的潜力与应用前景。
然而由于其结构高度复杂，開采过程也非常难以執行，因此天然气水合物的開采面临著诸多挑战。
一、天然气水合物的构成及研究进展天然气水合物是由水分子组成的固态物质，其中包含大量甲烷气（CH4），并含有沥青、腐植物质、硫化氢等杂质。
其在自然界中存在两种类型的水合物，一种是滨海型，主要存在于海底的上覆地层沉积物中；另一种是深海型，主要形成于深水区域的超深度和大深度的海洋基岩的下方断层和骨架化区域。
目前在全球天然气水合物的研究中，日本、加拿大、奥地利、挪威、美国等国家均在积极探索开采技术。
由于天然气水合物的结构高度复杂，其开采也相当困难。
其主要挑战来自开采过程中可能遇到的颗粒结构的改变和不均匀分布，需要开发新型的钻探技术和运输技术，以便有效开采。
此外，还需要考虑水合物中的沥青和硫化氢等杂质去除等问题。
尽管目前天然气水合物的开采存在种种难题，但积极探索新型钻井技术和未来更加高效的运输和开采技术有望未来解决难题，推动天然气水合物的更多应用。
二、天然气水合物的开采技术之钻探技术天然气水合物的研究与开采的难度在很大程度上取决于这种资源的结构复杂。
由于其结构的特殊性，天然气水合物的开采需要研发相应的钻探技术。
目前，天然气水合物的钻井技术主要分为两种类型：传统的基本钻探技术和新型的海底操作填隙法（MDOF）技术。
两种钻探技术分别适用于不同的水合物分布类型和环境。
传统的基本钻探技术主要适用于滨海型和陆上天然气水合物，这种技术通过钻探器进行钻井，从钻探孔中提取出天然气水合物。
MDOF技术则主要适用于深海型天然气水合物，在水中进行作业、钻井和采集。
该技术在海底地区使用填隙剂进行填隙操作，将填隙剂注入到水合物体内，钻探孔口恢复气压，然后将填隙剂排出。
天然气水合物的采集和利用
天然气水合物的采集和利用天然气水合物是一种储存在海洋或陆地沉积物中的天然气资源，由甲烷分子和水分子组成。
它的分布非常广泛，全球有很多国家都拥有天然气水合物资源，例如日本、韩国、美国、加拿大、印度等。
由于天然气水合物是一种新兴的能源资源，其可采集性和开发利用还面临很多挑战和难题。
本文将从采集和利用两个方面介绍天然气水合物的相关情况。
一、天然气水合物的采集1. 采集技术目前，海洋天然气水合物的采集技术包括垂直控制钻井和水平导向控制钻井，一般使用的是自动化钻机或海底生产设备。
陆地天然气水合物的采集技术则包括钻探和热解两种方法，其中钻探是通过特殊的土壤样品钻探机获取土壤样品来判断天然气水合物的分布情况，热解则是在土壤中喷洒水混合甲醇，然后用热源加热，使天然气水合物分解成天然气和水。
2. 采集设备天然气水合物的采集设备包括钻探船、海洋钻探平台、控制钻台、自动化钻机等。
钻探船和海洋钻探平台一般用于海洋地质勘查和油气田钻探，而控制钻台和自动化钻机则主要用于海底天然气水合物的钻探和采集。
3. 采集难点天然气水合物的采集面临着多方面的挑战和难题，主要包括以下几个方面：（1）稳定性问题：天然气水合物在高压高温环境下形成，如果降低温度或增加压力，其稳定性会受到影响，可能会导致天然气水合物失稳释放天然气，引发安全事故。
（2）技术引进问题：技术引进难度大，目前世界上只有少数几个国家掌握了天然气水合物采集技术，其他国家需要进行技术引进或技术合作，这需要大量的资金和时间投入。
（3）环境限制问题：天然气水合物存在于海洋或处于深海或高寒等特殊环境下，采集设备和技术需要遵循一系列环保和安全规定，增加了采集的成本和难度。
二、天然气水合物的利用1. 燃料天然气水合物主要成分是甲烷，可以作为一种清洁、高效的能源燃料使用。
相比于煤炭和石油，天然气水合物的燃烧产生的二氧化碳排放量更低，对环境影响也更小。
同时，天然气水合物比天然气更为丰富，储量更大，未来有机会成为重要的燃料来源。
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60卷增刊1 中国造船V ol.60 Special 1 2019年1月SHIPBUILDING OF CHINA Jan. 2019文章编号：1000-4882（2019）S1-0273-09基于流动安全保障的海域天然气水合物试采技术分析安 坤，LAU Lawrence（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，深圳518067）摘 要天然气水合物作为清洁高效的替代能源，其商业化开采已提上日程。
日本与中国相继对海域天然气水合物进行了试采，试采的主要技术均为降压法和化学药剂注入法。
论文基于流动安全保障技术，结合我国南海神狐海域开采的资料，对井下降压加热与气液分离，双泵降压两种试采技术方案进行深入分析，为后续海域天然气水合物商业化开采的设计与生产提供参考和借鉴，对增强可持续发展能力、推进绿色清洁能源发展具有重要意义。
关 键 词：天然气水合物；海域；试采；流动安全保障；降压中图分类号：TE53文献标认识码：A0 引言全球的天然气水合物资源丰富，主要分布在海洋陆缘和高纬度极地永久冻土地带以及南极大陆的陆缘地区[1]。
我国天然气水合物资源主要分布在祁连山永冻带、漠河盆地、青藏高原和南海神狐盆地，我国对于天然气水合物的试采研究主要聚焦在海域[2]。
在天然气水合物的试采发展过程中，世界有40多个国家和地区参与了天然气水合物的研究与勘探，俄罗斯、加拿大、美国、日本和中国已对天然气水合物成功进行了试采，试采技术概况见表1[3~6]，日本与中国试采天然气水合物的区域为海域。
其中，中国于2017年创下了海域天然气水合物连续60天试采与累计产量30.9万m3天然气的世界纪录，实现了全球海域天然气水合物开采技术的突破[7]。
表1 世界天然气水合物试采技术国家地域试采技术俄罗斯Messoyakha（陆地）降压、化学药剂注入法加拿大Mallik（陆地）降压、热注入法美国阿拉斯加北坡（陆地）降压、CO2置换法日本南海海槽（海域）降压、化学药剂注入法中国南海神狐（海域）降压、化学药剂注入法日本作为首次在海域天然气水合物开采的国家，在开采之前借由加拿大的Mallik永冻带天然气水合物试采项目，为其南海海槽的天然气水合物试采做准备，预先对模块化地层动态测试（Modular274 中 国 造 船 学术论文Formation Dynamic Tester ，MDT ）、PTCS 保温保压取样钻具、KCl 低温钻井液等技术进行实际验证与评价，随后在第二次试采中完成了12天的生产，总产气量为3.5×104 m 3[8~10]。
日本在完成陆上研究、海域试采后，进一步推动各项技术发展，以降低成本为新目标，为实现天然气水合物长久、持续地商业化开采而努力[11]。
由于海域天然气水合物的开采也具备海洋油气开发高成本、高风险、高难度的特点，其试采技术的选择也以成本低、设备简单、操作便利为目标。
因此，降压法、热激发法、化学药剂注入法及其组合是目前最具应用前景的海域天然气水合物试采技术。
1 流动安全保障技术在天然气水合物试采中的作用流动安全保障是指涵盖所有与流体相关知识和技术的工程学科，用于确保将油气储层流体安全、经济地运送至油气炼化中心。
流动安全保障技术以井流物和多相热力水力学分析为基础，可对稳态及瞬态的生产状态、水合物二次形成风险进行评估，从而为天然气水合物试采保驾护航。
1.1 热力水力学分析流动安全保障模拟采用扩展的双流体（气体与液体，液体中包含水相和油相）模型，双流体原始模型的思路是分别考虑各相的流动过程，即在同一时间、位置，各相各自拥有自己的流动参数[12]。
油、气、水三相各自的流态均被视为双流体模型中的组成部分，以预测压降、持液率、流型变化等流态参数。
基本方程以油、气、水三相流体性质为基础，包括了三相的质量守恒方程、动量守恒方程和能量方程[13]。
1.2 水合物风险评估与防治 1.2.1 状态方程从流动安全保障的角度出发，选择对应储层的井流物PVT （Pressure-Volume-Temperature ）组分数据时，应考虑水合物形成的最高风险，轻组分对水合物生成影响更大[14]。
因此，若存在多个井流物组分，应尽量选择高轻组分的数据进行分析。
目前，在井流物相态计算中，最常用的方程均是基于范德华状态方程建立的立方型状态方程，主要有SRK 、SRK Peneloux 、SRK Peneloux （T ）、PR 、PR Peneloux 、PR Peneloux （T ）、PR 78、PR 78 Peneloux 、PR 78 Peneloux （T ）[15]。
PR 方程是Peng-Robinson为改善SRK 方程计算液相体积的准确性而提出[16]。
其中，Peneloux 是指计算过程中用到了Peneloux 提出的体积平移方法，由于引入了体积平移参数，主要会影响液体密度的计算，对相态平衡性质的计算影响不大。
1.2.2 水合物风险评估通过分析各个工况下的温度与压力，结合水合物曲线进行水合物风险评估。
可采用水合物过冷度（Subcooling ）来表征水合物风险，水合物过冷度为某位置的压力条件下的水合物形成温度与实际温度的差值，负值表示无水合物风险，正值表示有水合物风险[17]，可按式（1）进行计算。
Subcooling =#eq actual T T （1）式中，eq T 为某位置压力条件下的水合物形成温度；#actual T 为同一位置的实际温度。
1.2.3 水合物抑制剂选择甲醇（Methanol ，MeOH ）与乙二醇（Mono-Ethylene-Glycol ，MEG ）是广泛应用于水合物防治的常规抑制剂，其对水合物的抑制性能在全世界油气田开发项目中得到了充分的验证[18]。
在油气田开发项目中选择水合物抑制剂时，不仅需要考虑抑制效果，还需要考虑其他因素，包括（但不限于）：更加严苛的健康、安全、环境保护（Health ，Safe ，Security & Environment ，HSSE ）要求；抑制剂的单价和60卷增刊1 安 坤，等：基于流动安全保障的海域天然气水合物试采技术分析275 成本；全球区域性物流等。
本文将选取甲醇作为水合物抑制剂，展示水合物抑制剂需求量的计算。
2 南海神狐天然气水合物试采案例分析2.1 南海神狐天然气水合物试采概况我国在南海北部神狐海域也进行了多次钻探工作，于2007年在SH2、SH3和SH7钻孔获得了天然气水合物样品，其中SH2钻孔数据和实际样品PVT组分见表2[19]。
表2 南海神狐井流物PVT组分组分体积分数/%C196.1 ~ 99.82C2+ C30.08 ~ 3.9该组分基于PR 78 Peneloux（T）方程的水合物生成曲线如图1所示。
图1 南海神狐天然气水合物曲线目前关于南海神狐天然气水合物试采的具体参数较少，本文中收集到的资料[19~23]，见表3，且在此基础之上对井身结构作出以下假设与简化：井深为1450 m，其中水深1250 m，30″导管、13-3/8″套管和9-5/8″套管分别为泥线以下50 m、100 m和150 m。
表3 南海神狐天然气水合物试采主要参数参数取值水深/m 1266储层深度/m 泥线以下203 ~277天然气水合物储层压力/MPa 14.97天然气水合物储层温度/℃ 14.87天然气水合物储层顶部地温梯度/(℃/km) 45 ~ 67日均产气量/ (Sm3 /day) 5151最高日产气量/(Sm3 /day) 3.5×104泥线温度/℃ 3.3 ~ 3.7本文在上述基础之上，提出易于海域天然气水合物试采实施的井下降压加热与气液分离方案和双泵降压方案，利用流动安全保障技术进行深入的分析。
276 中 国 造 船 学术论文2.2 井下降压加热与气液分离方案井下降压加热与气液分离方案的主要思路为井下加热器对储层进行加热，使得天然气水合物在井底分解成天然气和水，再利用电潜泵在井筒内实现气液分离，减小水合物的二次形成风险，方案主要参数见表4。
表4 井下降压加热与气液分离方案主要假设参数名称参数值 井下加热器下入深度 / m 1400 国内常用井下加热器功率 / kW30 电潜泵下入深度 / m 1300 产气量 / (Sm 3 / day)51512.2.1 热力水力学分析结果在5151 Sm 3/day 的产气量下，生产管道中的压力如图2所示，电潜泵将液体生产管线（深色曲线）中的流体压力从约60 bara 提升至约145 bara 。
请注意，电潜泵泵吸入口的压力约为65 bara ，即使在储层温度条件下（14.87℃），天然气水合物也会分解，如图1所示。
图2 生产期间管道内压力生产管道中的温度变化情况如图3所示。
功率为30 kW 的井下加热器将混合生产管线（粗黑色曲线）中的井流物温度从约15℃加热至约19℃。
电潜泵将液体生产管线（虚曲线）中的井流物温度提升了约3℃。
当流体流动至泥线以上，泥线环境温度过低（约3℃），流体热量散失较大，其中由于天然气的比热较水的比热小，因此气体生产管线中的温度比液体生产管线中的温度下降快。
图3 生产期间管道内温度60卷增刊1 安 坤，等：基于流动安全保障的海域天然气水合物试采技术分析277通过对比关闭井下加热器时生产管线中的温度变化，如图4所示，可以发现该方案存在以下弊端：（1）井下加热器的功率有限，在该方案中井下加热器对于井流物的温度提升约为4℃。
即使关闭井下加热器，电器泵泵吸入口前也具备天然气水合物分解的温度压力条件。
（2）井下加热器对气液分离以后的气体通道、液体通道的升温效果并不明显，并且由于水深（约1300 m）和泥线环境温度（约3℃），井流物在泥线以上传输的过程中热量散失过大，因此井下加热器对于流动通道整体的温度提升没有明显的价值。
图4 井下加热器开启与关闭生产管道内的温度变化2.2.2 水合物二次形成风险评估为评估在正常生产中该方案中水合物二次形成风险，将混合生产管道、气体生产管道和液体生产管道中的温度、压力，放在水合物曲线中，如图5所示。
（1）气液分离前的混合生产管线中，无水合物二次形成风险。
（2）气体生产管线中的压力与温度条件已具有水合物二次形成风险，所需甲醇注入浓度为10 wt%；液体生产管线中，由于压力较高，有相对较高的水合物二次形成风险，所需甲醇注入浓度为20 wt%。
（3）气液分离效率越高，所需的甲醇注入量就越小，可根据气液分离的具体情况进行更加深入的分析与评估，以确定甲醇的最佳注入量。
图5 井下降压加热与气液分离方案水合物风险评估278 中国造船学术论文2.3 双泵降压方案双泵降压方案是将两只罐装电潜泵串联，气、水混合井流物直接通过生产管道输送至平台进行生产，方案具体参数见表5。