CN112647900B - 一种无人值守全自动水合物降压开采系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种无人值守全自动水合物降压开采系统，包括开采井系统、开采活塞系统、井口装置、气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统；井口装置安装在开采井系统的井口上；气液分离及降压系统一端与开采井系统上部连接，其另一端与排水减压系统连接；开采活塞系统安装在开采井系统内且可沿其上下移动，开采井系统降压开采天然水合物储层的水合物，并通过开采活塞系统将开采出来的天然气和水送入气液分离及降压系统内。本系统整个生产过程无人值守，不需要每口井配备海面天然气处理和加工平台，允许单井低日产量，对海洋生态环境影响小，同时也减少了出砂海底突然塌陷等安全风险，极大地减少运行成本。

Description

一种无人值守全自动水合物降压开采系统

技术领域

本发明涉及水合物降压开采技术领域，尤其是一种海洋工况下全自动无人值守全自动水合物降压开采系统。

背景技术

天然气水合物是一种由气体(或易挥发的液体)与水在一定温度压力条件下形成的冰状固体，俗称可燃冰，广泛分布于冻土带地表以下和大陆边缘海底之下的沉积物中。天然气水合物具有巨大的天然气储藏能力，全世界天然气水合物储量非常巨大，相当于2×10⁵亿吨油当量，是全球常规燃料总碳量的2倍。

目前世界上已经有79个国家和地区都发现了天然气水合物气藏。但是，可燃冰的大规模商业开采却面临着许多困难。天然可燃冰呈固态，不会像石油开采那样自喷流出。在全球众多从事水合物勘查和研究的国家中，加拿大、美国、中国自1998年起分别在马利克、阿拉斯加以及青藏高原进行过试采，试采方法为加热、降压及二氧化碳置换法；日本于2013年和2017年在南海海槽进行过2次试采，中国2017年在南海神狐海域进行首次试采，这两个海域的水合物试采采用的都是降压法。这些试采表明，不同的开采方法都能够诱导水合物分解并生产出天然气，而降压法相对最有效，尤其在海上施工较容易实现。中国地质调查局于2019年10月—2020年4月在南海水深1225m神狐海域进行了第二次天然气水合物试采。本次试采攻克了钻井井口稳定性、水平井定向钻进、储层增产改造与防砂、精准降压等一系列深水浅软地层水平井技术难题，实现连续产气30d，总产气量86.14×10⁴m³，日均产气2.87×10⁴m³，是首次试采日产气量的5.57倍，大大提高了日产气量和产气总量。但是，试采后期，分解半径扩大，流动阻力进一步增大，随着生产压差的增加，井口产气量仍持续降低，进一步增加生产压差无法弥补产量递减。因此，现有的开采技术和方法很难达到商业开采的目的。面临的挑战包括：1)天然气水合物储层特殊性导致开发易诱发环境和地质灾害，同时存在开采效率低的问题；2)现有钻完井技术装备难以满足水合物储层开发的需求，需要专门配套；3)水合物开发过程中产水量大，井下气水快速分离困难，4)没有成熟的办法来提高开采能效以保证水合物开发的经济性。

发明内容

本发明的目的是克服上述现有技术的不足，提供一种海洋工况下全自动无人值守全自动水合物降压开采系统。

本发明是通过以下技术方案来实现的：一种无人值守全自动水合物降压开采系统，包括开采井系统、开采活塞系统、井口装置、气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统；所述开采井系统下端穿过上沉积层后进入水合物层内，所述井口装置安装在所述开采井系统的井口上，所述井口装置与所述气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统分别通信连接；所述气液分离及降压系统一端与所述开采井系统上部连接，其另一端与所述排水减压系统连接；所述海面能源和通信系统与所述排水降压系统、所述气液分离及降压系统分别连接；所述开采活塞系统安装在所述开采井系统内且可沿其上下移动，所述开采井系统降压开采天然水合物储层的水合物，并通过所述开采活塞系统将开采出来的天然气和水送入所述气液分离及降压系统内。

所述开采井系统包括含套管的直井，所述直井下端插入水合物层内。

或者，所述开采井系统包括含套管的直井、水平井，所述直井下端插入水合物层内，所述水平井一端固定在所述直井下端并与之连通，所述水平井内安装有用于监测所述水平井内压力变化的第一压力监测系统，所述第一压力监测系统与所述海面能源和通信系统通信连接。

所述开采活塞系统包括活塞本体、锥面密封、连杆、弹簧和锥面上端盖；所述活塞本体开设有位于下部的第一连通孔和位于上部的第二连通孔，所述第二连通孔与所述第一连通孔处为连通空间，连通空间的纵向横截面为与所述锥面密封相匹配的锥形，所述第一连通孔与所述第二连通孔将所述活塞本体上下端贯穿；所述连杆上端固定在所述锥面上端盖上，其下端穿过所述第二连通孔、第一连通孔后可拆卸固定在所述锥面密封上；所述弹簧套设在所述活塞本体上端的连杆外周，所述弹簧的上端顶着所述锥面上端盖下侧，其下侧顶着所述活塞本体上端面；开始开采时，所述开采活塞系统位于所述直井下段，当所述开采活塞系统下段压力升高到一定程度，所述开采活塞系统沿所述直井上升，所述锥面密封向上并顶着连接空间的锥形，直到所述锥面上端盖碰触所述井口装置，所述锥面密封被顶开，所述开采活塞系统上下端联通，开采出来的天然气和水送入所述气液分离及降压系统；所述直井内气压平衡后，所述开采活塞系统在自身重力作用下快速下落，所述锥面密封在所述弹簧的作用下再次密闭所述开采活塞系统的两端；天然气水合物在低压下继续分解，开采活塞系统的下端压力随着天然气水合物的分解，随着下侧压力持续上升达到一定程度，压力持续上升，当所述开采活塞系统上下端压力差达到一定程度后，所述开采活塞系统再次上升，进入下一个循环。活塞本体、锥面密封、连杆、弹簧和锥面上端盖一起组成一个整体，在直井中上下移动。

所述活塞本体外周开设有密封凹槽，所述密封凹槽内套有第一动密封，所述第一动密封外侧顶着所述直井内壁。密封凹槽与第一动密封的配合，可使开采活塞系统上下端的直井内空间隔离，具有良好的密封性。

所述井口装置包括防喷器和用于监测所述直井内压力变化的第二压力监测系统，所述第二压力监测系统与所述气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统分别通信连接。井口装置可控制井口压力及密封井口，第二压力监测系统可发送控制指令和传送工作状态参数。

所述气液分离及降压系统包括气液分离降压气缸、第一活塞、第一电机、天然气出口装置、用于监测气液分离降压气缸内压力变化的第三压力监测系统、第一单向阀、第二单向阀、第三单向阀和相应的连接件、管道、密封件；所述天然气出口装置通过所述第一单向阀与所述气液分离降压气缸连接，所述气液分离降压气缸通过所述第二单向阀与所述直井连通；所述第一活塞安装在所述气液分离降压气缸内，所述第一活塞与所述第一电机连接由其驱动在所述气液分离降压气缸内作往复运动；所述第三压力监测系统与所述海面能源和通信系统通信连接。第一活塞往复运动可以实现排出天然气和水以及降低井口压力的功能。

所述排水降压系统包括排水降压气缸、第二活塞、第二电机、用于监测排水降压气缸内压力变化的第四压力监测系统、排水口、第四单向阀和相应的连接件、管道、密封件；所述排水降压气缸通过管道与所述气液分离降压气缸连通，所述第三单向阀安装在所述排水降压气缸通过管道与所述气液分离降压气缸之间的管路上；所述第二活塞安装在所述排水降压气缸内，所述第二活塞与所述第二电机连接由其驱动在所述排水降压气缸排水降压气缸内作往复运动；所述第四压力监测系统与所述海面能源和通信系统通信连接。第二活塞往复运动可以实现排出水以及降低井口压力的功能

所述海面能源和通信系统包括电缆、航标灯及信号发射接收装置、海上能源系统、钢缆和锚固系统；所述海上能源系统通过所述电缆分别与所述气液分离及降压系统、排水降压系统、井口装置连接，所述锚固系统通过所述钢缆与所述海上能源系统连接，所述锚固系统深入海水且插入上沉积层内；所述海上能源系统包括为系统供电的波浪能发电装置和蓄电池。海面能源和通信系统，用于提供整个能量及和外界通信。

所述第一活塞套有第二动密封，所述第二动密封外侧顶着所述气液分离降压气缸内壁；所述第二活塞套有第三动密封，所述第三动密封外侧顶着所述排水降压气缸内壁。

与现有技术对比，本发明的优点在于：本系统不再追求单井日产量，而采用多口自动开采井，再利用管汇集中输往海面天然气处理和加工平台或者通过海底管道输往岸上进行处理，整个生产过程无人值守，不需要每口井配备海面天然气处理和加工平台，允许单井低日产量，由于产量低，储层降温幅度不大，对海洋生态环境影响小，同时也减少了出砂海底突然塌陷等安全风险，极大地减少运行成本，从而实现商业开采的目的。

附图说明

图1为本发明实施例的结构示意图；

图2为本发明实施例开采活塞系统的结构示意图。

图中附图标记含义：1、水平井；2、直井；3、开采活塞系统；4、第一动密封；5、井口装置；6、天然气出口装置；7、气液分离降压气缸；8、第一活塞；9、第一电机；10、电缆；11、航标灯及信号发射接收装置；12、海上能源系统；13、钢缆；14、排水降压系统；15、排水口；16、锚固系统；17、第一压力监测系统；18、第二压力监测系统；19、第三压力监测系统；20、第四压力监测系统；21、第一单向阀；22、第二单向阀；23、第三单向阀；24、第四单向阀；25、海水；26、上沉积层；27、水合物层；28、下沉积层；31、活塞本体；32、密封凹槽；33、弹簧；34、锥面上端盖；35、连杆；36、锥面密封；37、第二活塞；38、第二电机。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明的内容做进一步详细说明。

实施例

气体水合物是气体或易挥发的液体与水作用，形成的一种包络状晶体，天然气水合物需要在高压和低温下才存在。天然气水合物与常规传统型能源不同，其在埋藏条件下是固体，在开采过程中分解产生天然气和水。针对天然气水合物这一性质，其开采基本原理都是围绕着如何改变天然气水合物稳定存在的温度、压力条件，促使其分解，进而产出天然气。据此，天然气水合物开采技术大体上可分为三类：降压法、注热法、化学剂法，其中降压法最省能量和在海洋环境中比较容易操作。海洋环境中，由上而下依次为海水25、上沉积层26、水合物层27、下沉积层28。

参阅图1及图2，为一种无人值守全自动水合物降压开采系统，包括开采井系统、开采活塞系统3、井口装置5、气液分离及降压系统、排水降压系统14、海面能源和通信系统；开采井系统下端穿过上沉积层26后进入水合物层27内，井口装置5安装在开采井系统的井口上，井口装置5与气液分离及降压系统、排水降压系统14、海面能源和通信系统分别通信连接；气液分离及降压系统一端与开采井系统上部连接，其另一端与排水减压系统连接；海面能源和通信系统与排水降压系统14、气液分离及降压系统分别连接；开采活塞系统3安装在开采井系统内且可沿其上下移动，开采井系统降压开采天然水合物储层的水合物，并通过开采活塞系统3将开采出来的天然气和水送入气液分离及降压系统内。

开采井系统包括含套管的直井2，直井2下端插入水合物层27内。

或者，开采井系统包括含套管的直井2、水平井1，直井2下端插入水合物层27内，水平井1一端固定在直井2下端并与之连通，水平井1内安装有用于监测水平井1内压力变化的第一压力监测系统17，第一压力监测系统17与海面能源和通信系统通信连接。

开采活塞系统3包括活塞本体31、锥面密封36、连杆35、弹簧33和锥面上端盖34；活塞本体31开设有位于下部的第一连通孔和位于上部的第二连通孔，第二连通孔与第一连通孔处为连通空间，连通空间的纵向横截面为与锥面密封36相匹配的锥形，第一连通孔与第二连通孔将活塞本体31上下端贯穿；连杆35上端固定在锥面上端盖34上，其下端穿过第二连通孔、第一连通孔后可拆卸固定在锥面密封36上；弹簧33套设在活塞本体31上端的连杆35外周，弹簧33的上端顶着锥面上端盖34下侧，其下侧顶着活塞本体31上端面；开始开采时，开采活塞系统3位于直井2下段，当开采活塞系统3下段压力升高到一定程度，开采活塞系统3沿直井2上升，锥面密封36向上并顶着连接空间的锥形，直到锥面上端盖34碰触井口装置5，锥面密封36被顶开，开采活塞系统3上下端联通，开采出来的天然气和水送入气液分离及降压系统；直井2内气压平衡后，开采活塞系统3在自身重力作用下快速下落，锥面密封36在弹簧33的作用下再次密闭开采活塞系统3的两端；天然气水合物在低压下继续分解，开采活塞系统3的下端压力随着天然气水合物的分解，随着下侧压力持续上升达到一定程度，压力持续上升，当开采活塞系统3上下端压力差达到一定程度后，开采活塞系统3再次上升，进入下一个循环。活塞本体31、锥面密封36、连杆35、弹簧33和锥面上端盖34一起组成一个整体，在直井2中上下移动。

活塞本体31外周开设有密封凹槽32，密封凹槽32内套有第一动密封4，第一动密封4外侧顶着直井2内壁。密封凹槽32与第一动密封4的配合，可使开采活塞系统3上下端的直井2内空间隔离，具有良好的密封性。

井口装置5包括防喷器和用于监测直井2内压力变化的第二压力监测系统18，第二压力监测系统18与气液分离及降压系统、排水降压系统14、海面能源和通信系统分别通信连接。井口装置5可控制井口压力及密封井口，第二压力监测系统18可发送控制指令和传送工作状态参数。

气液分离及降压系统包括气液分离降压气缸7、第一活塞8、第一电机9、天然气出口装置6、用于监测气液分离降压气缸7内压力变化的第三压力监测系统19、第一单向阀21、第二单向阀22、第三单向阀23和相应的连接件、管道、密封件；天然气出口装置6通过第一单向阀21与气液分离降压气缸7连接，气液分离降压气缸7通过第二单向阀22与直井2连通；第一活塞8安装在气液分离降压气缸7内，第一活塞8与第一电机9连接由其驱动在气液分离降压气缸7内作往复运动；第三压力监测系统19与海面能源和通信系统通信连接。第一活塞8往复运动可以实现排出天然气和水以及降低井口压力的功能。

排水降压系统14包括排水降压气缸、第二活塞37、第二电机38、用于监测排水降压气缸内压力变化的第四压力监测系统20、排水口15、第四单向阀24和相应的连接件、管道、密封件；排水降压气缸通过管道与气液分离降压气缸7连通，第三单向阀23安装在排水降压气缸通过管道与气液分离降压气缸7之间的管路上；第二活塞37安装在排水降压气缸内，第二活塞37与第二电机38连接由其驱动在排水降压气缸排水降压气缸内作往复运动；第四压力监测系统20与海面能源和通信系统通信连接。第二活塞37往复运动可以实现排出水以及降低井口压力的功能

海面能源和通信系统包括电缆10、航标灯及信号发射接收装置11、海上能源系统12、钢缆13和锚固系统16；海上能源系统12通过电缆10分别与气液分离及降压系统、排水降压系统14、井口装置5连接，锚固系统16通过钢缆13与海上能源系统12连接，锚固系统16深入海水25且插入上沉积层26内；海上能源系统12包括为系统供电的波浪能发电装置和蓄电池。海面能源和通信系统，用于提供整个能量及和外界通信。

第一活塞8套有第二动密封，第二动密封外侧顶着气液分离降压气缸7内壁；第二活塞37套有第三动密封，第三动密封外侧顶着排水降压气缸内壁。

本实施例中，气液分离及降压系统、排水降压系统14沉放在上沉积层26上，且位于海水25中，海上能源系统12漂浮在海面上。

本系统实施例工作过程如下：

(1)钻井、完井、系统安装

在水合物资源区使用专用半潜式深海油气平台进行钻井、完井作业。采用水下机器人安装开采活塞系统3、井口装置5、气液分离及降压系统、排水降压系统14。固定海面能源和通信系统，连接管道和电缆10。

(2)排水降压

使用专用半潜式深海油气平台给系统供电，在关闭天然气出口装置6的同时启动气液分离及降压系统、排水降压系统14，开始对开采井(直井2或直井2加水平井1)进行降压。当压力降到设定压力(该压力需低于天然气水合物的分解压力，例如1MPa，假设水合物层27温度为10℃，压力13MPa,甲烷水合物相平衡压力为6.95MPa，可设定开采井压力为6MPa)，切换供电，由海上能源系统12供电，专用半潜式深海油气平台撤离，系统进入自主运行阶段。

(3)水合物开采

当开采活塞系统3下端压力升高到一定程度，开采活塞系统3开始上升，将开采出来的天然气和水送入气液分离及降压系统。当锥面上端盖34碰触井口装置5时，锥面密封36被顶开，开采活塞系统3上下端联通，气压平衡，开采活塞系统3在自生重力作用下快速下落，锥面密封36在弹簧33的作用下再次封闭开采活塞系统3的两端。天然气水合物在低压下继续分解，开采活塞系统3的下端压力随着天然气水合物的分解，压力持续上升，当开采活塞系统3上下端压差达到一定程度后，开采活塞系统3再次上升，进入下一个循环。

(4)天然气收集处理

由气液分离及降压系统的天然气出口装置6排出的天然气再利用管汇集中输往海面天然气处理和加工平台，或者通过海底管道输往岸上进行处理。完成无人值守全自动水合物降压开采过程。

上列详细说明是针对本发明可行实施例的具体说明，该实施例并非用以限制本发明的专利范围，凡未脱离本发明所为的等效实施或变更，均应包含于本案的专利范围中。

Claims (8)

1.一种无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：包括开采井系统、开采活塞系统、井口装置、气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统；所述开采井系统下端穿过上沉积层后进入水合物层内，所述井口装置安装在所述开采井系统的井口上，所述井口装置与所述气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统分别通信连接；所述气液分离及降压系统一端与所述开采井系统上部连接，其另一端与所述排水降压系统连接；所述海面能源和通信系统与所述排水降压系统、所述气液分离及降压系统分别连接；所述开采活塞系统安装在所述开采井系统内且可沿其上下移动，所述开采井系统降压开采天然水合物储层的水合物，并通过所述开采活塞系统将开采出来的天然气和水送入所述气液分离及降压系统内；所述开采井系统包括含套管的直井，所述直井下端插入水合物层内；所述开采活塞系统包括活塞本体、锥面密封、连杆、弹簧和锥面上端盖；所述活塞本体开设有位于下部的第一连通孔和位于上部的第二连通孔，所述第二连通孔与所述第一连通孔处为连通空间，连通空间的纵向横截面为与所述锥面密封相匹配的锥形，所述第一连通孔与所述第二连通孔将所述活塞本体上下端贯穿；所述连杆上端固定在所述锥面上端盖上，其下端穿过所述第二连通孔、第一连通孔后可拆卸固定在所述锥面密封上；所述弹簧套设在所述活塞本体上端的连杆外周，所述弹簧的上端顶着所述锥面上端盖下侧，其下侧顶着所述活塞本体上端面；开始开采时，所述开采活塞系统位于所述直井下段，当所述开采活塞系统下段压力升高到一定程度，所述开采活塞系统沿所述直井上升，所述锥面密封向上并顶着连通空间的锥形，直到所述锥面上端盖碰触所述井口装置，所述锥面密封被顶开，所述开采活塞系统上下端联通，开采出来的天然气和水送入所述气液分离及降压系统；所述直井内气压平衡后，所述开采活塞系统在自身重力作用下快速下落，所述锥面密封在所述弹簧的作用下再次密闭所述开采活塞系统的两端；随着下侧压力持续上升达到一定程度，所述开采活塞系统再次上升，进入下一个循环。

2.根据权利要求1所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述开采井系统还包括水平井，所述水平井一端固定在所述直井下端并与之连通，所述水平井内安装有用于监测所述水平井内压力变化的第一压力监测系统，所述第一压力监测系统与所述海面能源和通信系统通信连接。

3.根据权利要求1所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述活塞本体外周开设有密封凹槽，所述密封凹槽内套有第一动密封，所述第一动密封外侧顶着所述直井内壁。

4.根据权利要求1所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述井口装置包括防喷器和用于监测所述直井内压力变化的第二压力监测系统，所述第二压力监测系统与所述气液分离及降压系统、排水降压系统、海面能源和通信系统分别通信连接。

5.根据权利要求1所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述气液分离及降压系统包括气液分离降压气缸、第一活塞、第一电机、天然气出口装置、用于监测气液分离降压气缸内压力变化的第三压力监测系统、第一单向阀、第二单向阀、第三单向阀和相应的连接件、管道、密封件；所述天然气出口装置通过所述第一单向阀与所述气液分离降压气缸连接，所述气液分离降压气缸通过所述第二单向阀与所述直井连通；所述第一活塞安装在所述气液分离降压气缸内，所述第一活塞与所述第一电机连接，所述第一电机驱动所述第一活塞在所述气液分离降压气缸内作往复运动；所述第三压力监测系统与所述海面能源和通信系统通信连接。

6.根据权利要求5所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述排水降压系统包括排水降压气缸、第二活塞、第二电机、用于监测排水降压气缸内压力变化的第四压力监测系统、排水口、第四单向阀和相应的连接件、管道、密封件；所述排水降压气缸通过管道与所述气液分离降压气缸连通，所述第三单向阀安装在所述排水降压气缸与所述气液分离降压气缸之间的管路上；所述第二活塞安装在所述排水降压气缸内，所述第二活塞与所述第二电机连接，所述第二电机驱动所述第二活塞在所述排水降压气缸内作往复运动；所述第四压力监测系统与所述海面能源和通信系统通信连接。

7.根据权利要求6所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述海面能源和通信系统包括电缆、航标灯及信号发射接收装置、海上能源系统、钢缆、锚固系统；所述海上能源系统通过所述电缆分别与所述气液分离及降压系统、排水降压系统、井口装置连接，所述锚固系统通过所述钢缆与所述海上能源系统连接，所述锚固系统深入海水且插入上沉积层内；所述海上能源系统包括为开采系统供电的波浪能发电装置和蓄电池。

8.根据权利要求6所述的无人值守全自动水合物降压开采系统，其特征在于：所述第一活塞套有第二动密封，所述第二动密封外侧顶着所述气液分离降压气缸内壁；所述第二活塞套有第三动密封，所述第三动密封外侧顶着所述排水降压气缸内壁。

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