CN113062709B - 一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及天然气水合物开发技术领域，具体涉及一种用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，包括逐级设定每一降压步骤中井筒温度下限值及井筒温度升高值，根据井筒温度下限值及井筒温度升高值确定分步降压方式的每一降压步骤中的井口压力值及压力保持时间；当达到井筒温度下限值时停止该步降压；当井筒温度达到储层温度附近时开始下一步降压；本发明方法产气率均匀，多步降压过程中利用温度和压力协同变化，避免温度快速下降导致二次水合物的形成，从而防止堵塞井壁；而且，本发明方法中温度和压力变化较为缓慢，避免由于压力降低过快导致海底滑坡；同时分步降压步数增多，能够降低热损耗，提升开采效率。
Description
技术领域
本发明涉及天然气水合物开发技术领域，具体涉及一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法。
背景技术
天然气水合物是烃类气体小分子(主要成分为甲烷)和水在低温、高压条件下形成的非化学计量的结晶状固态络合物。天然气水合物必须同时具备三个条件:一是低温、二是高压、三是充足的气源。由于形成条件的制约，天然气水合物通常仅分布在海洋大陆架外的陆坡、深海和深湖底部的沉积层以及永久冰土区。据保守估计，世界上天然气水合物所含天然气的总资源量约为(118～211)×1016m3，其热当量相当于全球已知煤、石油和天然气总热当量的2倍。目前天然气水合物的开采方法主要有降压法、注热法和注化学抑制剂开采法。
降压法是通过泵吸作用使生产井的压力保持在储藏区温度相应的平衡压力之下，储藏区内自由流体在压差作用下流出井口，导致储藏区域内压力下降，当压力低于平衡压力时，水合物开始分解。但此方法的不足在于开采过程中产气速率不均且容易导致二次水合物生成，造成井壁堵塞。
注热法是通过向天然气水合物储层注入热水或蒸汽使将水合物藏的温度升高到水合物储藏压力相应的平衡温度之上，造成水合物的分解。但开采过程中造成大量的热量损失，降低了开采效率。
注化学抑制剂开采方法主要是通过注入抑制剂(如甲醇、乙二醇、氛化钙等)以改变储层温压平衡，造成部分水合物的分解，改变水合物稳定层的温压条件，使水合物失稳而分解。注化学试剂法使用方便，但缺陷是费用昂贵，作用缓慢，且可能对海底生态环境造成污染，因此不宜开采海底沉积层水合物。
目前许多国家对海底天然气水合物进行试开采，但由于开采过程中依然面临水合物二次生成堵塞、可能海底滑坡等困难，目前仍没有适用于商业运行的可靠开采方法。我国2017年在南海的天然气试开采虽然取得了巨大的成功，但还是存在着成本高，产气速率不稳定和能量消耗大等问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，避免常规降压法一步将压力降至最终压力导致的产气率波动较大、温度快速下降形成二次水合物导致堵塞井壁及压力降低过快导致海底滑坡问题。
为实现上述技术目的，本发明提供如下技术方案：
一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，所述方法包括，在深海天然气水合物储层中心钻取开采井；
确定天然气水合物的原始储层温度和原始储层压力；
逐级设定每一降压步骤中井筒温度下限值及井筒温度升高值，根据井筒温度下限值及井筒温度升高值确定分步降压方式的每一降压步骤中的井口压力值及压力保持时间；
采用分步降压方式通过泵吸作用使井口压力逐级降低至设计生产压力。
优选地，所述方法包括，
通过泵吸作用将开采井出口的井口压力值降压至原始储层温度对应平衡压力的预设范围压力值；
继续降低压力，开采分解的天然气水合物，储层温度降低；
监控实时储层温度，当实时储层温度达到井筒温度下限值时，停止当前降压步骤，调整产气量并使井口压力值保持在与所述井筒温度下限值对应平衡压力的预设范围压力值，天然气水合物层周边的热量向开采井中心传递，储层温度升高；
当实时储层温度达到井筒温度升高值时，启动下一降压步骤，将开采井的井口压力值降压至当前井筒温度升高值的储层温度对应平衡压力的预设范围压力值。
优选地，每一降压步骤中的所述井筒温度下限值根据上一降压步骤中的井筒温度下限值确定，且所述井筒温度下限值不低于实时压力下的相平衡温度。
优选地，每一降压步骤中的所述井筒温度下限值设置为上一降压步骤中的井筒温度下限值的75％-85％，初始降压步骤的井筒温度下限值设置为原始储层温度的75％-85％。
优选地，每一步骤降压步骤中的所述井筒温度升高值根据上一降压步骤中的井筒温度下限值确定。
优选地，每一步骤降压步骤中的所述井筒温度升高值设置为上一降压步骤中的井筒温度下限值的85％-95％，初始降压步骤的井筒温度升高值设置为原始储层温度的85％-95％。
优选地，所述预设范围压力值设置为对应平衡压力的80％-99％。
优选地，所述对应平衡压力根据天然气水合物的相平衡曲线确定。
优选地，所述设计生产压力根据井筒及储层条件确定。
本发明实施例至少部分实现了如下有益效果：
本发明提供一种温压协同多步降压开采天然气水合物的方法，通过温压协同多步降压方式在深海天然气水合物储层中心钻取开采井，根据天然气水合物储层的温度和压力条件设定设计生产压力，通过泵吸作用使井口压力分步降低至设计生产压力，根据井筒温度下限值，即井筒最低允许温度，确定分步降压中每步压力降低值，当达到最低允许温度时停止该步降压；根据井筒温度升高值确定分步降压中每步保持压力时间，当井筒温度达到储层温度附近时开始下一步降压；与已有的降压开采水合物的方法相比：本实施例采用的多步降压法避免了常规降压法一步就将压力降至最终压力导致产气率初始时刻较大后续降低的问题，能够使产气率较为均匀；多步降压过程中利用温度和压力协同变化，避免温度快速下降导致二次水合物的形成，从而防止堵塞井壁；而且，本发明方法中温度和压力变化较为缓慢，避免由于压力降低过快导致海底滑坡；同时分步降压步数增多，能够降低热损耗，提升开采效率。
下面通过附图和实施例，对本发明的技术方案做进一步的详细描述。
附图说明
附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例一起用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：
图1为本发明一实施例利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法的示意图；
图2为本发明一实施例温压协同多步降压开采天然气水合物的原理图。
具体实施方式
为了加深对本发明的理解，下面将结合实施例对本发明作进一步详述，以下实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明保护范围的限定。
本发明实施例提供一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，如图1所示，所述方法包括，
S11在深海天然气水合物储层中心钻取开采井；
S12确定天然气水合物的原始储层温度和原始储层压力；
S13逐级设定每一降压步骤中井筒温度下限值及井筒温度升高值，根据井筒温度下限值及井筒温度升高值确定分步降压方式的每一降压步骤中的井口压力值及压力保持时间；
S14采用分步降压方式通过泵吸作用使井口压力逐级降低至设计生产压力。
在本实施例中，根据天然气水合物储层的温度和压力条件，通过泵吸作用使井口压力分步降低至设计生产压力；所述的分步降压每步压力降低取决于井筒温度下限值，即井筒最低允许温度，达到最低允许温度时停止该步降压；所述的分步降压每步保持压力时间取决于井筒温度升高值，当井筒温度达到储层温度附近时开始下一步降压；所述分步降压方式的循环最终使井筒压力降低到生产设计压力。
在一个实施例中，优选地，所述方法包括，
通过泵吸作用将开采井出口的井口压力值降压至原始储层温度对应平衡压力的预设范围压力值；
继续降低压力，开采分解的天然气水合物，储层温度降低；
监控实时储层温度，当实时储层温度达到井筒温度下限值时，停止当前降压步骤，调整产气量并使井口压力值保持在与所述井筒温度下限值对应平衡压力的预设范围压力值，天然气水合物层周边的热量向开采井中心传递，储层温度升高；
当实时储层温度达到井筒温度升高值时，启动下一降压步骤，将开采井的井口压力值降压至当前井筒温度升高值的储层温度对应平衡压力的预设范围压力值。
在本实施例中，可以根据水合物相平衡曲线及原始储层温度、原始储层压力确定第一降压步骤中的井筒温度下限值及井筒温度升高值，再实时根据水合物相平衡曲线及实时的储层温度确定每一降压步骤中的压力值及每一降压步骤中压力值对应的时间，具体可以参考图2温压协同多步降压开采天然气水合物的原理图，其中的曲线为水合物相平衡曲线，横坐标为温度，纵坐标为压力，P0，T0为初始储层温压条件，P1、T1为第一次降压开采压力和温度，T1 *为第一次降压停止温度；P2、T2为第二次降压开采压力和温度，T2 *为第二次降压停止温度；P3、T3为第三次降压开采压力和温度；Tn-2 *为第n-2次降压停止温度，Pn-1、Tn-1为第n-1次降压开采压力和温度，Tn-1 *为第n-1次降压停止温度；Pn、Tn为降压开采储层设计压力和温度。
在本实施例中，优选地，在深海天然气水合物储层中心钻取开采井，确定天然气水合物储层初始的温度和压力条件T0、P0，通过泵吸作用使井口压力降低至储层温度相应的平衡压力附近P1；继续降低压力使水合物分解并进行开采，水合物分解导致储层温度降低，当储层达到允许的井筒温度下限T1 *时，通过调整产气量使井压保持在温度下限T1 *对应的压力P2。
当储层压力维持时，水合物分解变缓，天然气水合物层周边的热量不断向开采井中心传递，储层温度升高，当开采井中心的温度接近开采温度T2时，降低井口压力，继续水合物的分解及天然气的开采。
当储层达到第二次允许温度下限T2 *时，通过调整产气量使井压保持在温度下限T2 *对应的压力P3。
继续等待天然气水合物储层周边的热量向井口中心传递，直到开采井中心的温度恢复接近开采温度T3，继续降压进行水合物的分解和天然气的开采。
依据上述确定原则，依次确定水合物的降压开采压力为Pn-1时，同时当储层温度达到允许温度下限Tn-1 *，通过调整产气量使井压保持Pn，直至在周围的传热作用下使井口温度恢复到温度Tn时继续进行降压开采，最终使水合物储层达到设计开采压力Pn。
优选地，所述的每步降压最低允许温度可以不同；每一降压步骤中的所述井筒温度下限值根据上一降压步骤中的井筒温度下限值确定，且所述井筒温度下限值不低于实时压力下的相平衡温度。
优选地，每一降压步骤中的所述井筒温度下限值设置为上一降压步骤中的井筒温度下限值的75％-85％，例如可以是78％、80％、82％等；初始降压步骤的井筒温度下限值设置为原始储层温度的75％-85％，例如可以是78％、80％、82％等；。
优选地，每步保持压力升高温度可以不同，根据生产情况达到储层温度附近；每一步骤降压步骤中的所述井筒温度升高值根据上一降压步骤中的井筒温度下限值确定。
优选地，每一步骤降压步骤中的所述井筒温度升高值设置为上一降压步骤中的井筒温度下限值的85％-95％，例如可以是88％、90％、92％等；初始降压步骤的井筒温度升高值设置为原始储层温度的85％-95％，例如可以是88％、90％、92％等；。
优选地，所述预设范围压力值设置为对应平衡压力的80％-99％，例如可以是85％、90％、95％等。
优选地，所述对应平衡压力根据天然气水合物的相平衡曲线确定。
优选地，所述设计生产压力根据井筒及储层条件确定。
在一个具体实施例中，提供了一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，具体包括：
储层性质介绍：
模拟储层位于深海海底水平面下1300m，其中海底平面为1200米，储层有效厚度为100m，储层为松散砂岩，靠水合物结晶胶结。储层上部有较好盖层，初始储层温度为10℃，初始储层压力为13MPa。
温压协同分步开采天然气水合物的方法开采过程为：
根据储层地质特征和开采方法情况，首先通过泵吸作用将开采井的出口压力降压至初始储层温度10℃的相应平衡压力附近为9.5MPa。
继续降低压力，使水合物分解并进行开采，当实时储层温度达到允许的井筒温度下限值8℃(初始储层温度10*80％)时，通过调整产气量并使井压维持在对应的压力值7.37MPa保持不变。
天然气水合物层周边的热量不断向开采井中心传递，当开采井中心的井筒温度升高至到达预设的9℃时(接近初始储层温度的90％)，使进口压力降低继续水合物的分解及天然气的开采。
当实时储层温度达到井筒温度下限值6.4℃(上一降压步骤中井筒温度下限值8*80％)6.4℃时，通过调整产气量使井压保持在温度下限对应的压力6.13MPa。
继续等待天然气水合物储层周边的热量向井口中心传递，直到开采井中心的温度接近7.2℃时，继续降压进行水合物的分解和天然气的开采。
依据上述确定原则，依次确定水合物的降压开采压力为上次开采温度80％下限温度所对应的压力值，通过调整产气量使井压保持在此压力，直至在周围的传热作用下使井口温度恢复到上次温度的90％时继续进行降压开采，最终使水合物储层达到设计压力与温度。
本实施例提供的温压协同多步降压开采天然气水合物的方法和目前现有的天然气水合物的开发方法相比，较大改善了天然气水合物的生产效果，提高了开发效率，避免了一次降压时温压降低过快导致的二次水合物的形成。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明的范围内。本发明要求的保护范围由所附的权利要求书及其等同物界定。
Claims (8)
1.一种利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述方法包括，
在深海天然气水合物储层中心钻取开采井；
确定天然气水合物的原始储层温度和原始储层压力；
逐级设定每一降压步骤中井筒温度下限值及井筒温度升高值，根据井筒温度下限值及井筒温度升高值确定分步降压方式的每一降压步骤中的井口压力值及压力保持时间；
采用分步降压方式通过泵吸作用使井口压力逐级降低至设计生产压力；
其中，所述方法包括，
通过泵吸作用将开采井出口的井口压力值降压至原始储层温度对应平衡压力的预设范围压力值；
继续降低压力，开采分解的天然气水合物，储层温度降低；
监控实时储层温度，当实时储层温度达到井筒温度下限值时，停止当前降压步骤，调整产气量并使井口压力值保持在与所述井筒温度下限值对应平衡压力的预设范围压力值，天然气水合物层周边的热量向开采井中心传递，储层温度升高；
当实时储层温度达到井筒温度升高值时，启动下一降压步骤，将开采井的井口压力值降压至当前井筒温度升高值的储层温度对应平衡压力的预设范围压力值。
2.如权利要求1所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，每一降压步骤中的所述井筒温度下限值根据上一降压步骤中的井筒温度下限值确定，且所述井筒温度下限值不低于实时压力下的相平衡温度。
3.如权利要求2所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，每一降压步骤中的所述井筒温度下限值设置为上一降压步骤中的井筒温度下限值的75％-85％，初始降压步骤的井筒温度下限值设置为原始储层温度的75％-85％。
4.如权利要求3所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，每一步骤降压步骤中的所述井筒温度升高值根据上一降压步骤中的井筒温度下限值确定。
5.如权利要求4所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，每一步骤降压步骤中的所述井筒温度升高值设置为上一降压步骤中的井筒温度下限值的85％-95％，初始降压步骤的井筒温度升高值设置为原始储层温度的85％-95％。
6.如权利要求2所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述预设范围压力值设置为对应平衡压力的80％-99％。
7.如权利要求2所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述对应平衡压力根据天然气水合物的相平衡曲线确定。
8.如权利要求1所述利用温压协同分步降压开采天然气水合物的方法，其特征在于，所述设计生产压力根据井筒及储层条件确定。
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