CN113622874A - 一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法 - Google Patents
一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113622874A CN113622874A CN202110886682.0A CN202110886682A CN113622874A CN 113622874 A CN113622874 A CN 113622874A CN 202110886682 A CN202110886682 A CN 202110886682A CN 113622874 A CN113622874 A CN 113622874A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- production
- pipe
- combustible ice
- annular cavity
- hole group
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 256
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 66
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 140
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 52
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 52
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 25
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 15
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 2
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 19
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 description 15
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000007363 regulatory process Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明公开了一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法，生产井的生产套管与生产管之间上下间隔设有三个第二封隔器，且由生产套管、生产管与相邻的两个第二封隔器形成上下两个第二环形空腔，生产套管设有与位于上方的第二环形空腔内部连通的第三通孔组，所述第三通孔组位于表层套管的下方，生产管的管壁上分别设有与上下两个第二环形空腔内部连通的两组第一通孔组，且在生产管的管壁上设有与其内部连通的第四通孔组，生产管内上下间隔设有两个单向球阀，该可燃冰开发生产井可通过实现泥砂冲洗、原位排砂、保持可燃冰顶部地层稳定和防止海水渗透进入可燃冰分解开采区域、分解区域的温度压力调节，达到维持和控制可燃冰持续分解开采的目的。
Description
技术领域
本发明属于可燃冰开发生产领域，尤其涉及一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法。
背景技术
天然气水合物(俗称可燃冰)，由天然气分子(主要成分甲烷)和水分子在低温、高压环境下形成一种笼形晶体结构，在标准温压条件下，1m3天然气水合物充分分解能释放150～180m3的天然气。普遍认为，全球天然气水合物的地质储量约为2×1016m3，是全球陆上已探明含碳传统化石能源总量的两倍，并且海底浅层300～1500m深度处为天然气水合物主力赋存区域。在天然气水合物矿藏的开发过程中，伴随着天然气水合物的分解过程，必然会发生固相到气-液相的变化。其间，产生大量可流动的水、气体和联结弱化了的泥砂，这一过程使原固相可燃冰储藏的孔隙骨架支撑强度降低，联结强度变弱，造成海底浅层地质结构的强度也降低，同时在驱动压差的作用下，由于气水两相流在向井底射孔处渗流运移的过程中不断冲刷多孔介质内壁泥砂，使其中参杂的泥砂越来越多地从原位脱离析出，并随气-水两相的渗流过程运移进入到生产井周围或井内，堆积并造成堵塞，进而影响生产。
对于这类泥砂堵塞现象，各类防砂网除了起到延缓的作用，也不能完全有效地解决这一问题，最终还是会减少出气量，影响生产。在目前世界各国所进行的多次可燃冰天然气试生产中，就多次出现因为出砂问题严重而使试生产被迫关停终止。此外，不同于传统的化石能源开发，由于海底可燃冰储层所属的浅层区域地质疏松，其开采过程中还将会伴随着较为严重的大面积固相储层液化、蜕变和塌缩现象。因此，天然气水合物的分解、开发可能会诱发海底边坡失稳、地层坍塌和浅层凹陷等地质灾害；特别是，由于开采导致的地质结构变化，当海水大量渗入天然气水合物矿藏开发区域，将会影响天然气水合物的可控分解，最终导致对可燃冰的开发生产过程的控制失效。
研发安全、环保、高效、经济的生产工艺和技术，就需要在天然气水合物矿藏的开发过程中确保地层稳定、温压可控、生产高效连续、环境友好、且满足和符合资源商业化开发的规律和标准。目前提出的海底浅层天然气水合物开发技术主要包括注热开采、置换开采、置换联合加热开采、降压法开采、地质挖掘开采和降压加温开采等。当前的这些技术中还有很多关键问题有待解决。其中，注热开采过程井筒热损失较大；微波加热过程热解辐射区域小；地热开采局限性强；置换开采过程置换程度偏低；置换联合加热开采控温难度大，施工工艺复杂；地质挖掘开采能效低，并且对海底浅层稳定性破坏较大。以上各类方法，都无法避免可燃冰储层液化和出砂严重的问题。如果这两种共性问题无法有效地解决，最终都会导致原储层地质结构的破坏、坍塌，随着可燃冰储层的破坏，也会导致海水的渗入，最终引起生产井的完全失控，甚至诱发地质风险。
发明内容
为了实现上述目的，本发明的目的之一在于提供一种可将可燃冰持续、可控、安全分解并收集的可燃冰开发生产井。
为了实现上述目的，本发明的技术方案如下：一种可燃冰开发生产井，包括水下井口装置、生产套管和生产管，所述生产管设在所述生产套管内，且二者之间形成环形空腔，所述生产套管和生产管的上端均分别与所述水下井口装置连接，所述生产管的下端低于所述生产套管的下端，所述生产套管与所述生产管之间设有三个上下间隔分布的第二封隔器，且相邻两个所述第二封隔器之间形成一个第二环形空腔，在所述生产套管的管壁上设有与位于上方的所述第二环形空腔内连通的第三通孔组，所述生产管的管壁上设有上下间隔分布的两组第一通孔组，两组所述第一通孔组与两个第二环形空腔一一对应，每组所述第一通孔组分别与对应的所述第二环形空腔内连通，且所述生产管在位于所述生产套管下方的管壁上设有贯穿的第四通孔组，所述生产管内设有两个上下间隔分布,且将所述生产管分隔的单向球阀，且位于下方的所述第一通孔组位于两个所述单向球阀之间，所述单向球阀用以避免所述生产管内位于其下方的物料或泥砂-水混合液经其向上流动，所述水下井口装置中设置有第二注入管和第三注入管，所述第二注入管下端与位于上方的所述第二环形空腔内连通，所述第三注入管的下端与位于下方的所述第二环形空腔内连通。
上述技术方案的有益效果在于：所述生产套管和生产管的下端均下入到海底地层可燃冰储层之下的泥砂层中，且生产管的下端低于生产套管的下端，第二注入管用以向位于上方的第二环形空腔内注入调节气体，所述调节气体为调温调压后的氮气或天然气，且注入的调节气体经第三通孔组进入到可燃冰储层内以调节可燃冰储层内部的温度、压力，进而控制可燃冰分解的速度其中，在注入调节气体时，需要同时调控生产管上端经过水下井口的通道或将常开阀关闭，关闭常开阀可避免注入的调节气体经位于上方的第一通孔组进入生产管后失控地向上流动，而分解后得到的天然气可能携带少量泥砂和水经第三通孔组进入到位于上方的第二环形空腔内，并经位于上方的第一通孔组进入到生产管内，进入生产管内的气-砂液多相混合物在生产管内完成分离，气体经生产管向上流动至水下井口(生产时需调节生产管上端的出口压力和保持通道畅通)，而进入所述生产管内的泥砂和水则在生产管内向下积聚沉积，第三注入管用以向位于下方的所述第二环形空腔内高压注水，注入其内的水经位于下方的第一通孔组流向生产管内，使沉积在生产管内的泥砂经第四通孔组挤压排出至生产管外，两个所述单向球阀可避免生产管内的泥砂和水经生产管上行，另外整个生产井还可对进入位于上方所述第二环形空腔的泥砂进行冲洗和对第三通孔组进行清洗，即通过第二注入管向位于上方的所述第二环形空腔内注水以将位于上方的所述第二环形空腔内的泥砂经位于上方的所述第一通孔组清洗冲出，冲洗时可将常开阀关闭，由此可见，该可燃冰开发生产井可以完成可燃冰在储层内的原位可控分解、生产井内的原位气-液-砂分离、生产孔(即第三通孔组)的清洗、井内泥砂清洗和井内原位泥砂外排等，便于实现地质稳定性、生产条件和生产工况的调控、保障可燃冰天然气的持续、稳定的生产。
上述技术方案中所述生产管内还设有一个将所述生产管分隔的常开阀,两个所述单向球阀均位于所述常开阀的下方,且位于上方的所述第一通孔组分布于所述常开阀和位于上方的所述单向球阀之间。
上述技术方案的有益效果在于：在第三通孔组的需要清洗时或在紧急情况下将常开阀关闭，可以阻断冲洗用液和生产的天然气经生产管上行，从而暂停生产。
上述技术方案中还包括表层套管，所述生产套管套设在所述表层套管内，且二者之间形成环形空腔，所述生产套管的下端低于所述表层套管的下端，所述表层套管与所述生产套管之间设有两个上下间隔分布的第一封隔器，所述表层套管、生产套管和两个所述第一封隔器用以共同围合形成一个密闭的第一环形空腔，所述表层套管的管壁上设有与所述第一环形空腔内连通的第二通孔组，两个所述第二封隔器均位于所述表层套管的下方，所述第三通孔组位于所述表层套管的下方，所述水下井口装置中设置有第一注入管，所述第一注入管的下端与所述第一环形空腔内连通。
上述技术方案的有益效果在于：其中，所述表层套管的下端下入到所述可燃冰储层的内上方，如此可利用第一注入管向所述第一环形空腔内注入低温液体(低温的水或液化二氧化碳)，而进入第一环形空腔内的低温液体经第二通孔组挤压扩散到可燃冰储层的上部，并在第二通孔组附近区域的可燃冰储层内加强可燃冰和新生成的二氧化碳水合物的固相强度，使得可燃冰储层的上部地层地质条件更加稳定，同时可减少或阻止海水渗入到可燃冰储层内部的天然气生产区。
上述技术方案中还包括设置在所述表层套管外的导管，所述导管的上端与所述水下井口装置连接，所述表层套管的下端低于所述导管的下端，所述第二通孔组位于所述导管的下方。
上述技术方案的有益效果在于：如此使得整个生产井的得到稳固的支撑和生产井周边的地层地质稳定性更佳，而导管的下端下入到上覆泥砂层内，以为水下井口装置提供稳固的支撑。
上述技术方案中所述导管、表层套管、生产套管和生产管的下端均设有用于锚定于海底各地层中的管靴。
上述技术方案的有益效果在于：如此使得导管、表层套管、生产套管和生产管在海底均能稳固地安装就位。
上述技术方案中位于上方的所述第一封隔器位于所述导管的下方。
上述技术方案的有益效果在于：如此使得整个第一环形空腔均位于所述导管的下方，且使第二通孔组直接与可燃冰储层内贯通，通过第二通孔组挤压流出的低温液体能向可燃冰储层内扩散渗透。
上述技术方案中位于上方的所述第二封隔器位于所述表层套管的下方。
上述技术方案的有益效果在于：如此使得位于上方的第二环形空腔位于所述表层套管的下方，使得位于上方的第二环形空腔能够与第三通孔组匹配，且第三通孔组贯穿生产套管进入管外的可燃冰储层。
上述技术方案中所述第二通孔组和/或第三通孔组的通孔为射孔，所述第四通孔组的通孔为射孔。
上述技术方案的有益效果在于：采用射孔对生产井周边的地质环境、生产条件进行管控，使可燃冰天然气的生产更加稳定、持久。
上述技术方案中所述第二通孔组和/或第三通孔组处设有防砂网或筛网(或可根据实际环境条件，将第二通孔组和/或第三通孔组所在的管段直接用筛网替代)。
上述技术方案的有益效果在于：设置防砂网或筛网可避免粒径较大的砂粒进入第二环形空腔内。
本发明的目的之二在于提供一种利用如上所述的可燃冰开发生产井，稳定、安全、可持续地生产开发海底可燃冰的方法。
为了实现上述目的，本发明的技术方案如下：一种利用如上所述的可燃冰开发生产井的可燃冰天然气的生产方法，包括如下步骤：
步骤1：将可燃冰开发生产井在海底安装到位，其中所述生产管和生产套管的下端均下入到可燃冰储层之下的泥砂层中，所述表层套管的下端下入到可燃冰储层内，所述导管的下端下入到可燃冰储层之上的上覆泥砂层中，所述水下井口装置安装于高于海床的导管上端；
步骤2：监测可燃冰储层和上覆泥砂层的地质条件和状况，若可燃冰储层和上覆泥砂层的地质状况出现不稳定风险，所述不稳定风险包括水合物有开始分解或可燃冰储层开始出现液化的迹象，则通过所述第一注入管向第一环形空腔内注入低温液体，所述低温液体为低温海水或液态二氧化碳或氮气，进入到所述第一环形空腔内的低温液体会经所述第二通孔组挤压扩散进入到可燃冰储层与上覆泥砂层的交界区域以及可燃冰开发生产井周边的区域，以维持水合物的固相稳定性和对可燃冰储层顶部地层及之上的上覆泥砂层进行低温固化处理；
步骤3：生产过程中定期或根据需要通过第二注入管向位于上方的所述第二环形空腔内注入调节气体，所述调节气体为调温调压后的氮气或天然气，注入的所述调节气体经所述第三通孔组进入到可燃冰储层内，以调节所述可燃冰储层内的温度和压力，控制可燃冰储层内可燃冰的分解速度，所述可燃冰储层内分解出的天然气流动时可能携带少量泥砂和水经第三通孔组、位于上方的第二环形空腔以及位于上方的所述第一通孔组进入到所述生产管内，进入到所述生产管内的天然气经所述生产管向上流动，而进入所述生产管内的泥砂-水经过两个单向球阀向下积聚沉积；
步骤4：定期或根据需要经所述第三注入管向位于下方的所述第二环形空腔内高压注水，进入位于下方所述第二环形空腔内的水经位于下方的所述第一通孔组进入到所述生产管内，并对所述生产管内下端沉积的泥砂-水混合液经第四通孔组挤压排出以实现对生产管内泥砂的原位排砂；
步骤5：定期或根据需要关闭常开阀，并经所述第二注入管向位于上方的所述第二环形空腔内快速高压注水，以反向加压冲洗第二环形空腔和第三通孔组。
上述技术方案的有益效果在于：如此可确保可燃冰储层顶部的地质稳定性，同时可避免或减少海水渗入到可燃冰储层的分解生产区域内，实现在可燃冰生产区域对可燃冰分解速度的有效控制，并实现原位气与砂-液的分离、原位泥砂的清洗与产液-产砂的原位外排。
附图说明
图1为本发明实施例所述的可燃冰开发生产井的结构简图；
图2为本发明实施例所述的可燃冰开发生产井的另一结构简图；
图3为本发明实施例中表层套管、生产套管、生产管和导管的分布图。
图中：1水下井口装置、2表层套管、201第二通孔组、3生产套管、301第三通孔组、4生产管、401第一通孔组、402第四通孔组、5第一封隔器、6第二封隔器、7单向球阀、8第一注入管、901第二注入管、902第三注入管、10常开阀、11导管、12管靴。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。
实施例1
如图1(图1中海床以S表示，可燃冰储层由B表示，位于可燃冰储层之上的上覆泥砂层由A表示，位于可燃冰储层之下的泥砂层由C表示)和图3所示，本实施例提供了一种可燃冰开发生产井，包括水下井口装置1和由外向内依次顺序套设的导管11、表层套管2、生产套管3和生产管4，所述表层套管2、生产套管3和生产管4中相邻两层管道之间具有环形空间(即生产管的外径小于所述生产套管的外径，生产套管的外径小于表层套管的外径)，所述导管11、表层套管2、生产套管3和生产管4的上端均分别与所述水下井口装置1(在水下井口装置内部具有分别与导管11、表层套管2、生产套管3和生产管4一一对应的连接部件，其属于现有油气生产井技术，在此不作赘述)连接，所述导管11、表层套管2、生产套管3和生产管4的下端下入海底地层的深度依次顺序增加，所述表层套管2与所述生产套管3之间设有上下间隔的两个第一封隔器5，所述表层套管2、生产套管3和两个所述第一封隔器5用以共同围合形成一个密闭的第一环形空腔，所述表层套管2的管壁上设有可燃冰储层顶部地层与所述第一环形空腔内连通的第二通孔组201，所述生产套管3与所述生产管4之间设有三个上下间隔分布的第二封隔器6，且相邻两个所述第二封隔器6之间形成一个第二环形空腔，两个所述第二封隔器6均位于所述表层套管2的下方，在所述生产套管3的管壁上设有与位于上方的所述第二环形腔室内连通的第三通孔组301，所述第三通孔组301位于所述表层套管2的下方，所述生产管4的管壁上设有上下间隔分布的两组第一通孔组401，两组所述第一通孔组401与两个所述第二环形空腔一一对应，每组所述第一通孔组分别与对应的所述第二环形空腔内连通，且所述生产管4位于所述生产套管3下方的管壁上设有与生产管下端连通的第四通孔组402，所述第四通孔组均位于可燃冰储层下方的泥砂层内，所述生产管4内设有两个上下间隔分布并将所述生产管分隔的单向球阀7，位于上方的所述单向球阀7设置于两组所述第一通孔组401之间，位于下方的所述第一通孔组401介于两个所述单向球阀之间所述单向球阀7用以避免所述生产管4内位于其下方的砂-液经其向上流动，所述水下井口装置1中设置有第一注入管8、第二注入管901和第三注入管902，所述第一注入管的下端与所述第一环形空腔内连通，所述第二注入管的下端与位于上方的所述第二环形空腔内连通，所述第三注入管的下端与位于下方的所述第二环形空腔内连通，其中，第一注入管用以向所述第一环形空腔内注入低温液体，所述低温液体为低温海水或液化的CO2，注入的低温液体经所述第二通孔组向可燃冰储层的顶部地层渗透扩散，使得在可燃冰储层的顶部地层内形成稳定的CO2水合物与CH4水合物的混合固相层，减少或阻隔海水渗透进入到可燃冰储层内的分解-生产区域，同时维持可燃冰开发生产井所在区域的地质稳定性，第二注入管用以向位于上方的第二环形空腔内注入调节气体，调节气体为调温调压后的N2或天然气，通过调节注入压力(调节注入泵的压力，也可联合调节水下井口1内的生产管的压力)，可控制连通的可燃冰储层生产区域的温度和压力，达到控制可燃冰分解的速度的目的，而分解后的可燃冰所产生的天然气经第三通孔组进入到位于上方的第二环形空腔内，并经其位于上方的第一通孔组进入到生产管内，在生产管内上行成为所生产采集的天然气，而随着可燃冰分解所产生的天然气一同进入到生产管中的少量液体和泥砂则在进入到生产管后积聚沉降，并通过操作最终经第四通孔组挤压排出至生产管外的泥砂层，即必要时经第三注入管向位于下方的所述第二环形空腔内高压注水，注入其内的水可经其第一通孔组流向生产管内，并使积聚沉积在生产管内的泥砂经第四通孔组挤压排出至生产管外的泥砂层，两个所述单向球阀可避免生产管内的泥砂和水经生产管上行，优选地，第一注入管和第二注入管外包覆有隔热层，以便更精准地控制输送到达指定目的地的介质温度。
该可燃冰开发生产井便于生产控制，不会因为出砂问题妨碍生产，因此可持续稳定地实现可燃冰的开采，另外该可燃冰开发生产井还可对堵塞于第二通孔组和第三通孔组内以及进入可燃冰开发生产井内的泥砂进行清洗、原位排砂。
上述技术方案中所述生产管4内还设有一个将所述生产管4分隔的常开阀10,两个所述单向球阀7均位于所述常开阀10的下方,且位于上方的所述第一通孔组401分布于所述常开阀10和位于上方的所述单向球阀7之间，在紧急情况下如需暂停生产，或需阻断可燃冰分解后的气体经由生产管上行，或在清洗天然气生产区域的第三通孔组301时，可将常开阀关闭。
上述技术方案中所述导管11、表层套管2、生产套管3和生产管4管壁的下端均设有用以锚定于各自地层中的管靴12，如此使得导管11、表层套管2、生产套管3和生产管4在各自所属的地层中均能保持安装的稳固。
上述技术方案中位于上方的所述第一封隔器5设置于所述导管11的下方，如此使得与第一环形空腔相连的第二通孔组201位于所述导管的下方，并位于可燃冰储层内，并且使第一环形空腔的体积相对更小，便于快速的注入低温液体。
上述技术方案中位于上方的所述第二封隔器6位于所述表层套管2的下方，如此使得位于上方的第二环形空腔位于所述表层套管的下方，使其体积更小，便于快速的操控。
如图3所示，所述生产管和生产套管也可设计为含有倾斜段和水平段的非直井，以满足提高生产率的需要。
该生产井在实际工程施工过程中，在完成部分钻井、下入导管、固井等安装工序后，继续在导管内实施钻井并安装表层套管，其中，需要满足表层套管的下端下入到可燃冰储层内上方，使表层套管上的第二通孔组均位于可燃冰储层的上部与上覆泥砂层的交界处，表层套管的固井用低温水泥浆完成，完井时再在表层套管内上下间隔安装两个第一封隔器(第二通孔组位于两个第一封隔器之间)，并安装带有包覆隔热层的第一注入管，利用第一注入管向第一环形空腔内注入低温液体，如低温液化CO2，并经过第二通孔组挤压渗透到可燃冰储层内上端，随着低温CO2不断注入，除了维持原天然气水合物保持在稳定的固相，还会在所设定的温度压力条件下与上覆泥砂层中的水形成新的CO2水合物，继而在可燃冰储层内上部及边界区域形成致密的天然气水合物和CO2水合物覆盖层，并且越靠近第二通孔组的位置处，天然气水合物与CO2水合物覆盖层也就越致密，通过监测温度、压力和地层地质状况的变化，来监测可燃冰储层顶部地质稳定性的变化，必要时重复以上过程来保持或生成稳固的天然气水合物和CO2水合物覆盖层来固化泥砂层，维护钻井和生产过程中的地质稳定性，而且有效地减少或阻绝上覆泥砂层中的海水渗入到可燃冰储层内。
基于上述操作和在完成表层套管固井的基础上，继续在表层套管内钻井，进程可以根据需要可采用垂直、倾斜和/或水平方向的多井段组合，将钻井下至可燃冰储层之下的泥砂层，再下入和安装生产套管，并完成固井(完井后在生产套管内位于表层套管的下方，上下间隔地安装三个第二封隔器，并在生产套管上位于第三通孔组处安装防砂网)，所述生产套管固井完成后，继续在生产套管内钻井，下至可燃冰储层下方的泥砂层，再下入生产管，并在生产管内对应位置处分别安装常开阀和单向球阀，最后完成固井和完井。
生产时，打开生产管内的常开阀，根据生产情况，必要时，例如产气量偏离了正常的设定值，通过第二注入管向位于上方的第二环形空腔内注入调温调压后的N2或天然气(调压过程需由生产管的调压协调完成)，即可控制可燃冰储层生产区的降压分解过程，进而控制可燃冰原位分解时的产气速率，考虑到可燃冰在降压分解过程会发生天然气水合物的相变，气水两相在多孔介质中受驱动压差作用，导致可燃冰储层内的渗流，沿途冲刷疏松的多孔介质内壁，并携带少量的泥砂和水进入到生产套管中，并最终进入生产管中，并在生产管中积聚沉积，进而在重力作用下流动并经过两个单向球阀进入生产管的下端，当泥砂累积到一定的程度，可以利用第三注入管注入净化后的水对生产管内的泥砂进行冲洗，并经第四通孔组挤压排出至生产管外的泥砂层。
其中，所述第一通孔组、第二通孔组、第三通孔组和第四通孔组均具有至少一个通孔。
实施例2
本实施例提供了一种利用如实施例1所述的可燃冰开发生产井的可燃冰天然气的生产方法，包括如下步骤：
步骤1：将可燃冰开发生产井在海底安装到位，其中所述生产管4和生产套管3的下端均下入到可燃冰储层之下的泥砂层中，所述表层套管2的下端下入到可燃冰储层内，所述导管11的下端下入到可燃冰储层之上的上覆泥砂层中，所述水下井口装置1位于海床之上；
步骤2：监测可燃冰储层顶部地层的地质稳定性，若有必要，则通过第一注入管向第一环形空腔内注入低温液体(低温海水或液态二氧化碳或氮气)，所注入的低温液体会经所述第二通孔组挤压渗透到可燃冰储层生产井附近的区域内，维持原固相的天然气水合物，并可生成新的致密的水合物，使可燃冰储层顶部地层的固相水合物得以维持和加强，并减少或阻止海水渗透到可燃冰储层内；
步骤3：生产过程中根据需要通过水下井口和第二注入管向位于上方的所述第二环形空腔内注入调温调压后的氮气或天然气，注入的气体经过所述第三通孔组进入到可燃冰储层内，以控制可燃冰储层内可燃冰分解速度，分解的天然气气体可能携带少量的泥砂和水经第三通孔组、位于上方的第二环形空腔以及位于上方的所述第一通孔组进入到生产管内，在生产管内的气体经所述生产管向上流动，而进入所述生产管内的泥砂和水经过两个单向球阀向下积聚沉积；
步骤4：经所述第三注入管向位于下方的所述第二环形空腔内注入净化后的水，所注入的水经位于下方的所述第一通孔组进入到所述生产管内，并对所述生产管内下端沉积的泥砂进行加压冲洗，通过挤压经第四通孔组排出到生产管外的泥砂层以实现对生产管内积聚沉积泥砂的原位排除。
如此可确保可燃冰储层顶部地层的地质稳定性，避免或减少海水渗入到可燃冰储层内，同时实现气与砂-液的分离、泥砂的清洗与原位外排等。
以上所记载的内容仅为本发明的部分实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种可燃冰开发生产井，其特征在于，包括水下井口装置(1)、生产套管(3)和生产管(4)，所述生产管设在所述生产套管内，且二者之间形成环形空腔，所述生产套管(3)和生产管(4)的上端均分别与所述水下井口装置(1)连接，所述生产管(4)的下端低于所述生产套管(3)的下端，所述生产套管(3)与所述生产管(4)之间设有三个上下间隔分布的第二封隔器(6)，且相邻两个所述第二封隔器(6)之间形成一个第二环形空腔，在所述生产套管(3)的管壁上设有与位于上方的所述第二环形空腔内连通的第三通孔组(301)，所述生产管(4)的管壁上设有上下间隔分布的两组第一通孔组(401)，两组所述第一通孔组与两个第二环形空腔一一对应，每组所述通孔组(401)分别与对应的所述第二环形空腔内连通，且所述生产管(4)在位于所述生产套管(3)下方的管壁上设有贯穿的第四通孔组(402)，所述生产管(4)内设有两个上下间隔分布,且将所述生产管分隔的单向球阀(7)，且位于下方的所述第一通孔组位于两个所述单向球阀(7)之间，所述单向球阀(7)用以避免所述生产管(4)内位于其下方的物料或泥砂-水混合液经其向上流动，所述水下井口装置(1)中设置有第二注入管(901)和第三注入管(902)，所述第二注入管(901)下端与位于上方的所述第二环形空腔内连通，所述第三注入管(902)的下端与所述位于下方的第二环形空腔内连通。
2.根据权利要求1所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，所述生产管(4)内还设有一个将所述生产管(4)分隔的常开阀(10),两个所述单向球阀(7)均位于所述常开阀(10)的下方,且位于上方的所述第一通孔组(401)分布于所述常开阀(10)和位于上方的所述单向球阀(7)之间。
3.根据权利要求1或2所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，还包括表层套管(2)，所述生产套管(3)套设在所述表层套管(2)内，且二者之间形成环形空腔，所述生产套管(3)的下端低于所述表层套管(2)的下端，所述表层套管(2)与所述生产套管(3)之间设有两个上下间隔分布的第一封隔器(5)，所述表层套管(2)、生产套管(3)和两个所述第一封隔器(5)用以共同围合形成一个密闭的第一环形空腔，所述表层套管(2)的管壁上设有与所述第一环形空腔内连通的第二通孔组(201)，两个所述第二封隔器(6)均位于所述表层套管(2)的下方，所述第三通孔组位于所述表层套管(2)的下方，所述水下井口装置(1)中设置有第一注入管(8)，所述第一注入管(8)的下端与所述第一环形空腔内连通。
4.根据权利要求3所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，还包括设置在所述表层套管(2)外的导管(11)，所述导管(11)的上端与所述水下井口装置(1)连接，所述表层套管(2)的下端低于所述导管(11)的下端，所述第二通孔组(201)位于所述导管(11)的下方。
5.根据权利要求4所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，所述导管(11)、表层套管(2)、生产套管(3)和生产管(4)的外壁下端均设有用于锚定于海底各地层中的管靴(12)。
6.根据权利要求4所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，位于上方的所述第一封隔器(5)设置于所述导管(11)的下方。
7.根据权利要求4所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，位于上方的所述第二封隔器(6)设置于所述表层套管(2)的下方。
8.根据权利要求4所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，所述第二通孔组(201)和/或第三通孔组(301)的通孔为射孔，所述第四通孔组的通孔为射孔。
9.根据权利要求8所述的可燃冰开发生产井，其特征在于，所述第二通孔组(201)和/或第三通孔组(301)处设有防砂网或筛网。
10.一种利用如权利要求4-9任一项所述的可燃冰开发生产井的可燃冰天然气的生产方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1：将可燃冰开发生产井在海底安装到位，其中所述生产管(4)和生产套管(3)的下端均下入到可燃冰储层之下的泥砂层中，所述表层套管(2)的下端下入到可燃冰储层内，所述导管(11)的下端下入到可燃冰储层之上的上覆泥砂层中，所述水下井口装置(1)安装于高于海床的导管上端；
步骤2：监测可燃冰储层和上覆泥砂层的地质条件和状况，若可燃冰储层和上覆泥砂层的地质状况出现不稳定风险，所述不稳定风险包括水合物有开始分解或可燃冰储层开始出现液化的迹象，则通过所述第一注入管(8)向第一环形空腔内注入低温液体，所述低温液体为低温海水或液态二氧化碳或氮气，进入到所述第一环形空腔内的低温液体会经所述第二通孔组(201)挤压扩散进入到可燃冰储层与上覆泥砂层的交界区域以及可燃冰开发生产井周边的区域，以维持水合物的固相稳定性和对可燃冰储层顶部地层及之上的上覆泥砂层进行低温固化处理；
步骤3：生产过程中定期或根据需要通过第二注入管(901)向位于上方的所述第二环形空腔内注入调节气体，所述调节气体为调温调压后的氮气或天然气，注入的所述调节气体经所述第三通孔组(301)进入到可燃冰储层内，以调节所述可燃冰储层内的温度和压力，控制可燃冰储层内可燃冰的分解速度，所述可燃冰储层内分解出的天然气流动时可能携带少量泥砂和水经第三通孔组(301)、位于上方的第二环形空腔以及位于上方的所述第一通孔组进入到所述生产管(4)内，进入到所述生产管(4)内的天然气经所述生产管(4)向上流动，而进入所述生产管(4)内的泥砂-水经过两个单向球阀(7)向下积聚沉积；
步骤4：定期或根据需要经所述第三注入管(902)向位于下方的所述第二环形空腔内高压注水，进入位于下方所述第二环形空腔内的水经位于下方的所述第一通孔组进入到所述生产管(4)内，并对所述生产管(4)内下端沉积的泥砂-水混合液经第四通孔组(402)挤压排出以实现对生产管(4)内泥砂的原位排砂；
步骤5：定期或根据需要关闭常开阀(10)，并经所述第二注入管(901)向位于上方的所述第二环形空腔内快速高压注水，以反向加压冲洗第二环形空腔和第三通孔组(301)。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110886682.0A CN113622874A (zh) | 2021-08-03 | 2021-08-03 | 一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110886682.0A CN113622874A (zh) | 2021-08-03 | 2021-08-03 | 一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113622874A true CN113622874A (zh) | 2021-11-09 |
Family
ID=78382468
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110886682.0A Pending CN113622874A (zh) | 2021-08-03 | 2021-08-03 | 一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113622874A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116220622A (zh) * | 2023-03-02 | 2023-06-06 | 四川申和新材料科技有限公司 | 利用人工储层开发水合物的开采系统及方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4945984A (en) * | 1989-03-16 | 1990-08-07 | Price Ernest H | Igniter for detonating an explosive gas mixture within a well |
| CN103352681A (zh) * | 2013-07-08 | 2013-10-16 | 盘锦宜生石油科技有限公司 | 厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置 |
| RU2541982C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой |
| CN207554023U (zh) * | 2017-11-30 | 2018-06-29 | 青岛海洋地质研究所 | 水合物开采井管内砾石充填仿真系统 |
| CN215907827U (zh) * | 2021-08-03 | 2022-02-25 | 威海华腾海洋工程技术有限公司 | 一种可燃冰开发生产井 |
-
2021
- 2021-08-03 CN CN202110886682.0A patent/CN113622874A/zh active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4945984A (en) * | 1989-03-16 | 1990-08-07 | Price Ernest H | Igniter for detonating an explosive gas mixture within a well |
| CN103352681A (zh) * | 2013-07-08 | 2013-10-16 | 盘锦宜生石油科技有限公司 | 厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置 |
| RU2541982C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой |
| CN207554023U (zh) * | 2017-11-30 | 2018-06-29 | 青岛海洋地质研究所 | 水合物开采井管内砾石充填仿真系统 |
| CN215907827U (zh) * | 2021-08-03 | 2022-02-25 | 威海华腾海洋工程技术有限公司 | 一种可燃冰开发生产井 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 赵克斌等: "天然气水合物开发技术研究进展", 石油钻采工艺, vol. 43, no. 1, 31 January 2021 (2021-01-31), pages 7 - 14 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116220622A (zh) * | 2023-03-02 | 2023-06-06 | 四川申和新材料科技有限公司 | 利用人工储层开发水合物的开采系统及方法 |
| CN116220622B (zh) * | 2023-03-02 | 2024-01-02 | 四川申和新材料科技有限公司 | 利用人工储层开发水合物的开采系统及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6694549B2 (ja) | シルト質海洋天然ガスハイドレート砂利呑吐採掘方法及び採掘装置 | |
| CN108756828B (zh) | 欠平衡反循环条件下水合物固态流化开采方法及系统 | |
| CN106761588B (zh) | 射流破碎、反循环输送浆态海洋天然气水合物的开采方法及开采装置 | |
| CN108756829B (zh) | 欠平衡正循环条件下天然气水合物固态流开采方法及系统 | |
| WO2021022908A1 (zh) | 不改变管柱更换充填层的方法、返排服务装置和完井结构 | |
| CN110541693B (zh) | 低渗透厚层砂岩油藏co2驱泄复合开发方法 | |
| CN104832143B (zh) | 注水井脐带管全层位注入调控装置 | |
| CN215907827U (zh) | 一种可燃冰开发生产井 | |
| RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
| CN113622874A (zh) | 一种可燃冰开发生产井及可燃冰天然气的生产方法 | |
| CN112343560A (zh) | 低渗透储层天然气水合物开采压裂与防砂联作工艺方法 | |
| EP2550422A1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| CN111395962A (zh) | 一种海域天然气水合物气举反循环钻井系统及开采方法 | |
| WO2011119197A1 (en) | Pressure controlled well construction and operation systems and methods usable for hydrocarbon operations, storage and solution mining | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| CN212027661U (zh) | 一种海域天然气水合物气举反循环钻井系统 | |
| CN109138932A (zh) | 一种直井充填结合化学封隔体分段控水完井方法 | |
| US4279307A (en) | Natural gas production from geopressured aquifers | |
| CN114718520B (zh) | 一种钻采海洋天然气水合物的方法和装置 | |
| US4090564A (en) | Method for increasing the recovery of oil and gas from a water invaded geo-pressured water drive oil reservoir | |
| RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| US2372461A (en) | Apparatus for placing gravel in wells | |
| CN113309460A (zh) | 一种油气井压裂充填井眼重构钻井方法和装置 | |
| RU2713547C9 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений с большими глубинами залегания продуктивных горизонтов и малыми дебитами скважин | |
| US4353417A (en) | Method for producing a well in an unconsolidated formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |