馬小飛

（深圳市惠爾凱博海洋工程有限公司，廣東深圳 518067）

2017 年5 月18 日，我國宣布在南海北部神狐海域進行的天然氣水合物試采獲得成功。同年，天然氣水合物成為中國第173 個礦種［1］。據(jù)測算，神狐海域資源儲存量1 500×108m3，具備支撐產(chǎn)業(yè)化的資源基礎(chǔ)，廣東省計劃到2030年后在此海域建成年產(chǎn)10×108m3天然氣的水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)。針對南海天然氣水合物開發(fā)計劃，研究其開發(fā)模式十分必要，以應(yīng)對南海天然氣水合物順利轉(zhuǎn)入商業(yè)化開發(fā)做準(zhǔn)備。

海洋型天然氣水合物主要是甲烷水合物，其水合物采出氣中甲烷體積分?jǐn)?shù)一般大于99%［2］。常規(guī)天然氣中甲烷體積分?jǐn)?shù)一般也在85%以上，還含有少量高分子量的烴及其它無機氣體。因此水合物采出氣和常規(guī)天然氣的主體成分大體相同，都是甲烷。廣州海洋地質(zhì)調(diào)查局在2017 年和2020 年進行了兩次水合物試采并取得了圓滿成功，試采裝備為國內(nèi)自主建造的具有世界先進水平的深水半潛式鉆井平臺藍鯨一號和藍鯨二號。從用于天然氣水合物試采的海洋工程裝備角度看，深水天然氣水合物的開發(fā)與深水天然氣資源的開發(fā)緊密相關(guān)，深水天然氣田的開發(fā)模式可以借鑒用于南海天然氣水合物的商業(yè)化開發(fā)。

南海荔灣3-1深水氣田開發(fā)區(qū)塊的地理位置與南海天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)相鄰，環(huán)境條件相似。同時，荔灣3-1 深水氣田也是中國在南海1 000 m 水深以上到目前為止唯一投產(chǎn)的深水天然氣項目，從2014年投產(chǎn)以來已成功運行多年，其開發(fā)模式值得借鑒。為此，結(jié)合水合物采出氣特性，從技術(shù)可行性的角度，對荔灣3-1氣田開發(fā)模式是否也同樣適用于南海天然氣水合物商業(yè)化開發(fā)進行評估。

1 荔灣3-1深水氣田開發(fā)模式

荔灣3-1 深水氣田開發(fā)模式采用的是“水下井口（1 480 m 水深）+淺水固定平臺（190 m 水深）+陸上天然氣處理廠”的開發(fā)模式［3］，即水下井口回接至淺水平臺的開發(fā)模式，屬于海洋油氣田半海半陸式開發(fā)模式中的一種。

荔灣3-1 深水氣田位于南中國海珠江口盆地，區(qū)塊面積約3 965 km2，水深約1 350～1 500 m［4］。南海陸坡地形具有以下特點：

（1）從海岸線至200 m水深處相距約250 km，海底坡度平緩；

（2）從200 m 水深處至1 500 m 水深處相距小于100 km，海底坡度陡峭。

荔灣3-1 深水氣田區(qū)塊位于陡峭陸坡上，具體位置水深示意圖見圖1。

圖1 荔灣3-1深水氣田區(qū)塊位置

荔灣3-1 氣田開發(fā)工程主要由深水部分、淺水部分和陸地處理終端三部分組成［4］，見圖2。

圖2 荔灣3-1氣田開發(fā)工程總體開發(fā)方案

LW3-1氣田主工藝流程：來自LW3-1水下生產(chǎn)設(shè)施的井流物通過深水海底管道輸送至淺水平臺后，進入相應(yīng)的氣/液分離系統(tǒng)進行處理，分離出的氣相依次進入濕氣增壓系統(tǒng)、天然氣脫水系統(tǒng)進行處理，處理后的干氣進入干氣壓縮系統(tǒng)增壓后進入外輸海底管道，輸往陸上終端天然氣處理廠進一步處理［4］。

荔灣3-1氣田開發(fā)模式中的主要生產(chǎn)設(shè)施包括如下：

（1）深水水下生產(chǎn)設(shè)施，主要包括10 口水下生產(chǎn)井，位于水深1 200～1 500 m；

（2）一座導(dǎo)管架形式的淺水固定式生產(chǎn)處理平臺，位于水深190 m 處，配備有天然氣預(yù)分離和脫水系統(tǒng)、天然氣增壓外輸系統(tǒng)和抑制水合物在深水海底管道內(nèi)生成的乙二醇注入系統(tǒng)；

（3）從深水水下生產(chǎn)井口回接至淺水固定式生產(chǎn)處理平臺的海底管道、臍帶纜和化學(xué)藥劑注入管線，具體為：2 條75 km 長的深水海底管道，一條75 km長的臍帶纜，一條75 km長的乙二醇注入管線；

（3）從淺水固定式生產(chǎn)處理平臺至陸地處理終端的海底管道，具體為：1條261 km長的淺水海底輸送管道；

（4）一座臨近澳門、位于珠海高欄島的陸地天然氣處理終端，占地面積約145×104m2。

2 南海天然氣水合物開發(fā)模式概述

2.1 南海天然氣水合物采出氣特點

南海天然氣水合物礦藏在其埋藏條件下是固體，埋深在海底泥面下300 m 以內(nèi)，含水合物層沉積物為松散的青灰色（含）鈣質(zhì)生物的黏土質(zhì)粉砂和（含）鈣質(zhì)生物的粉砂［5］，為泥質(zhì)粉砂型礦藏，地質(zhì)結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定。目前海洋天然氣水合物主要采用降壓法進行開采，降壓法是通過電潛泵抽取開采井內(nèi)的自由水從而降低水合物儲層的靜態(tài)壓力，使其低于水合物在該區(qū)域溫度條件下的相平衡壓力而分解為甲烷氣和水，1 m3的天然氣水合物可在常溫常壓下釋放164 m3甲烷氣和0.8 m3的水。同時，水合物分解造成儲層中砂粒間的膠結(jié)力減小，使得大量砂粒脫離原始狀態(tài)，大部分砂粒由井下防篩管攔截于水合物層，小部分細小砂粒透過防篩管進入下游生產(chǎn)處理系統(tǒng)（見圖3）。

圖3 降壓法開采海底天然氣水合物

天然氣水合物的開采方式導(dǎo)致采出氣的溫度和壓力都相對較低，采出能量主要依靠其自身的相變，屬于被動性開采，在2020 年初水合物第二次試采中持續(xù)產(chǎn)氣30 d，產(chǎn)氣總量達到86.14×104m3，日均產(chǎn)氣量達到2.87×104m3［6］，由此可以看出目前水合物試采單井日產(chǎn)氣量在3×104m3左右。常規(guī)海洋天然氣田采出氣主要依靠地層正壓產(chǎn)出，地層能量充足，采出氣具有高溫高壓的特點，單井日產(chǎn)氣量可達到（50～100）×104m3，因此天然氣水合物單井產(chǎn)氣量約為常規(guī)海洋天然氣單井產(chǎn)氣量的6%左右。按廣東省計劃到2030 年后在南海水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)建成年產(chǎn)氣10×108m3天然氣的產(chǎn)能，需要約100口生產(chǎn)井。

2.2 南海先導(dǎo)試驗區(qū)天然氣水合物開發(fā)模式設(shè)計

圖3中，采氣井下入至水合物儲層，安裝于井底的電潛泵排出井內(nèi)自由水從而降低儲層的靜水壓力，降壓后的天然氣水合物分解為甲烷氣和水，水通過電潛泵持續(xù)排出，氣體通過生產(chǎn)井表層套管溢出。由于水合物分解后流動泥砂的存在，甲烷濕氣中夾帶有極少量的細砂，電潛泵排出的水中夾帶有一定量的泥砂?；谒衔锊沙鰵庖旱奶攸c，參照荔灣3-1 氣田開發(fā)模式，天然氣水合物工藝處理流程設(shè)計如下:

夾帶泥砂的排出水，通過海底管道輸至幾十千米外的淺水平臺進行處理不現(xiàn)實也無必要，在不會產(chǎn)生對環(huán)境有害物質(zhì)的前提下，每口生產(chǎn)井由電潛泵排出的水各自通過一段較短的海底管道引至海底合適的位置后直接排放。

從每口生產(chǎn)井套管內(nèi)溢出的濕甲烷氣經(jīng)水下管匯匯合后，通過深水海底管道輸送至位于淺水區(qū)的固定式生產(chǎn)處理平臺進行采出氣預(yù)處理，分離雜質(zhì)后的甲烷氣進入濕氣增壓系統(tǒng)，增壓至陸地處理終端要求的接收壓力后，再進入天然氣三甘醇脫水系統(tǒng)，脫水后的合格干氣通過淺水海底管道輸至陸地處理終端。

天然氣水合物開發(fā)工藝處理流程及剖面示意圖見圖4、圖5。

圖4 水合物采出氣工藝處理流程

圖5 天然氣水合物開發(fā)剖面示意圖

圖5 中淺水導(dǎo)管架平臺建在水深約200 m 處，淺水平臺位置距離水下生產(chǎn)系統(tǒng)集輸管匯約80 km，在平臺處理后的合格干氣經(jīng)平臺天然氣壓縮機增壓后通過約260 km 的淺水海底管道輸至陸地處理終端進一步處理。開發(fā)模式按工藝流程順序由如下生產(chǎn)設(shè)施組成。

（1）深水水下生產(chǎn)設(shè)施，主要包括100口水下生產(chǎn)井，位于水深1 200～1 500 m處；

（2）從深水水下生產(chǎn)井口回接至淺水固定式生產(chǎn)處理平臺的海底管道和臍帶纜，長度約80 km；

（3）一座導(dǎo)管架形式的淺水固定式生產(chǎn)處理平臺，位于水深約200 m處；

（4）從淺水固定式生產(chǎn)處理平臺至陸地處理終端的海底管道，長度約260 km；

（5）一座位于近海岸處的陸地處理終端，處理能力為每年10×108m3天然氣。

3 南海天然氣水合物開發(fā)模式可行性評估

3.1 生產(chǎn)設(shè)施技術(shù)可行性評估

開發(fā)模式中主要生產(chǎn)設(shè)施包括有固定式生產(chǎn)處理平臺、水下生產(chǎn)系統(tǒng)和海底管道。固定式生產(chǎn)處理平臺為導(dǎo)管架形式，在我國南海海域有約三十年的成功運營經(jīng)驗，設(shè)計和建造在國內(nèi)都很成熟，具有建造周期較短、投資成本和運維成本較低、安全可靠的優(yōu)勢，特別是在面對南海惡劣環(huán)境（超強臺風(fēng)和超高波浪）的安全性上相比其它類型的生產(chǎn)平臺具有較強的優(yōu)勢。

南海天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)與荔灣3-1深水氣田開發(fā)區(qū)塊的地理位置相鄰，水深都在1 000～1 500 m之間，水下生產(chǎn)設(shè)施和海底管道所處的外部作業(yè)環(huán)境條件相似，因此水下生產(chǎn)系統(tǒng)和深水海底管道從裝備技術(shù)角度看是可以實現(xiàn)的，不存在大的技術(shù)瓶頸。對于水下生產(chǎn)系統(tǒng)，相比常規(guī)海洋天然氣高流量、高溫、高壓的特點，水合物采出氣具有低流量、低溫、低壓的特點，對生產(chǎn)系統(tǒng)的技術(shù)要求相對更低，因此，用于天然氣水合物開發(fā)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)，可以在現(xiàn)有天然氣開采水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基礎(chǔ)上進行簡化，進行適當(dāng)?shù)妮p小型化改造，降低水下生產(chǎn)系統(tǒng)的投資成本。

目前，國外的5 家水下生產(chǎn)設(shè)施廠商（FMCTechnologies、Cameron、VetcoGray、GEOil＆Gas、Aker-Solutions 和Dril-Quip）在市場上具有壟斷地位［7］。同時，國內(nèi)也有多家知名海洋工程裝備制造企業(yè)正在研制水下采油樹等水下生產(chǎn)設(shè)施，其中一些知名鉆井設(shè)備供應(yīng)商在政府產(chǎn)業(yè)基金（如廣東省海洋六大產(chǎn)業(yè)專項扶持基金等）的扶持下，正在研制適用于天然氣水合物開采的小型水下井口系統(tǒng)，其研制成功與否，在于產(chǎn)品能否遵照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，順利通過壓力循環(huán)測試、高低溫循環(huán)測試、載荷循環(huán)測試及外部高壓測試等，以鑒定產(chǎn)品各個部件能否滿足額定工作條件的要求［7］。

3.2 工藝流程可行性分析

基于荔灣3-1 氣田開發(fā)模式，天然氣水合物開發(fā)工藝流程面臨以下3個問題：

（1）深水流動保障的問題：天然氣水合物采出氣通過長輸海底管道輸送至直線距離70 km 外的淺水固定式生產(chǎn)處理平臺，兩點水深相差超過1 000 m，相應(yīng)海底管道需沿陸坡爬高約1 000 m 以上，其輸送能量主要依靠天然氣水合物分解后的自然壓力，水合物采出氣在較低的輸送壓力下是否能通過長輸海底管道到達淺水平臺需要認證；

（2）深水海底管道內(nèi)水合物形成的問題：降壓分解后的天然氣水合物采出氣本身溫度一般在10℃左右，在深水海底低溫環(huán)境中采出氣極易再次形成水合物而堵塞海底管道，需要進行水合物解堵作業(yè)；

（3）深水海底管道清管作業(yè)的問題：天然氣水合物采出氣中夾帶的少量細砂，在輸送一段時間后極易在海底管道凹點處形成固體沉積而造成輸氣不暢，需要定時進行清管作業(yè)。

下面就以上所述問題，分析工藝處理流程是否可行。

針對深水流動保障的問題。使用工藝模擬軟件ASPEN HYSYS 中PIPENET 組件對長輸海底管道進行模擬計算，模擬輸入數(shù)據(jù)分析如下：

（1）海管長度：南海天然氣水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)到大陸坡邊緣的直線距離超過70 km，參考鄰近區(qū)域荔灣3-1 氣田海管路由，坡上分布超過10條深淺不一的溝壑，海底輸送管道需沿著溝壑鋪設(shè)。海管走向從剖面來看由若干段折線和斜線相連接，深水海底管道的長度在現(xiàn)有直線距離的基礎(chǔ)上增加一定的長度，綜合考慮后海管模擬計算長度取80 km［8］；

（2）輸送起點的溫度和壓力：水合物開發(fā)先導(dǎo)試驗區(qū)海域均深1 250 m，水合物儲層深度距海底泥面平均約200 m，在松散的海底沉積物內(nèi)，孔隙水相互連通并與底層水相連,沉積物中孔隙水壓力即為靜水壓力，模擬中采用靜水壓力計算水合物沉積層的壓力，水合物儲層總的靜水壓力取1 450 m 水柱。海底環(huán)境溫度為3.3～3.7℃，地溫梯度為4.3～6.77℃/100 m，水合物儲層溫度15℃?；谝陨檄h(huán)境溫度和壓力，計算得出采出氣輸送起點的溫度和壓力分別為9.7℃和6 900 kPa［9］。

基于以上數(shù)據(jù)選取3種管徑對深水海底管道進行模擬計算，具體結(jié)果見表1。

基于表1，綜合考慮采出氣輸送的經(jīng)濟性和生產(chǎn)要求，選用457 mm 管徑的海底管道可以保證水合物采出氣輸送至淺水平臺。

表1 深水海底管道輸送參數(shù)模擬結(jié)果

通過工藝模擬軟件ASPEN HYSYS 進行模擬計算，水合物采出氣在深水海底管道長距離輸送過程中，水合物極易在海底管道再次生成。對于較長距離的輸氣管道，注入化學(xué)抑制劑（甲醇或乙二醇）是抑制水合物形成的有效措施［10］，也是目前海上油氣田普遍使用的方法，具有成本較低、效果好的優(yōu)點。參考荔灣3-1氣田在天然氣輸送起點注入乙二醇的方法［11］，配置一條長輸化學(xué)藥劑注入管線可以解決此問題。

針對深水海底管道清管作業(yè)的問題。當(dāng)海底管道發(fā)生異物堵塞時需進行清管作業(yè)，傳統(tǒng)的海上清管作業(yè)是通過位于起點的發(fā)球器和位于終點的收球器進行點對點的單向清管方式。水合物采出氣起點是位于水深1 000 m 以上的水下管匯，傳統(tǒng)的清管作業(yè)無法實現(xiàn)。荔灣3-1氣田在深水海底管道部分采用雙海管輸送方案，兩條深水海底管道形成獨立的清管回路，通過設(shè)在淺水區(qū)固定平臺上的清管球收發(fā)球器完成深水海底管道的清管作業(yè)。該雙管輸送方案經(jīng)過詳細論證，與單管輸送方案最終投入成本相差不大，而且雙管方案在氣田產(chǎn)氣量較低時可進行單管輸送，有利于生產(chǎn)管理［11］。因此，借鑒荔灣3-1 的深水雙管輸送方案可以解決水合物輸送過程中的清管問題。

4 結(jié)論

借鑒荔灣3-1 深水氣田開發(fā)模式，結(jié)合天然氣水合物采出氣特性，設(shè)計出南海天然氣水合物開發(fā)模式，生產(chǎn)設(shè)施和工藝處理流程的技術(shù)可行性進行評估。認為荔灣3-1氣田開發(fā)模式可以作為未來南海天然氣水合物商業(yè)化開發(fā)時考慮采用的一種方案。但此開發(fā)模式也存在一些缺點：導(dǎo)管架固定式平臺受限于作業(yè)水深，位于深水區(qū)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接距離遠，管道壓力損失大，對采出氣井口壓力有要求，受限于降壓法開采，生產(chǎn)井的生命周期和采收率都會受到一定影響；深水流動安全保障計算結(jié)果表明采出氣起點壓力可以輸至淺水平臺，但由于低溫低壓的影響，水合物在海管內(nèi)極易再次生成，需要額外增加一條從淺水平臺至水下生產(chǎn)系統(tǒng)的乙二醇注入管線，從而增加了投資費用和運營費用。

2017 年和2020 年南海天然氣水合物相繼成功試采，天然氣水合物的商業(yè)化開采提上日程。海洋天然氣水合物開發(fā)是新生事物，但采出物處理工藝與傳統(tǒng)天然氣處理并無本質(zhì)不同。本文研究成果為南海天然氣水合物商業(yè)化開發(fā)的工程方案選擇提供了參考。