海洋天然气水合物开采技术与装备发展研究一、前言天然气水合物是由天

一、前言
天然气水合物是由天然气和水在低温与高压情况下生成的固态笼型化合物 [1] ，作为一种高能量密度资源，地球蕴藏资源总量巨大 [2] 。全球天然气水合物资源包含的 CH4 气体总量约为 3×1015 m3，主要存在于海底和陆地永冻土区域，其中海洋天然气水合物约占天然气水合物总量的 95% 以上 [3] 。因此，天然气水合物尤其是海洋天然气水合物通常被视为能够替代传统化石能源的新型清洁非常规能源 [4] 。根据水合物分解后地层是否保持完整骨架结构，天然气水合物可分为成岩和非成岩两种类型；除少数砂岩型及砂岩裂隙型水合物属于成岩型，占水合物总量绝大多数的细粒裂隙型和分散型水合物均属于非成岩型水合物 [5] 。其中，分散型的天然气水合物资源存在于海底细颗粒沉积物中，约占水合物资源总量的 90% ，具有饱和度低（目前，天然气水合物开采方法主要有注热法、注化学制剂法、CO2 置换法、降压法、固态流化法 [6] ，前 4 种为传统开采方法，属于原位分解出天然气的方法，其原理如图 1 所示。具体来看，注热法主要通过向水合物层注入热流体，打破水合物相平衡的条件，促使水合物分解出天然气；注化学剂法通过向地下水合物层注入化学剂改变水合物固有相平衡，进而使水合物在原有温度压力条件下分解；CO2 置换法基于 CO2 分子更易于与水结合的特点，通过向地层注入 CO2 将天然气置换出来；降压法通过降低水合物储层压力以打破水合物相平衡状态，促使水合物分解；固态流化法是在原位保证流化水合物为固态，待水合物进入密闭空间后再促进其分解。注热法和注化学剂法经济性较差 [7,8] ，目前对这两种方法的研究相对较少 [9] 。CO2 置换法具有降低地质灾害风险、封存 CO2 以缓解温室效应的优点 [10] ，但置换速率和置换效率较低 [11] 制约了方法应用。降压法无需连续激发，被认为是极具发展潜力且经济的天然气水合物开采方法 [12] ，但存在的问题是水合物二次生成、开采效率低以及可能引发海底滑坡、井壁失稳等地质工程灾害 [13] 。与其他开采方法相比，固态流化法能降低水合物地下分解所引发的地质环境风险，但存在产量偏低、采后地层修复技术难度大等问题 [14] 。目前，降压法和固态流化法已成功用于海洋天然气水合物试采工程，标志着开采技术的重大进步。但也应清楚认识到，试采的水合物产量还很低，相较商业化开采的差距仍然很大，开采过程中的潜在地质、装备、环境风险仍未从根本上消除。因此，有必要对水合物开采技术和装备发展现状进行分析，剖析制约水合物发展的技术瓶颈。
本文重点针对海洋天然气水合物降压和固态流化两种开采模式，从水合物开采专用技术装备、水合物–海洋油气–海底矿产通用技术装备两个角度分析发展现状及存在问题，提出领域发展建议，为水合物开采技术与装备发展路线研究提供参考。

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图 1 水合物传统开采方法的工艺原理示意图
二、海洋天然气水合物试采工程案例分析
（一）日本 Nankai 海槽天然气水合物降压法开采
目前，全球已开展了 5 次海洋天然气水合物试采作业，有效推动了相关开采技术的发展。首次海洋天然气水合物试采作业由日本于 2013 年 3 月在 Nankai 海槽开展，采用流体抽取的方式对水合物矿藏进行降压开采，利用电潜泵将流体抽出，降低地层压力，将天然气水合物分解采出；但因井底出砂问题而被迫停止试采作业。经过 6 d 试采作业，累计开采的天然气为 1.2×105 m3 [15] 。2017 年，日本在相同海域进行了第二次试采，同样由于井底严重出砂问题而被迫切换至第二口开采井 [16] 。日本两次试采初步验证了降压开采海洋天然气水合物的技术可行性，但井底出砂问题亟待解决。