[0001] 本发明涉及天然气水合物开采和二氧化碳封存技术领域，具体涉及一种深海天然气水合物开采与二氧化碳封存一体化系统及方法。

[0002] 天然气水合物是目前尚未开发的、资源潜力最为巨大的非常规天然气资源之一，与传统的油气藏相比，安全高效开发挑战巨大。如今，天然气水合物资源开采主要是通过打破天然气水合物的相态平衡来实现天然气水合物的开采，基于此原理已经提出的天然气水合物开发技术方法主要有：降压法、热激法、化学势差驱动法(包括注剂以及二氧化碳置换等)；除此之外，针对我国海洋环境中赋存的天然气水合物具有弱胶结、无致密盖层等特点学者们还提出了固态流化开采的方法。

[0003] 深海二氧化碳水合物固碳技术是指将二氧化碳以固体水合物的形式储存到深海中的技术。这种技术通常涉及将二氧化碳注入海底沉积物，使其在特定的温度和压力条件下形成稳定的固态水合物，从而实现长期的碳封存。深海二氧化碳水合物固碳技术的原理是类似于天然气水合物的形成机制，在深海环境中，甲烷等气体可以与水分子结合形成水合物，这个过程称为水合化。同样地，二氧化碳也可以在特定条件下与水分子形成水合物。这些水合物在深海环境中相对稳定，可以长期封存二氧化碳。

[0004] 目前，天然气水合物各种开采方法还处于研究阶段，距离商业化开采还有一定的距离。尽管深海二氧化碳水合物固碳技术的研究和开发已经取得了一些进展，但各国对深海二氧化碳水合物固碳技术还处于研究阶段、缺乏相关经验，在具体工程实施中仍然面临一系列挑战，包括技术难题、经济成本等。总之，天然气开采与深海二氧化碳水合物固碳技术方法各有不足，存在诸多问题亟需解决，具体如下：

[0005] (1)天然气水合物目前的单一开采方法存在一些问题，导致其效率低下、成本高昂，且产气周期较短，难以满足规模化、商业化开采的要求，例如，二氧化碳置换开采天然气水合物，置换时间长、置换接触面积小、效率不高；降压法开采天然气水合物，由于天然气水合物分解为吸热，天然气水合物会二次生成或造成地层水结冰,导致天然气水合物储层渗透率下降,压力降在地层中传播速度较慢,影响天然气水合物分解产气速度；固态流化开采天然气水合物过程中单次产量小、经济效益低。

[0006] (2)在天然气水合物开采过程中，由于水合物分解和采出会降低天然气水合物储层的强度，加大了天然气水合物开采过程中储层失稳的风险。此外，天然气水合物的分解和采出还会导致地层的力学性质发生变化，导致井壁失稳、地层坍塌、海底滑坡，甚至海啸等工程和地质问题。

[0007] (3)深海二氧化碳水合物固碳的成本主要来自于专用设施的建设和维护。此外，选址、钻探、注入封存等步骤也需要大量的资金投入。据相关研究显示，这些工程实践的成本非常高，以至于在短期内难以实现商业化。

[0008] (4)深海二氧化碳水合物固碳后面临二氧化碳泄漏问题。二氧化碳泄漏可能会导致海洋酸化和生态系统破坏，减少碳封存的效果，并可能对人类健康和海洋资源造成威胁。

[0009] 因此，需要发明一种深海天然气水合物开采与二氧化碳封存一体化系统及方法，将现有的多种天然气水合物开采方法相结合，提高天然气水合物开采效率和产量；增大二氧化碳与天然气水合物接触面积与二氧化碳封存空间，增加天然气水合物储层结构强度，提高开采过程安全性；防止天然气水合物开采后所引起的海底地质灾害；提高二氧化碳封存的持久性和安全性，降低碳封存的工程实践成本。

[0051] 下面结合附图对本发明做进一步的描述，本发明的保护范围不局限于以下所述：

[0052] 如图1～6所示，一种深海天然气水合物开采与二氧化碳封存一体化系统，其特征在于：它包括海洋平台注采总控系统，水下管柱集输与井口系统，地层钻采与注入系统，海底泄漏实时监测系统；

[0053] 所述海洋平台注采总控系统包括浮于海面上的浮式注采平台1，设置于浮式注采平台上的注采作业操控终端2、注采高压泵组3、水合物预处理与存储装置4、双层管成套作业装置5、多功能井架6、双层管注入头7、高压二氧化碳压缩机组8、二氧化碳处理与存储装置9；

[0054] 所述水下管柱集输与井口系统包括双层管10、隔水管35、水下防喷器组11、安装于泥沙盖层14的裸眼封隔器12，所述隔水管35首端安装在浮式注采平台1上，末端安装在水下防喷器组11上，所述水下防喷器组11安装在海底井口，所述双层管10安装在隔水管35内，首端安装在双层管成套作业装置5上，内层通道与水合物预处理与存储装置4连接，外层通道与注采高压泵组3连接，末端与地层钻采与注入系统连接，所述裸眼封隔器12锚定在水下防喷器组11下的套管上；

[0055] 所述地层钻采与注入系统依次由双层管转接头16、全方位造斜器17、双层管安全接头18、双层管水力锚19、双层扩张式封隔器20、井下温压及可视化监测短节21、可换芯双喷嘴射流泵22、射流造腔压裂与注入多功能工具23、水平井井下牵引器24、弯螺杆动力钻具25、近钻头地质导向工具26、水合物钻头27连接组成，所述双层管转接头16内层通道与双层管10内层通道连通，外层通道与双层管10外层通道连通，所述双层管安全接头18首端与双层管转接头16相连，末端与双层管水力锚19相连，所述双层管水力锚19与双层扩张式封隔器20相连，所述井下温压及可视化监测短节21首端与双层扩张式封隔器20相连，末段与可换芯双喷嘴射流泵22相连，所述射流造腔压裂与注入多功能工具23首端与可换芯双喷嘴射流泵22连通，末端与水平井井下牵引器24相连，所述弯螺杆动力钻具25首端与水平井井下牵引器24连通，末端与近钻头地质导向工具26连通，所述水合物钻头27与近钻头地质导向工具26相连通。

[0056] 所述海底泄漏实时监测系统包括分布式光纤压力温度传感器36、海底PH值传感器28、水合物泄漏检测装置29，供电装置30、数据采集与无线通讯装置31，所述分布式光纤压力温度传感器36安装在地层钻采与注入系统中，随工具管串下入，所述海底PH值传感器28和水合物泄漏检测装置29安装于泥沙盖层14中，所述数据采集与无线通讯装置31连接，并实时传递监测信息，所述供电装置30为安装于海底的设备提供电力保障。

[0057] 所述可换芯双喷嘴射流泵22包含有喉管2201，射流喷嘴2202和分流喷嘴2203，所述可换芯双喷嘴射流泵22的喉管2201与井下温压及可视化监测短节21内层通道连通，分流喷嘴2203与射流造腔压裂与注入多功能工具23内部连通，所述可换芯双喷嘴射流泵22可通过解锁泵芯将双喷嘴结构更换为单射流喷嘴2204结构。所述海洋平台注采总控系统中的注采高压泵组3与所述隔水管35与双层管10间的环空空间连通。所述双层管水力锚19和双层扩张式封隔器20具有内外层双通道，可通过海水13流量大小的变化来实现坐、解封，并且能在水平裸眼段实现锚定与封隔。所述全方位造斜器17通过钻杆下入井中，并在水合物储层15进行定位，引导水合物钻头27按照预定的轨迹进行定向钻进。所述海底PH值传感器28和水合物泄漏检测装置29在泥沙盖层14多点位布置并在海底组成监测网络，实现对封存区域的覆盖监测。

[0058] 所述的装置天然气水合物开采和封存二氧化碳的方法，其特征在于：它包括以下步骤：

[0059] SⅠ、钻进、固态流化开采，具体包括以下步骤：

[0060] Sa、下入工具：将全方位造斜器17通过钻杆下入井中，并在适当的深度进行水合物储层15进行定位后，将双层管10、隔水管35、地层钻采与注入系统经由多功能井架6、双层管注入头7一起下至水合物储层15；

[0061] Sb、水平段钻进：通过注采作业操控终端2控制注采高压泵组3，注采高压泵组3将海水13泵入双层管10的外层通道中，带压力的海水13顺次经过双层管转接头16、双层管安全接头18、双层管水力锚19、双层扩张式封隔器20、井下温压及可视化监测短节21、进入可换芯双喷嘴射流泵22外层通道后分别进入其射流喷嘴2202和分流喷嘴2203中，经分流喷嘴2203后的海水13通过射流造腔压裂与注入多功能工具23进入到水平井井下牵引器24、弯螺杆动力钻具25、近钻头地质导向工具26后带动水合物钻头27做旋转运动，水合物钻头27在水合物储层15水平钻进至预定开采位置，而经由射流喷嘴2202喷出的海水13在可换芯双喷嘴射流泵22的喉管2201处卷吸水合物浆液通过双层管10进入浮式注采平台1；

[0062] Sc、固态流化开采：通过注采作业操控终端2控制注采高压泵组3增大海水流量，注采高压泵组3将海水13泵入双层管10的外层通道中，如图2，实心箭头流向所示，大流量海水13依次经过双层管转接头16、双层管安全接头18、双层管水力锚19、双层扩张式封隔器20、井下温压及可视化监测短节21、可换芯双喷嘴射流泵22外层通道，其中经分流喷嘴2203后的海水13到达射流造腔压裂与注入多功能工具23，射流造腔压裂与注入多功能工具23切换为径向喷射状态，高压海水13通过射流喷头2301射向水合物储层15进行水合物破碎，其中由射流喷嘴2202喷出的海水13如图4，空心箭头流向所示，通过喉管19卷吸破碎后的水合物浆液如图4正六边形所示，通过双层管10内层通道进入水合物预处理与存储装置4，同时回拖海底钻进与注入系统完成天然气水合物储层固态流化造腔33作业。

[0063] SⅡ、第一次降压开采，具体包括以下步骤：

[0064] Sd、更换可换芯双喷嘴射流泵泵芯：当完成固态流化造腔32作业后，通过注采作业操控终端2控制将海水13从双层管10内管注入，解锁可换芯双喷嘴射流泵22中的泵芯；待泵芯解锁后，海水13从双层管10外管注入，将解锁后的双喷嘴泵芯输送至浮式注采平台1，在井口取出后，将单射流喷嘴2204泵芯投入，从双层管10内管中注入海水13，输送至可换芯双喷嘴射流泵22中并完成锁定，此时可换芯双喷嘴射流泵22不具有分流作用，双喷嘴射流泵变成常规射流泵。

[0065] Se、水合物第一次降压开采：将海水13从双层管10外层管注入，经过可换芯双喷嘴射流泵22进行天然气水合物降压开采。

[0066] SⅢ、天然气水合物储层压裂，具体包括以下步骤：

[0067] Sf、水合物储层压裂：当完成降压开采后，通过注采作业操控终端2控制将超临界二氧化碳经由二氧化碳处理与存储装置9、高压二氧化碳压缩机组8加砂后形成超临界二氧化碳压裂介质，从双层管10内外管一同注入；如图3实心箭头所示超临界二氧化碳压裂介质从可换芯双喷嘴射流泵22喷出进入天然气水合物空腔中形成高压环境，同时由于内外压差使得双层管水力锚19锚定、双层扩张式封隔器20坐封，对水合物储层15进行压裂改造，如图5所示形成压裂缝网34，并且二氧化碳能对天然气水合物进行一定程度的置换，且形成二氧化碳水合物固化天然气水合物腔体。

[0068] SⅣ、压裂后第二次降压开采，具体包括以下步骤：

[0069] Sg、第二次降压开采：当压裂完成后，通过注采作业操控终端2控制将注入介质由超临界二氧化碳压裂介质换成海水13，并将海水13从双层管10外层管注入，海水13经过可换芯双喷嘴射流泵22进行降压开采，同时将置换出的天然气经由双层管10抽入到水合物预处理与存储装置4。

[0070] SⅤ、压裂后置换开采，具体包括以下步骤：

[0071] Sh、注入置换：当压裂后降压开采完成后，通过注采作业操控终端2控制将超临界二氧化碳经由二氧化碳处理与存储装置9、高压二氧化碳压缩机组8从双层管10内外管注入，超临界二氧化碳经过可换芯双喷嘴射流泵22喷出注入到压裂后的水合物腔体中，关井一段时间；

[0072] Si、置换举升：待天然气置换完成后，将海水13从双层管10外层管注入，经过可换芯双喷嘴射流泵22完成抽吸置换后的天然气与二氧化碳混合气作业。

[0073] SⅥ、二氧化碳封存，具体包括以下步骤：

[0074] Sj、注入封存：待二氧化碳置换法完成后，将超临界二氧化碳经由二氧化碳处理与存储装置9、高压二氧化碳压缩机组8、从双层管10内外管注入，超临界二氧化碳由可换芯双喷嘴射流泵22喷出注入到天然气水合物采空区，形成二氧化碳水合物，实现二氧化碳永久地质封存。

[0075] SⅦ、全方位水合物开采与固碳，具体包括以下步骤：

[0076] Sk、当一个方位水合物开采与固碳完毕后，解封双层管水力锚19、双层扩张式封隔器20，回收地层钻采与注入系统至井口，调整全方位造斜器17方位；

[0077] Sl、重复上述Sa—Sk步骤，如图6所示完成对应点位全方位的水合物开采与固碳；

[0078] SⅧ、二氧化碳及水合物泄漏监测，具体包括以下步骤：

[0079] Sm、泄漏监测：完成对应点位全方位的水合物开采与固碳作业后，如图1所示经由浮式注采平台1释放自主水下机器人32，自主水下机器人32携带海底PH值传感器28，水合物泄漏检测装置29、供电装置30、数据采集与无线通讯装置31至海底预定位置，进行泄漏监测设备安装作业，安装调试完毕后，进行长期监测。

[0080] 显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

[0081] 在本发明的描述中，需要说明的是，属于“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方向或位置关系为基于附图所述的方向或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，属于“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

[0082] 在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，属于“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

[0083] 此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。

[0084] 显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其他不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。