[0001] 本发明涉及资源开采系统技术领域，具体为一种海域天然气水合物水平井分段回采系统及工艺方法。

[0002] 海域水合物井生产系统，是将水合物储层分解产出的气、水、砂等从井底举升到中心平台的必要系统。现有海域天然气水合物试采工艺技术以气水分采系统为出发点，分别针对排水、控压、防水合物、携砂等工艺环节单独设计解决方案，试采系统结构复杂，相应的工艺方法繁琐，甚至相互冲突，主要技术难点如下：

[0003] (1)安全方面，水合物储层出砂导致水合物井生产系统的生产管柱面临埋砂风险，水合物井生产时间越长，储层出砂及物质亏空越严重，埋砂风险越高，甚至造成储层坍塌，破坏生产套管；水平井导致整个水平段内的生产井筒出砂量大，水平井段越长，水合物储层非均质性的影响越大，任一位置埋砂均将影响整个生产系统；水平井同时导致井筒内携砂能力变差，易造成砂在井内沉降堆积从而形成堵塞。水合物二次生成，堵塞水合物井生产系统的生产管柱，气水分采系统中，井下气液无法实现完全分离，导致采气管柱、采水管柱内均为气液两相体系，但由于含气率不同导致体系中水合物二次生成风险不同；水平井使得生产管柱走向变化，影响生产管柱内气液两相流动体系的输运特征，使得生产系统水合物二次生产风险防控难度增大。

[0004] (2)效率方面，水平井增加了井筒与水合物储层接触面积，提高了生产效率；水平段越长，接触面积越大，但同时面临的水合物储层非均质性、水平井生产极限长度等问题越突出。现有气水分采系统对生产井筒内生产压差的控制手段取决为井下电潜泵，控制效果受到井下气液分离器分离效率的显著影响，水平井增加井下气液难度，从而影响电潜泵对生产压差的控制。此外，生产管柱内砂粒等固相杂质造成电潜泵磨损，缩短检修周期，降低开采效率；控砂介质的泥沙堵塞程度随时间而加剧，增加入流阻力，降低水合物井产气速率。

[0005] (3)经济方面，水合物储层产气速率随时间的变化包括上升阶段、快速下降阶段和缓慢下降阶段，储层稳定生产时间短；现有水合物储层生产系统结构及工艺复杂，导致资本性支出及运营成本高，并随水平井井眼长度的延伸而累计增加。

[0006] (4)低碳方面，现有水合物井气水分采系统的人工举升的核心设备为电潜泵，能耗大，气液两相入口条件、水平井眼长度增加导致的扬程增加等，进一步增加电潜泵能耗。水合物二次生成的防治，热力学抑制剂损耗量大，再生系统能耗大，不符合低碳要求。

[0007] 综上所述，目前海域天然气水合物井生产系统及工艺技术在安全、效率、经济、低碳等方面的不足约束了其产业化向商业开采阶段的迈进，水平井使得上述不足的约束更加突出。因此，亟需一种专用于海域天然气水合物水平井的安全、高效、经济、低碳生产系统及方法。

[0036] 下面结合附图对本发明作进一步说明。

[0037] 如图1所示，一种海域天然气水合物水平井分段回采系统，包括分段回采子系统、泡沫举升子系统、平台处理子系统；分段回采子系统顶端分别与泡沫举升子系统、平台处理子系统连接；

[0038] 分段回采子系统用于移动开采系统，按照回采顺序从水平段趾端到根端依次在空间位置上对应各个阶段；

[0039] 分段回采子系统包括生产管路18、割缝套管19、外层连续油管20、内层连续油管21、头部可重复坐封封隔器22、双层连续油管伸缩连接器23、防砂筛管24、内置油管25、内置油管扶正器26、单流阀27、井下压力温度计28、连接短节29、底部可重复坐封封隔器30、导向扶正器31、双层连续油管井口装置32、双层连续油管33、双层连续油管滚筒34、双通道滚筒轴旋转头35；

[0040] 生产管路18底端与割缝套管19连接，割缝套管19位于下伏地层4上方的水合物储层3生产层位；生产管路18及割缝套管19穿过上覆地层2共同实现中心平台51与水合物储层3的连通，为分段回采子系统提供安装空间；割缝套管19实现水合物储层3与分段回采子系统的连通，使得水合物储层3分解产生的气、水、砂能够通过割缝套管19上的割缝顺利进入到割缝套管19内部；

[0041] 双层连续油管33由外层连续油管20、内层连续油管21组成；内层连续油管21提供了人工注气、起泡剂、水合物抑制剂通道；外层连续油管20与内层连续油管21构成的环空提供了产气通道；外层连续油管20与生产管路18、割缝套管19形成的环空为井下工具的压力控制提供了通道；

[0042] 双层连续油管33处于双层连续油管井口装置32上游的部分缠绕在双层连续油管滚筒34上，处于双层连续油管井口装置32下游的部分位于生产管路18、割缝套管19内部；随着各个阶段的依次回采，上提的双层连续油管33缠绕在双层连续油管滚筒34；双层连续油管井口装置32实现中心平台51上井口的密封，并为双层连续油管33提供支撑；

[0043] 双层连续油管33顶部连接双通道滚筒轴旋转头35；双通道滚筒轴旋转头35提供了双通道，一个通道对应内层连续油管21内部流动通道，一个通道对应外层连续油管20、内层连续油管21形成的环空通道；双通道滚筒轴旋转头35可消除双层连续油管滚筒34转动过程对双通道与中心平台51上管线之间有效连接的影响；

[0044] 双层连续油管33底端依次连接双层连续油管伸缩连接器23、防砂筛管24、连接短节29、底部可重复坐封封隔器30、导向扶正器31；双层连续油管伸缩连接器23实现双层连续油管33与防砂筛管24的连接，确保外层连续油管20与防砂筛管24连接，内层连续油管21与内置油管25连接；防砂筛管24的长度与阶段匹配，实现阶段生产过程中的有效防砂；连接短节29实现防砂筛管24与底部可重复坐封封隔器30的连接；底部可重复坐封封隔器30可通过井筒内压力的控制实现坐封、解封，坐封以实现拟开采阶段与下游完成开采阶段之间的封隔，解封以实现分段回采子系统的上提移动；导向扶正器31位于分段回采子系统末端，确保分段回采子系统的顺利下入；

[0045] 头部可重复坐封封隔器22安装在双层连续油管33与割缝套管19的环空处，位于双层连续油管伸缩连接器23上游；头部可重复坐封封隔器22可通过井筒内压力的控制实现坐封、解封，坐封以实现现开采阶段与上游未开采阶段之间的风格，解封以实现分段回采子系统的上提移动；

[0046] 内置油管25位于防砂筛管24内部；内置油管25长度比防砂筛管24短0.5m；

[0047] 内置油管25与防砂筛管24上游端对齐；内置油管25为内层连续油管21的延续，为人工注气、起泡剂、水合物抑制剂提供流动通道；

[0048] 内置油管扶正器26位于内置油管25与防砂筛管24的环空处；内置油管扶正器26支撑内置油管25，确保内置油管25的居中布置；

[0049] 内置油管25底端从上游到下游依次安装单流阀27、井下压力温度计28；单流阀27确保流体从上游向下游的单向流动；井下压力温度计28实现对井底流动压力、井底温度的实时测量；

[0050] 泡沫举升子系统用于向生产井筒内注入高压气体以及起泡剂，布置于海平面1上的中心平台51，实现生产井筒内流动体系向泡沫流动体系的转变；

[0051] 泡沫举升子系统包括常规气藏输气管线5、第一压力计6、第一储气罐7、第一阀门8、第二压力计9、第一气体流量计10、注气管线11、双层连续油管内层管阀门12、第一药剂储罐13、第一注入泵14、第一液体流量计15、第一电控阀16、第一药剂管线17；

[0052] 第一储气罐7上游连接常规气藏输气管线5，下游连接注气管线11；常规气藏输气管线5为来自于临近常规气藏的高压气体提供流动通道；第一储气罐7为高压气体提供存储空间，并消除来流高压气体可能出现的流量、压力波动；注气管线11为人工注气、起泡剂、水合物抑制剂提供流动通道；

[0053] 常规气藏输气管线5上安装第一压力计6；第一压力计6用于监控自于临近常规气藏的高压气体到达中心平台51后的剩余压力；

[0054] 注气管线11上从上游到下游依次安装第一阀门8、第二压力计9、第一气体流量计10、双层连续油管内层管阀门12；注气管线11通过双通道滚筒轴旋转头35与内层连续油管
21连接；第一阀门8实现人工注气的压力及流量的调节；第二压力计9用于监测人工注气的压力；第一气体流量计10用于监测人工注气的流量；双层连续油管内层管阀门12用于开启或关闭注气管线11与内层连续油管21之间的连接，从而实现泡沫举升子系统与分段回采子系统之间的连通或关闭；

[0055] 第一药剂储罐13下游连接第一注入泵14；第一注入泵14通过第一加药管线17与注气管线11连接；第一药剂储罐13用于储存含起泡剂、水合物抑制剂的溶液；第一注入泵14用于泵送起泡剂、水合物抑制剂溶液，并可根据生产状况实时调整注入流量和压力；

[0056] 第一药剂管线17上从上游到下游依次安装第一液体流量计15、第一电控阀16；第一液体流量计15用于监测含起泡剂、水合物抑制剂的溶液注入流量；第一电控阀16用于精确调控起泡剂、水合物抑制剂溶液流量；

[0057] 平台处理子系统布置于海平面1上的中心平台51，用于生产井筒产出物的处理，消除泡沫从而实现气、液、固的分离；

[0058] 平台处理子系统包括双层连续油管环空通道阀门36、井口产出管线37、第二药剂储罐38、第二注入泵39、第二液体流量计40、第二电控阀41、第二药剂管线42、第二阀门43、第三压力计44、三相分离器45、第二气体流量计46、第二储气罐47、第四压力计48、第三阀门49、输气管线50；

[0059] 井口产出管线37上游通过双通道滚筒轴旋转头35与外层连续油管20、内层连续油管21构成的环空连接；井口产出管线37为生产井筒产出物提供流动通道，以进入平台处理子系统进行后续的处理；双层连续油管环空通道阀门36用于开启或关闭井口产出管线37与外层连续油管20、内层连续油管21构成的环空之间的连接，从而实现分段回采子系统与平台处理子系统之间的连通或关闭；

[0060] 第二药剂储罐38下游连接第二注入泵39；第二注入泵39通过第二药剂管线42与井口产出管线37连接；第二药剂储罐38用于储存含消泡剂的溶液；第二注入泵39用于泵送消泡剂溶液，并可根据生产状况调整注入流量；

[0061] 第二药剂管线42上从上游到下游依次安装第二液体流量计40、第二电控阀41；第二液体流量计40用于监测消泡剂溶液的注入流量；第二电控阀41用于精确调控消泡剂溶液流量；

[0062] 井口产出管线37下游与三相分离器45连接；三相分离器45实现气、液、固三相的分离；

[0063] 井口产出管线37上从上游到下游依次安装第二阀门43、第三压力计44；第二阀门43用于调节生产井筒来流的流量及压力，以满足三相分离器45性能条件要求；第三压力计
44用于监测三相分离器45入口压力；

[0064] 三相分离器45下游依次连接第二气体流量计46、第二储气罐47；第二气体流量计46用于监测分离得到的气体流量；第二储气罐47用以暂时存储分离得到的气体，并消除压力波动；

[0065] 第二储气罐47下游连接输气管线50；输气管线50上从上游到下游依次安装第四压力计48、第三阀门49；输气管线50为分离气体提供外输通道；第四压力计48用于监测第二储气罐47出口压力；第三阀门49用于调节分离气体外输流量。

[0066] 下面结合附图及具体实施方式一种海域天然气水合物水平井分段回采系统的工作原理作进一步描述：

[0067] 下放分段回采子系统至阶段1；阶段1范围内水合物储层在设定井底压力下分解产出的气、水、砂进入分段回采子系统，形成气‑水‑砂三相流动体系；气‑水‑砂三相流动体系与来自于泡沫举升子系统的人工注气、起泡剂、水合物抑制剂的混合，气相和液相在水动力作用下混合形成泡沫，气‑水‑砂三相流动体系转变为气‑水‑砂三相泡沫流动体系；气‑水‑砂三相泡沫流动体系通过分段回采子系统从井底流动至平台处理子系统；平台处理子系统通过消泡、气液固分离将气‑水‑砂三相泡沫流动体系转变为分离的气相、液相、固相；如图3所示，按照回采顺序从水平段趾端到根端依次完成各个阶段的开采：阶段1开采完成后，上提分段回采子系统至阶段2；完成阶段2开采后，上提分段回采子系统至阶段3；完成阶段3开采后，上提分段回采子系统进行回收。

[0068] 以图3中阶段1的开采为例，进一步描述一种海域天然气水合物水平井分段回采系统在单个阶段开采中的工作原理：

[0069] 水合物储层3在设定井底压力下分解产出的气、水、砂穿过割缝套管19上的割缝进入割缝套管19内部，形成气‑水‑砂三相流动体系；气‑水‑砂三相流动体系穿过防砂筛管24进入内置油管25与防砂筛管24的环空处；泡沫举升子系统通过内层连续油管21注入举升气体、起泡剂、水合物抑制剂，于内置油管25尾端进入内置油管25与防砂筛管24的环空处，与气‑水‑砂三相流动体系混合，将气‑水‑砂三相流动体系转变为气‑水‑砂三相泡沫流动体系；外层连续油管20与内层连续油管21构成的环空处的气‑水‑砂三相泡沫流动体系，通过双层连续油管井口装置32，进入双层连续油管33环空；双层连续油管33环空处的气‑水‑砂三相泡沫流动体系通过双通道滚筒轴旋转头35，进入井口产出管线37；

[0070] 高压气体自常规气藏输气管线5通过第一压力计6进行压力检测后，进入第一储气罐7存储，并消除高压气体的流量和压力波动；第一储气罐7中的高压气体，通过第二压力计9和第一气体流量计10检测注气压力和流量后，进入注气管线11；第一药剂储罐13中的起泡剂、水合物抑制剂溶液通过第一注入泵14泵送至注气管线11；第一药剂管线17上的第一液体流量计15和第一电控阀16进行起泡剂、水合物抑制剂溶液的流量检测和控制；人工注气和起泡剂、水合物抑制剂溶液在注气管线11中混合后，通过双通道滚筒轴旋转头35，进入内层连续油管21；

[0071] 第二药剂储罐38中的消泡剂溶液通过第二注入泵39泵送至井口产出管线37；第二药剂管线42上的第二液体流量计40和第二电控阀41进行消泡剂溶液的流量检测和控制；消泡剂溶液与气‑水‑砂三相泡沫流动体系在井口产出管线37内混合，从而进行消泡，然后进入三相分离器45，进行气、液、固三相分离；三相分离器45中的分离气体进入第二储气罐47，临时储存气体，并消除分离气体的压力波动；第二储气罐47中的分离气体，通过第四压力计48和第三阀门49对分离气体进行压力检测和流量控制后，进入输气管线50。

[0072] 一种海域天然气水合物水平井分段回采工艺方法，如图2所示，包括步骤如下：

[0073] (1)海域天然气水合物水平井水平段的阶段划分

[0074] 考虑拟开采海域水合物储层的非均质性分布，借助水平井筒内泡沫流动方程与水合物储层水平井产能方程，按照回采顺序从水平段趾端到根端依次分析各个阶段内泡沫体系流动压降对该阶段产能的影响，将水平井生产井眼极限长度合理划分为各阶段长度；如图3所示，本实施例中，水平段从趾端到根端依次划分为阶段1、阶段2、阶段3；

[0075] (2)开采阶段的产能、风险监测及分析

[0076] 借助海域天然气水合物水平井平台处理子系统，实时监测开采阶段的产气速率、产液速率、产砂速率，借助分段回采子系统，实时检测井底流动压力、井口压力参数，确定该阶段的产能、时间曲线、该阶段对应储层风险、时间曲线；分析两类曲线变化特征，确定该阶段分段回采子系统药剂注入流量、泡沫举升子系统注气压力、该开采阶段停产时间；如图3所示，该实施例中，在阶段1、阶段2、阶段3各自的生产中，头部可重复坐封封隔器22与底部可重复坐封封隔器30坐封以隔离单一开采的阶段；阶段1、阶段2、阶段3各个阶段的产能、时间曲线、阶段对应储层风险、时间曲线如图4所示；当阶段产能低于临界值或阶段对应储层风险超过临界值时，停止该阶段的生产，阶段1停止开采时间为t1，阶段2停止开采时间为t2，阶段1停止开采时间为t3；

[0077] (3)开采系统清砂及回移至相邻上游阶段的开采

[0078] 借助海域天然气水合物水平井泡沫举升子系统，升高注入气体压力实现泡沫体系从开采系统内部向其环空的流动，实现防砂筛管24的清砂，直至井底压力恢复至水合物储层原始压力；借助分段回采子系统上提双层连续油管33，使得防砂筛管24移动至相邻上游阶段内；降低注入气体压力，降低井底流动压力至设计压力，开始本阶段的开采；如图3及图4所示，t1时刻完成阶段1开采，然后通过清砂使得防砂筛管24恢复渗透率，回移使得防砂筛管24移动至上游阶段2，t2时刻完成阶段2的开采，然后通过清砂使得防砂筛管24恢复渗透率，回移使得防砂筛管24移动至上游阶段3；

[0079] (4)开采系统的完整回收及评估优化

[0080] 按照回采顺序从水平段趾端到根端依次全部完成各个阶段开采后，完全上提双层连续油管33，实现开采系统的完整回收；评估开采系统的结构、功能完整性，根据本区块水合物藏开发方案的总体部署和设计，优化开采系统以应用于下一口水合物开采水平井；如图3及图4所示，在该实施例中，t3时刻完成最后一个阶段3的开采，然后完全上提双层连续油管33，实现开采系统的完整回收。