气藏储气库注采井井筒监测技术现状及发展方向

刘岩　李隽　王云

（中国石油勘探开发研究院，北京　100083）



气藏储气库注采井井筒监测技术现状及发展方向

刘岩李隽王云

（中国石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要储气库注采井井筒监测技术是发挥储气库保障安全平稳供气、调峰需求及国家战略储备的重要关键技术之一。针对我国储气库建设起步较晚，储气库井筒监测技术尚存在的一些不足，分析了国内外气藏储气库井井筒监测的技术发展与应用现状，提出了应试验推广井下光纤压力温度监测技术、使用多种测井方法监测注采井油套管腐蚀情况的复合监测技术、借鉴国内外储气库安全运行的成熟经验，研发并形成适合我国气藏储气库注采井安全生产的井筒监测相关石油天然气行业相关规范。

关键词储气库注采井井筒监测技术安全战略储备行业规范

修订回稿日期：2015－10－10

网络出版时间：2015-12-10网址：http://www.cnki.net/kcms/detail/51.1736.TE.20151210.1046.002.html。

0　引言

储气库建设的历史已有近100年，1915年加拿大建成首个枯竭气藏储气库。截至2012年全球共建成约630多座地下储气库，地下储气库总工作气量为3 530×108m3，约占全球天然气消费量的11.7%。全球地下储气库总工作气量的78%分布于气藏型气库［1］。我国储气库建设起步较晚，20世纪70年代中国石油大庆油田首次开展了利用气藏建设储气库的尝试，2000年中国石油第一座商业储气库大张坨气藏型储气库投入建设，截至2011年底，中国石油建成气藏储气库群3个、盐穴储气库1座，在建储气库11座，形成工作气量19.1×108m3［2］。仅2012-2014年中国石油已建成储气库（群）10座，调峰能力达到42.3×108m3。

天然气地下储气库的作用是保障安全平稳供气、调峰需求及国家战略储备。因此，储气库的安全运行备受关注。据英国地质勘察局统计，2009年全世界发生的储气库100多起安全事故中，60%以上与储气库井井筒完整性相关［3］。为保证储气库的安全注采运行，必须持续监测注采井筒的天然气生产动态。国外储气库建设和运行技术比较成熟，在储气库井筒监测方面也有配套技术。国内气藏储气库的典型代表大港储气库群已经安全运行近10年，井筒监测工作也发挥了重要作用。但工作尚存在一些不足，如监测参数不全现象，对于监测到的异常值如何处理没有明确的规定，一些监测项目的监测频率靠各生产单位在实践中摸索，目前应用的有些监测技术需要甄选与进一步完善、发展等。

1　监测参数

明确井筒监测参数是监测工作的基础，加拿大标准CSAZ341对储气库井监测参数做出了详细规定，包括井下安全阀、地面控制系统及紧急截断阀、井口和套管放空装置、套管和腐蚀控制系统（表1）。

表1　加拿大标准CSAZ341规定气藏型储气库井筒监测参数表

欧洲储气库井筒监测项目主要内容包括井温、气体压力、油套管泄漏、水泥胶结质量、管截面、井口天然气动态和井口设备等。国内已经运行近10年的大港气藏储气库重点对井底压力温度、环间压力、井下安全阀、油管壁厚、套管腐蚀情况、流体组分、流量、井口设备等项目进行监测。目前这些监测参数基本能满足生产的需求，但由于没有明确的规定，一些封堵老井未对技套压力进行监测，存在技套漏气不能及时发现的风险。

2　监测技术

2.1温度压力监测技术

温度压力是包括储气库井在内的所有气井的重点监测参数，是了解气井生产动态的重要指标。欧美储气库井多在2 000 m以内，常采用钢丝绳或电缆定期或不定期测量井底压力和温度。欧洲一些储气库还应用了高精度井温测量技术，在气藏储气库井油套环空沿井筒安装一系列的高精度温度传感器，这些传感器连续测量井筒温度。通过对比测量的温度梯度与地温梯度，来检查、监测气体的泄露位置。如果测量的温度梯度在某个位置出现异常，可以通过进一步分析或／和测试来确定泄露位置。国内储气库深度大、压力高，板桥库群最大井深达4 700 m，井下压力温度测试难度增大，对井下温度压力监测技术进行的探索更多。

2.1.1毛细管压力监测系统

国内首座储气库大港储气库应用了毛细管测压系统，实现对井下压力的连续监测。该系统分为井下和地面两部分，井下部分包括井口穿越器、过电缆封隔器穿越器、毛细钢管、传压筒。毛细管地面部分由氮气源、氮气增压泵、空气压缩机、安全吹扫系统、压力变送器、计算机、数据采集控制系统组成。

毛细管测压装置是把传压筒下到井下，井下测压点处的压力作用在传压筒内的气柱上，气体将压力传递至井口，压力变送器测得地面一端毛细管内的氮气压力，将信号传送到数据采集器，数据采集器将压力数据记录下来，数据由计算机处理，根据测压深度和井筒温度完成由井口氮气压力向井下测点压力的计算。

毛细管装置测压范围0～103 MPa，分辨率0.001 MPa，最小数据采集间隔1 s，适用井温小于300℃［4］。该系统结构简单，无电子元件，受温度影响小，无漂移，但需要精细管理，如果氮气吹扫毛细管不及时，井下液体沿毛细管上升，将大大影响测试精度。

2.1.2永久电缆压力温度监测系统

永久式压力温度监测系统［5］主要由井下和地面两部分组成。井下部分由电子压力计、特殊电缆和电缆保护器组成。井下部分随生产管柱一起下入井中，通过压力计中高精度的传感器感应井下的压力和温度，并将经过处理的压力、温度信号经电缆传送到地面。地面部分主要包括井口密封器和数据采集系统。只要不起出生产管柱，整套系统可以长期连续工作。从2013年起大港储气库、华北储气库、相国寺储气库等开始使用永久式井下压力温度监测系统。

2.1.3电子压力温度计

对于没有安装永久测压系统的注采井，需要时采用普通电子压力计测压，目前压力计主要应用国外产品，通常钢丝绳下入，有各种型号的压力计可供选择，基本能满足测试要求。

2.2油套管受损、腐蚀监测技术

国外储气库运行时间长，重视对油套管受损、伤害和腐蚀情况的监测，标准CSAZ341中规定储气库注采井投产5年内应进行套管测井检查，并给出了井口最高允许注入压力、腐蚀增长率的计算方法。国外储气库油套管检测多联合使用多种测井方法。常用的测井方法包括多臂井径仪、电磁探伤技术、高精度井筒温度剖面监测技术和微地震监测技术。

2.2.1多臂井径技术

该技术常用于检测油管壁厚，如加拿大标准规定当流量高于临界冲蚀流量时每年检测油管壁厚。多臂井径仪还可探测套管不同方位上的形变，但无法提供管外腐蚀信息，多臂井径仪是评价管内径的成熟技术，各国储气库普遍应用该技术。

2.2.2电磁探伤技术

该技术应用电磁感应原理检测油套管的腐蚀、变形和损坏等情况，可过油管测试，简化了测试工序，但精确解释存在困难，目前主要用于套管普查检测。国内储气库由于运营时间比较短，还未大面积进入管柱腐蚀、破损检测阶段，目前只有大港储气库在2012-2013年对全部注采井进行了油管、套管腐蚀情况检测，采用的是俄罗斯的电磁探伤技术服务，但应用表明该技术的定量解释还有待提高。

2.2.3高精度井筒温度剖面监测技术

该技术是将一系列高精度温度传感器随油管下入井下，传感器实时监测井筒温度变化，井筒温度数据经电缆传至地面。该技术可用于监测套管泄漏、测量井底温度。德国巴伐利亚储气库应用了井筒温度剖面监测技术［6］。

2.2.4微地震监测技术

微地震监测断层、盖层及套管完整性是一项较新的技术。该技术利用井中和地面布置的一系列检波器，接收断层、盖层移动或者套管破损所产生或诱导的微小地震波，用电缆或GPS系统将地震波信号传至解释中心，软件反演这些微地震波求取断层位移或套管破损位置、大小等参数［7］。加拿大储气库用于气井套管及盖层完整性监测。国内呼图壁储气库应用该技术监测套管、断层及盖层的完整性情况，使用的是国外技术和服务［8］。

3　注采井井筒监测技术发展方向

3.1注采井压力温度监测技术

国内储气库原则上要求30年不动管柱，这就要求井下压力温度监测系统具有长期稳定性，永久式光纤压力温度监测系统可以满足这一要求。永久式光纤压力温度监测系统由光纤传感器、传输光纤和地面解调3部分组成。井口激光器发出的激光通过光纤到达井下光纤传感器，传感器把压力温度变化转为波长变化信息并调至在反射光谱上，通过地面解调装置检测分析反射光谱波长变化，实现压力温度测量。

光纤传感器优越性主要有：长期漂移小，可用来作长期可靠的连续在线监测；可应用到极高温度环境；方便井下安置；复用能力强，可实现对一线多点、两维点阵或空间分布的连续监测。

BruneiShell、Statoil、Conoco、欧美石油公司等都有成功应用。我国的大庆油田2009年在一口油井中也有成功应用。国内多个储气库正在研究该技术的可行性，相国寺储气库计划在2015年安装应用。

3.2注采井油套管复合监测技术

储气库井油套管长期处在交变载荷作用下，其完整性受到威胁；特别是在含酸性气体情况下，管柱的腐蚀破坏也可能发生，必须及时检测油套管的状况，确保井筒安全。目前国内储气库主要采用电磁探伤对油套管的腐蚀等破坏情况进行检测，但应用表明该方法存在精确定量解释困难。联合使用多种测井方法监测油套管在欧洲储气库生产中常见，国内可借鉴应用。将电磁探伤、井温噪声测井、多臂井径仪等测井方法复合使用，可大大提高油套管检测解释的精度。

3.3研发注采井井筒监测相关石油天然气行业规范

目前国内气藏储气库井还没有专门的管理规范来指导井筒监测工作，因此存在监测参数不全面、监测频率不合理、处理措施不得当的情况。实际上，大港储气库已经安全运行10年以上，在井筒监测方面也积累了很多有益的经验，应总结、借鉴国内外储气库运行的成熟经验，研发并形成适合我国气藏储气库注采井安全生产的井筒监测相关石油天然气行业规范，以指导储气的建设与安全、平稳运行。

4　结论

气藏储气库井筒监测项目主要包括温度压力、油套管腐蚀及损坏情况、安全控制系统和井口设备等；由于长期不动管柱的要求，温度压力监测将向永久监测技术方向发展；油套管的腐蚀损坏监测倾向于联合使用多种测井方法，以增加解释精度；国内还需尽快出台储气库井筒监测的相关规范以更好指导储气库安全生产。

参考文献

［1］尹虎琛，陈军斌，兰义飞，等.北美典型储气库的技术发展现状与启示［J］.油气储运，2013，32（8）：814-817.

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［3］谢丽华，张宏，李鹤林.枯竭油气藏型地下储气库事故分析及风险识别［J］.天然气工业，2009，29（11）：1-2.

［4］王志愿，黄淑荣.毛细管测压技术在大港油田的应用［J］.油气井测试，2005，14（1）：65-66.

［5］张华礼，谢南星，李少英，等.气井永置式井下压力温度监测技术及其应用展望［J］.钻采工艺，2005，28（1）：53-55.

［6］贾丹枫.高温电子压力计在庆深气田的应用及问题分析［J］.油气井测试，2008，17（5）：46-47.

［7］胡庆春，孟米.基于大井距油气田的微地震压裂监测技术研究［J］.天然气技术与经济，2011，5（4）：18-21.

［8］付建伟.油气井永久性光纤传感器的应用及其进展［J］.地球物理学进展，2004，19（3）：515-523.

（编辑：李臻）

作者简介：刘岩（1968－），女，高级工程师，从事采气工程研究工作。E-mail：liuyan1968@petrochina.com.cn。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.010

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2016）01-0035-03