永久测压系统在储气库中的应用浅析

华东管道设计研究院 李效彪

一、前言

油气藏压力是油气藏监测、动态分析最基础的参数，能够及时测定油气藏压力并实时分析所测数据对油气藏的合理开发生产是非常重要的参照依据。

在储气库的建设生产中，气井井下压力参数的实时获取和分析是正确评价和指导储气库的合理注采生产的重要参数之一。而针对储气库气井强注强采的生产模式，以及间断非永久式测压方法所反映出的压力数据无法实时获取、频繁操作危险系数高、井下压力计易损坏、自动化程度低等缺点，能够实现长期实时压力动态监测成为储气库开发生产的趋势，也以更高的自动化程度服务于油气田的发展。

二、井下测压技术分类

现有的对井下压力的监测技术可概括为两大类：一类是存储式测压，即根据生产需要，适时将井下压力计通过钢丝下井，压力计置于井内可以存储一段特定时间的压力数据，测试完毕取出压力计，将保存在压力计内的压力数据回放再进行相应的数据分析等，该方式常用的监测装置有机械式井下压力计、电子存储式井下压力计等。另一类是永久式测压，即测压装置随生产管柱下井，备有一定的保护器件，投入运行后可以实时测取井底压力数据，并通过地面数据采集处理系统，连续不断地采集井下压力数据，可用来作长期可靠的连续监测，有效地减少了因传统测量仪器故障检测、停井测试等引起的作业时间，该方法常用的监测装置有电子压力传感系统、光纤压力传感系统和毛细管压力监测系统等。

图1 电子压力传感系统示意图

本文针对永久式测压技术常见的井下永久式电子压力传感系统、光纤压力温度监测系统和毛细管监测系统的组成、原理、应用以及优缺点等做以总结。

三、永久测压系统对比分析

1.系统组成

1)电子压力传感系统（见图1）

该监测系统主要包括四大部分：

a）井下设备，包括永久电子压力计、电缆头、压力计托筒；

b）电缆设备，包括井下电缆、电缆保护器、电缆连接头；

c）井口电缆引出装置；

d）地面数据采集系统。

2)光纤压力温度监测系统

a）光纤传感器：安装在测量现场，实时获得井下温度压力数据；

b）信号传输光缆：包括井下光缆和地面光缆，是连接井下传感器和地面解调设备的纽带，光信号和传感信号的传输路径。

c）解调仪：包括温度压力解调仪和分布式温度解调仪。系统的核心器件，内部集数据采集模块、数据分析模块、数据传输模块于一体，置于控制室，实现井下温度/压力数据的读取、分析和传输

d）数据采集控制系统：置于计算机，内部集成井下温度压力数据分析软件，实现光纤温度压力解调仪（下位机）数据的读取、显示、存储、打印和传输，可以控制多台下位机。

3)毛细管监测系统

a）地面设备：包括氮气源、氮气增压泵、空气压缩机、吹扫管汇、压力变送器等；

b）井下部分：井口穿越器、环空封隔器、毛细钢管、毛细钢管保护器、传压筒；

c）井口引出装置；

d）数据采集控制系统。

图3 毛细管监测系统示意图

2.工作原理

1)电子压力传感系统

电子压力计置于压力计托筒，监测到井筒环境下油气压力变化信号，转化为电信号后通过电缆传送到地面数据采集系统，将压力数据实时显示、存储等。

图4 工作原理示意图

2)光纤压力温度监测系统

传感器监测井筒环境下油气压力、温度变化信号，将井底信号转化为光信号，井下光缆和光缆连接器是连接传感器与地面光电解调仪之间的信号传输纽带，将光源发射光传送给传感器，并将传感器反射的信号光输送到地面接收器，光电解调仪是井下光纤传感器的光源与数据处理设备，能够发射并精确检测传感器反射的光波信号，通过显示与存储设备将井底温度压力测试数据反映出来（见图5）。

3)毛细管监测系统

该装置的工作原理：毛细钢管和传压筒中均充满氮气，氮气气源由在井口的普通工业氮气瓶提供，必要时使用高压氮气压缩机将氮气吹扫至毛细钢管及井下传压筒中。传压筒底端开孔与井筒液体连通，其内容积比毛细管内容积大几十倍，为系统提供驱动容积，使之在井下压力变化时，保持传压筒内压力基本稳定。

当井下测压点处的压力作用在传压筒内的气柱上，由气体传递压力至井口，由压力变送器测得地面一端毛细钢管内的氮气压力后，将信号传送到数据采集器，数据采集器将压力数据显示并储存起来。记录下来的井口实测压力数据由计算机回放后处理，根据测压深度和井筒温度完成由井口压力向井下压力的计算。

图5 光学压力温度监测系统工作原理示意图

四、毛细管监测系统

1.应用广泛

a）胜利油田已成功应用近百套，效果良好。

b）大港、辽河、长庆油田都进行过应用。

c）北京储气库进行应用，得到用户的好评。

2.现场实例

以胜利油田渤深6-6井下入毛细管测压系统为例，用以进行试井及恢复测试，了解地层参数及边界情况，并进行干扰测试。通过毛细管测压系统得到井下实时压力数据，分析确定井间连通性、储层裂缝发育方向性、断层密封性、确定储层物性等。

渤深6-6井位于渤深区块，层位奥陶系，测试深度4331m，油层深度4363～4906m，井底温度170℃，采用的完井管柱(自上而下)为：油管+毛细钢管+井下传压筒+扶正器+喇叭口。

完井时保证整个毛细管测压系统内部充满氮气，必须进行彻底的氮气吹扫过程。吹扫时数据采集间隔1s。由曲线显示可知：吹扫2次，时间共35min，吹扫时最高压力达到46MPa，压力恢复显示正常，效果良好。

图6 完井时吹扫压力曲线图

试井时，数据采集间隔为20s。由曲线显示可知：该段时间井内压力处于上升趋势。毛细管测压系统数据采集准确，生成曲线平滑。

图7 试井时压力恢复曲线图

3.技术优势

1)DTS温度剖面监测

可结合分布式光纤测温技术实现井下温度的实时监测以及压力计算方法的温度补偿，提高井底压力计算精度。

最初测压技术在计算压力时温度取平均温度，温度补偿则是在计算压力时充分考虑温度的实时变化，不再是一个单一平均值，而将温度的动态变化影响因素考虑在内。这就需要温度的实时监测，而分布式光纤温度传感器(DTS)是一种时兴的可用于实时测量空间温度场分布的传感器。

DTS的工作原理：光纤既是传输媒质也是传感媒质，利用光纤向喇曼散射的温度效应，可以对光纤所在的温度场进行实时的测量。利用光时域反射技术可以对测量点进行准确定位，分布式的结构使得该系统能够实现实时快速多点测量。可以很高的精度和分辨率（每1m一个采样点，精度0.1℃，耐温280℃）获得井下温度分布Ti。采用实时温度分布对测压点压力进行温度补偿，有效补偿温度影响，提高测压精度。而毛细管测压技术与分布式光纤温度传感器的结合使用也是这两项技术结合之首创。

图8 压力计算方法的温度补偿

2)集群式毛细管监测系统

效果示意如图9所示。可实现多井同时检测，共用一套地面设备和数据采集控制系统，形成集群式毛细管监测系统，节省成本的同时利于管理。目前最高纪录该系统可同时监测32口井的压力。效果示意如图9所示：

图9 集群式毛细管监测系统示意图

该集群式毛细管测压系统目前应用极为广泛，举例如下：

a）中海油天津分公司

用于该油田大斜度井和水平井，单套地面系统同时控制多井，安装深度约2000米，温度约90度。

b）冀东滩海油田

用于该油田高产自喷探井和试采井，安装深度约4000米，温度约150度。

c）新疆油田

用于该油田注蒸汽热采井，深度1000～5000米，蒸汽温度约400度。

五、永久式压力监测横向对比

1.装置特点

1)电子压力传感系统

该技术已经非常成熟。具有以下特点：

a）测量范围大，测量精度高，可满足油气井不停产进行测试的要求。

b）测量速度快，可实时获得井底压力、温度等数据。

c）组成电子元件繁多，结构复杂，抗干扰能力较弱，使用寿命短。地下设备过多的组成元件，难以适应井下相对复杂恶劣的环境，使用寿命短并且电子传感器的价格昂贵，极易损坏。这极大地限制了它在油田的应用和发展。

2)光纤式压力温度监测系统

该技术为目前发展最为迅速的监测方式，具有以下特点：

a）以光作为传输信号，基本不受电磁场的干扰，长期漂移小。

b）光纤传感器通过铠装特殊材料工艺处理，井下无电子设备，适用极高温度环境。

c）光纤传感器横截面小，纵截面低，方便井下安置。

d）光纤和光纤接头在井中易损坏，光纤传感器与流体接触极易改变特性，传感器性能的稳定性有待提高。

e）光在光纤中传播会有一定损耗，尤其在接头和接触点处的损耗较大，影响测量精确度。

f）光纤传感器具有易碎的特点，一部分光纤传感器在井下安装不久就不能正常工作。光纤传感器和光纤的坚固耐用性能，有待提高。

3)毛细管监测系统

该技术已相对成熟，国际国内产品颇多，成熟的技术可确保产品的不断优化，对于监测系统运行过程中出现的故障问题等具有较强的解决处理能力，具有以下特点：

a）测试精度高，其分辨率达到0.001MPa，适用于直井、斜井、稠油热采井的单层测试和分层测试，可在不停产条件下进行测试。

b）井下部分结构简单，无电器元件，无密封胶圈，不易损坏，耐高温，使用寿命长，工作性能可靠。

c）压力传感器及其它电子元件置于地面，不受井下恶劣环境的影响，并可以随时在地面进行校验或维修。

d）可实现多井同时检测，共用一套地面设备和数据采集控制系统，形成集群式毛细管监测系统，节省成本的同时利于管理。

e）可结合分布式光纤测温技术实现井下温度的实时监测以及压力计算方法的温度补偿，提高井底压力计算精度。

2.成本投入

整套电子式装置价格一般在20万左右，毛细管式测压系统国外引进费用在70万元左右，而国产装置性能也很完善，像胜利油田采油研究院的PS-60毛细管监测系统，目前的应用极为广泛，与国外同类产品相比，质量相同，价格较低，而且具有方便、良好的售后服务。若可实现集群式毛细管监测系统，共用地面设备则可更节省成本。光纤式压力温度监测系统的成本过高，单套装置目前文96储气库所采用的weatherford公司的产品为197万元，从其工具清单，可看出目前关键技术和部件均为国外生产

表1 weatherford光学压力温度监测系统部件产地清单

3.失效情况

失效情况即监测系统随生产管柱入井后，可能会丧失工作能力无法正常使用的一些情况。表2是对这三种测压技术失效情况总结：

4.使用经验

电子式始于20世纪六七十年代，毛细管测压技术是上世纪80年代由美国Pruett公司首创，国内产品的首次研制投运是在1998年胜利油田，该装置投运后一直运行良好。世界上第一口光纤式智能测井仅在2002年挪威海游投运，而国内技术的首次实施始于2008年底山东科学院与胜利油田的合作，虽打破了国际垄断，但技术存在诸多问题，进一步性能提高还需努力。

表2 三大监测系统失效情况对比表

5.目前最长运行时间

查阅相关资料统计显示，这三大监测技术均有相应的应用历史，统计各系统目前最长的运行时间如下表：

表3 三大监测系统目前最长运行时间对比

六、总结与建议

表4 三大系统综合对比效果表

实时的井下压力温度监测是确保储气库安全运行的有力保障，根据生产实际配备合适的装置是必不可少的。结合装置的性能指标、成本投入、适应经验、失效情况、运行时间等的综合考虑，综合对比各永久式监测技术的优缺点，由表4所示，建议在储气库永久测压时予以考虑使用性价比高、维护优越、使用经验丰富等优势较高的毛细管监测系统。

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