相國寺儲氣庫注采氣井的安全風險及對策建議

劉 坤 何 娜 張 毅 徐 峰 王 堯

1．中國石油西南油氣田公司安全環保與技術監督研究院 2．中國石油西南油氣田公司天然氣研究院

相國寺地下儲氣庫（以下簡稱相國寺儲氣庫）位于重慶市，是我國西南地區第一個儲氣庫，其庫容量達40．5×108m3，儲氣量相當于重慶市1年的用氣量。該儲氣庫是利用原相國寺石炭系氣藏進行建設，屬于枯竭型氣藏儲氣庫。由于儲氣庫在生產過程中要周期性地注入和采出天然氣，將使各種生產設備和管道受到周期性應力變化的影響，同時井下壓力、溫度的變化以及氣質組分等因素也將對井下各種設施造成影響。一般來講，儲氣庫的安全風險主要取決于注采井的安全與否［1］。根據相關資料統計［2－3］，截至目前，國外發現的儲氣庫事故有40起，其中鹽穴地下儲氣庫24起，枯竭油氣藏型地下儲氣庫16起。事故原因中因注采氣井失效發生事故的有15起，其中枯竭油氣藏型地下儲氣庫4起。同時SINTEF和PSA研究機構分別對不同的兩個儲氣庫注采井區塊進行了氣井完整性調研，發現注采氣井的泄漏情況是一般生產井的2～3倍。因此，注采氣井的安全風險相對較高，如果注采氣井的各種井下設施發生失效，造成天然氣竄漏或泄漏，將可能引發火災、爆炸等重大事故。下面根據相國寺儲氣庫注采氣井的結構組成［4］，分別對油管、套管、水泥環、井下安全閥和封隔器等井下設施進行安全風險分析。

1 油管風險分析

注采過程中油管是井筒中與天然氣直接接觸的設備，因此受氣質組分、流體速度、壓力和溫度的影響較大，主要包括以下幾個方面。

1．1 腐蝕的影響

相國寺儲氣庫注采氣井采用的是80S－3Cr材質的油管，在儲氣庫運行前期，受地層殘留的鉆井液、鹽酸、凝析水、CO2以及少量H2S等物質的影響，井下腐蝕環境較為復雜，并且在注氣和采氣過程中，井下壓力和溫度也將發生周期性的變化，因此在這種復雜情況下將可能對油管造成腐蝕。

相國寺儲氣庫地層運行壓力為11．7～28．0 MPa［5］，氣質中 CO2含量為 1．89%，分壓為 0．53 MPa，根據NACE（美國腐蝕工程師協會）有關CO2分壓腐蝕的標準，CO2分壓大于0．2MPa就屬于嚴重腐蝕區。CO2腐蝕的主要形態為點蝕、臺地狀腐蝕、環狀腐蝕和沖刷腐蝕等，且腐蝕穿孔的速度很快。在影響CO2腐蝕速率的各個因素中，CO2分壓和溫度是最重要的兩個參數。CO2分壓越高，其腐蝕產物FeCO3膜的保護性越差，且CO2的腐蝕速度隨溫度升高而增加，60～110℃為CO2腐蝕的敏感區域。例如，重慶氣礦成32井發生油管斷裂處的地溫為94℃，油管產生嚴重的坑點腐蝕和潰瘍狀腐蝕；成18井在油管上部受CO2的影響不大，下部由于溫度要高些，油管受CO2的腐蝕嚴重［6］。相國寺儲氣庫中下部地層溫度為62～93℃，因此腐蝕敏感性高。

在相國寺儲氣庫運行初期還存在少量H2S，其分壓為0．002 8MPa，根據酸性油氣井環境石油管材選擇指南［7］（圖1），可以看出3Cr材質不是相國寺儲氣庫腐蝕環境下最優選擇。根據相關實驗結果［8］，在溫度為100℃和110℃，CO2分壓為0．03MPa和1．488 MPa條件下，3Cr材質平均點蝕深度0．042mm；最大點蝕深度1．006mm；最大點蝕速度61．2mm／a。

圖1 酸性油氣井環境中石油管材選擇指南示意圖（1psi＝0．006 9MPa）

因此相國寺儲氣庫注采氣井的油管在生產前期，將可能受到CO2腐蝕的影響，其腐蝕部位主要集中在油管的中下部。

1．2 沖蝕的影響

天然氣（無論是否存在固體顆粒）在一定流動速度下將對生產管柱表面造成沖擊從而使油管發生磨損，高速流動的氣體還足以將油管內壁表面黏附不牢的腐蝕產物沖走，或者破壞已形成的保護性氧化膜，從而加劇腐蝕，降低管柱強度，在往復的注采過程中將容易導致油管破裂。研究表明：當氣體流速低于臨界沖蝕流速時，沖蝕不明顯；當氣體流速高于臨界沖蝕流速時，會產生明顯的沖蝕，嚴重影響氣井的安全生產［9］。另外，隨著溫度的增加，流體對金屬的沖蝕作用和沖蝕腐蝕作用將增強（圖2），因此在設計時除考慮流速的影響外，還需要考慮溫度的因素。

相國寺儲氣庫根據注采能力和臨界沖蝕流量計算結果，采用了內徑100．53mm（定向井）和157．08mm（水平井）的油管。但是由于沖蝕還受溫度的影響，而相國寺儲氣庫設計時只考慮了流速的影響，因此，在儲氣庫中下部地層溫度為62～93℃條件下，注采氣井特別是其中的水平井將可能受到沖蝕的影響。

圖2 溫度對13Cr沖蝕和沖蝕腐蝕的影響圖

1．3 應力變化的影響

對于儲氣庫注采氣井，生產管柱既要注入天然氣，又要采出天然氣，注入、采出的溫度和壓力不斷變化，管柱將長期受到交變應力的影響，溫度和壓力變化會引起油管應力的改變及軸向變形，若改變量超過某一限度則將導致管柱變形甚至破裂。雖然相國寺注采氣井油管強度設計已經考慮了應力變化的影響，但在腐蝕因素的影響下，由于管柱強度降低可能造成生產管柱的密封性失效。

相國寺儲氣庫采用的是金屬對金屬的氣密封絲扣，外螺紋末端與內螺紋形成一個徑向或軸向環形的金屬接觸面，可以隔開油流和螺紋油，保持油管的密封性。但根據前面腐蝕因素的分析，在相國寺儲氣庫井下復雜腐蝕環境下，可能會對套管螺紋造成腐蝕，使密封失效，形成環空帶壓，進而對套管造成腐蝕。

2 套管風險分析

根據美國、歐洲和加拿大儲氣庫事故統計，由套管失效引起的事故有8起，其中2起為套管腐蝕穿孔、1起為套管裂縫、1起為套管外力損傷失效和1起套管連接失效，其他3起原因不明。

相國寺注采氣井在1 600m深度以下采用抗CO2的3Cr材質套管，根據前面腐蝕因素分析，一旦油管出現泄漏，3Cr材質的套管也可能造成腐蝕，從而降低套管強度，特別是井下深度在1 600m以上的套管，采用的是非抗CO2材質，腐蝕將更為嚴重。

注采氣井在反復注采過程中，套管由于受溫度、壓力、腐蝕和循環交變載荷的共同作用，其失效形式主要有8種情況：套管腐蝕穿孔、破裂、擠毀和斷裂，套管扣脫扣、跳扣、漏失（密封失效）和套管柱軸向失穩。其中腐蝕穿孔、破裂、斷裂等均可能引起儲氣庫內天然氣竄漏或泄漏。例如：1988年3月德國Teut schent hal市的某鹽穴地下儲氣庫因井下118m處套管連接失效而發生泄漏。2001年1月美國中部堪薩斯州哈欽森儲氣庫，因套管損傷失效，導致天然氣泄漏引發了火災爆炸事故。2003年12月美國路易斯安那州儲氣庫因套管失效，致使鹽穴上方注采井套管斷裂，導致天然氣泄漏。

3 水泥環風險分析

固井水泥環的作用是減小和延緩井壁圍巖對套管的作用，改善套管的受力狀況，延長套管的使用壽命，防止在所鉆各地層之間出現流體竄流而保證長期層間封隔。因此，水泥環質量的好壞會影響地層封固效果和套管抗擠毀變形的能力及固井質量的好壞。相國寺儲氣庫采用的是柔性水泥和變密度兩凝水泥漿體系，套管強度設計符合標準要求，因此從材料和設計上提高了套管水泥環組合體的抗擠性能。

但是水泥環質量最關鍵的因素是固井時水泥膠結質量的好壞，其次是水泥膠結界面狀態。當固井質量不好，出現水泥環缺失、偏心或膠結不好的情況，套管就會受到來自地層非均勻載荷作用，特別是在周期性注采的情況下，將降低套管的承載能力，從而影響套管的使用壽命。

儲氣庫目前因固井質量問題造成的事故有3起：①2006年10月美國科羅拉多州地下儲氣庫，因固井質量存在問題，注采氣井發生泄漏，當地13戶家庭緊急疏散。②2003年德國巴伐利亞儲氣庫，因固井質量缺陷，導致井筒環空壓力升高。③1980年美國密西西比州儲氣庫，因水泥固井質量差，導致天然氣泄漏。

在固井檢測方法方面，相國寺儲氣庫注采氣井的技術套管及油層套管采用的是IBC（超聲波成像）及CBL／VDL（聲波—變密度測井）兩種測井方法，以確保固井質量檢測的準確性。但是在對儲氣庫相儲7井的固井質量進行IBC檢測時，不同時間段的兩次檢測結果存在較大差異。另外CBL／VDL在測井結果上也存在不確定性和多解性，尤其是對需要高度關注的第二界面的膠結狀況、環空水泥石的分布狀況、水泥石的密度和抗壓強度以及微間隙等參數不能作定量解釋，可能使檢測結果不能完全真實反映實際情況，因此，使水泥環存在失效的風險。

4 井下安全閥風險分析

井下安全閥是一種安放于井筒內、連接于油管上，能夠在地面或井下出現異常情況時，關閉油管內的流體通道，實現流體的阻斷，以確保安全。相國寺儲氣庫采用的是油管回收式安全閥，是油管管柱的組成部分，安裝在井口以下80～100m的位置，工作壓力為35 MPa。在完井期間與油管和其他井下設備一起安裝。

根據國外資料［10］，安全閥系統出現故障往往是由其他部件出現故障或井下環境因素造成的，而非安全閥本身的原因。主要是由于流體沖擊、腐蝕、液壓不夠、閥瓣彈簧斷裂、控制線路故障和人為操作不當等原因造成井下安全閥失靈。由于相國寺儲氣庫井下安全閥采用的是9Cr－1Mo材質，而且在安全閥上下各安裝了一個流動短節，因此受到腐蝕和流體沖擊的影響較小。那么造成井下安全閥失靈的主要原因將有以下幾方面：

1）安裝前沒有進行檢驗、試壓，安裝過程中操作不當，損壞了絲扣、金屬密封、控制管線和閥瓣彈簧等附屬部件，可能造成安全閥失靈。

2）如果液壓控制液漏失或混入雜質，可能造成安全閥系統失靈。另外安全閥控制液必須在較寬的溫度和壓力范圍內，才能有效地發揮作用，因此，一旦環境條件發生較大變化將可能造成安全閥失靈。

3）由于節流裝置上、下管壁以及生產管柱剖面變化處的流體流動狀態會發生突變，而安全閥內徑比油管內徑小，因此連接處容易造成沖蝕，從而影響安全閥的功能和使用壽命。

5 封隔器風險分析

相國寺儲氣庫注采氣井中的定向井采用的是壓力為35MPa的可取式封隔器，可以通過上下提放進行解封，方便后期修井作業。水平井采用的是壓力為35 MPa液壓坐封的永久式封隔器，一旦坐封，不易解封，只有通過套銑才能解封取出。兩種注采氣井均采用9Cr－1Mo材質的封隔器。

根據前面的分析，生產過程中，封隔器可能因地層應力和注采過程中的應力變化使套管和油套管變形、腐蝕以及封隔器密封元件失效等原因，造成封隔器失效，形成環空帶壓，嚴重影響氣井的產量，降低儲氣庫的供氣能力，并導致套管腐蝕。

5．1 應力變化導致失效

注采氣時由于套管受到內壓載荷、溫度載荷及軸向載荷的影響，封隔器和油管之間就會產生力的作用，如果這些力超出管柱最大負荷，將導致封隔器損壞或管柱永久變形破壞。

5．2 腐蝕的影響

9Cr－1Mo材質的封隔器位于井下2 000m左右，在該深度封隔器將可能受到CO2腐蝕的影響，降低與油管和套管連接處的強度，從而導致封隔器失效。

5．3 密封元件失效

封隔器的密封元件系統包括膠筒及其支承體。如果膠筒從支承體裝置的小縫中被擠出，即發生擠出失效［11］。如果工作溫度超過材料的額定工作溫度，其強度就會降低，使密封元件被擠出。如果封隔器所承受的壓力差和封隔器與套管間作用力超出其所能承受的額定值，封隔器內密封元件橡膠壓力增大，也會致使密封元件擠出。

6 對策措施及建議

1）對于井下設備及工具，根據腐蝕因素建議按照相關標準如API、NACE，選擇合理的材質。

2）在油、套環形空間充滿含緩蝕劑的完井液，既可避免套管承受高壓，又可防止腐蝕性物質對油管外壁和套管內壁的腐蝕。

3）對油管表面進行涂層處理以減少沖蝕的磨損。

4）生產過程中加強注采氣井的動態監測分析，及時了解和發現油、套管使用情況和出現的問題。

5）對水泥膠結狀態進行定期檢測，獲得測量聲波幅度、時差、水泥環密度、抗壓強度、聲阻抗等參數，確定水泥環與套管、地層之間的膠結情況。

6）井下安全閥安裝前進行檢驗、試壓。安裝時注意檢查外觀是否有損壞。安全閥的控制管線接頭上扣時扭矩不能過大，以免損壞金屬密封。下入過程中要防止磕、擠、碰的現象發生，平穩下放，并定期對安全閥進行開關操作。

7）在庫區范圍設置一定數量的觀察井，對儲氣庫進行安全監測和運行動態觀察，以便及時檢測泄漏到任何層位的氣體［12］。

8）建立一套針對注采氣井的完整性管理體系，包括：①各注采氣井的基礎資料檔案，如：設計資料、施工資料和生產運行資料等；②定期對井下油管、套管進行腐蝕監測和油套環空壓力監測；③對井下安全閥和井口安全截斷系統的可靠性進行檢測；④根據各種檢測數據和管理情況，定期開展注采氣井的風險評估；⑤根據風險評估的結果確定是否進行修井作業；⑥經過檢測和風險評估不能繼續使用的井應予以報廢并封堵。

7 結束語

根據相關事故和調查數據分析，儲氣庫的注采氣井具有較高的安全風險。對相國寺儲氣庫注采氣井主要井下設施進行了安全風險分析，其主要安全風險是由于腐蝕和應力變化等原因引起的各種井下設施失效，導致天然氣竄漏或泄漏，從而引發火災和爆炸事故。因此，在儲氣庫生產運行過程中應重點加強對注采氣井的維護和管理工作，建立一套系統的監測、評估和管理制度，以確保相國寺儲氣庫安全平穩的運行。

［1］丁國生，王皆明．枯竭氣藏改建儲氣庫需要關注的幾個關鍵問題［J］．天然氣工業，2011，31（5）：87－89．DING Guosheng，WANG Jieming．Key points in the reconstruction of an underground gas storage based on a depleted gas reservoir［J］．Natural Gas Industry，2011，31（5）：87－89．

［2］謝麗華，張宏，李鶴林．枯竭油氣藏型地下儲氣庫事故分析及風險識別［J］．天然氣工業，2009，29（11）：116－119．XIE Lihua，ZHANG Hong，LI Helin．Accident analysis and risk identification of underground gas storage rebuilt upon the depleted oil and gas reservoirs［J］．Natural Gas Industry，2009，29（11）：116－119．

［3］李麗鋒，趙新偉，羅金恒，等．鹽穴地下儲氣庫失效分析與預防措施［J］．油氣儲運，2010，29（6）：407－410．LI Lifeng，ZHAO Xinwei，LUO Jinheng，et al．Failure analysis of underground salt cavern gas storage and countermeasures［J］．Oil ＆ Gas Storage and Transportation，2010，29（6）：407－410．

［4］楊琴，余清秀，銀小兵，等．枯竭氣藏型地下儲氣庫工程安全風險與預防控制措施探討［J］．石油與天然氣化工，2011，40（4）：410－412．YANG Qin，YU Qingxiu，YIN Xinbing，et al．Discussion on the safety risk and prevention and control measures for dry gas reservoir type of underground gas storage engineering［J］．Chemical Engineering of Oil ＆ Gas，2011，40（4）：410－412．

［5］吳建發，鐘兵，馮曦，等．相國寺石炭系氣藏改建地下儲氣庫運行參數設計［J］．天然氣工業，2012，32（2）：91－94．WU Jianfa，ZHONG Bing，FENG Xi，et al．Operation parameter design of the Xiangguosi Underground Gas Storage based on the Carboniferous gas reservoir［J］．Natural Gas Industry，2012，32（2）：91－94 ．

［6］胡德芬，楊彥．氣井生產管柱安全使用年限探討［J］．天然氣勘探與開發，2005，28（4）：34－38．HU Defen，YANG Yan．Design and application of security assessment system for gas well completion string［J］．Natural Gas Exploration and Development，2005，28（4）：34－38．

［7］趙章明．油氣井腐蝕防護與材質選擇指南［M］．北京：石油工業出版社，2011．ZHAO Zhangming．Oil and gas well corrosion protection and material selection guide［M］．Beijing：Petroleum Industry Press，2011．

［8］李珣，姜放，陳文梅，等．井下油套管二氧化碳腐蝕［J］．石油與天然氣化工，2006，35（4）：300－303．LI Xun，JIANG Fang，CHEN Wenmei，et al．The carbon dioxide corrosion of tube and casing in downhole［J］．Chemical Engineering of Oil ＆ Gas，2006，35（4）：300－303．

［9］李國韜．地下儲氣庫注采井完井沖蝕問題初探［J］．小型油氣藏，2006，11（1）：62－63．LI Guotao．Probe to the washout problem injection－production well in underground gas storage［J］．Small Hydrocarbon Reservoirs，2006，11（1）：62－63．

［10］GARNER J，MARTIN K，MCCALVIN D，et al．Just as aprecaution：Subsurface safety valve［J］．Oil Field New Technique，2002／2003，14（4）：52－64．

［11］蓋景琳，黃貞秦．永久型封隔器失效模式分析［J］．國外石油機械，1996，7（2）：38－41．GAI Jinglin，HUANG Zhenqin．Permanent packer failure analysis［J］．Foreign Petroleum Machinery，1996，7（2）：38－41．

［12］李建中，徐定宇，李春．用枯竭油氣藏建設地下儲氣庫工程的配套技術［J］．天然氣工業，2009，29（9）：97－99．LI Jianzhong，XU Dingyu，LI Chun．The matching technologies of rebuilding underground gas storages on the depleted oil and gas reservoirs［J］．Natural Gas Industry，2009，29（9）：97－99．