相国寺储气库注采气井的安全风险及对策建议

刘 坤 何 娜 张 毅 徐 峰 王 尧

1．中国石油西南油气田公司安全环保与技术监督研究院 2．中国石油西南油气田公司天然气研究院

相国寺地下储气库（以下简称相国寺储气库）位于重庆市，是我国西南地区第一个储气库，其库容量达40．5×108m3，储气量相当于重庆市1年的用气量。该储气库是利用原相国寺石炭系气藏进行建设，属于枯竭型气藏储气库。由于储气库在生产过程中要周期性地注入和采出天然气，将使各种生产设备和管道受到周期性应力变化的影响，同时井下压力、温度的变化以及气质组分等因素也将对井下各种设施造成影响。一般来讲，储气库的安全风险主要取决于注采井的安全与否［1］。根据相关资料统计［2－3］，截至目前，国外发现的储气库事故有40起，其中盐穴地下储气库24起，枯竭油气藏型地下储气库16起。事故原因中因注采气井失效发生事故的有15起，其中枯竭油气藏型地下储气库4起。同时SINTEF和PSA研究机构分别对不同的两个储气库注采井区块进行了气井完整性调研，发现注采气井的泄漏情况是一般生产井的2～3倍。因此，注采气井的安全风险相对较高，如果注采气井的各种井下设施发生失效，造成天然气窜漏或泄漏，将可能引发火灾、爆炸等重大事故。下面根据相国寺储气库注采气井的结构组成［4］，分别对油管、套管、水泥环、井下安全阀和封隔器等井下设施进行安全风险分析。

1 油管风险分析

注采过程中油管是井筒中与天然气直接接触的设备，因此受气质组分、流体速度、压力和温度的影响较大，主要包括以下几个方面。

1．1 腐蚀的影响

相国寺储气库注采气井采用的是80S－3Cr材质的油管，在储气库运行前期，受地层残留的钻井液、盐酸、凝析水、CO2以及少量H2S等物质的影响，井下腐蚀环境较为复杂，并且在注气和采气过程中，井下压力和温度也将发生周期性的变化，因此在这种复杂情况下将可能对油管造成腐蚀。

相国寺储气库地层运行压力为11．7～28．0 MPa［5］，气质中 CO2含量为 1．89%，分压为 0．53 MPa，根据NACE（美国腐蚀工程师协会）有关CO2分压腐蚀的标准，CO2分压大于0．2MPa就属于严重腐蚀区。CO2腐蚀的主要形态为点蚀、台地状腐蚀、环状腐蚀和冲刷腐蚀等，且腐蚀穿孔的速度很快。在影响CO2腐蚀速率的各个因素中，CO2分压和温度是最重要的两个参数。CO2分压越高，其腐蚀产物FeCO3膜的保护性越差，且CO2的腐蚀速度随温度升高而增加，60～110℃为CO2腐蚀的敏感区域。例如，重庆气矿成32井发生油管断裂处的地温为94℃，油管产生严重的坑点腐蚀和溃疡状腐蚀；成18井在油管上部受CO2的影响不大，下部由于温度要高些，油管受CO2的腐蚀严重［6］。相国寺储气库中下部地层温度为62～93℃，因此腐蚀敏感性高。

在相国寺储气库运行初期还存在少量H2S，其分压为0．002 8MPa，根据酸性油气井环境石油管材选择指南［7］（图1），可以看出3Cr材质不是相国寺储气库腐蚀环境下最优选择。根据相关实验结果［8］，在温度为100℃和110℃，CO2分压为0．03MPa和1．488 MPa条件下，3Cr材质平均点蚀深度0．042mm；最大点蚀深度1．006mm；最大点蚀速度61．2mm／a。

图1 酸性油气井环境中石油管材选择指南示意图（1psi＝0．006 9MPa）

因此相国寺储气库注采气井的油管在生产前期，将可能受到CO2腐蚀的影响，其腐蚀部位主要集中在油管的中下部。

1．2 冲蚀的影响

天然气（无论是否存在固体颗粒）在一定流动速度下将对生产管柱表面造成冲击从而使油管发生磨损，高速流动的气体还足以将油管内壁表面黏附不牢的腐蚀产物冲走，或者破坏已形成的保护性氧化膜，从而加剧腐蚀，降低管柱强度，在往复的注采过程中将容易导致油管破裂。研究表明：当气体流速低于临界冲蚀流速时，冲蚀不明显；当气体流速高于临界冲蚀流速时，会产生明显的冲蚀，严重影响气井的安全生产［9］。另外，随着温度的增加，流体对金属的冲蚀作用和冲蚀腐蚀作用将增强（图2），因此在设计时除考虑流速的影响外，还需要考虑温度的因素。

相国寺储气库根据注采能力和临界冲蚀流量计算结果，采用了内径100．53mm（定向井）和157．08mm（水平井）的油管。但是由于冲蚀还受温度的影响，而相国寺储气库设计时只考虑了流速的影响，因此，在储气库中下部地层温度为62～93℃条件下，注采气井特别是其中的水平井将可能受到冲蚀的影响。

图2 温度对13Cr冲蚀和冲蚀腐蚀的影响图

1．3 应力变化的影响

对于储气库注采气井，生产管柱既要注入天然气，又要采出天然气，注入、采出的温度和压力不断变化，管柱将长期受到交变应力的影响，温度和压力变化会引起油管应力的改变及轴向变形，若改变量超过某一限度则将导致管柱变形甚至破裂。虽然相国寺注采气井油管强度设计已经考虑了应力变化的影响，但在腐蚀因素的影响下，由于管柱强度降低可能造成生产管柱的密封性失效。

相国寺储气库采用的是金属对金属的气密封丝扣，外螺纹末端与内螺纹形成一个径向或轴向环形的金属接触面，可以隔开油流和螺纹油，保持油管的密封性。但根据前面腐蚀因素的分析，在相国寺储气库井下复杂腐蚀环境下，可能会对套管螺纹造成腐蚀，使密封失效，形成环空带压，进而对套管造成腐蚀。

2 套管风险分析

根据美国、欧洲和加拿大储气库事故统计，由套管失效引起的事故有8起，其中2起为套管腐蚀穿孔、1起为套管裂缝、1起为套管外力损伤失效和1起套管连接失效，其他3起原因不明。

相国寺注采气井在1 600m深度以下采用抗CO2的3Cr材质套管，根据前面腐蚀因素分析，一旦油管出现泄漏，3Cr材质的套管也可能造成腐蚀，从而降低套管强度，特别是井下深度在1 600m以上的套管，采用的是非抗CO2材质，腐蚀将更为严重。

注采气井在反复注采过程中，套管由于受温度、压力、腐蚀和循环交变载荷的共同作用，其失效形式主要有8种情况：套管腐蚀穿孔、破裂、挤毁和断裂，套管扣脱扣、跳扣、漏失（密封失效）和套管柱轴向失稳。其中腐蚀穿孔、破裂、断裂等均可能引起储气库内天然气窜漏或泄漏。例如：1988年3月德国Teut schent hal市的某盐穴地下储气库因井下118m处套管连接失效而发生泄漏。2001年1月美国中部堪萨斯州哈钦森储气库，因套管损伤失效，导致天然气泄漏引发了火灾爆炸事故。2003年12月美国路易斯安那州储气库因套管失效，致使盐穴上方注采井套管断裂，导致天然气泄漏。

3 水泥环风险分析

固井水泥环的作用是减小和延缓井壁围岩对套管的作用，改善套管的受力状况，延长套管的使用寿命，防止在所钻各地层之间出现流体窜流而保证长期层间封隔。因此，水泥环质量的好坏会影响地层封固效果和套管抗挤毁变形的能力及固井质量的好坏。相国寺储气库采用的是柔性水泥和变密度两凝水泥浆体系，套管强度设计符合标准要求，因此从材料和设计上提高了套管水泥环组合体的抗挤性能。

但是水泥环质量最关键的因素是固井时水泥胶结质量的好坏，其次是水泥胶结界面状态。当固井质量不好，出现水泥环缺失、偏心或胶结不好的情况，套管就会受到来自地层非均匀载荷作用，特别是在周期性注采的情况下，将降低套管的承载能力，从而影响套管的使用寿命。

储气库目前因固井质量问题造成的事故有3起：①2006年10月美国科罗拉多州地下储气库，因固井质量存在问题，注采气井发生泄漏，当地13户家庭紧急疏散。②2003年德国巴伐利亚储气库，因固井质量缺陷，导致井筒环空压力升高。③1980年美国密西西比州储气库，因水泥固井质量差，导致天然气泄漏。

在固井检测方法方面，相国寺储气库注采气井的技术套管及油层套管采用的是IBC（超声波成像）及CBL／VDL（声波—变密度测井）两种测井方法，以确保固井质量检测的准确性。但是在对储气库相储7井的固井质量进行IBC检测时，不同时间段的两次检测结果存在较大差异。另外CBL／VDL在测井结果上也存在不确定性和多解性，尤其是对需要高度关注的第二界面的胶结状况、环空水泥石的分布状况、水泥石的密度和抗压强度以及微间隙等参数不能作定量解释，可能使检测结果不能完全真实反映实际情况，因此，使水泥环存在失效的风险。

4 井下安全阀风险分析

井下安全阀是一种安放于井筒内、连接于油管上，能够在地面或井下出现异常情况时，关闭油管内的流体通道，实现流体的阻断，以确保安全。相国寺储气库采用的是油管回收式安全阀，是油管管柱的组成部分，安装在井口以下80～100m的位置，工作压力为35 MPa。在完井期间与油管和其他井下设备一起安装。

根据国外资料［10］，安全阀系统出现故障往往是由其他部件出现故障或井下环境因素造成的，而非安全阀本身的原因。主要是由于流体冲击、腐蚀、液压不够、阀瓣弹簧断裂、控制线路故障和人为操作不当等原因造成井下安全阀失灵。由于相国寺储气库井下安全阀采用的是9Cr－1Mo材质，而且在安全阀上下各安装了一个流动短节，因此受到腐蚀和流体冲击的影响较小。那么造成井下安全阀失灵的主要原因将有以下几方面：

1）安装前没有进行检验、试压，安装过程中操作不当，损坏了丝扣、金属密封、控制管线和阀瓣弹簧等附属部件，可能造成安全阀失灵。

2）如果液压控制液漏失或混入杂质，可能造成安全阀系统失灵。另外安全阀控制液必须在较宽的温度和压力范围内，才能有效地发挥作用，因此，一旦环境条件发生较大变化将可能造成安全阀失灵。

3）由于节流装置上、下管壁以及生产管柱剖面变化处的流体流动状态会发生突变，而安全阀内径比油管内径小，因此连接处容易造成冲蚀，从而影响安全阀的功能和使用寿命。

5 封隔器风险分析

相国寺储气库注采气井中的定向井采用的是压力为35MPa的可取式封隔器，可以通过上下提放进行解封，方便后期修井作业。水平井采用的是压力为35 MPa液压坐封的永久式封隔器，一旦坐封，不易解封，只有通过套铣才能解封取出。两种注采气井均采用9Cr－1Mo材质的封隔器。

根据前面的分析，生产过程中，封隔器可能因地层应力和注采过程中的应力变化使套管和油套管变形、腐蚀以及封隔器密封元件失效等原因，造成封隔器失效，形成环空带压，严重影响气井的产量，降低储气库的供气能力，并导致套管腐蚀。

5．1 应力变化导致失效

注采气时由于套管受到内压载荷、温度载荷及轴向载荷的影响，封隔器和油管之间就会产生力的作用，如果这些力超出管柱最大负荷，将导致封隔器损坏或管柱永久变形破坏。

5．2 腐蚀的影响

9Cr－1Mo材质的封隔器位于井下2 000m左右，在该深度封隔器将可能受到CO2腐蚀的影响，降低与油管和套管连接处的强度，从而导致封隔器失效。

5．3 密封元件失效

封隔器的密封元件系统包括胶筒及其支承体。如果胶筒从支承体装置的小缝中被挤出，即发生挤出失效［11］。如果工作温度超过材料的额定工作温度，其强度就会降低，使密封元件被挤出。如果封隔器所承受的压力差和封隔器与套管间作用力超出其所能承受的额定值，封隔器内密封元件橡胶压力增大，也会致使密封元件挤出。

6 对策措施及建议

1）对于井下设备及工具，根据腐蚀因素建议按照相关标准如API、NACE，选择合理的材质。

2）在油、套环形空间充满含缓蚀剂的完井液，既可避免套管承受高压，又可防止腐蚀性物质对油管外壁和套管内壁的腐蚀。

3）对油管表面进行涂层处理以减少冲蚀的磨损。

4）生产过程中加强注采气井的动态监测分析，及时了解和发现油、套管使用情况和出现的问题。

5）对水泥胶结状态进行定期检测，获得测量声波幅度、时差、水泥环密度、抗压强度、声阻抗等参数，确定水泥环与套管、地层之间的胶结情况。

6）井下安全阀安装前进行检验、试压。安装时注意检查外观是否有损坏。安全阀的控制管线接头上扣时扭矩不能过大，以免损坏金属密封。下入过程中要防止磕、挤、碰的现象发生，平稳下放，并定期对安全阀进行开关操作。

7）在库区范围设置一定数量的观察井，对储气库进行安全监测和运行动态观察，以便及时检测泄漏到任何层位的气体［12］。

8）建立一套针对注采气井的完整性管理体系，包括：①各注采气井的基础资料档案，如：设计资料、施工资料和生产运行资料等；②定期对井下油管、套管进行腐蚀监测和油套环空压力监测；③对井下安全阀和井口安全截断系统的可靠性进行检测；④根据各种检测数据和管理情况，定期开展注采气井的风险评估；⑤根据风险评估的结果确定是否进行修井作业；⑥经过检测和风险评估不能继续使用的井应予以报废并封堵。

7 结束语

根据相关事故和调查数据分析，储气库的注采气井具有较高的安全风险。对相国寺储气库注采气井主要井下设施进行了安全风险分析，其主要安全风险是由于腐蚀和应力变化等原因引起的各种井下设施失效，导致天然气窜漏或泄漏，从而引发火灾和爆炸事故。因此，在储气库生产运行过程中应重点加强对注采气井的维护和管理工作，建立一套系统的监测、评估和管理制度，以确保相国寺储气库安全平稳的运行。

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