储气库闲置井的运行风险及安全对策

赵杰，谢娟，李君宝，赵磊，张涛，刘涟

中国石油华北石油管理局有限公司 河北储气库分公司（河北 廊坊 065000）

0 引言

目前，国内地下储气库大多数由已衰竭或接近衰竭油气藏改建而成，这类油气藏已经历长时间开发，留存下来的老井众多而成为闲置井。这些闲置井受投产时间长、井筒套管腐蚀磨损、射孔等因素的影响，套管质量、强度和管外水泥胶结质量等均有不同程度的下降，极易出现管内外漏气和层间串气事故，对天然气地下储气库的安全运行构成严重威胁［1-4］。例如，20世纪70年代，美国加利福尼亚州的PDR地下储气库的废弃老井未经妥善处理，由于储库运行压力过高迫使气体迁移离开储层，沿着固井不良或套管锈蚀的老井上升泄漏到地表，最终该储库于2003年被迫关停[1,5]，储气库安全使用效率和寿命大打折扣。为避免储气库运行中类似不良事件发生，储气库闲置井的运行风险及安全对策研究显得极为迫切。

在储气库运行过程中,往往只重视注采井注采规模及其安全运行状况，而对储气库闲置井的运行风险重视程度不足，从储气库长期安全生产运行角度看，配产配注、扩容达产、注采井网完善及调整运行方案优化设计等,除了对注采井开展研究外,还必须对闲置井的安全运行风险进行精细分析研究,才能使方案具有可操作性。以X 储气库群50 口闲置井运行为例,从储气库运行特点、闲置井分类与分布、闲置井主要风险方面开展了研究，并提出相关安全对策。

1 储气库运行特点

X储气库群投产于2010年，作为陕京天然气管网系统重要配套设施，通过分输站与陕京管线连通，主要承担陕京输气管道系统下游用户冬季调峰和应急供气任务。陕京管线天然气由分输站经天然气双向输送管道输送至集注站，天然气在集注站内经过滤分离、增压后输至井场，注入地下（注气期每年4 月初至10 月底）。用气旺季（采气期在11 月15 日—次年 3 月 14 日，共 120 d）进行采气，注采井采出的天然气经脱水、脱烃及脱硫处理后通过天然气双向输送管道返输至分输站，进陕京管道[6-7]。

库群现有注采井19口，设计压缩机日注气量为400×104m3，设计日采气量为600×104m3。库群10个注采周期运行平均日注气量400×104m3，最高日注气量达500×104m3，库群平均日采气量达320×104m3，最高日采气量超过420×104m3，运行地层压力为8.6～31.35 MPa。关于储气库注采井运行，不同于油气田油气水井，多周期高低压交变载荷交互循环式注采气运行是其主要特点，注采井井筒内发生流体“大吞大吐”式进出双向流动特点[6-7]。

在X储气库群运行过程中，50口闲置井同样也反映出不同于传统油气田闲置井的运行特点，受圈闭地质储层先天连通性因素影响，闲置井不间断地承受着充压、平压及降压波动过程，即压升、压平和压降，库群闲置井始终处于一种交变压力状态，正逐步成为影响库群安全运行的主要风险因素之一。

2 储气库闲置井分类及分布

闲置井，通常是指油气田矿区所辖经营范围内，超过半年以上时间没有进行生产利用的井[8-10]。在枯竭或近枯竭油气藏改建为地下储气库后，由于这些留存下来的闲置井使用周期长、井筒套管腐蚀磨损等特点，极易引发管内外漏气和层间串气生产事故，按照储气库投产运行相关标准，为保障储气库大气量良性注釆循环运行密封性要求，闲置井一般不作为正常注采井参与储气库注采生产运行。X储气库群闲置井包括封堵井、观察井。封堵井是指对储层、盖层及井筒进行永久封堵的废弃井。观察井则是指用来观察油气田地下动态的井，目前，共有封堵井48 口（封堵已达10 年之久），观察井2 口（储层和盖层监测）。

2.1 闲置井分类

结合X 储气库群多周期实际注采运行需求，根据闲置井安全、环保隐患危害程度，进一步将X储气库群闲置井划分为A、B、C 3 类。井口带压的封堵井、观察井及含硫化氢井为A 类闲置井；未带压，但紧邻人群活动或聚集地区的封堵井为B 类闲置井；其余井口未带压的封堵井为C类闲置井。

2.2 闲置井分布

X 储气库群共有 50 口闲置井，涉及 X1、X2、X33个不同地质构造断块。以集注站为中心，闲置井井口距集注站直线半径约50m～10 km，主要分布在集注站以北（约占60%），其他方位分布次之。其中，X1和X2储气库闲置井距离集注站直线半径约为50 m～3 km，该范围内主要为树林田地、民房及厂房。X3储气库闲置井距离集注站直线半径范围约10 km，该范围内主要为树林、荒地及杂草区。X 储气库群闲置井整体反映出具有井口分散性大、井场自然环境恶劣、井况复杂多样等特点。受野外环境复杂，不同季节植被发育差异性及雨雪天气、周边村民住宅或工厂扩建改造施工的影响（闲置井存在局部占压现象），闲置井也呈现出阶段隐蔽性的特点。这些均加大了闲置井的风险管控难度。

3 储气库闲置井主要风险

3.1 闲置井盗窃破坏

由于X储气库群闲置井在注釆作业区域内具有分布广泛性、分散性、偏僻隐蔽性等特点，加上近年来闲置井周边尚存的村道路和厂房规模扩建，部分居民对闲置井停产后的危险意识不足，不法分子受钱财利益驱动，可能会发生闲置井盗窃破坏事件。闲置井一旦失窃破坏，在井口处则可能存在冒油（气）、井喷/漏、失控、着火以及有毒有害气体泄漏等危险，导致人员伤害、环境污染和财产损失。

3.2 井口常态化带压

X储气库群闲置井尽管基本完成了原生产层段井筒的永久封堵，曾在库群早期运行中实现零带压井的良好状态。但近年来随着国内天然气消费量的持续攀升，天然气供求矛盾加剧，储气库调峰应急的属性则显现日益强烈。受储气库季节应急调峰属性影响，X储气库群配注配产任务愈加繁重，库群注采气量由运行初期的1.61×108m3（2010—2011年注采周期）上升到6.5×108m3（2019—2020 年注采周期）。伴随着库群扩容达产、注采井网完善及调整运行方案优化等措施的有序实施，配产配注气量及注采井注釆能力均大幅提高，储气库多周期“大吞大吐”注采循环运行过程中，闲置井井筒承压条件不断发生变化，高低压的交互传导效应加剧了闲置井的安全运行风险。

储气库闲置井在注采运行过程中，表现不同于传统油气田闲置井的运行特点，充压和降压，即压升和压降。同时，受多周期高低压交变载荷交互循环式注气采气，注采井井筒内发生流体“大吞大吐”式进出双向流动特点[6-7，11]，完整注采轮回过程压差幅度大对井筒结构产生破坏，使得井口带压呈现常态化特点，而异于纯采油采气单向压降井。据X 储气库群闲置井日常动态监测数据统计，部分闲置井带压强度最高可达10.0 MPa 以上（如Y23 井目前井口油套压力高达12.6 MPa），最低则不足1.0 MPa，带压范围区间较大且具有阶段延续性，给库群长期安全生产带来一定风险隐患。

3.3 井口冒油（气）及有毒有害气体泄漏

在储气库注气压缩机组持续向地层增压期间及注气末期，较高地层压力平衡过程中，高压流体将沿储层原始孔缝结构向低压区的闲置井传递能量以实现库地层压力分布均衡。部分闲置井受井口常态化带压及井口设备金属结构老化变形腐蚀（如拷克、压力表或地面管线节点部位）影响，在地层压力再平衡传导的动态过程中，局部闲置井的密封性遭受破坏[12]，极易发生带压井井口井流物溢出或大量泄漏，主要以单一的油、气、水相独出及其混合相态同出，易引发的井口冒油、井喷、失控、着火以及有毒有害气体泄漏危险，可能造成周围环境污染以及周边人员危害、财产损失。此外，如X库群的X2储气库为含硫化氢型库[6-7]（表1），若注采运行过程中闲置井阶段井口压力过高，则容易引发天然气中硫化氢有毒气体泄漏扩散。若未及时发现并有效处理，将给储气库正常生产运行产生重大安全环保风险。

表1 X2储气库注采井采气期天然气中H2S浓度 （mg·m-3）

4 安全对策

4.1 加强闲置井档案完善与管理

建立完善的闲置井档案，是预防和处理闲置井风险的基石。X 储气库群闲置井形成了一套“地质工程一体化”的档案管理体系。地质部门负责分工完成闲置井完备的地质基础台帐（如单井井别、构造及地理位置、钻井、录井、测井、固井、射孔、试油、生产井史、井筒管柱数据），闲置井报废申请、上报、备案，闲置井隐患治理、恢复利用、封井地质方案的编制等。工程技术部门负责完成闲置井封井台帐（如施工设计、施工总结、监督日志等），闲置井治理工程方案的编制与组织实施方案，编制隐患闲置井的日常巡检制度，闲置井应急事件处置预案等。在此基础上，并进一步做好闲置井地质、工程更新资料的完善归口管理。

4.2 加强闲置井风险宣传教育并做好属地管理

X储气库群注采作业区作为闲置井属地管理的直接责任单位，形成“内外联动”属地管理机制。对内协同企业内机关安全和土地部门，联动做好闲置井危害风险标识警示提醒。对外则联合地方政府部门（环保、公安、土地）定期开展闲置井井场周边群众安全环保知识的宣传教育，同时鼓励村民举报不法分子偷盗破坏闲置井违法行为且建立透明的奖励制度。

注釆作业区负责辖区内闲置井的日常管理，包括已征用土地井场及道路完整性、闲置井井场周围环境维护及井口设施完整性。负责辖区闲置井定期巡检周期：A 类闲置井中未安装无线数据远传系统的闲置井每天巡检一次，安装无线数据远传系统的闲置井每天上位机记录压力，每周现场巡检一次；B 类闲置井因井口未带压和未安装无线数据远传系统，每半个月巡检一次；C类闲置井因井口未带压且距离居民区较远，未安装无线数据远传系统，每月巡检一次。负责井口隐患排查、消减及上报，并配合地质、工程部门更新台帐。

4.3 加密动态监测

为实时跟踪掌握库群闲置井井口带压变化及井口流体泄漏状态，加密闲置井动态监测是重要有效手段。主要包括井口套压实时监测、环空保护液液面监测及井流物流体性质监测，这些检测项目对于库群长期安全注采运行及分析库群密封性具有参考意义。

4.3.1 井口压力监测

井口套压实时监测主要采用无线数据远传系统，该套装置主要通过压力变送器采集的井口压力数据传输至RTU 控制器，再通过GPRS 模块无线传输到集注站内中控室电脑的闲置井压力监控系统中。若库群生产运行条件相同条件下，带压闲置井口突然有明显压力降，则可能存在井口破坏或冒油（气）及有毒有害气体泄漏风险，应及时安排井控专业人员现场处理异常。相反，若带压闲置井口突然有明显压力升，应及时安排井控专业人员现场泄压或停注相邻注采井方式处理异常。此外，利用回声原理对异常闲置井环空保护液液面检测，主要通过防爆界面检测仪测量确定液面位置，频次由1次/月增加至2次/月，以进一步辅助分析闲置井井口井间带压差异性。

4.3.2 流体性质监测

1）气体组分监测。在X 储气库群运行中，由于存在异常闲置井井口带压现象，为全面分析掌握井口异常带压原因，在井口泄压过程中开展针对性的异常井井口流体取样检测。井流物气体取样依据GB/T 13609—2017《天然气取样导则》进行。取样过程采用耐压强度为50 MPa、容量500 mL 的钢瓶，该钢瓶配进出口取样阀，内壁内衬防腐材料[6]。样品检测依据GB/T 13610—2014《天然气的组成分析气相色谱法》，在实验室内采用Agilent7890A气相色谱仪检测化验[6]。通过带压闲置井与注采井注采气样组分对比，对于分析追溯闲置井气窜源头和井筒固井质量状态有一定参考依据。此外，若天然气中检测有高浓度硫化氢，应立即疏散周围人畜并进行堵漏和脱硫工艺等措施处理。

2）油、水组分监测。闲置井井口油样分析化验依据 SY/T 5779—2008，在实验室内采用 Agi⁃lent6890N 气相色谱仪，对油样品中的C1～C30组分质量分数进行检测，确定原油类型。水分析在实验室内采用861 离子色谱仪，对水样品中的阳离子（Na+、K+、Ca2+、Mg2+）、阴离子（Cl-、SO42-、HCO3-、CO32-、OH-）含量、总矿化度及pH 值进行检测，确定水型等。带压闲置井与注采井采出液（油、水）样组分对比，对于分析相邻注采井注气强度及闲置井井筒固井质量状态具有一定参考依据。

4.4 制定异常闲置井应急处置方案及治理对策

由于异常闲置井本质风险主要由人为与库群生产运行两方面因素造成的密封性破坏，应根据井口不同异常状态，制定针对性应急处置方案（表2）。若井口状况未失控，从经济安全角度进行更新井口缺失或破损设备恢复井口设备完整性和密封性。若更新井口设备后，闲置井仍长期带压高或有严重冒油（气）的不良运行状态，则根本治理闲置井风险采用重新封堵方式。

表2 X储气库群异常闲置井应急处置方案

闲置井重新封堵施工，应选择在采气末期或停注期，依靠较低或相对稳定地层压力，安全封堵施工。由于X储气库群闲置井原生产层位储层大都已被射开，加上X储气库群闲置井原封堵层后期循环注采运行10年，若重新封堵气体和油水上窜风险较大。为了防止井筒流体上窜至地表，必须确保井筒内外封堵长期可靠。

目前，国内储气库普遍采用“多级封堵、带压候凝”的封井思路[12-14]，该思路主要对储气库投产前闲置井的储气层底部渗透性地层及隔层、储气层、储气层盖层段进行封堵，从而实现闲置井井筒周围的密封性，未曾考虑套管外固井质量状况随着储气库多周期循环注采运行的交变应力状态下的变化。X储气库群闲置井原封堵层已循环注采运行10年，库群闲置井始终处于一种交变压力状态，管外原始固井水泥环难免遭受破坏。为满足X 储气库群初设50 年的使用寿命，建议重新封堵闲置井工艺采取“产层+井筒+管外”的三级封堵思路，即对产层段挤注超细水泥体系，对测井管外固井质量差的异常井段锻铣套管或射孔后实施二次固井，对井筒再次注水泥塞并上替防腐重泥浆至井口，彻底切断气体沿井筒或管外窜漏的通道，从而确保库群的整体封闭性[11-14]。

5 结束语

通过对X 储气库群闲置井生产运行状况综合分析，受闲置井分布的分散性、隐蔽性等特点影响，闲置井密封性破坏风险加剧。其风险主要有人为的盗窃破坏、井口流体泄漏及储气库注采运行中的井口常态化带压及井口流体泄漏风险，提出“地质工程一体化”闲置井档案管理制度、“内外联动”式宣传教育和属地管理、无线远程实时压力监控及异常闲置井流体性质监测，并提出异常闲置井应急和“产层+井筒+管外”的三级封堵治理方案。