储气库井环空带压相对风险评估

王兆会， 陈 俊， 李军鹏,3， 温庆和

(1中国石油集团工程技术研究院有限公司 2中石油北京天然气管道有限公司 3中国石油大学石油工程学院·北京)

地下储气库在平衡天然气管网的压力和输气量、调节区域平衡供气方面发挥了重要作用[1]。在储气库井越来越多的情况下，需要对储气库井应用多样化的风险管理措施，对储气库进行有效的维护和管理[2]。谢丽华等[3]总结了全球枯竭油气藏储气库的事故统计规律，对储气库系统中的潜在风险因素进行12 大类、33 小类的初步分类。李丽峰等[4]提出了盐穴储气库定量风险评估的关键技术，需要结合现场实际给出定量化评估模型。针对某储气库注采井环空带压井逐渐增多，对储气库安全运行和环境保护造成隐患的问题，建立了注采井相对风险评估模型，对注采井进行定量化的相对风险评估，优化管理和维护方案。

一、相对风险评估模型

相对风险评估方法，是基于一定的失效可能性和失效后果，运用一个标准的相对风险方程来做出一个相对的风险预测。在相对风险评估方程中，选择失效可能性和失效后果来表征相对风险系数。

1.相对风险评估方程

对于一口注采井，造成失效可能性和失效后果的影响因素很多，根据现场处理经验和统计分析，很多参数对失效结果影响不大，有些参数还没有切实的方法去进行测量。因此，最终选择4个参数：腐蚀度、环空压力、无阻流量和到设施的距离。

评估注采井的相对风险时，腐蚀度是一个关键因素，油管腐蚀程度的增加会使注采井失效的可能性增加[5-6]。根据API RP 90[7]，油气井环空从内向外依次叫做A环空、B环空、C环空等。A环空出现异常压力说明井口、封隔器、油管以及水泥环都具有失效的可能性[8-9]。A环空压力越大，失效的可能性及危害性越大。无阻流量和到设施的距离是注采井失效后果的两个关键因素。无阻流量越大、到设施的距离越近，则失效后果越严重。

根据以上分析，建立如下的相对风险评估方程：

R=(K1×C+K2×pA)×(K3×AOF×K4×D)(1)

式中：R—相对风险值；Kn—权重系数(目前设定为1)；C—油管腐蚀度；pA—与油管相邻的A环空压力；AOF—无阻流量；D—到设施的距离。

2. 参数标准化处理

由于腐蚀度、环空压力、无阻流量和到设施的距离单位不统一，需进行标准化处理，便于计算和比较。因此，通过高斯模型处理各个参数，赋予每个参数0～1之间的标准化值。

2.1 腐蚀度标准化处理

通过测井、修井资料，根据油管受腐蚀程度的不同，给出油管不同等级的腐蚀度标准化值，见表1。

表1 油管不同等级的腐蚀度

2.2 A环空压力标准化处理

用高斯模型模拟注采井中的A环空压力，得到式(2)：

(2)

式中：NV(pA)—A环空压力的标准化值；

a—为边界条件值，此处取8.64[10]。

该模型是在A环空压力为0～30 MPa的边界条件下建立的。压力为0 MPa时，标准化值为0；当压力达到边界条件8.64 MPa时，标准化值为0.5；当压力达到20 MPa时，曲线趋于稳定，标准化值接近1。

2.3 无阻流量AOF标准化处理

用高斯模型模拟AOF预期行为以及在相对风险中的影响，公式为：

(3)

式中：NV(AOF)—AOF的标准化值；

a—为无阻流量的边界条件，根据现场实际监测的最大流量，a取值为150×104m3/d。

该模型是在AOF为(15～600)×104m3/d的边界条件下建立的。AOF在15×104m3/d以下时标准化值为0，注采井失效时损害很小。当井的AOF值达到50×104m3/d时，相对风险增长迅速；当AOF为150×104m3/d时标准化值为0.5；当AOF最终达到300×104m3/d或者更多时，最大值为1，标志失效最严重。

2.4 到设施的距离标准化处理

用高斯模型模拟到设施的距离D在相对风险中的影响，公式为：

当D≤20 m时，NV(D)=1

当D>20 m时，NV(D)=0.1+0.9exp[-(D-20)×a]

(4)

式中：NV(D)—到设施的距离D的标准化值；a—边界条件，根据现有的标准规范[11-14]，选取75 m作为边界距离，标准化值为0.5，计算得a为0.0147。

当一口井距离设施或建筑物≤20 m时，标准化值为1；当距离D>20 m时，曲线成指数型下降，75 m时的标准化值为0.5；当距离D达到300 m时，此时的曲线标准化值趋于0.1。

二、 计算实例分析

1. 数据采集及计算

依据所建立的相对风险评估模型，对某储气库进行现场数据采集及处理。该储气库各注采井为丛式井，相距10 m一字排开，且井与井之间互为重要的建筑物，所以对到设施的距离这一参数忽略不计。表1所示为修井时检测的腐蚀度，采用年腐蚀率×修井后的服役年限的方法，计算一口注采井的腐蚀度。

2. 计算结果

依据建立的模型，计算了某储气库采气初期、采气中期的相对风险值，并应用Matlab软件进行拟合做出正态分布图(如图1～图4)。应用一个容忍度，作为分割点来选取急需处理/维修的井。容忍度可以应用到全部井区域中，也可以应用到指定区域中。通过概率学的知识，选取不同的概率如99%、95%、及90%来优化需要准备检修的井。

图1 76口注采井采气初期相对风险值

图2 某年采气初期相对风险值分析图

由图1、图2可以看出，76口注采井在采气初期时，最大相对风险值为0.42，绝大多数井的相对风险值低于0.30，平均相对风险值为0.105。当选取99%的风险概率时，采气初期计算的容忍度为0.38，有2口井大于0.38；当选取95%的风险概率时，容忍度为0.30，有4口井大于0.30；当选取90%的可能性时，其容忍度为0.27，有4口井高于0.27。

图3 76口注采井采气中期相对风险值

图4 某年采气中期相对风险值分析图

由图3、图4可以看出，76口注采井在采气中期时，相对风险值最大为0.16，绝大多数井的相对风险值低于0.10，平均相对风险值为0.03。当选取99%的风险概率时，计算的容忍度为0.11，有3口井大于0.11；当选取95%的风险概率时，容忍度为0.09，有4口井大于0.09，此时的相对风险值相对较低，可以不予考虑。

3. 讨论分析

计算了该储气库不同工况下，不同的相对风险概率，其容忍度的变化情况。

结果由表2、图5可以看出：

(1)在一个注采周期中，采气初期的相对风险值是最高的。原因是天然气被注入到枯竭油气藏中，气藏内的能量已经恢复，如果环空压力、AOF值均越大，则相对风险值就越大。

(2)随风险概率值取值越低，容忍度也就越低，最终会有不少注采井的相对风险值高于该时期的容忍度。

表2 不同风险概率下的容忍度

图5 不同工况、不同时期、不同风险概率下的容忍度

三、结论

(1)提出了储气库注采井相对风险定量评估方法，考虑了影响注采井风险的四个关键因素：腐蚀度、A环空压力、无阻流量和到最近设施的距离。

(2)分析了某储气库76口注采井四个阶段的相对风险值，结果发现，采气初期的相对风险值明显高于其他三个阶段，且注气中期>注气初期>采气末期。

(3)给定相对风险概率值，可以求得急需进行维修/重点管理的注采井。例如，在采气初期，选99%的风险概率的容忍度，有2口井急需重点管理；选95%的风险概率的容忍度，有4口井急需重点管理。

(4)可以根据现场实际情况，增减相对风险定量评价模型中的相关参数，调整各参数的权重值。