张哲 ，徐长峰，赵勇，陈月娥，张新鹏
1.中国石油新疆油田储气库有限公司，新疆克拉玛依834000
2.中油（新疆）石油工程有限公司，新疆克拉玛依834000
地下储气库具有储存量大，调峰范围广，经济合理，供气安全等优点，因而越来越受到许多国家的重视。
世界第一座成功建成的储气库是1916 年美国利用纽约州Zoar 气田建设的气藏型储气库[1]，根据天然气联盟统计，截至2022 年底，全球共有储气库689 座，工作气量4 165×108m3。其中，气藏型储气库463 座，工作气量为3 084×108m3、占总量的74.04%[2]。截至2021 年底，中国在役储气库仅有29 座，工作气量为146×108m3，其中，气藏型储气库25 座，工作气量136×108m3，占总工作气量的92.6%[3]。与国外储气库百年发展历史相比，中国储气库建设总体上仍处于初级阶段。
地下储气库是天然气安全保供的主要储气设施，也是国家能源安全保障的重要组成部分，能切实解决天然气的季节调峰和应急供气问题[4-7]。但储气库系统容易受到地质灾害、断层活动、套管腐蚀损害和设备故障等因素的不良影响，降低气库运行的稳定性和可靠性，储气库建设与运行的安全问题至关重要[8-10]。为此，以国外储气库事故的统计资料为基础，通过开展典型气库事故案例分析，总结出国外储气库的事故经验，以期对中国储气库事故预防、处置等方面提供有效建议，保障中国储气库的安全运行。
国外储气库建设发展至今，在储气库运行风险预测、事故处理及应急预案管理等方面积累了大量经验[11-12]。本文从2016 年Global Security Sciences Division 发布的国外储气库事故统计数据出发，分析不同类型储气库事故发生概率与主要因素，重点剖析枯竭气藏型储气库的事故危害。
1.1 储气库事故案例统计
基于《U.S.natural gas storage risk-based ranking methodology and results》对美国截至2016 年天然气地下储气库事故的统计数据[13]，地下储气库共发生事故215 起，见图1。其中，气藏型储气库发生事故136 起，占总事故比例63%；
含水层和盐穴储气库分别发生事故52 起和27 起，占比为24% 和13%（图1）。显然，枯竭气藏改建的储气库发生事故的概率最大。
图1 美国储气库事故发生情况统计图Fig.1 Statistical chart of accidents in UGS in the United States
美国储气库设施发生事故公开数据较少。据目前统计，储气库设施发生重大事故的频率为每个储气库设施每年发生（8.4～60.0）×10−3次，或每167～1 190 a 发生一次。假设美国有418 个储气库设施（其中，390 个处于运行状态），相当于美国每4个月至3 a 发生一次重大事故，每年平均发生1.4起事故。该估计值可与FERC 提供的信息进行比较，即2013—2016 年，有7 起储气库相关事件导致天然气中断，或每年约1～2 起事件。根据过去5 a（2011—2015 年）的PHMSA 数据，平均每年向美国交通部（DOT）报告约8 起事故。
1.2 储气库事故原因统计
目前，储气库事故主要包括地面设施损坏、圈闭密封性失效和井筒完整性失效3 类。本次统计了215 起事故，由地面工程设施损坏导致的储气库泄漏事故85 起，占比39%；
由储层改造和圈闭密封性破坏导致的储气库泄漏事故68 起，占比32%；
由固井水泥环松动、生产套管形变及腐蚀穿孔等因素导致的储气库泄漏事故45 起，占比21%；
其他因素导致的储气库泄漏事故占比仅8%（图2）。
图2 储气库泄漏事故分类统计图Fig.2 Classification statistical chart of leakage accidents of UGS
欧洲储气库设施发生事故公开数据不多。2008年，英国政府HSE 部门发布了《地下储气库失效速率分析》报告。据统计，截至2007 年，全球储气库发生了64 起故障问题。其中，盐穴27 起，含水层16 起，枯竭油气田16 起，其他类型5 起。文献报道仅有8 例与储气库有关的死亡事件，其中，约61 人受伤，大约6 700 人被疏散。在16 起枯竭油气田故障中，6 起是由于储层失效引起，5 起为油井失效，3 起由地面基础设施引起，其他原因2 起。
1.3 储气库事故危害影响
文献统计的215 起事故中，由储气库井筒完整性失效或地面设施损坏导致的事故，监测难度低且具有相对完善的应急处置措施，造成的危害性小[14-15]。相较于上述两类储气库事故，气藏型储气库由圈闭密封性破坏导致的储气库泄漏事故，监测难度大，危害性强（表1）。位于美国加州的洛杉矶储气库，始建于1962 年，后受注水开发影响，破坏了圈闭的密封性，1985 年3 月，该气库中天然气沿着开启的断裂缝隙运移至地表，引发爆炸事故，波及范围达1.6 km，23 人烧伤[16-17]。
表1 国外典型储气库事故概览表Tab.1 Overview of typical cases of foreign UGS accidents
2.1 PDR 储气库断层泄漏事故
2.1.1 PDR 储气库基本信息概况
Playa del Rey（PDR）气田位于洛杉矶盆地西部[18]，距洛杉矶市中心西南17.6 km，在距离PDR气田80 km 范围内发育多条正断层，气田东部发育有纽波特断裂和英格尔伍德断裂，西部区域发育帕洛斯弗迪斯正断层。该气田投产于1930 年，经过12 a 高效开发，迅速进入衰竭开采阶段，于1943 年改建为地下储气库，建库层为Topanga 砂岩，埋藏深度约1 830 m，库容量4.0×108m3。
截至文献数据统计前，PDR 储气库经过近75 a注采运行，钻探不同类型生产井54 口，其中，注采井25 口，污水回注井8 口，圈闭密封性监测井共18口，生产运行动态监测井3 口。
2.1.2 潜在泄漏风险
大量研究观察表明，PDR 储气库中天然气随开启的断裂缝隙或废弃井筒渗透至地表（图3）[19]。首先，建库区在大雨之后积水中、在建库区西部滨海浅水区及位于浅水区废弃井口，均能够观察到冒泡现象；
其次，PDR 储气库的密封性监测井，监测到上覆渗透层出现温度压力异常变化。通过对上述3 个区域及上覆渗透层气体样品分析表明，泄漏气体与PDR 储气库中天然气性质一致。
图3 PDR 储气库天然气泄漏路径示意图Fig.3 Schematic diagram of natural gas leakage path of PDR UGS
2.1.3 泄漏原因分析
造成该事故的主要原因包括两方面，一是高强度注采运行破坏了断层的密封性，浅层监测井的温度和压力记录数据表明，由于超负荷注气，PDR 储气库在建设阶段便有天然气沿开启的断裂运移至上覆Pico 砂岩储层；
二是多周期注采运行破坏了废弃老井的井筒完整性，气体沿着废弃井的管柱运移至地表（图3）。初步估算每年由PDR 储气库沿着井筒和开启裂缝泄漏至地表的天然气约280×104m3[19]。
2.2 Aliso Canyon 储气库套管泄漏事故
2.2.1 Aliso Canyon 储气库基本信息
Aliso Canyon 储气库位于加利福尼亚州洛杉矶西北约50 km 的圣苏珊娜山，于1973 年正式投产，运营商为南加州天然气公司。该储气库建库层为Sesnon-Frew，埋藏深度2 164～2 865 m，含气面积15 km2，共有注采井115 口，库容量243×108m3，工作气量117×108m3，库容规模排名全美第五，占加州天然气总储量的23%[8]。
2.2.2 事故经过
2015-10-23，南加州天然气公司接到Aliso Canyon 储气库周边居民反馈的天然气泄漏信息，迅速组织现场专业人员，开展天然气泄漏原因排查，认定注采井SS–25 井套管破损，引发天然气泄漏。造成该事故的主要原因：（1）注采管柱受地层水腐蚀影响，导致套管破裂；
（2）生产套管出现机械性磨损，导致完整性失效；
（3）注采井缺乏防腐蚀保护装置与连续压力监测系统[20]。
SS–25 井天然气泄漏事故是美国历史上最大的天然气泄漏事故，预估泄漏天然气1.3×108m3，疏散居民1.1 万人，造成的直接经济损失约3.3 亿美元，总损失达到10.0 亿美元，给当地居民生产生活带来了极大的安全隐患[21-22]。
2.2.3 事故应对措施
南加州天然气公司针对Aliso Canyon 储气库天然气泄漏事故，主要从以下3 个方面应对处理。
（1）建立空气监测网。建立了由8 个固定空气监测站构成的监测网，并开展了紧急采样分析，连续测量空气中甲烷、硫化氢、总硫度以及苯化物的含量。
（2）组织开展救援井钻探。首先，向SS–25 井中注入一定浓度的盐水，利用静水柱压力封堵泄漏部分，但压井失败；
其次，考虑增强井口结构措施达到封堵目的，由于泄漏井中气柱压力大，导致泄漏井的井口装置被炸毁，封堵失败；
最后，侧钻一口直达SS–25 井井底的救援井，并向泄漏部位注入泥浆，对事故井实现永久性封堵[23]。
（3）事发企业、政府部门和救援机构3 方联动合作。事发企业从技术层面开展SS–25 井的封堵工作；
政府部门协调当地居民疏散工作，确保公众安全；
救援机构采用高塔、飞机和卫星等手段收集井场周围空气样本，连续测量空气中天然气浓度和天然气泄漏速率[24]。综合制定救援应急方案和保护措施，为实现及时有效封堵提供重要保障。
2.3 Rough 储气库地面设施泄漏事故
2.3.1 基本信息概况
Rough 储气库位于英国东部滨海浅水区，距离英国约克郡东海岸29 km[25]，是全球唯一一座位于海上的天然气地下储气库。建库区平均水深38 m，运营商为Centrica Storage Limited（CSL）。该储气库建库层为二叠系砂岩，埋藏深度2 743 m，平均有效厚度29 m，孔隙度12.5%，渗透率75 mD[20]。考虑该储气库建设地理位置的特殊性，设计运行上限压力仅为气藏原始地层压力的68%（上限压力20.7 MPa），库容量31×108m3，约占英国总储气库规模的70%。
Rough 储气库1985 年改建，该储气库共有注采井30 口（含报废井1 口），海上工作平台5 座，经过30 多年注采运行，部分设备存在严重的安全隐患。2017 年6 月，CSL 公司对该储气库部分设备改造升级失败，宣布永久性停止Rough 储气调峰功能。
2.3.2 事故经过
2006-02-16，Rough 储气库Bravo 3B 平台发生爆炸，并引发火灾。事故导致31 名工作人员紧急撤离，其中，2 名人员被烧伤。事故发生后，CSL 公司停止了Bravo 和Alpha 平台的生产工作，并组织25 名工作人员开展Bravo 平台的灭火工作。
调查结果表明，造成该事故的根本原因是管壳式换热器（冷却器单元）结构性损坏。由于乙二醇脱水装置失效，引发冷却高压气体装置的钛金属外壳破损，大量高压气体被释放，导致爆炸并引发火灾。预估本次事故造成经济损失约4 000 万英镑。
2.3.3 事故应对措施
CSL 公司为了有效控制泄漏事故的蔓延，同时最大限度减少经济损失，主要从人员救治、升级平台设备、恢复运行及完善安全救援设备等方面应对Bravo 3B 平台的泄漏事故。
（1）人员救治。事故爆发后，政府部门和航空救援中心，调配了2 架直升机和若干船只前往事故现场，转移被困人员和伤员共31 人。CSL 组织现场救援队伍，首先对泄漏装置实施降压处理与封堵作业，防止天然气进一步外泄，随后开展平台的灭火工作。
（2）升级Bravo 平台设备。CSL 公司评估了Bravo 3B 平台破坏情况，并制定了相应的升级改造方案。首先，修复了平台电力供应系统与所有损坏的钢架结构；
其次，更换了注气压缩机主要控制套件，升级了瓦斯监测和灭火系统；
最后，重新设计了两个冷却器设备。
（3）恢复储气库运行。为了保障Rough 储气库具有一定的储气规模，调整了储气库注气方案，采用Alpha 平台双压缩机注气，维持了该储气库最低注气需求。Bravo 平台设备升级改造验收合格后，恢复该储气库采气功能，保障市场用气需求。
（4）完善安全救援设备。CSL 公司与当地第三方救援机构签订了安全救援合同。合同内容包括基础救援设备（救生筏、救生衣和防护服）的供应与维修、高空安全设备检查、维护、逃生及救援等相关培训。
3.1 储气库事故经验总结
（1）应重视气藏型地下储气库圈闭密封性的动态监测。储气库密封性受地质灾害、井筒完整性、注采气强度及地面设备有效性等多因素影响。相较于含水层和盐穴储气库，气藏型地下储气库发生天然气泄漏事故的概率最高，造成的危害最大。
（2）选择断裂系统发育和老井分布密集区作为建库区时，选址评价应重点开展断裂与老井密封性评价。以加利福尼亚地区储气库事故为例，该区储气库断裂系统发育，构造活动频繁，加之油气藏枯竭后大部分生产井废弃，未经封堵处理，导致泄漏事故频发。
3.2 降低事故风险措施建议
中国正处于地下储气库建设的关键时期，文章通过总结国外枯竭气藏型储气库天然气泄漏事故的经验教训，为中国地下储气库安全生产管理提出以下建议。
（1）针对储气库往复注采特点，制定地面设施和井工程建设与安全运行的标准。
（2）建立以井点为基本单元，以微地震为核心的全生命周期储气地质体监测体系。
（3）参考中国油气长输管道应急救援基地的建设模式，综合考虑储气库功能定位的特殊性与危险性，建设国家级储气库应急救援基地。
（4）建立以政府部门为主导，企业单位和第三方救援机构相协同的三级联动救援机制，制定应急响应预案。
（5）以信息技术为基础，智能化监测与预警为目标，建立储气库智能化事故应急体系和管控平台，保障储气库安全生产。
（1）储气库事故主要由圈闭密封性、井筒完整性和地面设施等失效引起，地面设施、井筒及圈闭发生事故频率逐次减少，事故破坏程度逐次增加。
（2）断裂系统密封性和气藏老井完整性失效将诱发储气库重大事故，因此，多周期交变载荷条件下断裂发育和老井质量对安全性影响应作为库址筛选评价的否决项。
（3）以井点为基础、以微地震为核心的完备监测体系必不可少，建立健全储气库由地面至井筒再到地下（地面—井筒——地下）三位一体的监测系统，为储气库全生命周期安全注采保驾护航。
（4）储气库事故预警、救援、应急必须有技术、有制度、有资源，形成多元化发展、多方有机协作和智能化管控模式，及时有效地控制和减小危害。
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