SY/T 7758-2024 油藏型储气库完整性评价规范

　　ICS75.060CCSE12

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7758—2024

　　油藏型储气库完整性评价规范

　　Specification evaluation for integrity ofthe underground gasstorage inoilfields

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/ T7758—2024

　　目次

　　前言 Ⅱ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4基础资料 2

　　4.1自然与社会环境资料 2

　　4.2地质资料 2

　　4.3 井工程资料 2

　　4.4地面工程资料 3

　　5 储气地质体完整性评价 3

　　5.1总体要求 3

　　5.2静态评价 3

　　5.3动态评价 3

　　5.4监测评价 4

　　6 井工程完整性评价 4

　　6.1 总体要求 4

　　6.2老井再利用评价 4

　　6.3 建井阶段注采井评价 4

　　6.4 运行阶段井评价 4

　　7 地面工程完整性评价 5

　　7.1总体要求 5

　　7.2 站场完整性评价 5

　　7.3 管道完整性评价 6

　　附录A (规范性)油气站场及管线分级分类准则 7

　　附录B (规范性)RCM评价流程步骤 9

　　SY/T7758—2024

　　前言

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会储气库专业标准化技术委员会(CPSC/TC25)提出并归口。

　　本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司、中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油集团工程技术研究院、中国石油集团工程材料研究院有限公司、中国石油天然气股份有限公司储气库分公司、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中国石油化工集团有限公司石油勘探开发研究院。

　　本文件主要起草人：刘伟、高广亮、商琳、袁光杰、郭凯、王淼、刘天恩、邱贻旺、邱小松、张旭、朱丽霞、苏云河、段彬、何海燕、张弘、闵忠顺、谢书懿、李聪、徐淑娟、周代余、张广权、庞宇晗、曾大乾、徐康凯。

　　SY/T7758—2024

　　油藏型储气库完整性评价规范

　　1 范围

　　本文件规定了油藏型储气库基础资料、地质体完整性、井工程完整性及地面工程完整性评价的要求，描述了试验方法。

　　本文件适用于油藏型储气库完整性评价，气藏型储气库完整性评价可参照执行。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

　　GB32167油气输送管道完整性管理规范

　　GB/T 42097 地上石油储(备)库完整性管理规范

　　AQ/T3049危险与可操作性分析(HAZOP分析)应用导则

　　SY/T6477含缺陷油气管道剩余强度评价方法

　　SY/T 6645油气藏型地下储气库注采井完井工程设计编写规范

　　SY/T 6848地下储气库设计规范

　　SY/T 7049滩海海底管道检验技术规范

　　SY/T 7370地下储气库注采管柱选用与设计推荐做法

　　SY/T7451 枯竭型气藏储气库钻井技术规范

　　SY/T 7633储气库井套管柱安全评价方法

　　SY/T 7642储气库术语

　　SY/T 7648储气库井固井技术要求

　　SY/T7651 储气库井运行管理规范

　　SY/T 7686储气库库存评价技术规范

　　SY/T 7687气藏型储气库动态分析技术规范

　　SY/T 7688气藏型储气库老井封堵技术规范

　　SY/T 7753油藏型储气库一体化设计技术规范

　　SY/T7761储气库地质体密封性评价方法

　　TSG21 固定式压力容器安全技术监察规程

　　TSG D7005 压力管道定期检验规则一工业管道

　　3术语和定义

　　SY/T7642界定的术语和定义适用于本文件。

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　　4 基础资料

　　4.1自然与社会环境资料

　　宜包括但不限于水文、地质灾害、环境、人口、交通运输等自然与社会资源。

　　4.2地质资料

　　宜包括但不限于以下资料。

　　a)三维地震处理及解释成果。

　　b) 钻井及完井试油资料，宜包括但不限于以下资料：

　　1)井位坐标、补心海拔等;

　　2)录井资料及解释成果;

　　3)取心及岩心描述;

　　4)常规测井、阵列声波等特殊测井资料及解释成果;

　　5)钻井原位地应力测试;

　　6)完井及试油等。

　　c)分析化验资料，宜包括但不限于以下资料：

　　1)岩石岩性及物性等;

　　2)岩石孔隙结构、排驱压力等;

　　3)岩石突破压力、扩散系数等;

　　4)岩石单轴压缩、三轴压缩、巴西劈裂、室内地应力测试等力学参数;

　　5)多周期岩石力学损伤测试;

　　6)多周期储层相对渗透率测试、出砂实验及评价等。

　　d) 生产及动态监测资料，宜包括但不限于以下资料：

　　1)生产井油气水产量、注水量、注气量及井口压力等;

　　2)生产井流压、静压、温度测试等;

　　3)试油、试井、措施及产出剖面、饱和度测试等;

　　4)油气水分析化验及高压物性。

　　e) 方案设计及研究成果，宜包括但不限于以下内容：

　　1)油气藏开发方案、调整方案、生产措施等;

　　2)储气库先导试验方案、可行性研究、初步设计、单井设计等;

　　3)专项研究成果。

　　4.3井工程资料

　　宜包括设计、施工、生产及检测评价等资料：

　　a)设计资料宜包括但不限于以下资料：

　　1)钻完井工程设计;

　　2)试油完井设计;

　　3)修井和老井处置设计等。

　　b) 施工资料宜包括但不限于以下资料：

　　1)钻井井史;

　　2)试油完井总结;

　　3)修井和老井处置施工总结等。 c)生产及检测评价宜包括但不限于以下资料：

　　1)井口温度、油压、流体分析等生产数据;

　　2)环空压力、环空液面等监测数据;

　　3)井眼轨迹、固井质量、管柱损伤与泄漏、井口装置等工程检测评价。

　　4.4地面工程资料

　　包括下列站场资料和管道资料：

　　a)站场资料宜包括但不限于以下资料：

　　1)设计及变更、制造、安装、属性数据等;

　　2)投产及试运行考核评价报告等;

　　3)运行参数、操作数据等生产运行数据;

　　4)状态监测数据、检定及检监测报告等;

　　5)维修维护方案、施工及验收报告等;

　　6)缺陷及影响后果评价报告等。

　　b) 管道资料宜包括但不限于以下资料：

　　1)地理环境、遥感影像、设计与施工建设、管道地理信息等基础资料;

　　2)输送介质、压力、温度、输量等运行参数;

　　3)高后果区识别清单和风险评价报告等;

　　4)防腐层漏点、焊缝无损检测、压力试验、土壤腐蚀性检测、内检测及评价报告等;

　　5)绝缘层、本体、焊缝缺陷修复或更换资料，内腐蚀控制、管道浮露管维修维护资料等;

　　6)完整性管理方案、失效数据及效能评价报告等。

　　5储气地质体完整性评价

　　5.1总体要求

　　5.1.1评价对象宜包括盖层、断层、底托层、围岩和溢出点。

　　5.1.2评价应采用静态和动态相结合的综合评价方法。

　　5.1.3 设计阶段应开展储气地质体完整性评价，投产后应在3年内开展首次评价，其后每3年应评价一次;监测出现异常情况应及时开展评价;提高上限压力前应再次开展评价。

　　5.2静态评价

　　应按照SY/T7761—2024中5.1执行。

　　5.3动态评价

　　应按设计和达容两个阶段开展：

　　a)设计阶段动态评价应按照SY/T7761—2024中5.2执行。

　　b)达容阶段动态评价宜采用数值模拟方法，步骤如下：

　　1)利用数值模拟预测不同区域地层压力;

　　2)开展预测与实测地层压力分析对比;

　　3)根据预测与实测地层压力之间关系判断地质体完整性。

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　　5.4监测评价

　　宜按照以下方法步骤实施：

　　——根据监测井压力变化分析断层、盖层、溢出点的完整性，具体方法应按照SY/T 7687执行;

　　——储气库达容后，可根据库存特征曲线分析判断储气库完整性，具体方法应按照SY/T7686执行。

　　6井工程完整性评价

　　6.1总体要求

　　6.1.1评价对象宜包括注采井、采气井、排液井、监测井、封堵井和过路井，评价内容宜包括井口装置、套管强度、固井质量和完井管柱。

　　6.1.2拟利用老井不宜作为注气井，可作为采气井、监测井和排液井等，库区内除拟利用老井外均应进行永久封堵处理。

　　6.1.3井口宜具备环空压力监测条件。

　　6.1.4提压运行前宜再次开展井完整性评价。

　　6.2老井再利用评价

　　6.2.1应调查井筒质量和井况，结合地质方案筛查出再利用和应封堵的老井。

　　6.2.2再利用老井固井水泥应返至储层顶界200m 以上，对于不同用途的老井，应按以下要求执行：—再利用为采气和储气层监测的老井，应满足SY/T 6848的要求;

　　——再利用为排液的老井，应在储气库建设不同阶段分别开展检测评价，应按照SY/T7753执行。

　　6.2.3再利用为排液的老井，应监测井口压力、井底压力、气液界面的变化。

　　6.2.4对于达到气窜条件且盖层段固井质量连续优质段不足25m 的排液井，宜进行永久封堵处理，封堵应按照SY/T7688执行。

　　6.3建井阶段注采井评价

　　6.3.1井工程设备、材料入井前宜进行产品质量检验、性能检测。

　　6.3.2注采井水泥环胶结质量应满足SY/T 7648的要求，若盖层段厚度不足25m,盖层段固井质量宜全部优质。

　　6.3.3 生产套管试压应按照SY/T 7451执行。

　　6.3.4套管头安装后应试压，试压压力为额定工作压力，稳压30min无压降为合格。

　　6.3.5注采完井设计与施工应按照SY/T 6645执行。

　　6.3.6采气树安装后应试压，试压压力为额定工作压力，稳压30min无压降为合格。

　　6.4运行阶段井评价

　　6.4.1生产井

　　6.4.1.1井口装置完整性首次检测应在3年内完成，井筒完整性首次检测应在5年内完成。

　　6.4.1.2井口装置检测宜包括结构完整性、密封性、壁厚、埋藏缺陷等，根据剩余壁厚及阈值进行安全定级。

　　6.4.1.3生产套管和注采管柱检测宜包括损伤检测和密封性检测。损伤检测宜采用电磁探伤、多臂井

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　　径或超声波成像等方法;密封性检测宜采用噪声测井、超声波检测、井温测井或环空压力测试等方式。套管管柱剩余强度、剩余寿命评价应按照SY/T 7633执行，注采管柱剩余强度、剩余寿命评价应按照SY/T7370执行。

　　6.4.1.4 修井作业时应进行套管质量及固井质量检测。

　　6.4.1.5环空液面检测每年应不少于一次。

　　6.4.1.6环空压力评价应按以下执行：

　　——环空出现异常带压现象，应开展压力泄放—恢复测试，结合液面变化及气质分析综合判断异常带压的原因。

　　——最大允许环空压力应通过对不同环空的井屏障部件校核得到，A 环空(油管与生产套管之间的压力)最大允许压力应同时考虑液面高度，管柱强度数据为管柱损伤检测评价后的剩余强度数据。

　　——应控制环空压力不超过最大允许环空压力的80%。

　　——应结合各级环空最大允许压力、井屏障部件参数等，划定环空带压安全范围、预警诊断范围和治理范围，根据环空压力值进行分级管理。

　　——进入预警诊断范围的井应开展井屏障部件的密封性检测与评价，分析泄漏通道;进入治理范围井，应开展修井作业。

　　6.4.1.7井口出现抬升、井口或井周出现气体渗漏的现象，应立即开展原因分析，并采取管控措施。

　　6.4.1.8经评估井完整性不能满足储气库运行安全要求且无法进行修复的井，应进行永久封堵处理，老井封堵应按照SY/T7688执行。

　　6.4.2监测井

　　6.4.2.1储气层监测井的检测与评价应按照6.4.1执行。

　　6.4.2.2其他监测井的检测与评价应按照SY/T 7651执行，井口压力出现异常应进行检测与评价，分析判断异常原因。

　　6.4.3封堵井

　　6.4.3.1封堵井的日常管理应按照SY/T 7651执行。

　　6.4.3.2封堵井井口压力出现异常，应进行气质检测和井口压力泄放一恢复测试，分析确定异常原因，并采取相应的管控措施。

　　7地面工程完整性评价

　　7.1总体要求

　　7.1.1储气库地面系统完整性评价应根据油气站场及管线分级分类选取评价方法，分级分类准则按照附录A 执行。

　　7.1.2完整性评价应给出再评价周期，发生重大工艺变更时应及时进行完整性再评价。

　　7.1.3应识别运行、检测评价与维修过程中的危险有害因素，并采取有效的安全防护措施。

　　7.2站场完整性评价

　　7.2.1一类站场应对站场内的静设备、动设备、安全仪表系统、工艺安全分别开展基于风险的检测 (RBI)、 以可靠性为中心的维修(RCM)、 产品功能安全等级认证(SIL)、危险与可操作性分析(HAZOP) 等评价，二类站场宜对站场内的静设备和动设备开展RBI和RCM评价，三类站场可对站

　　场内的静设备开展RBI评价。

　　7.2.2 设计建设阶段应进行一次HAZOP分析，运行阶段每5年或重大工艺变更之前应开展HAZOP 分析，分析方法应按照AQ/T 3049执行。

　　7.2.3站场金属压力容器应于投用后3年内进行首次检验及完整性评价，非金属压力容器应于投用后1年内进行首次检验及完整性评价，评价方法应按照TSG21执行。

　　7.2.4 站场工艺管道应在投用后3年内进行首次检验及完整性评价，评价方法应按照TSGD7005执行。

　　7.2.5 当集注站内设置储油罐时，储油罐应在投用后6年内完成首次完整性评价，评价内容包括罐体、附件、基础等，评价方法应按照GB/T 42097执行。

　　7.2.6 站场动设备完整性评价主要包括压缩机、泵等，宜采用RCM方法评价动设备的运行特性、振动特性等内容，具体流程应按照附录B 执行。

　　7.2.7 安全仪表系统评价应包括站控制系统、井口安全切断系统、安防系统、电气设备、光纤通信网络等的评价，运行期内应每5年开展一次。

　　7.3管道完整性评价

　　7.3.1 新建管道应在投用后3年内完成首次完整性评价。

　　7.3.2管道完整性评价方法包括内检测、压力试验、直接评价及专项检测，应按照GB32167执行，不同等级管道按以下要求执行：

　　——I类管道完整性评价可采用智能内检测、直接评价或压力试验，满足智能内检测条件时应采用智能内检测，不满足时应采用直接评价或压力试验;对于河流穿越管段、公路铁路穿越和跨越管段宜开展专项检测。

　　——Ⅱ类管道完整性评价宜采用直接评价或压力试验，具备内腐蚀直接评价条件时应进行内腐蚀直接评价，不满足时应开展压力试验，定期开展外腐蚀直接评价。

　　——Ⅲ类管道完整性评价宜采用直接评价或压力试验。对于以内腐蚀为主导风险因素的管道，应采用失效数据分析法或参照内腐蚀直接评价法;对于以外腐蚀为主导风险因素的管道，应开展外腐蚀检测，包括土壤腐蚀性检测、防腐层检测和阴极保护测试及开挖直接检测。无法开展内、外腐蚀检测的管道应进行压力试验。

　　7.3.3 对管道检测出的缺陷应开展剩余强度评价和剩余寿命预测，评价和预测方法应按照SY/T 6477执行。

　　7.3.4对于海上储气库滩海管道，在常规完整性评价基础上应开展年度检验及定期检验，检验评价内容应按照SY/T 7049执行，检验周期按以下要求执行：

　　——年度检验应在首次签发检验合格证书或最近一次检验合格证书签证日期后，每周年前后三个

　　月内进行;

　　——定期检验的间隔期不应超过五年，可在现有证书到期前后三个月内进行定期检验;

　　——定期检验可代替年度检验。

　　附录A

　　(规范性)

　　油气站场及管线分级分类准则

　　A.1 应按照站场的功能，将其划分为一类、二类、三类，见表A.1。表A.1站场分类 类别 名称

　　站场 一类 储气库集注站 二类 增压站 三类 集配站、集气站、注采井场、阀室

　　A.2 应按照管道的介质类型、压力等级、管径等因素，将管道划分为I类、Ⅱ类、Ⅲ类，见表A.2和表A.3。

　　表A.2采气、集气、注气、输气管道分类

　　采气、集气、注气管道分类 管径DN,mm p≥16 9.9≤p<16 6.3≤p<9.9 p<6.3 DN≥200 I类管道 1类管道 I类管道 Ⅱ类管道 100≤DN<200 I类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 DN<100 I类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 Ⅲ类管道 输气管道分类 管径DN,mm p≥6.3 4.0≤p<6.3 2.5

　　表A.3出油、集油、输油管道分类 管径DN,mm p≥6.3 4≤p<6.3 2.5≤p<4 p<2.5 DN≥250 I类管道 I类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 100≤DN<250 I类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 DN<100 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 Ⅱ类管道 Ⅲ类管道 注：p—设计压力，MPa;DN——公称直径，mm。

　　A.3硫化氢体积含量大于或等于5%的原料气管道，应划分为I类管道。

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　　A.4输气管道I类、Ⅱ类管道长度小于3km的，类别应下降一级;Ⅱ类、Ⅲ类管道长度大于或等于 20km的，类别应上升一级;Ⅲ类管道中的高后果区管道，类别应上升一级。

　　A.5 输油管道按I类管道处理;液化气、轻烃管道，类别应上升一级;I、Ⅱ 类管道长度小于3km 的，类别应下降一级;Ⅲ类管道中的高后果区管道，类别应上升一级。

　　A.6滩海管道应按I类管道处理。

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　　附录B

　　(规范性)

　　RCM评价流程步骤

　　RCM评价流程步骤见图B.1。

　　基础数据收集分析

　　系统和设备技术层次划分

　　确定设备的失效模式

　　参考失效模式数据库

　　确定失效模式功能性失效

　　风险可接受准则

　　不进行详细的风险分析

　　运转到报废或维护

　　否

　　参照失效原因数据库

　　制订维修策略

　　注：FMEA为失效模式与影响分析。

　　图B.1RCM评价流程步骤图