天然氣高壓儲氣井設計

秦宗川，朱金花，姚佐權，崔 軍

(合肥通用機械研究院有限公司，安徽 合肥 230031)

儲氣井技術源于石油天然氣開發(fā)行業(yè)，用于加氣站內天然氣的儲存。以壓力為25 MPa，井筒φ244.5 mm×11.05 mm，深度300 m為例，單井容積約11.65 m3。一般每站3口井，共可儲存天然氣(標準狀態(tài))約8 772 m3。該存儲方式主要利用地下空間，單井占地僅需約2 m2，單位占地面積的儲存量遠大于低壓球罐和高壓儲氣瓶組，甚至略高于低溫深冷液化天然氣(LNG)儲罐，而且其防火間距小，按GB 50156—2012 (2014年版)《汽車加油加氣站設計與施工規(guī)范》表4.0.8 “CNG工藝設備與站外建(構)筑物的安全間距(m)”的規(guī)定，儲氣井的安全間距僅為儲氣瓶的約2/3【1-2】，對于城市建成區(qū)和中心區(qū)等用地緊張的區(qū)域優(yōu)勢明顯，特別適合這類區(qū)域老舊加氣站點的改造。

儲氣井的設計有一定特殊性，需綜合考慮各種影響安全的因素，特別是設計文件應注明項目選址，同時應對相關標準未規(guī)定的技術內容予以明確，如采用的固井方式等。

1 設備概況

儲氣井主要由井口裝置、井身、井底裝置組成，主要結構見圖1。壓縮天然氣進出口、排污口、壓力測量等接口均集中設置在井口裝置上。中部井身由兩頭帶有圓錐螺紋的套管、接箍頭尾相連而成，井口裝置和井底裝置則分別以圓錐螺紋與套管相連，最后通過固井水泥環(huán)封固在事先鉆好的井眼中。

圖1 儲氣井

早期儲氣井一般按照行業(yè)標準SY/T 6535—2002進行設計和建造，未納入特種設備監(jiān)管。直到2008年，國家質量監(jiān)督檢驗檢疫總局發(fā)布(質檢辦特[2008]637號文件“關于加強地下儲氣井安全監(jiān)察工作的通知”，才明確將儲氣井納入壓力容器監(jiān)管體系。

1.1 設計條件

儲氣井主要設計參數見表1，按照TSG 21—2016《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》、JB 4732—1995(2005年確認)《鋼制壓力容器-分析設計標準》，并參考SY/T 6535—2002《高壓地下儲氣井》開展設計。

表1 儲氣井主要設計參數

考慮到儲氣井套管、接箍和井底裝置下入地下后不容易再更換，設計使用年限按25 a考慮。同樣因設備大部分處于地下，故不考慮地震、風和雪載荷的影響。

1.2 風險評估

儲氣井屬于Ⅲ類容器，具有較大的安全風險，需要分析儲氣井使用過程中可能的失效模式，識別風險，并采取相應措施進行控制。

參照ISO 16528《Boilers and pressure vessels》—2007，同時對失效案例【4-5】進行分析，得出其主要失效模式和對應的風險控制措施如下：

1) 脆性斷裂：主要考慮由低溫引起，可能造成井口裝置和距離地面較近套管的失效。材料需滿足低溫沖擊韌性要求。

2) 韌性斷裂：由強度不足引起。通過常規(guī)計算和應力分析計算，對結構進行應力分析和校核。

3) 超量變形接頭泄漏：可能發(fā)生在螺紋連接部位。通過應力分析優(yōu)化局部結構，改善應力分布，同時控制套管上緊時的預緊扭矩，避免過大扭矩造成螺紋超量變形損傷。

螺紋的泄漏較為常見。井筒深埋地下，溫度變化相對和緩，當螺紋泄漏時，由于水泥環(huán)的封固，在焦耳-湯姆遜效應作用下，難以形成大面積的低溫，且加氣站內均設置泄漏報警，電氣設施選型也均為防爆型，因此少量泄漏并不會造成災難性的后果。

套管和接箍的螺紋連接結構，由于接箍的加強作用，在不發(fā)生失穩(wěn)破裂的情況下，一定程度上可以實現 “未爆先漏”(LBB)。

4) 局部超量應變形成裂紋或韌性撕裂：通過應力分析優(yōu)化結構，加強局部無損檢測。

5) 腐蝕：井筒外壁涂覆防腐涂料，提高固井質量，隔絕地下水腐蝕；內壁通過控制天然氣氣質及設置排污口定期排污，避免底部積液。

大量案例表明：儲氣井運行中主要的失效模式是外壁的腐蝕，通常因固井質量不佳，導致井筒外壁腐蝕減薄而引起強度不足，直至套管斷裂，儲氣井部分甚至整體沖出地面，從而造成天然氣大量泄漏，失效后果極其嚴重。

6) 環(huán)境助長開裂(包括應力腐蝕開裂、氫致開裂)：提高材料純凈度，嚴格控制天然氣有害雜質含量【6】。

值得注意的是，儲氣井還可用于其他類型介質的儲存，已建成的貴州六盤水焦爐煤氣儲氣井介質氫氣含量超過55%，正在報批公示的石油化工行業(yè)標準SH 3216—2020《儲氣井工程技術規(guī)范》也將氫氣及混合氫氣、惰性氣體、空氣等納入了適用范圍。

7) 彈塑性應變疲勞(低周疲勞)：進行詳細的應力分析，對高應力集中部位進行結構優(yōu)化，提高結構的抗疲勞性能。

1.3 選材

儲氣井承壓部分的建造主要涉及3類材料，其中套管和接箍采用無縫管材，井口裝置和井底裝置采用鍛件，金屬密封墊和緊固件一般采用鍛件或棒料。儲氣井在建造過程中不涉及焊接、熱成形等破壞材料原始熱處理狀態(tài)的熱過程，上述元件在鋼廠或專業(yè)工廠進行熱處理，可獲得穩(wěn)定的力學性能。

TSG 21—2016《固定式壓力容器安全監(jiān)察規(guī)程》對套管、接箍及井口與井底裝置用材料做出了一些規(guī)定。

本文案例中，井口和井底裝置選用綜合性能良好的35CrMoⅣ鍛件，性能應不低于NB/T 47008—2017《承壓設備用碳素鋼和合金鋼鍛件》標準的要求。

在石油行業(yè)，套管和接箍一直以來廣泛采用API 5CT標準。該標準也獲得了ISO組織的認可(對應ISO標準號11960)。GB/T 19830—2017等同采用了(IDT)ISO 11960—2014。本文案例選用外徑為244.48 mm(9-5/8″)、材料等級為P110的無縫鋼管，除按照GB/T 19830—2017《石油天然氣工業(yè) 油氣井套管或油管用鋼管》標準訂貨以外，還應按照表2的力學性能要求按爐批復驗材料。

表2 P110無縫管材力學性能

此外，還需滿足以下要求【7】：

1) 按爐罐號進行復驗，P≤0.015%、S≤0.008%(質量分數)；

2) 逐根進行渦流檢測，對比樣管，人工缺陷應符合GB/T 7735—2016中驗收等級B的要求；

3) 套管逐根測厚，每根套管的測點不少于9個(選取3個截面)，實測最小壁厚不得小于10.7 mm。

壓縮天然氣含有硫化氫、二氧化碳等有害介質，初期這些組分含量較低，但隨著長時間的使用會逐漸富集，當遇到水壓試驗中殘留的水或者可能由于溫度變化造成的過飽和水析出時，產生的酸性水會造成嚴重的腐蝕，尤其是應力腐蝕，可能帶來災難性后果。上述要求基于提高材料純凈度、控制屈強比、提高延伸率、提高低溫韌性來保證材料的塑性和韌性，降低應力腐蝕發(fā)生的可能性【8】。

需要指出的是，由于我國幅員遼闊，北方地區(qū)冬季溫度較低，為避免低溫脆斷，應重點關注井口裝置以及鄰近地面的第一根套管(單根套管長度一般在9 m以上，大于凍土層深度)【9】，必要時應將地面以下第一根套管和井口裝置材料升級為低溫鋼。

2 結構設計

儲氣井結構設計包括井口裝置、井身結構、井底裝置3部分。

2.1 井口裝置

井口裝置整體位于地面以上，下部與第一根套管以圓錐螺紋連接，上部設置壓力測量、排污以及天然氣進、出接口。

正在起草的儲氣井國家標準給出了兩種推薦結構：上下法蘭對夾式和接箍堵頭式。

井口裝置的結構設計需兼顧安裝、使用維護和定期檢驗等方面的要求【4】。本案例在接箍堵頭式結構基礎上，將上部鎖緊壓蓋改為普通螺紋，以便于后續(xù)檢修時拆裝，接頭體采用錐面密封；同時考慮定期檢驗中儀器的進出，松開螺紋取出接頭體后井口通徑不小于中部接箍內徑。

2.2 井身結構

石油天然氣行業(yè)中，對于采用螺紋連接形式的套管具備豐富的工程應用經驗【9】，一些特殊地質條件下的套管承受的內壓甚至大于68.95 MPa(10 000 psi)。本文案例選用通用性較強的標準LC長圓錐螺紋。

LC長圓螺紋加工和驗收標準為GB/T 9253.2—2017《石油天然氣工業(yè) 套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗》，螺距為3.175 mm(8牙/″)，牙頂角為60°,錐度為62.5 mm/m，牙型示意見圖2。牙頂和牙底采用圓角過渡，可有效降低應力集中，提高結構疲勞強度【10-12】。

圖2 長圓螺紋牙型示意

當用于儲存氫氣等分子半徑較小、滲透性較強的介質時，需采用特殊氣密封扣型。

2.3 井底裝置

井底裝置與制造單位的固井工藝直接相關，為保證良好的固井質量，采用“正循環(huán)”【13】全井段封固固井工藝。井底裝置內部設計為方便固井時用鉆桿打開的單向流動結構，同時外形輪廓設計應考慮減少下入時的阻力。井底裝置內部結構涉及專利技術，此處不再展開詳述。

還有一種“置換法”固井工藝，采用類似直段帶螺紋的成形封頭形式的井底裝置，無削弱靜強度和疲勞強度的中心開孔，可通過固井工藝的改變實現全井眼泥漿替換，現場組裝順序與“正循環(huán)法”略有不同，此處不再贅述。

3 應力分析及疲勞評定

儲氣井壓力波動范圍為10～25 MPa，全壽命壓力波動次數為2.5×104次，應進行詳細應力分析和疲勞評定，并對其中螺紋連接結構予以特別關注。本文案例采用Ansys軟件對儲氣井進行有限元數值模擬，按照JB 4732—1995(2005年確認) 分析設計標準進行應力分類與評定。

3.1 模型及邊界條件

儲氣井結構承受的主要載荷為內壓。為便于分析，減少計算工作量，將儲氣井結構劃分為5個部分建模：套管、井口裝置上接頭體、井口裝置壓蓋和接箍、井底裝置以及套管接箍。建立的計算模型見圖3。

圖3 計算模型

根據JB 4732—1995(2005年確認)分析設計標準第5.1～5.3節(jié)的規(guī)定【14】，結構在進行分析計算時，一般需要考慮4種載荷工況，即設計載荷工況、工作載荷工況、疲勞載荷工況和水壓試驗載荷工況。對于儲氣井而言，由于設計載荷工況比工作載荷工況參數更高，因此工作載荷不再單獨進行計算。

模型相關信息如下：

1) 套管采用六面體二階單元Solid186，對稱邊界，約束軸向位移。

2) 上接頭體采用六面體二階單元Solid186和Solid187，對稱邊界，約束底部上端面軸向位移。

3) 井口裝置壓蓋和接箍采用軸對稱單元Plan182，對稱邊界，約束上接箍下端面軸向位移。壓蓋下端面加載等效壓力。

4) 井底裝置采用六面體二階單元Solid186，對稱邊界，約束軸向位移。

5) 套管接箍采用六面體二階單元Solid186，對稱邊界，約束結構下端面軸向位移。

螺紋連接按照SY/T 5412—2016標準要求的咬合長度等效為過盈配合。

3.2 結果及評定

限于篇幅，下面僅列出設計載荷工況下應力云圖(見圖4)。

圖4 設計壓力載荷工況應力云圖

對高應力集中區(qū)進行應力分類及評定，評定結果見表3。表3中計算公式符號的解釋詳見JB 4732—1995(2005年確認)(鋼制壓力容器-分析設計標準》中的應力分類法，取自于標準表5-1和第5.3.1～5.3.5條。

表3 應力分類及評定

從圖4可以看出，螺紋連接部位存在明顯應力集中。

4 制造及安裝

儲氣井的制造和安裝分為廠內加工和現場安裝，其中套管和接箍采購成品后進行檢驗及性能復驗，井口和井底裝置定制鍛件毛坯后加工至圖紙尺寸。

儲氣井現場施工主要包括鉆井、套管組裝和固井等3個步驟。

4.1 鉆井

儲氣井的鉆井深度一般小于300 m，受限于加氣站場現場條件一般不再進行專門的地質勘查。鉆井過程一般采用硬質合金牙輪鉆頭，個別地質較為特殊區(qū)域需采用金剛石PDC鉆頭以及水基鉆井液。

鉆井施工時，對地表較為松軟的地層應進行加固，表層固井長度不小于8 m，固井驗收合格后再繼續(xù)鉆進。當鉆遇不穩(wěn)定地層等情況時，應采取措施進行封堵或加固。

鉆井過程中應詳細記錄井徑、井斜及井深，嚴格控制井斜不大于2°，裸眼井直徑應大于套管60 mm 以上，井深應大于井筒總長度3 m以上。

4.2 套管組裝

套管組裝時，首先下入的是井底裝置，再依次下入井筒套管和接箍，并利用吊鉗等專用工具按規(guī)定扭矩進行預緊【15】。

套管對扣前應對螺紋進行清洗和檢測，并均勻涂抹螺紋密封脂。上緊扭矩按SY/T 5412—2016表A.1(續(xù))控制在11 250～18 750 N·m范圍內，推薦扭矩15 000 N·m。套管旋合時，當余扣≤2扣而實際扭矩仍小于下限扭矩值，或者實際扭矩已達上限值而余扣還大于2扣時，均應更換新套管。

由于在鉆井過程中需要注入鉆井液用于循環(huán)攜帶巖屑，而井眼深度一般均位于地下水位以下，故套管和接箍在下入過程中一直浸泡在鉆井泥漿液中，為避免腐蝕，套管和接箍外壁應提前進行防腐處理。

為保證井筒位于正中，下入套管過程中應根據地質情況安裝扶正器，一般每2～4根套管加1個扶正器。套管下至井底時，應將最后1根套管接箍掛座于卡盤扶正器上，居中固定。

全井螺紋接頭共有約60對，為確保組裝質量，此時可臨時安裝井口裝置進行一次耐壓試驗，觀察是否存在壓力下降或其他異常情況。

4.3 固井

固井的基本原理是通過管內注入油井水泥，使水泥從井筒內部流過后從底部外壁與井壁之間的環(huán)形空間向上返出，等待一段時間凝固后即可實現封固。為確保良好封固，本文案例采用正循環(huán)法全井段固井工藝。

固井前應配制固井水泥并進行凝固試驗，同時循環(huán)泥漿清洗井眼確保井眼暢通；固井液密度應≥1.75 g/cm3,并應連續(xù)泵注，避免停泵造成水泥漿沉降絮凝；實際水泥用量應大于理論計算量；入井和出井水泥漿密度差值應不大于0.10 g/cm3。當氣溫低于0 ℃時，不得進行固井作業(yè)。

固井完成后應進行固井質量檢測，按SY/T 6592—2016《固井質量評價方法》和SY/T 6641—2017《固井水泥膠結測井資料處理及解釋規(guī)范》進行，采用聲幅曲線(CBL)評價水泥膠結質量，對水泥環(huán)膠結質量、井筒與固井水泥環(huán)以及固井水泥環(huán)與地層之間兩個圓柱形交界面的結合程度進行評價，要求：CBL≤20%，質量級別應不低于Ⅱ級，“良好”級別井段占比應大于60%，表層段固井質量應全部達到“中等”以上，不得存在“差”級別【16-17】。

5 耐壓及嚴密性試驗

固井完成并經檢查合格后，需要安裝井口裝置，進行耐壓試驗和泄漏試驗。

5.1 耐壓試驗

按照SY/T 6535—2002《高壓氣地下儲氣井》標準并參考正在制定的國家標準征求意見稿，對儲氣井以37.5 MPa(1.5倍工作壓力，約合1.36倍設計壓力【18】)進行耐壓試驗。試驗介質為清水。由于已經完成了固井，難以對地下部分開展檢查，因此主要對地上部分進行檢查，確認有無滲漏和可見變形，同時關注試驗過程中有無異常的響聲。對于井下部分，延長保壓時間至2 h，通過觀察壓力變化判斷是否存在泄漏。

試驗結束后應盡快排凈積水，同時利用排污管充入高壓干燥氮氣對井筒，特別是底部進行吹掃干燥。

5.2 嚴密性試驗

基于行業(yè)習慣，考慮介質危險性較大、存儲壓力較高、存儲量較大等因素，參考SY/T 6535—2002標準【18】規(guī)定，耐壓試驗合格后，采用干燥空氣進行嚴密性試驗。試驗過程應逐級緩慢升壓，保壓24 h，排除因溫度影響造成的壓降后，壓降不大于1%即為合格。

按照GB 50156—2012(2014版)標準13.4.6條第3款的要求，在以上工作全部完成后，儲氣井組還應在井口裝置下端面至地下埋深不小于1.5 mm、以井口中心線為中心且半徑不小于1 m的范圍內，采用C30鋼筋混凝土進行加強固定。

6 結語

1) 儲氣井雖然已于2008年納入特種設備監(jiān)管，并在TSG 21—2016《固定式壓力容器安全技術監(jiān)察規(guī)程》中對于材料和監(jiān)檢提出了一些要求，但具體執(zhí)行中還是存在一些問題，需要更深入的研究和更多工程實踐來驗證。

2) 儲氣井套管和接箍材料廣泛采用TP80CQJ和P110，其中TP80CQJ是SY/T 6535—2002標準推薦牌號，但無論是TP80CQJ還是P110，均僅為與強度等級相關的命名，對除硫磷以外的化學元素成分并無要求。套管和接箍的性能直接關系到儲氣井的安全性，建議有關部門盡快起草儲氣井專用套管和接箍標準或專項技術條件。

3) 有限元分析結果顯示，套管螺紋連接部位尤其是嚙合齒根部存在高應力集中，應在使用維護和定期檢驗中予以關注。

4) 行業(yè)標準和正在制訂的儲氣井國家標準均要求在固井完成后再進行耐壓試驗，但固井完成后由于水泥環(huán)的影響，將難以開展檢查，如果發(fā)現泄漏也難以進行處理，建議在固井前增加一次耐壓試驗，檢查排除螺紋連接可能存在的泄漏隱患。

5) 儲氣井技術源自石油天然氣行業(yè)，涉及多個專業(yè)，其設計不應局限于承壓殼體，還應關注鉆井、套管組裝、固井等，特別是固井質量的好壞直接關系到設備能否長周期安全運行，在設計階段應編制固井工藝，對各項技術要求給予明確。