《地下储气库安全风险评估指南(试行)》

《地下储气库安全风险评估指南(试行)》1适用范围本指南适用于枯竭油气藏、盐穴、含水层等类型地下储气库的运营期安全风险评估，改扩建阶段的安全风险评估可参照执行。不适用于在建地下储气库的施工安全风险评估。2规范性引用文件下列文件对于本指南的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本指南；凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本指南：GB50736油气田油气储存设施安全规范GB18218危险化学品重大危险源辨识GB36894危险化学品生产装置和储存设施风险基准GB50011建筑抗震设计规范（2016年局部修订）GB50151泡沫灭火系统设计规范AQ/T3035安全生产风险分级管控体系通则SY/T6714地下储气库设计规范SY/T5329油气田套管腐蚀检测评价规范SY/T6890地下储气库运行规范3术语和定义3.1地下储气库利用地下地质空间（枯竭油气藏、盐穴、含水层等）储存天然气的设施，包括储层、井筒、地面注采工艺系统及辅助设施。3.2安全风险评估运用科学的方法对地下储气库各系统、环节存在的安全风险进行识别、分析、评价，提出管控措施的系统性活动。3.3失效模式与影响分析（FMEA）通过识别设备、系统的潜在失效模式，分析其对系统功能的影响程度，评估风险等级的定性分析方法。3.4保护层分析（LOPA）在失效模式与影响分析基础上，评估现有保护层对重大风险的控制能力，确定是否需要增加额外保护层的半定量分析方法。4评估组织与流程4.1评估组织4.1.1评估团队应由地质工程、油气田开发、安全工程、特种设备、应急管理等专业人员组成，成员不少于3人，其中中级及以上职称人员占比不低于70%，核心成员需具备3年以上地下储气库相关工作经验。4.1.2评估团队需明确组长、各专业负责人，组长需具备高级工程师职称或注册安全工程师资格。4.2评估流程4.2.1前期准备：收集地质资料（储层参数、盖层完整性报告）、工程资料（井身结构、注采设备台账）、运营数据（注采压力、气量、腐蚀监测记录）、法律法规、同类储气库事故案例等，编制评估工作方案。4.2.2风险识别：采用安全检查表（SCL）、工作危害分析（JHA）、危险与可操作性分析（HAZOP）等方法，全面识别地质、井筒、地面工艺、周边环境等领域的风险点。4.2.3风险分析：针对识别出的风险点，采用FMEA、故障树分析（FTA）等方法，分析风险发生的诱因、失效路径及影响范围。4.2.4风险评价：采用风险矩阵法、LOPA或定量风险评价（QRA）等方法，结合GB36894规定的风险基准，确定风险等级（重大、较大、一般、低风险）。4.2.5风险管控：按照“分级管控、预防为主”原则，制定对应风险等级的管控措施，明确责任主体与完成时限。4.2.6报告编制：整理评估过程资料，编制《地下储气库安全风险评估报告》，并报属地应急管理部门备案。5安全风险评估内容5.1地质与井筒安全风险评估5.1.1储层与盖层风险评估（1）盖层完整性：通过地震监测、示踪剂检测、测井资料分析盖层岩性、厚度、渗透率及抗拉强度。当盖层渗透率＞1×10^-18m²（枯竭油气藏）或＞1×10^-19m²（盐穴储气库）、抗拉强度低于注采循环压力差的1.2倍时，判定为高风险；若盖层存在裂缝、溶蚀孔洞且未采取封堵措施，判定为重大风险。（2）储层压力稳定性：对比注采压力与储层原始地层压力、破裂压力、泡点压力（凝析气藏）。当注气压力＞原始地层压力的1.1倍或＜破裂压力的0.7倍时，需通过数值模拟分析储层变形与窜流风险；当采气压力低于泡点压力且储层渗透率下降＞20%时，判定为中高风险。（3）地层变形与沉降：采用InSAR、水准测量数据评估地表沉降，当年度沉降量＞10mm或累计沉降量＞50mm时，开展地质灾害专项评估，排查地裂缝、塌陷隐患。5.1.2井筒安全风险评估（1）套管腐蚀：依据SY/T5329，采用超声波、电磁探伤检测套管腐蚀速率，当腐蚀速率＞0.127mm/a时判定为高风险；套管壁厚剩余量＜设计壁厚的70%时，判定为重大风险。（2）井筒密封性：每季度开展井筒漏失量检测，当漏失量＞0.1m³/d时，需通过压力测试、测井定位漏失点；井口装置泄漏率不符合GB/T4213规定的VI级要求（泄漏量＜1×10^-6m³/s）时，判定为中高风险。（3）井控系统：检查井口防喷器、节流压井管汇的可靠性，当防喷器关闭时间＞30s、节流阀动作滞后＞2s时，判定为高风险；远程控制台储能器压力＜21MPa时，立即整改。5.2地面工艺系统安全风险评估5.2.1注采工艺系统（1）压缩机系统：检测压缩机喘振控制线设定值，当实际运行压力偏离设计值±5%以上时判定为高风险；防喘振阀响应时间＞2s时，需更换或校准。每月开展一次压缩机振动监测，振动值＞SY/T6890规定的Ⅱ级阈值时，停机检修。（2）压力管道：检测管道腐蚀裕量，当剩余裕量＜设计值的30%或壁厚减薄率＞0.1mm/a时判定为中高风险；一级焊缝缺陷率＞2%时，需返修处理。（3）天然气储罐：评估储罐液位、压力控制系统，当超压＞设计压力的10%或液位报警值偏离设定值±5%时，判定为高风险；储罐腐蚀速率＞0.05mm/a时，增加检测频次至每3个月1次。5.2.2重大危险源辨识按照GB18218辨识重大危险源，当天然气储存量≥10t时，开展QRA评价，计算个人风险值（≤1×10^-6/年）与社会风险值（FN曲线不超过可接受基准），不符合要求时需增设保护层（如紧急切断阀、可燃气体报警系统）。5.3公用工程与辅助系统安全风险评估5.3.1供电系统：检查双电源可靠性，备用电源切换时间＞15s（不符合GB50052要求）时判定为中高风险；备用发电机每周启动试运行1次，连续运行时间≥30min，无法正常启动时立即维修。5.3.2消防系统：消防水池容量需满足火灾延续时间3h的用水量，泡沫储备量满足10min灭火用量（符合GB50151）；可燃气体报警系统覆盖率100%，响应时间≤30s，报警点位误报率＞5%时需校准。5.3.3应急通信：评估通信网络覆盖范围，储气库及周边5km范围内通信中断时间＞1h时判定为中高风险；配备卫星电话不少于2部，确保极端条件下通信畅通。5.4周边环境与社会影响风险评估5.4.1敏感目标距离：按照GB36894，一级防护距离内不得存在学校、医院、居民区等敏感目标；若距离＜5km且敏感目标人口≥1000人时，需开展社会风险专项评估。5.4.2地震与地质灾害：位于地震烈度Ⅶ度及以上地区的储气库，井筒、地面设施抗震等级需符合GB50011要求；存在滑坡、泥石流隐患区域，需设置监测预警装置，预警响应时间≤10min。5.4.3生态环境风险：监测甲烷泄漏量，当泄漏量＞注采气量的0.1%时判定为高风险；注采过程中产生的废水、废气需达标排放，废水COD浓度＞50mg/L时立即整改。6风险分析与评价方法6.1定性分析方法：适用于一般、低风险点，采用JHA、SCL，结合事故案例、现场检查情况，判断风险可能性与严重性。6.2半定量分析方法：适用于较大风险点，采用FMEA、LOPA，计算风险优先数（RPN=可能性×严重性×可探测性），RPN＞100时判定为较大风险；LOPA中独立保护层（IPL）数量＜2时，需增设保护层。6.3定量分析方法：适用于重大风险点，采用QRA，计算风险发生概率、死亡人数、财产损失，对照GB36894基准判定风险可接受性。6.4风险等级判定标准：采用“红橙黄蓝”四色标注，具体如下：风险等级风险值（可能性×严重性）管控要求重大（红）≥16专项管控，上报属地应急管理部门较大（橙）8-15重点管控，每周排查1次一般（黄）3-7常规管控，每月排查1次低风险（蓝）≤2日常管控，每季度排查1次7.1重大风险管控：制定专项风险管控方案，明确责任领导，增设双重防护措施（如井筒增设封隔器、地面工艺增设紧急切断阀）；每月开展一次专项隐患排查，每年开展一次应急演练。7.2较大风险管控：制定重点管控清单，明确责任部门，完善监测预警系统（如地层压力实时监测、管道腐蚀在线监测）；每周开展一次现场检查，每半年开展一次专项演练。7.3一般风险管控：制定常规管控措施，明确责任人，加强日常维护保养；每月开展一次隐患排查，每年开展一次综合演练。7.4低风险管控：纳入日常巡检范围，每季度开展一次检查，及时整改发现的小隐患。8评估报告编制8.1报告应包含以下核心内容：（1）评估概况：评估目的、范围、依据、方法、团队组成；（2）储气库基本情况：地质概况、工程概况、运营现状；（3）风险识别与分析：风险点清单、失效模式分析、影响范围评估；（4）风险评价结果：风险等级分布、重大风险点说明；（5）管控措施：分级管控清单、责任主体、完成时限；（6）结论与建议：主要风险结论、改进措施建议；（7）附件：评估团队名单、资料清单、检测报告、现场照片。8.2报告需由评估组长签字、评估单位盖章，有效期为3年；有效期内发生重大变更（注采压力调整＞10%、周边新增敏