《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范围本指南规定了地下储气库全生命周期安全风险评估的术语定义、评估原则、评估程序、风险识别、风险分析评价、风险管控、动态评估及报告编制要求，适用于枯竭油气藏型、盐穴型、含水层型、矿穴型四类地下储气库建设期、运营期、关停期的安全风险评估工作，可为储气库运营企业开展自主评估、安全监管部门实施监督核查提供技术依据，不适用于人工储气罐、地上储气设施的风险评估。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。GB18218危险化学品重大危险源辨识GB50183石油天然气工程设计防火规范GB50021岩土工程勘察规范AQ/T3035危险化学品企业安全风险分级管控和隐患排查治理体系建设指南SY/T6809储气库运行安全管理规范SY/T7655地下储气库完整性管理规范SY/T5928石油天然气钻井井控安全管理规范3术语和定义3.1地下储气库安全风险指地下储气库全生命周期内，由于地质条件变化、工程缺陷、设备失效、管理失误、外部影响等因素，引发泄漏、爆炸、井筒破坏、地质灾害、环境污染等意外事件的可能性，以及事件后果的组合。3.2安全风险评估指风险识别、风险分析、风险评价的全过程，即识别储气库全流程的风险源，分析风险触发条件和发生概率，评价风险等级，提出管控措施的活动。3.3固有风险指不考虑现有安全管控措施，储气库本身存在的原生风险。3.4现实风险指考虑现有安全管控措施的有效性后，储气库当前实际存在的风险。本指南所评估风险为现实风险。4评估原则4.1全生命周期覆盖原则覆盖储气库选址规划、工程建设、运行维护、关停废弃全流程，针对不同阶段特征明确评估重点，不留风险盲区。4.2科学客观原则以实际检测数据、运行记录为依据，结合储气库类型特征选择适配的评估方法，保证评估结果真实反映实际风险水平。4.3分级分类管控原则根据风险等级明确管控层级和责任，针对不同类型储气库的典型风险制定差异化管控措施。4.4动态更新原则根据储气库运行条件变化、检测结果更新定期开展复评，及时调整风险等级和管控措施。5评估程序地下储气库安全风险评估遵循以下程序：5.1评估准备阶段（1）明确评估范围和评估类型，区分新建储气库投产前评估、在运储气库定期评估、变动后专项评估、关停前评估四类；（2）收集整理基础资料，包括：地质勘察报告、圈闭评价报告、钻井完井施工记录、固井质量检测报告、工程设计文件、历年运行参数、完整性检测报告、隐患排查记录、周边环境敏感点分布、应急救援预案等；（3）组建评估工作组，工作组需包含地质工程、油气开发、油气储运、安全工程、环境工程五类专业人员，其中具有中级及以上专业技术职称的人员占比不低于70%，且需至少1名具有10年以上储气库行业工作经验的技术负责人。5.2风险识别阶段全面梳理储气库各环节的风险源，形成风险源清单，标注重大危险源及风险点位置。5.3风险分析阶段分析各风险源的触发因素、现有管控措施的有效性，估算风险事件的发生概率。5.4风险评价阶段确定风险等级，划分重大、较大、一般、低风险四级。5.5管控措施制定阶段针对不同等级风险制定分级管控措施，明确管控责任主体和整改要求。5.6报告编制阶段编制正式安全风险评估报告，履行签字盖章程序。6风险识别6.1通用风险分类识别地下储气库风险分为地质类、工程类、设备设施类、管理类、外部环境类五大类，各类风险包含的主要风险源如下：6.1.1地质类风险（1）圈闭密封性失效：盖层破裂、断层活化、界面窜流导致天然气泄漏，储气库库容损失；（2）储层异常变化：边底水突进、出砂堵塞、孔隙度渗透率变化导致注采能力下降；（3）地质结构失稳：溶腔垮塌、围岩变形、地面沉降，导致井筒、地面设施损坏；（4）地下水污染：天然气或介质渗漏污染浅层地下水及土壤。行业统计数据显示，地下储气库地质类风险占总安全风险的45%左右，是最主要的风险来源。6.1.2工程类风险（1）建设期工程缺陷：固井质量不合格，第二界面胶结强度低于14MPa时，井筒窜流概率达85%以上；钻井过程井喷失控；溶腔成型不规则，存在顶板悬空、溶腔壁坍塌隐患；（2）运营期工程劣化：井筒受H₂S、CO₂腐蚀，当H₂S分压超过0.0003MPa时，易发生硫化物应力腐蚀开裂，腐蚀速率超过0.1mm/年时，5年内即可发生井筒穿孔；注采管柱承受周期性压力交变，年注采循环超过12次时，管柱疲劳寿命较年循环3次下降35%以上，易发生断裂；集输管网腐蚀减薄、焊缝开裂；（3）关停期工程缺陷：废弃井封堵材料老化、封堵施工不合格，导致长期缓慢泄漏。6.1.3设备设施类风险（1）核心设备故障：压缩机组、注采泵、加热炉故障停机，导致注采中断；（2）安全附件失效：安全阀、紧急切断阀、压力表失灵，超压无法及时泄放；（3）控制系统故障：SCADA系统、ESD紧急停车系统失效，无法实现远程监控和紧急关断；（4）辅助设施缺陷：消防设施压力不足、灭火器材过期、应急电源失效，无法满足应急处置要求。6.1.4管理类风险（1）制度不完善：未建立风险分级管控、完整性管理、巡检维护等制度；（2）人员不合格：特种作业人员未持证上岗，从业人员未经过专项培训，不掌握异常情况处置要求；（3）作业不规范：违章动火、带压检修、超压运行，未按要求开展检测检验；（4）应急管理不足：应急预案不完善，每年应急演练不足1次，应急物资配备不足。6.1.5外部环境类风险（1）第三方活动破坏：周边5km范围内的钻井、修路、挖沟、采矿等施工破坏井筒、管网；（2）地质灾害：地震、滑坡、泥石流、地面沉降损坏设施；（3）极端天气：洪水、暴雪、高温、寒潮导致设施停运、损坏；（4）人为破坏：盗窃、恐怖袭击等恶意破坏行为；（5）周边敏感点：储气库周边1000m范围内存在饮用水源地，500m范围内存在居民区、学校、医院等人员密集场所，增大风险后果。6.2不同类型储气库重点风险识别6.2.1枯竭油气藏型储气库重点识别：断层活化、盖层密封性失效、边底水窜进、老井窜漏、原有开发井封堵失效风险，该类储气库老井封堵不合格导致的泄漏风险占该类总风险的30%以上。6.2.2盐穴型储气库重点识别：溶腔失稳垮塌、盐岩蠕变导致库容异常收缩、溶腔密封性失效、卤水渗漏污染地下水风险，盐穴储气库年库容收缩率超过5%时，失稳风险提升60%以上。6.2.3含水层型储气库重点识别：圈闭封闭性不足、天然气窜流至含水层、水锥突进导致库容损失风险。6.2.4矿穴型储气库重点识别：原有矿穴围岩失稳坍塌、巷道密封性失效、顶板垮落风险。6.3不同阶段评估重点（1）建设期：重点评估地质勘察准确性、工程施工质量、固井质量、老井封堵质量风险；（2）运营期：重点评估地质密封性、井筒完整性、设备设施有效性、动态变化风险；（3）关停期：重点评估废弃井封堵可靠性、长期渗漏风险。7风险分析与评价7.1评价方法选择采用定性与定量结合的评价方法，一般风险采用风险矩阵法定性评价，重大风险采用数值模拟、泄漏扩散模拟、爆炸冲击波模拟等定量评价方法。7.2概率与后果分级7.2.1发生概率分级，将风险事件发生概率分为5级：P1：极不可能，年发生概率<1×10⁻⁵次/年；P2：不太可能，1×10⁻⁵次/年≤年发生概率<1×10⁻³次/年；P3：可能，1×10⁻³次/年≤年发生概率<1×10⁻¹次/年；P4：很可能，1×10⁻¹次/年≤年发生概率<1次/年；P5：极可能，年发生概率≥1次/年。7.2.2后果严重程度分级，结合人员伤亡、经济损失、环境影响、社会影响四个维度分为5级：C1：轻微，无人员伤亡，直接经济损失<10万元，无环境污染，无社会影响；C2：一般，1-2人轻伤，直接经济损失10万元-100万元，轻微环境污染，可就地处置，局部社会影响；C3：较大，1-2人重伤或3-9人轻伤，直接经济损失100万元-500万元，中等环境污染，影响范围不超出储气库厂区，一定社会影响；C4：重大，3人及以上重伤或1-2人死亡，直接经济损失500万元-1000万元，重大环境污染，影响范围超出厂区，较大社会影响；C5：特别重大，3人及以上死亡，直接经济损失≥1000万元，特大环境污染，跨区域影响，重大社会影响。存在下列情况的，后果等级提高一级：①储气库位于饮用水源保护区、自然保护区、永久基本农田等环境敏感区；②储气库500m范围内存在100人以上人员密集场所；③储气库已构成一级重大危险源。7.3风险分级采用风险矩阵法计算风险值R=P×C，根据R值划分风险等级：（1）低风险：R<4，风险程度可接受，无需采取额外管控措施；（2）一般风险：4≤R<9，风险程度可接受，需采取常规管控措施；（3）较大风险：9≤R<16，风险程度需要监控，需制定专项管控措施，定期排查；（4）重大风险：R≥16，风险程度不可接受，需立即采取整改管控措施，纳入重点监管。已构成重大危险源的储气库，风险等级最低为较大风险；存在活动断层未有效管控的，直接判定为重大风险。7.4典型风险分级示例（1）枯竭油气藏储气库活动断层活化泄漏：概率P4，后果C5，R=20，判定为重大风险；（2）盐穴储气库溶腔失稳垮塌：概率P3，后果C4，R=12，判定为较大风险，若溶腔埋深小于100m，概率升为P4，R=16，判定为重大风险；（3）第三方施工破坏集输管道：概率P3，后果C4，R=12，若周边100m存在居民区，后果升为C5，R=15，判定为较大风险，若50m内存在居民区，直接判定为重大风险。8风险分级管控8.1管控责任分级（1）重大风险：由企业主要负责人牵头管控，纳入企业重点风险管控清单，设置明显的安全警示标志，每月开展一次风险排查，每年开展一次风险复评，编制专项应急预案，每半年开展一次专项演练；构成重大危险源的重大风险，纳入所在地政府安全监管部门重点监管台账。（2）较大风险：由企业分管安全生产负责人牵头管控，每季度开展一次风险排查，每2年开展一次复评。（3）一般风险：由储气库车间/部门负责人牵头管控，每半年开展一次风险排查，每3年开展一次复评。（4）低风险：由班组负责人牵头管控，每年开展一次风险排查，每5年开展一次复评。8.2典型风险专项管控措施8.2.1地质类风险管控（1）圈闭密封性管控：枯竭油气藏储气库最高运行压力控制在原始地层压力的1.05倍以内，活动断层区域最高运行压力不超过原始地层压力的0.9倍；每年开展一次圈闭密封性监测，每3年开展一次密封性评价；安装微地震监测系统，实时监控断层活动情况。（2）盐穴溶腔失稳管控：盐穴储气库运行压力控制在上覆岩层压力梯度的30%-80%之间，每年开展一次溶腔声呐检测，控制年库容收缩率在3%以内，年收缩率超过5%时，及时开展注气稳压作业，降低失稳风险。（3）地面沉降管控：在储气库区域设置地面沉降监测点，每半年监测一次，沉降速率超过10mm/年时，及时排查管网拉裂风险，及时整改。8.2.2工程类风险管控（1）井筒完整性管控：固井质量不合格的注采井严禁投入运营；运营期每3-5年开展一次井筒完整性检测，腐蚀速率超过0.05mm/年的，采取加注缓蚀剂、内衬修复等防腐措施，井筒穿孔风险较高的，及时封堵弃井；注采管柱每10年开展一次疲劳损伤评估，损伤程度超过20%的及时更换。（2）集输管网管控：每3-5年开展一次管网内检测，腐蚀减薄超过原壁厚10%的，及时维修更换，每年开展一次压力试验，校验管道强度。（3）老井封堵管控：枯竭油气藏储气库原有老井投产前全部开展密封性检测，封堵不合格的重新封堵，每年监测一次老井井口压力和井口天然气浓度，发现异常及时处置。8.2.3设备设施类风险管控安全附件每半年校验一次，保证100%合格；核心设备每月开展一次状态监测，及时排查故障隐患；控制系统采用双电源双回路供电，每月开展一次功能测试，定期备份数据；消防设施每月检查一次，每两年开展一次消防设施全面检测，保证完好有效。8.2.4外部风险管控划定储气库保护范围，设置清晰的地面标识，建立第三方施工提前报备制度，施工期间安排专人24小时现场监护；建立极端天气、地质灾害预警机制，灾害前全面排查，灾害后全面检查，确认安全后方可恢复运行。8.2.5关停期风险管控关停前全面评估所有井的封堵质量，封堵作业符合规范要求，封堵后第一年每季度监测一次井口压力和周边土壤天然气浓度，第二年到第五年每年监测一次，连续5年无异常的，每3年监测一次，监测数据纳入档案长期保存。9动态评估要求储气库出现下列情况之一的，应当立即开展专项安全风险评估：（1）新建储气库投运满1年；（2）储气库最高运行压力提高超过5%，设计库容调整超过10%；（3）发生过泄漏、井筒破裂、爆炸等安全事故；（4）检测发现断层活动异常、井筒腐蚀严重、溶腔失稳等重大异常情况；（5）储气库周边500m范围内新增居民区、学校、饮用水源地等环境敏感点；（6）法律法规、标准规范更新提出新的要求；正常在运储气库每5年开