SY/T 7872-2025 储气库井屏障检测、评估与治理技术规范

ICS 75.200 CCS E 16

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 7872—2025

储气库井屏障检测、评估与治理技术规范

Technical specifications of well barriers detection,assessment and repair for underground gas storage

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

SY/T 7872—2025

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 1

5 检测 2

5.1 井口装置和采气树 2

5.2 油套管柱 2

5.3 水泥环 2

5.4 油套环空液面 2

5.5 井下安全阀 3

5.6 环空压力 3

6 评估 3

6.1 井口装置和采气树 3

6.2 油套管柱和水泥环 3

6.3 井下安全阀 3

6.4 环空压力 3

6.5 评估结论 4

7 治理 4

附录A(规范性)井口装置与采气树的检测与评估内容 6

附录B(规范性)最大允许环空压力计算方法 9

I

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/TC 25) 提出并归口。

本文件起草单位：中国石油集团工程技术研究院有限公司、中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、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辽河油田分公司、中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司、 国家石油天然气管网集团有限公司、中国石油化工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吉林油田分公司、中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司储气库分公司。

本文件主要起草人：袁光杰、夏焱、王权国、张弘、罗伟、阳小平、李丽锋、陈显学、潘众、庞宇晗、任世举、宋恒宇、戴鸮、刘天恩、牛智民、张涛、王斌、贺梦琦、王云、李德宁、谢书懿、吴张帆、刘少鹏、周浪、付亚平、尹国君、刘海龙。

Ⅱ

1 范围

本文件规定了储气库井屏障检测、评估与治理的技术要求和方法。

本文件适用于储气库运行阶段的注采井、采气井及同层的监测井、排液井、封堵井。

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。

GB/T 7233.2—2023 钢铸件超声检测第2部分：高承压钢铸件

GB/T 13610 天然气的组成分析气相色谱法

GB/T 17394.1 金属材料里氏硬度试验第1部分：试验方法

GB/T 22342—2022 石油天然气钻采设备井下安全阀系统设计、安装、操作、试验和维护 GB/T 22513—2023 石油天然气钻采设备井口装置和采油树

GB/T 32563 无损检测超声检测相控阵超声检测方法

NB/T 47013.3 承压设备无损检测第3部分：超声检测

SY/T 6756

气藏型储气库常规修井作业技术规范

SY/T 7370

地下储气库注采管柱选用与设计推荐做法

SY/T 7603

石油天然气钻采设备井口安全控制系统

SY/T7633

储气库井套管柱安全评价方法

SY/T 7642

储气库术语

SY/T 7651

储气库井运行管理规范

SY/T 7688

气藏型储气库老井封堵技术规范

SY/T 7760

储气库监测系统设计技术要求

SY/T 7775

高温高压及高含硫井完整性技术规范

3 术语和定义

SY/T 7642和SY/T 7775界定的术语和定义适用于本文件。

4 基础资料

4.1 钻采资料：钻井井史、地质、测录井、试油完井、修井等相关资料。

4.2 动态资料：井生产运行资料、各级环空压力、井口温度压力、井口抬升、井口可燃气体浓度监测数据等。

4.3 历次检测与测试资料：井屏障检测及测试资料，包括但不限于井口装置检测、环空液面检测、 固井质量检测、管柱损伤等检测及环空压力泄放—恢复、气质分析等测试资料。

5 检测

5.1 井口装置和采气树

5.1.1 检测部件应包括采气树、油管四通及相关附件，注采井及采气井检测周期间隔应不大于5年。 根据检测评估结果确定下次检测期限。

5.1.2 检测项目应包括结构完整性检查与壁厚检测、腐蚀缺陷检测、埋藏缺陷检测和硬度检测。

5.1.3 检测方法及要求符合以下规定。

a) 结构完整性检查应包括结构完整完好性、外漏检查，宜开展阀门内漏测试。其中，泄漏检查宜采用红外线成像、声学测试或泡沫检漏等方法。具体检查内容见A.1。

b) 壁厚检测宜采用超声测厚方法，应对四通、阀门、短节等部件的流道进行检测。测厚截面应选取四通外法兰连接口对应截面、阀门通道进出口两个截面;测点应按照流体流向顺时针排布，对直径≤150mm 的部件应选取0点钟、3点钟、6点钟和9点钟方向4个测点，对直径>

150 mm的部件按照同样的方式均匀选择8个点。

c) 腐蚀缺陷检测和埋藏缺陷检测宜采用相控阵超声方法并按照GB/T 32563执行，应对部件的进出口流道、法兰面进行成像检测，准确定位缺陷并显示尺寸。

d) 应力检测宜采用金属磁记忆方法对连接螺栓的整体表面进行扫查，确定应力集中区和集中区应力平均值。

e) 硬度检测应采用标准硬度计在阀体、阀盖上相对较平整部位和法兰圆周上选取5个均布测点， 应按照GB/T 17394.1执行。

5.1.4 对相邻环空可能在井口连通的井，宜通过试压、环空压力测试等方法检测各级井口悬挂器的密封性。

5.2 油套管柱

5.2.1 检测周期应按照SY/T 7651执行。

5.2.2 检测项目包括管柱损伤检测和管柱密封性检测。

5.2.3 管柱损伤检测可采用但不限于电磁探伤测井、多臂井径测井和超声波成像测井。检测井段宜覆盖完井封隔器以上井段，定量识别油管和生产套管管壁损伤情况。

5.2.4 管柱密封性检测可采用但不限于噪声测井、超声测漏、井温多参数测井、分布式光纤监测方式确定漏点位置。

5.3 水泥环

5.3.1 检测应选择在修井作业时进行。

5.3.2 检测方法可采用但不限于声幅—变密度、扇区水泥胶结、超声波成像测井方法，应定量解释固井质量和历史检测对比情况。

5.4 油套环空液面

5.4.1 应每年开展不少于1次检测。

5.4.2 宜采用声波法检测。

2

5.5 井下安全阀

5.5.1 应每年进行不少于1次开关测试和泄漏检查。

5.5.2 开关测试按照GB/T 22342—2022中的6.3执行。

5.5.3 泄漏检查按照GB/T 22342—2022中的附录C 执行。

5.6 环空压力

5.6.1 注采井、采气井、同层的监测井和排液井应监测各级环空压力，封堵井应监测井口压力，压力监测按照SY/T 7760的规定执行。

5.6.2 当环空压力异常变化时，应适时开展环空压力测试，要求如下：

a) 环空压力测试应至少每5min 采集一次压力数据，压力恢复测试时间宜不少于24h;

b) 在压力泄放中，当环空连续出液或2h内压力无明显下降或出现上涨趋势时，应终止测试;

c) 环空压力泄放测试时，具备取样条件的应开展环空气体组分分析，气体组分分析宜采用气相色谱法，按照GB/T 13610的规定执行。

5.6.3 封堵井井口带压时，宜进行压力测试，按照5.6.2执行。

6 评估

6.1 井口装置和采气树

6.1.1 结构完整性评估按照A.1执行。

6.1.2 剩余壁厚评估应计算井口装置的壁厚阈值，根据剩余壁厚和壁厚阈值进行安全定级，计算及安全级别划分按照A.2执行。

6.1.3 埋藏缺陷和腐蚀缺陷评估应根据检测部位所属类别分别对铸件、锻件和焊缝进行评定，评估结果按照A.3 执行。

6.1.4 各测点的硬度应满足GB/T 22513—2023中表19的规定。

6.2 油套管柱和水泥环

6.2.1 应根据管柱检测数据，生产套管应按照SYT 7633评价剩余强度、抗内压及抗外挤安全系数。 注采管柱应按照SY/T 7370校核剩余安全系数。

6.2.2 应按照SY/T 7633计算临界壁厚、腐蚀速率，预测剩余寿命，据此给出下次检测期限。

6.2.3 应根据管柱密封检测数据，判断泄漏来源，分析可能的窜漏通道。

6.2.4 应结合液面变化情况分析环空密封性。

6.2.5 应综合固井质量检测结果和环空带压情况评估水泥环的密封性。

6.3 井下安全阀

井下安全阀及地面控制系统的评估结果应符合SY/T 7603的规定。

6.4 环空压力

6.4.1 应按照以下原则计算各级环空的最大允许环空压力：

a) 通过对不同环空的井屏障单元校核得到环空最大允许压力，计算方法按照附录B 执行。

b) 最大允许环空压力计算所采用的管柱强度数据为管柱损伤检测评价后的剩余强度数据，根据环空液面高度校核A 环空最大允许压力。

3

SY/T 7872—2025

6.4.2 根据压力泄放一恢复测试、气组分分析、泄漏检测资料判断环空带压类型和可能的泄漏通道。

6.5 评估结论

对井屏障状态进行评估，分为“失效”“退化”“完好”类别，见表1。

表1井屏障评估结论

井屏障

判定条件

评估结果

井口装置和采气树

结构及功能完好

完好

结构完整性评估存在表A.1中的不符合项

退化

泄漏评估存在表A.2中的不符合项

最高油压或环空压力条件下，表A.3中剩余壁厚安全级别k≥1

最高油压或环空压力条件下，表A.3中剩余壁厚安全级别0.2≤k<1

最高油压或环空压力条件下，表A.3中剩余壁厚安全级别k<0.2

失效

相邻环空之间未通过井口装置窜漏

相邻环空间通过井口装置窜漏但未发生气体外漏

井口外漏且表观泄漏点1m范围内可燃气体浓度≥爆炸下限浓度的25%

油套管柱

油套管柱剩余强度符合当前工况下的安全系数

油套管柱剩余强度低于当前工况下的安全系数

油套管柱不存在泄漏

油管柱泄漏，且A环空压力

油管柱泄漏，且A环空压力≥A环空最大允许环空压力

井下安全阀及地面控制系统工作正常

井下安全阀关闭后密封试验压降超过SY/T 7603的规定要求

井下安全阀无法启闭

水泥环

水泥环密封评估无连续窜漏

水泥环密封评估存在窜漏且B环空压力

水泥环密封评估存在窜漏且B环空压力≥B环空最大允许环空压力

7 治理

7.1 井屏障状态评估为完好的井，进行正常生产管理。

7.2 井屏障状态评估为退化的井，应采取加密监控生产或风险消减措施。

7.3 井屏障状态评估为失效的井，应开展治理修复，治理方法包括但不限于：

a) 针对井口装置剩余壁厚不足，宜采取更换井口设备等措施;

b) 针对井口各级悬挂密封失效造成相邻环空连通，根据井口结构分析各级悬挂器气窜通道，宜

4

采取挤注密封堵剂或更换密封机构等方式治理;

c) 针对油管柱密封失效，宜开展井下作业，更换油管柱;

d) 针对水泥环或套管柱密封失效，宜采用原位挤注密封堵剂的方式治理渗漏通道。

7.4 井屏障治理涉及的井下作业应按照SY/T 6756执行。

7.5 当井屏障不能满足储气库运行安全要求且无法进行治理时，应对该井进行弃置，弃置应按照 SY/T 7688执行。

5

附录 A

(规范性)

井口装置与采气树的检测与评估内容

A.1 结构完整完好性检查

结构完整完好性检查见表A.1; 泄漏检查见表A.2。

表A.1结构完整完好性检查内容及评估表

序号

项目

符合

不符合

1

井口装置本体

无气孔、砂眼、凹坑及其他金属损失

存在气孔、砂眼、凹坑或其他金属损失

螺栓螺母

螺栓露出螺母

缺失或未露出

阀门零部件

缺失或损坏

压力表及连接短节

正常

损坏或超过校验周期

顶丝

未旋转到位

6

油管四通、套管头注脂阀和试压塞

存在不完好

表A.2泄漏检查内容及评估表

法兰连接处

无泄漏

出现渗漏、滴漏或刺漏

螺纹密封连接处

填料密封部位

阀门内漏

A.2 壁厚阈值与安全评价

对圆柱形容器，理论最小壁厚采用公式(A.1) 和公式(A.2) 进行计算： 当p ≤0.4S 时，

……………………………………(A.1)

式中：

t₁——理论最小壁厚，单位为毫米 (mm);

D——圆筒内径，单位为毫米(mm);

p——规定的设计压力，单位为兆帕 (MPa);

S——材料的许用应力，单位为兆帕(MPa)。

当p>0.4S 时，

…………………………………(A.2)

对球形容器，理论最小壁厚采用公式( A.3) 和公式( A.4) 进行计算：

当p≤0.4S 时，

…………………………………(A.3)

R——球壳内半径，单位为毫米 (mm)。

当p >0. 4S 时，

…………………………………(A.4)

壁厚阈值为理论最小壁厚与腐蚀裕量s 之和，推荐含硫天然气井(储层H₂S含量≥30 g/m³) 腐蚀裕量取4 mm～5mm, 常规天然气井取2 mm～3.5mm。

壁厚阈值见公式 (A.5):

δ=t₁+S …………………………………(A.5)

采用剩余壁厚余量与腐蚀裕量比值k 进行安全定级，计算公式见公式(A.6), 剩余壁厚安全级别划分表见表A.3。

k=(t-t₁)/s …………………………………(A.6)

t ——实测壁厚，单位为毫米( mm)。

表A.3剩余壁厚安全级别划分表

k判定依据

k≥1

0.2≤k<1

基本符合

k<0.2

A.3 埋藏缺陷评定

超声法检测出的铸件井口装置缺陷应按照GB/T 7233.2—2023中“铸件相控阵超声检测缺陷评定图”(图A.1) 分级，其安全级别评估结果按照表A.6 所示，井口装置铸件缺陷安全评定见表A.4。

井口装置超声检测锻件缺陷应按照表A.5分级，其安全级别评估结果见表A.6。

井口装置焊缝超声检测评级应符合NB/T 47013.3的规定，其安全级别评估结果见表A.7。

7

Y, mm²

900

800

700

600

500

400日

300E

20 0

1000 10 20 30 40 50

X,mm

图 A.1 铸件相控阵超声检测缺陷评定图

表A.4井口装置铸件缺陷安全评定表

铸件超声检测缺陷评定

I级～V级

VI级及以上

表A.5井口装置锻件超声检测缺陷质量分级

等级

Ⅲ

IV

V

单个缺陷当量平底孔直径

≤φ4

≤φ4+6 dB

≤φ4+12dB

≤φ4+18 dB

>φ4+18dB

由缺陷引起的底波降低量

≤6dB

≤12dB

≤18 dB

≤24dB

>24 dB

密集区缺陷当量直径

≤φ2

≤φ3

≤φ4+4dB

>φ4+4 dB

密集区缺陷面积占检测总面积的百分比，%

0

≤10

≤20

>20

注1:由缺陷引起的底波降低量仅适用于声程大于近场区长度的缺陷。

注2:密集区缺陷面积指反射波幅大于或等于φ2当量平底孔直径的密集区缺陷。

表A.6井口装置锻件安全评定表

锻件超声检测缺陷评定

I级、Ⅱ级、Ⅲ级

IV级及以上

表A.7焊缝超声检测缺陷评级表

焊缝超声检测缺陷评定

无缺陷、I级、Ⅱ级

Ⅲ级及以上

附录 B

最大允许环空压力计算方法

B.1 A 环空最大允许压力计算

B.1.1 计算方法

校核完井封隔器、尾管悬挂器及以上井屏障单元对应的环空最大允许值，选取其中最小值作为 A环空最大允许压力。注采井应分别开展注气工况和采气工况下的校核。

B.1.2 油管头校核

根据油管头额定压力值的80%与试压值中的较小值，得出油管头校核对应的A环空最大允许压力PAm-who

B.1.3 油管柱校核

B.1.3.1 在开井生产及关井工况下进行油管抗外挤强度校核，分别校核不同油压下油管柱抗外挤强度对应的A 环空最大允许压力PAm-t, 注采井油管三轴抗外挤安全系数应不低于1.25。

B.1.3.2 注采井油管抗外挤强度校核时应采用剩余强度，计算方法见SY/T 7370, 并需考虑拉伸载荷对管材屈服强度的影响，采用存在轴向应力时的等效屈服强度代替最小屈服强度，见公式 (B.1)。

………………(B.1)

fyax——存在轴向应力时的等效屈服强度，单位为兆帕 (MPa);

fmn— 最小屈服强度，单位为兆帕(MPa);

Oa——非弯曲产生的轴向应力，单位为兆帕( MPa)。

B.1.4 井下安全阀校核

B.1.4.1 若安全阀强度低于油管柱强度，则根据安全阀信封曲线计算安全阀校核对应的A 环空最大允许压力PAm-drv。

B.1.4.2 若安全阀强度不低于油管柱强度，则取油管校核对应的A 环空最大允许压力PAm-to

B.1.5 封隔器校核

封隔器校核计算见公式 (B.2)。

PAm-p=Pp×80%+Pwr-P₂gh …………………………(B.2)

PAm-p——封隔器对应A 环空最大允许压力，单位为兆帕 (MPa);

Pe——封隔器额定压差，单位为兆帕 (MPa);

Pwr— 封隔器处油管内流压，单位为兆帕 (MPa);

9

Pa——环空保护液密度，单位为克每立方厘米 (g/cm³); g ——重力加速度，0.00981m/s²;

h ——封隔器垂直深度，单位为米(m)。

10

B.1.6 生产套管和尾管校核

生产套管和尾管校核计算见公式 (B.3)。

 

…………………………(B.3)

PAm-c——生产套管和尾管校核对应A 环空最大允许压力，单位为兆帕( MPa);

δ.——生产套管/尾管的剩余抗内压强度，单位为兆帕 (MPa);

Se——抗内压强度校核安全系数，不低于1.05;

Pc——固井水泥环当量密度，取钻井液密度，单位为克每立方厘米(g/cm³);

h——危险点垂直深度，单位为米(m)。

B.1.7 尾管悬挂器校核

尾管悬挂器校核计算见公式 (B.4)。

……………………(B.4)

PAm-——尾管悬挂器校核对应A 环空最大允许压力，单位为兆帕 (MPa);

δm——尾管悬挂器额定工作压力，单位为兆帕 (MPa);

h——尾管悬挂器垂直深度，单位为米( m)。

B.2 B、C、D 环空最大允许压力计算

B.2.1 计算方法

校核环空外层套管、内层套管、套管头的环空最大允许压力值，选取其中的最小值，作为B、C、 D环空最大允许压力。

B.2.2 内层套管校核

根据环空内层套管最小剩余抗外挤强度的80%,得出环空内层套管校核对应的环空最大允许压力

Pm-co

B.2.3 外层套管校核

根据环空外层套管最小剩余抗内压强度的80%,对于技术套管下入分级箍的情况，应考虑分级箍耐压能力的80%,分别校核环空外层套管及分级箍对应的允许环空压力，取最小值得出对应的环空最大允许压力Pm-co。

B.2.4 套管头校核

根据套管头额定压力值的80%,得出套管头校核对应的环空最大允许压力Pm-cho