西非海上天然气管道泄漏风险评估及水下隔离阀设置必要性研究

2019-04-02胡忠前王红红李忠涛张海娟郝静敏

中国海上油气 2019年2期

胡忠前王红红李忠涛张海娟郝静敏

(中海油研究总院有限责任公司北京 100028)

1988年北海Piper Alpha平台事故[1-3]和2005年印度BHN平台事故中，分别由于火灾造成立管应急关断阀(ESDV)失效和碰撞导致立管失效，导致长距离海底管道中储存烃类泄漏，为平台火灾提供了源源不断的燃料，进一步导致事故的持续升级，从而造成了严重的人员伤亡和财产损失。Piper Alpha平台事故后，水下隔离阀(SSIV)开始在欧洲北海广泛使用[4]，用于立管和立管ESDV失效泄漏情况下海管的紧急隔离。SSIV并非法规强制性要求，根据Piper Alpha事故调查库伦报告[5]的建议“针对海管和立管危险，安全报告中是否已采取足够措施，包括是否有必要安装SSIV”，作业者应评估为降低人员、资产和环境风险至最低合理可行，是否需要安装SSIV。本文针对西非海上某天然气外输设施是否需要安装SSIV，研究了立管泄漏风险分析方法，开展了立管泄漏场景识别、泄漏频率计算和泄漏后果(包括扩散、火灾和爆炸)分析，评估了有无安装SSIV两种工况下的资产损失和人员死亡风险，分析了SSIV的成本和收益，完成了外输立管是否需要设置SSIV的评估。本文研究成果可以为今后类似海上项目提供借鉴。

1 工程项目简介

表1 西非海上某天然气外输立管相关参数Table 1 Relevant parameters of a gas export riser in offshore West Africa

图1 西非某海域天然气外输管道系统示意图Fig .1 Schematic of a natural gas export pipeline in offshore West Africa

2 定量风险评估方法概述

确定FPSO天然气外输立管/海底管线是否需要安装SSIV的方法步骤[6]如下：

1) 估算天然气外输立管和海底管道的储存量，并确定操作条件和气体组分；

2) 分别模拟有无SSIV情况下水上和水下泄漏，包括泄漏速率随时间的变化和泄漏持续时间；

3) 估算上述泄漏场景的发生频率；

4) 评估泄漏场景的潜在后果，如气体扩散、火灾和爆炸；

5) 评估识别出的火灾爆炸场景的升级潜力；

6) 评估事故后果的影响，包括人员伤亡、财产损失和环境污染；

7) 评估安装SSIV对降低风险的影响；

8) 和企业标准对比，并分析安装SSIV的成本。

3 立管泄漏场景识别

该天然气外输立管内径为381.0 mm，此次分析中考虑了4种尺寸的泄漏，分别是小尺寸泄漏(10 mm等效孔径)、中尺寸泄漏(50 mm等效孔径)、大尺寸泄漏(150 mm等效孔径)和全尺寸泄漏(381 mm等效孔径)。

立管泄漏可能发生在水上或水下，其中水上泄漏假设发生在立管靠近ESDV的位置，水下泄漏发生在从水平面到SSIV。由于气体泄漏的影响随着水深的变化而变化，因此模拟了5种不同深度立管失效，分别是50、100、200、500和1 320 m，泄漏点到FPSO的水平距离分别约为15、30、65、220和950 m。

外输立管和海底管道的烃类储存量计算如下：没有安装SSIV时，立管和海底管道中总气体质量为3 728 t；安装SSIV时，立管中总气体质量为44.74 t。

4 立管泄漏频率计算

立管失效频率计算基于历史数据，未考虑落物或船舶碰撞的可能影响。失效数据来源包括PARLOC 96刚性立管与海底管道泄漏频率[7]和UK HSE海上烃类泄漏统计[8]。

PARLOC数据来源于北海，不包含SCR立管的失效率数据。本文采用传统的刚性立管和海底管道的失效率数据(表2)。

表2 西非海上某天然气外输立管泄漏频率Table 2 Release frequency of a gas export riser in offshore West Africa

5 立管泄漏后果分析

5.1 泄漏速率

该天然气外输立管泄漏速率计算采用后果模拟软件CIRRUS中的气体管道模型，计算结果见表3。

由表3可以看出：没有安装SSIV时，小尺寸和中尺寸水上泄漏速率下降相对较慢，但对于大尺寸和全尺寸泄漏，60 min后的泄漏速率分别降低到起始值的约25%和10%。500 m以浅深度的泄漏速率和水面的泄漏速率类似；大于此深度时，由于泄漏孔处背压较高的影响导致泄漏速率下降。在安装SSIV的情况下，泄漏速率下降更快，对于小尺寸泄漏，60 min后泄漏速率约下降三分之一；对于大尺寸泄漏，5 min内降低到起始速率的1%以下，10 min内泄漏完。

5.2 扩散

5.2.1海面泄漏

通过海面以上该天然气外输立管泄漏模拟，以确定爆炸下限(LFL)和下限50%(50%LFL)，泄漏速率取自5min后的数值。模拟了3种泄漏场景：水平喷射、垂直喷射和侵入喷射；2种风速：5 m/s和10 m/s；大气稳定度为D，温度25 ℃。计算结果见表4，可以看出：

表3 西非海上某天然气管道泄漏速率随时间变化Table 3 Release rate variation as time of a gas pipeline in offshore West Africa

1) 水平喷射。大尺寸泄漏和全尺寸泄漏可以导致泄漏点下风向大约120 m内天然气浓度达到LFL，达到50%LFL的距离大约是这个数值的2倍；中尺寸泄漏的距离达到60 m。风速不会显著影响扩散距离。

2) 垂直喷射。对于5 m/s风速，大尺寸泄漏和全尺寸泄漏导致的LFL浓度达到泄漏点以上69 m，并延伸到下风向15 m。50%LFL气云稍高，水平距离扩大到2倍。对于10 m/s风速，云团高度降低1/3，下风向距离稍微增加。

3) 侵入喷射。模拟成水平方向上低冲量泄漏，大尺寸泄漏和全尺寸泄漏可以在下风向125 m内，泄漏点以上41 m造成浓度达到LFL的气云，50%LFL的距离大约高出50%。

5.2.2海面以下泄漏

天然气水下泄漏导致锥形气泡云团从水中上升到海平面。本文采用以下准则[9]：水深小于500 m，水面气云直径的确定使用“20%规则”；水深超过500 m，由于低温高压下水合物的形成，导致泄漏的天然气不会扩散到水面。

当气泡云团上浮到水面，在海流的影响下沿水平方向移动。很明显，随着泄漏点深度增加，水平方向上扩散的距离也增加。

水面下风向上的扩散距离使用CIRRUS模拟，泄漏孔尺寸使用“20%规则”， 50 m水深的泄漏模拟成10 m孔径，扩散距离见表5。对于100 m和200 m水深，中尺寸和大尺寸泄漏引起的气云扩散距离和浅水泄漏类似；而对于500 m水深，大尺寸泄漏和全尺寸泄漏扩散距离和浅水类似，但中尺寸和小尺寸泄漏不能用此种方法模拟。

5.3 爆炸

爆炸风险分析用于确定FPSO上部组块爆炸可能产生的超压，保守假设FPSO上部组块滞塞/受限空间内可燃云团点燃后发生的爆炸将导致灾难性资产损失。

5.4 火灾

5.4.1水面泄漏

水面泄漏火灾使用PHAST软件模拟。由该天然气管道水面泄漏时火焰长度计算结果(表6)可以看出，没有安装SSIV时，中尺寸和大尺寸泄漏的火焰长度足以到达船艏或船艉，而小尺寸泄漏的喷射火焰可以到达船体、附近立管和上部模块。安装SSIV后，泄漏时间缩短，尤其是大尺寸和全尺寸泄漏，而中尺寸和小尺寸泄漏时火焰作用于船体的时间仍然大于30 min。

表4 西非海上某天然气管道海面泄漏扩散距离(单位：m)Table 4 Dispersion distance for surface release of a gas pipeline in offshore West Africa(unit:m)

表5 西非海上某天然气管道水深50 m处泄漏扩散距离(单位：m)Table 5 Dispersion distance for release with water depth 50 m of a gas pipeline in offshore West Africa(unit:m)

表6 西非海上某天然气管道水面泄漏时火焰长度随时间变化Table 6 Flame length variation with time under surface leakage of a gas pipeline in offshore West Africa

5.4.2水下泄漏

由该天然气管道在500 m以浅水深能够支持海面火灾的临界泄漏速率和火焰长度模拟结果(表7)可以看出：没有安装SSIV时， 200 m水深以浅的中尺寸、大尺寸和全尺寸泄漏都可以支持60 min的火灾；而对于安装了SSIV的方案，仅小尺寸泄漏引起的火灾可以持续60 min。

表7 西非海上某天然气管道临界泄漏速率(水深:500 m)Table 7 Critical release rate of a gas pipeline in offshore West Africa(water depth:500 m)

5.4.3事故升级规则

1) 船体和FPSO结构。喷射火直接作用于船体60 min后，将致FPSO结构完整性失效，事故升级。

2) 锚泊系统。喷射火直接作用于没有被动防火措施的锚泊系统，将在30 min内导致锚泊系统失效。

3) 相邻立管/管线。喷射火直接作用于立管/管线，将导致立管/管线在20 min内失效。

4) 生活楼/逃救生设施。生活楼采用PFP保护，可以保护除时长超过30 min侵入喷射火以外的所有火灾。然而，由于天然气立管相对于生活楼的位置，外输立管喷射火不会直接作用到生活楼。

6 立管泄漏风险评估

6.1 无SSIV方案与安装SSIV方案对比

表8、9汇总了未安装和安装SSIV对FPSO事故升级潜力的可能影响，表10、11为两种方案风险评估结果。

表8 西非海上某天然气管道升级可能性(无SSIV方案)Table 8 Escalation possibility of a gas pipeline in offshore West Africa(without SSIV)

表9 西非海上某天然气管道升级可能性(有SSIV方案)Table 9 Escalation possibility of a gas pipeline in offshore West Africa(with SSIV)

表10 西非海上某天然气管道泄漏风险评估结果 (无SSIV方案)Table 10 Leakage risk assessment results of a gas pipeline in offshore West Africa(without SSIV)

表11 西非海上某天然气管道泄漏风险评估结果 (有SSIV方案)Table 11 Leakage risk assessment results of a gas pipeline in offshore West Africa(with SSIV)

由表11可以看出，安装SSIV的优势为：

1) 灾难性资产损失的频率降低1.47×10-4/a(57.4%)；

2) 灾难性和重大资产损失联合频率下降1.38×10-4/a(53.3%)；

3) PLL降低7.09×10-4/a(57.6%)。

应注意的是，本文假设SSIV总是能在外输立管开始泄漏5 min以内关闭，因此风险降低值是设置SSIV后所能达到的最大值。如果实际上SSIV的可靠性(需求失效概率)为0.05，那么上述风险降低值应减少5%。

6.2 结果分析

按照有关标准[10]，将该天然气管道泄漏风险矩阵划分成3个区域：1区，需要改进；2区，最低合理可行；3区，风险较小(图2)。

由图2可以看出，没有安装SSIV时，外输立管失效的灾难性资产损失风险位于2区，靠近1区边界，重大资产损失风险位于3区；安装SSIV后，外输立管灾难性资产损失风险有所降低，重大资产损失风险增加，但仍然在3区。

图2 西非海上某天然气管道泄漏风险矩阵[10]Fig .2 Leakage risk matrix of a gas pipeline in offshore West Africa[10]

进一步通过成本效益分析评估安装SSIV的必要性。基础假设如下：油田生产寿命20 a，灾难性资产损失成本7.5亿欧元，重大资产损失成本0.15亿欧元，人员死亡成本，750万欧元，贴现率10%。经计算，安装SSIV后总节省费用为115 440欧元，现值估计为98.3万欧元；而安装SSIV的成本估计为150万欧元，大于节省的费用，因此认为安装SSIV是不合适的。此外，应该注意的是安装SSIV的好处主要是资产损失的减少，而不是PLL值的降低。总的来说，该天然气外输管线安装SSIV在经济上讲是不划算的，当然业主公司可能还会考虑其他因素作为是否安装SSIV总体决策的依据，如公司的政策、分析方法固有的不确定性和所在国法规或保险方面的因素等。