海上浮动核电站周边油田井喷事故的安全风险问题研究

兰志刚，于 汀

（中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100028）

近年来，鉴于海上石油开发对清洁生产和减排的迫切需要，利用海上浮动核电站为海上油气田开发提供能源和淡水，成为核能应用的重要开发方向。

然而，海洋石油勘探开发生产等作业内容属于高危险作业类型，石油、天然气本身属于危险物质，易发生火灾、爆炸等危险事件，尤其是井喷事故，更是海上油气开发活动中面临的重要安全风险。根据挪威科学和工业研究基金会（SINTEF） 海洋石油井喷数据库（SINTEF Offshore Blowout Database）提供的井喷事故数据（如图1 所示），井喷事故发生的概率在10-5～10-4[1]，远大于陆上核电规定的设计基准概率值DBPV（10-6/堆·年），因此，需要对该外部事件的影响做出详细的评价。

由于海洋环境的特殊性和复杂性，与陆上油田井喷事故相比，海上油田井喷事故的影响方式有所不同，复杂性也有所加剧。因此，在开展利用海上浮动核电站为海上油田供能的可

图1 SINTEF提供的不同海洋油气开发作业的井喷事故概率Fig.1 Blowout accident probability for various offshore oil and gas development operations provided by SINTEF

图1 SINTEF提供的不同海洋油气开发作业的井喷事故概率

Fig.1 Blowout accident probability for various offshore oil and gas development operations provided by SINTEF行性论证过程中，必须结合海洋环境及海上浮动核电站的特点，建立相应的技术分析方法和流程，对井喷引发的伴生、次生和衍生风险做出综合分析，全面分析海上油田井喷事故对海上浮动核电站的影响，确保海上浮动核电站的选址安全。

1 海上油气田井喷事故源项

井喷是指油气开发时，由于对地层压力控制不当，致使地层流体（如油气和水）持续涌入井筒或喷出井口的现象。井喷发生时，通常包含溢流和井喷两个过程。首先，当钻井液压小于地层压力时，会导致地层流体侵入井内，形成溢流，而当溢流进一步失控时，会致使大量地层流体流入井内，并喷出井口，形成井喷。在海上油气开采过程中，钻井作业、测井作业以及油气生产各环节均有可能发生井喷事故。而且海洋油气开采过程中一旦发生井喷失控，会导致大量原油及易燃、易爆或有毒气体外泄，对周边环境和安全造成严重危害[2]。为防止溢流和井喷，海洋油气开采作业中有针对性地设立了初级井控和二级井控措施，形成了预防井喷的初级屏障和二级屏障。初级屏障由钻井液柱和水泥浆控制组成；二级屏障则由防喷器、分流器等井口控制装置组成。井喷发生后，为防止事故扩大和蔓延，还设立了防火防爆、消防抑爆、紧急脱开系统等多重安全屏障。文献[3]给出了井喷事故分析模型（如图2 所示），经分析可知，井喷事故发生过程中，安全屏障被破坏得越多，井喷事故的后果就越严重。

图2 井喷事故分析模型Fig.2 Blowout accident analysis model

2010 年4 月20 日，墨西哥湾“深水地平线”钻井平台固井候凝后，替水（海水替换泥浆液柱）引发液柱压力降低，并且由于固井质量不合格，导致高压油气侵入，造成初级屏障失效，致使油井发生溢流。由于发现不及时，且发现溢流后，防喷器井控装备未能发挥作用，造成二级屏障失效，引发井喷。井喷气体涌入一处有易燃物的房间后，发生了第一起爆炸，随后发生的爆炸又点燃了冒上来的原油。随着井喷的持续，“深水地平线”被井喷喷发的“气云”罩住，最后，在爆炸、燃烧中沉没，并导致大量原油泄漏，对墨西哥湾水域造成了严重的环境灾难，如图3 所示。井喷事故危害之大，由此可见一斑。

图3 墨西哥湾“深水地平线”钻井平台井喷引发的燃烧、爆炸和溢油污染（照片摘自《维基百科》）Fig.3 Burning,explosion and oil spill pollution caused by blowout on deepwater horizon drilling platform in Gulf of Mexico(photos by Courtesy of Wikipedia）

2 海上油气田井喷可能引发的外部人为事件及其分析方法

发生海上油气田井喷事故时，将有大量原油、易燃易爆气体从井口喷发外泄，对于高含硫油气田，喷发的气体中还会含有大量的硫化氢有毒气体。喷发的易燃易爆气体直接形成危险气云，而喷发的原油中含有大量的可挥发物质，挥发后也会形成易燃易爆的危险气云。上述易燃易爆气体如遇明火则发生燃烧；如到达爆炸的上下限浓度则可发生爆炸，爆炸产生的冲击波和抛射物还会引发油田生产设施的起火、爆炸等连续事故，造成二次破坏，形成灾害的“多米诺效应”。

喷发泄露在海面上的原油，具有漂浮性、流动性、挥发性、可燃可爆性及毒性等理化特性。溢油中易挥发组分的蒸发，会在发生溢油事故的海面上空形成危险蒸气云，如遇明火，则可能发生燃烧爆炸，并有可能点燃海面溢油，形成移动火源，对附近的海上浮动核电站形成危害。另外，井喷引发的溢油可能造成大面积海水水质污染，特别是溢油中易挥发组分的蒸发还会导致溢油特性的变化，使蒸发后留在海面上的溢油密度和黏度加大，导致其下沉至水面以下。如果漂移至海上浮动核电站附近，会对其取水造成危害，进而影响核电设施的安全。喷发的有毒气体则形成飘移危险气云，一旦侵入海上浮动核电站，会对工作人员造成严重的身体伤害，进而影响核电设施的安全运行，引发安全事故。从井喷事故和核电厂选址外部事件的对应关系上看，海洋油气开发的井喷事故会引发一系列核电厂选址外部事件，如井喷直接喷发、原油挥发形成的易燃易爆气体以及喷发的有毒气体会形成易燃易爆气云释放始发事件；井喷引发的燃烧，包括燃烧的漂浮溢油，会形成着火始发事件；井喷引发的爆炸会形成爆炸始发事件；具有强挥发性的原油喷发，会形成危险液体泄漏始发事件；井喷危险气云爆炸引发次生爆炸则可能形成核电厂选址外部事件中的撞击始发事件。井喷引发的直接、次生和衍生危害如图4 所示。

图4 井喷引发的直接、次生和衍生危害Fig.4 Direct,secondary and derived hazards caused by blowout accidents

通过上述分析可以看出，海上油气井喷引发的典型危害形式有喷射燃烧、蒸气云爆炸、溢油燃烧以及大面积溢油污染等，对于高含硫油气田，还有硫化氢毒气扩散的危害。其对海上浮动核电站的具体危害包括冲击波、碎片撞击、热辐射和毒性对人体的影响以及海水水质污染等。因此，应针对上述典型危害形式，分析海上油田井喷事故对周边浮动核电站安全的影响非常必要。

2.1 井喷引发的喷射燃烧和溢油燃烧

陆上核电站对火灾源项的筛选距离为1～2 km[4]。如果海上浮动核电站周边石油平台上有天然气储罐设施或其他天然气生产设施，石油平台上发生火灾时可能造成上述设施发生爆炸，造成易燃易爆气体的泄漏。如火灾灼焰可以造成液化石油气（LPG）的储罐发生沸腾液体膨胀蒸汽爆炸（BLEVE），这是发生于液化天然气泄漏事故中最为严重的一种灾害形式。BLEVE 的破坏性极大，会造成LPG 的喷射泄漏，加剧火势蔓延，喷射出的天然气也会形成危险蒸气云。另外，爆炸产生的冲击波和抛射物还会引发连续事故，造成二次破坏。对于由井喷引发的在石油平台上的火灾，可以参见《核电厂厂址选择的外部人为事件》（HAD 101—2004）中有关着火时热通量与距离的关系，进行灼烤评价[4]。由于海上浮动核电站与石油平台间隔较远，远远大于数倍的燃烧源尺寸，石油平台上发生的火灾形成的燃烧或热辐射不会对其造成直接影响。

另外，海上油田井喷往往会导致溢油事故并引发次生火灾。由于海水的流通性，海面燃烧的溢油有可能形成移动火灾源。因此，海上核电不宜简单照搬陆上核电的着火外部事件筛选距离值，还应评价火灾引发的溢油事故以及可能形成移动火灾源的影响。

研究表明，水面溢油的有效和持续燃烧的基本条件是燃烧油膜的厚度大于2～3 mm，当油膜厚度低于该厚度时，由于油膜热量损失很快，油温将降至蒸发温度以下，导致燃烧中止[5]。根据Fay 模型结合Lehr 等油膜椭圆扩展模型[6]，油膜厚度随时间变化的定量关系式为[7]：

式中，S——溢油面积，m2；

Vw——风速，m/s；

t——溢油时间，min；

h1（t）——油膜厚度，m；

ρw——海水密度，g/m3；

ρo,T——对应温度T（℃）时的原油密度，g/m3。

图5 给出了密度为0.85 的原油在发生井喷后，不同溢油量的油膜厚度随时间的变化规律。

图5 不同溢油量(V）的油膜厚度随扩散时间的变化Fig.5 Change of oil film thickness with diffusion for different oil spill volume(V）

水面溢油的燃烧实验表明，其燃烧速率约为2～3 mm/min，且燃烧速率不因油种及油的风化程度而有明显变化[8]，因此，燃烧引起的水面溢油的油层厚度减小量Δh（t）可以用下式描述：

式中，C——单位时间水面上燃烧油膜厚度的消减率，其值为2～3 mm/min；

t——燃烧时间。

从图6 可以看出，对于规模为10 000 m3、原油密度为0.85 的井喷溢油，在燃烧和扩散的共同作用下，海上溢油油膜厚度会很快减小，2 min之内厚度可降至2 mm以下，从而失去继续燃烧的条件。

2.2 井喷引发的蒸气云爆炸

井喷引发的蒸气云由两部分组成：一部分是油气井直接喷发的天然气；另一部分是井喷溢油蒸发形成的蒸气云。

对于井喷直接喷发的蒸气云量QUVEC，可以用式（3）计算：

图6 溢油燃烧持续时间虽溢油量的变化Fig.6 The burning duration versus the volume of burning oil spill

式中，C——井喷气体中爆燃气体的体积含量；

QAOF——井喷井的绝对无阻流量；

t——喷发时间（天然气井发生井喷15 min 后，如仍无法压井成功，则要求必须点火放喷，此时在计算安全距离时，可选取15 min的井喷量进行计算）。

井的绝对无阻流量有二项式绝对无阻流量、指数式绝对无阻流量等不同算法，与井的类型（如直井、斜井或定向井、水平井）、有效半径、地层压力、地层温度、储层渗透率、油气层厚度和粘度等参数有关[9]。

直接喷发的爆燃气体质量由下式决定：WC=ρQUVEC（ρ 为喷发的爆燃气体密度）。

对于井喷溢油蒸发形成的蒸气云量，可根据Stiver和Mackay模型推算得出：

式中，Fv——溢油蒸发体积分数；

T——环境温度，K；

A′，B′——与油品相关的常数，A′=6.3，B′=10.3；

T0——油的初始沸点温度，K；

TG——蒸馏曲线的温度梯度，K，T0和TG可以由比重指数API度计算得到；

A——油膜面积，m2；

K2——空气端传质系数，m/s。

根据Buchanan和Hurford提出的经验公式：

式中，Uw——海面以上10 m处的风速，m/s。

由式（4）可得溢油蒸发量QS=FVV0。溢油蒸气气体质量由下式决定：WS= ρ′QS（ρ′为溢油蒸气气体密度）。

为便于评价爆炸影响程度，采用TNT 当量法，将井喷直接喷发的爆炸蒸气云和井喷溢油蒸发形成的蒸气云求和，作为总的爆炸蒸气云，折合成TNT当量WTNT，可得：

式中，α——参与蒸气云爆炸的有实际贡献的燃料占泄漏燃料的百分比，平均值为4%；

QC——参与蒸气云爆炸的爆燃气体燃烧热；

QTNT——TNT爆热，可取4.52×106J/kg。

得到WTNT后，可将该值代入HAD 101—04推荐的7 kPa的正入射峰值超压值时的设防安全距离计算公式，计算该蒸气云爆炸的安全距离：

式中，R——设防安全距离，m；

W——爆炸源的TNT 物质量或当量，kg，对于闪点低于21 ℃的可燃液体相应的TNT当量取全部质量的0.3%；

K——设防安全系数（取值18），m·kg-1。

当海上浮动核电站与井喷蒸气云爆炸源之间的距离大于该值时，可以认为该蒸气云爆炸，不会对海上浮动核电站产生安全影响。否则，针对该蒸气云爆炸外部事件应建立设计基准。

以上是井喷引发的爆炸蒸气云在井喷点附近爆炸所产生影响的分析方法。另外，还应结合主导风向、大气稳定度和弥散系数等气象资料，进一步分析气云飘向海上浮动核电站的概率、浓度分布的空间时间变化以及蒸气云在飘向海上浮动核电站过程中着火或爆炸的概率等，以便更详细地做出风险评估。

2.3 有毒危险气云

对于高含硫油气田，喷发的气体中还会含有大量的硫化氢有毒气体，形成的有毒飘移气云一旦侵入海上浮动核电站，会对工作人员造成严重的身体伤害，进而影响核电设施的安全运行，引发安全事故。

含H2S 天然气井井喷事故期间释放的H2S 总量Q取决于天然气井绝对无阻流量QAOF、天然气井的H2S含量CH2S和井喷事故持续时间t，即：

求得天然气井井喷事故期间释放的H2S的总量Q 后，可以用高斯烟羽模型计算危险气团扩散至海上浮动核电站厂址的浓度：

式中，C(x,y,z)——危险气云源下风向地面（x，y）坐标处的空气中有毒气体浓度；

Q——危险气云泄漏飘移事故期间危险气体烟团的排放量；

σy、σz——y、z 方向上的大气扩散参数。

《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》（SY/T 6610—2005）列举出了人体暴露于H2S导致的典型危害和特征。NRC RG1.78—2001 给出了各类危险化学品（包括H2S）泄漏释放事故对核电厂产生的潜在影响的毒性极限浓度阈值，其中明确规定H2S的主控室可居留性毒性极限浓度阈值为150 mg/m3。在分析海上油田井喷事故释放的H2S对周边海上浮动核电站的安全风险时，可以将该值作为评价准则[10]。如果计算得出井喷H2S扩散至厂址的浓度，大于或等于上述浓度，应将H2S井喷作为设计基准事件。

其他井喷有毒气体也可根据其暴露浓度限值参照以上方法进行分析。

2.4 井喷溢油引发的海水污染

海上油田发生井喷后如不能很快予以控制，将导致大量原油泄于海中，引发严重的海洋环境污染事故。通常海上油田均配有较充足的溢油应急设备，并制订了溢油应急计划，可从容应对小型溢油。当发生中、大型溢油事故时，应启动应急计划，借助周边海区可调用的溢油回收设备、环保船等应急资源，利用围油栏和溢油分散剂，进行溢油应急处理，以最大限度地降低溢油风险。

井喷溢油进入海洋水体环境后，在复杂的物理、化学和生物作用下，将经历以下3大类变化过程：（1）扩展过程。指溢油在重力、黏力和表面张力联合作用下，会在海面扩散形成油膜的过程，并随着油膜的扩散以及海洋中风、浪的作用，油膜越来越薄，扩散面积越来越大。（2）输移过程。指溢油在海洋动力环境的作用下的迁移运动过程，包括水平方向的漂移、扩散及垂直方向的混合悬浮过程。（3）风化过程。特指引起溢油组成性质发生改变的所有过程，主要包括：蒸发、溶解、乳化、光氧化、生物降解、吸附沉降、水体的混合扩散及海洋生物的体内代谢等，如图7所示。

图7 海洋溢油变化过程Fig.7 The changing process of physicochemical properties of marine oil spills

在上述变化过程中，溢油会以漂浮在海面的油膜、溶解状态、乳化状态和凝聚态残余物4种形式存在。许多油类易吸收水而形成油包水乳化液，这种乳状液通常很黏，不容易消散。特别是沥青质含量大于0.5%的油，易形成稳定的乳状液。高黏度油，如重质原油和重燃料油，容易在水面形成不易分散的厚油层，可在水面存留数周。另外，海面波浪运动与流速的剪切会使油的乳化微粒进入水中，引起乳化溢油的垂向混合。由于乳化油滴的实际密度随着溢油的风化过程而变化，经过垂向混合后产生的乳化油滴的运动轨迹可能继续向下沉降，也可能向海面上浮，这取决于乳化油滴和海水之间的密度差。

上述过程会严重污染海水水质，如果被溢油污染的海水通过取水口进入发电冷却装置，会污染冷却水管，降低传热效率，影响发电装置的正常运行。因此，应利用溢油模型计算溢油扩散扩展、漂移和风化的相关参数，最终确定能否影响取排水或产生其他影响。

3 结论

海上油田井喷是一种高风险事故，也是油气田开发过程中最主要的特征风险之一，一旦失控会引发严重后果。从井喷事故和核电厂选址外部事件的对应关系上看，海洋油气开发的井喷事故有可能引发危险气云、燃烧、爆炸和危险液体泄漏等一系列核电厂选址外部事件，因此，开展海上油田核能利用时，在选址阶段必须将其作为重要的风险进行分析和评估。评估中，应特别关注井喷引发的喷射燃烧和溢油燃烧、井喷形成的爆燃蒸气云的飘移和爆炸、井喷溢油引发的海水污染以及井喷引发的有毒危险气云。由于燃烧的溢油会形成移动火源，评估中还应对井喷引发的溢油燃烧以及形成移动火源的可能性进行分析。本文提出安全风险分析技术方案，为开展海上油田井喷事故对周边浮动核电站的安全风险分析评估提供了参考。