天然气海管半定量风险评价方法研究与应用

景 红，陈 磊，耿 耿，翟明增

（中国石油化工股份有限公司 上海海洋油气分公司 石油工程技术研究院，上海 200120）

东海天然气海底管道距离长，途径水道、航道、渔业区，容易遭受抛锚、拖网、坠物（航运集装箱、船舶施工重物）等第三方破坏。同时，受自然环境影响，管道还可能发生悬空、移位，存在疲劳断裂的风险[1]。而管道一旦发生失效，不仅影响油气田安全生产和下游用户正常用气，还会对海洋生态环境造成一定的影响。

风险评价可以识别出管道风险因素，通过定性法、半定量法或定量法判断管道风险高低，提出相应的风险管控措施，实现海底管道风险分级管理，节约检维修资源，保证管道安全运行。

1 海底管道风险评价现状

上世纪70年代，国外油气管道公司提出了风险管理的概念。1985年，美国Battelle Columbus的《风险调查指南》，首次将评分法应用在了管道风险分析中[2]。1992年，肯特的《管道风险管理手册》，详细介绍了管道风险评估模型和评价方法，并提出了肯特打分法[3]。1995年，加拿大NeoCorr公司开发了一款管道风险评价软件，并为加拿大多家大型石油公司和管道输送公司的油气集输及长输管道提供了风险评价服务[4]。21世纪初期，美国运输部管道安全办公室开发了基于全球地理信息系统（GIS）的全美管道绘图系统，成功应用于在役设施管理、寿命周期检测、风险分析、应对突发事件、确保协调管理、改进运营效率等方面。英国Advantica公司对输气管道风险因素进行了概率分析，对管道失效后果进行了量化描述，建立了输气管道定量风险评价技术[5]。

我国于上世纪90年代中期开始油气管道风险评价技术的研究。1995年，潘家华教授首先将 《管道风险管理手册》引入国内[6]。2009年，中石油管道公司发布了《管道完整性管理规范》，进一步推动了我国油气管道风险评价研究工作。

风险评价方法有很多，可概括分为定性法、半定量法和定量法。定性法需要高度依赖评价人员经验；定量法需要大量实际运行数据、管道失效概率和失效后果统计数据；而半定量法则结合了定性法和定量法的特点，是国内外油气管道公司及风险评价软件公司主要采用的风险评价方法。经过几十年发展，国外管道风险评价技术已经从定性法过渡到半定量法、定量法。而我国管道风险评价技术研究起步较晚，目前基本上处于半定量分析水平。主要原因是我国缺乏可信的管道信息数据库，不能收集到大量的管道失效样本，影响了管道失效概率、失效后果模型的建立，进而影响定量风险分析的可靠性。随着科技的发展和数据库的完善，定量法将是我国管道风险评价的发展趋势。

在此次天然气海管风险评价方法研究和实践过程中，为减少人为主观因素的过多干扰，以及对繁多基础数据和管道失效数据的过度依赖，风险评价技术手段采用的是半定量法。

2 半定量风险评价方法研究

2.1 风险因素识别

对于陆地管道，其主要风险因素主要包括第三方破坏、腐蚀、设计和误操作等四类。由于海底管道在环境条件、设计理念、运营管理等方面与陆地管道存在着一些差异，主要体现在自然环境方面，如台风、潮汐、波浪、海床稳定性等，因此海底管道风险因素除了包括陆地管道的四类主要风险因素，还包括自然环境这一项。

英国PARLOC数据库按照失效类型对该数据库中的海管失效事故进行了统计，发现第三方破坏和腐蚀是导致海底管线失效的主要原因[7]。

美国国家石油委员会（MMS）对墨西哥湾1967～1987年间的海底管道失效原因进行了统计，发现腐蚀和第三方破坏是引起海底管道失效的主要原因，分别占总失效事件的50%和20%[8]。

欧洲输气管道事故数据组织（EGIG）记录了1970～2010年间管道失效事件，从第三方破坏、腐蚀、自然环境、机械损伤以及误操作因素等五个方面对海底管道失效原因作了统计，发现第三方破坏、腐蚀和自然环境是海底管道失效的主要原因[9]。

王红红[10]等从腐蚀、第三方破坏、自然与地质灾害和工程质量等四个方面，对中国海油在中国海域铺设的315条海底管道在1986～2016年间发生的事故及其原因进行了统计。就天然气海管而言，其主要事故原因是第三方破坏，其次是腐蚀。

2.2 半定量风险评价指标体系建立

肯特打分法是目前油气管道行业应用最为成熟的半定量风险评价方法。在肯特打分法中，管道相对风险值等于风险指数和乘以泄露影响指数，相对风险值得分越高，表示管道失效风险概率和失效后果越大。其中，风险指数和的大小表征的是管道发生失效可能性的高低，需要构建失效可能性评价指标体系；泄漏影响指数的大小表征的是管道失效后对环境、人员、经济造成损失的严重程度，需要构建失效后果评价指标体系。

借鉴肯特打分法基本原理，东海天然气海道风险评价指标体系见图1。

图1 海底管道风险评价指标体系Fig.1 The index system of risk assessment for submarine pipelines

（1）失效可能性评价指标

在失效可能性评价指标体系中，共设置了5个大类、67个细项。其中，大类包括第三方破坏、腐蚀、设计、误操作和自然环境等5个指标，每个大项分别为100分。根据5个评价指标对管道失效影响重要度进行评价，对它们分别赋予不同的权重，通过加权求和得到风险指数和，风险指数和满分为100分。风险指数和分值越高，代表管道失效可能性越高。

某一管段失效的风险指数和计算公式如下：

式中：POFsegment为某管段的风险指数和得分；为第k类风险因素第i个评价细项的得分，其中k=1～5，n为第k类风险因素评价细项的个数；fk为第k类风险因素的权重。根据国内外海底管道事故统计数据，fk的取值见表1。

表1 fk取值Table 1 The value of fk

（ 2）失效后果评价指标

在失效后果评价指标体系中，管道失效后果的严重性用泄漏影响指数的大小来描述。泄漏影响指数为产品危害与输送介质扩散系数之比。其中，产品危害考虑了输送介质的短期急剧性，如输送介质的燃烧性、反应性、有毒性等，同时还考虑了输送介质长期慢性危害；扩散系数考虑了海底管道10 min泄漏量和海域重要程度。

失效后果评价打分表具体见表2，某一管段的泄漏影响指数计算公式如下：

表2 基于肯特打分法的海底管道失效后果评价指标Table 2 The evaluation indexes of submarine pipeline failure consequences based on Kent scoring method

式中：COFsegment为某管段的泄漏影响指数得分；Ci为产品危害评价指标，其中i=1～4；C5、C6分别扩散系数指标中的泄漏分数、海域重要程度。

（ 3）相对风险值计算

根据某管段失效可能性评价指标和失效后果评价指标，其相对风险值大小的计算公式如下：

式中：Rsegment为某管段相对风险值。

由于POFsegment的得分在0～1 00之间，COFsegment的得分在0.25～32之间，因此Rsegment的得分在0～3200之间，并且分值越大代表管道相对风险越大。

（ 4）风险等级确定

将POFsegment按照0～20、20～40、40～60、60～80和80～100分成五档，分别代表某管段失效可能性极低、较低、一般、较高和极高；将COFsegment按照0～2、2～4、4～8、8～16和16～32分成五档，分别代表某管段失效后果轻微、较轻、一般、较重和严重。因此，将Rsegment也分成五档，划分分值为0～40、40～160、160～480、480～1 280和1 280～3 200，分别代表管道相对风险极小、较小、中等、较高、极高。

3 应用

3.1 管道概况

东海TWT-CEP至宁波终端天然气海底管道位于浙江省宁波市春晓镇以东海域，全长约345 km，路由水深0～103 m，于2005年建成投产。该管道的基础参数见表3。

表3 TWT-CEP至宁波终端海底管道基础数据Table 3 The basic data of the submarine pipeline from TWTCEP to Ningbo terminal

3.2 相对风险值计算

根据2.2节中的半定量评价方法，以1 km为单位，对TWT-CEP至宁波终端天然气海底管道开展了半定量风险评价。风险评价结果见图2。

3.3 风险分析

由图2可知，TWT-CEP至宁波终端海底管道近平台段和中间段相对风险值得分在60分左右 （除平台附近KP0～KP1管段相对风险值得分为165.2分）。近岸段KP250～KP346相对风险值较大，最高得分为177.8分，分别位于KP282、KP334～KP336，次高得分为177.2分，分别位于KP256～KP258管段。整条管道没有发现风险等级处于较高或极高的管段。该管道整体风险水平较小；其中KP0～KP1、KP256～KP260、KP282～KP287、KP328～ KP329、KP334～ KP336的相对风险值超过160，相对风险等级为中等。

图2 TWT-CEP至宁波终端海底管道半定量风险评价结果Fig.2 The semi-quantitative risk assessment results of the submarine pipeline from TWT-CEP to Ningbo terminal

相对风险值中等的管段集中在KP250～KP346的近岸段。这主要是因为近岸段管道渔业、航运相对繁忙，管道受到锚击、坠物等第三方破坏的可能性更大，管道一旦发生泄漏对渔业、航运、岸上居民的影响也更大，因此相对风险值较高。

该管道五类风险因素的单项平均得分见图3。从图中可以看出，腐蚀和自然环境是最容易引发TWT-CEP至宁波终端海底管道失效的原因，其次是第三方破坏，再次是设计，暂未发现误操作的可能性。这主要是因为TWT-CEP至宁波终端海底管道投产至今未进行过清管作业，管道内腐蚀情况不明，涉及管道内腐蚀的细项打分相对保守，所以腐蚀因素得分较大；此外，该海管位于东海海域，部分管段或常年受到洋流冲刷，或受到夏季台风扰袭，这些自然因素引起了管道悬空，使得管道发生断裂的可能性大大提高；管道误操作是基于收集的规章制度，从管道安全运行的角度出发，暂未考虑因误操作带来的管道安全事故。

图3 五类因素单项平均得分统计Fig.3 The average scores of five risk factors

3.4 风险管控措施建议

根据海底管段风险等级的不同，对TWT-CEP至宁波终端天然气海底管道提出了相应的风险管控措施。建议KP250～KP346近岸段每年开展海管路由调查，并且重点关注KP256～KP260、KP282～KP287、KP328～KP329、KP334～ KP336管段的路由调查结果；同时，应加密相对风险等级为 “中等”的管段守护船巡逻频次。而其余风险等级为“较小”的管段可2～3年定期开展海底管段路由调查。

4 结论

基于肯特打分法基本原理，构建了适用于天然气海管的半定量风险评价体系。其中，表征管道失效可能性的指标：风险指数和，包含第三方破坏、腐蚀、设计、误操作和自然环境等五个方面；表征管道失效后果的指标：泄漏影响指数，包含输送介质危害性和扩散性两个方面；二者乘积即为管道相对风险大小。该评价方法逻辑清晰，打分细则详尽，操作性强。应用该半定量风险评价方法，对东海TWT-CEP至宁波终端天然气海底管道进行了风险评价，筛选出了该海管风险相对较高的管段，并根据管道相对风险大小提出针对性的风险管控措施与建议，可推动该海管实现风险分级管理。