穿越航道海底输气管线风险评估方法

蔡丽丽，张 晓

（1．中海油能源发展股份有限公司健康安全环保部，北京100010；2．中海石油（中国）有限公司天津分公司工程建设部，天津300452）

穿越航道海底输气管线风险评估方法

蔡丽丽1，张 晓2

（1．中海油能源发展股份有限公司健康安全环保部，北京100010；2．中海石油（中国）有限公司天津分公司工程建设部，天津300452）

由于缺陷、腐蚀、外力损伤等原因造成海底油气集输管道运行事故，经济损失巨大。结合工程实例，对穿跨越航道的海底输气管线在运行期间风险进行分析，重点分析此类工程存在的危险因素，并基于管线日常维护管理与实际安全生产作业要求，提出相关安全风险控制措施。

海底管道；事故；风险分析；安全措施

为满足不断增长的能源需求，许多国家特别是一些发达国家都已经将油气资源的开发重点投向海洋。我国近海石油勘探开发起步较晚，但发展迅速，目前在渤海、东海、南海已建成多个大型海上油田，已铺设约5 000km海底管道。海底管道的平稳运行决定了油田能否保持平稳生产，在环境保护呼声日益提高的今天，海底管道安全运行又有了更深层次的意义和要求。

近些年，很多地方相继建设了大量的近海工程，例如码头、航道等。这些海洋工程建设与已建设的海底管道在某些区域发生了矛盾，需要实施穿跨越保护工程。

本文结合某海底管道穿跨越航道工程实例，对穿跨越航道的海底输气管线运行期间风险进行分析，重点分析此类工程存在的危险因素。在此基础上，基于管线日常维护管理与实际安全生产作业要求，提出相关安全风险控制措施。期望能对今后类似情况的海岸工程建设提供有益的经验和借鉴，为保障海底管道完整性寻求主动安全的方案。

1 管线运行风险概述

1．1 管线事故统计

海底油气输送管道由于受到技术、经济条件的制约，以及设计、施工水平、材料缺陷和多年运行的损伤等原因，加上第三方破坏引发的泄漏事故呈上升趋势，管道安全存在许多隐患。输气管道破裂均会着火，多数发生爆炸，若扑救不及时就会引发次生灾害，损失巨大。据美国天然气协会（AGA）的统计，1986～2003年，各类油气管道的事故约为373．2次／年，死亡人数20．9人，受伤人数97．1人，财产损失＄7776．4万元。

1．2 管道事故原因

依据英国健康安全委员会PARLOC 96海洋管线事故数据库和美国天然气协会（AGA）的统计，以及中国油气管道事故统计，造成油气管道事故的原因有6个方面。

1） 材料缺陷 材料瑕疵和焊接瑕疵等都会导致设备故障。主要有焊接口开裂、焊接材料及施工方法存在问题、材质的脆性破坏（温差）、温度变化引起的涨缩、焊接的热处理问题等。通过严控材料采购、焊接及检验可以杜绝这类缺陷发生。

2） 结构缺陷 输油／气管道设计所采用的型材以及连接设计需要严格依据规范进行，尤其对于管道钢制阀门使用和选择、法兰使用、垫片使用、埋设设计、挠性设计补偿、热膨胀补偿等，以保证管线设计本质安全［1］。

3） 施工缺陷 海上管道工程施工方法相比于陆上管道成熟的建造和铺设工艺方法有所不同，水流会影响管道施工时的安全和管道投产后的稳定性。当海底管道需要悬空时，其悬空跨度超过允许范围就可能导致管线损坏。适当的掩埋有助于防止管道下方泥沙的流失和悬空，全面定期的检查、处理和保养可杜绝这类故障的发生。

4） 腐蚀 管道腐蚀有外腐蚀和内腐蚀2种情况，是管道失效的主要事故模式之一。管道外腐蚀是在外防腐层破损或剥离、阴极保护不完整或被屏蔽情况下发生的。防腐层失效主要是由土壤环境对涂层的化学或物理破坏、运行条件造成涂层老化、阴极保护副作用造成涂层剥离、施工质量差和补口不合格、外力破坏防腐层等因素造成。诱发内腐蚀的原因主要是原油中含有H2S、CO2、水、细菌等腐蚀性物质，可以采用在管道内涂敷防腐层、添加缓蚀剂等方法防止或减缓内腐蚀。

5） 外力损伤

①抛锚 抛锚是海底管道事故的重要原因，对海管的危害主要决定于锚的尺寸、海床状况、管线掩埋或保护状况。此类危害分为：水泥保护层的破坏、凹痕、刺破和撕裂等几种情况。

②拖锚 拖锚就是在船舶抛锚之后，锚在水底还要拖动一段距离。对于拖锚路径上的海底管道，外壁可能会受到破坏，局部会被扣住并且凹进或者由于弯曲而内部超压（当锚的力量足够使管线发生侧向移动时）。被拖的锚也可能先勾在管道上，当收锚时造成管线破坏。

③锚链磨损 锚链对海底管道的磨损主要是锚链或者电缆对管线的刮擦或锯切运动。锚链的磨损主要来自管线附近海域的守护船或维修船。

④沉船 沉船的原因主要是恶劣的天气、外部撞击、由于失去动力或迷失方向而搁浅、结构缺陷和意外的火灾爆炸。沉船对海底管道造成影响的可能性取决于海管附近过往船只的密度。

⑤落物 从过往船只或者附近作业船只掉下的落物也会造成海底管道的破损。例如，对海底电缆的维护、建设新的海底管道、修建新的海港的有关船只都会有落物的可能，而且落物的种类主要是建筑管材、各种容器以及建设／维护设备［2］。

6） 其他因素 电缆／管线交叉。规划的管道路线如果与已有的通讯电缆有交叉点，必须对此管线进行相应的保护。海底管道与管线的交叉点也需要相似的处理。此外，施工人员和海事交通风险、人为破坏、管道辅助设施本身故障（如海管立管卡子失效）等也能够导致油气管线失效。

2 风险评估原则和方法

根据海底管道的路由和工艺特点，对输气海底管道的危险、有害因素分析可分为5个方面：管线运输物料危险有害因素；工艺危险有害因素；航道、船舶危险因素；自然环境灾害因素；人为及社会环境影响因素［3－4］。

风险评估程序如图1。

图1 海底管道风险评估程序步骤

1） 收集相关评估资料并进行研究。

2） 针对确定的管线路由进行现场调研。

3） 划分评估单元，选择评估方法，开展危险识别工作。

4） 对各单元风险进行定性、定量评估。

5） 对海底管道管理现状进行有效性分析。

6） 得出最终安全评估结论，并提出相关措施与建议。

3 案例

某气田登陆海底管道于1991年完工投运，该管线与周边某港口航道交叉，交叉位置水深11．3m。2006年，该港口计划扩容升级，拟建25万t级进港航道，设计长度为51．4km，底宽260m，平均水深20．8m。为适应新建航道及扩容后疏浚的要求，需要对交叉处管道重新铺设，埋深满足航道通航及疏浚要求。2006－09，该段管线完成了1．6km的重新铺管。由于该段管线施工改造完之后，与原始设计存在一定的差异，为了充分辨识该段管线潜在的安全风险，支持管线安全生产运行管理，开展了安全评估工作。

3．1 评估过程

1） 根据该段海底管道更换设计资料、施工方案、作业记录等资料，充分辨识了该段管线存在的危险因素。

2） 对管线凹处积液、管线冲击疲劳、段塞流潜在风险、施工质量缺陷影响、管线热膨冷缩屈曲影响等重大问题进行专项安全分析。

3） 结合该工程的其他研究成果对管材的寿命及管线牺牲阳极的寿命进行了分析。

4） 在以上风险评估工作的基础上，基于管线日常维护管理与实际安全生产作业要求和公司HSE管理体系，提出相关安全风险控制措施与建议。

3．2 评估单元划分及原则

结合该油田登陆海底管道的实际特点，在危险、有害因素分析的基础上，系统地划分评估单元，对本段海底管道潜在的重大危险性进行评估，以分析管道设计是否能够将这些危险性控制在合理范围之内。评估单元的划分遵循以下原则：

1） 根据海底管道的主要危险源和诱因划分评估单元。

2） 按照不同评估单元评估的特点选择相应的安全评估方法。

3） 重点围绕海底管道改线工程部分。

根据上面的单元划分原则，该油田登陆海底管道目前最大的危险源是管线发生天然气泄漏，在海面形成可燃性气体聚集，遇到足够大的能量释放而发生火灾、爆炸事故，从而造成人员伤亡。围绕这一主要危险源，基于事故发生诱因和后果2个方面划分评估单元。

1） 对事故发生诱因进行全面的分析和评估，围绕该油田登陆海底管道可能导致泄漏的各种诱因，利用预先危险性分析（PHA）确定不同诱因导致泄漏发生的可能性分级和事故后果的严重性分级。

2） 对于可能的海底管道泄漏进行火灾、爆炸事故后果影响模拟，确定海底管道泄漏的火灾、爆炸的影响范围。评估海底管道事故对于航道来往船只上人员的伤害程度。

3） 对该油田登陆海底管道的相关管理制度以及日常作业情况进行评估，判断能否适应改造后的海底管道生产要求。

4） 搜集国外同类设施的事故案例，对于导致事故的原因进行分析，对该油田登陆海底管道的管理提供参考。

3．3 评估结论

1） 管线积液 通过对该管线原设计与改造后工艺进行差异研究，评估海底管道积液、管线冲击、段塞流以及热胀冷缩屈曲产生的本质改变性影响。评估后认为：当输气压力下降后，管线内部可能出现积液，建议生产方预先制定处理管线积液的方案，以便及时应对。

2） 管线生产运行危险 认为该管线改造之后存在的固有危险因素及与原设计的差异：主要是改造施工质量隐患以及船舶通行影响。虽然港口通航原则为高潮位通航，原则上不会对海底管道产生严重影响，但建议生产方与港口及各类承包商船舶建立海管联合保护机制，建立持续、通畅的沟通机制，在航道、通行船级发生变更前，确保双方能够及时地评估航道变更对海管安全的影响，并采取相应的防范措施。

3） 海底管道泄漏 认为海底管道的最大危险事件就是管线泄漏事件，模拟计算软件分析结果也表明海底管道泄漏产生的天然气与空气混合后，极容易在海面形成大片爆炸蒸汽云，尤其对航道过往船只威胁很大。建议依据法规要求对海底管道尤其是改造部分的膨胀段进行定期局部海底探摸，观察是否出现移位或屈曲现象。

4） 管线泄漏管理措施 海底管道泄漏的持续时间决定了其对海面船只的威胁程度。通过计算分析后认为：发生泄漏后采取关闭两端关断阀的应急措施，要比通过两端火炬迅速排放海底管道物料所导致的泄漏时间长数倍。在发生泄漏的应急状态下，应利用上下游火炬进行海管天然气泄放，减少管道泄漏时间。

5） 管线日常管理 通过研究后认为，在管理体系中需要建立相关海底管道公告以及检查等工作的记录文件，并结合管道具体情况（航道跨越、阳极保护等）修改对海底管道监测作业的具体规定。

4 结语

通过对该海底管道的风险评估，使得运营方认识到改造作业后工艺差异应在合理的范围之内，整体风险程度满足安全可行原则，同时采纳了上述风险评估建议，进一步完善了HSE管理体系、安全应急计划预案及相关管理制度。该海底管道改造后至今已安全运行6a，目前管线各项检查指标和运行指标均满足设计规范和生产安全运行要求。

随着国家经济开发的深入，在各沿海城市经济快速发展的同时，相继面临土地资源紧张、土地整理成本巨大的困境，城市发展方向陆续转向海洋，纷纷出台新的海洋功能区划，相继建设大量的码头航道和人工岛等近海工程，原有的功能规划随着经济的发展不断调整，由此产生大量的用海矛盾。本文通过对某穿跨越航道海底输气管线进行风险分析，并提出相关安全风险控制措施与建议，希望能对今后类似海岸工程建设解决此类问题提供借鉴。

［1］ 韩 宇，栗国浩，袁李峰．Taper－Lok法兰在海底管线上的应用［J］．石油矿场机械，2008，37（6）：88－90．

［2］ 田 政，陈长风，杜文燕，等．海底管道完整性评估及修复技术［J］．石油工程建设，2005，31（3）：40－43．

［3］ 赵冬岩，余建星，王 琮，等．基于风险的海底管道安全评估方法研究［J］．海洋技术，2010，29（1）：56－59．

［4］ 张秀林，谢丽婉，陈国明．海底管道完整性管理技术［J］．石油矿场机械，2011，40（12）：10－15．

Risk Analysis of Submarine Pipeline Traversing Sea－route

CAI Li－li1，ZHANG Xiao2
（1．Operation Management Department，CNOOC Energy Technology ＆Services Limited，Beijing100010，China；2．Engineering Construction Department，China National Offshore Oil（China）Co．，Ltd．–Tianjin，Tianjin300452，China）

submarine pipeline；accident；risk analysis；safety measures

book=23,ebook=23

TE952

：A

1001－3482（2012）06－0054－04

2012－03－10

蔡丽丽（1958－），女，辽宁沈阳人，高级工程师，主要从事海洋石油工程设计、建造和工程项目管理，E－mail：caill＠cnooc．com．cn。

Abstract：Submarine pipeline is the lifeline of offshore gas ＆oil field．The pipeline’s safe operation is vital to gas ＆oil fields．The risk factors and its effect were analyzed，and some risk control measure and some suggestions were put forward．