在役水上软钢臂式系泊系统风险评价简述

杨光 张建勇 王宁 王浩

摘 要：近年来软刚臂式单点系泊系统事故屡有发生，因此，有必要对渤海软刚臂式系泊系统关键风险点进行识别，并对风险点进行相应管控。该文对我国渤海海域软钢臂式系泊系统进行了风险辨识与评价，并对其中若干关键风险点进行了相应的解析，为制定相应的RBI检验策略提供依据。

关键词：软钢臂式系泊系统 风险辨识 风险评价 RBI检验

中图分类号：U661.1 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）02（c）-0242-04

渤海目前共有6条FPSO处于服役状态，随着FPSO服役过程中不断改造、服役期不断延长或超期，以及服役环境的日益苛刻，但近年来软刚臂式单点系泊系统事故屡有发生，该文通过历次事故经验及对系泊系统的结构、水动力计算，对渤海软刚臂式系泊系统关键风险点进行识别，并对各风险进行风险评价，为制定相应RBI（Risk Based Inspection）检验策略提供依据。基本流程如图1所示。

1 软钢臂系泊系统风险评价

1.1 风险识别

软钢臂系泊系统风险辨识包括两个方面的风险辨识，即：已发生故障风险点识别与潜在风险点识别，对于已发生故障的风险点识别，可通过系泊系统和类似系泊设施的历史故障/事故记录中取得，结合对单点系泊系统整体的现状分析，研究对应的风险管控措施；对于潜在风险点识别，主要通过目前国内外类似单点系泊系统计算、研究成果、发表的论文及独立的有限元分析计算结果获得。（见图2）

通过对在役软钢臂系泊系统设计、建造、安装、维修、检验、评估等各类文件及现场反馈，可初步得出在役软钢臂系泊系统风险辨识结果。软钢臂系泊系统结构与设备设施的一般风险点及失效形式如表1所示：

1.2 风险评价

风险评价是对已识别的风险进行“后果和发生可能性”分析，风险分析是理解风险特性和确定风险大小的过程。FPSO的风险远远超过油轮及海上石油固定平台等其他海上设施。因此，要充分考虑各个方面的风险因素。以海洋石油102软钢臂系泊系统为例，该系泊系统设计时间较早，受当时技术条件限制，以及后续的改装、迁移工程，将不可避免地增大与其他单点系泊系统的风险程度。

为便于分析该系泊系统风险因素及等级，将单点系泊系统进一步划分为不同的层次和级别[1]，建立起良好的层级关系，有助于对单点系统组成的了解和分析。如，软钢臂系泊系统可进一步分为结构系统、机械系统、在线监测系统、电仪系统、火气系统、紧急关断系统。结构系统又可按构件进一步分为FPSO系泊钢架、系泊腿、YOKE、转盘、系泊导管架、软管托架、通道扶梯等。以YOKE为例，YOKE又可进一步拆分为压载舱、横撑、YOKE臂、鼻筒等子构件。

为对软钢臂系泊系统进行风险评价，可根据上节风险识别所列出的各类风险因素，对软钢臂系泊系统各子系统分别进行风险评价，同时，对关键位置可进行详细的有限元分析计算，进一步研究其失效作用机制，最终按照各子系统失效可能性与失效后果大小，进行风险排序。

综上，结合海洋石油102软钢臂系泊系统现状分析与有限元分析计算，总结水上软钢臂系泊系统结构风险分布如表2所示。

2 关键风险点解析

通过上述软钢臂系泊系统风险评价结果，可得海洋石油102软钢臂系泊系统关键风险汇总如下。

（1）环境风险：背向工况（引起YOKE-FPSO碰撞）/极端天气。

（2）结构风险：FPSO系泊钢架、系泊腿结构、YOKE、系泊导管架、软管托架等。

（3）系泊腿相关问题（疲劳、腐蚀、过度摇摆、沉降、润滑磨损等）。

2.1 环境风险

2.1.1背向工况风险

环境条件对系泊系统设计影响非常大，我国渤海海域软钢臂系泊系统设计过程中普遍考虑的工况有：生存工况、正常操作工况、外输工况、抗海冰工况、连接与解脱工况等[2]。但通过对生产运营阶段软钢臂系泊系统事故调查了解，海洋石油102 FPSO 2011年出现由于风浪流作用致使FPSO挤压YOKE导致YOKE压溃事故，海洋石油112出现背向工况下栈桥冲出破坏甲板结构情况。除上述案例外，当系泊系统受天气突变、涌浪等自然环境影响，FPSO姿态若未能及时调整产生的风向标效应延迟现象极有可能对系泊结构产生破坏。因此，应对考虑风浪流自FPSO船尾方向作用而使FPSO挤压系泊导管架的工况（背向工况）进行分析。（见图3，图4）

以海洋石油102FPSO为例进行系泊水动力计算。由于背向补充工况下，FPSO为不稳定的平衡状态，因此，时域模拟为FPSO正背向开始逐步调整至稳定期间的30 min时间内。分析结果表明：

（1）对各顺向工况下的计算结果表明，FPSO系泊钢架、YOKE等主要承受受水平系泊力作用的结构受压载荷均不同程度大于原始设计值。

（2）顺向工况下，单点系泊系统YOKE与FPSO船体结构的碰撞风险不可忽略，对该类风险应提出相应的风险管控措施。

（3）根据系泊计算结果，海况突变或涌浪状态下[3]，FPSO姿态调整过程通常需要15 min左右时间完成，因此，对实时海况的监控可最大限度提高事故预警时间并采取响应措施

（4）FPSO姿态调整过程中产生的YOKE与FPSO中轴角过大、YOKE/系泊腿横摆幅值过大等情况极有可能对系泊结构产生损伤。

2.1.2极端环境风险

极端环境是影响软钢臂系泊系统正常服役运营的最为主要的风险，2009年，海洋石油113水下软钢臂FPSO遭受颶风袭击致使系泊塔倒塌，软管与电缆被拉断，FPSO与水下软钢臂漂移15 km里。对于软钢臂系泊系统，遭遇极端环境下解脱作业难度极大且解脱时间较长（普遍为2～3d），一旦无法及时解脱即面临重大的系泊系统失效风险。

通过国家海洋局提供的渤海气象资料对比分析，以海洋石油112软钢臂系泊系统为例，发现，海洋石油112设计海况已经与目前实际海况出现较大的偏差，同时，风暴工况出现概率也远远大于设计预期，海洋石油112目前实际一个服役年中，100年设计海况实际出现总天数高达7天，远远超过实际水平。同时发现，由于目前多条软钢臂系泊系统已面临延期服役问题，原始设计环境数据已与目前实际环境出现了较大的出入，因此，目前我国在役软钢臂系泊系统面临的极端环境风险已经大大增加。

2.2 结构风险

软钢臂系泊系统结构风险主要指FPSO系泊钢架、系泊腿主体结构、YOKE、系泊导管架/系泊塔、软管托架等主要结构的强度、疲劳、腐蚀等结构相关风险。由于目前多处软钢臂系泊系统已接近设计服役年限，长期运营过程中存在的腐蚀壁厚减薄、循环应力造成的结构疲劳裂纹、事故撞击变形、固定件缺失等各方面因素更是加剧了结构风险的重要性。

对于在役软钢臂系泊系统结构风险辨识，应使用有限元方法，结合各结构实际情况进行具体分析。

2.3 系泊腿相关问题

根据系泊腿风险评价结果，系泊腿全局风险等级为高，是水上软钢臂系泊系统风险高发区域，需对该部位进行特别关注。系泊腿相关风险有以下几种。

（1）设计问题：通过对海洋石油102、友谊号FPSO等系泊系统的调查，发现由于设计原因，普遍存在万向节滑油加注不良导致的过度磨损问题。

（2）沉降问题：海洋石油102、友谊号FPSO均存在不同程度的沉降问题，原因为内部滚柱轴承压缩位移造成的过度磨损。

（3）疲劳问题：系泊腿由于轴力循环作用，结构易受疲劳破坏。

（4）结构腐蚀：由于目前普遍对系泊腿腐蚀问题重视程度不足，调查发现系泊腿结构腐蚀现象普遍存在。

（5）大幅度運动响应：通过分析现有监测数据，发现FPSO的艏摇运动是造成系泊腿大幅横摆的主要原因，FPSO的艏摇角度与系泊腿横摆角度呈现正相关的变化趋势，当FPSO艏摇角度越大时，系泊腿横摆偏离平衡位置的角度就越大，系泊结构发生破坏的可能性就越大。

3 结语

无论是资产完整性管理还是设施的全生命周期管理，单点的风险管控措施是保证单点系泊系统正常作业不可忽视的重要部分。本文仅简要阐述软钢臂系泊系统风险评价流程及部分关键风险点，以此作为软钢臂系泊系统基于风险的检验计划（RBI）的技术基础，便于现场人员对上述风险点认知与理解。

参考文献

[1] 中海石油（中国）有限公司.塔架式水上软钢臂系泊系统完整性管理解决方案[R].中国，2013.

[2] 中国海洋石油总公司.海洋石油工程设计指南第九册：海洋石油工程FPSO与单点系泊系统设计[M].北京：石油工业出版社，2007：358.

[3] 国际油气生产商协会（OGP），Guidline for managing risks associated with FPSOs[R].中国海洋石油总公司健康安全环保部.国际油气生产商协会2006：76.