西非海上天然氣管道泄漏風險評估及水下隔離閥設置必要性研究

胡忠前 王紅紅 李忠濤 張海娟 郝靜敏

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

1988年北海Piper Alpha平臺事故[1-3]和2005年印度BHN平臺事故中，分別由于火災造成立管應急關斷閥(ESDV)失效和碰撞導致立管失效，導致長距離海底管道中儲存烴類泄漏，為平臺火災提供了源源不斷的燃料，進一步導致事故的持續(xù)升級，從而造成了嚴重的人員傷亡和財產損失。Piper Alpha平臺事故后，水下隔離閥(SSIV)開始在歐洲北海廣泛使用[4]，用于立管和立管ESDV失效泄漏情況下海管的緊急隔離。SSIV并非法規(guī)強制性要求，根據(jù)Piper Alpha事故調查庫倫報告[5]的建議“針對海管和立管危險，安全報告中是否已采取足夠措施，包括是否有必要安裝SSIV”，作業(yè)者應評估為降低人員、資產和環(huán)境風險至最低合理可行，是否需要安裝SSIV。本文針對西非海上某天然氣外輸設施是否需要安裝SSIV，研究了立管泄漏風險分析方法，開展了立管泄漏場景識別、泄漏頻率計算和泄漏后果(包括擴散、火災和爆炸)分析，評估了有無安裝SSIV兩種工況下的資產損失和人員死亡風險，分析了SSIV的成本和收益，完成了外輸立管是否需要設置SSIV的評估。本文研究成果可以為今后類似海上項目提供借鑒。

1 工程項目簡介

表1 西非海上某天然氣外輸立管相關參數(shù)Table 1 Relevant parameters of a gas export riser in offshore West Africa

圖1 西非某海域天然氣外輸管道系統(tǒng)示意圖Fig .1 Schematic of a natural gas export pipeline in offshore West Africa

2 定量風險評估方法概述

確定FPSO天然氣外輸立管/海底管線是否需要安裝SSIV的方法步驟[6]如下：

1) 估算天然氣外輸立管和海底管道的儲存量，并確定操作條件和氣體組分；

2) 分別模擬有無SSIV情況下水上和水下泄漏，包括泄漏速率隨時間的變化和泄漏持續(xù)時間；

3) 估算上述泄漏場景的發(fā)生頻率；

4) 評估泄漏場景的潛在后果，如氣體擴散、火災和爆炸；

5) 評估識別出的火災爆炸場景的升級潛力；

6) 評估事故后果的影響，包括人員傷亡、財產損失和環(huán)境污染；

7) 評估安裝SSIV對降低風險的影響；

8) 和企業(yè)標準對比，并分析安裝SSIV的成本。

3 立管泄漏場景識別

該天然氣外輸立管內徑為381.0 mm，此次分析中考慮了4種尺寸的泄漏，分別是小尺寸泄漏(10 mm等效孔徑)、中尺寸泄漏(50 mm等效孔徑)、大尺寸泄漏(150 mm等效孔徑)和全尺寸泄漏(381 mm等效孔徑)。

立管泄漏可能發(fā)生在水上或水下，其中水上泄漏假設發(fā)生在立管靠近ESDV的位置，水下泄漏發(fā)生在從水平面到SSIV。由于氣體泄漏的影響隨著水深的變化而變化，因此模擬了5種不同深度立管失效，分別是50、100、200、500和1 320 m，泄漏點到FPSO的水平距離分別約為15、30、65、220和950 m。

外輸立管和海底管道的烴類儲存量計算如下：沒有安裝SSIV時，立管和海底管道中總氣體質量為3 728 t；安裝SSIV時，立管中總氣體質量為44.74 t。

4 立管泄漏頻率計算

立管失效頻率計算基于歷史數(shù)據(jù)，未考慮落物或船舶碰撞的可能影響。失效數(shù)據(jù)來源包括PARLOC 96剛性立管與海底管道泄漏頻率[7]和UK HSE海上烴類泄漏統(tǒng)計[8]。

PARLOC數(shù)據(jù)來源于北海，不包含SCR立管的失效率數(shù)據(jù)。本文采用傳統(tǒng)的剛性立管和海底管道的失效率數(shù)據(jù)(表2)。

表2 西非海上某天然氣外輸立管泄漏頻率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

該天然氣外輸立管泄漏速率計算采用后果模擬軟件CIRRUS中的氣體管道模型，計算結果見表3。

由表3可以看出：沒有安裝SSIV時，小尺寸和中尺寸水上泄漏速率下降相對較慢，但對于大尺寸和全尺寸泄漏，60 min后的泄漏速率分別降低到起始值的約25%和10%。500 m以淺深度的泄漏速率和水面的泄漏速率類似；大于此深度時，由于泄漏孔處背壓較高的影響導致泄漏速率下降。在安裝SSIV的情況下，泄漏速率下降更快，對于小尺寸泄漏，60 min后泄漏速率約下降三分之一；對于大尺寸泄漏，5 min內降低到起始速率的1%以下，10 min內泄漏完。

5.2 擴散

5.2.1海面泄漏

通過海面以上該天然氣外輸立管泄漏模擬，以確定爆炸下限(LFL)和下限50%(50%LFL)，泄漏速率取自5min后的數(shù)值。模擬了3種泄漏場景：水平噴射、垂直噴射和侵入噴射；2種風速：5 m/s和10 m/s；大氣穩(wěn)定度為D，溫度25 ℃。計算結果見表4，可以看出：

表3 西非海上某天然氣管道泄漏速率隨時間變化Table 3 Release rate variation as time of a gas pipeline in offshore West Africa

1) 水平噴射。大尺寸泄漏和全尺寸泄漏可以導致泄漏點下風向大約120 m內天然氣濃度達到LFL，達到50%LFL的距離大約是這個數(shù)值的2倍；中尺寸泄漏的距離達到60 m。風速不會顯著影響擴散距離。

2) 垂直噴射。對于5 m/s風速，大尺寸泄漏和全尺寸泄漏導致的LFL濃度達到泄漏點以上69 m，并延伸到下風向15 m。50%LFL氣云稍高，水平距離擴大到2倍。對于10 m/s風速，云團高度降低1/3，下風向距離稍微增加。

3) 侵入噴射。模擬成水平方向上低沖量泄漏，大尺寸泄漏和全尺寸泄漏可以在下風向125 m內，泄漏點以上41 m造成濃度達到LFL的氣云，50%LFL的距離大約高出50%。

5.2.2海面以下泄漏

天然氣水下泄漏導致錐形氣泡云團從水中上升到海平面。本文采用以下準則[9]：水深小于500 m，水面氣云直徑的確定使用“20%規(guī)則”；水深超過500 m，由于低溫高壓下水合物的形成，導致泄漏的天然氣不會擴散到水面。

當氣泡云團上浮到水面，在海流的影響下沿水平方向移動。很明顯，隨著泄漏點深度增加，水平方向上擴散的距離也增加。

水面下風向上的擴散距離使用CIRRUS模擬，泄漏孔尺寸使用“20%規(guī)則”， 50 m水深的泄漏模擬成10 m孔徑，擴散距離見表5。對于100 m和200 m水深，中尺寸和大尺寸泄漏引起的氣云擴散距離和淺水泄漏類似；而對于500 m水深，大尺寸泄漏和全尺寸泄漏擴散距離和淺水類似，但中尺寸和小尺寸泄漏不能用此種方法模擬。

5.3 爆炸

爆炸風險分析用于確定FPSO上部組塊爆炸可能產生的超壓，保守假設FPSO上部組塊滯塞/受限空間內可燃云團點燃后發(fā)生的爆炸將導致災難性資產損失。

5.4 火災

5.4.1水面泄漏

水面泄漏火災使用PHAST軟件模擬。由該天然氣管道水面泄漏時火焰長度計算結果(表6)可以看出，沒有安裝SSIV時，中尺寸和大尺寸泄漏的火焰長度足以到達船艏或船艉，而小尺寸泄漏的噴射火焰可以到達船體、附近立管和上部模塊。安裝SSIV后，泄漏時間縮短，尤其是大尺寸和全尺寸泄漏，而中尺寸和小尺寸泄漏時火焰作用于船體的時間仍然大于30 min。

表4 西非海上某天然氣管道海面泄漏擴散距離(單位：m)Table 4 Dispersion distance for surface release of a gas pipeline in offshore West Africa(unit:m)

表5 西非海上某天然氣管道水深50 m處泄漏擴散距離(單位：m)Table 5 Dispersion distance for release with water depth 50 m of a gas pipeline in offshore West Africa(unit:m)

表6 西非海上某天然氣管道水面泄漏時火焰長度隨時間變化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

由該天然氣管道在500 m以淺水深能夠支持海面火災的臨界泄漏速率和火焰長度模擬結果(表7)可以看出：沒有安裝SSIV時， 200 m水深以淺的中尺寸、大尺寸和全尺寸泄漏都可以支持60 min的火災；而對于安裝了SSIV的方案，僅小尺寸泄漏引起的火災可以持續(xù)60 min。

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

5.4.3事故升級規(guī)則

1) 船體和FPSO結構。噴射火直接作用于船體60 min后，將致FPSO結構完整性失效，事故升級。

2) 錨泊系統(tǒng)。噴射火直接作用于沒有被動防火措施的錨泊系統(tǒng)，將在30 min內導致錨泊系統(tǒng)失效。

3) 相鄰立管/管線。噴射火直接作用于立管/管線，將導致立管/管線在20 min內失效。

4) 生活樓/逃救生設施。生活樓采用PFP保護，可以保護除時長超過30 min侵入噴射火以外的所有火災。然而，由于天然氣立管相對于生活樓的位置，外輸立管噴射火不會直接作用到生活樓。

6 立管泄漏風險評估

6.1 無SSIV方案與安裝SSIV方案對比

表8、9匯總了未安裝和安裝SSIV對FPSO事故升級潛力的可能影響，表10、11為兩種方案風險評估結果。

表8 西非海上某天然氣管道升級可能性(無SSIV方案)Table 8 Escalation possibility of a gas pipeline in offshore West Africa(without SSIV)

表9 西非海上某天然氣管道升級可能性(有SSIV方案)Table 9 Escalation possibility of a gas pipeline in offshore West Africa(with SSIV)

表10 西非海上某天然氣管道泄漏風險評估結果 (無SSIV方案)Table 10 Leakage risk assessment results of a gas pipeline in offshore West Africa(without SSIV)

表11 西非海上某天然氣管道泄漏風險評估結果 (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，安裝SSIV的優(yōu)勢為：

1) 災難性資產損失的頻率降低1.47×10-4/a(57.4%)；

2) 災難性和重大資產損失聯(lián)合頻率下降1.38×10-4/a(53.3%)；

3) PLL降低7.09×10-4/a(57.6%)。

應注意的是，本文假設SSIV總是能在外輸立管開始泄漏5 min以內關閉，因此風險降低值是設置SSIV后所能達到的最大值。如果實際上SSIV的可靠性(需求失效概率)為0.05，那么上述風險降低值應減少5%。

6.2 結果分析

按照有關標準[10]，將該天然氣管道泄漏風險矩陣劃分成3個區(qū)域：1區(qū)，需要改進；2區(qū)，最低合理可行；3區(qū)，風險較小(圖2)。

由圖2可以看出，沒有安裝SSIV時，外輸立管失效的災難性資產損失風險位于2區(qū)，靠近1區(qū)邊界，重大資產損失風險位于3區(qū)；安裝SSIV后，外輸立管災難性資產損失風險有所降低，重大資產損失風險增加，但仍然在3區(qū)。

圖2 西非海上某天然氣管道泄漏風險矩陣[10]Fig .2 Leakage risk matrix of a gas pipeline in offshore West Africa[10]

進一步通過成本效益分析評估安裝SSIV的必要性?；A假設如下：油田生產壽命20 a，災難性資產損失成本7.5億歐元，重大資產損失成本0.15億歐元，人員死亡成本，750萬歐元，貼現(xiàn)率10%。經計算，安裝SSIV后總節(jié)省費用為115 440歐元，現(xiàn)值估計為98.3萬歐元；而安裝SSIV的成本估計為150萬歐元，大于節(jié)省的費用，因此認為安裝SSIV是不合適的。此外，應該注意的是安裝SSIV的好處主要是資產損失的減少，而不是PLL值的降低?？偟膩碚f，該天然氣外輸管線安裝SSIV在經濟上講是不劃算的，當然業(yè)主公司可能還會考慮其他因素作為是否安裝SSIV總體決策的依據(jù)，如公司的政策、分析方法固有的不確定性和所在國法規(guī)或保險方面的因素等。

7 結論

1) 針對西非海上某天然氣外輸設施是否需要安裝水下隔離閥(SSIV)，提出了通過定量風險分析方法評估立管泄漏風險，該方法包括泄漏場景識別、泄漏頻率計算和泄漏后果(包括擴散、火災和爆炸)分析、資產損失和人員死亡分析以及成本效益分析等步驟。

2) 應用本文方法評估后顯示，該天然氣外輸設施安裝SSIV后，災難性資產損失的頻率降低1.47×10-4/a(57.4%)，災難性和重大資產損失聯(lián)合頻率下降1.38×10-4/a(53.3%)，PLL值降低7.09×10-4/a(57.6%)。

3) 根據(jù)有關標準，該天然氣外輸立管無SSIV時泄漏風險都落在最低合理可行區(qū)；安裝SSIV的費用大約為150萬歐元，而收益現(xiàn)值僅為約100萬歐元。因此，該天然氣外輸設施在外輸立管上安裝SSIV是不劃算的。