海底管道的腐蚀风险评估.doc

1、海底管道的腐蚀风险评估摘要 我国具有丰富的海洋石油资源，在海洋油气的开发中，海洋管道的运行状况直接关系到海上油气田的安全。腐蚀失效是海洋管道最主要的失效形式之一，因此，分析管道腐蚀风险，建立合理的海洋管道防腐系统以保证管道的正常工作对我国海洋石油开发有着重要的意义。 同时对规范法和故障树法的优缺点进行了对比，对腐蚀失效后果进行了简单的分析。 关键词：海洋管道；故障树；数据库；规范法；腐蚀 中图分类号：F470.22 文献标识码：A 1、研究背景和意义 海洋管道在设计的使用期限内，由于受其设计、制造工艺、施工和服役环境的影响，不可避免地存在损伤和损坏。在管道运行过程中，如果不能及时发现这些潜在危

2、险，就可能导致管道失效，引起油气泄漏，甚至发生管道事故。多项统计结果表明，腐蚀造成海洋管道失效的主要原因之一，所以研究海洋管道的腐蚀风险意义重大，也是未来中国石油进军海上主要的研究课题之一。 本文主要运用故障树法，应用故障树的好处在于用此方法对海洋管道腐蚀评估既可以定量分析又可以定性分析。故障树的定量分析，是在已知基本事件发生概率的前提条件下，定量地计算出在一定时间内发生事故的可能性大小；定性分析是根据结果推算出发生事故的原因，然后在把故障树转化成成功树。这种方法主要运用了数学概率论的知识，对管道的腐蚀风险评估简单实用，得出的结论也简洁明了。 2、故障树简介 故障树分析法简称(FTA-Faul

3、t Tree Analysis)，是一种图形演绎法。它以系统事故为故障树的顶事件，用规定的逻辑符号自上而下分析导致顶部事件发生的所有可能因素直至找出事故的基本原因，即故障树的基本事件为止。 由于该方法具有简明、灵活、直观等优点，已被应用到管道的可靠性分析中来。用该方法对油气管道进行危害识别，能够找出可能导致事故发生的初始因素，通过对各因素间的逻辑关系的描述，发现和查明系统内各种固有的或潜在的危险因素，找出系统的薄弱环节，从而为事故原因的分析和制定预防措施提供依据。 2.1 故障树分析标准符号 故障树分析法是一种图形演绎法，因此需要用到一些表示逻辑关系的专门符号、时间符号以及基本术语。一般采用布

4、尔代数符号表示逻辑门的类型。 下面介绍一下有关的符号和术语。 顶事件：通常为系统最不希望出现的事故（如破裂和穿孔） ，位于故障树的顶端，可形象理解为“树根” 。 中间事件：又称故障事件，它位于顶事件和底事件之间，并紧跟一个逻辑门，可形象理解为“树枝” 。 底事件：位于树的底部，可以形象理解为“树叶” 。 故障树分析图中的标准符号详见表 2.1。 表 2.1 故障树分析标准符号 2.2 海洋管道故障树的建立 根据故障树顶端事件的概念，即系统最不愿出现的灾害性事故，可选择“管道泄露”为海洋管道故障树的顶端事件。顶端事件是故障树分析的起点和主体。确定顶端事件应针对分析对象的特点，抓住主要的危险(事故

5、状态)，按照一种事故编制一个树的原则进行具体分析。 根据此原则，以“管道泄露”作为顶端事件进行分析，可以找到引起管道泄露最直接的原因就是管道破裂和穿孔。这两个原因中任何一个出现均会导致管线失效。然后再以这两个原因为次顶事件，采用类似方法继续深入分析，直到找到代表各种故障事件的基本事件为止。本文主要以我国渤海的油气管道为依据进行研究分析，图 2.1 为渤海油气管线的故障树示意图，表 2.2 为该故障树对应的基本事件列表，该故障树共考虑 74 个基本事件。 表 2.2 渤海海洋管道故障树基本事件表 图 2-1 渤海海洋管道的故障树 图 2-1 渤海海洋管道的故障树（续） 2.3 海洋管道故障树定性

6、分析 2.3.1 基本认识 编制故障树的根本目的是找出造成管道失效的一切潜在因素和管道失效过程，以便分析找出管道失效的主要原因，提高计算管道失效概率的效率和准确性。通过编制故障树，可以得出如下基本认识。 (1) 从故障树结构上看，从顶端事件向下有许多层次，层次距离顶端事件越近，则在那一层上的事件只要一发生，就可能导致事故的发生，其危险性越大；而距离顶端事件越远的层次，其危险性相对较小。 (2) 由于“与门”下面所连接的事件必须同时发生才能有输出，因此能起到控制的作用。而“或门”下面所连接的任何事件只要一发生，都能有输出，因此， “或门”只是一个通道，下面所连接的事件只要一个发生，上一层的事件就

7、会发生，不能起到控制作用，危险性大。事故树中“或门”越多，危险性就越大。 (3) 从故障树的结构还可以看出，中间事件虽然距顶端事件近，但其本身并不是独立的因素，而是受到若干原因事件的影响，所以要控制和防止顶端事件的发生，应从基本事件着手采取措施。 (4) 顶端事件以“或门”和几个中间事件相连时，任何一个中间事件发生，顶端事迹都会发生，因此要特别注意频率高的中间事件。 外腐蚀主要影响因素包括海水腐蚀、土壤腐蚀、生物腐蚀、阴极保护设备故障、管材防腐性能低和外部水泥防护层和绝缘防腐层的破损等。内腐蚀主要由管道传送物质中的酸性介质引起。这些酸性介质主要是 CO2和 H2S 溶于水产生。 下面我们用专家

8、评分法来解决有关腐蚀失效的概率，这个方法是有六名经验的专家一起得出的结论，经过分析得出的腐蚀的失效概率如下表 2.4。 表 2.4 不同风险源引起的失效概率 通过表 2.4 可知，在所有的导致失效的风险源中，腐蚀是最主要的风险源，占到了 50.8%。在腐蚀中内腐蚀又是主要的腐蚀失效形势，占到了腐蚀失效的 87.7%，外腐蚀只占到了腐蚀失效的 12.3%。使用专家评分法简单明了，得出的结论也很清晰。 3、海洋管道的腐蚀失效概率的数据库分析 3.1 英国 PARLOC 数据库的数据来源 英国 PARLOC 数据库汇编了来自英国海外运营商协会（UKOOA） ，石油学会（IP）与英国卫生和安全行政部（

9、HSE）的关于北海海洋管道泄露的数据，并取代了过去老的版本，与 2001 年出版了新的版本。该数据库包含了两个数据库：管道数据库和事件数据库13。 所谓事件数据库，就是由被报告的或已记录的，某一区域内所有不同类型和用途的管道事件信息的总和。 英国 PARLOC 2001 中包含的管道相关事件如图 3-1 所示。 图 3-1 英国 PARLOC 事件数据库构成 3.2 基于英国北海 PARLOC 数据库的渤海海洋管道腐蚀事件数据库 在统计管道运行阶段的事故中，70 件是由于管道腐蚀失效造成的。这些管道事故发生在管道的不同分段区间，具体的统计结果见表 3.1 和表 3.2 表 3.1 渤海钢质管道

10、运行期间的腐蚀事故统计结果 表 3.2 渤海钢质管道和柔性管道运行期间的事故因素统计结果 表 3.1 和表 3.2 中管道的分段区域定义(见图 3-2)如下。 立管区：管道自平台上的第一个阀门（或智能猪载入口）开始，到管道接触海底部分为止。 安全区：平台 500 米范围内海洋管道部分。 中段：平台 500 米以外部分。 上岸区：海岸部分。 陆上部分：截止于管道上岸部分的第一个阀门。 图 3-2 管道分段示意图 图 3-3 渤海海底刚性管道的主要失效原因 图 3-4 渤海海底刚性管道失效管段区间 图 3-5 渤海钢制海管不同区段各原因造成的管段失效百分比 图 3-6 渤海柔性海管不同区段各原因造

11、成的管段失效百分比 下面以渤南的 BZ29-4WHPA 到 BZ28-2S BOP 这根管道为例进行计算，这根管道的基本参数见表 3.6。 表 3.6 BZ29-4WHPA 到 BZ28-2S BOP 管道基本参数 由于此根管道的的作业区在渤南，起点是 29-4WHPA，终点是 28-2S BOP，这是一根完整的从平台井口出发到达防喷阀门的海洋管道，所以其可以按照图 3.2 进行分区处理。具体分区如下： 立管区：管道自平台上的第一个阀门（或智能猪载入口）开始，到管道接触海底部分为止。 安全区：平台 500 米范围内海洋管道部分。 中段：平台 500 米以外部分，大概有 1000 米左右。 上岸

12、区：海岸部分；陆上部分：截止于管道上岸部分的第一个阀门。根据表 3.7 可知，管道的腐蚀主要发生在立管区、上岸区、管道中段，其中管道中段发生腐蚀事故最多，下面以管道中段的腐蚀为例说明数据库法腐蚀失效概率计算过程： 表 3.7 我国渤海油田钢质管道和柔性管道运行期间的事故因素统计结果 首先，查表 3.7 得到钢制立管发生腐蚀立管的事件数为 6，占总立管事件数 13 的 46.15%。接着再查表 3.3 可知 10-16 寸钢制立管因腐蚀而造成泄露概率的“最佳值”为 2.1310-3 那么直径为 10-16 寸的钢制立管因“腐蚀立管”而导致泄露的概率的最佳值为 46.15%2.1310-3=9.8

13、310-4，同理就可以得出其它的管段区因腐蚀而导致的管道泄露概率。详细情况见表 3.8。 表 3.8 BZ29-4WHPA 到 BZ28-2S BOP 管子各区段的腐蚀失效概率 3.4 根据渤海管道的检测报告简单说明管道腐蚀防护的现有缺陷 根据中国海洋石油公司天津分公司对渤海海洋管道的检测报告可知，发生过的最严重的腐蚀来自管道中段，这段管段的详细见图 3-7。 图 3-7 Z29-4WHPA 到 BZ28-2S BOP 管道中段检测图 根据检测报告可知这根管道的腐蚀速率计算得： 照这个腐蚀速度下去这根管道会在后发生腐蚀穿孔，所以急需采取措施进行腐蚀防护。 对于单层保温管来说可以采用以下防腐措施

14、：内管采用 0.4 毫米 FBE防腐涂层，外管采用 12 毫米 HDPE 保护层，保温层密度最低为 80kg/m3,并采用铝合金阳极进行复合阴极保护。阳极间距约 204 米。在采取防腐措施后，最好开始的时候每隔一个月对此根管道进行一次检测，以此来确定防腐措施是否有效，在检测 23 次后，如果确定此种防腐方法有效可以根据预估的腐蚀速率，适当的调整检测间隔时间。根据预估腐蚀速率计算可得此管道的穿孔时间： 所以，为了确保此管道的安全，最好每隔 1 年检测一次。当检测到的腐蚀程度达到难以承受的范围内时，及时更换新管道，以免造成严重的经济损失和环境污染。 4、海洋管道腐蚀失效概率的规范法计算 4.1 根据 API 57019测定腐蚀风险规定检验要求 API 5701 规范主要针对级别比较高的管道，对于一些埋在地下的管道也就是管道表面没外露的检测不可用的。对于海洋管道来说并没有单独适用的规范。 API 5701 规范规定了海洋管道检测时在管壁之间允许的最大检测间