王威1,2 吴冠桦1,2 郭奕浩1 杨海燕1 鲁瑜3
1.广东石油化工学院石油工程学院；
2.广东省非常规能源工程技术研究中心；
3.中海石油（中国）有限公司天津分公司
海底管道在运行期间，受压力[1]、应力[2]、温度、输送介质性质[3-4]等复杂荷载影响，会出现不同程度的腐蚀损伤，严重时将发生海底管道破裂导致油气泄漏等事故，造成海洋环境严重污染和重大经济损失。因此，开展海底管道腐蚀风险评估，明确风险因素，采取措施将风险控制在可接受范围内，对确保海底管道安全、高效运行，提升油气集输管道完整性管理水平具有重要意义。
当前，管道风险评估仍以定性或半定量方法为主，定量风险评估方法及其应用有待深入研究[5-6]。本文在分析某海底管道腐蚀数据基础上，根据DNV OS F101（挪威船级社 海底管线系统规范），采用半定量评价方法进行风险评估，为海底腐蚀管道风险识别、评估提供参考。
1 海底管道概况
1.1 设计参数
该海管于2000年12月投产，设计寿命为25年。海管设计参数如表 1所示。
1.2 腐蚀缺陷情况
2013年10月对该海管进行内检测通球发现，海管内积存大量泥垢，内部腐蚀、结垢严重。内检测结果显示存在多处腐蚀缺陷，计算壁厚损失超过初步报告临界值。通过对海管2处凹坑较严重部位所对应的外表面进行壁厚检测，测得最小壁厚值1#检测点为6.8 mm，2#检测点为5.8 mm。抽查检测管线其他位置壁厚，1#抽查段为7.5～10.0 mm；2#抽查段为11.8～12.5 mm，最大壁厚值为12.5 mm。另外抽检海管接收端法兰以上壁厚，最小壁厚为6.2 mm，最大壁厚为13.5 mm。海底管道的腐蚀情况如表 2所示。
2 高后果区识别
2.1 识别依据
满足下列情况之一均应划分为高后果区。①管道全部损失，大量重度污染介质泄漏，不能被除掉，并需要很长时间被空气和海水分解，修复管道需要大量的经济投入和长时间的生产关断。②失效引起无限期的管道关断、重要的设施失效和经济损失，修复需要在水下进行，在恢复生产之前，管道系统的修复不能完全被验证有效。③失效引起超出计划的设备或系统损失和较高的修复费用。修复超出计划，需要在水下进行。④管道中心线200 m内的水上游览区域。⑤管道中心线200 m内存在正常航道。⑥管道中心线200 m内存在商业捕鱼区。⑦管道中心线200 m内存在港口、码头。⑧管道中心线200 m内存在海洋生态保护区。⑨管道中心线500 m内存在平台。⑩管道附近有其他重要区域。
2.2 识别方法
按照表 3进行海底管道高后果区分项评分，总分值为15项（表 3内因素1按水上游览区、正常航道、商业捕鱼区、港口和码头、海洋生态保护区、管道附近其他重要区域共6项分别评分）评分相加，最高分值为60分。高后果区分值等级，高后果：≥50.0分；较高后果：37.5～50.0分；中等后果：25.0～37.5分；较低后果：12.5～25.0分；低后果：<12.5分。
根据总分值高低划分等级，并按重要程度优先制定和实施针对性的完整性管理措施。
该海管总长为2.17 km，将其分成2段（立管段和海底管段）分别进行高后果区识别，总得分均为30.0分，介于25.0～37.5分之间，为中等后果区。
3 风险评估
3.1 评估流程
海底管道风险评估流程如图 1所示。
图1 风险评估流程
3.2 风险评价
风险因素评分项[7-9]如表 4所列9类，采用半定量评价方法确定海底管道的风险分值、风险等级（表 4）。
风险分值等级，高风险：≥200分；较高风险：150～200分；中等风险：100～150分；较低风险：50～100分；低风险：＜50分。
该海管为注水管线改输气管线，10 min管输介质泄漏量分值为4分，海域重要程度指标取值为1，表 4中9类风险因素评分总和为232分。
输送介质扩散系数＝10 min管输介质泄漏量分值÷海域重要程度指标分值＝4÷1＝4
后果系数=输送介质扩散系数÷输送介质危害性指标＝4÷9＝0.44
风险分值＝9类风险因素评分总和×后果系数＝232×0.44＝102.08
介于100～150分之间，为中等风险。
4 结论
根据DNV OS F101规范，采用半定量风险评价方法，进行了海底管道高后果区识别和风险评估，确定该海管为中等高后果区，风险等级为中等。海管运行过程中，应加强对其工况条件变化的参数记录，定期进行清管并分析清管产物组分，及时掌握管线运行状态，避免风险事故发生。
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基金项目：广东省非常规能源工程技术研究中心2018年开放基金立项项目（GF2018B006）；广东石油化工学院人才引进项目（2018rc08）；茂名市科技计划立项项目（2018011）。
作者：王威，男， 1983年生，博士，讲师，主要从事海洋油气开采、油气集输与处理技术等方面教学与科研工作。