海上平台立管水下关断阀恢复判定分析

(中国船级社海洋工程技术中心，天津 300457)

平台立管和海底管道是井口油气介质与外界联系的枢纽，一旦发生泄漏，就可能引起平台持续性火灾或严重的爆炸，造成人员损伤、经济损失和严重社会影响。平台立管水下关断阀(subsea shutdown valve,SSDV)的设置能够实现对平台近端立管和海底管线的隔离，以降低泄漏和火灾爆炸后果。但SSDV及其控制系统成本高，且立管SSDV维修经常涉及到平台停产，故当SSDV发生海水腐蚀故障或执行机构腐蚀故障时，是否对SSDV进行恢复是目前工程所面临的主要问题。为此，从风险角度对上述SSDV恢复判定问题进行分析。

1 分析方法和相关要求法规对比

SSDV的恢复判定问题，其本质是SSDV分别在工作和故障状态下的风险问题。当SSDV故障状态下对平台安全生产形成的风险业主无法接受，那么此SSDV必须恢复。

采用定量风险分析(QRA)形成SSDV风险分析方法流程，见图1。

图1 SSDV风险分析方法流程

首先进行风险辨识分析，查找英国HSE委员会的历史统计数据库PARLOC[1]中相关数据，分析与计算立管系统失效概率，基于计算流体力学(CFD)的FLACS[2-3]对平台立管泄露进行定性后果仿真分析。依据文献[4-5]提出的基于统计海上点火数据得到的点火概率模型查找点火概率，计算火灾爆炸导致平台坍塌的定量失效概率。根据平台管理和人员布置情况，计算火灾爆炸平台定量潜在人命损失后果。结合风险可接受准则，判定SSDV风险等级，由业主考虑是否恢复SSDV。

相关法规、规范和标准归纳见表1[6-9]。

2 泄露频率分析

海洋立管和海底管道数据库为PARLOC2003是目前国际上公认的在立管和海管泄露方面比较权威的数据库。PARLOC数据库为英国HSE委员会多年对北海作业区管道发生泄露事故统计所得，且适用于常规钢制立管和海底管道的失效概率预测分析。

海洋平台立管泄漏主要集中顶部、飞溅区与海底位置，不同位置泄露概率不同，见表2。

表1 法规、规范和标准对SSDV的要求

表2 立管泄漏位置分布占比 %

立管泄露孔径选择和概率分布见表3、4。

表3 立管泄漏孔径值选择(全尺寸)

表4 立管泄漏的孔尺寸概率分布(全尺寸)

当可燃介质泄露时，点燃主要分为2种：①立即点燃，在人员能够逃离该区域之前，在泄放开始后迅速点火; ②延迟点燃，由于气体云在平台上的漂移而导致点火源上点火延迟。根据点火延迟，可能会让人员在火灾发生之前逃生。

用于平台上部事件的点火概率参考文献[5]，见表5。

表5 通用点燃概率

对PARLOC 2003数据库相关数据进行归纳整理得出表2、3、4，从表中结果可以看出立管失效事件20%发生在水上，80%发生在水下。

3 失效后果定量计算

1)个人风险(IRPA)。人员风险用每年个体风险(IRPA)表示。

IRPA=λ×β×P

(1)

式中：λ为平台坍塌致死率，假设平台坍塌导致的致死率为80%；β为平台工作人员暴露频率，根据中海油管理制度β取50%(基于4周工作，4周休息的工作模式)；P为火灾爆炸平台发生坍塌的概率。

2)潜在人命损失(PLL)指某种范围内的全部人员在特定周期内可能蒙受某种风险的频率。

(2)

式中：POB为平台上人员配备数量。

人命风险可接受准则用于定量风险分析中的风险等级判定，此准则一般由业主制定或者风险评估机构制定由业主接受的准则，中海油潜在人命损失风险可接受准则见表6。

4 工程实例

南海2个深水天然气生产平台(以下简称1号平台和2号平台)位于惠州海域， 2号平台通过6 in海底天然气管把平台天然气输送到1号平台上。海底天然气管道在其中1号平台上进入生产模块前已装有一个关断阀(现正常)，另外1号平台立管水面下13 m处还装有一个SSDV。其中后者SSDV属于液压驱动，平时保持常开状态，在紧急情况或台风撤离期间可保持关闭。目前该SSDV液压控制装置已失效，无法关闭，一直保持常开状态。针对该SSDV进行恢复判定分析。

表6 潜在人命损失(PLL)风险可接受准则

注：yr代表数值为每年的概率值。

1号海洋平台位于南海，属于亚热带季风气候。

4.1 海洋波浪和风况

海平面表面海水流动10年内平均流速为1.61 m/s，中层深度海水流速10年内平均流速为1.13 m/s，深层海水流速10年平均流速为0.49 m/s。

平台所处区域为南海近惠州海域，受西南季风影响，风速约为5～7m/s，10年内出现的最大风速约38 m/s。

4.2 法规、规范和标准对1号平台SSDV要求

2号平台与1号平台间海管两端的SSDV设置情况：海管入口端关断阀位于2号平台；1号平台海管出口端共设置了2个关断阀，水上关断阀处于工作状态，具体位置位于1号平台组块下甲板，水下关断阀即为此次故障的SSDV。

基于法规、规范和标准要求，对于海管进口和出口提出需设置关断阀。《海上固定平台安全规则》、中国船级社《海上油气处理系统规范》、API 14C及《海上生产平台上部设施安全系统的基本分析、设计、安装和测试的推荐作法》均提出需设置关断阀，但对于关断阀数量和具体位置并未明确要求。

2号平台海管入口端和1号平台海管出口端均设置了关断阀，且已满足法规、规范和标准的要求。

4.3 泄露仿真分析

海洋立管可能发生立管水上泄漏或水下泄漏。水上泄漏点燃会产生喷射火，未燃烧的顶部泄漏可能产生气云扩散，气云附近的点火源可能会导致火灾或爆炸；水下泄漏可能引起平台附近产生池火，未燃烧的水下泄漏引起可燃性气体云在海平面扩散，易燃气云附近的点火源可能会导致火灾。

根据1号平台的布置图进行FLACS仿真分析建模，模型见图2。

图2 1号平台FLACS模型

平台环境：根据1号平台所在地区环境条件，平均风速5～7 m/s，D等级大气稳定度。由于立管区域泄露造成的后果最为严重，为充分评估立管发生天然气泄漏时带来的危险性，现考虑20%可能发生泄漏的顶部位置为最严重的后果工况进行仿真分析。

4.3.1 可燃气云燃爆过程动态分析

1号平台两关断阀间20 m立管的天然气量相对于2平台间海管天然气量可忽略，且不会对平台造成影响。根据不同泄漏孔径下可燃爆气云体积，设置点火源，模拟cellar deck内部气云燃爆情况，分析燃爆过程动态变化，截取内部关键设备设施爆炸超压表面分布图，见图3。

图3 立管顶部泄漏口燃爆过程动态分布

由燃爆过程动态变化可知，燃爆产生的冲击波与高温锋面呈球形向外扩展，逐渐影响cellar deck内大部分设备设施以及upper deck顶部与底部部分设备。冲击波与高温锋面整体向上发展，横向由于防火墙的阻隔，未扩展到防火墙另一侧。

4.3.2 不同泄漏孔径下可燃气云燃爆超压对比分析

不同泄漏孔径条件下燃爆超压对比见图4。

图4 立管顶部不同泄漏孔径内部设备燃爆超压对比

由图4可知，不同泄漏孔径下，燃爆超压最大值主要集中在管汇底部与分离器底部，部分超压分布在顶部管道密集处。管汇作为cellar deck上天然气集输的主要设备设施，最大泄漏孔径处形成的最大超压可能造成该处设备的损伤，如不及时处理，会引发天然气的泄漏，造成更加严重的后果。

4.4 SSDV失效概率

依据图1的流程对该工程实例是否恢复SSDV进行分析，立管泄露火灾爆炸概率见表7，其中的频率为年度频率。

表7 立管泄漏概率yr ×10-4

立管火灾或爆炸引起导管架坍塌的整体风险见表8，其中火灾或爆炸引起的导管架坍塌风险和人员风险概率均考虑了泄露方向概率和风向概率。

表8 立管泄漏引起平台坍塌的风险概率yr ×10-6

4.5 SSDV失效后果

海上平台油气生产中，企业更为关注人员的安全风险。平台个人风险概率为1.39×10-6。

本工程项目平台上人员配备数量POB为100。平台潜在人命损失概率为2.78×10-4。

5 结论

1)SSDV风险分析过程中，首先要满足法规、规范和标准的要求，工程实例SSDV风险为中级风险，根据业主对风险的接受程度和成本要求，认为暂时不恢复此SSDV。

2)立管泄露引起的火灾爆炸会影响井口至井口防火墙所围区域的大部分设施设备以及平台上工作人员，建议在井口区域尽量少设置含危险介质的设施设备，加强井口区域防火墙布置和危险介质泄露探测报警，杜绝井口区域点火源出现。

3)后续研究应考虑进行平台立管泄露FLACS池火、喷射火和可燃介质云扩散分析。