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-Fault 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（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=9.8310-4，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：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2~3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 570[19]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隔时间，在检测中管道的壁厚已经被确定，即壁厚已知。对内部检查通常是用超声系统（主要是测厚度）或管道涡流系统，也就是智能检查。

API 570 1规范中规定了在计划以内的检测中允许的最大工作压力，这个规定是以“半衰期”这个概念为前提。管道的压力计算如下，在下一个计划检测时间内，计算时假设金属的损失是腐蚀速率的两倍，计算公式如下

(4-1)

注: 下一步计划检验时允许的最大工作压力（单位：）

管道最大的允许压力（单位：）

纵向焊接效率

管壁检测厚度（单位：mm）

腐蚀效率（单位：mm/yr）

检测间隔时间（单位：yr）

管道外径（单位：mm）

根据公式（4-1）计算BZ29-4WHPA到BZ28-2S BOP这根管道的，计算结果如下：

对比管道的原始压力和计算时最大的允许压力可以得出以下结论：

如果 ，下一次检查时间可以应用

如果n, 在检测时间间隔内，必须使管道的工作压力降到一个新的最大工作压力。

4.2 极限失效概率（）

也为CO2的腐蚀失效模型提供了指导，均匀的腐蚀导致了全管的破裂（即管道完全失效），然而对局部发生的腐蚀就会在管壁上形成一些坑，使50%管子的直径小于5mm，50%的管子的直径在5mm到25mm之间。

定义了一个重要的失效概率或者说是，计算公式如下：

(4-5)

注： 在特定的可接受的风险内最大的失效概率

在资产范围内最大可接受的风险

失效结果

因此，如果计算结果中说明风险是能接受的，反之如果计算结果中则说明风险结果不能接受。

也为一系列可能的失效结果提供了指导和解释，这些都是上部的生产管线和设施为基础，包括从20米~50米在到大于200米的部分，如下表1所示：

表1.正常生产和失效概率（）之间的关系

按照上准则诉适用于200米以内的一系列组件，失效率是的组成部分腐蚀失效每年至少发生一次，然而对于失效率是的组成部分腐蚀失效就可能超过10年发生一次。

当和已知时可以根据（方程4-5）描述的方法确定，然而在很多情况下我们发现，在可接受的风险范围内在一个详细的评估中和有时候是不可用的，在这些情况下，管道可接受的风险和失效概率是不能直接使用的，一种替代估计的方法对于求解是很必要的（按照表一，直接求解管线失效概率，的规范并不适用）。

这种代替的方法在求解时管道尺寸和设计寿命被认为是已知的，选为1并且是由一些管道的单独部分和设计寿命算出的，这种方法被认为是合理的因为管道被认为是由一系列不同长度的管线组成，对于大多数的腐蚀机制而言，每个管道发生腐蚀是独立的，并且每个管道发生腐蚀的部分和其他管道发生腐蚀的部分是相似的。使用这种方法估算的公式如下（在公式4-6中除以2说明有效的风险减半）：

（4-6）

根据上述描述在计算BZ29-4WHPA到BZ28-2S BOP这根管道的腐蚀极限失效概率时根据公式4-6计算既可以了，带入数据得：

通过计算可知这个腐蚀失效概率为0.0016%，在之间，是比较适中的，这种方法计算简单，理解起来也很直观。

用故障树法计算腐蚀失效的概率时，最大的失效概率是1.2810-3，最小的腐蚀失效概率是2.9810-4，平均基本在之间。这说明两种方法计算的腐蚀失效概率基本一致。通过计算说明这根管道的腐蚀失效风险还是比较低的，在可以承受的范围内。

5、腐蚀风险评估的后果分析

5.1 腐蚀风险评估的后果分析

一份完整的海洋管道的腐蚀风险评估的工作流程如下：

按照此流程进行，并且用两种方法对腐蚀失效概率进行了计算，在本章中主要讨论的是腐蚀失效后果的计算。

根据专家评分法可知，在管道失效发生后主要引起的后果有两种：一种是经济损失，另一种是对环境]和社会的不良影响。在结果分析中可知专家认为对环境和社会的影响比经济损失更重要，而对环境和对社会的影响基本是等同的，而在经济损失中，通常是由操作或者流程不对引起的。

结论

本文得到的结论主要有以下几点：

（1）海洋管道的工作环境恶劣，通过海洋管道失效故障树进行分析发现其主要失效原因为第三方破坏、腐蚀和材料缺陷。其中腐蚀是最主要的风险源。

（2）基于DNV和API推荐的规范法在计算腐蚀的失效概率时简单易行，但不一定符合我国海洋管道的具体情况，在进行腐蚀风险评估的时候最好多种方法联合对照，这样得出的结果才更有说服力。

（3）故障树和规范法计算得出腐蚀失效的概率的概率在之间，是可以接受的。但是根据检测报告可知腐蚀最严重的管道腐蚀深度已到到8.636mm，腐蚀相当严重，建议使用以下防腐措施：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。根据计算结果此管道在腐蚀速率稳定的假设下最佳检测间隔时间为1年。

参考文献

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