海上油田平臺溢油風險分析*
——以秦皇島32-6油田工程為例

劉莉峰,曲 良

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300461)

海上油田平臺溢油風險分析*
——以秦皇島32-6油田工程為例

劉莉峰,曲 良

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300461)

海上油田開發(fā)由于涉及石油和天然氣等易燃易爆產(chǎn)品,加之油田開發(fā)工藝、設備運行的復雜,對溢油事故風險分析與措施管理提出了較高的要求。文章以秦皇島32-6油田工程為例,對油田建設和生產(chǎn)階段的溢油風險因素、事故發(fā)生概率進行了分析,并提出了預防管理措施,以期為海上油田環(huán)境保護管理與應急措施的制定提供技術支持和決策保障。

海上油田;溢油風險;分析

在海上油田建設開發(fā)過程中,由于涉及大量易燃易爆石油和天然氣產(chǎn)品,加上油田開發(fā)工藝、設備運行的復雜性,因而存在著發(fā)生油氣泄漏、火災爆炸等重大事故的潛在風險。在鉆/完井和生產(chǎn)階段,存在烴類物質和有害氣體釋放現(xiàn)象,如控制不當導致氣體達到一定濃度將引發(fā)火災和爆炸,從而導致原油入海,造成環(huán)境污染[1]。在鉆/完井和生產(chǎn)階段由于不恰當?shù)淖⑷?可能會導致地層壓漏,也可引發(fā)溢油事故[2]。對上述所涉及設施和工作環(huán)節(jié)開展翔實的溢油風險分析及防控措施探討是目前海上油氣田勘探開發(fā)環(huán)境保護管理所關注的重點。秦皇島32-6油田位于渤海灣的中北部,油田范圍內(nèi)平均水深約20 m,為了使油田持續(xù)保持穩(wěn)產(chǎn),通過對油田地質開發(fā)特征的研究,依托現(xiàn)有海上生產(chǎn)設施、海管等資源,通過加密井網(wǎng)及新建平臺,達到提高采收率的目的。本研究著重探討了秦皇島32-6油田開發(fā)和生產(chǎn)過程中的溢油風險,并以此提出了海上油田溢油風險預防管理措施,旨在為油田溢油應急管理提供科學的依據(jù)。

1 溢油風險因素分析

溢油風險因素分析是基于現(xiàn)場生產(chǎn)實踐與理論研究的分析,主要包括建設階段和生產(chǎn)階段兩個主要方面。

1.1 建設階段

在工程鉆/完井階段,參加鉆/完井作業(yè)的設備有鉆井船、值班船、供應船和直升機。在此階段可能發(fā)生的溢油事故包括井噴、輸油軟管破裂、船舶碰撞和直升機墜落等。

1.1.1 井涌或井噴

在鉆/完井階段,存在發(fā)生井涌和井噴的可能性。當?shù)貙訅毫^高、且鉆井泥漿比重失調以及防井噴措施不當時,首先出現(xiàn)井涌現(xiàn)象,一旦控制不當,將有大量原油和天然氣物質噴出,引發(fā)井噴,井噴時有大量烴類氣體釋放,聚集到爆炸濃度后遇明火將發(fā)生火災、爆炸,對周圍生態(tài)環(huán)境產(chǎn)生嚴重威脅[3]。井噴發(fā)生后,一般都是由于井壁坍塌或者是地層壓力下降而自然停止噴射。

1.1.2 輸油軟管破裂

鉆/完井階段,在供應船向鉆井船輸油時操作失誤或輸油軟管破裂可能造成燃料油泄漏。由于輸油作業(yè)有嚴格的操作規(guī)定,輸油軟管定期更換,同時儲油軟管較短,內(nèi)部存油量很小,輸油作業(yè)時供應船與受油設施均有人值班監(jiān)視,一旦發(fā)生事故立即關泵停輸,因此不會造成大規(guī)模泄漏。

1.1.3 船舶碰撞

在鉆/完井階段主要有鉆井船、供應船,船舶與鉆井船和周圍設施之間可能產(chǎn)生碰撞,從而可能導致鉆井船儲油罐、供應船儲油艙發(fā)生泄漏。

1.1.4 直升機墜落

鉆/完井期間,直升機用于運送作業(yè)人員和鉆井平臺亟須物資。設備故障以及人員操作失誤有可能造成直升機墜落。直升機停降坪遠離鉆井船出油設施,同時直升機儲油較小,所以即使直升機發(fā)生墜落事故也不可能造成大量油類物質入海。

1.2 生產(chǎn)階段

工程新建平臺、海底管線以及鉆/完井過程中可能發(fā)生井涌/井噴、平臺容器泄漏、火災爆炸、海管與立管泄漏、船舶碰撞等[4]。對于斷裂系統(tǒng)特別復雜的油田,由于不恰當?shù)淖⑷?可能導致在鉆/完井作業(yè)中發(fā)生井涌等工程風險,或可能導致地層壓漏,并由此引起油氣泄漏事故發(fā)生[5]。

1.2.1 井涌或井噴

生產(chǎn)階段在修井作業(yè)中,由于修井液比重失調、防噴措施不當及其他誤操作等原因,可能發(fā)生井涌,若不及時控制或控制不當,可能引發(fā)井噴事故。伴隨井噴釋放的有油品和大量烴類物質,當烴類物質聚集到爆炸濃度后,遇明火可能引發(fā)平臺火災、爆炸[6]。

1.2.2 生產(chǎn)區(qū)平臺容器泄漏

在生產(chǎn)階段平臺容器由于閥失效、管件失效 (三通管、彎頭、法蘭、螺栓、螺母、墊片等)、腐蝕、材料失效 (管子、管件、容器破裂)、操作錯誤、儀表和控制失效等原因可能引發(fā)泄漏,泄漏后處理和收集不當,可能導致溢油入海。

1.2.3 平臺火災、爆炸

生產(chǎn)階段,平臺上進行油氣的輸送、儲存或處理等作業(yè),可能由于設備或人為誤操作等原因引起油氣泄漏,當泄漏物濃度聚集達到爆炸極限時遇到諸如靜電起火、機械撞擊起火或吸煙等明火便釀成火災和爆炸,從而導致事故升級,可能造成油品泄漏入海。

1.2.4 海底管道與立管泄漏

海底管道與立管可能因穿孔、破裂等事故導致油氣泄漏。研究表明,導致海底管道與立管事故的外部原因包括海面失落重物的撞擊、漁船拖網(wǎng)或誤拋錨、自然災害等;內(nèi)部原因有管道腐蝕、材料缺陷等;此外還有人員誤操作等原因[7]。

1.2.5 船舶碰撞和直升機墜落

在生產(chǎn)階段,主要有供應船、直升機進行人員、物質的運送和供給,供應船與平臺等周圍設施之間可能產(chǎn)生碰撞造成船舶儲油艙泄漏,直升機運輸中可能由于設備故障、人員誤操作等原因造成墜落,從而導致原油泄漏。

1.2.6 地質性油氣泄漏事故

對于斷裂系統(tǒng)十分復雜的油田,不恰當?shù)淖⑷霑斐蓛訅毫Ω邏寒惓?如儲層附近恰好存在著連通海床的自然地質斷層,儲層壓力可能使儲層流體沿附近的地質斷層自儲層段運移至海床而造成油氣泄漏事故[8]。此外,如油田表層套管下深不足或固井質量較差,在鉆遇異常高壓油氣層時,也可能產(chǎn)生地質性油氣泄漏事故。

2 溢油事故源項分析

2.1 事故概率

2.1.1 井涌或井噴

挪威科學和工業(yè)研究基金會(SINTEF)海洋石油井噴數(shù)據(jù)庫(SINTEF Offshore Blowout Database)統(tǒng)計分析了從1980年1月1日到2005年1月1日在美國墨西哥灣外大陸架、英國大陸架、挪威海域等海洋石油開發(fā)過程中發(fā)生的事故數(shù)據(jù)[9]。常規(guī)井的井涌或井噴概率見表1。秦皇島32-6油田工程新鉆101口常規(guī)井。據(jù)此估算,鉆/完井過程中發(fā)生井涌的概率為9.82×10-2次,發(fā)生井噴的概率為1.64×10-2次,其中水下事故比重為33%。本次工程新鉆的101口井發(fā)生井涌的概率為2.93×10-4次/年,井噴的概率為4.24×10-3次/年,其中水下事故比重為12.5%。

表1 井涌和井噴事故概率

2.1.2 平臺容器泄漏

秦皇島32-6油田工程新建平臺上的容器通常分為常壓容器和壓力容器,平臺主要帶壓容器包括生產(chǎn)加熱器、生產(chǎn)分離器、電脫水器、熱化學脫水器和閉式排放罐等;常壓容器包括開式排放罐和柴油系統(tǒng)中柴油罐等。根據(jù)風險評估數(shù)據(jù)目錄統(tǒng)計結果,主要泄漏概率見表2。

表2 容器泄漏概率數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.1.3 海底管道及立管泄漏

學者們統(tǒng)計了相關海域1 567條海管的泄漏概率信息[10](表3)。

表3 海底管線及立管管道泄漏概率

除注水管線外,秦皇島32-6油田工程共新建6條海底混輸管道和12條立管,以平臺周圍500 m范圍內(nèi)作為安全區(qū),則新建管道情況如表4。

表4 新建管道概況

海管發(fā)生泄漏事故的概率為5.84×10-3次/年,立管發(fā)生泄漏事故的概率為9.34×10-3次/年。

2.1.4 船舶碰撞事故

平臺附近主要有供應船、值班船等。此外,在該海域航行的外來航船也有可能與平臺設施發(fā)生碰撞。船舶與平臺等油田設施發(fā)生碰撞的概率見表5。

表5 船舶碰撞概率

秦皇島32-6油田工程將新建2座綜合處理平臺、2座井口平臺,船舶碰撞產(chǎn)生嚴重損傷的概率為2.0×10-5次/年。發(fā)生嚴重損傷不一定引起溢油事故,因此,引發(fā)溢油事故的概率將更小。

2.2 溢油事故后果分析

溢油事故后果的嚴重程度與溢油規(guī)模密切相關。溢油量越大,其對環(huán)境的損害程度也越嚴重。因此,可以用不同類型溢油事故的溢油量大小來表征溢油事故后果的嚴重程度。

2.2.1 建設階段溢油量

建設階段溢油事故的主要泄放物質包括井流 (原油、天然氣、巖屑和鉆井液)和燃料油。如前所述,發(fā)生井噴事故時,井流的噴放量很大,難以估計。以下只能給出燃料油的最大可能溢油量。

取鉆井裝置、供應船和直升機的最大儲油量以及燃料油輸油軟管過油量作為鉆井階段的可能最大溢油排放量 (表6)。

表6 鉆井階段可能溢油量

2.2.2 生產(chǎn)階段溢油量

油田生產(chǎn)階段溢油事故的主要泄放物包括井流、原油和燃料油。工程各平臺生產(chǎn)階段可能發(fā)生的風險溢油量如表7所示。

表7 生產(chǎn)運營期最大溢油量

當井口平臺/綜合平臺發(fā)生起火爆炸事故 時,在采取消防措施的同時,將視事故發(fā)生的位置和嚴重程度,采取相應級別的應急關斷,一般不會導致大量原油入海。在消防和應急關斷措施均失效的極端情況下,大量井流將流入海洋,但這種事故下的最大溢油排污量很難定量給出。

當海底管道和立管發(fā)生泄漏事故時,其應急關斷系統(tǒng)將關斷相應的輸送系統(tǒng),關斷后管道內(nèi)部分原油會緩慢泄出。這里考慮了管道最大輸油量、應急關斷反應時間、管道的容積等特性,估算100 m3作為海管和立管的溢油量。

當輸油軟管和卸載軟管等輸送管道發(fā)生泄漏事故時,其應急關斷系統(tǒng)均將立即關斷相應的輸送系統(tǒng),溢油量取決于應急反應時間、輸送速率和管道的容積,關斷后管道內(nèi)殘留的部分液體將泄漏出去。因此這里均以其各自的管道容積與應急關斷前溢出量之和作為它們的風險溢油量。

對于供應船,取其燃料油艙的容積作為風險溢油量。

上述的溢油量是本著保守原則在極端前提下給出的,實際上的溢油量的大小受斷裂部位、裂口大小及應急反應措施的及時性和有效性的制約。

2.3 最大可信事故

由以上的分析可知,秦皇島32-6油田工程鉆/完井階段和生產(chǎn)階段的主要溢油事故來自井噴、平臺容器泄漏、火災爆炸、直升機墜落、海管/立管泄漏、船舶碰撞等。不同的溢油事故帶來的環(huán)境風險程度不同。事故風險高低通常用風險值大小來表征,風險值定義為風險概率與事故后果或危害程度的乘積。進行環(huán)境風險分析的目的是識別那些環(huán)境風險程度較高的溢油事故,從而采取相應的防范措施。

根據(jù)各類事故發(fā)生概率和可能發(fā)生的溢油規(guī)模,可將油田開發(fā)工程溢油事故的相對環(huán)境風險進行歸納(表8)。

表8 各類溢油事故環(huán)境風險判別

以下就油田溢油事故中環(huán)境風險相對高的井噴、海管/立管破裂和平臺起火爆炸的環(huán)境風險樹進行分析,以確定各種事故情況下的環(huán)境風險級別。環(huán)境風險級別依次分為A、B、C、D四級。A級表示對環(huán)境影響嚴重,D級表示對環(huán)境無影響。

圖1 井噴事故環(huán)境風險事故樹

表9 井噴事故環(huán)境風險事故樹定量化分析

從井噴事故環(huán)境風險事故樹及其定量化分析(圖1,表9)可以看出。一旦發(fā)生井噴,則多數(shù)情況下將發(fā)生火災和爆炸。在發(fā)生井噴而未發(fā)生火災的情況下,井噴物將全部進入海洋,故環(huán)境風險級別為A。發(fā)生井噴火災—爆炸/未爆炸事故的頻率分別為3.1×10-4次/a和3.4× 10-5次/a。當井噴引起火災和爆炸事故時,雖然部分井噴物被燃燒,減少了進入大氣和海洋的總量,但是火災和爆炸事故將可能引起事故升級,因此井噴而導致火災和爆炸時的環(huán)境風險級別也為A。

圖2 海管/立管事故環(huán)境風險事故樹

表10 海管/立管事故環(huán)境風險事故樹定量化分析

海管泄漏介質主要為原油。由于其泄漏源在水下,因而一般情況下不會出現(xiàn)火災和爆炸事故。泄漏到海面上的油氣通常不會被引燃,多數(shù)情況下圍油欄能夠起到圍油作用。只有當圍油欄或溢油分散劑不起作用時,才會出現(xiàn)B級環(huán)境風險。如果泄漏得不到控制,且圍油欄和溢油分散劑均不起作用時,則會出現(xiàn)A級環(huán)境風險,本油田開發(fā)工程項目海管泄漏風險概率為9.3×10-5次/a(圖2,表10)。

3 溢油風險管理

防止溢油事故發(fā)生的最有效的途徑就是從工程設計、施工建造和安裝以及生產(chǎn)管理上采取有效的防范措施,消除事故隱患,及時制止事故苗頭,盡可能避免油氣泄漏事故的發(fā)生。

3.1 設計階段防范措施

為保證工程各系統(tǒng)的結構強度、穩(wěn)性和抗疲勞程度,在設計階段應嚴格按照設計標準,正確應用設計規(guī)范和建造安裝規(guī)范。工程設計嚴格執(zhí)行國家有關法規(guī)、規(guī)范和標準以及遵循國際通用規(guī)范和標準,實施這些規(guī)范和標準可以保證工程設計、建造和安裝質量,是確保安全生產(chǎn)的關鍵。

海底管道和立管的設計,以國際上認可的規(guī)范和標準為依據(jù),選用大于設計壽命的環(huán)境條件重現(xiàn)期。海底管道及立管外管的防腐采取防腐涂層與陰極保護的聯(lián)合保護方法,還留有一定的腐蝕余量,在輸送流體中加入緩蝕劑、殺菌劑進一步阻止海管內(nèi)部腐蝕。作為應急措施,設置有應急安全閥,在緊急情況下可以進行緊急關斷保護。

3.2 施工階段防范措施

為防止鉆井階段井噴事故的發(fā)生,工程建設應采取如下措施:① 井口控制安全屏蔽由機械或液壓控制的監(jiān)測裝置組成,用來控制井噴;② 選擇優(yōu)質封隔器并及時更換損壞元件;③ 配備安全有效的防噴設備和良好的壓井材料及井控設備;④ 對關鍵崗位的操作人員進行專業(yè)技術培訓,堅持持證上崗,建立健全井控管理系統(tǒng);⑤加強生產(chǎn)時的觀測,及時發(fā)現(xiàn)先兆,按正確的關井程序實行有效控制,并及時組織壓井作業(yè);⑥ 設置二氧化碳滅火系統(tǒng),關鍵場所設手提滅火器;⑦ 制定嚴密的溢油應急計劃,一旦發(fā)生井噴便采取相應的應急措施;⑧ 保證鉆井、鉆井液處理和壓井等設備的良好運轉;⑨ 配備反應靈敏的滅火系統(tǒng);⑩ 嚴格實施鉆井作業(yè)規(guī)程,防止違章作業(yè),將人為因素降至最低;配置守護船值班;在鉆/完井作業(yè)過程中備足鉆井液材料,以便及時、妥善地處理可能遇到的溢流和井涌。

3.3 生產(chǎn)階段防范措施

3.3.1 海底管道事故防范措施

① 嚴格按照設計要求進行施工,并在施工中保證海底管道焊接質量。海管電纜施工作業(yè)期間加強對原有設施的保護。管道鋪設完成,要進行掃線、清管和試壓。② 制訂相應的管線保護和檢測程序,由值班船對管線沿途進行巡視,驅散在安全區(qū)范圍內(nèi)作業(yè)的漁船,對海底管道進行不定期局部檢測和定期全面檢測,確保海底管道的安全性。③ 油氣儲運系統(tǒng)中的主要設備和管線均設置相應的壓力、液位和溫度報警系統(tǒng)與安全泄壓保護裝置,對易于發(fā)生泄漏的管路全部根據(jù)最大壓力和最高溫度設計,重要生產(chǎn)裝置和單元均設置相應的應急關斷系統(tǒng)。④ 定期對油田各條管線進行清管作業(yè),以減少腐蝕等原因對管線的影響。所有新建海底管道入口設置旁路式內(nèi)腐蝕監(jiān)/檢測裝置,在生產(chǎn)中定期通過內(nèi)腐蝕監(jiān)測裝置監(jiān)測管道腐蝕情況。⑤ 在海管電纜交叉跨越鋪設施工時,采用混凝土支墩法等保護原有海管電纜的方法。在已有管道或電纜跨越位置的兩側放置混凝土墊塊,然后將新建管線鋪設于混凝土壓塊上方,最后再在交叉點位置新建管線上方鋪設一層混凝土壓塊,以保護新建管線。實際施工時采用水下機器人ROV進行實時監(jiān)測,從而保障施工質量。⑥加強巡視和監(jiān)測,防止?jié)O船拋錨等作業(yè)對管線的損害。

3.3.2 平臺容器泄漏事故防范措施

① 設計中針對各生產(chǎn)設施采取充分的安全防護措施,精心考慮各部分的合理布放,對危險區(qū)采用防火、防爆設備,并采取有效的隔離措施來降低危險程度。② 主要設備、生產(chǎn)裝置和單元均設置相應的壓力、液位和溫度報警系統(tǒng)與安全泄壓保護裝置及應急關斷系統(tǒng)。③ 在生產(chǎn)工藝區(qū)裝備火焰和氣體探測器,以監(jiān)測工藝流程中的火情和可燃氣體濃度,發(fā)現(xiàn)異常及時報警。

3.3.3 船舶碰撞事故防范措施

制訂相應的保護和檢測程序,由值班船對平臺周圍進行巡視,驅散在安全區(qū)范圍內(nèi)作業(yè)的漁船,確保平臺設施的安全性。按照《海上固定平臺安全規(guī)則》的要求在平臺上設置助航標識燈、障礙燈、霧笛平臺標志牌等。

4 小結

溢油風險分析與措施制定是海上油田開發(fā)環(huán)境保護管理的重要環(huán)節(jié),也是溢油應急決策制定與判斷的基礎。通過分析建設與生產(chǎn)階段各個環(huán)節(jié)溢油事故發(fā)生的概率,并制定具有針對性的措施,是海上油田開發(fā)順利進行保障。同時風險概率分析也將為事故發(fā)生后溢油污染環(huán)境預警和污染處置措施的制定提供技術支持。

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