立项背景：埕岛油田位于黄河三角洲前缘、渤海湾南岸的浅海海域，海况特征、浅层地质条件以及海底松软沉积物变形情况都十分复杂，油田所在海域内易发生多种灾害地质现象，如水下滑坡、塌陷、粉沙流、软弱地层夹层、强烈起伏地形、埋藏河道等。这些灾害地质的形成可能对海上构筑物、海底管线、电缆或其他海上工程设施构成潜在的重大威胁，导致严重的人身财产损失和工程事故。主要有以下特点：一是地质灾害易发、多发，对海底管线水下治理施工影响大。二是水文复杂、管网密集，海水浑浊，水下施工难度大。三是事后治理为主，“预防性干预”不足。

主要做法：认识海底管线在运营现状的前提下，开展了1）自然灾害；2）第三方破坏；3）腐蚀、侵蚀；4）设计、制造和安装；5）结构与强度；6）运行与操作等共计6个方面的泄漏风险分析，分别提出解决方法。

风险解决调查统计表

序号

风险因素

确认内容

采取措施

对应标准

责任人

完成时间

1

设计、制造和安装

管线路由有无异常；

无损检测结果有无异常；

3）清管装置是否正常运行

资料调查

1）管线路由复测结果；

2）无损检测结果；

3）异常清管记录

李国兴

2019.03

2

腐蚀、侵蚀

1）管线运行介质；

2）内检测结果有无异常；

3）壁厚检测结果有无异常；

4）干温、干压

现场确认

资料调查

1）自动化系统监控；

2）内检测报告；

3）壁厚检测报告

李国兴

杨光

2019.03

3

第三方破坏

1）巡检、探摸调查管线是否有损伤；

2）管线附近是否有渔区；

3）管线附近是否常有抛锚作业；

4）是否有管缆交叉；

5）是否有蓄意破坏风险

现场确认

资料调查

1）管线日常巡检记录；

2）渔区、作业区、航道范围确认；

3）管线探摸调查、路由复测报告；

4）管线人为破坏的记录

李国兴

杨光

2019.04

4

结构与强度

1）管线结构（单/双壁管）；

2）最大悬跨长度是否超标；

3）维修次数是否超过1次/年；

4）压力试验是否有异常；

现场确认

资料调查

1）管线设计、竣工资料；

2）路由复测报告；

3）维修记录；

4）压力试验报告

李国兴

2019.04

5

自然灾害

1）是否有水深变化及海底地貌特征变化；

2）是否受不可承受的浪、流变化；

3）海域有无极端天气、地震、冰载风险

现场确认

1）管线路由复测报告；

2）埕岛海域浪、流调查报告；

3）2016-2019年海域气象资料；

杨光

陈贺

2019.04

6

运行与操作

是否有隐患风险专项分析；

操作人员是否经过严格培训；

有无异常情况应急预案

现场确认

资料调查

1）HAZOP分析、bow-tie分析等；

2）对海底管线操作进行现场问答；

3）异常情况应急预案

李国兴

杨光

2019.04

对引起海底管线泄漏的第三方破坏、腐蚀、侵蚀等原因进行了详尽的分析，并根据现场运行与管理实际情况建立起了bow-tie分析模型，对海底管线运行风险进行了直观、有体系的治理与管控。

创新（做法）成果：针对海底管线存在的安全隐患，1998 年以来胜利油田分公司海洋采油厂组织开展了多种治理方案的研究和论证，不断从实践中探索海底管线水下治理的最佳措施，并针对海底管线悬空较为严重的立管根部进行了持续治理。通过持续治理创新性认识如下：

1.2014-2015年间，海洋采油厂针对埕岛油田悬空较为严重的立管采用“抛填砂袋、打水下桩、铺设海底仿生水草”等方式进行了治理。并对在此期间投入建设的部分海底输油管线随管线施工采取铺设仿生水草或砂袋覆盖土工布的方法进行防护，同步引入无人艇、全站仪、RTK技术，实现了精准治理。

2.2017年，海洋采油厂组织对埕岛油田海域输油管线进行了全面的探摸及检测，通过对探摸及检测结果的研究总结，埕岛油田海底管线主要存在①海底管线立管悬空；②海底管线水平段裸露和悬空；③平台近端管缆交叉；④水下支撑桩失效；⑤平台近端海底管线损伤及立管管卡异常等五方面的隐患。在吸取以往治理经验的基础上，分别针对上述隐患提出了更加经济合理的治理方案，并针对上述隐患开展了整体治理工作。治理方法包括立管填砂、铺设土工布、仿生水草、连锁排、后挖沟、安装水下支撑桩等。

3.对水域水纹地质进行了深入追踪与分析，区域内海底泥沙受水浅、流急、不规则半日潮、水质及不可控气象水体搅动等多因素影响，泥沙运动呈现冲刷-悬浮-沉积机理。

4．海底管线管理由目前的填砂、安装水下支撑桩、挖沟填埋等“被动式”干预措施，转为开展bow-tie分析体系建设，将海底管线隐风险点数量大幅降低的“主动式”预防措施。

实施效果：通过本次攻关性研究，建立了海底管线bow-tie分析体系，将海底管线隐风险点数量大幅降低，为潜在的经济、环境效益提供了保障。延长了海底管线使用寿命。主要表现以下几个方面：

1.海底管线失效次数明显减少。2015年以前发生过15次海底管线失效。通过分级管控的实施，未发生海底管线失效。自十九大以来，国家对海洋环境保护提出了更高的要求，海底管线数量增加但失效次数降低，管控成效显著。

2.通过海底管线分级管控实施，实现了标本兼治。某输油管线位于渤海湾老黄河入海口侵蚀中心区域，存在多处悬跨，被评定为中石化级隐患。采油厂通过分级管控、加密检验检测频次，引入无人艇实时巡检等措施，在隐患治理施工过程中，通过建立Bow-tie管理模型、优化抛砂量、连锁排铺设范围等治理举措的实施，顺利完成了隐患治理，实现了风险降级。该项工程被评为2019年度胜利油田优质工程，同时积累了浅海地区海底管线管控经验，培养了海洋工程专业技术人才。为编制海底管线检维修规程、海底管线干预与维修规程两项行业标准提供了良好借鉴，取得较高的经济效益和社会效益。

4.通过分级管控，检维修费用逐年降低，经济效益显著。2015年以前，每年检维修费用约0.9亿元/年。分级管控实施后，通过分段分级差异化管理，检维修措施优化设计等措施，检维修费用降低至约0.5亿元/年。

推广与应用前景：依托该项目的研究成果找出了引起海底管线泄露的主要原因，并分析了相应后果，通过管理和现场两方面对策的实施，达到了既定目标。建立了海底管线bow-tie分析模型，为以后的风险管控提供了思路和依据。此外，海底管线的安全运营、科技研发、技术服务的专业优势不断凸显，项目实施过程通过跟高校、科研机构的强强合作，培养了一大批海洋工程及安全工程的专业技术人才。

该项研究的实施取得的经验与成果，可以在海洋等水域输油管线运营管理推广使用，实现降低泄漏风险和提高管控水平。