原油管道掺混输送运行风险分析

原油管道掺混输送运行风险分析
摘要：随着社会经济的高速发展，我国各行各业都取得了很大进步，对石油、
天然气等能源的需求也日益提高。

管道运输作为原油输送最主要的方式，在国家
能源运输中起着十分重要的作用。

我国大部分原油管道由于运行时间较长，管道
内油泥、积蜡等杂质较多，严重威胁了管道的安全运行。

关键词：原油管道；掺混输送；风险管理
引言
原油对于国民经济来说是非常重要的能源形式，和人们的日常生活息息相关。

由于清洁能源发展有限，石油能源仍然主导着国民经济的发展，但是由于在原油
管道储运的过程中，存在着安全管理和事故发生的风险隐患，本文就原油管道掺
混输送运行风险进行全面的分析，并就相应的安全问题提出有效的对策，这样不
仅有利于我国石油行业的快速发展，还能够显著地促进我国国民经济的发展。

1油品种类、批次不同带来的风险
日东原油管道为接收海外来油，由下游用户东明石化集团负责海外油品的采购，受诸多方面因素的影响，其油品种类和性质往往无法固定，同种油品不同批
次亦会有一定差别。

有时还会有日照港其他库区的油品置换至我库区进行外输，
油品种类比较复杂，难以进行监控。

且在掺混输送运行中，委内瑞拉原油储存于
中石油山东输油有限公司（中联油）库区内，我单位无法直接对其进行控制和管理。

在掺混输送中，油品种类的不同会直接决定掺混后油品的性质以及外输的顺
利进行。

对于不同油品的掺混输送，其掺混比例亦是无法固定的，这对掺混输送
试验运行和总结掺混输送经验带来很大的难度。

提前关注和控制中东稀油和委内
瑞拉稠油的种类和物性，重点关注油品的种类、凝点和黏度，对于不符合外输条
件和进行掺混输送条件的油品，坚决不予接收和外输。

对于日照港其他库区置换
至我库区的油品，要求东明石化集团联系商检公司取储油罐上、中、下层油品分
别进行化验，全面分析油品的物性后决定是否接收来油。

掺混输送前期，提前对
罐内油品取样，按照预定掺混比例进行掺混实验，提前了解掺混后油品的黏度。

2掺混输送对输油设备的影响
日东原油管道在原设计中，为输送中东中质原油和重质原油，适应性改造后，增加掺混输送委内瑞拉稠油工艺系统。

结合目前掺混输送试验运行情况，委内瑞
拉稠油物性较差，油品黏度高，杂质较多，且储存委内瑞拉原油的中石油山东储
运有限公司（中联油）库区以前为储存重质原油和燃料油，罐底油杂质较多，在
掺混输送运行时，对站内主要输油设备的正常运行带来安全风险隐患。

在掺混输
送试验运行中，由于掺混油品黏度过高、杂质较多，往往会造成输油主泵机组
（离心泵）机械密封泄漏量低，温度高、机械密封出现磨损、泵驱动端和非驱动
端振动高等报警，增加了输有设备的检修频次，造成主要输油设备不处于备用状态，由于油品杂质过多，全线过滤器经常出现压差报警堵塞现象，造成全线清理
过滤器频次大大增加。

密切关注输油设备运行情况，如输油泵机组各项保护参数
以及过滤器前后压差情况，出现报警或异常及时切换输油设备，防止出现其他安
全运行风险。

在输油过程中，密切关注中联油库区外输油罐和运行罐位，了解和
控制外输稠油物性和种类。

罐底油往往杂质较多，对输油设备会造成极大的安全
风险，当中联油库区罐位较低时，不进行掺混输送，要求东明石化集团安排汽车
或火车进行外运，以保证输油设备的安全平稳运行。

3管线漏油
管线漏油是较为严重的一类风险。

虽然导致管线漏油的原因各种各样，但总
体来说，主要包括以下两个方面。

第一，管道本体经过长期腐蚀，腐蚀严重部位
存在薄弱处，通球过程中可能导致管壁薄弱部位破裂，出现管线漏油的风险。

第二，通球过程中若清管器出现卡堵，可能造成管线压力瞬间升高，进而可能出现
管壁薄弱处破裂漏油的风险。

当发生漏油事故时，首先要判断造成管线漏油的原因。

如果是因为清管器卡堵造成的，则参照清管器卡堵处置措施进行应急处置；
如果经确认不是由于清管器卡堵造成的管线漏油，输油调度及时告知现场跟球人
员当前输油参数，跟球组对清管器进行定位，现场配合人员应及时确认管线漏油
位置，抢险队伍及时开展应急抢险工作。

4黏度变化风险及控制措施
4.1掺混油品受地温影响风险
适应性改造掺混输送运行，中东稀油和委内瑞拉稠油在日照首站按照一定的
掺混比例通过在线掺混器进行在线掺混，降低委内瑞拉原油的油品黏度，从而满
足常温输送的要求。

日东原油管道为常温输送管道，管道全长445.9km，全线不
设加热设施，其油品的黏度变化对于输送运行具有很重要的影响。

在掺混输送运
行中，油品进罐温度较高，日照首站掺混后混油出站时油温一般在30℃左右，在
输送过程中，油品需要经过6~7天的时间到达东明末站，由于全线不设加热设施，油温会受地温的影响而不断降低，其中沿线地温在夏季约为20℃左右，冬季约为10℃左右，最终混油温度降至和地温温度持平。

根据油品的黏温特性，温度的下降，会造成油品黏度的上升。

在前期科技中心对掺混输送进行的试验数据以及前
期运行规程中的要求，日东原油管道掺混输送的混油黏度控制在200mPa·s以下。

日东原油管道在3座工艺站场（日照首站、兖州输油站、东明末站）内设有在线
黏度计，可以实时监控经过站场时混油的黏度，然后站场之间距离较长，无法实
时监控管道内油品黏度受地温影响的变化情况，一旦油品黏度由于地温的影响上
升达到控制值200mPa·s以上，则会造成管道发生初粘特性（压力上升、流量下降），且日东原油管道调整掺混比例地点为日照首站，管道发生初粘特性或在其
他站场检测到油品黏度过高时，再调整首站掺混比例亦无法立刻降低管道内油品
的黏度。

油品受地温的影响黏度发生变化，对掺混输送会带来一定的安全风险。

4.2风险控制措施
日东原油管道为接收海外来油，每一批次油品均存在差异性，在每批次油品
进行掺混输送前，提前安排人员上罐取样，在日照首站就地对两种油品按照预定
掺混比例进行掺混试验，利用实验室旋转黏度计进行人工黏度化验，且黏度化验
温度阶梯选取当前全线最低地温数值进行黏度化验，最大程度模拟混油在输送至
下游站场时黏度变化情况。

在需要调整掺混比例时，亦采用同样的方法，提前对
该掺混比例下的混油进行黏度化验，模拟油品输送至下游站场时黏度的变化情况。

同时密切关注站场内线黏度计显示数值，同时安排人员每天对混油黏度进行人工
化验，比对在线黏度计数值，确保在线黏度计显示数值真实有效。

结语
目前日东原油管道适应性改造掺混输送试验运行正在持续开展之中，由于进
行两种物性相差较大的油品进行在线掺混输送，在国内尚无可以借鉴的先例，关
于掺混输送运行的管理经验和方法还需要不断进行探索和研究。

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