交接原油质量管理与安全风险对策研究

2022-05-27肖啸张凯旋佘庆龙赵辉于涛

石油工业技术监督 2022年5期

关键词：产品质量原油检测

肖啸，张凯旋，佘庆龙，赵辉，于涛

1.中国石油安全环保技术研究院（北京 102206）

2.中国石油塔里木油田分公司（新疆库尔勒 841000）

3.中国石油大庆油田设计院有限公司（黑龙江大庆 163311）

4.中国石油勘探与生产分公司（北京 100007）

1 中石油原油交接点现状

1.1 交接点现状

中石油对国家管网公司的交接点有11个，对炼化企业的交接点有24个，对地方企业的交接点有9个，交接方共计44个（表1）。基本上每家油田都存在对外交接业务，交接点作为贸易的窗口，产品质量安全显得尤为重要。

表1 原油对外交接点情况

1.2 检测能力现状

中石油16家油气田目前有7家企业具备原油全项检测能力，其中2家于2021年6月刚刚建成，由于需要设备的调试和人员的培训，还不能正常运转；另外有4家企业计划2021年年底建成（表2），整体上原油检测能力偏弱。

表2 各油田原油检测能力情况

1.3 交接方的变化

2019年12月国家油气管网公司宣布成立，中石油长期以来实行产运销一体化的公司运营管理模式被打破，原有的各分公司之间的原油交接，升级为中石油和国家油气管网公司之间的贸易交接[1]。

2 原油质量安全监管面临的问题

2.1 原油产品质量意识不强

对GB 36170—2018《原油》[2]宣贯学习不够，部分基层单位甚至不知道有此标准发布。GB 36170—2018标准发布后，原来的交接协议没有及时更新，很多交接站点还是按过去的模板使用废止标准，交接只注重数量，主要监控水含量、密度和温度[3]，而对产品质量的监控要宽松很多。甚至有一些站点从未进行过GB 36170—2018全项指标检测，当原油品质发生变化时，根本无法发现，只能被动接受下游反馈。

2.2 原油检测力量不足

1）全项参数检验能力不足。GB 36170—2018发布实施后，对水含量、饱和蒸气压、机械杂质含量、有机氯含量等参数提出了限值要求，而且指标值比SY 7533—1988《出矿原油技术条件》[4]更加严格。但是，一些油田还是沿用过去的模式，很少进行原油全项指标检测。经过主管部门的反复要求之后，才陆续购买仪器设备，建设检测能力，在仪器设备调式，检测人员技术培训方面存在很大的不足，短时间内，实验室很难规范运行，难以出具行业认可的检测报告。

2）检验人员力量不足[5]。各企业检验机构人员数量相对较少，对原油产品质量要求提高之后，相当于增加了新的工作量，人员结构老化也比较严重，文化程度中等偏低，底层检测人员变动频繁，对常态化的质检工作造成很大压力。

2.3 监管困难

原油属于危险化学品，样品运输需要危险化学品专用车辆，跨地区运输检测困难很大，成本也很高。另外，原油基属检测时间较长，检测完原油基属之后才能进行其他指标的检测工作，导致原油全项检测耗时较长，当原油产品出现质量异常并且不合格原油已完成外输时，很难及时处理，造成纠纷不断。2020年全年就有6家油田与炼化企业发生原油质量纠纷。

原油产品质量涉及到采油和集输一系列工艺，在输油终端发现不合格对各流程连续生产影响很大，处理不当会导致大面积停工停产，严重影响生产经营指标进度。

2.4 原油储罐安全风险大

1）交接质量风险。原油在储罐中会发生沉降，下层水含量比上层水含量要高，经过连续运行之后，罐底原油水含量和机械杂质含量很容易超标，导致原油质量不合格[6]。2020年新疆油田王家沟油库因为罐底水的问题与乌鲁木齐炼化发生多次纠纷。

2）安全风险。原油储罐一般都比较大，高处作业有坠落风险；原油中一些轻组分有易燃易爆的特性，在有明火、电气火花、静电火花、撞击火花、雷电等点火源或者高温条件下，极容易发生闪爆[7]。燃烧爆炸时，火势迅猛，火场热辐射强，救火非常困难，造成的后果极为严重。

2010年1月，兰州石化公司316号罐区发生火灾爆炸事故，造成6人死亡、6人受伤。2018年8月，某工程建设公司的分包商，在采油厂注水站对500 m3缓冲罐顶部进行更换围栏作业时发生闪爆，导致2名罐顶作业人员坠亡。

3 对策

3.1 全面增强原油产品质量意识

牢固树立“质量至上”“质量是企业的生命”的理念，严格遵守国家行业标准规范、集团公司油气交接管理规定和双方原油交接协议规定要求，严格坚守产品质量底线，理清影响原油产品质量的关键节点，建立岗位责任机制，打造全员参与质量提升的管理体系。增强契约意识，加强原油交接质量检验与把关，确保原油各项质量指标符合GB 36170—2018要求。强化质量宣传与教育，开展质量事故事件警示活动，全面强化质量意识，创造良好的员工参与质量提升的氛围。

3.2 压实责任，完善问题沟通机制

各企业是原油质量责任主体，要定期开展原油质量检测，严格控制质量情况，做到原油质量指标应检尽检，确保原油达标外输。要明确质量部门业务归口管理责任和生产技术部门直线责任，原油交接过程中出现质量问题时，生产技术部门将相关数据报质量主管部门，质量主管部门统一组织与炼化企业、上级部门进行对接。各企业要充分利用集团公司区域协调领导组平台，及时协调解决原油交接过程中出现的问题。油气交接过程中出现问题或争议时，双方质量计量主管部门对交接数据进行复核确认后协商解决，不要单方面向上级部门报告。

3.3 加强原油检测能力建设

1）加强检测能力建设。进一步加强各企业质检机构检测能力建设，增加实验室建设经费投入，促进检验检测仪器更新换代，保障检测设备的完整性；组织各油田机构举办常态化实验室间数据比对，不断提高检验检测技能，保障检测数据的可靠性；建立常态化人员培训机制，展开实验技能培训和抽样技能培训，建立一支技术过硬的质量监督队伍，保障监督工作的规范性。

2）加强实验室管理建设[8]。建立常态化机构考核制度，督促机构对新制修订的标准及时查新，对检测新技术新方法跟踪、了解、掌握；对仪器设备定期进行检定校准，按要求存放、流转样品，认真部署检验工作，规范记录原始检测数据，按规定时间完成承担的样品检验任务，及时上报不合格结果；建立异议处理预案，从专业上和技术上提高异议处理能力。

3.4 加强原油系列风险管控

1）加强原油安全环保风险管控。通过对油气储存基地的排查和评估[9]，实现大型油气储存基地安全风险评估全覆盖，对发现的隐患问题立查立改，及时销项，同时要坚持问题导向，举一反三，深入筛查干部员工在安全意识、执行力、管理等软件方面和现场设备、工艺、仪表、消防等硬件方面存在的问题和不足，坚持“软硬双控”。建立和落实风险监测预警、重大危险源包保、隐患排查治理长效机制，建议建立每3年开展一次安全风险评估审计的长效安全管理机制，落实安全生产责任体系，做到管工作必须管安全、管业务必须管安全、管生产必须管安全，谁主管谁负责、谁组织谁负责、谁执行谁负责，压实责任链条。

2）加强油气交接质量管控。进一步加强贸易交接口原油质量管控，定期发布自产原油质量监督通报，关注原油水含量、机械杂质、有机氯、盐含量、密度、硫含量、酸值等动态信息[10]。强化相关油化剂的使用和质量把关，避免引入重金属、有机氯和生物毒性物质进入原油中，对后续的原油净化和常减压加工造成破坏性影响。