張金龍 田延河 徐穎潔 周建文 葉志輝 徐新忠 胡曉明 陳群堯

（1.阿拉山口出入境檢驗檢疫局 新疆阿拉山口 833418；2.新疆出入境檢驗檢疫局；3.中檢集團新疆有限公司；4.中哈管道責(zé)任有限公司）

1 前言

由于中哈原油管道距離較遠（阿塔蘇站距阿拉山口站960km，阿拉山口站距獨山子站260km），管道內(nèi)原油品質(zhì)不穩(wěn)定，并且兩國計量輸差按天累積計算，因此很多小的系統(tǒng)誤差累積后將導(dǎo)致一年或幾年的計量結(jié)果差異顯著[1]。截止到2012年底，中哈管道計量累計進口原油5080萬t，其中兩國計量輸差最高時在2008-2009年，毛重輸差累計為4.59萬t[2]，凈重輸差累積為3.98萬t；2010-2012年累計毛重輸差為-4.41萬t，凈重輸差累積為-5.53萬t。從表面上看，2008年-2012年間的毛重輸差基本消除，但兩國扣除雜質(zhì)的差異每年均保持較高水平，總計達1.74萬t，詳見表1。

表1 2008-2012阿塔蘇站和阿拉山口站雜質(zhì)扣重差異統(tǒng)計（單位：t）

2011年，中哈管道哈薩克斯坦的供油方認為哈薩克斯坦品質(zhì)檢驗數(shù)據(jù)和15日后阿拉山口品質(zhì)檢驗數(shù)據(jù)有差異是造成計量誤差的主要原因，并對阿拉山口站離線實驗室的檢驗數(shù)據(jù)提出質(zhì)疑，聲稱如果沒有足夠的理由，哈方將不認可阿拉山口檢驗檢疫局比哈國阿塔蘇站多扣除的每年近0.5萬t水。按照表1，這5年累積的近2萬t水如果按照原油的價格計入企業(yè)，將對我國企業(yè)造成巨大損失。為此，阿拉山口出入境檢驗檢疫局、中哈管道公司、中檢集團新疆公司、獨山子計量站、阿拉山口計量站等多家單位對該問題進行調(diào)研，召開技術(shù)交流會，并特邀請哈國石油公司銷售負責(zé)人、檢驗專家等赴阿拉山口檢驗檢疫局離線實驗室現(xiàn)場交流并觀摩比對試驗，最終兩國專家對阿拉山口檢驗檢疫局離線實驗室所提供的檢驗結(jié)果予以認可，確認水分檢驗方法的差異是導(dǎo)致兩國計量數(shù)據(jù)誤差的主要因素之一。本文主要結(jié)合中哈原油管道凈重項目檢測結(jié)果對計量的影響進行分析。

2 原油品質(zhì)檢驗數(shù)據(jù)對計量結(jié)果的影響

中哈原油管道在哈薩克斯坦采用質(zhì)量流量計，其計量數(shù)據(jù)為輸送溫度下的毛重；中國境內(nèi)阿拉山口站采用容積式流量計，直接計量結(jié)果為輸送溫度下毛體積，毛重按照公式（1）、（2）計算，而油量則配合離線玻璃密度計、水分等，按API方法[3]計算。

式中：GW為毛重，GSV為15℃毛標(biāo)準(zhǔn)體積，RHOb為15℃標(biāo)準(zhǔn)密度（kg /m3），GOV為流量計計量毛體積，VCF為體積修正系數(shù)，MF為流量計系數(shù)。

兩站通過計算標(biāo)準(zhǔn)溫度下的毛重量數(shù)據(jù)，并結(jié)合ГОСТ P 8.595-2004《石油與石油產(chǎn)品的質(zhì)量對測定方法的總要求》[4]，按照公式（3）扣除雜質(zhì)計算凈重：

NW=GW×(1-沉淀物W%-水W%-鹽W%)（3）

式中：NW為凈重，GW為毛重，W%為質(zhì)量百分數(shù)。

經(jīng)綜合分析中哈管道三站的品質(zhì)比對，發(fā)現(xiàn)鹽含量、沉淀物數(shù)據(jù)較小，通常為0.0001%左右，對計量結(jié)果的計算影響不顯著；而密度涉及與毛體積相乘，水分在雜質(zhì)扣重中影響巨大，二者對計量結(jié)果的計算影響非常顯著。因此，特針對密度、水分兩個檢驗項目進行誤差比較分析。

2.1 比對阿塔蘇-阿拉山口-獨山子密度、水分變化規(guī)律

阿塔蘇-阿拉山口-獨山子管輸原油密度（kg/m3，15℃)和水分（%，m/m）月平均值監(jiān)測數(shù)據(jù)見表2。

表2 阿塔蘇—阿拉山口—獨山子管輸原油密度和水分月平均值變化

經(jīng)SPSS檢驗，表2中的數(shù)據(jù)基本符合正態(tài)分布和方差齊性檢驗，符合方差分析要求，按照單因素方差分析對表2數(shù)據(jù)做方差分析和LSD法多重比較，得到結(jié)果見表3、表4。

表3 方差分析圖

（續(xù)表）

表4 方差分析多重比較LSD法

由于兩國均采用國際通行的密度計法作為離線密度檢驗，在檢驗方法上沒有顯著差異。雖然，阿塔蘇的原油按照當(dāng)時輸量到達阿拉山口約滯后15日，但表3顯示，三站18個月的檢測密度無顯著差異，水分有顯著差異。表4顯示，阿塔蘇密度與阿拉山口密度相對接近，且兩站密度與獨山子站密度顯著性略差，這符合阿塔蘇站到阿拉山口站全線密閉輸油，阿拉山口到獨山子輸油時有2個5萬t緩沖罐，原油經(jīng)過儲罐沉淀后，造成獨山子站密度變小，與另外兩站略有差異的實際情況；三站水分均有顯著差異。

2.2 密度檢驗誤差分析

按照日平均流量和密度檢驗方法最大允許誤差（1.5kg/m3）可得到日計量誤差，表5顯示了2008-2012年的日計量誤差。

表5 2008-2012年阿拉山口站日計量誤差

由表5可看出，對容積式流量計而言，當(dāng)密度檢驗誤差達到其方法再現(xiàn)性1.5kg/m3時，日毛凈重計量誤差最高可達到54 t左右，全年可累計誤差1.97萬t；以上假設(shè)來源于密度檢驗出現(xiàn)誤差并達到方法的最大誤差范圍，當(dāng)然，如果人為誤讀誤記結(jié)果所造成的誤差則更大。

從表5還可看出，離線密度數(shù)值對體積式流量計計量所產(chǎn)生的系統(tǒng)誤差即使在方法再現(xiàn)性范圍內(nèi)也可能存在，且累積起來將產(chǎn)生巨大的計量誤差。阿拉山口站離線實驗室密度檢驗結(jié)果的質(zhì)量控制主要通過以下方式控制系統(tǒng)誤差。

2.2.1 阿拉山口站實驗室內(nèi)部不同密度方法間質(zhì)量控制

阿拉山口站離線實驗室按照合同要求采用ASTM D1298《用石油密度計測定原油和液體石油產(chǎn)品密度、相對密度或API度的試驗方法》[5]檢驗并出具報告，使用計量用分度0.2kg/m3石油密度計，測量誤差0.1kg/m3；檢驗過程中嚴(yán)格監(jiān)控試樣溫度變化，并采用平行檢驗復(fù)查檢驗數(shù)據(jù)，按照計量用密度計檢定要求每年兩次法定計量檢定機構(gòu)送檢；還引入ASTM D5002《用數(shù)字式分析儀確定原油密度和相對密度的試驗方法》[6]全自動U型震蕩管法對手工法密度數(shù)據(jù)監(jiān)控，使兩種方法的誤差控制在重復(fù)性0.6 kg/m3以內(nèi)，最大限度的預(yù)防密度計法人員的誤讀、誤記以及密度計干管移位、溫度計斷線等導(dǎo)致的數(shù)據(jù)誤差。同時實驗室還積極參加國內(nèi)、國際的密度能力驗證，加強質(zhì)量控制。反饋結(jié)果均較為滿意。

2.2.2 阿拉山口實驗室離線密度與流量計在線密度誤差分析

為了驗證阿拉山口離線實驗室數(shù)據(jù)，自2009年8月到2010年2月，將離線密度結(jié)果與流量計在線密度數(shù)據(jù)進行比對，結(jié)果見圖1。

圖1 在線密度與實驗室離線密度比對趨勢圖

圖1 顯示，實驗室離線密度與在線密度差異不大，其中平均差異0.4kg/m3，最小差異0 kg/m3；180組數(shù)據(jù)中，僅有17組誤差大于密度檢測標(biāo)準(zhǔn)的再現(xiàn)性1.5 kg/m3。雖然蠟在管壁的沉淀以及日常維護等對在線密度的準(zhǔn)確性有較大影響[7]，但以上結(jié)果仍說明了實驗室離線密度和流量計在線密度有良好的再現(xiàn)性，用成對數(shù)據(jù)T檢驗分析，離線密度與在線密度沒有顯著差異。

2.3 水分檢驗誤差分析

中哈原油管道阿塔蘇到阿拉山口段為封閉輸油管線，阿拉山口輸油站首站到獨山子站有2個5萬t儲罐，按理其水分分布規(guī)律應(yīng)該是阿塔蘇站與阿拉山口站接近，獨山子站最小。但表2卻顯示，2010-2011年8月原油水分平均值阿塔蘇站為0.058%（m/m，下同)，阿拉山口站為0.111，獨山子站為0.094，阿拉山口站與獨山子站檢測的水分更為接近，且平均值遠高于阿塔蘇站。這是由于兩國三站所使用的水分檢驗方法和檢驗標(biāo)準(zhǔn)不一致。

2.3.1 不同水分檢驗方法和檢驗標(biāo)準(zhǔn)的影響

阿塔蘇站、阿拉山口站、獨山子站水分檢測采用的標(biāo)準(zhǔn)分別是ГОСТ 2477-65[8]、ASTM D4006-2007[9]、 GB/T8929-2006[10]。經(jīng)比對，ASTM D4006-2007與GB/T8929-2006，除加入溶劑的量美標(biāo)是400mL溶劑，國標(biāo)是樣品和溶劑共400mL外，其他在設(shè)備、試劑、操作手法等方面沒有顯著差異，當(dāng)溶劑本身水含量可以忽略時，兩種方法更無顯著差異；而ASTM D4006-2007與ГОСТ 2477-65在設(shè)備、試劑、操作手法等方面差異較大，主要體現(xiàn)在檢測樣品量、接收器樣式以及冷凝管的長度方面[11]。由于管道原油的誤差是累計計算，按照平均水分0.1%（m/m)，即使日水分檢測誤差在標(biāo)準(zhǔn)的再現(xiàn)性范圍內(nèi)，允許偏差大約也在0.1%（m/m)[7]。按照日輸量3萬t計算，每天兩國水分扣重差值為30t，一年累積誤差將達到1.095萬t。表1顯示的真實情況，兩國的年最大扣重差值高達近6000t（2010年）。雖然未達到1萬t的極值，但也說明兩國水分檢測值結(jié)果相差較大，是影響兩國間原油由毛重體積修正到凈重體積產(chǎn)生較大差異的關(guān)鍵因素。

2.3.2 試驗驗證

針對兩國水分檢測差異較大的問題，取中哈管道進口的5種不同水分含量原油樣品，采用ASTM D 4006與ГОСТ 2477兩種標(biāo)準(zhǔn)的實驗方法進行10次重復(fù)性比對試驗，結(jié)果見表6。

表6 ASTM D 4006與ГОСТ 2477重復(fù)性比對實驗結(jié)果

（續(xù)表）

表6結(jié)果顯示，在水含量>0.03%時，ГОСТ標(biāo)準(zhǔn)結(jié)果略小，但兩方法差異在再現(xiàn)性的范圍內(nèi)；在水分≤0.03%時（樣品5），ASTM D 4006的結(jié)果為0.025%，而ГОСТ 2477認定為零。顯然，這將導(dǎo)致長期的系統(tǒng)誤差。這也說明了2010-2011年8月水分平均值阿塔蘇站小于獨山子站和阿拉山口站的原因，而阿拉山口首站到獨山子站的2個5萬t原油儲罐將對原油中水分有沉降作用，使獨山子站的水分略小。

自兩國專家2011年協(xié)調(diào)過水分檢驗方法的問題后，兩國水分扣重差異已由之前最大的每年將近6000 t（2010年）降低到每年928 t（2012年），見表1，平均到每天僅僅差異2.5 t，對于每天3萬t的輸量而言，誤差已經(jīng)顯著降低。

3 結(jié)論

排除流量計誤差，離線實驗室檢測數(shù)據(jù)尤其是密度、水分的準(zhǔn)確度對于管道原油的持續(xù)計量將產(chǎn)生較大影響；中哈原油管道兩國計量結(jié)果差異顯著，其主要原因是兩國三站所使用的水分檢驗方法和檢驗標(biāo)準(zhǔn)不一致，造成水分檢測結(jié)果差異較大。

［1］ 徐鵬，吳浩，陳群堯.中哈原油管道流量計量系統(tǒng)誤差的主要來源分析及改進途徑探討[J].檢驗檢疫學(xué)刊，2010，20（5）:5-13.

［2］ 吳浩，周建文，陳群堯，等.中哈原油管道流量計運行質(zhì)量分析與評估[J].檢驗檢疫學(xué)刊，2010，20（3）:1-5.

［3］ API MPMS 12.2.2 calculation of petroleum quantities using dynamic measurement methods and volumetric correction factors-part 2-measurement tickets[S].

［4］ ГОСТ 8.595-2004.Масса нефти и нефтепродуктов[S].

［5］ ASTM D1298-12b Standard Test Method for Density, Relative Density, or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method[S].

［6］ ASTM D5002-13 Standard Test Method for Density and Relative Density of Crude Oils by Digital Density Analyzer[S].

［7］ 梁憲玉，曲柏達，孫佳龍.結(jié)蠟對振動管式密度計測量精度的影響[J].油氣儲運，1999，12：40-42.

［8］ ГОСТ 2477-65Не фть и нефтепродукты.Метод определения содержания воды[S].

［9］ ASTM D4006-2007 Standard Test Method for Water in Crude Oil by Distillation[S].

［10］ GB/T8929-2006 原油水含量的測定 蒸餾法[S].

［11］ 馬應(yīng)奎，張金龍，徐新忠.中國與獨聯(lián)體國家原油水分檢測結(jié)果差異分析[J].石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2012，8：45-47.