陳群堯 傅振東 常健輝 徐鵬 馬應(yīng)奎

（1.中哈管道有限責(zé)任公司（中國））；2.中國檢驗(yàn)認(rèn)證集團(tuán)新疆公司阿拉山口分公司）

中國—哈薩克斯坦原油管道（簡稱中-哈管道）一期工程阿塔蘇—阿拉山口段，全長962.2km。該管道貿(mào)易計(jì)量交接點(diǎn)設(shè)在中國境內(nèi)距邊境線2.2km的阿拉山口計(jì)量站，由中國和哈薩克斯坦雙方共同完成計(jì)量監(jiān)管及貿(mào)易結(jié)算。中-哈管道自2006年運(yùn)行以來，上下游原油雜質(zhì)、密度等品質(zhì)參數(shù)的波動(dòng)和差異，一直是中哈雙方共同關(guān)注的問題。為了解原油品質(zhì)波動(dòng)和差異產(chǎn)生的原因，中哈管道有限責(zé)任公司（中國）于2012年完成了阿塔蘇—阿拉山口段原油品質(zhì)對比研究工作，分析了差異出現(xiàn)的原因。

1 雜質(zhì)含量對比及分析

2010年，阿塔蘇—阿拉山口段原油管道輸油量為1 300～1 400m3/h，原油從阿塔蘇輸至阿拉山口約需要15d。當(dāng)15d后抵達(dá)阿拉山口站時(shí)，原油中鹽、機(jī)械雜質(zhì)、水分等雜質(zhì)含量的變化情況見圖1。其中，阿塔蘇數(shù)據(jù)來源于阿塔蘇輸油首站，阿拉山口數(shù)據(jù)來源于阿拉山口出入境檢驗(yàn)檢疫局技術(shù)中心。

圖1 阿塔蘇—阿拉山口段原油中雜質(zhì)含量變化曲線

由圖1可以看出，阿塔蘇站和阿拉山口站的雜質(zhì)質(zhì)量隨時(shí)間的變化曲線基本同步，差別在于振幅（雜質(zhì)含量）不同。這是由于長距離輸送和大落差壓力變化，導(dǎo)致原油中的雜質(zhì)在流體流動(dòng)中重新分布。另外，這2座站場對雜質(zhì)含量的檢測方法不同，也是導(dǎo)致雜質(zhì)含量檢測結(jié)果不同的原因之一。

1.1 檢測標(biāo)準(zhǔn)

位于哈薩克斯坦境內(nèi)的阿塔蘇首站采用俄羅斯GOST標(biāo)準(zhǔn)，位于中國境內(nèi)的阿拉山口計(jì)量站采用中哈兩國公認(rèn)的美國ASTM標(biāo)準(zhǔn)。其中，阿塔蘇首站檢測標(biāo)準(zhǔn)：GOST 21534—76《石油中氯化鹽含量測定法》、GOST 6370—83《石油中機(jī)械雜質(zhì)量測定法》、GOST 2477—65《石油中含水量測定方法》；阿拉山口出入境檢驗(yàn)檢疫局技術(shù)中心檢測標(biāo)準(zhǔn)：ASTM D3230—2006《原油中含鹽量的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法（電測法）》、ASTM D473—2007《用萃取法測定原油和燃料油中沉淀物的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》、ASTM D4006—2007《通過蒸餾測定原油中含水量的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》。

1.2 雜質(zhì)含量對比

1.2.1 鹽含量對比

根據(jù)2010年1月到2011年12月的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，阿塔蘇站鹽含量平均值為15.21mg/L，占原油中雜質(zhì)總質(zhì)量的0.002%；阿拉山口站鹽含量平均值為32.60 mg/L，占原油中雜質(zhì)總質(zhì)量的0.005%。雖然鹽含量的檢測結(jié)果差異較大，但是，由于鹽含量在原油雜質(zhì)中的占比較低，因此，鹽含量檢測差異不是造成這2座站場雜質(zhì)含量差異的主要原因。

1.2.2 機(jī)械雜質(zhì)含量對比

機(jī)械雜質(zhì)（沉淀物）在阿塔蘇站為每10天檢測一次，阿拉山口站為每日檢測。根據(jù)2010年1月到2011年12月的統(tǒng)計(jì)，阿塔蘇站機(jī)械雜質(zhì)含量的平均值為0.004 9%，阿拉山口站機(jī)械雜質(zhì)含量的平均值為0.004 6%，這2座站場機(jī)械雜質(zhì)的檢測值基本相同。因此，機(jī)械雜質(zhì)檢測值不是造成雜質(zhì)含量差異的主要原因。

1.2.3 水分含量對比

2010年1月至2011年12月，阿塔蘇站原油水分平均值為0.056%，阿拉山口站為0.105%。在此期間，阿拉山口站的原油水分均大于阿塔蘇站，且約為阿塔蘇站的2倍?？梢姡謾z測值相差較大是這2座站場原油雜質(zhì)含量差異較大的主要原因。阿塔蘇站和阿拉山口站的月平均原油含水率變化曲線見圖2。

圖2 阿塔蘇站、阿拉山口站原油含水率變化曲線

2 水分檢測值差異分析

2.1 檢測標(biāo)準(zhǔn)的對比

阿塔蘇首站水分檢測采用GOST 2477—65《石油中含水量測定方法》，阿拉山口計(jì)量站水分檢測采用ASTM D4006—2007《通過蒸餾測定原油中含水量的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》。ASTM標(biāo)準(zhǔn)為2007年標(biāo)準(zhǔn)，而GOST標(biāo)準(zhǔn)仍為1965年的標(biāo)準(zhǔn)，已使用了近50年沒有更新。這2個(gè)檢測標(biāo)準(zhǔn)在設(shè)備、試劑、操作手法等方面存在較大差異。

2.1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備差異

ASTM D4006—2007《通過蒸餾測定原油中含水量的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》中，對檢測設(shè)備每一個(gè)部件的尺寸都作出了明確的規(guī)定，而GOST 2477—65《石油中含水量測定方法》中只給出了示意圖。另外，2套設(shè)備雖然使用的原理相同，但是，在冷凝管、接受器及裝配等方面存在很多細(xì)節(jié)的差異，從而對水分檢測產(chǎn)生一定的影響。

2.1.2 試劑及操作要求的差異

一是，設(shè)備精度不同。ASTM標(biāo)準(zhǔn)的量具最小刻度為0.05mL，而GOST標(biāo)準(zhǔn)的量具最小刻度為0.1mL。ASTM標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)驗(yàn)設(shè)備精度高于GOST標(biāo)準(zhǔn)；二是，樣品用量不同。ASTM標(biāo)準(zhǔn)的最小樣品用量為200mL，而GOST標(biāo)準(zhǔn)的最小樣品用量為100mL，ASTM標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)驗(yàn)用量大于GOST標(biāo)準(zhǔn)；三是，溶劑用量不同。ASTM標(biāo)準(zhǔn)的溶劑用量不少于400mL，而GOST標(biāo)準(zhǔn)的溶劑用量為100～200mL，ASTM標(biāo)準(zhǔn)的溶劑用量大于GOST標(biāo)準(zhǔn)；四是，實(shí)驗(yàn)時(shí)間不同。ASTM標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)驗(yàn)時(shí)間大于1h，而GOST標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)驗(yàn)時(shí)間不超過1h，ASTM標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)驗(yàn)時(shí)間長于GOST標(biāo)準(zhǔn)；五是，檢測下限不同。ASTM標(biāo)準(zhǔn)的檢測下限為0.025%，而GOST標(biāo)準(zhǔn)的檢測下限為0.6%，ASTM標(biāo)準(zhǔn)的檢測下限遠(yuǎn)低于GOST標(biāo)準(zhǔn)。

2.1.3 對比實(shí)驗(yàn)

采用同一個(gè)油樣，按照2種檢測標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行對比實(shí)驗(yàn)。正式實(shí)驗(yàn)前，對對比實(shí)驗(yàn)所使用的試劑二甲苯進(jìn)行了空白試驗(yàn)，確定其中不含水分，不會(huì)影響對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果。對比實(shí)驗(yàn)分2個(gè)階段：第一階段，采用2011年6月8日采集的全天樣品進(jìn)行重復(fù)性實(shí)驗(yàn)。將當(dāng)日樣品平均分為20等份，進(jìn)行了10組對比實(shí)驗(yàn)，以檢驗(yàn)重復(fù)性；第二階段，采用2011年6月12日采集的全天樣品（第11組）進(jìn)行對比實(shí)驗(yàn)，以印證重復(fù)性實(shí)驗(yàn)的結(jié)果。對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

根據(jù)ASTM D4006—2007《通過蒸餾測定原油中含水量的標(biāo)準(zhǔn)試驗(yàn)方法》中第10.2.11.1條款的要求，當(dāng)原油中含水為0.1%～1.0%時(shí)，重復(fù)性為0.08；根據(jù)GOST 2477—65《石油中含水量測定方法》中第4.4.1條款的要求，當(dāng)水體積≤1.0mL時(shí)，重復(fù)性不超過0.1mL。對比實(shí)驗(yàn)中，這2種實(shí)驗(yàn)方法測得的結(jié)果均符合各自的重復(fù)性要求，說明對比實(shí)驗(yàn)是成功的，可以作為后續(xù)對比分析的實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

表1 部分檢測對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果

除兩標(biāo)準(zhǔn)中的實(shí)驗(yàn)儀器、操作過程和手法等差異外，經(jīng)分析，認(rèn)為本次對比實(shí)驗(yàn)中，水分檢測結(jié)果出現(xiàn)差異的主要原因?yàn)椋?/p>

一是，采用GOST標(biāo)準(zhǔn)的檢測儀器的冷凝管過細(xì)。在蒸餾過程中，冷凝管過細(xì)會(huì)導(dǎo)致其內(nèi)部蒸汽上升速度較快，影響水滴落入接受器，也可能造成水分從冷凝管上部散失，導(dǎo)致結(jié)果偏小。

二是，采用ASTM標(biāo)準(zhǔn)的檢測儀器，水分回收過程使用聚四氟乙烯塑料制成的刮板，將冷凝管沾附的水滴和接受器內(nèi)部掛壁的水滴刮入接受器底部，并用添加少量破乳劑的二甲苯?jīng)_洗冷凝管內(nèi)壁，以達(dá)到較好的水分回收效果。而采用GOST標(biāo)準(zhǔn)的檢測儀器只用金屬絲或者玻璃棒刮入接受器，并未要求用溶劑或者添加破乳劑的溶劑將冷凝管進(jìn)行沖洗，這也是造成采用GOST標(biāo)準(zhǔn)檢測結(jié)果偏小的原因之一。實(shí)驗(yàn)過程中發(fā)現(xiàn)，在原油水分含量較低時(shí)，這種差異對檢測結(jié)果的影響尤為明顯，這也解釋了在管道運(yùn)行中，當(dāng)阿拉山口站水分含量出現(xiàn)0.025%及0.05%的較低檢測結(jié)果時(shí)，對應(yīng)時(shí)間段阿塔蘇站檢測結(jié)果為0的現(xiàn)象。

2.2 長距離、大落差的影響

管道長距離輸送過程中，原油中包裹的水分子因其表面張力與油分子不同而逐步分離，當(dāng)聚集到一定的量后沉降下來。因此，在下游時(shí)，上游檢測不到的均勻分散的水分子，由于沉降分離的原因，可能會(huì)達(dá)到水分的檢測下限。另外，大落差可能會(huì)使落差前的原油有一個(gè)相對靜止的狀態(tài)，有利于油水的分離。

3 原油密度對比

阿塔蘇首站原油單日密度最大值為864.7kg/m3，密度最小值為817.2kg/m3，平均密度為833.4kg/m3；阿拉山口站原油單日密度最大值為860.8kg/m3，密度最小值為821.0kg/m3，平均密度為834.0kg/m3。以上密度均為15℃時(shí)的密度。阿塔蘇首站檢測標(biāo)準(zhǔn)：МИ 2153《石油密度測定方法》；阿拉山口出入境檢驗(yàn)檢疫局技術(shù)中心檢測標(biāo)準(zhǔn)：ASTM D1298—1999《比重計(jì)法測定原油和液態(tài)石油產(chǎn)品的密度、相對密度和API燃油比重》。阿塔蘇站、阿拉山口站原油密度數(shù)據(jù)見圖3。

圖3 阿塔蘇站、阿拉山口站原油密度變化曲線

由圖3可以看出，阿拉山口站的原油密度略高于阿塔蘇首站，這是由于管道試壓期的積水、雜物，以及從原油中不斷脫出的水沉積在大落差的底部，在輸油過程中帶到阿拉山口站所致。

4 結(jié)語

導(dǎo)致阿塔蘇站與阿拉山口站原油雜質(zhì)含量差異較大的主要原因是原油中水分含量的差異。大落差及管輸過程中水分的脫出，是造成下游阿拉山口站原油含水率略高于上游阿塔蘇首站的主要原因。同時(shí)，研究了GOST 2477標(biāo)準(zhǔn)與ASTM D4006標(biāo)準(zhǔn)在原油水分含量檢測方法的差異導(dǎo)致下游含水的偏高，根據(jù)研究結(jié)果，解釋了上下游原油品質(zhì)差異的問題，減少了中哈方雙邊貿(mào)易摩擦，增進(jìn)了雙方的互信，使能源輸送通道更加通暢。

[1] 俄羅斯國家標(biāo)準(zhǔn)委員會(huì).GOST 2477—65石油產(chǎn)品水分測定法[S].俄羅斯:俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)出版社,1965.

[2] 美國材料與試驗(yàn)協(xié)會(huì).ASTM D4006—2007 Standard Test Method for Water in Crude Oil by Distillation[S].華盛頓:美國石油學(xué)會(huì),2007.