中哈原油管道净重检验误差分析

张金龙 田延河 徐颖洁 周建文 叶志辉 徐新忠 胡晓明 陈群尧

（1.阿拉山口出入境检验检疫局 新疆阿拉山口 833418；2.新疆出入境检验检疫局；3.中检集团新疆有限公司；4.中哈管道责任有限公司）

1 前言

由于中哈原油管道距离较远（阿塔苏站距阿拉山口站960km，阿拉山口站距独山子站260km），管道内原油品质不稳定，并且两国计量输差按天累积计算，因此很多小的系统误差累积后将导致一年或几年的计量结果差异显著[1]。截止到2012年底，中哈管道计量累计进口原油5080万t，其中两国计量输差最高时在2008-2009年，毛重输差累计为4.59万t[2]，净重输差累积为3.98万t；2010-2012年累计毛重输差为-4.41万t，净重输差累积为-5.53万t。从表面上看，2008年-2012年间的毛重输差基本消除，但两国扣除杂质的差异每年均保持较高水平，总计达1.74万t，详见表1。

表1 2008-2012阿塔苏站和阿拉山口站杂质扣重差异统计（单位：t）

2011年，中哈管道哈萨克斯坦的供油方认为哈萨克斯坦品质检验数据和15日后阿拉山口品质检验数据有差异是造成计量误差的主要原因，并对阿拉山口站离线实验室的检验数据提出质疑，声称如果没有足够的理由，哈方将不认可阿拉山口检验检疫局比哈国阿塔苏站多扣除的每年近0.5万t水。按照表1，这5年累积的近2万t水如果按照原油的价格计入企业，将对我国企业造成巨大损失。为此，阿拉山口出入境检验检疫局、中哈管道公司、中检集团新疆公司、独山子计量站、阿拉山口计量站等多家单位对该问题进行调研，召开技术交流会，并特邀请哈国石油公司销售负责人、检验专家等赴阿拉山口检验检疫局离线实验室现场交流并观摩比对试验，最终两国专家对阿拉山口检验检疫局离线实验室所提供的检验结果予以认可，确认水分检验方法的差异是导致两国计量数据误差的主要因素之一。本文主要结合中哈原油管道净重项目检测结果对计量的影响进行分析。

2 原油品质检验数据对计量结果的影响

中哈原油管道在哈萨克斯坦采用质量流量计，其计量数据为输送温度下的毛重；中国境内阿拉山口站采用容积式流量计，直接计量结果为输送温度下毛体积，毛重按照公式（1）、（2）计算，而油量则配合离线玻璃密度计、水分等，按API方法[3]计算。

式中：GW为毛重，GSV为15℃毛标准体积，RHOb为15℃标准密度（kg /m3），GOV为流量计计量毛体积，VCF为体积修正系数，MF为流量计系数。

两站通过计算标准温度下的毛重量数据，并结合ГОСТ P 8.595-2004《石油与石油产品的质量对测定方法的总要求》[4]，按照公式（3）扣除杂质计算净重：

NW=GW×(1-沉淀物W%-水W%-盐W%)（3）

式中：NW为净重，GW为毛重，W%为质量百分数。

经综合分析中哈管道三站的品质比对，发现盐含量、沉淀物数据较小，通常为0.0001%左右，对计量结果的计算影响不显著；而密度涉及与毛体积相乘，水分在杂质扣重中影响巨大，二者对计量结果的计算影响非常显著。因此，特针对密度、水分两个检验项目进行误差比较分析。

2.1 比对阿塔苏-阿拉山口-独山子密度、水分变化规律

阿塔苏-阿拉山口-独山子管输原油密度（kg/m³，15℃)和水分（%，m/m）月平均值监测数据见表2。

表2 阿塔苏—阿拉山口—独山子管输原油密度和水分月平均值变化

经SPSS检验，表2中的数据基本符合正态分布和方差齐性检验，符合方差分析要求，按照单因素方差分析对表2数据做方差分析和LSD法多重比较，得到结果见表3、表4。

表3 方差分析图

（续表）

表4 方差分析多重比较LSD法

由于两国均采用国际通行的密度计法作为离线密度检验，在检验方法上没有显著差异。虽然，阿塔苏的原油按照当时输量到达阿拉山口约滞后15日，但表3显示，三站18个月的检测密度无显著差异，水分有显著差异。表4显示，阿塔苏密度与阿拉山口密度相对接近，且两站密度与独山子站密度显著性略差，这符合阿塔苏站到阿拉山口站全线密闭输油，阿拉山口到独山子输油时有2个5万t缓冲罐，原油经过储罐沉淀后，造成独山子站密度变小，与另外两站略有差异的实际情况；三站水分均有显著差异。

2.2 密度检验误差分析

按照日平均流量和密度检验方法最大允许误差（1.5kg/m3）可得到日计量误差，表5显示了2008-2012年的日计量误差。

表5 2008-2012年阿拉山口站日计量误差

由表5可看出，对容积式流量计而言，当密度检验误差达到其方法再现性1.5kg/m3时，日毛净重计量误差最高可达到54 t左右，全年可累计误差1.97万t；以上假设来源于密度检验出现误差并达到方法的最大误差范围，当然，如果人为误读误记结果所造成的误差则更大。

从表5还可看出，离线密度数值对体积式流量计计量所产生的系统误差即使在方法再现性范围内也可能存在，且累积起来将产生巨大的计量误差。阿拉山口站离线实验室密度检验结果的质量控制主要通过以下方式控制系统误差。

2.2.1 阿拉山口站实验室内部不同密度方法间质量控制

阿拉山口站离线实验室按照合同要求采用ASTM D1298《用石油密度计测定原油和液体石油产品密度、相对密度或API度的试验方法》[5]检验并出具报告，使用计量用分度0.2kg/m3石油密度计，测量误差0.1kg/m3；检验过程中严格监控试样温度变化，并采用平行检验复查检验数据，按照计量用密度计检定要求每年两次法定计量检定机构送检；还引入ASTM D5002《用数字式分析仪确定原油密度和相对密度的试验方法》[6]全自动U型震荡管法对手工法密度数据监控，使两种方法的误差控制在重复性0.6 kg/m3以内，最大限度的预防密度计法人员的误读、误记以及密度计干管移位、温度计断线等导致的数据误差。同时实验室还积极参加国内、国际的密度能力验证，加强质量控制。反馈结果均较为满意。

2.2.2 阿拉山口实验室离线密度与流量计在线密度误差分析

为了验证阿拉山口离线实验室数据，自2009年8月到2010年2月，将离线密度结果与流量计在线密度数据进行比对，结果见图1。

图1 在线密度与实验室离线密度比对趋势图

图1 显示，实验室离线密度与在线密度差异不大，其中平均差异0.4kg/m3，最小差异0 kg/m3；180组数据中，仅有17组误差大于密度检测标准的再现性1.5 kg/m3。虽然蜡在管壁的沉淀以及日常维护等对在线密度的准确性有较大影响[7]，但以上结果仍说明了实验室离线密度和流量计在线密度有良好的再现性，用成对数据T检验分析，离线密度与在线密度没有显著差异。

2.3 水分检验误差分析

中哈原油管道阿塔苏到阿拉山口段为封闭输油管线，阿拉山口输油站首站到独山子站有2个5万t储罐，按理其水分分布规律应该是阿塔苏站与阿拉山口站接近，独山子站最小。但表2却显示，2010-2011年8月原油水分平均值阿塔苏站为0.058%（m/m，下同)，阿拉山口站为0.111，独山子站为0.094，阿拉山口站与独山子站检测的水分更为接近，且平均值远高于阿塔苏站。这是由于两国三站所使用的水分检验方法和检验标准不一致。

2.3.1 不同水分检验方法和检验标准的影响

阿塔苏站、阿拉山口站、独山子站水分检测采用的标准分别是ГОСТ 2477-65[8]、ASTM D4006-2007[9]、 GB/T8929-2006[10]。经比对，ASTM D4006-2007与GB/T8929-2006，除加入溶剂的量美标是400mL溶剂，国标是样品和溶剂共400mL外，其他在设备、试剂、操作手法等方面没有显著差异，当溶剂本身水含量可以忽略时，两种方法更无显著差异；而ASTM D4006-2007与ГОСТ 2477-65在设备、试剂、操作手法等方面差异较大，主要体现在检测样品量、接收器样式以及冷凝管的长度方面[11]。由于管道原油的误差是累计计算，按照平均水分0.1%（m/m)，即使日水分检测误差在标准的再现性范围内，允许偏差大约也在0.1%（m/m)[7]。按照日输量3万t计算，每天两国水分扣重差值为30t，一年累积误差将达到1.095万t。表1显示的真实情况，两国的年最大扣重差值高达近6000t（2010年）。虽然未达到1万t的极值，但也说明两国水分检测值结果相差较大，是影响两国间原油由毛重体积修正到净重体积产生较大差异的关键因素。

2.3.2 试验验证

针对两国水分检测差异较大的问题，取中哈管道进口的5种不同水分含量原油样品，采用ASTM D 4006与ГОСТ 2477两种标准的实验方法进行10次重复性比对试验，结果见表6。

表6 ASTM D 4006与ГОСТ 2477重复性比对实验结果

（续表）

表6结果显示，在水含量>0.03%时，ГОСТ标准结果略小，但两方法差异在再现性的范围内；在水分≤0.03%时（样品5），ASTM D 4006的结果为0.025%，而ГОСТ 2477认定为零。显然，这将导致长期的系统误差。这也说明了2010-2011年8月水分平均值阿塔苏站小于独山子站和阿拉山口站的原因，而阿拉山口首站到独山子站的2个5万t原油储罐将对原油中水分有沉降作用，使独山子站的水分略小。

自两国专家2011年协调过水分检验方法的问题后，两国水分扣重差异已由之前最大的每年将近6000 t（2010年）降低到每年928 t（2012年），见表1，平均到每天仅仅差异2.5 t，对于每天3万t的输量而言，误差已经显著降低。

3 结论

排除流量计误差，离线实验室检测数据尤其是密度、水分的准确度对于管道原油的持续计量将产生较大影响；中哈原油管道两国计量结果差异显著，其主要原因是两国三站所使用的水分检验方法和检验标准不一致，造成水分检测结果差异较大。

［1］ 徐鹏，吴浩，陈群尧.中哈原油管道流量计量系统误差的主要来源分析及改进途径探讨[J].检验检疫学刊，2010，20（5）:5-13.

［2］ 吴浩，周建文，陈群尧，等.中哈原油管道流量计运行质量分析与评估[J].检验检疫学刊，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］ 梁宪玉，曲柏达，孙佳龙.结蜡对振动管式密度计测量精度的影响[J].油气储运，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 原油水含量的测定 蒸馏法[S].

［11］ 马应奎，张金龙，徐新忠.中国与独联体国家原油水分检测结果差异分析[J].石油工业技术监督，2012，8：45-47.