中-哈管道上下游原油品质比对研究

陈群尧 傅振东 常健辉 徐鹏 马应奎

（1.中哈管道有限责任公司（中国））；2.中国检验认证集团新疆公司阿拉山口分公司）

中国—哈萨克斯坦原油管道（简称中-哈管道）一期工程阿塔苏—阿拉山口段，全长962.2km。该管道贸易计量交接点设在中国境内距边境线2.2km的阿拉山口计量站，由中国和哈萨克斯坦双方共同完成计量监管及贸易结算。中-哈管道自2006年运行以来，上下游原油杂质、密度等品质参数的波动和差异，一直是中哈双方共同关注的问题。为了解原油品质波动和差异产生的原因，中哈管道有限责任公司（中国）于2012年完成了阿塔苏—阿拉山口段原油品质对比研究工作，分析了差异出现的原因。

1 杂质含量对比及分析

2010年，阿塔苏—阿拉山口段原油管道输油量为1 300～1 400m3/h，原油从阿塔苏输至阿拉山口约需要15d。当15d后抵达阿拉山口站时，原油中盐、机械杂质、水分等杂质含量的变化情况见图1。其中，阿塔苏数据来源于阿塔苏输油首站，阿拉山口数据来源于阿拉山口出入境检验检疫局技术中心。

图1 阿塔苏—阿拉山口段原油中杂质含量变化曲线

由图1可以看出，阿塔苏站和阿拉山口站的杂质质量随时间的变化曲线基本同步，差别在于振幅（杂质含量）不同。这是由于长距离输送和大落差压力变化，导致原油中的杂质在流体流动中重新分布。另外，这2座站场对杂质含量的检测方法不同，也是导致杂质含量检测结果不同的原因之一。

1.1 检测标准

位于哈萨克斯坦境内的阿塔苏首站采用俄罗斯GOST标准，位于中国境内的阿拉山口计量站采用中哈两国公认的美国ASTM标准。其中，阿塔苏首站检测标准：GOST 21534—76《石油中氯化盐含量测定法》、GOST 6370—83《石油中机械杂质量测定法》、GOST 2477—65《石油中含水量测定方法》；阿拉山口出入境检验检疫局技术中心检测标准：ASTM D3230—2006《原油中含盐量的标准试验方法（电测法）》、ASTM D473—2007《用萃取法测定原油和燃料油中沉淀物的标准试验方法》、ASTM D4006—2007《通过蒸馏测定原油中含水量的标准试验方法》。

1.2 杂质含量对比

1.2.1 盐含量对比

根据2010年1月到2011年12月的数据统计，阿塔苏站盐含量平均值为15.21mg/L，占原油中杂质总质量的0.002%；阿拉山口站盐含量平均值为32.60 mg/L，占原油中杂质总质量的0.005%。虽然盐含量的检测结果差异较大，但是，由于盐含量在原油杂质中的占比较低，因此，盐含量检测差异不是造成这2座站场杂质含量差异的主要原因。

1.2.2 机械杂质含量对比

机械杂质（沉淀物）在阿塔苏站为每10天检测一次，阿拉山口站为每日检测。根据2010年1月到2011年12月的统计，阿塔苏站机械杂质含量的平均值为0.004 9%，阿拉山口站机械杂质含量的平均值为0.004 6%，这2座站场机械杂质的检测值基本相同。因此，机械杂质检测值不是造成杂质含量差异的主要原因。

1.2.3 水分含量对比

2010年1月至2011年12月，阿塔苏站原油水分平均值为0.056%，阿拉山口站为0.105%。在此期间，阿拉山口站的原油水分均大于阿塔苏站，且约为阿塔苏站的2倍。可见，水分检测值相差较大是这2座站场原油杂质含量差异较大的主要原因。阿塔苏站和阿拉山口站的月平均原油含水率变化曲线见图2。

图2 阿塔苏站、阿拉山口站原油含水率变化曲线

2 水分检测值差异分析

2.1 检测标准的对比

阿塔苏首站水分检测采用GOST 2477—65《石油中含水量测定方法》，阿拉山口计量站水分检测采用ASTM D4006—2007《通过蒸馏测定原油中含水量的标准试验方法》。ASTM标准为2007年标准，而GOST标准仍为1965年的标准，已使用了近50年没有更新。这2个检测标准在设备、试剂、操作手法等方面存在较大差异。

2.1.1 实验设备差异

ASTM D4006—2007《通过蒸馏测定原油中含水量的标准试验方法》中，对检测设备每一个部件的尺寸都作出了明确的规定，而GOST 2477—65《石油中含水量测定方法》中只给出了示意图。另外，2套设备虽然使用的原理相同，但是，在冷凝管、接受器及装配等方面存在很多细节的差异，从而对水分检测产生一定的影响。

2.1.2 试剂及操作要求的差异

一是，设备精度不同。ASTM标准的量具最小刻度为0.05mL，而GOST标准的量具最小刻度为0.1mL。ASTM标准的实验设备精度高于GOST标准；二是，样品用量不同。ASTM标准的最小样品用量为200mL，而GOST标准的最小样品用量为100mL，ASTM标准的实验用量大于GOST标准；三是，溶剂用量不同。ASTM标准的溶剂用量不少于400mL，而GOST标准的溶剂用量为100～200mL，ASTM标准的溶剂用量大于GOST标准；四是，实验时间不同。ASTM标准的实验时间大于1h，而GOST标准的实验时间不超过1h，ASTM标准的实验时间长于GOST标准；五是，检测下限不同。ASTM标准的检测下限为0.025%，而GOST标准的检测下限为0.6%，ASTM标准的检测下限远低于GOST标准。

2.1.3 对比实验

采用同一个油样，按照2种检测标准进行对比实验。正式实验前，对对比实验所使用的试剂二甲苯进行了空白试验，确定其中不含水分，不会影响对比实验结果。对比实验分2个阶段：第一阶段，采用2011年6月8日采集的全天样品进行重复性实验。将当日样品平均分为20等份，进行了10组对比实验，以检验重复性；第二阶段，采用2011年6月12日采集的全天样品（第11组）进行对比实验，以印证重复性实验的结果。对比实验结果见表1。

根据ASTM D4006—2007《通过蒸馏测定原油中含水量的标准试验方法》中第10.2.11.1条款的要求，当原油中含水为0.1%～1.0%时，重复性为0.08；根据GOST 2477—65《石油中含水量测定方法》中第4.4.1条款的要求，当水体积≤1.0mL时，重复性不超过0.1mL。对比实验中，这2种实验方法测得的结果均符合各自的重复性要求，说明对比实验是成功的，可以作为后续对比分析的实验依据。

表1 部分检测对比实验结果

除两标准中的实验仪器、操作过程和手法等差异外，经分析，认为本次对比实验中，水分检测结果出现差异的主要原因为：

一是，采用GOST标准的检测仪器的冷凝管过细。在蒸馏过程中，冷凝管过细会导致其内部蒸汽上升速度较快，影响水滴落入接受器，也可能造成水分从冷凝管上部散失，导致结果偏小。

二是，采用ASTM标准的检测仪器，水分回收过程使用聚四氟乙烯塑料制成的刮板，将冷凝管沾附的水滴和接受器内部挂壁的水滴刮入接受器底部，并用添加少量破乳剂的二甲苯冲洗冷凝管内壁，以达到较好的水分回收效果。而采用GOST标准的检测仪器只用金属丝或者玻璃棒刮入接受器，并未要求用溶剂或者添加破乳剂的溶剂将冷凝管进行冲洗，这也是造成采用GOST标准检测结果偏小的原因之一。实验过程中发现，在原油水分含量较低时，这种差异对检测结果的影响尤为明显，这也解释了在管道运行中，当阿拉山口站水分含量出现0.025%及0.05%的较低检测结果时，对应时间段阿塔苏站检测结果为0的现象。

2.2 长距离、大落差的影响

管道长距离输送过程中，原油中包裹的水分子因其表面张力与油分子不同而逐步分离，当聚集到一定的量后沉降下来。因此，在下游时，上游检测不到的均匀分散的水分子，由于沉降分离的原因，可能会达到水分的检测下限。另外，大落差可能会使落差前的原油有一个相对静止的状态，有利于油水的分离。

3 原油密度对比

阿塔苏首站原油单日密度最大值为864.7kg/m3，密度最小值为817.2kg/m3，平均密度为833.4kg/m3；阿拉山口站原油单日密度最大值为860.8kg/m3，密度最小值为821.0kg/m3，平均密度为834.0kg/m3。以上密度均为15℃时的密度。阿塔苏首站检测标准：МИ 2153《石油密度测定方法》；阿拉山口出入境检验检疫局技术中心检测标准：ASTM D1298—1999《比重计法测定原油和液态石油产品的密度、相对密度和API燃油比重》。阿塔苏站、阿拉山口站原油密度数据见图3。

图3 阿塔苏站、阿拉山口站原油密度变化曲线

由图3可以看出，阿拉山口站的原油密度略高于阿塔苏首站，这是由于管道试压期的积水、杂物，以及从原油中不断脱出的水沉积在大落差的底部，在输油过程中带到阿拉山口站所致。

4 结语

导致阿塔苏站与阿拉山口站原油杂质含量差异较大的主要原因是原油中水分含量的差异。大落差及管输过程中水分的脱出，是造成下游阿拉山口站原油含水率略高于上游阿塔苏首站的主要原因。同时，研究了GOST 2477标准与ASTM D4006标准在原油水分含量检测方法的差异导致下游含水的偏高，根据研究结果，解释了上下游原油品质差异的问题，减少了中哈方双边贸易摩擦，增进了双方的互信，使能源输送通道更加通畅。

[1] 俄罗斯国家标准委员会.GOST 2477—65石油产品水分测定法[S].俄罗斯:俄罗斯标准出版社,1965.

[2] 美国材料与试验协会.ASTM D4006—2007 Standard Test Method for Water in Crude Oil by Distillation[S].华盛顿:美国石油学会,2007.