低硫令下的新航向

○ 文／本刊记者 郑 丹

低硫船用油将搅动全球炼油市场。对国内炼企来说，如何生产还得看政策。

特邀嘉宾（排名不分先后）

胡志海……………………………………中国石化石油化工科学研究院副总工程师

马玉姣……………………………………中国石油经济技术研究院石油市场所经济师

马....冬……………………………………生态环境部机动车排污监控中心项目主管

彭传圣……………………………………交通运输部水运科学研究院副总工程师

冒着滚滚黑烟的航船可能会慢慢看不到了。

根据国际海事组织（IMO）颁布的《国际防止船舶造成污染公约》规定，2020年1月1日起，全球航行船舶将使用0.5%低硫燃料油。我国船舶排放控制区船用燃料油标准也将升级。根据交通运输部今年7月9日公布的《船舶排放控制区调整方案(征求意见稿)》要求，2019年1月1日起，船舶进入原环渤海（京津冀）、长三角、珠三角水域船舶排放控制区，应使用硫含量≤0.5%的船用燃料油；2020年1月1日起，船舶进入排放控制区应使用硫含量≤0.1%的船用燃料油。

不论陆路、海路或者航空，“低硫”、“清洁”已成为对燃料的共同要求。在迫切的环保要求下，全球炼厂届时能否保证供应？我国是否有必要发展船用燃料油市场？炼厂将会发生怎样的变化……本刊记者特邀行业专家进行讨论。

禁令一统江湖？

中国石油石化：各位专家好！我国和国际相关规定是否意味着无论国内还是国际航线，无论内贸油还是保税油，2020年1月1日起硫含量都要从当前的3.5%降至0.5%？

马冬：目前，除国际排放控制区硫含量水平要求不高于0.1%外，其他海域硫含量水平要求不高于3.5%。我国船舶排放控制区要求2018年起，船舶在排放控制区内所有港口靠岸停泊期间应使用硫含量不高于0.5%的燃油，而其他区域和行驶状态不做要求，可使用硫含量不高于3.5%的燃油。

彭传圣：根据《船舶排放控制区调整方案(征求意见稿)》要求，我国船舶排放控制区的地理范围将进一步扩大，船舶排放控制要求将更加严格。在排放控制区内除了对船用燃料油的硫含量严格要求以便控制船舶的硫氧化物排放外，对部分船舶还增加了氮氧化物排放控制要求。IMO的要求原则上只适用于国际航行船舶。不过，国内航行船舶燃料油质量要求通常高于国际航行船舶。因此，不论内贸油还是保税油都要施行这一要求。

中国石油石化：请简要介绍一下船用燃料油的主要类型和全球船用油的市场状况？

马冬：船用油按燃料类型分为普通柴油和船用燃料油（馏分油、残渣油）。普柴一般用于小型船舶，船用燃料油主要用于长途运输的大型船舶，成本较普柴低。按供给对象分为内贸油和保税油。内贸油主要用于国内航线船舶，保税油主要用于国际航线船舶。亚洲主要保税油市场在新加坡和香港。这两个地方具有明显的价格优势，油品质量也有保障，另外，油品种类丰富、加油服务好、效率高。过往远洋船舶一般都到这两个地方加油，甚至有些船舶选择绕航新加坡、香港等地加油。

胡志海：航运业消费全球石油需求总量约5%。根据IMO统计，全球船用燃料市场规模约2.55亿吨/年。其中，船用燃料油2.14亿吨，占比84%；船用柴油3280万吨，占比13%；天然气820万吨，占比3%。海运承担全球约85%的贸易运输任务，船用燃料成本占船舶总运营成本的50%左右，因此船用燃料市场与全球贸易活动、经济增长密切相关。据IMF展望预测，世界经济中短期增长前景趋好，全球经济贸易有望维持较好增长态势，船用燃料消费仍将保持增长。

供应恐有缺口？

中国石油石化：全球范围内满足新规的0.5%低硫船用油有哪些供给渠道？

马玉姣：当前全球大部分炼厂的加工原料仍采用含硫量较高的原油。这使得符合新规的0.5%低硫燃料油的供应仍需要通过拥有完善的二次加工装置的炼厂来完成。因此，全球先进炼厂仍将是低硫船用油的主要供应者。对于缺乏二次加工装置的炼厂来说，可以选择加工轻质低硫原油或者投资新装置来生产。除了生产端的变革外，还可以通过“二次转化”方式形成达标的低硫燃油。

中国石油石化：到2020年时，全球炼厂能否提供所需的0.5%低硫船用油？

胡志海：目前，全球船用燃料油需求量大致有2亿吨，全球炼油加工能力在45亿吨左右，船用燃料油所占比例很小。预计到2020年，全球低硫船用燃料油需求将达到9000万吨。

在现有炼油格局下，生产低硫船用油的技术不成问题，依靠固定床渣油加氢即可达到标准，但在产能上可能存在问题，因目前加氢渣油主要用作催化裂化原料来生产汽油。大多数渣油的硫含量较高，不能直接生产低硫船用油；一些低硫原油的渣油虽然可以直接生产低硫船用油，但量少、成本高。

马玉姣：从全球炼厂产能结构现状看，先进炼厂总体占比仍然较低。加上炼厂改造所需的大量资金难以一步到位，规划建设也需3～5年的周期，由此可以推断全球炼厂无法在2020年前完全达到满足IMO排放要求的低硫船用燃料油产能，预计2020年全球船用低硫燃料油缺口将达到200万桶/日。

催生国内市场？

中国石油石化：目前，国内船用油的市场情况如何？

●●低硫船用油会给中国炼油企业开辟一块新的市场吗？● 供图/柴志杰

马冬：内贸油大多为国内调油商在重油中添加沥青料、煤焦油、轮胎油、废机油等调和而成，资源渠道多样，燃料油品种差异巨大，质量参差不齐。内贸油市场准入门槛较低，市场开放程度高，市场竞争激烈，参与者主要以民营企业为主。我国保税油主要依靠国外进口，来源国主要有委内瑞拉、新加坡、俄罗斯、韩国、马来西亚等。国内保税油业务主要以央企为主，属于特许经营性质。

中国石油石化：央企不生产船用油，民企主要“生产”船用调和油。为什么会出现这个情况？

马玉姣：从国内针对燃料油相关的政策看，长期以来，我国针对燃料油产品出口征收高额的消费税，使国内燃料油相比新加坡市场缺乏价格优势，导致整体市场规模发展受限，炼厂总体生产积极性不高。从炼厂的产品结构看，国内大型炼厂长期以来坚持提高成品油自给率的原则，炼厂设计主要为生产轻油组分，燃料油不作为其主要生产的产品。而且炼厂生产的燃料油难以直接作为船舶燃料，一般只能作为下游企业生产所需的原料或者其他调和原料使用。

彭传圣：目前，国内民企或者小型燃料油生产企业主要“生产”船用调和油，满足了内贸市场100%的需求；央企不生产船用油，原因在燃料油最终的残渣既可以生产成船用燃料油，也可以生产成沥青。但生产燃料油产品需要上缴消费税1280元/吨，生产沥青则无需上缴消费税。

胡志海：低硫船用油成本较高。如果市场定价低的话，企业可能无利可图，没有动力生产。按照2018年上半年中国石化平均价格（70美元/桶价格体系）测算，固定床工艺方案测算的低硫燃料油产品保本价约3915元/吨（不含税价，以下同），与2018年1-8月份新加坡180CST平均价格2715元/吨相比，高约1200/吨）。该测算方案是依托现有的固定床渣油加氢装置，仅考虑了加上油浆脱固设施的投资。若考虑新建固定床渣油加氢及配套储运设施的投资，计提折旧，成本还要增加。

中国石油石化：在你们看来，我国现时是否有必要发展船用油市场？

胡志海：2018年中国保税船加油市场规模预计将超过1200万吨；2020年，如国内资源生产供应能力提升，中国市场将达到2000万吨的规模，并在10年甚至更短时间内达到3000万吨，形成与新加坡抗衡甚至赶超新加坡的格局，占据亚太地区船供油中心的地位。目前，国家规划在舟山建设船用燃料油集散、调和基地，估计2020年将达到1000万吨的规模。据了解，中石化作为国有企业，在积极响应国家规划，已要求下属部分炼油企业规划低硫船用油生产方案。

彭传圣：生产低硫船用燃料油需要投资改造设备，增加生产成本。而调和油的质量监督缺位，劣质调和油质量差成本低，所以生产低硫燃料油难以竞争过调和油。在没有优质优价保障的情况下，内贸船用燃料油市场仍将是调和油特别是劣质调和油的市场，难以有生产的船用低硫燃料油供应。

不过，我国央企仍然可以生产船用油满足保税油和国内市场的需要，充分挥发我国炼油企业的生产能力。但是，这需要克服政策障碍。放松出口燃料油管制，还需要克服管理障碍，如打击非法燃料油供应、监督船用燃料油质量到位，保证优质优价。民企或者小型燃料油生产企业也可以继续“生产”船用调和油，但调和油质量管理需进一步明确。如果内贸船用油质量监管仍然缺位，内贸船用油市场仍将是调和油和劣质调和油的市场。在加强船用油市场质量监管，保证优质优价的情况下，0.5%低硫燃料油在内贸船用油市场上才可能占有一定份额。

炼企向左向右？

中国石油石化：亚洲是全球船用燃料油的主要市场。在您们看来，船用油采用0.5%低硫标准，会对亚洲和全球炼油格局产生怎样的影响？

马玉姣：IMO的船用油新规无疑将加快全球炼油行业升级改造的进程。全球炼油结构因此可能将发生重大变化，老旧和先进炼厂的境遇可谓是“冰火两重天”。伍德麦肯兹数据显示，新建一套可脱硫渣油加氢裂化装置的成本高达10亿美元。如此高昂的升级改造成本将令一些炼厂望而却步，最终的结局只能是被迫退出船用油市场。与此同时，先进炼厂将成为新规的最大受益者，因为其不仅能够生产符合要求的低硫燃料油，而且能够生产市场需要的其他轻质产品。再加上新规将带动中间馏分油炼油毛利的提升，先进炼厂的加工利润也将获得较大提升。

胡志海：高盛的研究报告显示，2017年，全球船用燃料油销售350万桶/日。其中，新加坡地区约90万桶/日，约占全球的1/4。因为目前许多炼厂不具备生产低硫船燃的重油加氢装置，如生产低硫船用油，生产高硫船燃的集中调和优势将不复存在，亚洲市场格局将全面重塑。对于炼油厂来说，生产低硫船用油是一个要实现全厂配套的问题。

中国石油石化：船用油硫含量降至0.5%，可能引起国内炼厂发生怎样的变化？

胡志海：首先，这会引起炼油装置和炼油产品结构发生变化，炼厂的产品结构和装置需要重新调整达到平衡。加氢渣油是催化裂化汽油很好的进料，如果要多生产低硫船用燃料油，在不新增渣油加氢能力的情况下，催化裂化产品产量就得降下来。这样会降低汽油的生产，影响企业效益。所以，需要增加固定床渣油加氢装置达到重油加工的重新平衡。炼厂也可以采购低硫原油进行短流程加工。再有，因为加氢渣油成本较高，所以也可以想办法调和生产低硫船用油，如加入催化油浆或者较劣质的催化裂化柴油进行调和，解决成本问题。

马玉姣：IMO新规对于国内炼油企业来说是一大机遇。对国内炼厂而言，应加快升级改造的步伐，进一步提升炼厂的深加工能力，灵活调整炼厂的产品生产结构，加大生产符合硫含量排放新规及市场需求的低硫产品，努力在2020年新规生效之前抓住市场需求打开的有利时机，进一步提高炼厂的盈利水平。

当前，由于燃料油出口不享受一般贸易出口退税政策的优惠，只能依靠来料加工贸易方式出口，复杂的申请手续无形中给炼油企业带来大量负担。所以，从国家政策角度看，如果国内炼厂没有相配套的燃料油消费税退税政策支持，可能将导致企业不愿意大规模投资升级炼厂装置，无法带动炼厂的生产积极性，导致我国炼油企业错失市场机遇。

建议国家可以进一步扩大成品油退税范围，除国内紧缺产品或重要战略物资外，将燃料油等产品纳入一般贸易出口退税范围，提高炼油企业出口的积极性，提高国内船用燃料油产品的价格竞争力。

责任编辑：石杏茹

华东石油局：圆梦百万吨

○ 文／本刊记者 卢凯瑞

百万吨不是梦，是高质量发展的起步。

●●梦圆百万吨，华东石油局将以更坚定的步伐迈向高质量发展。●

1958年，为解决国家建设起步阶段的“吃饭、穿衣、经济发展”三大问题，也为保障我国能源安全，华东石油局前身—六物、六普来到祖国腹地江苏地区寻油找气。

数十载沧桑砥砺，几多次春华秋实。60年，他们曾将辛苦寻到的24个油田移交给江苏油田；也曾转战松辽盆地，再次将所发现的油气田整体移交给东北油气分公司；更曾在功成名就之时从零开始，向非常规油气发起挑战，探索油气新出路。

三次“创业”，三次创新。新的十年，华东人从零起步，在百万吨油气田战略的指引下，建成了中国石化首个煤层气田，实现了页岩气的突破建产，取得了苏北老区跨越式发展，预计今年可生产油气129万吨油当量，并全面实现扭亏为盈，“华东人”再次刷新百万吨级油气田标记。

“百万吨级油气田的建成，是华东石油局第三次创业的标志性成果，也使得企业全面扭亏为盈。”华东石油局局长、总经理方志雄说。

常规油—做优

提起华东石油局主力油田苏北油田，老一辈地质家形象地将其地质构造比成“像一只盘子摔在地上，被踩了一脚，再踢了一下”的复杂油藏。

“十二五”以来，采油厂依靠技术攻关和精细化管理，年产原油从13万吨增长到35万吨，连续6年以20%速度递增，华东石油局把苏北常规油的增储上产作为企业扭亏为盈的关键支柱之一。

经过四十余年的勘探开发，苏北油田目前已进入高勘探程度阶段，断块油藏的发现难度越来越大，在复杂断块盆地能否找到规模优质储量是华东石油局扭亏脱困的关键所在。深刻认识“今天的投资，就是明天的成本”，华东石油局向高效产建宣战，坚决打赢扭亏为盈保卫战。

“我们运用‘快、优、通、省、智’五字诀实现高效建产，扫除高成本这一扭亏为盈路上最大的拦路虎，实现产量增长的同时降低盈亏平衡油价。”泰州采油厂厂长张国荣介绍。

“快”即优化组织运行，实现多方联动，加强过程控制；“优”即强化理论研究，注重探索实践，打造最优方案；“通”即四网同步，集成化布局，力争整体效益最大化；“省”即减资降耗，单管集输降成本，套管气回收增效益；“智”即搭建智能油田一体化平台，铸造企业本质安全。“五字真功”为华东石油局高效产建提供了方法，为新区产建奠定了基础。

这五字诀应用到华东石油局南华常规油产建中，就是紧扣上产、提效两条主线，坚持滚评建一体化进行，有利、有节实现南华产建高效开发。南华产建顺利的完成，实施3大项15个小项降本提效措施，同比措施优化前节约投资5000多万元。南华效益产建模式，为华东石油局在仓吉、陈家舍、广山等其他新区产建时提供了指导意义。

油井产量递减是油田稳产最大的挑战之一，苏北油田自然递减率一度攀升至29%，严重制约油田增储上产。二氧化碳气驱采油是苏北油田自然递减率逐步下降到7%的制胜法宝。

面对苏北老油田低渗油藏能量低、裂缝水窜、高含水的困境，采油厂加强了利用提高采收率技术研究探索。从2006年起，采油厂自身丰富的二氧化碳资源持续开展驱、吞吐、气水交替驱试验，并在苏北油田九个开发单元得到了规模应用。截至2017年末，油田混相驱覆盖储量1162.64万吨，形成54注126采井网，阶段换油率2.75吨/吨油，阶段提高采收率1.7%，新增经济可采储量5.84万吨。“目前，采油厂年注入二氧化碳12万吨，二氧化碳气驱采油为采油厂贡献了四分之一的产量。”蒋永平介绍。

多年来，泰州采油厂致力于驱油技术研究，将混相驱进行了推广应用。混相驱通过有效补充地层能量，改善地层渗透性，驱替剩余油，精准为老区油井“补营养”。专家评价，二氧化碳驱油对所有油藏类型、不同开发时期都有效果。

新区高效建产、老区挖潜稳产、二氧化碳气驱增产，华东石油局常规油稳步增产。2018年，泰州采油厂预计生产原油43万吨，较2017年增长19.4%；盈亏平衡油价降至40.4美元/桶，较2017年降低10.2%

煤层气—增盈

2013年4月23日北京，中石化总部经过反复调研、多方论证，批准了华东石油局延川南煤层气试验基地5亿方产能建设方案。延川南试验基地位于鄂尔多斯盆地东南边缘，地处山西陕西交界的黄河峡谷区域。该方案共动用储量136.3亿立方米，面积131.8平方公里。这标志着延川南煤层气试验区正式进入开发阶段，也意味着中石化第一个煤层气田即将诞生于华东石油局。

由于煤层气的低品位特点，解析缓慢而复杂，平均见气周期需要180天，产量达到1000立方米需要200至520天，平均400天。单井产量低、见气周期长，这些制约因素大大降低了煤层气的经济效益。“我国富煤、缺油、少气，开采煤层气不仅可为国家增加燃气供应，更能减少气体外排对空气的污染及煤矿的瓦斯爆炸，一举多得。”方志雄解释，煤层气开采的社会意义远大于其经济价值。

煤层气井单井产量低，这就需要整个产建过程必须严格控制成本。

延川南区块为黄土塬地貌，土地利用难度大，平台部署受地形和道路交通条件制约明显。为此，非常规指挥部成立由地质、土地管理与协调、钻井、安全环保部门人员组成的现场工作组，与室内部署组密切配合，分区整体考虑平台部署，逐个调整落实，并对平台上井位组合进行合理优化，增加单平台部署井数，解决消化征地困难的平台。

考虑到产能建设工作量具备充分满足施工方规模生产、连续施工、减少停待的因素，指挥部将产建的钻井进尺单价进行了大幅削减，同比产建前下降了12%。同时，优化了井队设备配置，大大减少了施工单位的动迁费，取消了等待和泥浆漏失的考虑，总价比产建前下降了18%。

勘探阶段，每口单井都需要测、录井。通过后期开发实践的深入，针对同一钻井平台部署井占有层位及岩性变化不大的特征，技术人员经过研究决定同一钻井平台只录一口井，每口井由过去的有源组合加标准测井只采用标准组合系列测井。两项指标与产建前相比，每口单井减少了6万元。

●●产能建设离不开工作人员对每口井的精心护理。●●摄影/沈志军

固井工程方面，指挥部加大表层套管固井工艺的研究，寻找适合工区地质条件的普通水泥代替油井水泥方案，这样每口单井节约了投资2万元。

为控制采气工程成本，指挥部改变以往把压裂拆分为压裂、井下作业模式，采取大包，由压裂施工队伍工程含射孔、压裂工程、压裂材料和新井投产井下工程进行统一总承包。此项工作的开展，增加了压裂队整体的工作量，降低了单个项目的单价，使单井节约了成本10万元。

2014年11月30日，随着延6-34-34井完井，延川南5亿立方米煤层气产能建设808口新井全部完成钻井施工，累计进尺108万米。通过技术革新、管理创新，实现了钻井提速提效目标。通过创建轨道钻井“井工厂”模式，缩短了钻完井周期，控制了钻井成本。产建全部钻井井身质量合格率100%，固井质量合格率100%。

2015年，建成延川南5亿立方米煤层气田，是国内外投入商业开发最深的煤层气田，实现了1000米以深煤层气的效益动用，推动了鄂尔多斯盆地1000～1500米埋深范围的7万亿立方米煤层气资源开发。

2018年，华东石油局预计生产煤层气3.8亿立方米。坚持一井一策、多措并举的精细管控思路和降本减费、颗粒归仓的效益管理，今年以来煤层气各项开发指标显著好转，实现扭亏为盈。

“煤层气属于我们战略储备资源，它的潜力在未来，目前我们正在贵州织金培育第二个煤气田。”憧憬未来，方志雄信心满满。

页岩气—降本

建设启动以来，华东石油局超前谋划、精心组织、创新工艺，全力控制开发成本，高效推进产建进程。截至目前，平桥南区施工平台数8个，开钻30口井，完井30口，投产28口，实现当年建产当年销售，创出页岩气产建的华东模式和华东速度。目前日销售页岩气212万立方米，可为420多万户家庭提供清洁能源，今年已累计销售4.4亿立方米。

“页岩气属于清洁能源，华东的定位是成长型企业，要高质量发展应该变以油为主向以气为主。”方志雄认为。

产建以来，华东石油局坚持滚评建一体化开发思路，平稳推进平桥南页岩气建产，积极探索东胜背斜、阳春沟断鼻页岩气勘探潜力，攻关武隆向斜、金佛断坡常压页岩气低成本工艺技术，上半年页岩气多点开花，成效显著。

●●华东石油局的百万吨石油梦也是绿色高质量的发展之梦。● 摄影/沈志军

针对山区耕地面积少、工农协调难度大的现实，页岩气项目部未雨绸缪，全面推广井工厂模式，实现集约化用地，单井土地使用面积节约30%以上。他们还对工区所有平台环保设备设施实行动态管理，减少水池修建面积，单平台减少征用农耕土地约1000平方米。

产建启动以来，南川页岩气项目部以质量为准绳，以进度为标尺，精心组织，从严管理，确保产建有序推进。他们先后制定钻固井、测录井及压裂等工程质量奖惩管理办法，建立优胜劣汰竞争机制，强化跟踪管理和监督，严考核、硬兑现，构建公平竞争的会战平台，大大调动了承包商队伍的积极性，形成“比学赶帮超”的良好氛围。

页岩气勘探开发建设点多、线长、面广，所需物资要求复杂、品种繁多，且用料具有突发性，物资供应难度较大。华东石油局物供中心持续优化物资供应物流模式，由传统汽运改为火车运输与短途汽运相结合，运输成本下降一半；在火车站场内设立管材仓库，减少二次倒运，最大化降低中间环节成本。同时，大宗物资全面实行“储物于商”，按需求保障供应库存，按实际用量结算，提高了物资周转率，实现物资零积压。

在产建过程中，项目部通过科技创新、优化工艺，实现降本增效。

优化应用电泵压裂，可有效降低压裂成本。为降低页岩气开发成本并实现减排降噪，项目部、油服中心与宏华电器多次对接和探讨，优化工艺参数和现场施工条件，在平桥南工区试验并推广应用电动泵作为主压裂设备。相比常规压裂车组，电动泵可显著降低单位体积压裂施工能耗，单立方米液量注入成本降低20%。目前工区已累计应用电动泵压裂14井次，节省费用逾千万元。

重复利用生产污水，可实现环保降本增效。项目部采取源头控制、过程保护、循环利用等措施保证地下水不污染。钻井一开施工，约1000米的直井段采用纯清水钻进，避免污染浅层地下水；同时研制应用高效的固井工艺和固井水泥浆体系，保证固井质量，防止井漏污染地下水。钻采过程中产生的污水则集中处理，压裂时重复利用，有效控制新鲜水取水量。截至目前，工区累计完成约15万立方米生产污水的处理及重复利用，实现工区污水零排放、零污染，节约用水成本300多万元。

井工厂模式压裂，可大大提高压裂效率。项目部通过多方调研和优化，提出井工厂拉链压裂模式。如焦页197平台5口井，采用一套车组三套泵送设备，按照“统一泵送，逐一压裂，不交叉作业”“分流控制，高低压分开，互不干扰”“独立泵送，不影响正常压裂施工”等模式，实现每天施工3～4段，提高压裂效率50%以上。仅用时32天就完成5口井98段的压裂施工，为页岩气效益开发创造了条件。

2018年，华东石油局页岩气产量预计将达5亿立方米，至十三五期末，页岩气产量将达11.5亿立方米。

华东石油局的发展史，是一部众志成城、找油增气的奋斗史。一代人有一代人的担当，一代人有一代人的使命。未来，华东人将以发展华东、振兴华东为永恒的使命、不变的初心；在建成百万吨级油气田后继续实现企业持续有效发展。