进口原油船运损耗成因及其对策

2020-06-06梁昱

石油工业技术监督 2020年4期

梁昱

中国石化安庆石化公司检验计量中心（安徽安庆 246001）

原油作为不可再生资源，在国民经济发展中具有重要的战略意义和先导意义。1993年，中国成为石油产品净进口国；1996年，中国原油进口量首次突破2 000万t[1]。2017年，中国原油进口量4.188亿t，超越美国成为全球最大的原油进口国，进口依赖度为67.8%。海上油轮仍是中国进口原油的主要运输方式，中国的十五大原油进口来源国中9个国家需通过印度洋和马六甲海峡向中国海运，占当年进口原油总量的58.8%[2]。随着进口量的增加，到港后的“缺斤短两”问题也日益突出，油轮同时作为计量器具和运输工具，如何减少运输损耗，降低加工成本，持续为炼厂所关注。

1 进口原油运输损耗的成因分析

原油贸易交接过程中，不同国家交接方依据各自国家的标准得出的原油贸易结算数据不一致，出现差量引起纠纷甚至摩擦，影响进口原油平稳交接。原油运输船舶兼作计量交接器具，无论是舱容计量失准、路途中的挥发还是卸油中的滴漏，都是原油运输损耗分析关注对象。本文厘清进口原油运输损耗的成因，从技术标准、计量器具误差、运输损耗和卸船损耗4个方面展开。

1.1 装货港和卸货港采用的标准不同

国外油轮装运原油，计算装载量多是按照美国标准，以体积量交接，将60℉（15.56℃）作为标准参比温度，在船量计算时，采用60℉（15.56℃）下的API值计算原油质量。国内油轮装运原油，一般采用15℃作为标准参比温度，采用15℃密度作为标准密度计算原油质量。而国内炼厂在油罐收油计量中，则是按照20℃作为标准参比温度，采用20℃密度计算原油质量。运用不同标准，适用不同参比条件，必然带来数据上的不一致，这种不一致体现在交接上，构成了运输损耗的一部分。

从质量守恒的角度，在不考虑储存、运输、中转等质量损失的前提下，无论温度如何变化，原油的质量是恒定不变的。但是在实际的交接计量过程中，应用不同的计算方法却往往会得出不同的质量计算结果，有时会引发量值纠纷。为明确上述3种原油量值计算方法的差异，笔者以一批次油品温度为36℃、API度为31、容积表载体积量为10万美桶的原油，应用进口原油运输过程中涉及的3种不同标准，在不同参比条件下进行比对计算。

1.1.1 以60℉作为标准参比条件计算原油质量

这种计算方法基于ASTM（美国材料与试验协会）标准，欧美采用较多。为便于国际交接，外轮商检一般采用这种方法。步骤如下。

1）36℃换算成华氏温标为96.8℉。

2）查ASTM Table-6A表，当API=31时，96.5℉（35.83℃）对应的温度体积修正系数值Ctl为0.983 5，97℉（36.11℃）对应的温度体积修正系数值Ctl为0.983 2。按内插法计算，96.8℉（36℃）对应的温度体积修正系数值Ctl为0.983 3。

3）计算桶/吨换算系数：

T13=[0.042×（535.191 1/（API+131.5）-0.004 6189）×

105+0.5]/105=0.138 137。

4）计算原油质量：

m=V×Ctl×T13=100 000×0.983 3×0.138 137=

13 583.011 t。

1.1.2 以15℃作为标准参比条件计算原油质量

同样是基于ASTM（美国材料与试验协会）标准，这种计算方法日本、阿尔及利亚等国家采用较多。为便于和收货方，也就是中方炼化企业核对，中国转运油轮装载量的检测一般也采用这种算法。为统一数据口径，15℃密度从API度转换得出。

1）计算60℉下的相对密度：

SG60℉=141.5/（131.5+API）=870.8 kg/m3。

2）计算15℃对应的华氏温度：

F15℃=（15×9/5+32）=59 ℉。

3）查ASTMTable-23A表，依据60℉下的相对密度870.8 kg/m3，查得59℉下的相对密度为871.2 kg/m3。依据ASTMD5002，15℃纯水的密度为0.999 099 kg/m3，换算为15℃密度为：

ρ15=0.871 2×0.999 099=870.4 kg/m3。

4）将体积单位从美桶换算成立方米：

V=100 000×0.158 987 3=15 898.730 m3。

5）查ASTM Table-54A表，温度为36℃，15℃密度为870.4 kg/m3对应的温度体积修正系数值Ctl为0.982 9。

6）计算原油质量：

m=V×（ ρ15-1.1）×Ctl/1 000=15 898.730×

（870.4-1.1）×0.982 9/1 000=13 584.43 t。

1.1.3 以20℃作为标准参比条件计算量值

中国的炼化企业普遍采用这种方法，也是国家标准规定的计量方法。为保证数据来源一致，20℃密度从API度转换得出。

1）查GB/T 1885—1998《石油计量表》的附表59A，按温度不内插、密度内插的原则查表，温度为15.56℃、密度为869.9 kg/m3对应的20℃密度为866.8 kg/m3。

2）将体积换算成立方米：

V=100 000×0.158 987 3=15 898.730 m3。

3）查GB/T 1885—1998《石油计量表》所附60A表，按温度不内插、密度内插的原则查表，温度为36℃，20℃密度为866.8 kg/m3对应的温度体积修正系数值Ctl为0.987 0。

4）计算原油质量：

m=V×(ρ15-1.1)×0.987 0/1 000=15 898.730×

（866.8-1.1）×0.987 0/1 000=13 584.605 t。

1.1.4 校验结论

依据上述3种方法，得出的原油质量分别为13 583.011 t、13 584.43 t、13 584.605 t。GB/T 1885—1998《石油计量表》是依据ISO 91-2：1991进行的转换[3]，15℃、60℉（15.56℃）、20℃参比条件各不相同，转换后形成数据表格存在数据保留位数的差异，最终导致量值差异。从上文的计算校验可以看出，3个标准所依据的参比条件各不相同，通过一系列查表、换算及计算，质量差异很小。差异最大的2个计算结果也在0.01%左右，在当前的原油贸易交接环境下，上述3种原油质量计算方法对结算量的影响基本可以忽略。在交接计量过程中，只要严格按照标准进行结算，上述3种参比条件下的质量差异都在可接受范围内。

1.2 交接用计量器具的误差

原油交接，按交接时原油的状态可分为动态交接和静态交接。交接时所用计量器具不同，操作过程各异，误差的来源和最终结果也不一致。

1.2.1 静态交接

静态交接，最常见的是油罐交接，以检尺、取样、分析作为确定量值的主要过程，国外油轮发出时的提单量和国内大型油库中转出库量一般采用这种方式较多。在该过程中，量油尺本身的误差、人工测量的误差、取样点的准确与否、密度和含水分析的仪器误差、人工读密度和含水仪表刻度的读差，都会对交接计量结果造成影响。综合地说，严格按国家标准进行操作和计算，油量计算总的不确定度应不超过±0.25%[4]。

除了油罐，船舶的油舱、汽车罐车、铁路罐车也可作为原油计量交接的容器，汽车衡、轨道衡等计量仪器也可作为原油静态计量器具。其中，铁路罐车和不规则船舱的不确定度是最大的，可达±0.4%；规则船舱的不确定度则要小得多，仅±0.2%[5]。

1.2.2 动态交接

国内陆上油田原油出厂时往往采用动态计量，也就是流量计交接的方式，比如江苏油田采用双转子流量计交接后装船出厂。动态计量方面，依据GB/T 9109.5—2017《石油和液体石油产品动态计量第5部分：油量计算》5.2款之规定[6]，用作贸易交接计量的流量计,准确度等级应不低于0.2级。标准所指流量计，既包含质量流量计这类可直接测量质量的仪器，也包括容积流量计，如刮板流量计、双转子流量计这类通过测量体积再经过人工化验分析，间接得出质量的仪器。针对前一种情况，最后的交接结果准确度在0.2%之内是没有问题的；对于后一种，因为取样、化验分析环节的存在，不可避免存在密度、含水测定的误差。这种测量的综合计量误差应不大于±0.35%。

1.3 航行过程中的损失

油轮运输是目前我国进口原油的重要途径。管道输送目前主要应用于陆上运输，且因技术较新，若应用于从国外跨海进口原油则很多方面还有待完善。

1.3.1 轻组分挥发

油轮长时间航行中，原油轻组分挥发，会产生部分货物损失。航行中的满载油轮，由于原油温度和环境温度的变化，货油舱的蒸汽压力出现明显的昼夜正负压变化。一般白天气温高时舱内原油蒸发量大，很快就达到或超过P/V阀的设定压力。为了避免舱内压力过大，船员就通过开启阀门释放货油舱压力，通常白天要放1～2次。而当夜幕来临时环境温度低，货油舱压力迅速降低，直至货油舱出现负压。开启阀门释放压力的同时，油气释放，轻组分挥发损失[7]。

1.3.2 污油舱、燃油舱及暗舱问题

原油的运输船舶内部结构复杂，一些老旧船舶往往经过多次改造，内部管线、船舱间难免存在渗漏。在长途运输中，原油从这些渗漏点逐渐进入污油舱和燃油舱。少数不良船方，借改造之机加装暗舱，在运输途中将原油倒入，卸油完成后再找机会卖出，从中牟利。这就对货主造成损失。

1.4 卸油过程中的损失

1.4.1 卸油温度的影响

原油作为一种混合物，不同品种的油品物性差异较大。比如，安哥拉产凯撒杰原油，凝固点-28℃，常温下都是液态；安哥拉产卡滨达原油，凝固点18℃，略微加温即可卸油；印尼产辛塔原油和苇杜里原油，凝固点均在40℃附近，常温下为固态，需要加温卸油。卸油时，船方、货主有时出于加快卸油速度、避免船舶滞期的考虑，在没有摸清原油物性的情况下，一味地追求高温卸油，能耗非常严重，轻组分大量挥发，不仅损耗大，对周边环境也有影响。

1.4.2 管线存油

接卸的原油存在于油轮的船舱和管线里。船舱内的原油很容易引起卸油方注意，而卸油管线往往被货主所忽视。以一艘5万t级的大庆456号油轮为例，装运量一般在3万t左右，卸油管线中的原油量为33 t，若未对这部分原油加以吹扫，管线收回后原油倒流回船舱，将直接导致货主0.11%的损失。

1.4.3 空舱装油

油轮装货前刚从大修厂出来，舱底无剩余油品，舱壁干净；卸油后原油挂壁，存在底舱油脚无法卸净，产生损失。

1.4.4 加温系统老化

老旧船舶的加温系统服役时间较长，大修时往往只是保持其原有功能，而不会进行改造。老式的加温系统对舱底和舱壁的加热效果大多不足，容易造成舱底无法卸净和挂壁损失。

1.4.5 船方人员责任心和卸油设备问题

在接卸过程中，船方人员是否尽力接卸与设备是否好用是两个重要问题。在监卸过程中，船方有时会以不能让卸油泵空转、避免舱底泥沙损伤机泵为理由，拒绝卸净底舱。船方选用不合适的接卸方法和卸油设备，也可能导致底仓难以卸净，而底仓接卸不净，带给接收方的将是直接的效益损失，必须引起重视。

2 应对措施

2.1 了解租用的船舶，建立系统资料

在租用运输工具前，应了解其适载性能及历次运输记录。在收集资料的基础上，应尽快建立各类油品装载技术的系统研究，减少租船过程和装卸作业中的盲目性，充分了解船方的加温系统是否适合油品的运输与装卸；现场调查，避免暗舱的存在[8]。对于油轮的运输损耗加以统计，选择合适油轮装载；减少乃至避免使用空舱油轮装油。

2.2 专人全程跟踪，分析油种性质

设置专职的监装监卸人员，对进口原油装船、运输、卸船全过程跟踪。监装监卸涉及的知识体系较为复杂，不仅要懂得计量知识，还要对油轮结构有一定了解，对卸油工艺、索赔流程要熟悉，现场处置能力要求高。因此，企业需要培养专职的监装监卸人员，加强对进口原油各环节的监管力度，发现短量立即求证，证实后当即提交抗议书，避免拖延时间导致损耗原因难以查清。

2.3 合理控制温度和阀门，减少蒸发损失

海运油轮在外海域长时间航行，内河油轮在省市之间航行，在气温较高的情况下，若没有对阀门进行正确设定，难以避免油气外泄、损耗增大。所以需要正确设定阀门压力，同时定期检查密封设备，适时喷水降温，减少昼夜温差的压力释放，减少轻组分蒸发损耗。

卸油时，必须充分考虑到原油流动性和避免轻组分挥发，以凝固点和初馏点为上、下限，科学控制卸油温度，减少卸油损耗和挂壁损耗。一些特殊的油种，初馏点与凝固点非常接近。在这种时候，建议以考虑原油流动性为主，提高卸油温度，加快卸油速度，通过缩短卸油时间来减少挥发损耗和挂壁损耗。

2.4 检测非货油舱高度，避免油品串线

为保证油轮的正常行驶和清舱需要，油轮除了货油舱之外还设有燃油舱、污油舱及压载水舱等。各舱之间一般有管线连通，若发生油品串线，轻则货油损失，重则影响船舶的正常行驶。所以，避免油品串线，不仅是减少货油损失的需要，也是油轮安全航行的必要条件。

基于这一要求，在油轮装油前后以及卸油前后，应该首先要求船方提供油轮结构图，明确非货油舱位置，对油轮的非货油舱的液位进行检测，并在装油后的一系列计量过程中进行复测，避免船方将货油串入污油舱或燃油舱，导致货主油量亏损。

2.5 制定考核基数，扫净油轮底舱

油轮到港后，核查油轮是否卸净的重要指标是卸后底舱量。要确保油轮卸净，一是要加强卸油工艺管理，提前了解油品性质，对高凝点原油进行提前预热，区别对待正常卸油和底舱扫舱，及时将货油泵切换到下一个要卸的油舱，保持足够的吃水差，最后利用舱底集油槽将舱底油一并卸出；二是要制定考核基数，根据卸油装置条件逐年提高标准，促进卸油单位加强底舱考核与监督。