原油贸易短量问题影响因素

中海石油（中国）有限公司 路友于蒓蒓

进出口原油贸易中会经常遇到很多因计量不准确而导致的争议，计量的准确性受很多客观因素制约，包括计量器具、计量标准、计量过程监控、器具的在线校验、油样采集方式、品质检验方法、证书更新等。笔者对公司多年来遇到的问题进行总结分析，归纳出了影响计量准确性的十一大主要因素。

计量标准差异

在国际原油贸易交接上，按照合同约定，通常以“美国材料实验学会—ASTM”作为通用标准， 采用T-54A表或T-6A表进行计算，且计算的结果差距不是很大。但有的国家如印度尼西亚有时采用已经作废的ASTM-T6表，还有的国家如俄罗斯采用本国的原油计量标准，根据测算将会产生0．2%甚至更大的差异。而油轮的油舱计量标准表则需要通过国际认证的船级社来标定，我国一般采用GB/T1885-1998标准，根据权威部门的数据测算，将会产生0．1%左右的差异。由于各国采用的原油计量标准具有国家主权性质，所以因装卸港、船舶油舱原油计量标准不同而产生的数量结果差异的问题还将继续存在。

案例:印尼Widuri和Cinta原油终端计量算法采用Table6，而到港船检时商检通常依照目前的国际惯例采用Table-6A进行计算，由于计量标准不同导致两种算法一般情况下差距0．1%～0．2%（T6＞T6A），因此印尼原油的短量问题容易发生。中海石油公司租用的“某轮”从印尼装货，停靠在岙山码头作业，船上装载着“瓦杜里”原油和“辛塔”原油，提单总量61867吨。舟山CIQ检验结果显示该船货物进入岙山岸罐的数量61161．032公吨，总货物量短量则达1．14%，已经远远超过了0．5%的索赔范围。该轮货物短量的原因主要有以下几点：该承运船舶船龄较大，单层底结构，加温系统已明显不能正常工作；而“瓦杜里”原油和“辛塔”原油的倾点都比较高，其中前者倾点为42℃，但船舱油温只有44℃（一般要求卸油时油温至少要高于倾点10℃以上），从而产生了严重的挂壁现象。船舶留有大量底油，体积达602方，占提单的0．84%；该货物在装货港出提单时采用已基本淘汰的标准Table6，并非现行国际上通用的标准Table6A，从而导致了近0．18%的差异。

终端流量计原因

在对原油进行贸易交接的具体过程中，计量采取的方式是流量计，是动态的。流量计动态计量使用的装置大多是大口径、高精度的。为了准确计算出交接管输原油贸易当中纯油的数量，需要考虑一些因素，如压力、温度、含水率、现实油料密度等。在一系列使用流量计计量的环节里面，几乎每一个环节的测量数据都有一定的误差，这是客观存在的，无法避免。

案例:“某轮”轮承载中海石油公司Cinta原油（中文名：辛塔）。2013年12月28日在Cinta终端提油12．5万桶后，经检测装港船检量与提单量相比短少1．64%。在确认天气状况良好海面平静后，由于短量较大，公司随即要求商检和船舶复检，复检结果相同，公司强烈要求终端修改提单。12月29日终端与公司共同指派商检再次量舱，双方确认短量为1．63%。在积极与终端沟通后，终端同意查找原因。2014年1月1日，终端确认为流量计出现问题导致该短量，通过校正，同意修改提单。通常来说，提单数量是由终端流量计得出，因此流量计的计量准确性在国际贸易中极为重要。测量人员要最大程度地控制流量计计量、密度测量、取样、温度测量、含水率测量等各项误差，最终达到综合控制计量误差的目的。

装油港原发性短量

受经济利益驱使，许多国际原油贸易商存在不诚信行为，包括弄虚作假，短斤缺两，买通装油港检验鉴定人员采取高报密度、低报温度、伪造空距报告以及用水充油等手段，有意控制少装原油，从而达到利益最大化。

案例:“某轮”轮承载SARIR（中文名：萨利尔）原油，进行卸货前船舱计量后，发现卸港船检量与装港船检量基本一致，但比提单量短少达1%以上。经调查，该轮运输和卸货过程未出任何问题。显然，该例短重事故系由发货方装货量不足导致。

原油含水与明水

在原油的开采过程中，油藏层的底水和边水与原油被同时开采出来，虽然经过脱水过程，但由于原油和水界面难以区分，再加上一部分水是以微小水粒的状态游离存在于原油中的，导致在国外港口装油时将这些水与原油一起被装上油轮。此外，有时买家急于提油，导致部分原油未经过充分沉降脱水即被装上油轮，而在长途海上运输过程中，又由于压力的增大和温度的变化等因素影响，部分游离水就会聚集成较大水滴从原油中沉降下来，析出成为普通明水。油轮到达国内卸油港后，这些明水都要被商检人员在原油净重中扣除，这也就造成了部分原油严重的短重量问题。

案例:2013年2月中海石油公司进口一船BASRAH LIGHT原油，提单日为2月22日，提油轮提单量为VEF（船舶仓容经验系数）矫正后装港船检量，即1905983．000净桶，1906459毛桶；265456．354净吨，265531．866毛吨，装港含水0．025%，各装货舱明水检测结果均为TRACE，提油过程顺利，因此MT YANGTZE BRAVERY 签署提单并开航。航行4天后测出明水约9000桶，占货物总量的0．47%。由于发现舱底明水量过高，我们在提油轮开航后向供应商正式提出索赔，连同上述要求，多次通过电话及邮件形式与其沟通，经多次催促，供应商最终表示，装港并未发现明水，因此不能证明明水由巴士拉原油析出，0．5%以下的短量索赔不予以受理。至此供应商正式拒绝我方所提出的要求。船舶抵港后，经卸港第三方独立商检ITS对明水进行检测，明水中的氯化钠含量与海水不符，并且卸港明水量与货量相加基本等于装港货量，同时我方作为租船方，对租用船舶背景及信誉比较了解，因此基本可以排除提油轮自身因素产生短量的情况。最终，经参与卸港登轮检验，卸港船检净量为1901038桶，明水8848桶，卸港船检量较装港提单量短量0．28%，短量程度符合炼厂0．3%以下的要求。

卸货过程损失的影响

卸货过程损失指由于卸货过程中操作不当，导致舱底剩油和舱壁挂油，最终船舶舱油不能完全卸空造成短重损失。这与原油性质、油舱温度、船方技术水平等因素有关。原油产地不同倾点不一，含石蜡多、黏度大的原油凝结快，比较容易发生挂壁，卸油时需加温才能卸油。部分油轮的加温系统难以满足卸油要求，容易造成舱底剩油和挂壁；或舱底加热管未触及，也容易造成剩油。在将进口的原油从船舶上卸货到岸罐的实际过程中，油料要流经一些管道、阀门等，如果船舱跟岸罐之间的管道过长，极易发生滴、漏、跑、冒、流等一系列的事故；如果船舶老化严重，就会造成卸货不彻底、吹扫效果差。

案例:“某轮”承载QARUN（中文名：库伦）原油，该轮卸货完毕后ROB达到惊人的6111美桶。经调查获悉，该船船龄较长（1994年建造），加热系统老化严重。库伦原油倾点为20℃，正常卸货温度须高出倾点15℃以上，即至少35℃，但受设备条件限制，当时船上卸货温度仅为28℃，因卸货温度低导致油品流动性不足，造成巨大底量和挂壁损耗。油品在卸油过程油温要求至少高于倾点（倾点是石油产品在规定实验仪器和条件下，冷却到液体不流动后缓慢加温到开始流动的最低温度）15℃。一些高倾点的油品，要求承载船只具有良好的加温和保温设施，否则油品会因流动性不良而造成挂壁（即油品黏附在舱壁上）。此外，船龄大的油轮由于扫舱泵的性能可能不太理想，对于一些黏度大，流动性差、杂质多的油品不能完全泵扫干净，剩下的底油也无法收入进罐，从而造成了收货方的实际损失。

计量方法的影响

静态计量容所依据的基本原理是相同的，计重的方法也差不多，唯一的差别就是使用的计量容器不同。如果开展测量工作时采取的方法不正确，那么就会造成较大误差的出现。如因温度偏低，罐底的油液几乎处于凝结的状态，如果测量之前没有实施加温工序，就无法得出准确的温度测量结果。不管测量的方法是间接的还是直接的，都应当确保测量过程的科学性、合理性，尽量避免因为工作人员测量的随机性而出现误差。同时要严格贯彻测量的相关规程，做到正确测算，最大程度降低计量原油的误差。在油品计量过程中，计量器具合格与否，与其是否经过周期检定并给出正确的修正值密切相关。一般来说，计量器具自身的误差因素包括量油尺、密度计、温度计、修正值、石油计量换算表的误差等因素影响。

船方设备老化、船体中拱、中垂（变形）

不同船龄的油轮，其船舱变形程度不同，船龄越老，油舱变形越大，对原油的准确计量影响越大，损耗也越大。由于油轮舱底的不规则变形，舱底板如果低于检尺孔的基准零点，则会造成有较大的原油残留量测不出的情况发生。加上原油码头方及船方人员操作的技术水平、责任心问题，更会使原油无法完全卸空，造成短量损耗。

温度测量的准确性

在对原油的密度进行测量的过程中，如果规定的原油温度低于原油的实际温度，就会导致原油产生一定程度的挥发、损失，这样一来，较原油的实际密度而言，测出的密度结果就会偏高。相反，如果规定的原油温度高于原油的实际温度，就会导致原油的流动性降低，造成密度的测定结果高于实际，进而出现测量密度的误差。

原油蒸发损耗

原油的蒸发损耗与储存温度、储存压力、密度、蒸发面积、油面与蒸汽相对流动速度有关。储存温度跟损耗之间成正比关系，储存压力跟损耗之间成反比关系，密度跟损耗之间成反比关系，蒸发面积跟损耗之间成正比关系，油面相对风速跟损耗之间成正比关系。

原油挂壁

原油含蜡多黏度大。如产自泰国的班曲玛斯原油属低硫石腊基原油，盐含量高，凝点高达30℃，这类含石蜡多、黏度大的原油凝结快，比较容易发生挂壁，在装卸过程中发生的损耗要大于低凝点原油。主要原因在于高凝点原油卸油时温度下降快导致原油挂壁量增加，油轮舱内是不规则的几何体，如龙骨、管网、盘管、隔舱等辅助设备。这些因素都会导致高凝原油的挂壁量增加，致使卸油不彻底而产生较大的损耗量。石腊基原油较中间基原油挂壁现象严重，造成的原油一程损耗更大。

人工计量操作误差

在油品交接计量中，大都采用人工检尺计量。人工检尺计量在测液位、温度、密度、采样、视密度换算等环节均存在着不同程度的系统性误差问题，如果操作不当，综合误差就比较大。在油品计量的整个环节中，只要有一处发生误操作或计算错误，就会造成油品计量结果误差。

（1）油高测量。油高是直接反映罐内储液容量的重要参数之一。如果储液高度计量不准，得到的油品数量就会产生人为的误差。

（2）密度计量。油品密度是计算油品数量的第二个重要参数。严格说来，密度计量必须在室内油品静止状态下进行测定。而在实际工作中，对于经过输转装油作业后又马上测定密度的单位，稳油等待时间往往受到客观因素的影响，在油中所含泡沫未消除的情况下进行密度测量，其测定结果明显小于真实密度。

（3）温度计量。油温是计算油品数量的第三个重要参数。在计算油品的标准体积时，需要测量油品的实际温度。而在计算油品的标准密度时，则需要测量油品的视温度。根据经验，温度差1℃，体积差万分之七到万分之九，所以温度测量的准确性，将直接影响油品数量的准确性。

总之，作为货主，在计量过程中应关注计量标准和方式的有效性、商检人员的责任心及其监控现场各个过程的有效性，对计量偏差出现结果做到提前预判，规避潜在计量、短量风险。