一种新型原油输送装置的经济性分析

杨春勤， 王 丹， 董国祥

(上海船舶运输科学研究所 航运技术与安全国家重点实验室，上海 200135)

0 引 言

原油输送装置既是深海勘探和油气资源开发所需的关键装备，又是制约我国石油公司开展深海业务的主要瓶颈之一。

目前安装有装载系统的穿梭油船(Dynamic Positioning Shuttle Tanker，DPST)是承担海上浮式生产储油卸油装置(Floating Production Storage and Offloading，FPSO)油料卸载任务的重要工具,其造价远高于同等吨位的常规油船，且载重量多在8万～15万t，远低于常规油船的30万～40万t载重量。如何在大规模、远距离的深海油气资源开发和运输中充分发挥常规油船数量多、造价低、载重量大和运输成本低的优势，使现有油船在不加以改造的情况下就能从事深海油田原油运输工作，是国际原油输送装备技术发展的方向和海上石油生产运输链实现安全高效生产、降低成本的客观需求。深水动力定位原油输送装置CTV(Cargo Transfer Vessel)是顺应这一发展的产物。CTV配置有动力定位(Dynamic Position，DP)系统和原油转驳输送系统，利用DP系统的全方位推进功能牵引超大型油船(Very Large Crude Carrier,VLCC)等常规油船执行相对于FPSO的机动系泊定位工作，通过大口径输油软管将FPSO上的原油转驳输送至VLCC等常规油船上，实现离岸深水FPSO的原油外输。

1 4种深海原油输送模式简述

目前国际深水海域油气的输送模式主要有穿梭油船DPST卸油系统、CALM(Catenary Anchor Leg Mooring)卸油系统、CTV 卸油系统和普通油船拖船(TUG)辅助卸油系统等4种。

1.1 DPST卸油系统

图1 DPST

与常规油船相比，DPST装备有DP系统、艏装载系统和直升机平台等设施(见图1)，具有更好的操纵性能。在从FPSO提油过程中，DPST需长时间停留在距离FPSO 150～200 m的位置，复杂的海洋环境使得该操作充满风险。对此，DPST需配备使船舶在海上某一区域精确定位的DP系统，这使得DPST的建造成本比普通油船高很多(高出1/4～1/3)，经济性不够理想。

1.2 CALM卸油系统

CALM卸油系统(见图2)的突出特点包括：结构简单;最早开发的单点系泊装置，技术较为成熟;装备有DP系统，不灵活，易发生危险，适用性较差;深海安装较为困难。

1.3 CTV卸油系统

CTV作为深海卸油中转装置,开创了全新的海洋油田原油转驳方式。

以全球首艘CTV“Sealoader 1”号(见图3)为例，该船入级DNV-GL，全长89 m，宽20 m，设计航速13 kn。生活区可供36人居住，配备有4台大功率柴油机、2台5吨级吊机和2台吊舱式主推进器。艏部配备有2台全回转伸缩推进器和1台管道推进器，可提供强大的DP能力。全船采用可变速柴油机和直流电站系统，可显著提高燃油经济性，有效降低污染物排放，是一款符合环保低碳设计要求的海洋工程船舶。

图2 CALM卸油系统示意

图3 CTV “Sealoader 1”号

CTV的出现为常规油船深海定位提供了解决方案,通过DP实现对FPSO的动态跟随。CTV能依据石油公司的计划自航至作业区，其强大的装机功率可牵引VLCC等常规油船至安全作业的海域内定位，使FPSO上的原油快速、安全地转驳到VLCC上。此外，CTV具有良好的灵活机动性，可在恶劣的海况下实现原油转驳。

1.4 TUG辅助卸油系统

TUG辅助卸油系统又称拉紧式钢缆系统。在用油管卸油时，辅助拖船反方向拖拽油船使钢缆张紧,保持油船与FPSO之间的安全距离不变。通过石油平台生产的原油经海底管线输送给固定的FPSO系统，当原油需外输时，油船系泊FPSO单点系统，通过软管(漂浮式或非漂浮式)将原油从FPSO输送到靠泊油船的油舱中。

在较恶劣的海况下，海洋环境力会导致FPSO和油船的运动幅度增大，引发断缆、碰撞等危险，此时必须终止作业，等待海况好转之后再进行作业。不确定的海洋环境力给TUG辅助卸油系统的正常运行带来巨大风险，国外一些油田已禁止使用这种卸油系统。

2 各船型主要参数

在不同的输送模式下，输送原油过程中用到的各船型主要参数见表1。

表1 各船型主要参数

3 经济性评价指标及其计算方法[1]

在开发新船型时，要在保证安全和符合环保要求的前提下重视技术先进性与经济适用性之间的关系，得到最佳的价格性能比，确保新船型具有市场推广价值，最终提升其市场竞争力。

衡量经济性的指标有很多,其中在降低成本的同时提高利用率和缩短投资回收期是新船型具备市场竞争力的重要条件。下面以主要油田与原油输入国港口之间的航线为研究对象，对CTV、DPST和CALM等3种装置进行必要运费率(每桶油的运输成本)的比较，对推荐的CTV船型进行净现值、内部收益率和投资回收期的计算。

1) 必要运费率RFR的计算式为

RFR=[Yc+PK×(A/P,i,n)-R×(A/F,i,n)]/Q

(1)

2) 对于净现值NPV,设B=R-Cp-CV,有

NPV=-PK+B×(P/A,i,n)+R(P/A,i,n)

(2)

3) 对于内部收益率IRR，求解NPV=-PK+B×(P/A,i,n)+R(P/A,i,n)=0所得i值即为内部收益率IRR。

4) 对于投资回收期PBP，若考虑资金的时间价值，则有

PBP=(lnB-ln(B-PK×i))/lg(1+i)

(3)

式(1)～式(3)中：Yc为年总成本(不含折旧费);PK为船舶造价;R为船舶残值;(A/P,i,n)为等额系列资金回收因子;(A/F,i,n)为偿债基金因子;B为年净收益;R为年营运收入;Cp为船舶的年固定成本;CV为船舶的年变动成本;(P/A,i,n)为等额系列现值因子;i为折现率;n为船舶折旧期。

4 CTV、DPST和CALM的经济性比较[2-3]

针对不同距离的航线,分别结合巴西油田和南海油田对CTV、DPST和CALM等原油运输模式的经济性进行对比，从而选择出技术先进、经济效益良好的原油运输模式。

4.1 测算的主要依据

1) 以巴西油田设立1艘CTV、1艘15万吨级DPST和1艘CALM分别对应1艘30万吨级FPSO输送模式的营运方案为例进行分析。FPSO的储油能力为200万桶，日处理能力为18万桶，作业周期约为12 d。每年工作300 d，年转运原油5 400万桶。

2) 以南海油田设立1艘CTV、1艘15万吨级DPST和1艘CALM分别对应1艘15万吨级FPSO输送模式的营运方案为例进行分析。FPSO的储油能力为100万桶，日处理能力为8万桶，作业周期约为13 d。2艘FPSO的储油能力为200万桶，日处理能力为16万桶，作业周期约为13 d。每年作业300 d，年转运原油4 615万桶。

3) 船舶残值按造价的10%计算,船舶使用寿命为20 a,船舶折旧费=(船价-残值)/20 a。

4) 船员的工资参考2016年远洋船员工资的行情计算。

5) 对于船舶维修维护费用：CTV和DPST以船价的2%提取年修理基金(用于支付日常修理及大修理的费用)；CALM以船价的1%提取年修理基金(用于支付日常更换锚链的费用)。

6) 保险费用包括船舶和船舶所有人责任险，CTV和DPST每年以船价的1%提取，CALM每年以船价的0.5%提取。

7) 在贷款方面，对于造船资金，30%为自有资金，70%通过商业银行贷款,贷款期限为10 a,贷款年利率为6%。

8) 对于行政管理费等其他费用，CTV和DPST每年以船价的1.0%提取，CALM每年以船价的0.5%提取。

9) 燃油费用按300美元/t计算,各类船舶的耗油量如下：

(1) CTV输油每天用油48 t,航行期间每天用油37 t,停泊期间每天用油10 t,在1个作业周期内工作50 h,停泊238 h,每天平均用油16.6 t;

(2) 15万吨级DPST装卸油每天平均用油60 t,航行期间每天用油67 t,停泊期间每天用油13 t,在1个作业周期每天平均用油64.84 t;

(3) 15万吨级Suezmax航行期间每天用油70 t,停泊期间每天用油10 t，在1个作业周期内停泊5 d,航行8 d,每天平均用油46.9 t;

(4) 30万吨级VLCC航行期间每天用油80 t,停泊期间每天用油15 t,当停泊4 d、航行20 d时,每天平均用油69.17 t。

4.2 长航线运输

选取航线为巴西到我国大连、航距约为11 630 n mile的运输方案。

1) 运输模式1:FPSO(30万吨级)+CTV+VLCC(30万吨级)。

2) 运输模式2:FPSO(30万吨级)+DPST(15万吨级)+VLCC(30万吨级)。

3) 运输模式3:FPSO(30万吨级)+CALM+VLCC (30万吨级)。

在运输模式2中，DPST从FPSO上提油之后，先到乌拉圭卸载、储存，再通过VLCC将原油转运至目的地。另一种倒油模式是，DPST从FPSO上提油之后，先运输到另一个海域抛锚，再与VLCC直接过驳。这期间,由于DPST先提油，到油库或锚地之后再将原油转输给VLCC，会增加一笔过驳费。另外，DPST到油库或锚地时可能需等泊位，1艘FPSO可能需2艘15万吨级DPST。本文以1艘FPSO对应1艘15万吨级DPST为例进行对比分析。

图4 长距离运输中3种运输模式下每桶油的运输成本

3种运输模式都需采用30万吨级VLCC。在运输模式1和运输模式3中,30万吨级VLCC均从FPSO附近将原油直接运到大连，运距相同。在运输模式2中，30万吨级VLCC无论是从油库提油还是从锚地提油，都靠近油田。因此，3种运输模式中30万吨级VLCC的运输成本是相同的，可只比较CTV、DPST和CALM相关的经济性。

通过计算分析,得到长距离运输中3种运输模式下每桶油的运输成本见图4。

由图4可知,CTV相比DPST和CALM，转运每桶油的成本最低。CTV相比DPST，省去了去油库和锚地的等候时间和所需费用；CTV相比CALM，省去了高昂的深海设备安装费,安全性更好。

4.3 中航距运输

选取航线为巴西到美国东海岸、航距约为3 800 n mile的运输方案。

由于航距较短，DPST从FPSO提油之后直接运往目的地。目前15万吨级DPST和VLCC的服务航速约为15 kn，从巴西到美国东海岸往返一次大约需20 d，停港4 d。1艘30万吨级FPSO需4艘15万吨级DPST或2艘VLCC。

1) 运输模式1:FPSO(30万吨级)+CTV+2艘VLCC(30万吨级)。

图5 中航距运输中3种运输模式下每桶油的运输成本

2) 运输模式2:FPSO(30万吨级)+4艘DPST(15万吨级)。

3) 运输模式3:FPSO(30万吨级)+CALM+2艘VLCC(30万吨级)。

中航距运输中3种运输模式下每桶油的运输成本见图5。由图5可知，CTV相比DPST和CALM，转运每桶油的成本更低。

4.4 短航距运输

目前国内主要采用“FPSO+VLCC+拖船”的输油模式。对于这种输油模式，在天气比较恶劣的情况下存在极大的风险，必须停止作业，因此不能作为理想的输油模式。从安全方面考虑，以后应采用“FPSO+CTV+VLCC”或“FPSO+DPST”的输油模式。下面选取航线为南海(流花)到大连、航距约为1 300 n mile的运输方案进行分析。

南海油田多采用15万吨级FPSO,因此选取15万吨级FPSO对应CTV、15万吨级Suezmax和DPST。

图6 短航距运输中3种运输模式下每桶油的运输成本

1) 运输模式1:2艘FPSO(15万吨级)+CTV+2艘Suezmax(15万吨级)。

2) 运输模式2:2艘FPSO(10万吨级)+2艘DPST(15万吨级)。

3) 运输模式3:2艘FPSO(15万吨级)+CALM+2艘Suezmax(15万吨级)。

短航距运输中3种运输模式下每桶油的运输成本见图6。由图6可知，当FPSO较小、航距较短时,CTV没有明显的优势,成本高于DPST，但低于CALM。

5 CTV单船的经济性

假设在巴西油田1艘CTV对应1艘30万吨级FPSO，储油能力为200万桶，日处理能力为18万桶，每年工作300 d，年转运原油5 400万桶。转运1桶原油0.5美元，每年收入2 700万美元。考虑CTV的使用寿命为20 a，CTV投资收益经济指标测算结果见表2。由表2可知，CTV具有良好的营运经济性。

表2 CTV投资收益经济指标测算结果

6 结 语

CTV可依靠自身的DP功能部署到任何油田，能从FPSO上安全、可靠、高效地将原油输送到任何尺度的油船上，有效替代DPST。CTV的工作水深和作业环境可适应现有深海油田FPSO和VLCC的工作海况；与传统的“FPSO+DPST+VLCC”模式相比，具有原油输送量大、成本低、作业风险小、节能环保和适应性强等特点；与“FPSO+CALM+VLCC”模式相比，能节省安装费和维护费，最大的优势是1艘CTV能服务于多艘FPSO，且成本较低。

在一些油田的DPST被大石油公司垄断的情况下，CTV能解决部分油田及短距离运输必须使用DPST的问题，扩大30万吨级VLCC的作业范围，降低原油的装载成本。