海上原油中转储销模式研究

潘迁伟

(中海油能源发展股份有限公司销售服务分公司，天津 300450)

1 常规海上原油储销模式

1.1 海上原油生产外输现状

海上原油生产外输不同于陆地，陆地油田开发后可直接铺设陆地输油管道外输，而国内海洋原油勘探开发后，是在海上油田建设海上平台，通过海上平台开采原油，原油输送管道需铺设在海底。海底输油管道铺设不仅从技术和成本上都远高于陆地，并且海底管道铺设需要考虑海洋生态环境、海上路由限制等，海上原油开采平台一般距离陆地较远，受成本、环境等多方面限制，一般仅从海上原油开采平台至海上浮式生产储油卸油装置(FPSO)铺设海底原油管道。海上平台开采原油后，原油通过管道运输至FPSO 进行海上仓储[1]，然后从海上FPSO 进行原油销售外输，主要通过提油轮靠泊FPSO，原油外输从FPSO 在海上通过输油软管进行[2]。个别海上平台距离陆地较近，比如渤海区域绥中终端、渤西终端为陆地终端，从海上平台直接铺设海底原油输送管道至陆地终端进行原油仓储和销售外输，从陆地终端进行原油销售，可通过原油装车外输或提油轮靠泊陆地终端码头进行原油销售外输。

1.2 海上原油仓储条件

目前，据不完全统计，全球范围内有至少超过200艘的FPSO 在各个油田工作，FPSO 的工作海域不断扩大，广泛应用于中国渤海和南海、北海，以及东南亚和非洲西部等海域，是海上原油生产装备的主力军[3]。在渤海地区海上有4 个FPSO，分别为渤海世纪号、海洋石油112、海洋石油113、海洋石油117；陆地有渤西终端、绥中终端和东营终端3 个海上原油陆地终端。

1.3 海上原油销售外输情况

海上原油销售外输有三种方式，分别为原油管输、装车和船运。从FPSO 上进行原油销售外输，由于海上作业环境特殊性，外输主要是通过提油轮串靠FPSO[4]，将原油从FPSO 上通过输油软管销售外输至提油轮，外输结束后通过商检计量出提单，主要以FPSO 上外输流量计示数作为原油销售确认量，各方确认无误后，提油轮将原油运输至下游客户原油接收码头和库区。

从陆地终端进行原油销售外输，外输方式比较灵活，根据客户的不同，原油管输、装车和船运情况均存在。原油管输销售主要是从陆地终端销售至周边客户，如渤海垦利终端，原油直接从陆地终端原油储罐通过陆地输油管道销售外输至下游客户原油储罐中，外输计量主要以陆地终端流量计或商检岸罐计量出具销售提单；原油装车外输亦主要是销售至周边客户，如渤海渤西终端，通过槽罐车进行原油装卸，外输计量以槽罐车在陆地终端地磅称重为销售结算量；原油船运即通过提油轮运输原油至下游客户，如渤海绥中终端和南海涠洲终端，提油轮通过靠泊陆地终端码头或提油单点进行系泊原油外输，外输结束后通过商检计量出提单，主要以陆地终端外输流量计示数作为原油销售确认量。

1.4 存在的问题和不足

随着中海油集团公司增储上产和七年行动计划实施，海上新油气田的不断发现及生产，以及技术创新对老油田产量的提升，油气产量不断攀升。2025 年预计净产量将达到730 000 万桶～740 000 万桶油当量，原设计终端或FPSO 可能无法满足日益增长的原油产量需求，海洋原油目前产储销体系面临巨大挑战。原油产量的增长，势必对现有原油仓储能力产生巨大压力，销售则只能通过尽快进行原油销售和调动更多船舶资源保障FPSO 或陆地终端原油仓储库存安全，否则将影响上游海上油田正常生产。一方面海洋原油销售外输主要依靠船运，受恶劣天气、涌浪等影响，提油轮靠泊FPSO 或陆地终端存在一定客观条件限制；另一方面，国际形势和地缘政治影响导致国际原油价格剧烈波动，原油储销体系如无法充分满足原油产量增长，销售则为保障库存安全加快原油销售，将影响海洋原油销售价值，故增加海洋原油仓储能力适配产量增长是目前亟需解决的问题。

传统的海上油田开发后，建立开采平台，原油输送至陆地终端或者FPSO 进行储存及外输，即开发新油气田需在建设期配套相适应的陆地终端或FPSO的仓储能力。随着国内海上油气田的勘探开发，部分海上平台或者边际油田位置较为偏远，如果采取常规海上原油储销模式，需大量投资铺设海底输油管道到现有陆地终端或FPSO 进行原油仓储，或者在新油气田附近建设新的FPSO 或陆地终端，成本较高，经济评价较低，影响油气田的开发利用。并且部分小油气田储量较少，可开采年限较短，如铺设海底管道、建设新FPSO 或陆地终端进行原油仓储外输，在油气田产量枯竭后，将造成资源的巨大浪费[5]。

同时，为保障上游产量增长，即便新建FPSO 或者陆地终端，项目建设审批等前置条件及工程建设亦需大量时间，短期内无法快速增加海洋原油仓储能力。

2 QHD 原油中转外输

2.1 锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2 原油基本情况

锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2 油田属于中海石油(中国)有限公司天津分公司下属辽东作业公司，位于辽东湾北部，2022 年锦州9-3 油田销售量为31.68 万t、旅大27-2/32-2 油田销售量为15.16 万t。由于辽东湾海上无FPSO，且距离绥中原油终端较远，铺设海底管道距离过长，安全风险或海上生态红线、路由等因素均制约锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2 油田原油生产外输。

2.2 秦皇岛港原油仓储情况

秦皇岛与锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2 油田地理位置相近，运输距离为120 km[6]，并且具备优越的码头外输条件。秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司，投产于1973 年10 月6 日，是秦皇岛地区大型、专业的油品中转接卸国有企业。其拥有9 个原油储罐，共27 万m3原油仓储能力，如表1 所示。码头共有7 个泊位可进行原油船舶装卸，如表2 所示。中海油通过租赁其7 号和8 号原油储罐，共10 万m3罐容，使用102、103 号泊位靠泊外输提油轮，104、105 号泊位靠泊中转油轮，101 号为备用泊位，保障锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2 油田原油中转至秦皇岛港进行原油仓储和销售外输。

表1 秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司罐区规模及现状

表2 秦皇岛港码头基本情况

2.3 QHD 原油中转外输流程

锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2 油田海上平台进行原油生产，中转油轮为小油轮，船舶载重一般在3 000 t 左右，中转油轮通过靠泊连接海上平台，原油通过输油软管外输至中转油轮进行原油仓储，外输结束后，中转油轮运输原油至秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司原油码头。

中转油轮靠泊秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司原油码头后进行中转油轮卸货前商检计量，对中转油轮和原油岸罐进行检尺计量。计量结束后，通过码头输油管线，中转油轮卸货原油至秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司原油储罐进行仓储。中转油轮卸货完成后，进行商检计量，对中转油轮和原油岸罐进行检尺计量，记录原油岸罐中原油库存量及中转油轮原油卸货量。中转油轮卸货完成后，确认卸货计量数量正常，离泊返回锦州9-3 油田和旅大27-2/32-2油田海上平台，往返进行原油运输。

待中转油轮往返运输原油至秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司原油储罐中，其原油库存达到30 000 t 以上后，确定原油销售计划，安排下游客户提油轮到秦皇岛港股份有限公司第一港务分公司原油外输码头靠泊。提油轮达到后，进行原油销售外输前商检计量工作，对原油岸罐和提油轮船舱量进行计量。计量结束后，通过码头原油外输管线，将原油储罐中原油外输至提油轮。装船完毕后，由商检再次对原油岸罐和提油轮船舱量进行计量，以岸罐量作为原油销售外输数据出具提单，提油轮船舱量作为核验，岸罐量和船舱量差距不超过千分之三。各方确认无误后，提油轮装载原油离泊运输至下游客户。简要外输流程图如图1 所示。

图1 简要外输流程图

3 海上原油中转储销模式

3.1 海上原油中转储销模式构建要素

海上原油中转储销模式构建组成，分别是海上平台、中转油轮、租赁陆地原油仓储(具备码头靠泊装卸能力)、外输提油轮。由于海上平台特殊性，仅能靠泊载重较小的小油轮，故中转油轮一般载重在3 000 t左右。为保障海上平台连续作业生产，以及受限于中转油轮载重较小，故选择陆地原油仓储地点与海上平台距离不能太远，确保中转油轮可较快速往返于海上平台与陆地原油仓储之间，进行原油中转运输。陆地原油仓储需具备充足的原油仓储罐容和码头接靠泊原油装卸条件，确保中转油轮能够顺利靠泊接卸原油至陆地原油储罐中，再通过码头靠泊提油轮，外输原油至提油轮，由提油轮销售运输至下游客户。

3.2 海上原油中转储销模式特点

从海上原油中转储销模式的构成来看，创新将原需要建设的海底油气管道转变为通过中转油轮进行海上原油运输；将原油仓储由原需要建设FPSO 或者陆地原油终端，转变为利用陆地社会资源原油储罐。相比直接从海上平台铺设海底管道至FPSO 或陆地原油终端进行储销的常规模式，海上原油中转储销模式是通过中转油轮将海上平台生产原油运输至陆地社会资源原油储罐进行仓储销售外输。

从海上原油中转储销模式的工作流程和所需技术能力来看，海上原油中转储销模式相比常规模式，需要多次中转油轮靠离泊和商检计量。虽然最终原油销售量以提油轮靠泊装货时原油岸罐量进行确认，但整个海上原油中转储销模式中中转油轮原油装卸量和原油储罐岸罐量变化仍需逐一商检计量，确保原油外输数据有序可查，避免原油产销量数据出现巨大差异。

3.3 海上原油中转储销模式优势

海上原油中转储销模式的优势：一是能够将海洋原油与社会原油仓储资源实现有机结合，极大增强海洋原油仓储能力，为上游增储上产做好原油仓储保障；二是能够避免海底管道和FPSO、陆地原油终端等大规模建设，既节省建造时间，同时可大幅减少海上油田开发建设成本，有利于小规模或边际海上油田开发经济性提升；三是模式灵活性强，由于不存在海底管道、自建FPSO 或陆地终端等海油方固定资产，如果上游油田产量衰减或弃置，不会涉及海底管道或自建FPSO、陆地终端的闲置，中转油轮可移动服务别的油田，原油陆地社会仓储资源为社会租赁资源，可根据实际情况和其他油田生产需要决定是否继续租赁。

4 结语

通过对国内海上原油常规储销模式的分析和QHD 原油中转外输的研究，总结出海上原油中转储销模式的构建要素和特点，提出以中转油轮运输海上原油至陆地社会原油储罐进行原油仓储和销售外输的全新储销模式，即海上原油中转储销模式。相比常规海上原油储销模式，具备社会面可利用原油仓储资源广泛、减少海上油田储销相关固定资产投资、降低油田开发成本、条件成熟下模式构建所需时间快速、模式灵活性强的优点，能够极大提升海上原油仓储和销售外输能力，对进一步增强海上原油产供储销体系建设提供新的方向和有效措施。