单点系泊系统

我国海洋石油储运技术是什么？

一、海底管道在我国近40年海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术都有了长足发展。目前，我国海上油气田的开发工程模式也本上是全海式与半海半陆式。我国海洋石油工业起步于20世纪60年代，在改革开放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革开放后的30多年中，通过对外合作，引进、吸收国外先进技术与管理经验，中国海洋石油工业实现了跨越式发展，先后在渤海、东海、南海发现并开发了30多个油气田，年产油气当量已超过5000万吨。伴随着海洋石油工业的发展，海洋油气储运事业也得到了长足发展。20多年来，中国海洋石油总公司在我国渤海、东海以及南海先后建设了各类平台60余座，浮式生产储油装置11艘，海底管道2000多千米，陆上油气处理终端6座。可以说，经过20多年来的引进、学习与实践，目前，我国工程技术人员已基本掌握了百米水深以内的海洋油气储运工程技术，并且形成了一些有中国近海特色的专有技术与能力。但是，尽管我国海上已铺设了两千余千米海底管道，但国内设计、施工能力及水平与国际先进水平相比还有很大差距。工程设计方面，国外公司已形成水深近3000米，恶劣海况与复杂海底地貌及地质情况下的设计技术；而国内设计单位仅能涉足百米水深、常规环境下的海管设计；工程施工方面，国内只有两条铺管船，铺设水深百米以内，工程检测与维修方面更是相形见绌。我国第一条海底输油管道是中日合作开发的埕北油田内部海管。该海管为保温双重管，内管直径6分米，外管直径12分米，长1.6千米。该管道由新日铁公司设计，采用漂浮法施工，1985年建成投产，至今仍在生产。我国第一条长距离油气混输海底管道是1992年建成投产的锦州20-2天然气凝析油混输管道；该管道直径12分米，长48.6千米。这是国内第一条由国内铺管船铺设的海底管道。我国迄今为止最长的海底管道是1995年底建成投产的由南海崖13-1气田至香港的海底输气管道，管道直径28分米，长度787千米，年输气量29亿立方米。由美国JPKenny公司设计，意大利Seipem公司铺设。我国第一条长距离稠油输送海底管道是2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端海底管道，该管道长70千米，为双重保温管，内管直径20英寸，外管直径26英寸，年输油量500万吨；所输原油密度0.96克/立方厘米。该管道完全由海总工程公司设计并铺设。它是在总结绥中36-1试验区海管输送的经验基础上建设的。在1987年发现该油田后，在进行油田工程方案可行性研究中曾探讨铺设50千米海底管道将海上原油输送上岸。最后经过国内权威专家及国外公司研究评估认为，该油田所产原油密度高、黏度高，且当时国内外尚无长距离海底管道输送稠油的先例，技术风险大。特别是油田处在辽东湾，冬季气温低，停输再启动风险更大。随即启动了试验区方案，通过1993—1998近5年的生产试验，认为采用双层保温管长距离输送高黏原油是可行的。该长输管道自2001年油田投产以来系统运转正常。可以说，绥中长距离海底输油管道填补了国内外海底长距离输送高黏原油的空白。目前我国海上开发的天然气田，均采用了半海半陆式模式。东海的平湖气田以及南海的崖13-1气田、东方1-1气田等气田生产的天然气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后，均通过长输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销给陆上用户（或工业用或民用）。渤海以及南海开发的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇岛32-6油田、南海的惠州油气田等。在平台生产的油气通过海底管道混输到海式生产储油装置上进行处理、储存、外销。近年来渤海及北部湾油田群的开发也开始采用半海半陆式形式，如渤海的绥中36-1油田、南海的涠洲油田。这些油田生产的油气在平台上进行油气分离及脱水后，通过长距离海管将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。此外，中国近海铺设了多条长距离海底管道，如表37-1所示。表37-1　中国近海长距离海底管道最近几年是中国海油工程建设的高峰年，特别是随着海上天然气的大规模开发，有近2000千米海底管道投入建设，主要长距离管道如表37-2所示。表37-2　主要长距离管道此外，我国海底管道技术也取得了长足的进步，其中许多都达到了国际领先水平。这方面尤以海底管道多相混输等新技术的研究特别突出，相信在未来的世界海洋石油储运中，我国将会有更大的发展。多相混输技术在我国具有广阔的市场应用前景，制约多相混输技术应用的主要因素体现在技术本身的不完善和适用程度。我国石油工业迫切需要一整套完善的、适用性强的长距离多相混输技术，以提高海洋油田、滩海油田、沙漠油田和边远外围油田开发的经济效益，从而为石油工业实施低成本战略提供技术支持。二、浮式生产储油装置自1986年第一艘海上浮式生产储油装置希望号在南海涠10-3投入使用至今，在海上油气田开发中，先后有11条各类浮式生产储油装置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友谊号浮式生产储油装置是国内设计、建造的第一条海上储油装置。浮式生产储油装置由单点系统系泊在海上，它是在油轮基础上演变过来的。井口平台生产的油气由海底管道输送到单点装置后进入浮式生产储油装置上处理并定期外销。渤海使用的四条浮式生产储油装置，均为国内设计、建造；1989—1992年投产的3条装置储油量在5万～7万吨，2002年秦皇岛油田投产的世纪号储油量达到15万吨。渤海地区应用的浮式生产储油装置的系泊装置均为软刚臂系泊系统，这种设计主要是针对渤海海域水浅，冬季海面有流冰的特殊情况。而南海使用的六条浮式生产储油装置中有五条是由外国公司由旧油轮改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奋进号是由国内设计、建造的15万吨浮式生产储油装置，该装置系泊采用了内转塔式系统，南海使用的浮式生产储油装置基本上采用了类似的系泊装置：浮式生产储油装置是一种简便可靠的海上装置，它集油气处理、成品油储存外输、人员生活居住为一体；1997年投产的陆丰油田采用水下井口系统与浮式生产储油装置组合，实现了一条船开发油田的设想。2009年6月，我国最大的海上浮式生产储油装置“海洋石油117号”在蓬莱19-3油田投产。该装置又名“渤海蓬勃号”，船体尺寸为323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生产储油装置之一。三、油轮在国家能源运输安全战略导向之下，到2010年实现中国油轮船队承运中国年进口原油量50％的目标，中国油轮船队运力需从目前的约900万载重吨迅速扩充到1600万载重吨，因此建造中国自己的远洋运油船队乃至“超级船队”势在必行。分析师认为，一个国家打造一支自己的超级油轮船队是一项十分庞大、复杂的工程，须由政府主管部门进行政策引导，同时需要航运、石化、造船、金融等相关行业的协作配合。目前，国内几大航运巨头基本都与中国石化集团、中化集团等中国最大的原油进口商之间建立了战略合作关系，签订了长期运输合同。中国共有七家油运企业，中远集团、中海集团、招商局集团、中国对外贸易运输集团、长江航运集团是“国家五巨头”，民营企业有两家，河北远洋和大连海昌集团。还有一个比较特别的是泰山石化，该公司属于内地起家、境外注册的民营企业。油轮的建设更涉及我国深水油气田的开发。深水油气田的开发正在成为世界石油工业的主要增长点和世界科技创新的热点，是世界海洋石油的发展趋势，世界上钻井水深已达2967米，海管铺设水深已达2150米，油田作业水深已达1853米；据有关资料介绍，2000—2004年，世界上新建114座深水设施，深水钻完井1400口；安装水下采油装置1000多套，铺设深水海底管道与立管12000千米；世界各大石油公司对深水油田勘探开发的投入达566亿美元，深水产能提高1倍。严格说，我国尚不具备独立自主开发深水油田的能力。20多年来，我国通过对外合作已基本掌握了开发200米水深以内各类油气田的工程技术。我国最深的海上油田流花油田水深为330米，是1996年由美国阿莫科石油公司开发的。该生产系统由一艘半潜式生产平台与一艘浮式生产储油装置组成，采用了许多当时世界上最先进的技术组合。世界目光已转向深海，西非、巴西外海及墨西哥湾已开始采油，中国油气前景亦寄希望于深水。我国南海有着丰富的油气资源，预计的南海大气田区水深范围在200～300米，海洋石油对外招标区块水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油发展趋势，也是中国海洋石油战略目标所在。深水开发不同于浅海，需要更多先进的技术与技术组合；常规的平台及浮式装置深水海管铺设无论技术上还是经济上均已不再适应新的环境，过去的海上作业装置与技术需要更先进的动力定位、ROV等先进装备配合才能完成。我国大型油轮船队经营正处于起步阶段，绝大部分船公司目前主要致力于加快船队规模的发展，而在安全管理方面，与国际知名公司相比，则处于相对滞后的状态。对单壳油轮航行，我国海域未做出明确的限制性规定，而我国目前还没有限制单壳船进港，这无疑增加了我国海上溢油事故的隐患，使我国沿海海域面临更大的油污风险。对于管道和管线系统，水越深，水压越大，立管系统响应越大；而水压越大，海底管道屈曲传播加剧。更严重的是，深水的海管和立管比浅水的重得多，其连接、牵引和安装比浅水域困难得多。深水温度比较低（3～4℃），油气管道容易形成钠化物结晶和水合物，给管道流动保障带来严重挑战；而高温输送带来的热应力是管道整体屈曲（主要是侧向的蛇形屈曲）的主要原因。四、发展趋势国内海上油田的发展有两个趋势，一是向偏远边际小油田发展，二是向更深的水域发展。一些新技术的开发和推广应用将在开发偏远边际油田上起着十分关键的作用，这些新技术代表了海上油田技术发展的趋势。（1）研究和推广多相流技术。利用多相泵和多相混输，可以扩大集输半径，使边际油田纳入已建的集输系统，充分利用现有已建设施来减少投资和操作费用，使边际小油田开发变得经济有效。目前多相泵在陆地应用已逐步推广，但还未应用于滩海油田建设中。随着计量技术的不断发展，传统的分离计量装置将会逐渐被不分离计量装置所替代。目前，国外已有几十套商业性产品应用于海上油田，而我国在此方面目前正处于研制和试验阶段。（2）研制轻小高效型设备。由于受海上平台面积和质量的限制，一些轻小高效型设备将会越来越多地应用于海上油田。虽然我国在液液旋流设备研制上取得了一定进展，但与国外水平相比仍有较大差距，因此，轻小高效型设备的研制仍是海上油田技术发展的一个趋势。（3）平台结构多样化和轻小型化。平台建造在海上油田开发中占有相当大的投资比重，国内外都在致力于开发轻型平台技术以降低投资费用，这是平台建造技术的发展趋势。（4）海底管道技术及其他配套技术。海底管道敷设技术和单壁管输送技术的推广应用，以及立管技术、水下回接技术、安全与环保等配套技术等是未来降低海上油田开发成本的技术发展趋势。（5）海洋平台振动及安全分析研究。这也是轻型平台发展需要完善的基础理论研究。（6）深海油田开发工程配套技术研究。水下连接技术、多相流技术等是深海油田开发技术的发展趋势。（7）深海油田越来越多地采用FPSO进行海上油田开发。在海上油田偏远的较深水域内采用FPSO进行油田开发，可能是将来开发边际油田的一种选项和趋势。我国与国外合作开发的油田技术起点高，处于同期国外先进水平。但从整体上来讲，由于我国海洋石油工业起步较晚，与国外先进水平相比，仍有相当大的差距。如深海油田的水下处理技术及设备（如立管技术、水下生产设施）主要依赖进口，设备的高效化、小型化、橇装化与国外相比仍需做进一步的改进，在平台结构形式多样化、简易平台技术发展上还不成熟等，这些都是今后科研工作需要努力的方向。在我国科研经费投入相对不足的情况下，新技术开发应树立有所为、有所不为的思想，积极稳妥地采用新技术、新设备。有所为就是开发一些投入小、效益高、现场较为急需的项目，如轻型平台技术，小型化、高效化和撬装化设备的研制，多相流技术等：有所不为并不是指无所作为，一些投入高、风险大，且国外发展较成熟，技术水平领先的技术，如水下回接技术、水下生产设施、多管径智能清管器技术、腐蚀监控技术、井下分离回注技术等，可以走通过项目引进与合作开发的路子，缩短研制周期，尽快缩小与国外先进水平的差距。如我国的FPSO制造技术，就是通过引进国外先进技术，加以消化吸收，为己所用，迅速达到世界先进水平的典型例子。从技术发展与生产实际相结合的要求出发，现阶段的技术发展应着重解决以下几个技术问题：（1）在海上边际油田和已建油田的集输流程改造中，积极推广应用混输泵技术，提高海上油田的集输半径，将一些边际油田纳入已建的集输系统，使边际油田得以经济有效地开发。（2）加速多相流混相输送和不分离计量技术的研究和应用试验，尽早在海上油田建设中得到应用。（3）开发和推广应用具有储油能力的小型钢筋混凝土平台和可重复利用桶形基础平台。（4）参考国外在轻小型平台开发边际油田方面的经验，结合我国情况开发研究适合我国海上油田建设条件的轻小型平台，包括：开展轻型平台风险评估的研究，编制与轻型平台设计相适合的设计规范，提高设计人员素质。（5）借鉴国外工艺设备轻小型化、一体化特点，进一步开发研制更适合我国海上油田建设特点的轻小型化、一体化高效设备。

简答单点系泊系统的主要构件有哪些

分为单点系泊储油装置和单点系泊卸油装置两种。单点系泊系储油装置(Single Point Mooring Storage Tanker)，由单点系泊浮筒与储油驳船两大部分组成。单点系泊浮筒用4～8根锚链固定在海底。浮筒上有转盘和旋转密封接头。储油驳船与单点浮筒的转盘用钢丝绳或钢臂连接，可作360旋转，似风标，使之保持在受力最小的方位。原油从海底管线经过单点上的旋转密封接头进入储油驳船；运油轮则从储油驳船上装油外运。

　浅水超大型浮式生产储油系统

自20世纪50年代出现浮式生产储油系统（FPSO）以来，它已成为海上石油开采的重要设施。根据中国海洋石油总公司的发展规划，到2005年，渤海将成为我国海上石油主要产区，原油年产量将从现在的560×104t提高到2000×104t以上。从发展规划来看，FPSO在中国海域的油气田开发中将得到更大的应用。该项技术是配合渤海油田的大开发进行的，FPS0所在的这些油田都处于水深较浅的海区，而油田规模比以往都要大，FPSO的储油量和尺度也随之增加。因此，浅水、FPSO的超大型化、穿梭油轮与FPSO之间的大小匹配、频繁靠泊的原油外输作业等，带来了以往不曾考虑到的技术难题。为保证设施与人员的安全，也为了保障海上油气田连续安全生产，更重要的是在降低工程投资、提高油田经济效益的基础上，把海上油气田设施向安全、可持续生产、环保的方向上考虑。该项技术正在研制中，以寻求解决这些实际工程问题。一、主要技术关键1．浅水超大型浮式生产储油系统（FPSO）运动特性优化技术①浅水超大型FPSO主尺度方案分析与优化；②浅水超大型FPSO水动力性能与运动特性的数值模拟计算和分析；③FPSO及其系泊系统在风浪流组合环境条件下的耦合动力分析，系泊系统运动与系泊载荷预报技术开发；④研究黏性等因素对浅水超大型FPSO运动的影响；⑤研究船型主尺度和水深吃水比的变化对系统运动特性的影响，发展系统运动性能分析优化技术；⑥浅水超大型FPSO模型试验；⑦浅水超大型FPSO在工程中应用的技术方案分析。2．浮式生产储油系统特殊结构设计技术①研究船体变形对其生产模块支撑受力的影响；②开发大型模块甲板与主甲板连接结构的设计技术，并提出优化的结构方案；③为了提高舷侧结构抗撞击的能力，设计开发Y型等新型舷侧结构；④研究FPSO船侧结构及各组件的抗撞能力，开发船舶碰撞计算分析与载荷预报技术；⑤研究浅水海域FPSO艏或艉触底撞击，并评估撞击后的强度及变形；⑥研究FPSO的静水载荷及波浪载荷预报，为结构优化提供合理的载荷条件；⑦进行基于鲁棒性的局部结构优化设计技术的研究。3．多单元系泊、柔性连接输油系统技术①FPSO、旁靠油轮和串靠油轮3个系泊单元的总体布置与技术方案；②研究多系泊单元组成的柔性连接多刚体系统的相互影响与耦合运动，提出理论模拟计算的方法；③探讨柔性连接方式的影响，发展系统运动特性预报、单元之间相对运动预报、连接系泊力预报以及系统运动特性优化技术；④利用大型FPSO的浅水效应特性，进行FPSO新型多点系泊系统研究并提出设计方案；⑤进行柔性连接多刚体系统模型试验，研究多刚体系泊系统水动力特性与性能，验证理论预报方法与技术；⑥多刚体系泊系统的优化设计。二、主要技术创新①首次提出大型FPSO浅水效应的概念；②考虑浅水深和船型尺度对超大型FPSO运动性能的影响，从优化运动特性角度开发超大型FPSO的船型优化设计技术；③首次对FPSO的抗撞性进行研究，并开发Y型等新型舷侧结构，提高船体抗撞击能力，同时首次将鲁棒设计思想引入FPSO的局部结构设计，以期降低建造及维修成本；④在国内率先开展柔性连接多单元系泊输油系统的技术研究，发展相关的理论分析、数值模拟与模型试验方法。三、技术方案1．浅水超大型浮式生产储油系统运动特性优化技术①根据环境条件和油田生产要求，设计FPSO主尺度；②考虑船体总强度对FPSO主尺度进行初步优化；③理论分析研究与模拟计算；④通过模型试验进一步优化方案；⑤最后得到FPSO主尺度优化方案。一方面，通过模型试验研究（图13-13），发现和总结一些有关浅水FPSO运动特性、水动力性能、船型优化等的规律与结论，并为理论研究与计算提供数据支撑和方向性指导。另一方面，由浅入深地开展理论研究与数值计算工作。a在势流范畴内，研究浅水深条件下FPSO水动力特性，包括附加质量、阻尼和波浪力等随水深变化的规律及其机理，并进行数值分析。b．研究浅水单点系泊系统，特别是应用最为广泛的软刚臂系泊系统的理论分析与数值计算。图13-13　浅水超大型FPSO横剖面示意图图13-14　船体舷侧结构的类型c．建立浅水 FPSO与其系泊系统耦合作用的数学模型并进行模拟计算。d．应用黏性流理论，从黏性的角度研究浅水超大型FPSO非常规水动力特性的形成机理。e．从理论计算与模型试验两方面研究探讨储油轮尺度和线型对运动与系泊特性的影响，以优化系统设计。2．浮式生产储油系统特殊结构设计技术a．采用新型结构设计船体舷侧结构（图13-14）。b．运用碰撞理论和现代非线性有限元技术进行FPSO碰撞计算分析和仿真。国内外的研究证明，现有的基于经典力学的方法可以解决碰撞的外部机理研究，非线性有限元方法和以MSC/DYT-RAN为代表的软件也已被证明具有良好的精度，可用于碰撞仿真和内部机理计算。c．根据海底土壤参数和已有的FPSO资料，进行艏或艉的碰底分析研究。d．利用浅水效应，研究浅水超大型FPSO船体结构载荷的短期和长期预报方法。e．根据浅水FPSO的运动特性和超大型生产模块技术参数，进行受力分析和优化支撑结构方案。f．从鲁棒性设计的角度对结构进行优化设计，针对FPSO的具体结构形式，提炼出多目标优化问题，形成基于鲁棒性的FPSO局部船体结构的设计技术。3．多单元系泊、柔性连接输油系统技术a．根据超大型FPSO的原油外输要求，进行多单元体系泊的方案设计（图13-15）。图13-15　多单元体系泊方案b．按初步方案，进行多单元体耦合运动特性研究与模拟计算。c．进行多单元体系泊的模型试验，优化系泊系统方案。

“南海深水油气勘探开发关键技术及装备”重大项目是什么？

2006年，为提高我国深海油气勘探开发能力，形成深水海洋油气勘探开发产业链，提升我国海洋油气产业参与国际竞争的能力，推动我国装备制造业向深水高端领域进军，实现我国深海油气勘探开发技术实现跨越式发展，“863”计划海洋技术领域办公室在广泛、深入的战略研究和需求分析的基础上，启动了“南海深水油气资源勘探开发关键技术和装备”重大项目。项目累计投入国拨经费2.43亿元，各承担单位配套投入研发经费4.05亿元，该项目组织吸引了国土资源部、教育部、国家海洋局、中国石油集团、中国海油集团、中国石化集团、中船重工集团等部门和大型集团公司所属工程、技术研究单位、研究院所、高校累计104家单位参与攻关，参与项目研发任务的研究人员达到1690人。
该项目申请专利286项，其中发明专利149项，获得授权专利154项，发明专利45项；获得软件著作权登记65项，发表论文931篇，出版专著6部；制定国家、行业技术标准10项，建立了2个研究基地；培养了一大批我国急需的深水油气勘探开发领域的高层次人才，包括培养博士207人、硕士396人、试验设计、工程的领军人才近百人。项目成果为南海第一批4口深水油气探井及5万多公里深水油气综合地球物理勘探作业提供了技术支持。
“十二五”期间“863”计划海洋技术领域在“十一五”期间“南海深水油气勘探开发关键技术及装备”项目研发成果的基础上，已启动“深水油气勘探开发关键技术及装备”重大项目，计划投入国拨经费4.5亿元。该项目将以企业为课题牵头单位，进一步攻克系列核心关键技术，推动一批重大装备实现产业化，以期为维护我国海洋权益，推动我国油气工业走向深水和海外提供强有力的技术和装备支撑。
“南海深水油气勘探开发关键技术及装备”重大项目重点在深水油气资源勘探、钻完井、海洋工程和安全保障三个方面开展关键技术研究，完成了深水半潜式钻井平台和深水铺管系统设计建造技术的研发，为我国第一艘深水半潜式钻井平台“海洋石油981”和第一艘深水铺管船“海洋石油201”等重大装备提供了技术支撑；自主研制了我国第一套海上高精度地震勘探技术装备，初步形成了适用于南海的深水油气盆地综合地球物理勘探评价技术；研制了深水防喷器、深水钻井隔水管、深水水下井口头等深水核心装备工程样机；研发了具有我国自主知识产权的深水井身结构设计、表层钻井、井控、钻井液、固井、完井测试等关键技术，并成功应用于南海深水油气勘探开发工程；构建了深水油气工程的公共试验平台，具备4000m深水海洋工程试验的能力，新型平台的设计技术和灾害海洋环境下平台安全性评估技术等取得了重要的进展。这些成果初步形成了3000m水深深水油气勘探开发技术能力，为我国实现水深300～3000m的深水油气田的勘探开发提供了技术支撑。

我国海洋采油技术是什么？

1986年9月20日，我国第一座符合国际标准的现代化海洋采油平台海上安装工程，在渤海埕北油田全部结束，并调试成功。这表明我国已经能够独立制造海上油田开采的勘探、钻井、采油全过程的成套设备。经中日两国技术专家验收，平台的质量完全达到了设计的要求。
海上采油平台由两块平台组成。一块是生产平台（采油平台），它是一座海上原油处理工厂，把采出的天然油液处理成合格的商品原油。上面装有126台原油处理设备和1000多个自动化监控测试仪表，下通23个井眼，日产原油4000桶，天然气40000立方米。
另一平台是公用设施及生活平台，主要装有发电设备、供热设备、消防设备、淡水制造装置和储油装置，设有20个生活间共70个床位，整个采油平台的总控制室也设在该平台上。两个平台之间有一长20米的栈桥相连，两平台分别由9条粗大钢柱固定在水深15.3米的海底，设计使用年限为15年。填补了我国海上采油设施制造技术的一项空白。
采油平台的设计和制造，是由上海海洋石油平台设计公司、大连造船厂和新港造船厂共同完成的，渤海石油公司承担了模块的海上安装工作，整个工程是由中国船舶工业总公司所属的中国海洋石油平台公司总承包的。
深水采油是指水深300米以下的海上油田开发。目前我国的海上油田只有位于南海的流花11-1油田，水深在100米以下。世界近年来海上主要的油气发现一般多在深水，深水将是未来世界油气战略接替的主要区域。
第三十九章　海洋石油安全环境——深入海洋的最大约束煤、石油、天然气是当今世界的三大能源，而石油作为其中最重要的能源，更被称作黑色黄金、经济血液。石油是不可再生资源，它是保障世界各国经济发展、政治稳定、军事安全的重要战略物资，牵动着世界的神经。随着陆上石油的开发，人们逐渐将目光投向了辽阔的海洋，但就在人们疯狂地从大海中捞取利益的同时，海洋也受到了严重的污染，其中石油污染表现得尤为突出。

CBM 和SBM有什么本质区别

CBM是煤层气,是一种以吸附状态为主、生成并储存于煤层及其围岩中的甲烷气体，发热量大于8100大卡/m3，与常规天然气相比主要不同点如下：
①煤层气基本不含碳二以上的重烃，产出时不含无机杂质，天然气一般含有含碳二以上的重烃，产出时含无机杂质；②在地下存在方式不同，煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于煤层中，而天然气主要是以游离气体状态存在于砂岩或灰岩中；③生产方式、产量曲线不同。煤层气是通过排水降低地层压力，使煤层气在煤层中解吸-扩散-流动采出地面，而天然气主要是靠自身的正压产出；煤层气初期产量低，但生产周期长，可达20-30年，天然气初期产量高，生产周期一般在8年左右；④煤层气又称煤矿井斯，是煤矿生产安全的主要威胁，同时煤层气的资源量又直接与采煤相关，采煤之前如不先采气，随着采煤过程煤层气就排放到大气中，据有关统计，我国每年随煤炭开采而减少资源量190亿m3以上，而天然气资源量受其他采矿活动影响较小，可以有计划地控制
SBM是甲烷气，

什么是单点系泊？

　　单点系泊源于英文“Single Point Mooring”，简言之，与固定码头相比，它的最大特点即系泊方式是“点”，也就是大型油轮或超大型油轮可以系泊于近海海面上的一个深水“点”，然后进行装卸货操作。
　　单点系泊系统SPM（Single point mooring system）or Single buoy mooring (SBM)，它的主要作用是将FPSO定位于预定海域，起着输送井流，电力、通信等功能。同时，使FPSO具有风向标的效应，在各种风浪流作用下FPSO的受力为最小，从而保证FPSO在海上能长期连续工作。

什么是fpso，它的主要功能是什么

FPSOFPSO（Floating Production Storage and Offloading），即浮式生产储油卸油装置，可对原油进行初步加工并储存，被称为"海上石油工厂"。中文名称浮式生产储油卸油装置外文名称FPSO类型浮式生产储油卸油装置作用对原油进行初步加工并储存特点抗风浪能力强、适应水深范围广、系泊方式永久系泊和可解脱式系泊配套系统外输系统95%的人还看了一条fpso船多少钱fpso造价fpso结构简介中海油fpso基本介绍FPSO即Floating Production Storage and Offloading，中文是海上浮式生产储油船。FPSO是对开采的石油进行油气分离、处理含油污水、动力发电、供热、原油产品的储存和运输，集人员居住与生产指挥系统于一体的综合性的大型海上石油生产基地。与其他形式石油生产平台相比，FPSO具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大，以及可转移、重复使用的优点，广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发，已成为海上油气田开发的主流生产方式。[1]浮式天然气液化船（Floating Liquid Natural Gas，简称FLNG）是近年来海洋工程界提出的，集海上天然气/石油气的液化、储存和装卸为一体的新型FPSO装置。作用它集生产处理、储存外输及生活、动力供应于一体，油气生产装置系统复杂程度和价格远远高出同吨位油船，FPSO装置作为海洋油气开发系统的组成部分，一般与水下采油装置和穿梭油船组成一套完整的生产系统，是目前海洋工程船舶中的高技术产品。同时它还具有高投资、高风险、高回报的海洋工程特点。FPSO俨然一座“海上油气加工厂”把来自油井的油气水等混合液经过加工处理成合格的原油或天然气，成品原油储存在货油舱，到一定储量时经过外输系统输送到穿梭油轮。FPSO系统----作为海上油气生产设施，FPSO系统主要由系泊系统、载体系统、生产工艺系统及外输系统组成，涵盖了数十个子系统。作为集油气生产、储存及外输功能于一身的FPSO具有高风险、高技术、高附加值、高投入、高回报的综合性海洋工程特点。FPSO具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大及可以转移、重复使用等优点，广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发。

FPSO/LNG是什么意思

FPSO: 浮式生产储存卸货装置，通常与海上采油平台配合使用，可以在海上对开采的原油进行处理，储存，并输送给驳运的油轮，属于一种高附加值的海洋工程产品，造价较高
LNG: 液化天然气，也指LNG船。 LNG船是用于运输零下163度液化天然气的船舶，建造要求高，难度大，被誉为造船皇冠上的明珠。目前主流LNG船型有两种：GTT薄膜型，MOSS球罐型，另外还有一种MARK3型