石油運輸存儲中心

⑴ 下圖是我國從國外進口石油天然氣運輸線與油氣存儲基地示意圖。讀圖完成下列問題： （1）指出目前我

⑵ 全世界石油儲存分布

海洋石油比中東的還多

⑶ 儲存原油、天然氣的「庫」是

我們祖祖輩輩都知道糧食儲藏在「糧倉」，它就是現在的糧庫——糧食儲備庫。在農村和城市都有蓄水備用的水庫，那儲存原油、成品油的油庫是什麼模樣呢？當你來到採油廠聯合站、油氣儲運公司油庫、石化企業油庫、銷售公司油庫時，只見一個個高高矗立、銀光閃閃的圓柱形金屬大罐，雖然體積大小不同，但引人注目地挺立著——它就是儲油罐，油庫的標志。
那油庫的作用是什麼？儲存原油、成品油的「庫」叫油庫，是供應、協調原油生產和加工及運輸的倉庫。具體地說，油田採油廠聯合站的油庫用於儲存集中處理後的原油；油氣儲運公司的油庫用於儲存中轉准備輸送到石化企業的原油；石化企業的油庫用於儲備保證生產的原料；銷售公司的油庫專門用於接收、儲存和發放經營的油料。
油庫的儲油罐主要分為拱頂罐、外浮頂罐、內浮頂罐三種：
拱頂罐的罐頂為球面的一部分，它是由6～8毫米的薄鋼板和加強筋組成的，就好像撐開的雨傘。這種罐頂的優點是施工容易，造價低，但是油氣損耗大，主要用於儲存重油（稠油）。因罐的直徑受結構限制，一般用在1萬立方米以內的容積。

外浮頂罐的罐頂浮在油麵上，隨油品的收發上下浮動，油品的蒸發損耗小，主要用於儲存輕質原油。雖然浮頂造價比拱頂高，但結構比拱頂易於處理，大型油罐大多採用外浮頂油罐，最大容積可到20萬立方米。它比小罐節省鋼材和用地，我國已建成了一批10萬立方米的浮頂罐。新疆油田王家溝油庫正在建設9座5萬立方米的這種浮頂罐。

⑷ 什麼是油氣儲運

所謂儲運，顧名思義，一個是儲存，一個是運輸，即採取什麼方式、手段搞好油氣儲存和運輸的過程。油氣從地下取出來，不僅要儲存好，而且要把它運到需要的地方去，靠的就是儲運。
它是油氣在地面運移的「網站」和「網路」，氣儲運關系著油氣的宏觀調控，關系著油氣供給的可持續性，關系著人民的生活，關系著國民經濟的發展，關系著國家的能源安全戰略。早在20世紀60年代，發達國家就建成了完善的儲運系統。中國的油氣儲運雖然起步晚，但也走在了世界前列。
拓展資料：
油氣儲運技術主要研究油氣儲運、設備使用維護、產品質量檢測等方面基本知識和技能，進行油氣儲運生產、建設、服務、管理等。例如：西氣東輸天然氣管道規劃建設，油氣管道和儲罐防腐設計、腐蝕檢測，成品油和城市燃氣的集輸、儲運，油氣儲運系統工程的規劃、設計、建設、管理、技術開發和應用研究等。《工程力學》、《工程流體力學》、《結構力學》、《儲運油料物性分析》、《油氣儲運設備的使用與維護》、《油氣集輸》、《油庫設計與管理》、《油氣儲運工程》、《城市配氣》、《油氣長距離管道輸送》。
相對其他石油專業，油氣儲運專業就業方向比較廣，你可以去油田、管道局、管道公司、設計院、研究院、燃氣公司、地方政府設計院以及高校。國內開設油氣儲運專業的院校較少，相對有名氣的就更少了。因此，如果你是石油院校油氣儲運專業畢業，理論上就業應該沒有問題。 油氣儲運專業的前景還是不錯的。這個前景是從國家大方向上考慮的。因為現在國家正在努力建設油氣管網，而且各個省市也在大力發展天然氣管網，你對比一下美國的油氣管網分布圖，就知道我們國家的油氣管網建設真的不是差一點半點，所以說這些都是機遇。

⑸ 石油庫是指儲存儲存原油的庫區嗎

一般概念上是指原油和成品油，不是只有原油

要是按照嚴格術語定義，根據GB 50074《石油庫設計規范》的界定，石油庫是「收發、儲存原油、成品油及其他易燃和可燃液體化學品的獨立設施」
另外根據標准適用范圍，像是煉廠油庫、輸油站、石油天然氣站場等不屬於石油庫的范疇，盡管它們存在儲存油品的能力

⑹ 怎麼樣油氣儲存與儲備保障

到達目的地的原油總是立即被送往煉油廠進行加工處理。一些發達國家通常會為自己儲備相當於三個月進口量的石油產品（石油和石油化工產品），自1968年以來，這種儲備已成為歐洲共同體的必備。各國所採用的戰略儲備方式不盡相同，既有國家層面的，也有民間組織層面的，也有兩者兼而有之進行儲備的。比如在法國，民間組織的石油儲備責任是確保各地區10天的石油消費量和15天的柴油和民用燃料用量。石油產品儲存在大小不等的罐內，它們大多深埋地下。石油儲備中心的管理者們的主要關注點就是安全和保密。防火自然是首要因素；但是也要嚴防土地和水域石油泄漏的危險，對這些儲存罐應進行有規律的監測並注意防腐。

液化天然氣的儲存與輸送。在過去的40年中，人們已經成功而安全地跨越遼闊的海域輸送了大量液化天然氣，這些雙殼結構的船都是專門為液化天然氣的輸送而設計建造的。在陸地，液化天然氣在特別設計建造的雙層儲存罐內在常壓大氣壓力是地球大氣層內任何一個給定點的壓力。在絕大多數情況下，大氣壓力與測量點之上的空氣重量產生的水靜壓力值非常接近。低壓區域的位置上方壓力低於大氣壓，而高壓區則在其上方出現了高於大氣壓力。同樣，隨著高度增加，上覆的大氣變薄，所以氣壓將隨高度增加而減小。在橫剖面上，1平方英寸的空氣柱是從海平面到大氣層頂部測定的，其重量約為14.61磅力。1平方米（11平方英尺）的空氣柱約為110千牛頓（相當於海平面處的10.2噸質量）。條件下儲存，絕大多數儲存罐的混凝土外壁可厚達3英尺，罐內壁是用鎳合金鋼製成，這種特殊設計製造都是為確保液化天然氣的低溫保存。一旦在內壁出現破裂，則內壁與外壁之間的空間都會被液化天然氣充填，人們用精密的監測系統對任何內部裂隙進行不間斷的監測。用泵將液體從儲存罐中抽出，並加熱使其氣化，液化天然氣就可以轉為天然氣，然後，通過天然氣管線把這些氣體輸往民用和商業用戶。但在一些情況下，在技術上難以完成天然氣管線的鋪設，或者投資過於巨大，比如從奈及利亞向歐洲送氣，或從卡達向日本送氣。為了解決這類問題，人們採用了在海上運輸液化天然氣的方法。天然氣會占據大量空間，在它裝船運輸之前就必須進行濃縮處理。兩個基本的方式為：（1）將天然氣轉變為液態化工產物，如氨水或甲苯，或者復合型液態烴類物質；（2）將其低溫冷卻液化（在-160℃狀態下），並用液化天然氣罐進行運輸。由於已經新建了大量的液化加工廠，所以液化天然氣罐的數量也相應地迅速增加。液化天然氣罐的製造使用了先進技術，但也要極其昂貴的材料（如特種鋼材）來製造，這些材料需要耐極低的溫度，這些罐還需要極佳的保溫性能，這意味著液化天然氣罐的運輸費用是同樣體積石油運輸費用的4～5倍之多。

然而，即使這么高的投資，液化天然氣工業出色的經濟靈活性和地緣政治優點使其在當今世界大獲成功。一個需要進口液化天然氣的國家必須修建一些特殊的港口，稱為液化天然氣終端站液化天然氣被用於天然氣的遠程運輸，通常是跨海運輸。在絕大多數情況下，液化天然氣終端是為液化天然氣的進口或出口專門建造的港口。，在那裡從船上卸下液化天然氣罐。這些終端站有三種設備：（1）液化天然氣卸載設備（尤其是液化天然氣罐的噴射加防凍保暖層，可以用泵壓通過管線將液化天然氣從罐內抽提到陸上的裝置）；（2）液化天然氣儲存罐；（3）液化天然氣的再氣化裝置，將氣化後的液化天然氣通過管線輸往進口國的天然氣管線配送系統或直接輸往主要的消費處（比如發電廠）。在氣化加工過程中，1立方米的液化天然氣在大氣壓力下可以氣化為600立方米的天然氣。與石油不同，天然氣在常溫常壓下為氣態，這意味著，就相同質量的能量而言，它所佔的體積是石油體積的600倍。所以，毫無疑問，輸送氣態天然氣租用交通工具的費用將是石油的600倍之多。

液化天然氣是怎樣運輸的？液化天然氣的運輸需要大型的、特殊設計的船，這些船是雙殼的，裝載能力為138000立方米或更大。這種船上固定著一套特殊的罐裝儲存系統，可以在裡面以大氣壓和-160℃狀態儲存天然氣。全球目前有130艘液化天然氣運輸船，還有50多艘的購船訂單。

液化天然氣罐的類型。造船者們可以選擇兩種技術方式：具獨立分隔艙的液化天然氣罐，更常見的是球形罐，可以安裝在船殼內。在船殼內的液化天然氣罐具有特殊的內層，它由鎳或特種鋼製成，用特殊鋼材將船艙分隔開來，以保證它們彼此不滲漏，並能耐受-160℃的低溫，確保船殼內部的保溫。一艘標準的液化天然氣油罐船卡達擁有迄今世界上最大的液化天然氣船。第一艘Q-Max（266000立方米）的船名為「Mozah」。（135000立方米）的運載能力僅僅是運輸相當能量的油輪體積的一半，但前者的造價卻是後者的3倍之多。在過去的40年中，人們已經跨海6000萬英里安全地輸送大量液化天然氣。這些雙殼船體的罐裝船是為運輸液化天然氣專門設計建造的。在陸地，液化天然氣儲存在大氣壓條件下特殊施工建造的雙層壁的儲存罐內。

絕大多數這種運輸船的外壁厚達3英尺，內壁用鎳合金鋼特殊設計建造，可以保證液化天然氣的低溫狀態。一旦內壁出現裂隙，所有的液化天然氣都會灌入內壁與外壁之間的空間。精確的監測系統可以對內部裂隙實施全天候監控。可以用泵將液化天然氣從儲存罐抽出，然後加熱使液體氣化。這些天然氣就可以通過管線輸往民用與商業用戶。

「實際上，一艘標準的液化天然氣罐裝船的長度足有3個足球場那麼大！」

液化天然氣運輸船的裝載能力：一艘標準的液化天然氣罐裝船裝載量可以超過3300萬加侖液化天然氣，它相當於200億加侖的天然氣。一艘液化天然氣罐裝船釋放出來的天然氣將是1944年把美國俄亥俄州東北部港口城市克利夫蘭1平方英裡面積燒成灰燼的燃料量的20倍！

「一艘標準的液化天然氣罐裝船（12.5萬立方米）所裝載天然氣爆炸釋放出的能量相當於70萬噸TNT當量，或者相當於55顆投在日本廣島的原子彈的爆炸能量。」

⑺ 美國原油儲存主要選址在墨西哥灣的原因

主要是因為配套設施比較完善，海陸運輸便捷，儲存條件及土地成本的優勢，諸多因素綜合考量的結果。

⑻ 什麼是世界海洋石油儲運技術

一、海上油氣集輸系統

油氣集輸是繼地質勘探、油田開發、鑽井採油之後的油田生產階段。這階段的任務是從油井井口開始，將油井的產出物在油田集中、油氣分離、計量、凈化處理、必要的初加工，生產出符合質量要求的油、氣及副產品，而後輸送給用戶。

海上油氣集輸系統包括海上油氣生產設備系統以及為其提供生產場地、支撐結構的工程設施。海上油氣集輸包括了整個油田生產設備及其工程設施。這些工程設施有井口平台、生產平台、生活平台、儲油平台、儲油輪、儲油罐、單點系泊、輸油碼頭等。根據所開發油田的生產能力、油田面積、地理位置、工程技術水平及投資條件，可分別組成不同的油氣集輸系統。

隨著海上油田開發工程由近海向遠海發展，海上油氣集輸形成了以下三種類型。

1.全陸式集輸系統

海上油田開發初期，是在離岸不遠的地方修築人工島，建木質或混凝土井口保護架（平台）打井採油。油井的產出物靠油井的壓力經出油管線上岸集油、分離、計量、處理、儲存及外輸。這種把全部的集輸設施放在陸上的生產系統稱為全陸式集輸系統。

該系統的海上工程設施一般為：（1）井口保護架（平台）通過海底出油管上岸；（2）井口保護架（平台）通過棧橋與陸地相連；（3）人工島通過路堤與陸地相連。

全陸式生產系統在海上只設井口保護架（平台）和出油管線，大大減少了海上工程量，便於生產管理。陸地生產操作費用比較低，而且受氣候影響小，與同等生產規模的海上生產系統相比，其經濟效益好。該系統一般適用於淺水、離岸近、油層壓力高的油田。我國灘海油田開發多採用這一集輸方式。

2.半海半陸式集輸系統

隨著油田開發地點水深的增加、離岸距離加大、鋼導管架平台的發展和應用，全陸式集輸系統已不能適用。為了解決油氣長距離混輸上岸效率低及油層壓力不足的問題，逐步把油氣分離及部分處理設備放在海上。油井開采出來的油氣在海上經過分離初處理後，再將原油加壓管輸上岸處理、儲存及外輸。如伴生氣的量小，除作平台燃料外，其餘在海上放空燒掉；如天然氣量較大，則油、氣在海上分離後，分輸上岸再處理。這種在海上僅進行油氣初處理，而把主要的油氣集輸設備及儲存、外輸工作放在陸上的油氣集輸系統，稱為半海半陸式集輸系統。該系統適用於離岸不遠、油田面積大、產量高、海底適合鋪設管線以及陸上有可利用的油氣生產基地或輸油碼頭條件的油田，尤其適用於氣田的集輸。因為在海上不易解決天然氣的儲存和加工問題，所以一般氣田採用半海半陸式的集輸系統，如我國渤海灣錦州20-2氣田就採用半海半陸式集輸系統。

3.全海式集輸系統

隨著世界工業的迅猛發展，對石油的需求量不斷增加。為了簡化海上生產的原油上岸後再通過海運外輸的環節，憑借現代海洋工程技術在海上建儲油罐和輸油碼頭，使油氣直接從海上外運。這種將油氣的集中、處理、儲存和外輸工作全部放在海上，從而形成了全海式集輸系統。由此也使海洋油田的開發向遠海、深海和自然條件惡劣的極地發展。全海式的集輸系統可以是固定式，也可以是浮動式；井口生產系統可以在水上，也可以在水下。這種集輸生產系統既適合小油田、邊際油田，也適合大油田；既適合油田的常規開發，也適合油田的早期開發。這是當今世界適應性最強、應用最廣的一種集輸生產系統。

綜上所述，海上油氣集輸系統是從全陸式發展到半海半陸式，又從半海半陸式發展到全海式。它們的根本區別在於集輸的生產處理設施是放在海上還是陸上，如全部的油氣集輸生產設施放在陸上，則稱為全防式；如全部設施放在海上，稱為全海式；如部分設施放在陸上、部分設施放在海上，稱為半海半陸式。

二、海上油氣集輸工藝流程

因為全海式油氣集輸系統可實現全部油氣集輸任務，本節就以全海式生產平台為例，介紹油氣集輸主要工藝流程及設備。出油氣集輸生產包括油氣水分離、原油處理、天然氣處理、污水處理等主要生產項目。

1.油氣計量及油氣生產處理流程石油是碳氫化合物的混合物，在地層里油、氣、水是共生的，又由於油氣生成條件各異，各油田開采出的原油的組分是不同的。此外，油中還含少量氧、磷、硫及砂粒等雜質。油氣生產處理的任務就是將油井液經過分離凈化處理，能給用戶提供合格的商品油氣。由於各油田生產出來的油氣組分和物性不同，生產處理流程也不完全相同，如我國海上生產的原油普遍不含硫和鹽，因此就沒有脫鹽處理的環節。有的油田生產的原油不含水，就沒有脫水環節。海上原油處理包括油氣計量、油氣分離、原油脫水及原油穩定幾部分。由於海上油田普遍採用注水增補能量的開采方法，因此原油脫水是原油處理的主要環節之一。

2.天然氣處理

經油、氣分離的天然氣，在高溫下仍帶有未被分離的輕質油、飽和水、二氧化碳及粉塵等物質，這些物質如不處理，一則浪費，二則會造成管路系統的堵塞和腐蝕。天然氣處理主要指脫水、脫硫及凝析油回收，有的天然氣還要脫除二氧化碳。一般海上平台天然氣處理是將由高壓分離器分離出的氣體和各級閃蒸出來的氣體分別進入相應的氣體洗滌器，以除去氣體攜帶的液體，再進入不同壓力等級的壓縮機，分段加壓，達到設計壓力，一個典型四級分離的氣體壓縮和凝析油回收系統。由各級氣體洗滌器收集的凝析油分別進入各級閃蒸罐的原油管線中。為防止管線被天然氣水化物堵塞，採用甘醇-氣體接觸器，吸收天然氣的水分。

由於天然氣處理壓縮系統投資較高、質量大、佔用空間面積大，有的平台由於生產的伴生氣較少，往往將生產分離出來的天然氣不經處理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空燒掉。如果氣量大，可管輸上岸再處理。如何處理天然氣要經綜合評價後做出選擇。經氣體壓縮和凝析回收後出來的氣體，一般仍需進一步脫水、脫硫和凝析油回收。脫水主要採用自然冷卻法、甘醇化學吸收法、壓縮冷卻法等，脫水的同時可以脫出輕質油。對含硫的天然氣還需要脫硫，同時可以回收硫。海上天然氣加工生產系統和陸上一樣，這里不再贅述。

3.含油污水的處理

隨著世界工業的迅速發展，自然環境受到污染，嚴重地影響了生物的生長和人類的健康。目前世界環境保護機構規定：油田所有的含油污水必須經過處理，水中含油量低於15～50毫克/升才能排放。故海上採油平台原油脫水出來的污水及生產中產生的含油污水，都必須經過污水處理系統進行處理。

4.海上油氣集輸生產流程及設備的選型

油氣集輸生產流程的設計及主要設備的選型，不像鑽井工藝及鑽機設備那樣有定型生產流程及系列的鑽機設備，它往往是根據油田產出物的組分、物理性質、產量及油田的開發方式、油氣集輸系統的選擇等條件進行設計製作。如一離岸較遠、含氣量較高的油田，選用半海半陸式集輸系統，油氣長距離混輸上岸，在技術上有一定難度，為此採用油、氣分輸上岸流程，即在海上平台進行油、氣分離初處理，油、氣上岸後再分別進行全面的處理；如採用全海式集輸系統，油氣處理及其儲運設備全部放在海上，那麼其具體工藝流程及設備的型號顯然是與前者不同的。每個油田根據設計的生產流程、主要設備、工程結構選型及尺度，分別設計安裝在模塊上，一般都按生產的內容設計，大致分以下幾種類型。

（1）井口模塊模塊。上面設置井口採油樹、測試分離器、管匯、換熱器等。

（2）油氣處理模塊。一般設置生產分離器組、電脫水器、原油穩定裝置及其配套的管路、儀表、罐、換熱器等。

（3）天然氣處理模塊。一般設置有分離器、洗滌器、壓縮機、輕質油回收裝置等。

（4）污水處理模塊。有隔油浮選、沉降分離、過濾器及其加壓的水泵與其輔助設備等。

此外，還有發電配電模塊、生活模塊、注水模塊、壓縮模塊等。這些模塊的設計要求自成系統，同時考慮與其他系統的連接配套。部分生產模塊的設備在陸上安裝好可進行試車，當在平台吊裝就位，連接好水、電、管路系統就可全面試運轉，以減少海上工程量，便於生產管理。在設計模塊規模時，還要考慮平檯面積、施工起吊能力及生產安全要求等。

三、海洋集輸平台設施

當人們航行在茫茫大海中，有時會突然發現遠方有一些建築群時隱時現，你一定會欣喜萬分，以為看到了海市蜃樓。輪船靠近後才看清這是一些鋼鐵製造的龐然大物高高地矗立在海面上，不管是台風襲擊還是海浪拍打，它都像一個忠實的哨兵守衛在遼闊的海疆。這些鋼鐵建築物就是海上石油生產平台。先建平台後打井、採油，這是海上石油和陸上石油的主要差別。通俗地說平台就是給人們在海上生活、生產提供的固定場所。

最初人們在海洋進行石油勘探開發只能在近海，用木料搭制一個作業平台，進行鑽井、採油。伴隨科學技術的進步，人們希望平台更安全、更堅固耐用，並能適用於環境惡劣的深海條件，逐漸改為使用混凝土或鋼鐵建造作業平台。再後來發明了自升式鑽井平台和鑽井船，這兩種裝備實際上都是船，前者沒有自航能力，要靠其他船隻拖曳，後者具備自航能力。鑽完井後，鑽井平台或鑽井船駛往新井場。目前海上見到的平台大多是油氣生產平台，這些平台上設施的內涵與陸地油田沒有什麼差別，只是更精良、更安全可靠。圖37-1所示是所有設施全部設置在海上的情況，其中中心處理平台把周邊各井的油氣通過海底管道集中並計量，同時配備安全裝置，然後將油氣水分離凈化，合格的原油輸送到儲油平台，處理過的水再經過井口平台回注或排放，天然氣一般放空燒掉；儲油平台主要功能是存放原油並通過穿梭油輪定期運送給用戶；動力平台主要是柴油發電機組、天然氣透平發電機組、供熱鍋爐等提供動力的設備；生活平台提供工作人員休息、生活；各平台間有供工作人員行走的棧橋，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及電纜也附設其上。當然，根據油田在海洋的地理位置，各種設施並非要全部建在海上。如果距離陸地較近，油氣水處理平台、儲油平台則建在陸上。即便全部建立在海上，也可根據情況將某些設施適當地組合在一座平台上。井口平台實際就相當於陸上油田計量站，負責單井的集油、油氣日產量的計量和注水。浮式生產儲油輪相當於陸上油田的聯合站，負責油氣水分離凈化、儲油。其動力、生活系統也在船上。這樣就大大減少了海上固定平台，降低了投資。如果油田迅速降產或失去生產價值，浮式生產儲油輪還可以轉移到其他油田繼續使用。

圖37-2FPSO工作示意圖

靜態來看，截至2008年2月，FPSO現役數量為139艘，其中，新建數量為54艘，佔比為38.85％，改造數量為85艘，佔比為61.15％；訂單32艘，其中11艘為新建，21艘為改造，佔比分別為34.38％和65.63％。無論是新建還是改造，均經歷了兩次高峰：1997—1999年、2003年至現在。現役FPSO基本上是在2000年以後建造的，80％左右的船齡在10年以內，大多還可以應用至少10年左右的時間，更新需求動力相對較小。在現役的FPSO中，分布較多的國家有巴西、中國、英國、澳大利亞、奈及利亞、安哥拉等國，數量分別為22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO訂單中，巴西依然是擁有量最多的，為9艘，其次較多的分別為英國、印度和奈及利亞，其數量分別為5艘、4艘和3艘。

七、發展趨勢

挪威專家Einar Holmefjord先生在題為《挪威邊際油田開發研究活動現狀——DEMO2000》的演講中指出，「昨天，我們採用重力基礎的平台進行鑽井和生產，今天，我們採用浮式生產系統和水下設施，明天，我們將井流物從海底直接輸送上岸處理，不需要任何海上設施」。Einar Holmefjord先生的話簡明地概括了國外海上石油發展現狀和發展趨勢。為開發邊際油田，國外越來越多地採用了浮式生產設施和水下回接技術，開發了一系列的配套技術，如水下混輸技術、深水大排量混輸泵、水下供配電系統、水下作業機器人、水下卧式採油樹、水下管匯和水下多相計量技術等。上部設施包括油氣集輸和水處理設施的新工藝、新設備也不斷出現，如多相透平技術、海水脫氧技術等。這些技術已得到應用，且有些技術已趨於成熟。深水和超深水域油田的開發是國外海上油田開發面臨的最大挑戰，某些地區，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是達1500～3000米。深水具有低溫、超高靜壓、溫壓變化引起立管內介質物性復雜等特點，容易引發立管段塞流、結蠟、水合物等問題，並且一旦出現問題，就會造成重大損失和危害。為解決深水水域介質在管道內的流動安全問題，近年形成了一門新興學科——流動安全學。目前國外公司開展的深水技術研究包括立管內多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系統、輕型組合立管、電加熱管技術、水合物抑制技術（動力學抑制劑的研製）等。解決深水油田開發的技術問題是國外海上石油技術發展的趨勢。

⑼ 石油怎麼儲藏 天然石油分布在哪裡

1、油和油品儲存的主要方式有散裝儲存和整裝儲存，整裝儲存是指以標准桶的形式儲存，散裝儲存是指以儲油罐的形式儲存，儲油罐可分為金屬油罐和非金屬油罐，金屬油罐又可分為立式圓筒形和卧式圓筒形。按照油庫的建造方式不同，散裝原油或油品還可採用地上儲油、半地下儲油和地下儲油、水封石洞儲油、水下儲油等幾種方式。

2、石油主要儲存在岩石的微小孔隙、裂縫或者溶洞等空間當中，形成儲集層，它是構成油藏的基本要素之一。儲集層必須具備儲存石油的空間和能使石油流動的條件。如儲集層中儲存了石油則稱含油層。絕大多數油藏的含油層是沉積岩（主要是砂岩、灰岩、白雲岩），只有少數油藏的含油層是岩漿岩和變質岩。儲集層是控制石油分布、儲量及產能（給出石油的能力）的主要因素。

⑽ 舟山石油儲備基地建設的主要區位優勢

需求量大、運輸方便、國家政策支持。
1、舟山石油儲備基地周圍的石油市場廣闊，需求量大。
2、位置良好，適合建設良港，海運便利，石油運輸方便。
3、國家政策支持，產業基礎較好，便於儲油設備建造。