石油运输存储中心

⑴ 下图是我国从国外进口石油天然气运输线与油气存储基地示意图。读图完成下列问题： （1）指出目前我

⑵ 全世界石油储存分布

海洋石油比中东的还多

⑶ 储存原油、天然气的“库”是

我们祖祖辈辈都知道粮食储藏在“粮仓”，它就是现在的粮库——粮食储备库。在农村和城市都有蓄水备用的水库，那储存原油、成品油的油库是什么模样呢？当你来到采油厂联合站、油气储运公司油库、石化企业油库、销售公司油库时，只见一个个高高矗立、银光闪闪的圆柱形金属大罐，虽然体积大小不同，但引人注目地挺立着——它就是储油罐，油库的标志。
那油库的作用是什么？储存原油、成品油的“库”叫油库，是供应、协调原油生产和加工及运输的仓库。具体地说，油田采油厂联合站的油库用于储存集中处理后的原油；油气储运公司的油库用于储存中转准备输送到石化企业的原油；石化企业的油库用于储备保证生产的原料；销售公司的油库专门用于接收、储存和发放经营的油料。
油库的储油罐主要分为拱顶罐、外浮顶罐、内浮顶罐三种：
拱顶罐的罐顶为球面的一部分，它是由6～8毫米的薄钢板和加强筋组成的，就好像撑开的雨伞。这种罐顶的优点是施工容易，造价低，但是油气损耗大，主要用于储存重油（稠油）。因罐的直径受结构限制，一般用在1万立方米以内的容积。

外浮顶罐的罐顶浮在油面上，随油品的收发上下浮动，油品的蒸发损耗小，主要用于储存轻质原油。虽然浮顶造价比拱顶高，但结构比拱顶易于处理，大型油罐大多采用外浮顶油罐，最大容积可到20万立方米。它比小罐节省钢材和用地，我国已建成了一批10万立方米的浮顶罐。新疆油田王家沟油库正在建设9座5万立方米的这种浮顶罐。

⑷ 什么是油气储运

所谓储运，顾名思义，一个是储存，一个是运输，即采取什么方式、手段搞好油气储存和运输的过程。油气从地下取出来，不仅要储存好，而且要把它运到需要的地方去，靠的就是储运。
它是油气在地面运移的“网站”和“网络”，气储运关系着油气的宏观调控，关系着油气供给的可持续性，关系着人民的生活，关系着国民经济的发展，关系着国家的能源安全战略。早在20世纪60年代，发达国家就建成了完善的储运系统。中国的油气储运虽然起步晚，但也走在了世界前列。
拓展资料：
油气储运技术主要研究油气储运、设备使用维护、产品质量检测等方面基本知识和技能，进行油气储运生产、建设、服务、管理等。例如：西气东输天然气管道规划建设，油气管道和储罐防腐设计、腐蚀检测，成品油和城市燃气的集输、储运，油气储运系统工程的规划、设计、建设、管理、技术开发和应用研究等。《工程力学》、《工程流体力学》、《结构力学》、《储运油料物性分析》、《油气储运设备的使用与维护》、《油气集输》、《油库设计与管理》、《油气储运工程》、《城市配气》、《油气长距离管道输送》。
相对其他石油专业，油气储运专业就业方向比较广，你可以去油田、管道局、管道公司、设计院、研究院、燃气公司、地方政府设计院以及高校。国内开设油气储运专业的院校较少，相对有名气的就更少了。因此，如果你是石油院校油气储运专业毕业，理论上就业应该没有问题。 油气储运专业的前景还是不错的。这个前景是从国家大方向上考虑的。因为现在国家正在努力建设油气管网，而且各个省市也在大力发展天然气管网，你对比一下美国的油气管网分布图，就知道我们国家的油气管网建设真的不是差一点半点，所以说这些都是机遇。

⑸ 石油库是指储存储存原油的库区吗

一般概念上是指原油和成品油，不是只有原油

要是按照严格术语定义，根据GB 50074《石油库设计规范》的界定，石油库是“收发、储存原油、成品油及其他易燃和可燃液体化学品的独立设施”
另外根据标准适用范围，像是炼厂油库、输油站、石油天然气站场等不属于石油库的范畴，尽管它们存在储存油品的能力

⑹ 怎么样油气储存与储备保障

到达目的地的原油总是立即被送往炼油厂进行加工处理。一些发达国家通常会为自己储备相当于三个月进口量的石油产品（石油和石油化工产品），自1968年以来，这种储备已成为欧洲共同体的必备。各国所采用的战略储备方式不尽相同，既有国家层面的，也有民间组织层面的，也有两者兼而有之进行储备的。比如在法国，民间组织的石油储备责任是确保各地区10天的石油消费量和15天的柴油和民用燃料用量。石油产品储存在大小不等的罐内，它们大多深埋地下。石油储备中心的管理者们的主要关注点就是安全和保密。防火自然是首要因素；但是也要严防土地和水域石油泄漏的危险，对这些储存罐应进行有规律的监测并注意防腐。

液化天然气的储存与输送。在过去的40年中，人们已经成功而安全地跨越辽阔的海域输送了大量液化天然气，这些双壳结构的船都是专门为液化天然气的输送而设计建造的。在陆地，液化天然气在特别设计建造的双层储存罐内在常压大气压力是地球大气层内任何一个给定点的压力。在绝大多数情况下，大气压力与测量点之上的空气重量产生的水静压力值非常接近。低压区域的位置上方压力低于大气压，而高压区则在其上方出现了高于大气压力。同样，随着高度增加，上覆的大气变薄，所以气压将随高度增加而减小。在横剖面上，1平方英寸的空气柱是从海平面到大气层顶部测定的，其重量约为14.61磅力。1平方米（11平方英尺）的空气柱约为110千牛顿（相当于海平面处的10.2吨质量）。条件下储存，绝大多数储存罐的混凝土外壁可厚达3英尺，罐内壁是用镍合金钢制成，这种特殊设计制造都是为确保液化天然气的低温保存。一旦在内壁出现破裂，则内壁与外壁之间的空间都会被液化天然气充填，人们用精密的监测系统对任何内部裂隙进行不间断的监测。用泵将液体从储存罐中抽出，并加热使其气化，液化天然气就可以转为天然气，然后，通过天然气管线把这些气体输往民用和商业用户。但在一些情况下，在技术上难以完成天然气管线的铺设，或者投资过于巨大，比如从尼日尔爾利亚向欧洲送气，或从卡塔尔向日本送气。为了解决这类问题，人们采用了在海上运输液化天然气的方法。天然气会占据大量空间，在它装船运输之前就必须进行浓缩处理。两个基本的方式为：（1）将天然气转变为液态化工产物，如氨水或甲苯，或者复合型液态烃类物质；（2）将其低温冷却液化（在-160℃状态下），并用液化天然气罐进行运输。由于已经新建了大量的液化加工厂，所以液化天然气罐的数量也相应地迅速增加。液化天然气罐的制造使用了先进技术，但也要极其昂贵的材料（如特种钢材）来制造，这些材料需要耐极低的温度，这些罐还需要极佳的保温性能，这意味着液化天然气罐的运输费用是同样体积石油运输费用的4～5倍之多。

然而，即使这么高的投资，液化天然气工业出色的经济灵活性和地缘政治优点使其在当今世界大获成功。一个需要进口液化天然气的国家必须修建一些特殊的港口，称为液化天然气终端站液化天然气被用于天然气的远程运输，通常是跨海运输。在绝大多数情况下，液化天然气终端是为液化天然气的进口或出口专门建造的港口。，在那里从船上卸下液化天然气罐。这些终端站有三种设备：（1）液化天然气卸载设备（尤其是液化天然气罐的喷射加防冻保暖层，可以用泵压通过管线将液化天然气从罐内抽提到陆上的装置）；（2）液化天然气储存罐；（3）液化天然气的再气化装置，将气化后的液化天然气通过管线输往进口国的天然气管线配送系统或直接输往主要的消费处（比如发电厂）。在气化加工过程中，1立方米的液化天然气在大气压力下可以气化为600立方米的天然气。与石油不同，天然气在常温常压下为气态，这意味着，就相同质量的能量而言，它所占的体积是石油体积的600倍。所以，毫无疑问，输送气态天然气租用交通工具的费用将是石油的600倍之多。

液化天然气是怎样运输的？液化天然气的运输需要大型的、特殊设计的船，这些船是双壳的，装载能力为138000立方米或更大。这种船上固定着一套特殊的罐装储存系统，可以在里面以大气压和-160℃状态储存天然气。全球目前有130艘液化天然气运输船，还有50多艘的购船订单。

液化天然气罐的类型。造船者们可以选择两种技术方式：具独立分隔舱的液化天然气罐，更常见的是球形罐，可以安装在船壳内。在船壳内的液化天然气罐具有特殊的内层，它由镍或特种钢制成，用特殊钢材将船舱分隔开来，以保证它们彼此不渗漏，并能耐受-160℃的低温，确保船壳内部的保温。一艘标准的液化天然气油罐船卡塔尔拥有迄今世界上最大的液化天然气船。第一艘Q-Max（266000立方米）的船名为“Mozah”。（135000立方米）的运载能力仅仅是运输相当能量的油轮体积的一半，但前者的造价却是后者的3倍之多。在过去的40年中，人们已经跨海6000万英里安全地输送大量液化天然气。这些双壳船体的罐装船是为运输液化天然气专门设计建造的。在陆地，液化天然气储存在大气压条件下特殊施工建造的双层壁的储存罐内。

绝大多数这种运输船的外壁厚达3英尺，内壁用镍合金钢特殊设计建造，可以保证液化天然气的低温状态。一旦内壁出现裂隙，所有的液化天然气都会灌入内壁与外壁之间的空间。精确的监测系统可以对内部裂隙实施全天候监控。可以用泵将液化天然气从储存罐抽出，然后加热使液体气化。这些天然气就可以通过管线输往民用与商业用户。

“实际上，一艘标准的液化天然气罐装船的长度足有3个足球场那么大！”

液化天然气运输船的装载能力：一艘标准的液化天然气罐装船装载量可以超过3300万加仑液化天然气，它相当于200亿加仑的天然气。一艘液化天然气罐装船释放出来的天然气将是1944年把美国俄亥俄州东北部港口城市克利夫兰1平方英里面积烧成灰烬的燃料量的20倍！

“一艘标准的液化天然气罐装船（12.5万立方米）所装载天然气爆炸释放出的能量相当于70万吨TNT当量，或者相当于55颗投在日本广岛的原子弹的爆炸能量。”

⑺ 美国原油储存主要选址在墨西哥湾的原因

主要是因为配套设施比较完善，海陆运输便捷，储存条件及土地成本的优势，诸多因素综合考量的结果。

⑻ 什么是世界海洋石油储运技术

一、海上油气集输系统

油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。

海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。

随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。

1.全陆式集输系统

海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井口保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统称为全陆式集输系统。

该系统的海上工程设施一般为：（1）井口保护架（平台）通过海底出油管上岸；（2）井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；（3）人工岛通过路堤与陆地相连。

全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。

2.半海半陆式集输系统

随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力不足的问题，逐步把油气分离及部分处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头条件的油田，尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半海半陆式集输系统。

3.全海式集输系统

随着世界工业的迅猛发展，对石油的需求量不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。

综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆上，则称为全防式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上，称为半海半陆式。

二、海上油气集输工艺流程

因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。

1.油气计量及油气生产处理流程石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及砂粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。

2.天然气处理

经油、气分离的天然气，在高温下仍带有未被分离的轻质油、饱和水、二氧化碳及粉尘等物质，这些物质如不处理，一则浪费，二则会造成管路系统的堵塞和腐蚀。天然气处理主要指脱水、脱硫及凝析油回收，有的天然气还要脱除二氧化碳。一般海上平台天然气处理是将由高压分离器分离出的气体和各级闪蒸出来的气体分别进入相应的气体洗涤器，以除去气体携带的液体，再进入不同压力等级的压缩机，分段加压，达到设计压力，一个典型四级分离的气体压缩和凝析油回收系统。由各级气体洗涤器收集的凝析油分别进入各级闪蒸罐的原油管线中。为防止管线被天然气水化物堵塞，采用甘醇-气体接触器，吸收天然气的水分。

由于天然气处理压缩系统投资较高、质量大、占用空间面积大，有的平台由于生产的伴生气较少，往往将生产分离出来的天然气不经处理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空烧掉。如果气量大，可管输上岸再处理。如何处理天然气要经综合评价后做出选择。经气体压缩和凝析回收后出来的气体，一般仍需进一步脱水、脱硫和凝析油回收。脱水主要采用自然冷却法、甘醇化学吸收法、压缩冷却法等，脱水的同时可以脱出轻质油。对含硫的天然气还需要脱硫，同时可以回收硫。海上天然气加工生产系统和陆上一样，这里不再赘述。

3.含油污水的处理

随着世界工业的迅速发展，自然环境受到污染，严重地影响了生物的生长和人类的健康。目前世界环境保护机构规定：油田所有的含油污水必须经过处理，水中含油量低于15～50毫克/升才能排放。故海上采油平台原油脱水出来的污水及生产中产生的含油污水，都必须经过污水处理系统进行处理。

4.海上油气集输生产流程及设备的选型

油气集输生产流程的设计及主要设备的选型，不像钻井工艺及钻机设备那样有定型生产流程及系列的钻机设备，它往往是根据油田产出物的组分、物理性质、产量及油田的开发方式、油气集输系统的选择等条件进行设计制作。如一离岸较远、含气量较高的油田，选用半海半陆式集输系统，油气长距离混输上岸，在技术上有一定难度，为此采用油、气分输上岸流程，即在海上平台进行油、气分离初处理，油、气上岸后再分别进行全面的处理；如采用全海式集输系统，油气处理及其储运设备全部放在海上，那么其具体工艺流程及设备的型号显然是与前者不同的。每个油田根据设计的生产流程、主要设备、工程结构选型及尺度，分别设计安装在模块上，一般都按生产的内容设计，大致分以下几种类型。

（1）井口模块模块。上面设置井口采油树、测试分离器、管汇、换热器等。

（2）油气处理模块。一般设置生产分离器组、电脱水器、原油稳定装置及其配套的管路、仪表、罐、换热器等。

（3）天然气处理模块。一般设置有分离器、洗涤器、压缩机、轻质油回收装置等。

（4）污水处理模块。有隔油浮选、沉降分离、过滤器及其加压的水泵与其辅助设备等。

此外，还有发电配电模块、生活模块、注水模块、压缩模块等。这些模块的设计要求自成系统，同时考虑与其他系统的连接配套。部分生产模块的设备在陆上安装好可进行试车，当在平台吊装就位，连接好水、电、管路系统就可全面试运转，以减少海上工程量，便于生产管理。在设计模块规模时，还要考虑平台面积、施工起吊能力及生产安全要求等。

三、海洋集输平台设施

当人们航行在茫茫大海中，有时会突然发现远方有一些建筑群时隐时现，你一定会欣喜万分，以为看到了海市蜃楼。轮船靠近后才看清这是一些钢铁制造的庞然大物高高地矗立在海面上，不管是台风袭击还是海浪拍打，它都像一个忠实的哨兵守卫在辽阔的海疆。这些钢铁建筑物就是海上石油生产平台。先建平台后打井、采油，这是海上石油和陆上石油的主要差别。通俗地说平台就是给人们在海上生活、生产提供的固定场所。

最初人们在海洋进行石油勘探开发只能在近海，用木料搭制一个作业平台，进行钻井、采油。伴随科学技术的进步，人们希望平台更安全、更坚固耐用，并能适用于环境恶劣的深海条件，逐渐改为使用混凝土或钢铁建造作业平台。再后来发明了自升式钻井平台和钻井船，这两种装备实际上都是船，前者没有自航能力，要靠其他船只拖曳，后者具备自航能力。钻完井后，钻井平台或钻井船驶往新井场。目前海上见到的平台大多是油气生产平台，这些平台上设施的内涵与陆地油田没有什么差别，只是更精良、更安全可靠。图37-1所示是所有设施全部设置在海上的情况，其中中心处理平台把周边各井的油气通过海底管道集中并计量，同时配备安全装置，然后将油气水分离净化，合格的原油输送到储油平台，处理过的水再经过井口平台回注或排放，天然气一般放空烧掉；储油平台主要功能是存放原油并通过穿梭油轮定期运送给用户；动力平台主要是柴油发电机组、天然气透平发电机组、供热锅炉等提供动力的设备；生活平台提供工作人员休息、生活；各平台间有供工作人员行走的栈桥，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及电缆也附设其上。当然，根据油田在海洋的地理位置，各种设施并非要全部建在海上。如果距离陆地较近，油气水处理平台、储油平台则建在陆上。即便全部建立在海上，也可根据情况将某些设施适当地组合在一座平台上。井口平台实际就相当于陆上油田计量站，负责单井的集油、油气日产量的计量和注水。浮式生产储油轮相当于陆上油田的联合站，负责油气水分离净化、储油。其动力、生活系统也在船上。这样就大大减少了海上固定平台，降低了投资。如果油田迅速降产或失去生产价值，浮式生产储油轮还可以转移到其他油田继续使用。

图37-2FPSO工作示意图

静态来看，截至2008年2月，FPSO现役数量为139艘，其中，新建数量为54艘，占比为38.85％，改造数量为85艘，占比为61.15％；订单32艘，其中11艘为新建，21艘为改造，占比分别为34.38％和65.63％。无论是新建还是改造，均经历了两次高峰：1997—1999年、2003年至现在。现役FPSO基本上是在2000年以后建造的，80％左右的船龄在10年以内，大多还可以应用至少10年左右的时间，更新需求动力相对较小。在现役的FPSO中，分布较多的国家有巴西、中国、英国、澳大利亚、尼日尔爾利亚、安哥拉等国，数量分别为22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO订单中，巴西依然是拥有量最多的，为9艘，其次较多的分别为英国、印度和尼日尔爾利亚，其数量分别为5艘、4艘和3艘。

七、发展趋势

挪威专家Einar Holmefjord先生在题为《挪威边际油田开发研究活动现状——DEMO2000》的演讲中指出，“昨天，我们采用重力基础的平台进行钻井和生产，今天，我们采用浮式生产系统和水下设施，明天，我们将井流物从海底直接输送上岸处理，不需要任何海上设施”。Einar Holmefjord先生的话简明地概括了国外海上石油发展现状和发展趋势。为开发边际油田，国外越来越多地采用了浮式生产设施和水下回接技术，开发了一系列的配套技术，如水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下卧式采油树、水下管汇和水下多相计量技术等。上部设施包括油气集输和水处理设施的新工艺、新设备也不断出现，如多相透平技术、海水脱氧技术等。这些技术已得到应用，且有些技术已趋于成熟。深水和超深水域油田的开发是国外海上油田开发面临的最大挑战，某些地区，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是达1500～3000米。深水具有低温、超高静压、温压变化引起立管内介质物性复杂等特点，容易引发立管段塞流、结蜡、水合物等问题，并且一旦出现问题，就会造成重大损失和危害。为解决深水水域介质在管道内的流动安全问题，近年形成了一门新兴学科——流动安全学。目前国外公司开展的深水技术研究包括立管内多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系统、轻型组合立管、电加热管技术、水合物抑制技术（动力学抑制剂的研制）等。解决深水油田开发的技术问题是国外海上石油技术发展的趋势。

⑼ 石油怎么储藏 天然石油分布在哪里

1、油和油品储存的主要方式有散装储存和整装储存，整装储存是指以标准桶的形式储存，散装储存是指以储油罐的形式储存，储油罐可分为金属油罐和非金属油罐，金属油罐又可分为立式圆筒形和卧式圆筒形。按照油库的建造方式不同，散装原油或油品还可采用地上储油、半地下储油和地下储油、水封石洞储油、水下储油等几种方式。

2、石油主要储存在岩石的微小孔隙、裂缝或者溶洞等空间当中，形成储集层，它是构成油藏的基本要素之一。储集层必须具备储存石油的空间和能使石油流动的条件。如储集层中储存了石油则称含油层。绝大多数油藏的含油层是沉积岩（主要是砂岩、灰岩、白云岩），只有少数油藏的含油层是岩浆岩和变质岩。储集层是控制石油分布、储量及产能（给出石油的能力）的主要因素。

⑽ 舟山石油储备基地建设的主要区位优势

需求量大、运输方便、国家政策支持。
1、舟山石油储备基地周围的石油市场广阔，需求量大。
2、位置良好，适合建设良港，海运便利，石油运输方便。
3、国家政策支持，产业基础较好，便于储油设备建造。