CN101980917B - 液体储存、装卸装置及以其为基础的海上钻井和生产设施 - Google Patents

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Abstract

一种用于在水下或水面装载、储存和卸载储液的固定式或潜浮式液体储存、装卸装置,以及由该装置的水中组合罐为结构基础的固定式或浮式平台或可搬迁的人工岛,均采用“密闭气压连通式压载海水和储液等质量流自动置换流程系统”,在储液装卸过程中操作重量均不变,且重心只能沿设施中心竖直的Z坐标轴变化。

Description

液体储存、装卸装置及以其为基础的海上钻井和生产设施

[0001] 相关申请

[0002] 本专利申请要求2008年3月26日提出的中国专利申请CN200810024564.3、CN200810024562.4、CN200810024563.9,和 2008 年 9 月 5 日提出的中国专利申请CN200810196338.3的优先权,其全部内容在此引入作为参考。

技术领域

[0003] 本发明涉及一种储运设备,尤其是用于在水下或水面进行海洋石油工业的液体产品(如原油、液烃、甲醇等)的储存、装载和外卸的液体储存、装卸装置,其功能相当于一种水下油库和原油外运、接收的海上“码头”。本发明还涉及以该液体储存、装卸装置为基础的海洋石油和天然气开发所需的具有钻井、采油生产和储油(液)综合功能的坐底固定式或浮式海上设施。

背景技术

[0004] 1.现有海上原油储存和装卸技术

[0005] 海洋石油开发和生产过程中原油的储存和外运是十分重要的一个环节,它决定油田开发方案中地面设施的形式,极大地制约油田开发的投资、操作费和经济效益。当今世界上最常用的海上原油储存和装卸设施,除船形浮式储油卸油装置(FL0ATINGST0RAGEOFFLOADING UNIT——FS0)作为单一的原油储存和外卸设施存在之外,其它都是海上石油天然气生产设施内部的一个组成部分。现有的海上原油储存和装卸设施主要包括:

[0006] (I)水面上方储油:如在水面上方安装储油罐的固定平台(或人工岛)和配套的海上卸油设施。如浅水区域的导管架储罐平台和配套的穿梭油轮靠泊卸油平台。由于该设施只能用于浅水,储油量小,经济性差,仅在特定的条件下采用。

[0007] (2)水下(海底)储油:如带海底储油罐的重力式固定平台,如混凝土重力平台和配套的单点系泊装置。重力平台靠自身重力直接坐落在海床上,其最常用的下部结构形式是平台底部由数个用于储油的直立混凝土圆筒形容器(罐)组合成的蜂窝状基座。和上述形式混凝土平台相类似的、靠重力坐于海床的其它型式水下储油平台,如各种带储油沉垫的固定平台或自升式平台。

[0008] 就水下储油工艺流程而言,绝大多数重力式储油平台采用油水同罐储存、等容积直接置换的方法,原油装卸的过程中,储罐内充满两种重度不同和互不相溶的液体,如处于罐内上部的油和下部的水,这种方法被称为湿式储油(WET STORAGE)或水枕式储油(WATERPILLOW STORAGE)。带储油功能的重力式平台也可采用传统的干式储油(DRY STORAGE)方法:装置需要配备惰性气生成、覆盖和放空系统,以确保外部空气不会进入;随着原油被泵出,装置的总重量随之减小,平台需预加足够的固定压载,以确保全部罐容的原油被泵排空后,平台仍保持足够的重力稳定地坐落在海床上。

[0009] (3)水面(浮式)储油:如船形浮式生产、储卸装置(FLOATING PRODUCTIONSTORAGE 0FFL0ADINGUNIT——FPS0)和船形浮式储卸装置(FSO),以及圆筒形浮式储油平台(也可称之为浮式人工岛)SSP (SEVAN STABILIZEDPLATFORMS),商品原油储存于船体内部多个货油舱中。由于水线面面积大,装置具有装载和吃水自动调整的能力,再辅以压载水舱的进/排水,实现浮体总重和浮力的平衡、保持必要的吃水深度,以保证浮体的稳性。货油舱内原油外输、压载舱海水卸载(排出)都需要配置专用的舱底泵或潜没泵,并需要配备惰性气生成、覆盖和放空系统。相对于湿式储油而言,也可将上述储油方法称之为油轮干式储油。

[0010] (4)水下(浮式)储油:如带水下储油功能的浮式平台。从减小波浪对储罐浮体水动力的角度考虑,水下储罐显然优于水面储罐。随着深水海上油气田的开发,人们对带水下储油功能的浮式平台的研发投入了很大精力。例如,使半潜式平台的部分水下浮箱变为储油舱,将SPAR平台水下筒体的部分舱容设计建造成储油舱,使它们带有储油功能。再如,有人提出半潜式的“箱形SPAR-BOX SPAR”的概念。此外,还有一些其它形式的技术概念和构思。上述几种浮体采用的水下储油方法仍为二种:1)湿式储油。由于原油和海水存在重度差,湿式储油等容积置换必然造成系统重量变化,必须相应自动调节压载水、以保持油水置换过程中装置的总重量不变。2)改进的油轮干式储油,实现压载海水和货油等质量流率置换,以保持操作重量不变。以上带水下储油功能的浮体的概念和方案,除在SPAR平台和半潜式有个别特殊用途的实际工程应用实例外,如用于开发评价井的延长测试等,其它技术概念均未见实际应用的报导。

[0011] 上述四种储油方法和装置中,成熟的、被广泛应用于海洋石油工业的仅两种:一是具有大水线面面积、采用油轮干式法储油的水面浮式装置,二是采用湿式法储油的海底重力式固定装置,它们均存在各自固有的缺点。

[0012] 水面浮式储罐,受风、海浪和海流等环境条件的影响很大,所受到的环境载荷很大,难以抵御严寒海域的海冰。以FPS0/FS0为例,由于所受到的环境载荷大,它们需要强有力的锚泊定位系统;同时,它的浮体结构、锚泊腿系统和柔性立管系统的疲劳问题也都是必须认真对待的。油轮干式储油方法所配备的惰性气系统在排放时既造成油气浪费,也产生污染;惰性气的压力仅略高于大气压,对于采用等质量置换的油轮干式法储油的水下浮式储罐而言,由于罐内惰性气的压力低于罐外壁的海水静压力,使得该储罐必须按外压容器进行设计和建造,成本将因此而增加,特别是对于深水浮体尤其如此。

[0013] 湿式法储油存在四个缺点。第一,原油和海水直接接触,污染是个问题。第二,由于原油和海水的重度差,等容积流率置换使得置换过程中系统的重量在是连续变化的。如果原油有效储存量为十万吨级,则其重量差值可达万吨级。对于重力罐,需要加大固定压载,以确保罐体稳定地坐落在海床上,并需要解决重量差值对地基产生的交变载荷的问题。对于浮式平台,必须相应自动调节压载水、以保持油水置换过程中装置的总重量不变。第三,湿式法仅可用于不溶于水的液体产品如原油的储存,无法用于水溶性液体产品如甲醇的储存。第四,如果罐内海水之上的原油在储存过程中需要加热,因油水界面是变动的而难以实现。靠重力坐于海床的重力储罐存在两个缺点。第一,重力罐对地基承载条件有特定的要求,造成一些地点无法采用混凝土重力平台的开发方案。第二,为了达到生存状态所要求的操作重量,重力平台通常需要另加大量永久性固定压载。由此造成设施的干重大于浮力,油田生产结束后将不能浮起和搬迁,无法重复用于其它油田。

[0014] 2.现有海上固定平台技术[0015] 当前世界上固定式海上平台最主要和最常用的有两种类型,即桩基钢制导管架平台和如前所述的混凝土重力平台。前者包括传统导管架平台、深水导管架平台和已用于530米水深的深水顺应式导管架平台,它们通常都不具有储油功能,不能搬迁和重复利用;后者的特点前已说明,不再重复。此外,和自升式钻井平台的形式和结构相同的自升式钻井、生产综合平台,作为可搬迁的固定式平台已实际应用于150米的海域,其中,只有带沉垫的自升式平台可用沉垫储存少量液体。

[0016] 3.现有海上浮式平台技术

[0017] 当前世界上海上石油和天然气浮式生产平台最主要和最常用的有三种类型,即张力腿(TLP)平台、SPAR平台和半潜式平台(SEMI),它们通常都不具有储油功能,都存在造价高、建造周期长和维护费用高等缺点。这三种平台的水线面面积都比较小,浮体的绝大部分都潜没在水下,因此水动力特性都相当好。它们分别采用不同的方法保证平台的稳性:TLP主要依靠定位系统一张力腿,SPAR主要依靠平台的重心低于浮心的“不倒翁”效应,半潜式则依靠水线面面积的惯性矩。TLP和SPAR由于垂荡运动很小,井口采油树可安装在平台上,通过隔水套管与各油井连接,即采用干式井口 ;半潜式通常需要和水下井口(湿式井口)相配套,只有在环境条件非常好的极少数海域,半潜式才有可能采用干式井口。水下井口的技术已日趋成熟,但造价比较高。无论是建设投资还是操作费,干式井口均优于湿式井口,但它受制于浮体的水动力(垂荡)性能。近年来深水平台的技术日趋成熟,平台的垂荡运动可以很小,干式井口因此已被广泛采用。除TLP和SPAR外,采用干式井口的浮式平台还有其它专利形式。例如一种水动力特性非常好的“TENDEN-BASED FLOATINGSTRUCTURE”浮式平台,也称之为FLOATING TOWER-浮塔式平台,它兼具SPAR和TLP某些特点:它同时采用垂悬线和柔性拉筋(SOFT TENDON,也可称之为柔性张力腿)系泊定位系统;它和SPAR一样,浮心高于重心,难以储油;由于浮体伸出水面的为导管架形的钢结构,通透性好,它的水线面面积远小于SPAR,所需的垂荡刚度依靠柔性拉筋的预张力获得;和SPAR类似而不同于TLP,它的垂荡固有周期大于有效波高所对应的周期。如前所述,当前世界上最主要和最常用的具有储油功能的浮式生产设施为船形FPS0。受水动力特性的制约,在FPSO上增加钻井功能和安装干式井口是十分困难的。此外,FPSO存在系统接口多、设施相对复杂、建造周期偏长、造价偏高等缺点。和船形FPSO类似,采用大水线面面积的浮体储油的其它浮式设施还有多种专利。上世纪80年代人们提出了圆锥形浮桶式平台的概念;此后又提出 EXTENDED BASE FLOATER,亦称 SINGLE C0LUMNFL0ATER,简称 SCF 的概念;此后出现了SEM0(SEM1-SUBMARSIBLE M0N0HULL)的概念;它们都是圆(锥)柱形浮筒平台或多边柱形浮筒平台,均采用多条悬链线式锚泊腿系泊,其中,SSP已实际应用于北海和巴西海域的油田开发生产。它们和SPAR平台有三点最大的区别:一是筒体直径和水线面面积都比SPAR大得多,二是吃水比SPAR浅,浮桶底部大都设有增加阻尼和连体水质量的外突“裙边”,三是重心高于浮心,浮体的稳性所需的初稳性高GM完全依赖水线面面积的惯性矩。它们或采用湿式法储油,或采用油轮干式法储油。采用湿式法水下储油的浮式平台,还有如前述的半潜式的“箱形SPAR (BOX SPAR) ”的概念,它包含一个采用湿式法储油的长方体形状的箱体,潜没于足够深度(如40米左右)的水下,二排、每排数根矩形截面筒状支腿从潜体向上升出水面,支腿上安装平台上部设施,箱体用于储油,支腿提供设施所需浮力的绝大部分,采用和半潜式平台相同的系泊形式,采用干式井口仍然比较困难。以上所介绍的新型专利浮式平台方案或概念,除圆柱形浮筒平台(SSP-SEVAN STABILIZED PLATFORM)外,其它均尚未见到用于实际工程的报道。现行SSP采用油轮干式储油,FPSO的主要缺点SSP仍不同程度地存在。总之,水动力特性好、适用于深水、可采用干式井口的现有浮式平台,如TLP和SPAR难以储油;具有储油功能的FPSO又难以采用干式井口和带有钻井功能。因此,研发同时具有钻井、采油生产和储液等多种功能,可采用干式井口、方便修井作业的浮式平台,尤其是深水浮式多功能平台,是国际海洋石油工程界面临的重大挑战。

[0018] 4.现有混凝土人工岛

[0019]目前,适用于海上浅水油气田开发、具有储液功能的固定装置主要包括:人工岛、混凝土重力平台。人工岛含大型吹填堆积型和小型混凝土预制型,它们都是永久设施,无法搬迁,均采用传统干式法或湿式法储油。小型混凝土人工岛和混凝土重力平台类似,也需要较多的固定压载,依靠巨大的重力坐落在海床上;与重力平台的储罐则位于水下不同,人工岛的储罐则从海床伸出水面,便于穿梭油轮直接靠驳。适用于深水的浮式人工岛主要是前述圆柱形浮筒平台(SSP-SEVAN STABILIZED PLATFORM),不再重复。

发明内容

[0020] 本发明的一个目的是提供一种实现压载海水和储液的等质量流率自动置换的液体储存、装卸装置,以及以该液体储存、装卸装置为基础的海洋石油和天然气开发所需的具有钻井、采油生产和储油(液)综合功能的固定式或浮式设施(平台以及人工岛),从而克服现有海上原油储存和装卸技术的在储液装载和卸载过程中受载不稳定、污染环境等缺点,克服现有平台难以储油等缺点。

[0021] 根据本发明,提供了一种液体储存、装卸装置,用于在水下或水面装载、储存和卸载储液,包括I)组合罐,2)泵组模块,3)动力和控制工作站,4)固定或定位系统。所述组合罐包括需要时设置的固定压载舱和至少一组储液单元,所述固定压载舱位于所述储液单元的下方或底部,所述每一组储液单元包括海水压载舱和储液舱,海水压载舱和储液舱均是可承受内压力或外压的压力容器(罐),二者内部的液体上方设有密闭的加压惰性气体;其特征在于,I)所述组合罐在任一水平剖面上所成图形为相对于形心的定角度旋转对称图形、或中心对称图形、或上下左右轴对称的图形,且所述组合罐的浮心和重心在水平剖面的投影和所述图形的形心重合;2)所述每一组储液单元的海水压载舱和储液舱的顶部通过管路实现气体连通,从而在储液装载和卸载的过程中和泵组模块配套,共同构成压载海水和储液等质量流率自动置换系统,从而保证储液在装卸储存过程中组合罐及安装在罐体上的设施的操作重量不变,而且重心只能沿所述组合罐的浮心所在的垂直Z坐标轴变化。所述的泵组模块包括至少一组、每组含两对联动泵组:外输联动泵组,包括联动的海水压载泵(装载泵)和储液卸载(外输)泵各一台;装载联动泵组,包括联动的海水卸载泵和储液装载泵各一台;联动泵组内的泵均以等质量流率同步起动、运转和停车。所述的动力和控制工作站为所述的液体储存、装卸装置提供电力和实施作业控制,通常安装在由所述的液体储存、装卸装置提供服务的海上或岸上设施上。所述的固定系统为入泥抗滑固定构件,将所述的液体储存、装卸装置的组合罐固定在海床上形成固定式液体储存、装卸装置;所述的定位系统为系泊腿,将所述的液体储存、装卸装置的组合罐锚固在海床上形成(潜)浮式液体储存、装卸装置。根据本发明,优选自动控制阀安装在使海水压载舱和储液舱之间气体连通的所述管路上,当所述液体储存、装卸装置处于装载或卸载两种作业的正常操作状态时,所述自动控制阀自动打开,使得所述海水压载舱和储液舱的内部惰性气体互相连通,形成同一个密闭的等压系统;当上述两种作业出现控制系统报警信号,或者出现事故等应急情况,或者当上述两种作业停止时,所述自动控制阀自动关闭,所述海水压载舱和储液舱的惰性气体不再连通,成为两个独立的系统。根据本发明,组合罐储液单元包括罐中罐式结构和海水压载舱和储液舱相邻或者分开对称设置的非罐中罐结构。罐中罐式结构有:立式圆筒形单组储液单元、立式花瓣圆筒形单组或多组储液单元、子母式多组储液单元。相邻或分开对称设置的结构有:单根卧式多节竹筒式单组和多组储液单元、竹排式多根单(层)管储液单元、两种对称设置的蜂窝状储液单元、垂直上下设置的储液单元。

[0022] 所述组合罐优选为下述型式中的一种:立式圆筒形单组储液单元组合罐(含罐中罐型和垂直上下设置型两种);立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐;立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐;A型立式定角度旋转对称蜂窝状单层多组储液单元组合罐;立式子母式多组储液单元组合罐型立式定角度旋转对称蜂窝状单层储液单元组合罐;C型立式定角度旋转对称蜂窝状单层多组储液单元组合罐;多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐;A型SPAR式多层组合罐;B型SPAR式多层组合罐;C型SPAR式多层组合罐;单元管为罐中罐储液单元的A型卧式竹排组合罐;每四根单元管一组的多根单层管储液单元的B型卧式竹排组合罐;单元管为单根多节竹筒式多组储液单元的C型卧式竹排组合罐;单元罐为圆筒罐中罐储液单元的A型扁盒形蜂窝状组合罐;单元罐为垂直上下设置的单组储液单元的B型扁盒形蜂窝状组合罐;每四个单元罐形成一个对称设置的蜂窝储液单元的C型扁盒形蜂窝状组合罐。

[0023] 根据本发明,该液体储存、装卸装置的储液进口分别位于储液舱的顶部和底部,储液的排出口位于储液舱的底部,当储液需要进行供热保温时,借助循环泵将储液切出经外部加热器加热以实现加热循环。

[0024] 根据本发明,该液体储存、装卸装置还包括一个单点系泊或多点系泊装置,该液体储存、装卸装置既可接收陆上装置或海上平台等装置生产的液体产品,也可接收穿梭油轮运来的液体商品;储液通过储液卸载泵外输,既可将储液输往穿梭油轮外运,也可将储液输往岸上。

[0025] 根据本发明,当加压惰性气体的设计压力低于外部海水的静水压力时,所述组合罐采用混凝土材料建造;当所述加压惰性气体的设计压力高于外部海水的静水压力时,所述组合罐采用钢材或混凝土材料建造。组合罐的上部和下部可以分别采用低重度和高重度的混凝土材料,并可采用不同种类的混凝土结构。所述混凝土结构为钢筋混凝土、预应力混凝土、钢管混凝土、钢骨混凝土、纤维增强混凝土、钢板夹心混凝土结构和钢罐加混凝土外层的结构中的一种或多种。

[0026] 一种带海底储罐的坐底固定式平台,所述平台具有钻井、修井、生产、公用和生活综合功能,包括所述的固定式液体储存、装卸装置(不含单点或多点系泊装置),其组合罐为固定于海床上的混凝土结构,兼作平台海底结构的基础,所采用的泵组模块和提供动力和实施遥控操作的工作站均安装在所述平台上,或者将采用水下泵的海水、储液卸载泵安装在水下组合罐的外部;平台支腿,安装在固定式组合罐上;平台上部设施,安装于支腿上,采用如同普通固定平台那样的上部设施、或者如同自升式平台那样的水密舱壁和可升降式的上部模块。其技术特征在于,它不依靠巨大重力,而主要是依靠水下入泥抗滑固定构件坐落和固定在海床上,平台的操作总重量等于或大于平台水下部分总浮力,为了抗滑移和抗倾覆,必要时也可同时辅以斜拉的张紧索固定系统。

[0027] —种带水下储罐的浮式平台,所述平台具有钻井、修井、生产、公用和生活综合功能,包括:所述的浮式液体储存、装卸装置(不含单点或多点系泊装置),其组合罐为潜浮于水下足够深度的混凝土结构,兼作平台的水下结构基础,所采用的泵组模块和提供动力和实施遥控操作的工作站均安装在所述平台上,或者将采用水下泵的海水、储液卸载泵安装在水下组合罐的外部;平台支腿,安装在上述组合罐上,所述支腿为一条或三条或四条混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿;平台上部设施,安装于支腿上,采用具有水密舱壁结构的上部设施,或采用SPAR平台等相似的上部设施;系泊腿定位系统将浮式平台系泊于海床上;其技术特征在于:1)在储液装卸作业过程中整个浮式平台的吃水深度和浮态不变,重心始终位于所述浮式平台的中心轴线上,即平台始终处于正浮态;2)深吃水、小水线面面积;3)单支腿浮式平台的浮心高于重心。

[0028] 一种可搬迁的混凝土人工岛,有固定式和浮式两种类型,都包括作为岛体的混凝土组合罐,根据实际需要为所述组合罐设置固定压载舱,所述组合罐采用压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统,传统泵组模块安装在岛体组合罐上部或采用深井泵安装在岛体内部;上部设施安装在岛体组合罐顶部;其特征在于:岛体均伸出水面,岛体具有足够高的干舷,以减少或避免岛体顶部上浪;上部设施的底层甲板和组合罐顶部之间的距离必须保证在设计海况条件下底层甲板不得上浪,且不小于最小的安全距离。

[0029] 本发明的液体储存、装卸装置保证了在装载、存储和卸载储液的操作过程中受载恒定,属于密闭干式法储液流程,不污染环境、不浪费油气资源,既可储存非水溶性液体,也可储存水溶性液体如甲醇、还可方便地实现储液的保温加热。组合罐的海水压载舱和储液舱采用压力容器结构,受力合理,有利于罐体的强度设计,建造方便、节约投资。此外,当液体储存、装卸装置需要重复使用而搬迁时,解除入泥抗滑固定构件或系泊腿的约束,排空或调整舱内液体容量,将十分容易地起浮和搬迁。本发明同时提供了以该液体储存、装卸装置为基础的海洋石油和天然气开发所需的具有钻井、采油生产、公用、生活和储油(液)综合功能的海上设施。

附图说明

[0030] 下面结合附图和应用实例对本发明作进一步的描述,其中:

[0031] 图1是液体储存、装卸装置的流程图;

[0032] 图2-1是在“罐中罐”储液单元内储液舱空载,且海水压载舱满载的工况时,当舱内惰气的压力低于罐外海水静水压力条件下,海水压载舱和储液舱内部的压力随水深变化的分布线;

[0033] 图2-2是在“罐中罐”储液单元内储液舱满载,且海水压载舱空载的工况时,当舱内惰气的压力低于罐外海水静水压力条件下,海水压载舱和储液舱内部的压力随水深变化的分布线;

[0034] 图2-3是在“罐中罐”储液单元内储液舱空载,且海水压载舱满载的工况时,当舱内惰气的压力高于罐外海水静水压力条件下,海水压载舱和储液舱内部的压力随水深变化的分布线;

[0035] 图2-4是在“罐中罐”储液单元内储液舱满载,且海水压载舱空载的工况时当舱内惰气的压力高于罐外海水静水压力条件下,海水压载舱和储液舱内部的压力随水深变化的分布线;

[0036] 图3-1是立式圆筒形“罐中罐”单组储液单元组合罐的正剖面图;

[0037] 图3-2是图3-1的A-A剖视图;

[0038] 图4-1是立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐的正剖面图;

[0039] 图4-2是图4-1的A-A剖视图;

[0040] 图5-1是A型立式定角度旋转对称单层(圆形)蜂窝状多组储液单元组合罐的正半剖面图;

[0041] 图5-2是图5-1的俯视图;

[0042] 图6-1是A型立式定角度旋转对称单层(矩形)蜂窝状多组储液单元组合罐的正半剖面图;

[0043] 图6-2是图6-1的俯视图;

[0044] 图7-1是A型卧式竹排式组合罐的俯视图;

[0045] 图7-2是图7-1的A-A剖面图;

[0046] 图8-1是多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐图的正半剖面图;

[0047] 图8-2是图8-1A-A剖视图;

[0048] 图9-1是A型SPAR式多层组合罐的正剖面图;

[0049] 图9_2是图9_1A_A掛!视图;

[0050] 图10-1是外突裙边形下方固定压载舱的正面半剖图;

[0051] 图10-2是图10-1的A-A剖视图;

[0052] 图11-1是立式子母式多组储液单元组合罐的俯视图(A-A剖),

[0053] 图11-2是正半剖视图(B-B剖);

[0054] 图12-1是C型扁盒形蜂窝状组合罐的立面图;

[0055] 图12-2是C型扁盒形蜂窝状组合罐的俯视图;

[0056] 图13-1是B型立式定角度旋转对称蜂窝状多组储液单元组合罐(亦是“钢制罐体加混凝土外壁人工岛岛体”)的立面图;

[0057] 图13-2是图13-1的俯视图;

[0058] 图13-3是入泥抗滑固定构件——抗滑裙板的水平截面图;

[0059] 图13-4是入泥抗滑固定构件——吸力锚的水平截面图;

[0060] 图14-1是轮圈式固定压载舱的俯视图;

[0061] 图14-2是图14-1的A-A剖放大图;

[0062] 图15是建于岸边的水下坐底固定式(液体)储存、装卸装置图;

[0063] 图16是与固定式油气生产设施配套的水下潜浮式(液体)储存、装卸装置图;

[0064] 图17是带海底储罐的混凝土圆锥筒形支腿坐底固定式平台图;

[0065] 图18是带海底储罐的传统导管架坐底固定式平台图;

[0066] 图19是带海底储罐的深水顺应式钢制导管架坐底固定式平台图;

[0067] 图20是带海底储罐的自升式坐底平台(适用于整体拖航和海上安装方案)图;[0068] 图21是带海底储罐的自升式坐底平台(适用于组合罐预先安装方案)图;

[0069] 图22-1是带水下储罐的单支腿基座式浮式平台的正面图;

[0070] 图22-2是图22-1的A-A剖面的放大图;

[0071] 图23是带水下储罐的多支腿基座式浮式平台图;

[0072] 图24-1是A型SPAR式多层组合罐浮式平台(等径)的正视图;

[0073] 图24-2是图24-1的A-A剖面的放大图;

[0074] 图25-1是C型SPAR式多层组合罐浮式平台的正视图;

[0075] 图25-2是图25-1的A-A剖面图;

[0076] 图25-3是图25-1的B-B剖面图;

[0077] 图25-4是图25-1的C-C剖面图;

[0078] 图26是可搬迁的固定式混凝土人工岛的正视图;

[0079] 图27是可搬迁的浮式混凝土人工岛的正视图;

[0080] 图28是采用固定式混凝土人工岛、包含钻井、生产、储存、公用和生活功能的浅海油气田开发生产全套装置的平面示意图;

[0081] 图29-1是B型SPAR式多层组合罐的正半剖面图(图29_2的A-A视图);

[0082] 图29-2是图29-1的B-B剖面图。

[0083] 图中:1.电力及控制复合电缆;2.电力供应及遥控工作站;3.海底管线;4.泵组模块:4-1传统泵组模块;4-2水下泵组模块;5.海水卸载泵;6.海水压载泵;7.储液装载泵;8.储液进口切换阀门组;9.储液外输切换阀门组;10.储液卸载(外输)泵;11.水下柔性立管;12.单点装置;13.穿梭油轮系泊缆;14.漂浮软管;15.穿梭油轮;16.储液单元;17.储液单元自动开关阀;18.海水压载舱;19.组合式储液罐;20.组合罐固定压载舱或固定压载材料:20-1.内敛式底部固定压载舱;20-2.外突裙边形底部固定压载舱;20-3.外突裙边形下方固定压载舱;20-4.内敛式下方固定压载舱;20-5.轮圈式固定压载舱兼底部裙边阻尼板21.储液舱;22.中拱封头;23.环状拱形封头;24.平板封头;25.花瓣圆形筒体;26.花瓣圆形筒体内部径向框架;27.月池;28.套筒和锁紧装置;29.钢制伸缩滑移腿;30.组合罐附属的伸出水面的外延结构;31.水下入泥抗滑固定构件;31-1.桩;31-2抗滑裙板;31-3.吸力锚;32.水下基盘;33.单点装置系泊腿;34.浮式平台或浮式人工岛系泊腿;35.潜浮式组合罐水下小平台;36.上部设施;37.固定平台支腿;37-1.混凝土支腿;37-2.传统导管架支腿;37-3.顺应式导管架支腿;37-4.自升式支腿;38.浮式平台支腿;

39.调平基板;40.导管架底座;41.顺应式钢制导管架中段;42.顺应式钢制导管架上段;

43.固定平台斜拉张紧索固定系统;44.自升式支腿接头;45.上部模块水密舱;46.落物防护板;47.落物防护板支撑结构;48.海上生产设施;49.固定式人工岛;49-1 一个具有钻井、原油生产和储运等多种功能的混凝土固定式人工岛;49-2 —个具有储运、公用设施和生活设施等多种功能的混凝土固定式人工岛;50.岛体组合罐;51.子母式组合罐,51-1.母罐,51-2.子罐;52.蜂窝单元罐;53.钢制蜂窝单元罐筒体连接板;54.蜂窝罐周边单元罐筒体外侧圆弧连接板;55.钢制罐外层钢筋混凝土保护和配重层;56.蜂窝单元罐筒体之间的空间的上下封头;57.立式蜂窝单元罐中间封头;58.轮圈式固定压载舱舱体;59.连接结构;59-1.辐射状径向连接板;59-2.上方斜拉杆;60.系缆墩;61.栈桥;62.安装于海床上的水下竹排式组合式储油罐;63.卧式竹排组合罐的单元管;64垂直上下相邻设置的储液单元两端舱室的连通管;65水平框架;66水平连接杆件;67水平横向连接板兼垂荡阻尼板。附图中,相同的附图标记表示同一部件。

具体实施方式

[0084] 液体储存、装卸装置和系统

[0085] 本发明的“液体储存、装卸装置”主要由四大部分构成(参见图1、图15和图16):第一部分,包括水下组合式储液罐19(以下简称组合罐)及附属的固定构件或定位系统(STATION KEEPINGSYSTEM)。组合罐由必要时设置的固定压载舱20和一组或多组储液单元16 ;每组储液单元包括至少一个海水压载舱18和至少一个储液舱21,所述两个舱的顶部惰性气体通过一个自动开关阀17连通。海底坐底固定式水下组合储罐通过入泥抗滑固定构件31固定于海床上。水下潜浮式组合储罐依靠锚泊定位系统34系泊于海床上。也可以利用组合罐下部的海水压载舱直接加压载材料20,取代固定压载舱(参见图7-2);对于不需要固定压载的装置,组合罐的固定压载舱可用取消。第二部分,一个泵组模块4,所述的泵组模块包括:1)至少一组、每组含两对联动泵组:外输联动泵组,包括联动的海水压载泵(装载泵)6和储液卸载(外输)泵10各一台;装载联动泵组,包括联动的海水卸载泵5和储液装载泵7各一台,联动泵组内的泵均以等质量流率同步起动、运转和停车;2)相应的管路、(自动控制)阀门、现场仪表、控制和执行元件集合组成。它可以是一个“(湿式)水下泵(SUBSEAPUMPS)组模块4_2”,直接安装于水下组合罐上;也可以是一个“(干式)传统泵组模块4-1”,安装于组合储罐附属的、伸出水面的外延结构30(如小平台)上。传统泵系指传统的离心泵或潜没式离心泵(深井泵)。第三部分,一个系泊穿梭油轮15的单点系泊装置12:它可以与组合罐一体建造,选用如SALM或类似的单点装置;也可以采用任一种与所在海况相适应的其它单点装置,如CALM、STL等,在储罐上方或附近分开建造。对于环境条件好的海域,也可采用多点系泊装置取代单点系泊装置。第四部分,一个为本装置提供电力供应和进行遥控操作的工作站2,它可建于岸上,也可建于本装置为之配套的固定式或浮式海上生产设施48,如平台上。上述四部分通过相应的海底电力和控制复合电缆1、海底管线3及水下柔性立管11连接形成一个整体装置,其中组合罐和泵组模块共同组成一个“密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统”。这一流程系统可实现:1).接收和储存来自海上生产设施48,或来自陆上装置生产的液体产品,如原油,再通过单点系泊装置12定期输送给穿梭油轮15外运,如图1、图15和图16所示。其中,穿梭油轮15通过系泊缆13和漂浮软管14与单点系泊装置12相连接。在此工况下,本发明即成为一种海上液体储存及外输终端。2).通过单点系泊装置12定期接收由穿梭油轮15运来的液体产品,如原油,储存并不间断地通过海底管线3输送到陆上所需要的地点,或者再通过单点系泊装置12输送给中转的油轮外运,如图1和图15所示。在此工况下,本发明即成为一种海上液体接收、储存和配送终端,具有和现行岸上油库和油码头完全相同的功能。采用水下入泥抗滑固定构件将装置的组合罐固定在海床上,即构成“水下坐底固定式(液体)储存、装卸装置”(参见图15),采用水下系泊腿(定位系统)将装置的组合罐系泊在海床上,即构成“水下潜浮式(液体)储存、装卸装置”(参见图16)。

[0086] 带海床储罐的坐底固定式平台

[0087] 本发明“带海床储罐的坐底固定式平台”主要由三部分组成(参见图17-图21):第一部分,储液系统,采用上述不含单点或多点系泊装置的固定式液体储存、装卸装置,其依靠水下入泥抗滑固定构件31固定于海床上的混凝土组合罐19,兼作本平台海底结构的基础;传统泵组模块4-1,它安装在本平台上,或者海水卸载泵和储液卸载泵采用水下泵、安装在水下组合罐的外部;提供动力和实施遥控操作的工作站2,它安装在本平台上,和本平台的生产和公用设施形成一体。第二部分,安装于固定式组合罐顶部的平台支腿37,它可以如同混凝土重力平台那样,采用一条或多条混凝土圆锥筒形或圆柱筒形支腿37-1(参见图17);也可以采用传统钢制固定平台导管架支腿37-2(参见图18),或深水顺应式导管架支腿37-3(参见图19);还可采用自升式平台形钢制支腿37-4(参见图20、图21)。第三部分,安装于支腿上的平台上部设施36,它可以采用如同普通固定平台那样的上部设施,也可如同自升式平台那样,采用水密舱壁和可升降式的上部模块45。

[0088] 带水下储罐的浮式平台

[0089] 本发明“带水下储罐的浮式平台”主要由四部分组成(参见图22〜25):第一部分,储液系统,采用上述不含单点或多点系泊装置的潜浮式液体储存、装卸装置,其潜浮于水面以下适当深度的混凝土组合罐19,兼作本平台水下结构的基础;传统泵组模块4-1,它安装在混凝土筒形支腿38内部的泵舱内,或者海水卸载泵和储液卸载泵采用水下泵、安装在水下组合罐的外部;提供动力和实施遥控操作的工作站2,它安装在本平台上,与本平台的生产和公用设施形成一体。第二部分,安装于潜浮式组合罐顶部的平台支腿38,它如同混凝土重力平台那样,采用一条、三条或四条混凝土圆筒形或圆锥形筒状支腿。第三部分,安装于支腿上的平台上部设施36,它采用如同半潜式平台那样具有水密舱壁结构的上部设施,或采用与SPAR平台相似的上部设施。第四部分,将浮式平台系泊于海床上的定位系统34,本发明采用和SPAR平台或半潜式平台相同或相似系泊腿系统。

[0090] 可搬迁的人工岛

[0091] 本发明“可搬迁的人工岛”包括固定式和浮式两种形式,主要由三部分组成(参见图26和27):第一部分,储液系统,采用上述不含单点或多点系泊装置的液体储存、装卸装置,其水下组合罐改为伸出水面的组合罐19,作为本人工岛的岛体;传统泵组模块4-1,它安装在上部设施上,或采用深井泵安装在岛体内;提供动力和实施遥控操作的工作站2,它安装在上部设施上,与本人工岛的生产和公用设施形成一体。第二部分,安装于岛体组合罐上的上部设施36。第三部分,将固定式人工岛固定于海床上的入泥抗滑固定构件31,或将浮式人工岛系泊于海床上的定位系统34,本发明浮式人工岛采用和SPAR平台相同或相似系泊腿系统。

[0092] 简言之,根据前述组合罐是固定在海床上、还是潜浮于水中、或是伸出水面,根据组合罐在水下固定和定位方法不同,以及是否在罐顶部安装支腿伸出水面、支腿上部安装海上平台的上部结构和设施、或是否在罐顶直接安装上部设施,本发明包含6种类型不同的装置形式:1.水下坐底固定式(液体)储存、装卸装置——UNDERWATER GROUNDEDSTORAGE L0ADING&0FFL0ADING UNIT (UGSLO)(参见图 15),该装置的水下组合罐 19 通过水下入泥抗滑固定构件31固定于海床上。2.水下潜浮式(液体)储存、装卸装置——UNDERWATER FL0ATINGST0RAGE L0ADING&0FFL0ADING UNIT(UFSLO)(参见图 16),该装置的水下组合罐19悬浮于水面下适当的深度,通过垂悬线,或(半)张紧索(SEM1-TAUT,TAUT)定位系统34锚泊于海床上。3.带海床储罐的坐底式固定平台——FIXEDPLATF0RMSWITH SEABEDED STORAGE(FPSS)(参见图17〜21),平台通过水下组合罐19的水下入泥抗滑固定构件31固定于海床上,必要时还可用斜拉索43作为辅助固定的措施(参见图

15)。4.带水下储罐的浮式平台-FLOATING PLATFORMSffITH UNDERWATER STORAGE (FPUS)

(参见图22〜25),该装置的水下组合罐19悬浮于水面下适当的深度,平台通过垂悬线,或(半)张紧索(SEM1-TAUT,TAUT)定位系统34,锚泊于海床上。5.可搬迁的固定式人工

岛-MOVABLE SEABEDEDARTIFICIAL ISLAND (MSAI),岛体组合罐伸出水面,通过入泥抗滑

固定构件31固定于海床上(参见图26)。6.可搬迁的浮式人工岛——MOVABLE FLOATINGARTIFICIALISLAND (MFAI),岛体组合罐伸出水面,通过定位系泊腿34锚固于海床上(参见图 27)。

[0093] 密闭气压连通式压载海水和储液等质暈流率自动置换流程系统

[0094] 本流程主要包括组合罐19和泵组模块4,图1为置换流程的原理示意图。图1显示了组合罐19内部的一组储液单元16,它的海水压载舱18和储液舱21的上部惰性气体通过打开的自动开关阀17相连接。当储液进入且压载水排出,或储液外输且压载水进入这两种不同作业时,开关阀17自动打开,海水压载舱18和储液舱21内液体上方的密闭带压惰性气体互相连通,形成同一个密闭的等压系统。在上述两种作业的过程中,当系统出现报警信号,如两舱中任何一舱的液位、气压异常,或事故等应急情况;或者,当上述两种作业停止时,开关阀17均自动关闭,两舱气相空间成为各自独立的系统。两个独立系统是降低组合罐破舱造成储液外泄污染风险的一项重要措施。作为图1置换流程的简化方案,自动开关阀17也可以取消,而让海水压载舱18和储液舱21的上部惰性气体直接连通。简化方案的应急安全性显然不如前者。本发明流程系统的基本原理是:1)依靠泵组模块内的联动泵组,组合罐内压载海水和储液之中任何一种液体排出时,必有等质量的另一种液体被泵入,罐内液体的总质量始终保持不变。2)液体排出的方式包括两步:第一步,依靠罐内该液体顶部的密闭连通带压惰性气体的压力能,将液体从液舱底部输送至卸载(外输)泵的进口 ;第二步,由卸载(外输)泵“接力”、将液体输出,如果惰性气体的压力足够大的话,也可不用泵而直接将液体输出;随着舱内液体的排出,排出液体的舱的内部气体舱容增加,需要补充惰性气体以保持足够的气体压力。3)等质量流率的另一种液体被装载泵泵入的同时,舱内的惰性气体被排出、进入前述的排出液体的舱,装载泵为罐内密闭连通带压惰性气体连续不断地补充压力能,使罐内气体的压力在很小的变动范围内始终维持在设定值的左右。如果压载海水和储液的重度不同,等质量流率置换意味着不等容积流率置换;因此,海水压载舱18和储液舱21上部惰性气体连通后总的气体容积在置换作业过程中是变化的,密闭的惰性气体的压力随容积而相应变化。经理论计算,罐内惰性气体最大压力Pmax和最小压力Pmin的变化和储液重度Y 1、压载海水重度Yw的关系(设Y I < Y w)如下:1 > Pmin/Pmax > Y l/yw0即,当储液重度小于海水重度时,惰性气体最低与最高压力的比值略大于储液和海水的重度比值。

[0095] 根据惰性气体的压力是大于还是小于其外部海水静压力,本流程包括两种设计方案,其中仅压载海水和储液的排出流程稍有差别。两种方案相同的部分如下:压载海水靠海水压载泵6通过进口过滤器进入海水压载舱18 ;储液通过储液装载泵7进入储液舱21,储液装载泵7的进口装有切换阀门组8,通过切换,既可接收陆上装置或海上平台生产的液体产品,也可接收穿梭油轮15通过单点装置12运来的液体商品。不同的部分分别是,对于惰性气体的压力小于其外部海水静压力的方案:压载海水通过海水卸载泵(潜水泵)5排出,储液通过储液卸载(外输)泵(潜没泵)10外输,它们的吸入口所处高度应确保惰性气体压力形成的压头高度大于该泵允许的吸入压头高度;对于惰性气体的压力大于其外部海水静压力的方案:只要惰性气体的压力足够大,压载海水和储液均可依靠气体的压力能实现外排,海水卸载泵5和储液外输泵10可以取消,或仅仅作为备用。两方案外输泵10的出口均装有切换阀门组切换,既可将储液经单点装置12输往穿梭油轮15外运,也可将储液通过海底管线3输往岸上。为了实现储液流入和压载海水排出的质量流率相同,两方案的储液装载泵7和海水卸载泵5均通过各自的自动回流控制管路和(或)泵速调节等自动控制方法实施联动。这一自动控制系统和方法为常规技术,图1没有示明。同样,为了实现储液流出和压载海水流入的质量流率相同,两方案的储液卸载(外输)泵10和海水压载泵6也通过和上述相同的自动控制系统实施联动。如果储液和压载海水的重度不同,二者的质量流率相同的条件是二者的容积流率与二者的重度成反比。

[0096] 为了保证压载海水和储液排空时舱底仅剩少量的液体,海水卸载泵5和储液卸载泵10的吸入口均应位于舱的底部。为了适应储液加热和供热保温的需要,储液装载泵7的排出口有二个:一个位于储液舱21的底部,加热后的储液直接送达底部,适应正常进液的工况;另一个位于储液舱21的顶部,当储液需要进行供热保温循环时,关闭舱底排出口,打开舱顶部排出口,加热后的储液经循环装载泵从舱顶部进入,同时,等质量的冷储液经循环卸载泵10排出至外部换热器(图1没有示明)加热,再流经储液循环装载泵进入舱顶部实现加热循环。

[0097] 储液装卸过程中舱壁内外压力的分布和舱内惰性气体压力设定

[0098] 罐壁外侧为海水的罐体,它受到:1)按“水深X海水比重”的线性分布的外压(海水的静压力),2)内部惰性气体的压力、3)罐内液体按“液位高度X液体比重”的线性分布的内压;如果内部惰性气体的压力随罐体水深的增加而加大,则可保证罐壁所承受的压力基本不随水深而增加,这一点对于采用深水组合罐的装置具有十分的意义。“罐中罐”组合罐的内罐的罐壁只承受罐内的液体和罐外(即外罐的罐内)的液体按“液位高度X液体比重”的线性分布的内压和外压,与罐内惰性气体的压力和组合罐外海水的压力均无关。图2-1〜2-4表示“罐中罐”式储液单元的储液装卸过程中,储液空载、罐内气体压力分别低于(图2-1)和高于(图2-3)外部海水压力的条件下,以及储液满载、罐内气体压力分别低于(图2-2)和高于(图2-4)外部海水压力的条件下,海水压载舱18和储液舱21罐壁内外压力的变化。图中:斜线ABCD表示组合罐外部海水静压随水深的分布线,折线EFG表示罐中罐的外罐内部压力随深度的分布线,折线HIJ表示罐中罐的内罐内部压力随深度的分布线,Z轴为垂直水深坐标轴。如前所述,根据海水压载舱18和储油舱21内部惰性气体压力是小于还是大于舱外静海水压力,本发明分别提供两种略有区别的密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统。第一种,内部惰气压力低于外部海水静水压力:为了使海水压载舱18内部和其外部海水的压力差值最小,并确保内部惰气压力低于外部海水静水压力,图1流程中惰性气体最高压力应设定为海水压载舱18内顶部所处的外部海水静压,即等于图2-1、图2-3水平线段B' B(E)。本流程系统中海水卸载泵5和储液卸载泵10采用传统离心泵的条件是,罐内惰性气体的压力可将罐底部的海水或储液压送至罐顶部,否则必须采用潜没泵;总之必须保证泵进口吸入头高度应大于舱外静水压力和舱内惰气压力之差。第一种流程系统的组合罐宜采用材料抗压强度高于抗拉强度、适于建造外压容器的材料,如混凝土建造。本流程用于平台、尤其是人工岛时,如果出于安全考虑希望降低内部惰气压力,图1流程中惰性气体最低压力可设定为略高于大气压,海水卸载泵和储液卸载(外输)泵均应采用深井泵、或者采用水下泵安装在水下组合罐的外部,所设定的最低压力应能满足泵进口吸入头高度的要求。第二种,内部惰气压力高于外部海水静水压力:为了使海水压载舱18内部和其外部海水的压力差值最小,并确保内部惰气压力高于外部静水压力,图1流程中惰性气体最低压力应设定为与海水压载舱18罐底部残液水面同一标高的外部海水静水压力,即等于图2-2、图2-4水平线段C' C。本流程系统中海水卸载泵5和储液卸载泵10不再需要采用潜没泵。不仅如此,当罐舱内部的惰性气体压力足够大,压载海水和储液上部形成了一个刚度足够大的“气压弹簧活塞”,流程中的两个卸载泵5和10也可以取消,直接依靠惰性气体的压力能量把压载海水或储液排至所需的位置。第二种流程系统的组合罐宜采用材料抗拉强度高于抗压强度、适于建造内压容器的材料,如钢材建造。

[0099] 本流程系统的优点和缺点

[0100] 第一,本流程是一种不同于传统干式法的新的干式法储液流程。对应于湿式法储油流程的四个缺点,它的优点是:储液和压载海水不接触,避免了污染;不仅可储存原油,也可储存水溶性液体如甲醇;等质量置换确保装卸作业过程中装置的操作重量不变;储液的保温加热可以方便地实现。此外,和传统干式法、油轮干式法相比,本流程惰性气体密闭、装卸过程中不需要补充或外排,避免油气损耗,有利于环境保护。第二,由于本流程海水压载舱18和储液舱21内部的惰性气体压力是参照它们所处水深的外部静水压力来设定的;设定完成后,压载舱18和储液舱21在操作过程中的内外压差的变化主要和其内部液位高程变动有关,而和外部水深已不再有关。本发明舱内惰性气体压力设定的方法使得海水压载舱18和储液舱21的内外压差都不很大,罐壁受力因此大大减少,有利于罐壁的强度设计,这是本发明的一个重要优点,对于深水组合罐具有特别重大的意义。例如,对于一个高度为50米的储液单元,保守地忽略顶部气顶和底部残液的高度,储罐内外压差最大值将小于50米水柱的静压力,约5bar。第三,本流程海水压载舱和储液舱的舱容比值近似为I: 1,组合式储罐空舱容大,储液有效舱容小。空舱容使安装在水下的组合罐将产生很大的浮力,可能需要另加固定压载加以平衡,这似乎是个缺点。但是,如果所设计的组合罐或平台的自重大,所需要的负浮力(装置的操作重量减去浮力的差值)很小或为零,上述缺点将转化为优点。

[0101] 水下组合式储液罐

[0102] 参照图1、图3至图14,本发明的水下组合罐19包含一个位于罐底部或下方的固定压载舱20,固定压载舱20之上为一组或多组储液单元16,每组储液单元由至少一个海水压载舱18和至少一个储液舱21组成,二者上方设有密闭的加压惰性气体并通过管路实现气体连通,优选通过自动开关阀17的打开和关闭来控制两舱的气体连通和不连通(参见图2-1〜图2-4)。也可将固定压载材料20直接加在组合罐19下部的海水压载舱18内底部,取代固定压载舱;对于不需要加固定压载的装置,组合罐19的固定压载舱则可取消。水下组合罐可以是立式,也可以是卧式。以下几个点是本发明各类组合罐所共有的特性:第一,储液单元的海水压载舱和储液舱都是承受外压或内压的压力容器,其形式和结构应遵循压力容器的设计原则。罐舱的基本形式为端部带拱形封头或平板封头的圆筒形容器,或球形容器,或其他有利于承压的结构形式,如梅花瓣形桶形容器。第二,本发明组合罐及安装在罐上的设施必须满足:在储液装载和卸载的过程中采用等质量置换流程,实现操作重量不变,且重心位置只能沿浮心所在的、垂直的Z坐标轴变化。对于浮式装置,这一特性意味着在储液装载和卸载的过程中浮态和吃水深度不变。为此,所述组合罐在任一水平剖面上所成图形为相对于形心的定角度旋转对称图形、或中心对称图形、或上下左右轴对称的图形,且所述组合罐的浮心和重心在水平剖面的投影和图形的形心重合。换言之,在水平截面或水平面投影上必须既要保证罐体结构的几何对称性,又要保证装载和卸载过程中操作重量分布的对称性。第三,为了防止重物下落对舱体的损坏,防止舱破损可能造成的污染,本发明组合罐在结构上采取了保护措施,对于可能受到损坏的罐体,如罐顶部,可采用双层舱壁结构,或对舱壁进行特别加强;再如,在罐顶上方加设防落物护板,等等。此外,如前所述,将储液罐设置在海水压载罐内部,即所谓的“罐中罐”式储液单元,也是防止舱破损可能造成污染的重要措施。第四,为了保证本发明水下潜浮式组合罐的稳性,它们的浮心均高于重心。

[0103] 储液单元

[0104] 本发明组合罐储液单元的海水压载舱和储液舱有“罐中罐”和“非罐中罐”两种基本设置形式:前者的储液舱设在海水压载舱内部,即所谓“罐中罐”设置(参见图2-1〜图2-4);后者的海水压载舱和储液舱对称分开设置,或水平上下左右相邻轴对称设置,或垂直上下相邻设置。

[0105] “罐中罐”式储液单元包括四种形式。第一种,圆筒型“罐中罐”型单组储液单元,其基本结构形式是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合。换言之,立式罐储液单元的水平截面和卧式罐储液单元的垂直截面都是由两舱舱壁截面形成的两个同心的圆环(参见图3-2)。圆筒型“罐中罐”式储液单元的端部封头有三种形式:平板封头24 (参见图3-1底部封头),海水压载舱和储液舱总高度或总长度相同,共用一个封头。储液舱中心拱形封头22和海水压载舱环状拱形封头23 (参见图3-1上部封头),海水压载舱和储液舱总高度或总长度相同。内部储液舱和外部海水压载舱分别用两个中心拱形封头(参见图2-1〜2-4),储液舱完全被海水压载舱包围。本型储液单元两端也可以采用不同种类的封头的组合。第二种,花瓣筒型“罐中罐”型单组储液单元,它适用于大直径的立式结构(参见图4),它的基本结构形式与圆筒型类似,海水压载舱和其内部的储液舱均为立式筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,即二个同心的、具有偶数圆弧“花瓣”的图形25 (共2η个),每个“花瓣”对中心的弧度相同,相邻“花瓣”连接点至图形中心连线为径向框架结构26,使其呈等分放射状。本型储液单元只包含一个海水压载舱和一个储液舱。花瓣筒型“罐中罐”式储液单元的端部封头平板封头,与圆筒型“罐中罐”式储液单元的平板封头相同。第三种,花瓣筒型“罐中罐”型多组储液单元,它和第二种花瓣筒型“罐中罐”式单组储液单元大同小异,内部结构的唯一不同在于径向框架结构26被改为水密舱壁,共形成2η对海水压载舱和储液舱。为了保证装卸过程中重心平面坐标不变,将中心相对称的二对海水压载舱和储液舱分别用管道相连,共形成η个储液单元。其余和上述第二种相同。第四种子母式储液单元(参见图11)子母式储液单元51的母罐51-1为共用海水压载舱18,它是一个大的立式圆筒形容器。在母罐51-1内部,中心对称排列着至少一组(两个)小的立式圆筒形容器,即子罐51-2,母罐中心也可设置一个子罐作为一组,均作为储液舱21 (图示共7个子罐),每组子罐储存同一种储液,同步装卸。当采用“密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统”,用于储存、装卸同一种或多种普通常温液体时,每组进入装卸流程的子罐51-2的自动开关阀均打开与母罐51-1连通,其它组子罐的自动开关阀关闭,以保证该组子罐51-2在储卸作业过程中,和母罐51-1内部上方的密闭带压惰性气体连通形成同一个密闭的压力系统。

[0106] “罐中罐”结构的优点是储液时结构受力合理,重心的垂直位置上下变动范围较小,缺点是建造比较复杂。子母罐结构比较简单,但用于海况条件差的浮式装置时,由于公用的海水压载舱(母罐)直径大,存在液面晃荡大、侧倾大的缺点。此外,还可以有其它形式的储液单元,如球形“罐中罐”式储液单元,内部的储液舱和外部的海水压载舱均为球形容器,二者同心。

[0107] 海水压载舱和储液舱分开或相邻设置的“非罐中罐”储液单元包括:

[0108] 单根卧式多节竹筒式单组和多组储液单元一单根多节竹筒式单组和多组储液单元的外观为一根卧式长筒,两端为拱形封头,或平板封头,中间有若干封头分隔,类似一根多节的竹管,每个海水压载舱和储液舱类似竹管里的一个个封闭的竹节。所述的单组储液单元分为3 “节”:两端为50%舱容的海水压载舱,中间为100%舱容的储液舱,两端的海水压载舱的底部和顶部均由管线(穿过储液舱或埋设在混凝土管壁内部)连通,形成实质上的一个海水压载舱。以管长中点的垂直圆形截面为对称面,左右对称布置数量相同的、首尾相接的所述的单组储液单元,即形成单根多节竹筒式多组储液单元。

[0109] 竹排式多根单(层)管储液单元——每个单组储液单元由4根单元管相邻紧密水平排列和连接成竹排形,单元管为管形圆筒容器(即两端带封头的单层管),通过诸如横向连接结构或框架等结构形式的连接成为一个整体结构,海水压载舱和储液舱均为2根底部和顶部连通的单层管,排列顺序为水-油-油-水,或油-水-水-油,组成一个竹排式多根单(层)管单组储液单元。在保证水平截面或水平面投影上罐体结构的几何对称性和装载、卸载对称性的前提下,多个上述竹排式多根单管单组储液单元水平紧密排列,可组成竹排式多根单管多组储液单元。

[0110] 海水压载舱和储液舱垂直上下相邻设置的储液单兀(参见图9、图13和图29,简称垂直上下设置的储液单元)——垂直上下设置的单组储液单元为一个立式圆筒形容器,除两端的封头2 (拱形或平板型)外,圆筒内部的中部还有一个中间封头57,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,如图13-1所示。这种单组储液单元形式的自身即可保证重心和浮心均位于筒体的垂直中心轴线上,缺点是装载过程中重心的高度变化大,不宜直接用于浮式装置。为了避免上述缺点,可在圆筒内部设置两个中间封头,将储液舱设在储液单元的中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子(如穿过储液舱的管子)64连通上下两半的海水压载舱(参见图9),形成一个海水压载舱整体。多组相同的上述单组储液单元上下首尾相接,即可形成垂直上下相邻设置的多组储液单元(参见图9和图29)。需要注意的是,各个储液单元的惰性气体的设定压力依水深而不同,下面的储液单元的设定压力高于上面的储液单元。

[0111] 海水压载舱和储液舱分开中心对称设置的储液单元和水平面上下和左右轴对称设置的储液单元一它是所述蜂窝储液单元的一种形式,简称“对称设置的蜂窝储液单元”,图12所示C型盒形蜂窝状组合罐包含了这两种储液单元。蜂窝储液单元它由多个立式蜂窝单元罐52水平紧密地、或有间隙地排列并连接成一个蜂窝状的整体,可以按定角度旋转对称来排列(参见图5、图6、图13、图25和图29),也可以水平成片按扁盒形来排列(参见图12),扁盒形排列是指蜂窝单元罐或单组储液单元(子储液单元)按中心对称或上下左右轴对称来排列。按照蜂窝储液单元水平剖面中单元罐筒体圆心所在位置,蜂窝单元罐包括三种布局形式:蜂窝单元罐的排列可采用“等边三角形布局”,任意3个相邻筒体圆的圆心连线组成一个等边三角形,由此形成正三角形、正六边形(参见图5和图13)或长六边形多组储液单元(参见图12)正方形布局”,任意4个相邻圆的圆心连线组成一个正方形,由此形成正方形(参见图6和图25)或长方形的结构;“圆形布局”,筒体圆心均布于一个大的圆上,可以仅一个大圆(单层,参见图29),也可以多个同心圆(多层,参见图5);无论那种布局形式,都必须保证:储液在装卸作业的过程中整个蜂窝储液单元重心的平面位置保持不变。

[0112] 单元罐也可采用三种形式:圆筒型“罐中罐”单组储液单元(参见图5和图6),圆筒型垂直上下设置的单组储液单元(参见图13和图29)和单元罐为两端带拱型封头的立式圆筒形容器(参见图12)。前两种形式无论怎样布局,均可自动满足重心平面位置不变的条件。第三种形式为“对称设置的蜂窝储液单元”,它的单元罐为立式圆筒形压力容器,可能是海水压载舱,也可能是储液舱,不能自动满足重心平面位置不变的条件,必须对称设置;为此,需要将4个单元罐编成一组储液单元,包含中心对称分开设置、或相邻对称设置、且同步装、卸载的海水压载罐和储油罐各2个,形成单组“单组对称设置的蜂窝储液单元”;多组“单组对称设置的蜂窝储液单元”水平成片成扁盒形,亦应保证上下、左右对称,或对称于整个蜂窝储液单元平面重心(参见图12),形成“多组对称设置的蜂窝储液单元”。为了实现“对称设置的蜂窝储液单元”同步装载,可采用:1) 一组储液单元仅采用一组两对联动泵组(海水压载泵-储液卸载(外输)泵和海水卸载泵-储液装载泵)。条件是需要分别通过上下2条管线(共4条),将相同的2个液罐的顶部和底部分别连通,使之成为一个海水罐组和一个储油罐组;或者2) —组储液单元采用两组四对联动泵组,同步同流率装卸。如果蜂窝罐的单元罐的数量不是4的倍数,多余的单元罐需要特殊安排,以确保罐体重心的平面位置保持不变。

[0113] 本发明储液单元和组合罐涉及3种对称:轴对称、中心对称和定角度旋转对称;它们都是指储液单元和组合罐的任一水平截面所形成的几何图形的对称性质,即关于该几何图形形心(亦是储液单元和组合罐的重心在水平面上的投影)的对称——对称轴通过形心的轴对称、对称中心或旋转中心均为形心的中心对称或定角度旋转对称。轴对称和中心对称均有标准的几何学定义,不再赘述;定角度旋转对称是指图形绕某一点依次旋转一个固定的角度后形成的图形与原图形完全重合,所述的固定角度等于360° /n(n = 3,4,5,6,...;注意:当η = 2时,即为中心对称)。

[0114] 现以等边三角形布局为例,说明“对称设置的蜂窝储液单元”如何实现分开中心对称和上下、左右轴对称设置。为了便于将单元罐分组,首先需要编号:水平方向各排从上到下依次为Α、B、C、D...,各排从左到右依次为1、2、3、4...,每一个单元罐均有唯一的由字母和数字组成的编号。图12所示的是29个单元罐组成的长6边形“多组对称设置的蜂窝储液单元”,它的分组方法可采用:Α1、Α5水-Α2、Α4油,Ε1、Ε5水-Ε2、Ε4油,Β1、Β6油_Β2、Β5水,D1、D6油-D2、D5水,C1、C7水-C2、C6油(以上均为上下左右对称);A3、E3水-C3、C5油,B3、D4水-B4、D3油,C4做备用舱或上下贯通、作为安装钻井隔水套管的空间(以上均为罐体中心对称)。上述方法仅仅作为例子,只要遵循前述对称和保持重心平面位置不变的原则,还可以有其它的方法。

[0115] 立式组合罐的固定压载舱

[0116] 固定压载舱的作用是根据设计要求,舱内加入压载材料,如铁矿砂或固定压载海水,平衡组合罐多余的浮力,并使组合罐的重心垂直下移;也可将固定压载材料直接加在组合罐19下部的海水压载舱18内底部,取代固定压载舱;对于不需要加固定压载的装置,组合罐19的固定压载舱则可取消。本发明立式组合罐的固定压载舱有5种形式,其中第3、

4、5种仅适用于浮式装置,不适用于固定式装置:第I种如图3-1所示,它是其上部储液单元筒体(图示为海水压载舱18筒体)的延长,二者水平截面的外轮廓几何图形完全相同,即所谓的内敛式底部固定压载舱20-1 (参见图3_1、6_1、9_1和25-1)。第2种如图4_1所示,为外突裙边形底部固定压载舱20-2,它的舱体从外部“包围”其上部储液单元筒体(图示为海水压载舱18)的“根部”,它的径向剖面可为U槽形,即顶部是敝开的(无顶盖板),目的是海上安装时便于加固定压载,也可为矩形或O形管状,即封闭的(带有顶盖板)。(参见图4-1、5-1、8-1和图23)。和第一种结构形式相比较,外突裙边的优点是:对于坐底固定式装置,有利于减小底部的冲刷;对于潜浮式罐则有利于增加浮体6个自由度,尤其是在垂荡、纵摇和横摇3个自由度方向的连体水附加质量、回转半径和阻尼及阻尼矩,从而改善浮体的运动响应和水动力性能。第3种如图10-1和22-1所示,为“外突裙边形下方固定压载舱”20-3。它的压载舱舱体和第二种结构形式相同。压载舱舱体上建有数根垂直向上的钢制支腿29,组合罐底层储液单元筒体的外壁建有数量和支腿数量相同的套筒及锁紧机构28,支腿29可在套筒28内上下滑移和锁紧固定。在建造、拖航和定位系泊系统安装完成之前,固定压载舱升高,其罐底略高于储液单元的罐底,伸缩滑移腿29临时固定在储液单元的罐体上。定位系统安装完成后,固定压载舱20-3向下垂直滑移至预定位置,再将伸缩滑移腿29锁紧在储液单元罐体上。和第2种结构形式相比,第3种固定压载舱有利于重心垂直下移,但结构和安装较复杂。第4种如图24所示,为“内敛式下方固定压载舱”20-4,它采用第一种结构的压载舱本体和第三种结构的伸缩滑移腿29、套筒及锁紧机构28,可实现压载舱本体向下滑移和固定。第五种如图14所示,为“轮圈式固定压载舱”20-5,包括:1).一个轮圈舱体58,它是上部开口或不开口的圆环形容器,和第二种固定压载舱舱体结构形式相同。舱体轮圈58的内径大于组合罐19罐体的外径,二者垂直中心轴线重合。2).连接结构59,它将轮圈舱体58安装固定在组合罐19罐体的底部,包括若干个辐射状径向连接板59-1,和在必要时设置的、与连接板59-1配套的上方斜拉杆59-2。和第二种固定压载舱相比较,采用轮圈式固定压载舱20-5的浮式装置的水动力特性更好。这是因为轮圈舱体58和组合罐19罐体之间的水体上下通透性好,轮圈舱体58的阻尼矩和回转半径均比外突裙边形固定压载舱20-2大。

[0117] 立式定角度旋转对称组合罐

[0118] 本类型组合罐(简称“立式组合罐”)由立式定角度旋转对称单层单组或单层多组储液单元,和在其底部或下方安装的固定压载舱组成。固定压载舱为上述5种立式组合罐固定压载舱中的一种,或在储液单元下部罐体内的底部直接加固定压载材料。对于不需要加固定压载的组合罐,可不设固定压载舱。该类型组合罐的技术特征是:它存在一个垂直的中心轴线,组合罐的结构定角度旋转对称于该中心轴线,组合罐的浮心和装卸过程中的操作重心均位于该中心轴线上。本类型组合罐对于固定装置和浮式装置均适用;如果需要配置固定压载舱,固定装置只能采用上述5种固定压载舱中的第一和第二种,即内敛式底部固定压载舱20-1和外突裙边形底部固定压载舱20-2。根据所采用的储液单元的不同,本类型组合罐共12种,它们是:1)、2)立式圆筒形单组储液单元组合罐,单组储液单元为圆筒“罐中罐”型(参见图3-1),或垂直上下设置型;3)、4)立式花瓣圆筒形单组或多组储液单元组合罐(参见图4-1) ;5)A型立式定角度旋转对称蜂窝状单层多组储液单元组合罐(蜂窝单元罐为立式圆筒“罐中罐”单组储液单元,参见图5-1和图6-1) ;6)立式子母式多组储液单元组合罐(参见图11-2) ;7)B型立式定角度旋转对称蜂窝状单层多组储液单元组合罐(蜂窝单元罐为垂直上下设置的单组储液单元,参见图13-1) ;8) C型立式定角度旋转对称蜂窝状单层储液单元组合罐(每四个蜂窝单元罐为一组,成为对称设置的蜂窝储液单元);9)多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐(参见图8-1) ; 10) A型SPAR式多层组合罐(外观为立式长圆筒形,多层储液单元均为圆筒“罐中罐”型储液单元,参见图25所示组合罐,或为垂直上下相邻设置的多组储液单元,参见图9-1) ; 11) B型SPAR式多层组合罐(外观为立式长圆筒形单层紧密排列的管束,参见图29-1) ; 12) C型SPAR式多层组合罐(外观为立式3管或4管间隔排列的管束);B型和C型组合罐水平截面均为定角度旋转对称,管束之“管”优选垂直上下相邻设置的多组储液单元(参见图29-1)。以上I)〜9)型组合罐称之为基座式组合罐,其中,所述ABC 3种定角度旋转对称单层蜂窝组合罐的储液单元采用所述按定角度旋转对称排列的蜂窝储液单元,有关结构形式不再赘述。以下重点说明多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐和SPAR式多层组合罐。

[0119] 多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐(参见图8-1)

[0120] 本型组合罐的外形为至少2层、呈底层直径大、上层直径小的单组或多组储液单元构成圆塔阶梯状结构;所述大直径层采用按定角度旋转对称排列的蜂窝(多组)储液单元,或采用子母式储液单元,或采用立式花瓣圆筒形多组储液单元,;所述小直径层采用立式圆筒形“罐中罐”型单组储液单元,或采用立式花瓣圆筒形单组储液单元,或采用垂直上下设置的储液单元;如果需要固定压载舱,可采用内敛式底部固定压载舱20-1,或采用外突裙边形底部固定压载舱20-2,如图8-1所示,用于浮式平台时也可采用外突裙边形下方固定压载舱20-3,如图22所示。本型组合罐的连体水附加质量、回转半径和阻尼比其它8种基座式组合罐都大,有利于改善平台的水动力特性。

[0121] SPAR式多层组合罐(参见图9-1、图24、图25和图29-1)

[0122] 本型组合罐主要适用于本发明SPAR型浮式平台,亦可用于特殊的固定装置,如应用实例5 “带海底储罐的深水顺应式钢制导管架坐底式平台”(参见图19)。A型SPAR式组合罐的外观为一直立的长圆筒,它由若干个尺度相同的圆筒型罐中罐单组储液单元(参见图24)竖向首尾连接而成、或直接采用“垂直上下相邻设置的多组储液单元”(参见图9-1)。B型SPAR式组合罐的外观为一直立的圆筒形单层紧密排列的管束,管束之中的“管”优选采用“垂直上下相邻设置的多组储液单元”(也可采用其它形式),如图29-1所示的单层圆形、6 “管”紧密排列的结构。C型SPAR式组合罐为直立间隔排列的管束,采用3 “管”呈正三角形、或4 “管”呈正方形间隔排列的结构(参见图25),管束之中的“管”优选采用“垂直上下相邻设置的多组储液单元”,采用数个水平框架65、每层框架含3根、4根水平连接杆件66呈正三角形或正方形,和数个三角形或正方形水平横向连接板兼垂荡阻尼板67,使3 “管”或4 “管”成为一个结构整体。SPAR式多层组合罐专为本发明浮式平台设计,A型和B型可形成单腿SPAR式平台,C型可形成3腿、4腿SPAR式平台。本型组合罐的固定压载舱可以采用上述内敛式底部固定压载舱,用于浮式平台时还可采用内敛式下方固定压载舱,或将固定压载直接加在海水压载舱的底部。

[0123] 仅用于固定装置的组合罐

[0124] 仅用于固定装置的组合罐包括卧式竹排组合罐和(卧式)扁盒形蜂窝状组合罐共两种类型,它们分别由所述卧式多组储液单元和扁盒形排列的蜂窝储液单元加固定压载舱组成。固定压载舱可采用:1)在海水压载舱和储液舱的底部直接加固定压载材料20,如铁矿砂(参见图7-2) ;2)按照储液单元的周边形状,在其底部加设固定压载舱;3)利用蜂窝式组合罐各单元罐之间的空间做固定压载舱。如果装置不需要加固定压载,固定压载舱可取消。从理论上讲,由于固定装置的组合罐依靠入泥抗滑固定构件固定在海床上,在在位(IN PLACE)操作状态下,装置的重心和浮心也可处于不同的垂线上,但这种做法将相应产生额外的弯矩。因此,和浮式装载相同,本发明固定装置的组合罐仍然要求罐体结构的几何对称性、装载和卸载过程中操作重量分布的对称性;同时,它和浮式装置所采用的立式定角度旋转对称组合罐不同:一是固定装置组合罐的对称性只要求中心对称、在水平投影面上的上下和左右轴对称,不要求定角度旋转对称,因此,图12-1的结构形式只能用于固定结构,图13-1的结构则既可用于固定结构,也可用于浮式结构;二是组合罐罐体的水平截面面积大于垂直截面面积,换言之,组合罐漂浮时水线面面积比较大而吃水深度却较小。其优点是组合罐有利于采用一步干式建造。

[0125] 卧式竹排组合罐,它由多根单元管(管形圆筒容器)相邻紧密水平排列成竹排形;单元管可采用不同的储液单元形式,共有A、B和C3种形式:A型,单元管为“罐中罐”储液单元,海水压载舱完全包围储液舱,两舱之间设有径向支撑结构(如图7-2所示,横向连接结构或框架图中没有示明),也可以将海水压载舱内的储液舱下移,使二者中心轴线水平平行,其它结构不变出型,每四根单元管一组,多组排列,成为一个“多根单(层)管多组储液单元”,其中每一组为一个“多根单(层)管单组储液单元”;C型,单元管为“单根多节竹筒式多组储液单元”。

[0126] 扁盒形蜂窝状组合罐,它的储液单元采用所述按扁盒形排列的蜂窝储液单元,包括A、B和C3种型式:I) A型,单元罐52为立式圆筒“罐中罐”单组储液单元;2) B型,单元罐52为垂直上下设置的单组储液单元(参见图13-1) ;3) C型,每四个单元罐形成一个对称设置的蜂窝储液单元(参见图12);有关结构形式前已说明,不再重复。,

[0127] 当上述组合罐用于带井口的平台或人工岛时,需要特别注意的是:罐体与上方上部设施井口区相对应的部位设有上下贯通的洞口——月池,如图8-1、图10-1、图22-2、图24-2、图25和图29所示编号27的结构形式,以便隔水套管穿过并连接地下的油井。由于组合罐的设计应符合压力容器的设计原则,立式组合罐和蜂窝形组合罐的月池27首推圆筒形;竹排式组合罐的月池27为矩形。其中,浮式平台或浮式人工岛的月池通常位于罐体的中央部位,月池内安装有阻尼框架,以减小二阶运动效应。

[0128] 组合罐材料的选择[0129] 本发明组合罐的制作材料可以用混凝土,也可以用钢材。混凝土材料抗压强度高,但抗拉强度很低,适宜制作外压容器;当然高性能的预应力钢筋混凝土也可用于压力较高的内压容器的建造,但它们的设计建造的难度和费用都比混凝土外压容器高。钢材则更适宜制作内压容器。因此,采用密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程,如果海水压载舱内惰性气体设定压力低于其外部海水静压力,则海水压载舱适宜用混凝土材料建造;反之,如海水压载舱内惰性气体设定压力高于其外部海水静压力,则海水压载舱适宜用钢材建造。至于“罐中罐”的储液舱,无论舱内惰性气体压力高于或低于其外部的海水静压力,它有时承受内压,也有时承受外压,但内外压差都不大,仅仅是内外的液位高度所产生的静液压力。因此,钢筋混凝土和钢材均可使用。选材的另一个重要因素是材料对罐体重量的影响。和钢材相比,钢筋混凝土强度低因而罐壁厚,使得罐体重量非常重。因自身结构太重,采用混凝土材料建造现行的浮式平台受到了限制,这是混凝土材料的一个缺点。如前所述,密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程存在一个缺点:储液单元的空舱容大,储液有效舱容小,空舱容产生的多余浮力很大。为了克服空舱容产生的多余浮力,组合罐需要固定压载配重。本发明因此推荐选择能够加大结构自重的材料,如钢筋混凝土材料建造,以降低对固定压载配重的需求。本发明混凝土组合罐罐体下部,尤其是罐底,采用高重度材料建造;罐体上部,尤其是罐顶采用低重度材料建造,将有利于装置的重心的垂直位置下移。本发明组合罐建造材料推荐采用混凝土还有以下优势:和钢材相比,混凝土结构抗海水腐蚀和抗疲劳性能好、保温性能好、维护费用低、寿命长、建造容易、对建造工人的技能要求相对较低、建造工期短、造价便宜、操作维修费用低。此外,选用低渗透混凝土材料,设计建造中采取防裂措施等等,都可以尽一步避免混凝土材料的某些缺点。抗海水腐蚀和维护修理费低,对于本发明长年工作于水下的组合罐十分重要。和一般混凝土结构物相比,本发明的另一大优点是,混凝土罐体为内外壁光滑的圆筒状容器,建造十分简单,造价因此更低廉。本发明所指混凝土结构包括钢筋混凝土结构、预应力混凝土结构、钢管混凝土结构、钢骨混凝土结构、纤维增强混凝土结构、钢板混凝土结构、钢板夹心混凝土结构和钢制罐体外敷混凝土层的结构,具体采用哪种,应根据工程的实际和技术、经济比较的结果确定。所谓钢板夹心混凝土结构是指混凝土结构的内外壁为薄钢板,两层钢板之间焊有钢柱,使之成为壳结构,钢板中间浇筑混凝土。只有在极少数和特殊的条件下,如钢制半潜式平台和SPAR平台为增加储油功能而进行的改造,再如储液量很小、设计寿命较短的水下储液装置,本发明组合式储罐才推荐采用钢材建造。

[0130] 混凝土组合罐及以其为基础的设施的建造、安装和搬迁

[0131] 本发明组合罐及派生的设施采用和现行的海上混凝土重力结构物相同的方法进行建造和安装,包括(岸上)干式一步建造和干湿两步建造。一步建造是指组合罐、甚至有可能包括整个装置,在岸上完成建造,然后湿拖至海上油田现场完成安装。两步建造是指先在岸上进行组合罐的下部结构的建造,湿拖至水深足够的海上建造点,在漂浮状态下继续完成全部结构的建造,再湿拖至油田现场。两种建造方法的岸上干式建造均需要干船坞或干土坞,对于尺度和重量较小的结构,也可采用码头滑道加下水驳或直接采用下水驳代替干坞。和两步建造相比,一步建造的工期短、造价低;但是,其必要条件是组合罐的水线面面积足够大,结构自重较小,以保证有限的吃水深度而能够在坞内起浮。固定设施的海上安装和现行的混凝土重力平台类似,不同的是本发明固定装置增加了入泥抗滑固定构件的入泥施工,浮式设施的海上安装和现行的SPAR或SEMI类似,均不再赘述。

[0132] 坐底式水下组合罐和设施的固定及操作重暈控制

[0133] 本发明固定装置依靠入泥抗滑固定构件固定在海床上(参见图13-2、13_3、15、26和图17〜21)。当设施需要重复使用而搬迁时,解除海床对入泥抗滑固定构件的约束(如果采用桩,需要切断),排空舱内液体,组合罐应十分容易地起浮和搬迁。本发明固定装置重量控制的原则是:干重必须满足湿拖时浮性和稳性的要求;作业状态时操作重量必须保证装置能够稳定地依靠入泥抗滑固定构件而固定在海床上;重复利用搬迁时干重加残液等不能除去的重量应小于装置的排水量,以保证装置能够起浮。由于储罐在海底所受到的环境载荷很小,作用于入泥抗滑固定构件的水平力,垂向力和倾覆力矩也都很小;但是,如果单点系泊装置安装在储罐上,则必须考虑穿梭油轮系泊力作用于抗滑固定构件的水平力,上拔力和倾覆力矩。本发明坐底固定式水下储液装置的组合罐和安装在它上面的相关设施总的设计操作重量(湿重)不需要很大,只需要大于或等于浮力,通常控制在其浮力的100〜110%的左右的范围之内;如果海床承载力容许,其操作状态的负浮力也可不设上限。本发明固定式人工岛岛体,固定式平台的支腿和上部设施所受到的风浪流等环境载荷可能远大于水下海底组合罐所受到的环境载荷。入泥抗滑固定构件的设计必须考虑如何对抗在外部环境载荷作用下,装置可能出现的沉降、滑移和倾覆。总之,必须根据固定式装置的特点,通盘研究下部的组合罐、中部的支腿和上部的平台设施的总体形式和结构。对于采用钢制传统导管架或顺应式深水导管架为支腿的平台,导管架也可配备水下裙桩,穿过组合罐打入海床。本发明坐底固定式平台或人工岛总的设计操作重量(湿重)同样不需要很大。为了避免固定式组合罐或设施可能因浮力大于操作重量造成桩的上拔力,本发明各种形式固定装置的操作总重量应等于或稍大于装置水下部分总浮力,二者的差值大小可根据海床的垂向承载力进行调整。如果海床地基承载力容许,其操作重量的上限可不做严格限制。总之,本发明固定装置组合罐的空舱容和底部的固定压载舱应根据项目设计的实际情况,决定是否设置和如何设置。

[0134]潜浮式水下组合罐的定位和操作重暈控制

[0135] 本发明潜没于水中的浮式组合罐19依靠定位系统34系泊在海床上,导缆孔位于浮体的浮心附近。如前所述,水下浮式组合罐潜没于波浪力影响很小的深度,除海流作用力夕卜,所受到的波浪力等环境载荷很小,因而所需系泊力比较小,对定位系统的要求远低于浮式平台和浮式人工岛。如果本发明采用的单点系泊装置12,如SALM直接安装在罐体上(参见图16),系泊系统的导缆孔位置将上移,可至罐顶,目的是减小因穿梭油轮系泊而使罐体产生的侧倾;同时,定位系泊系统必须考虑穿梭油轮的系泊力。定位系统34可采用悬链线系泊系统或张紧索(TAUT)、半张紧索(SEM1-TAUT)系统定位。本发明潜浮式水下组合罐和安装在它上面的相关设施的设计操作重量,包含悬链线系泊系统和(柔性)立管等从触地点向上部分的重量,即总湿重,等于系统的总浮力(负浮力等于零),重力和浮力处于动态平衡,重心位于浮心之下。如果浮体采用张紧索(TAUT)系泊系统,则静水中的设计操作重量小于系统浮力,二者的差值为系泊张力向下的垂直分量。同样,如果浮式设施的操作重量比浮力小,则需另加必要的固定压载;如果设施的操作重量比浮力大,则需设法降低组合罐的结构自重,如采用低重度混凝土,或在保证强度的前提下降低组合罐的壁厚,或设法另加浮舱增加浮力。有关浮式平台和浮式人工岛的定位和操作重量控制和潜浮式水下组合罐类似,将在后面另行说明。

[0136] 泵组模块

[0137] 本发明泵组模块4(参见图1)包括(干式)传统泵组模块4-1和(湿式)水下泵组模块(SUBSEA PUMPS MODULE)4_2共二种类型,每种类型都包括至少一组、每组含两对联动泵组,以及相应的结构、管路、(自动控制)阀门、现场仪表、控制和执行元件,以及液压站组合而成。两对联动泵组分别是,外输联动泵组、包括一台海水压载泵(装载泵)6和一台储液卸载(外输)泵10 ;装载联动泵组、包括一台海水卸载泵5和一台储液装载泵7 ;每一对联动泵组内的泵均以等质量流率同步起动、运转和停车。由于二种类型泵组模块分别安装在不同的地点,工作环境完全不同,二种类型的设备和元器件的选型、系统的技术要求各不相同。传统泵组模块4-1安装于组合式储罐附属的、伸出水面的外延结构35,如小平台上(参见图15)。由于它不浸没在罐外海水中,故称之为“干式”系统,泵组模块选用传统的和常规的设备和元器件,如普通的离心泵或离心潜没泵(深井泵)。本发明固定和浮式平台、人工岛可采用传统泵组模块4-1,安装在支腿和上部设施上,或者海水卸载泵和储液卸载泵采用水下泵、安装在水下组合罐的外部。水下泵组模块4-2安装于水下组合罐上(参见图

16),必须直接承受海水的压力和腐蚀,属于“湿式”系统,工作环境严酷,检修维护难度大;它必须是一个独立和自持的系统,例如,它必须配备专用的水下液压站。因此,水下泵组模块的技术要求和造价高于传统泵组模块。本发明水下坐底固定式储存、装卸装置(参见图15)和水下潜浮式储存、装卸装置(参见图16)既可以采用传统泵组模块,也可以采用水下泵组模块,二者均应为独立和自持系统;传统泵组自身造价便宜,毋须水下维修,但需要在组合罐上建造伸出水面的外延结构,增加了罐体结构建造费用;水下泵组模块适用于海况环境条件恶劣的海域,尤其是深水。

[0138] 带海床储罐的坐底固定式平台(参见图17〜21)

[0139] 如前所述,本发明坐底式平台包括含组合罐的储液系统、平台支腿和上部设施三大部分组成。从理论上讲,上述18种组合罐中的17种,均可作为本发明坐底式平台所需的组合罐,本发明配备了下述4种不同型式的支腿,相应形成4种带海床储罐的坐底固定式平台:

[0140] 和现行混凝土重力平台相同的混凝土圆锥筒形支腿37-1 (参见图17)、传统钢制导管架支腿37-2(参见图18)、深水顺应式钢制导管架支腿37-3(参见图19)、自升式钢制支腿37-4(参见图20和图21);相应形成带海底储罐的混凝土圆锥筒形支腿坐底固定式平台、带海底储罐的传统导管架坐底固定式平台、带海底储罐的深水顺应式钢制导管架坐底固定式平台、带海底储罐的自升式坐底平台;其中,仅两种A、B型SPAR式多层组合罐可配备深水顺应式钢制导管架支腿。据此,形成15X4+2X1 = 62种不同形式带海底储罐的坐底式平台。上述17种组合罐中,罐体高度决定平台适用深水、也影响平台所受到的波浪载荷的大小。三种竹排卧式组合罐高度最小,特别适用于滩海(水深小于10米)区域;在水深等条件相同的前提下,所受到的波浪载荷最小。SPAR式多层组合罐的高度最高,适用于水深较深的海域。所述平台应根据所采用的组合罐的不同特点,选用相应的固定压载舱。本发明坐底式平台的储液系统采用上述内部惰气压力低于外部海水静水压力的密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统,如果出于安全考虑希望降低内部惰气压力,图1流程中惰性气体最低压力(表压)可设定为略高于大气压,海水卸载泵和储液卸载(外输)泵可相应采用深井泵、直达组合罐的下部或底部、或者采用水下泵安装在水下组合罐的外部,所设定的最低压力应能满足泵进口吸入头高度的要求。上述4种支腿中后3种为钢结构支腿,由此形成钢结构和混凝土结构组合平台。和现行的单纯混凝土结构的重力平台相比,这种组合平台建造和安装更灵活,可用于更深的水域。和混凝土支腿相比,钢结构支腿具有水线面面积小、通透性好,所受到的波浪载荷小的优点,但抗腐蚀、抗冰和抗碰撞性能则不如混凝土支腿。为了简化混凝土支腿建造工艺,也可采用圆柱筒体取代圆锥筒体。如前所述,本发明上述各种形式平台主要依靠水下入泥抗滑固定构件31将平台固定在海床上,即通过:1)抗滑裙板31-2、2)吸力锚31-3、3)桩31_1、4)抗滑裙板+吸力锚、5)抗滑裙板+桩,共5种方法的某一种,实现岛体组合罐19在海床上的固定。必要时也可辅以斜拉的张紧索固定系统43 (参见图19)。对于采用钢制导管架支腿37-2和37-3的平台,导管架或导管架底座40也可配置自身的水下桩,穿过组合罐打入海床;自升式支腿必要时同样也可加设自身的水下裙桩。本发明自升式平台的上部设施采用水密舱壁结构,其它形式的平台采用和传统的混凝土重力平台或导管架平台相同的上部设施结构。

[0141] 本发明坐底式平台可采用多种方法建造和安装,概括起来包括:罐、支腿和上部模块分别建造、拖航和在海上先后安装,如导管架支腿坐底平台;罐、支腿和上部模块在陆上干坞内或近岸水域完成建造、整体拖航和海上安装,如混凝土支腿坐底平台和自升式坐底平台;罐、支腿和上部模块分别建造、罐先行安装在海上,支腿和上部在陆上安装后一体拖航、在海上完成与罐的连接安装,如自升式坐底平台。详细描述参见应用实例3〜7。如前所述,本发明平台建造的关键是混凝土组合罐的建造,它决定了建造地点和采用干式一步建造还是干湿两步建造的选择。

[0142] 带水下储罐的浮式平台(参见图22〜25)

[0143] 如前所述,本发明坐底式平台包括含组合罐的储液系统、平台支腿、上部设施和系泊定位系统四大部分组成。本发明浮式平台的主要特征是由组合罐的形式和其上的圆(锥)筒支腿的数量来决定的。本发明浮式平台支腿的数量包括单腿、3腿和4腿。单腿可采用上述除C型SPAR式多层组合罐以外的11种立式定角度旋转对称组合罐,形成9种基座式单腿浮式平台和2种SPAR式平台,单腿SPAR式平台支腿的外径可等于或小于组合罐的外径。3腿和4腿浮式平台仅可采用9种基座式组合罐(参见图23所示4腿平台)和C型SPAR式多层组合罐(参见图25)。基座式组合罐浮式平台采用外突裙边底部或下方固定压载舱,SPAR式多层组合罐浮式平台采用内敛式底部或下方固定压载舱。本发明浮式平台的储液系统采用上述内部惰气压力低于外部海水静水压力的密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统,如果出于安全考虑希望降低内部惰气压力,图1流程中惰性气体最低压力(表压)可设定为略高于大气压,海水卸载泵和储液卸载(外输)泵可相应采用深井泵、直达组合罐的下部或底部、或者采用水下泵安装在水下组合罐的外部,所设定的最低压力应能满足泵进口吸入头高度的要求。本发明浮式平台包括:带水下储罐的单支腿基座式浮式平台、带水下储罐的多支腿基座式浮式平台、带水下储罐的A型SPAR式多层组合罐浮式平台、带水下储罐的B型SPAR式多层组合罐浮式平台、带水下储罐的C型SPAR式多层组合罐浮式平台。本发明浮式平台均具有以下技术特征:深吃水,组合罐通常位于水下波浪影响很小的深度;小水线面面积,在保证必要的垂荡刚度的前提下,尽可能减小支腿的总水线面面积:单支腿的浮式平台的浮心高于重心;平台6个自由度的固有周期均大于主要波的周期(PRIMARY WAVEPERIOD);平台采用与SPAR平台或半潜式平台相同的定位系泊系统;在储液装载、储存和卸载的过程中,平台吃水深度不变、始终保持正浮态

[0144] 浮式平台支腿和上部设施(参见图22〜25)

[0145] 本发明浮式平台采用和混凝土重力平台相似的混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿38,采用单腿(参见图22、图24)、3腿或图23、25所示的4腿;但如果平台的稳性主要依靠支腿的水线面面积,则需要3或4腿。隔水套管、立管、海底电缆可穿过筒形支腿进入海底。筒形支腿内设若干水平分隔,形成设备舱和浮力舱(空舱),水面线附近的浮力舱可采用双层舱壁。一些设备,如泵等,可安装在支腿的设备舱内。如果采用单腿,本发明平台上部设施(模块)36可采用和SPAR平台相同的上部设施形式。如果采用3腿或4腿,可采用和半潜式平台相似的上部设施形式。为了保证平台的破舱稳性,建立最后一道防线,本发明各型平台上部设施(模块)36也可采用水密舱壁结构。

[0146] 浮式平台的系泊定位系统

[0147] 本发明浮式平台采用和SPAR平台或半潜式平台相同或相似的垂悬线系泊腿系统,或张紧索(TAUT)系泊腿系统,或半张紧索(SEM1-TAUT)系泊腿系统。系泊腿的导缆孔位置将根据平台所受到的海流和风载荷的具体情况来确定,可以位于平台的浮心附近,也可以上移至海面附近。对于某些环境条件特别恶劣的区域,如风浪流环境载荷都很大的区域,本发明的浮式平台也可以同时采用两套系泊定位系统,导缆孔位置分别位于不同的深度。

[0148] 浮式平台的浮体特性

[0149] 浮体总体设计的目的是千方百计地降低浮体可能受到的环境载荷,减小浮体对环境载荷的运动响应,减小运动的线(角)加速度、线(角)速度和位移(转角),综合平衡浮体的浮性及浮态、稳性、耐波性和定位性,确保浮式平台的总体性能。上述总体性能之间常常是彼此矛盾的,尤其是稳性和耐波性。

[0150] 为了保证本发明各类浮式平台的浮性(排水量和可变载荷)和浮态(浮体重心和浮心的平面位置),本发明采取了下述技术措施:本发明各类浮式平台的浮力主要由组合罐的排水量提供,仅小部分由平台支腿的水下部分的排水量提供。为了抵消组合罐多余的浮力,实现浮式平台操作重量和浮力的平衡,本发明浮式平台通常需要配置固定压载。为了保证平台在作业过程中处于正浮态而不侧倾,本发明平台组合罐采用立式定角度旋转对称的形式,而且组合罐以上的平台结构和设施,如支腿、上部模块的重心也必须位于中心轴线上。第二,等质量流率自动置换流程系统保证了储液装卸作业过程中平台的吃水深度不变,同时海水和储液采用对称性的装载和卸载。例如,立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐浮式平台,由于已将中心相对的两组海水压载舱密闭分隔和储液舱密闭分隔组成了一个储液单元,就必然可保证无论是在正常作业状态,还是在破舱状态,平台的重心始终位于中心轴线上。对于C型立式定角度旋转对称蜂窝状单层储液单元组合罐浮式平台,一组储液单元的4个蜂窝单元罐可采用同种液体的两个舱的底部和顶部用管自连通,或采用两组完全相同装载泵和卸载泵,以相同流率对两个对称的单元罐同步装卸两种方法,以保证装卸的对称性。多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐浮式平台可根据具体情况,同时或分别采用以上两种方法。本发明有的平台组合罐的结构形式本身即可自动满足正浮态的要求。

[0151] 为了保证和兼顾本发明各类浮式平台的稳性和耐波性,本发明采取了下述技术措施:和SPAR平台一样,本发明依靠三种途径提高本发明浮式平台稳性所需的初稳性高GM。第一,本发明单支腿浮式平台的浮心均高于重心,具有“不倒翁”效应;GM值绝大部分来自浮心至重心的距离。本发明3支腿和4支腿基座式组合罐浮式平台也需要采取措施,尽量降低重心的高度。为此,可在组合罐的底部配置如图25所示内敛式底部压载舱20-1,或配置如图23所示外突裙边形底部固定压载舱20-2。如果上述办法仍达不到目的,还可如图22-1所示,采用“外突裙边形下方固定压载舱20-3”,或如图24-1所示,采用“内敛式下方固定压载舱20-4”,以加大固定压载至浮心的距离、降低重心的高度。降低重心的另一个方法是平台组合罐的下部采用高重度的混凝土材料,组合罐的上部和支腿采用低重度的混凝土材料。第二,月池内部保持立管张力的充气罐(AIR CAN)的作用:立管数量越多、总张力越大,气罐至平台底部距离越大,GM值就越大。第三,本发明3腿或4腿浮式平台主要依靠水线面面积的惯性矩的作用;本发明浮式单支腿平台水线面面积的惯性矩虽然不大,但仍有助于平台形成少量的恢复力矩。本发明各类浮式平台的水下系泊腿所组成的定位系统也可以提供恢复力矩,可以减小海流和风载荷使平台产生的侧倾。为了避免破舱造成稳性破坏,保证破舱稳性,本发明平台的相应措施是:第一,防止破舱的发生,这是最最重要的。如对易遭落物砸坏部位(组合罐顶部)、易遭碰撞等部位(立柱位于水线面附近)的混凝土壁厚予以加厚和增强,或在上述部位设置双层舱壁。对于浮式平台的组合储罐,在顶部上方也可设置护板47 (参见图22-1),既可防止落物砸坏罐顶,又能增加系统的阻尼和连体水的附加质量。第二,对于具有“罐中罐”多组储液单元的浮式平台组合罐而言,由于“罐中罐”储液单元的海水压载舱从外部包围储液舱,假设一个压载舱破坏,自动开关阀将自动关闭,内外二舱被隔离,储液不会外泄,一般情况下浮力的减小将十分有限;只有当储液舱满舱、压载舱气体容积最大、且破损位于压载舱顶部这一极端状况时浮力的减小值最大,此时可自动启动海水卸载泵排出其它压载舱的海水以减轻平台总重。第三,浮式平台的上部设施的下层采用水密舱甲板,这是最后一道“防线”。上述三条措施既可保证破舱稳性,又可确保破舱时平台不侧倾。

[0152] 本发明从三方面改进浮体耐波性能。一是努力减小作用于浮体的波浪载荷,二是设法调整浮体6个自由度的固有周期,改善运动响应,避免共振,三是增加系统阻尼,这对于减小二阶运动的作用尤其有效。如前所述,波浪的作用力按指数规律随水深增加而迅速衰减。本发明平台组合罐尺度虽然很大,但其顶部均位于波浪作用影响非常小的深度,从而大大减小波浪作用于罐体的力。本发明浮式平台吃水深,是降低平台结构所受波浪力的第一个措施。在排水量相同、组合罐顶部水深相同的条件下,和本发明其它平台相比,多层圆塔阶梯状多组储液单元浮式平台组合罐所受到的波浪力最小。另一方面,浮式平台具有足够深度的吃水,就可以减小它的一阶垂荡被激振荡,使二阶差频激振成为总垂荡响应的重要组成部分。当然,组合罐深潜、使平台重心和浮心的高度均下移,GM值有所减小,水面以上平台所受风载的合力至重心的矩有所增加,风生倾覆力矩相应加大,对平台的稳性不利。在生存状态下,风对于浮式平台总的纵荡和纵摇响应是一个重要的生成源,对于南中国海和墨西哥湾这类台风和飓风频发海域尤其不可忽视。第二,合理地减小平台支腿水线面面积,本发明浮式平台在满足垂荡刚度的前提下均采用水线面面积。海上结构的水线面面积大,则它所受到的由波浪引起的垂荡、纵摇和横摇的截荷就大。本发明浮式平台连接上部设施和水下组合罐的筒状支腿可以采用如图22-1、图24-1所示的单根,也可采用3根或图23和图25所示的4根。就稳性而言,多根支腿优于单根;就耐波性而言,单根优于多根。从减小平台所受波浪力、提高耐波性的角度考虑,应尽可能减小水线面面积。但是,水线面面积过小,垂荡刚度很小,海上安装作业和生产作业过程中平台上部可变载荷较小的变化将引起平台吃水深度较大的变化,大大增加了作业的难度。第三,本发明浮式平台采取措施,合理设计结构物水下立面的形式,减小立面外形尺度。在水下受波浪影响的深度范围之内,海上结构的垂直剖面面积大、外形尺度大,则波浪引起的纵荡和横荡的水平载荷就相对较大。本发明平台的支腿均为直径相对较小的细长圆锥体或圆柱体,构形简捷,目的也是为了降低作用于平台的的波浪载荷,同时方便建造。此外,研究结果表明,如果海上平台的支腿数量不同、但水线面面积总和及垂直剖面面积总和相同,立柱数量越多,所受到的波浪载荷就越大。为了减小所受到的波浪载荷,本发明浮式平台立柱数量多为单根;也可以采用3根或4根。

[0153] 众所周知,浮体某个自由度的固有周期和它的质量和在该自由度方向的刚度有关:

[0154] Τ=2π^ΐΜ/K

[0155] 式中:Μ浮体的质量,包括连体水附加质量;Κ刚度;Τ周期,秒

[0156] 就系统的垂荡固有周期而言,本发明浮式平台和现行的半潜式平台、SPAR平台属同一类型:它们的垂荡固有周期均大于主要波所对应的波浪周期(PRIMARY WAVE PPERIOD,一般为12-16秒)。本发明浮式平台的垂荡固有周期和其它几个自由度的固有周期通常都大于20秒。换言之,本发明的浮式平台需要采取措施提高系统的固有周期。锚泊腿和张力腿等定位系统对于浮体系统的刚度有影响,定位系统可以通过改变浮体系统的固有周期而间接影响浮体的运动和动力响应特性。系泊定位系统不仅可以直接减小浮体的静态位移,对动力运动的位移的减少也有间接的作用。就浮体的垂荡刚度而言,水线面面积和定位系统作用于浮体的垂向力具有决定性的影响。本发明采用垂悬线系泊系统,它对垂荡刚度的影响远小于张力腿系泊系统。本发明各种浮式平台的支腿的水线面面积均不大,这一方面是为了减小作用于立柱的波浪载`荷,另一方面也是为了控制系统的垂荡刚度,使之不能太大。但如前所述,垂荡刚度也不能太小,以避免平台吃水对可变载荷的变动过于敏感。增加连体水附加质量是改变系统固有周期的有效的方法。增加连体水附加质量的措施有时和增加阻尼的措施是一致的。在采取增加浮体的连体水附加质量的措施的同时,应尽可能考虑如何减小由此产生的额外的波浪载荷。本发明平台的各型组合罐均位于波浪载荷影响很小的深度,因增加连体水附加质量的措施而增加的波浪载荷将因此非常小。本发明浮式平台增加连体水附加质量和增加系统阻尼及阻尼矩的措施概括起来包括:1).如图23所示采用外突裙边形底部固定压载舱20-2,或如图22-1和图24-1所示采用(伸缩滑移式)下方固定压载舱20-3和20-4。其中,外突裙边形固定压载舱比内敛式固定压载舱更有利于增加系统的回转半径,从而增加惯性矩。2).组合罐顶部直径远大于支腿直径,进一步采用上小下大、多层阶梯形组合罐取代直筒形组合罐。例如,多层圆塔阶梯状多组储液单元浮式平台(参见图22-1)。3).组合罐顶部和多层阶梯形组合罐每层顶部的上方加设阻尼板兼防落物护板46 (参见图22的A-A剖面)。4).C型SPAR式平台在波浪影响较小的深度设置横向水平连接板兼阻尼板67 (参见图25)。以上措施增加了系统的垂荡运动和纵摇、横摇运动的连体水附加质量和阻尼,增加了系统的纵摇、横摇和首摇的惯性矩。需要注意的是防护板46的内圈除几个结构连接点与罐体外壁相连接外,其余部分均留有圆弧状空隙而不与罐壁相连,目的是使防护板46内侧上下水体连体,以降低波浪载荷。总之,必须综合平衡浮体稳性和耐波性的矛盾。在浮体特性方面,本发明浮式平台既保留SPAR平台深吃水、小水线面面积、(单腿平台和SPAR式平台)浮心高于重心,以及平台固有周期大于百年一遇主要波所对应的波浪周期等一系列的特点和优点,又克服了它不能大容量储油的缺点。

[0157] 浮式平台的建造和安装

[0158] 本发明浮式平台全部采用干湿两步建造,即在传统深干塢建造组合罐下部,再拖至深水建造场完成漂浮建造,湿拖至油田现场;采用和半潜式平台或SPAR平台相似的方法进行海上安装。如果组合罐或其下部采用钢板夹心混凝土结构,可在普通干船坞或码头场地完成钢壳体的建造,再拖至深水建造场完成漂浮建造。

[0159] 可搬迁的混凝土人工岛

[0160] 如前所述,本发明的混凝土人工岛,有固定式和浮式两种类型,它们都包括含组合罐的储液系统,其组合罐作为人工岛的岛体;上部设施,安装在岛体组合罐顶部;将岛体组合罐固定在海床上或系泊在海床上的构件或系统;其技术特征在于:岛体组合罐均伸出水面,具有足够高的干舷,减少或避免岛体顶部上浪;上部设施的底层甲板和组合罐顶部之间的距离必须保证在设计海况条件下底层甲板不得上浪,且不小于最小的安全距离。

[0161] 本发明混凝土人工岛的储液系统采用上述内部惰气压力低于外部海水静水压力的密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统;如果出于安全考虑希望降低内部惰气压力,图1流程中惰气最低压力(表压)可设定为略高于大气压,海水卸载泵和储液卸载(外输)泵相应采用深井泵、直达组合罐的下部或底部,所设定的最低压力应能满足泵进口吸入头高度的要求。

[0162] 固定式人工岛(参见图26)

[0163] 本发明固定式人工岛的岛体可采用上述9种立式基座式组合罐和6种仅用于固定装置的组合罐中的任何一种,其中,竹排组合罐适用于滩海(水深小于10米),扁盒形蜂窝组合罐适用于环境条件好的浅水。由于固定式人工岛伸出水面,考虑到水面以上岛体的操作重量,有可能不需要添加固定压载就大于浮力。此时,岛体组合罐的固定压载舱20可以取消。总之,本发明固定式人工岛的组合罐可根据需要,采用或不采用固定压载舱。本发明固定式人工岛的操作重量大于浮力,它和本发明坐底固定式平台一样,不依靠自身的重量,而是通过:抗滑裙板31-2、或吸力锚31-3、或桩31-1、或抗滑裙板与吸力锚或桩的组合,共5种方法中的某一种,实现岛体组合罐19在海床上的固定。具体采用何种方法,取决于人工岛操作要求、海洋环境条件、海床工程地质条件、拖航设计要求、重复再利用时起浮要求,等等诸多因素。

[0164] 本发明固定式人工岛的重量控制应遵循的原则是:第一,人工岛满载时的操作重量应大于等于高潮位时岛体设计吃水的浮力;第二,岛体组合罐内部海水和储液排空后(仍留有残液),人工岛空载的重量小于岛体设计吃水的浮力。第一条原则可保证不会出现操作重量小于浮力的问题,避免由此产生作用于入泥抗滑固定构件的上拔力。第二条原则既可保证建造安装和拖航过程人工岛的浮性,更重要的是可保证搬迁时岛体具有起浮的条件。起浮时需要先采取措施破坏海床土壤对岛体的吸附力。由于固定式人工岛49水线面面积很大,潮位的变化将造成岛体组合罐19吃水相应改变,由此将严重影响人工岛49的浮力大小的变化,水下入泥抗滑固定构件的受力也将随之变化,十分不利。为了平衡吃水造成的浮力变化,需要相应地增减压载海水。为此,需要在上述压载海水和储液置换流程中增加压载海水自动增减补偿系统,或者单独设置补偿海水压载舱和独立的压载海水增减补偿系统,每种系统均可根据周期性的和可预报的潮位的变化,进行压载海水的自动增减补偿。固定式人工岛在生产作业期间,罐底部海床的冲刷问题必须予以高度重视,可采用堆砂袋等办法解决。

[0165] 浮式人工岛(参见图27)

[0166] 本发明浮式人工岛28的岛体可采用上述9种基座式组合罐中的任何一种,依靠系泊腿定位系统34系泊固定在海床上。由于固定式人工岛伸出水面,考虑到水面以上岛体的操作重量,有可能不需要添加固定压载就可能满足浮体浮性和吃水深度的要求。总之,本发明固定式人工岛的组合罐可根据需要,采用或不采用固定压载舱。,本发明浮式人工岛28的重心高于浮心,稳性依靠自身非常大的水线面面积形成的惯性矩。大水线面面积使得浮体的垂荡刚度大,垂荡的固有周期有可能接近主要波的周期,产生共振。本发明浮式人工岛28依靠底部裙边固定压载舱兼阻尼板压制共振,改善水动力性能,可适用于恶劣海况,这一点十分重要,已被SSP平台所证明。因此,无论本发明浮式人工岛28是否需要加固定压载,固定压载舱兼底部裙边阻尼板(20-2、20-3或20-5)都是必须的;区别是,如需要、则固定压载物灌注在固定压载舱舱体内,如不需要、则固定压载舱舱体内充满海水。本发明浮式人工岛28与SSP平台看似相同,实际上有非常大的不同:1).储运系统不同。本发明浮式人工岛28可采用两种“压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统”,在装载、卸载的过程中,岛体的吃水深度不变。如果采用申请人发明的自动置换流程系统,在装载、卸载的过程中,没有含烃气体和惰性气体的排放,环保节能;既可用于原油的储运,也可用于多种性质不同的液体的储运;不需要配套的惰性气体发生、配送和排放设备和系统。因此,设施和系统简单、维护工作量减少,建造投资和操作费相应降低。2).岛体结构形式不同。本发明浮式人工岛28的岛体采用9种形式的混凝土组合罐,结构简单、抗腐蚀、抗碰撞、免维护、建造投资和操作费低。3).底部裙边阻尼板结构形式不同。本发明采用外突裙边固定压载舱20-2的浮式人工岛和SSP的水动力特性类似,采用轮圈式固定压载舱20-5的浮式人工岛则优于SSP。

[0167] 需要特别说明的是,两种人工岛的岛体组合罐必须在水平面上保持结构的几何对称性和装载的对称性,保持整个人工岛(含上部设施)的操作重心和岛体的浮心在同一条垂线上。其目的是避免因二者不在同一条垂线造成的倾覆力矩,避免由此造成固定式人工岛一侧的桩受压、另一侧的桩受拉,造成浮式人工岛的侧倾。人工岛的上部设施

[0168] 本发明两种人工岛岛体组合罐的顶部伸出水面,干舷的高度取决于罐顶部是否允许上浪。如果不允许顶部上浪,必须保证较高和足够的干舷高度,岛体周边还可设置防浪墙。如果允许上浪,上部设施36结构的支腿的长度必须足够长,以避免上部设施36的底甲板上浪,支腿和支腿座的设计建造必须考虑上浪的载荷。和船形FPSO相类似,上部设施36通过多根支腿固定在组合罐的顶部。由于岛体没有明显的中垂和中拱,支腿与岛体顶部的连接可采用固定节点支座,顶部罐壁应采取相应的结构加强。上部设施36采用单层或多层甲板的结构形式。上部设施36的底层甲板和组合罐顶部之间应保持一个安全距离,通常不小于2.5〜3米。

[0169] 建造、安装和搬迁

[0170] 本发明人工岛建造的关键是岛体组合罐的建造。建造、安装方法可概括为3种情况:整个人工岛(岛体加上部设施)干式一步建造,湿拖至油田现场安装;岛体干式一步建造,上部设施另行建造,分别拖航至油田现场安装;岛体干湿两步建造,上部设施另行建造,分别拖航至油田现场安装,或者上部设施在深水场地安装至岛体,整体拖航至油田现场安装。固定式人工岛的搬迁和坐底固定式平台类似,浮式人工岛的搬迁十分容易,不再重复和多述。

[0171] 本发明坐底固定式和浮式平台及人工岛的适用条件和主要优点

[0172] 本发明坐底固定式和浮式平台保留和发挥了现有导管架、自升式和混凝土重力等固定平台和浮式SPAR、SEMI平台的长处,克服了它们的缺点。本发明解决了上述两种平台水下储液、保温和加热的问题。本发明坐底固定式平台既可用于浅水,也可用于海况条件恶劣和深水油气田可开发。相对于现行FPSO难以实现钻井和采用干式井口的缺点,本发明浮式平台的浮性、稳性和耐波性等浮体性能好,和SPAR平台一样可以钻井和采用干式井口 ;适用于海况条件恶劣和深水油气田可开发。本发明人工岛的水线面面积大,它所受到的波浪载荷较大,固定式人工岛适用于环境条件相对较好的浅水海域;浮式人工岛由于外突裙边20-2、20-3或20-5的阻尼作用,其水动力性能仍然相当好,适用于恶劣海况的深水水域。本发明平台和人工岛分别与穿梭油轮单点或多点系泊装置配套后,均可以实现海上石油、天然气开发生产所需要的钻井、生产、储存和外输的全套功能;其中,固定式人工岛还可以作为海上靠驳码头的重要组成部分,直接靠驳穿梭油轮(参见图28)。本发明平台和人工岛均具有系统和结构简单、建造工艺简单、建造工期短、投资和操作维护费用低、抗腐蚀性能好、结构物的寿命长、油品储卸过程不会造成油气的浪费(排放)、没有任何污染等优点;建造和安装灵活,一个油气田开发结束后,平台和人工岛可以迁移至其它油气田重复使用;既可用于海上大型、长生产寿命的油气田的开发,又可用于小型、短生产寿命的油气田,尤其是边际油气田的开发。

[0173] 工业实用性

[0174] 本发明的液体储存、装卸装置及依其为基础的海上平台、人工岛可以广泛应用于石油工业。下面将论述其应用实例。

[0175] 应用实例1:建于岸边的水下坐底固定式(液体)储存、装卸装置——UNDERWATERGROUNDED STORAGE L0ADING&0FFL0ADING UNIT (UGSLO)

[0176] 如图15所示,本装置包括:1).一个坐落在海床上的固定式组合罐19,采用本发明涉及的除3种SPAR式多层组合罐以外的其它15种形式(图示为立式圆筒形单组储液单元组合罐),配置底部压载舱,采用水下入泥固定构件将组合罐固定在海床上,如图示的数根水下桩31-1通过外突式裙边形底部固定压载舱20-2打入海床将罐体固定。组合罐19采用混凝土建造,因此推荐采用内部惰气压力低于外部静水压力的“密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统”。2).一个泵组模块4,图示为安装在罐顶伸出水面的小平台30上的传统泵组模块4-1和潜没泵(深井泵),也可根据水深和海况条件,采用水下泵组模块。如果采用多组储液单元组合罐,相应的各种泵如果仅为一套,则需另加专用管汇,实现各组之间的流程切换。3).—个单点系泊装置12,图示为CALM单点,也可选用其它形式单点如SAL或多点系泊装置。4).一个建造于岸上的为本装置提供电力供应和进行遥控操作的工作站2。泵组模块4通过海底管线3和海底电力及控制复合电缆I与岸上的工作站2相连。泵组模块4通过海底管线3、立管11与单点12相连,实现产品的外输或接收。

[0177] 本装置适用于水深不太深的水域,可与岸的工作站2相配套,将来自陆上的油品或液态工业产品经陆上-海底管道送至本装置水下储罐19储存、再经单点12通过穿梭运轮15外运。此时,本装置即成为建于近岸的油品或液态工业品储存与外运的终端。本装置还可将穿梭运轮15海运来的油品或液态工业产品经单点12卸货至水下储罐19储存,再分送至陆上,或再经单点12从海上用其它船舶转运。此时,本装置即成为建于近岸的油品或液态工业产品的接受和中转终端。本装置系统和设施简单、操作安全可靠,不但建造周期短、造价便宜,而且操作维护费用低、便于搬迁重复使用。本装置可作为油品和工业液体产品储存、接收、外运的储罐和码头。

[0178] 应用实例2:与海上浮式或固定式石油天然气生产设施配套的水下潜浮式(液体)储卸装置-UNDERWATER FLOATINGSTORAGE OFFLOADING UNIT (UFSO)

[0179] 本装置如图16所示,包括:1).一个潜浮于水中、依靠定位系统34系泊于海床上的组合罐19,它可采用前述9种基座式组合罐中的任何一种形式;图示为立式圆筒形单组储液单元组合罐,它的外突裙边形底部固定压载舱20-2既可调节系统的重量和重心,又可增加浮体的连体水附加质量和运动的阻尼及阻尼矩,增加纵、横、首摇惯性矩,改善系统的水动力特性。组合罐19采用混凝土材料建造,因此推荐采用内部惰气压力低于外部静水压力的“密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统”。系泊定位系统34,它可以采用悬链系、或张紧索、或半张紧索,它的导缆孔位于组合罐的浮心附近、或组合罐19罐顶部位。组合罐19位于波浪载荷影响很小的水深处,所受环境载荷很小。如果单点和组合罐分开建造,组合罐所需的系泊力很小,无需强有力的锚泊定位系统;但是,如果单点和组合罐一体建造,则定位系统34必须考虑穿梭油轮15的系泊力。2).—个泵组模块4,图示为安装在罐顶部的水下小平台35上的水下泵组模块4-2。如果海况条件好,也可如应用实例1,采用传统泵组模块。如果采用多组储液单元组合罐,相应的各种水下泵仅为一套,则需另加专用管汇,实现各组储液单元之间的流程切换。3).—个单点系泊装置12,图示的单点形式和CALM相似,也可采用SALM、SAL等其它单点型式。安装于罐顶部的钢结构水下平台35上,位于水下泵组模块4-2的上方。还可以将单点和组合罐分开建造而采用CALM、STL等形式。4).一个为本装置提供电力供应和进行遥控操作的工作站2,它设置在本装置为之配套的海上生产设施48上,图16所示为导管架平台,也可为浮式平台。泵组模块4-2通过海底管线3和海底电力、控制复合电缆I和海上生产设施48上的工作站2相连。泵组模块4-2通过内部管道与单点12相连;如果单点12和组合罐19分开建造,泵组模块4-2则通过海底管线3、立管11与单点12相连,穿梭油轮15通过系泊缆13系泊于单点12上,再经飘浮软管接14实现产品的外输。水下泵组模块4-2所需的电力来自由本装置为之配套的海上生产设施48 ;原油储存和外输作业亦由海上生产设施48遥控操作。

[0180] 本装置适用于海况恶劣的水域和深水,与海上浮式或固定式生产平台配套,储存平台所生产的原油,并定期通过穿梭油轮外运。与FSO相比,本系统抗恶劣环境条件的能力非常好,可用于全世界任何海区,装置简单、操作安全可靠,不但建造周期短、造价便宜,而且操作维护费用低、便于搬迁重复使用。因此,本系统既可用于大型海上油田的开发,也可用于边际油田,尤其是深水边际油田的开发。

[0181] 应用实例3:带海底储罐的混凝土圆(锥)筒形支腿坐底式平台(参见图17)[0182] 本平台采用混凝土圆(锥)筒体支腿37-1,图示为单腿、也可以是二至四腿,隔水套管、立管和海底电缆均穿过支腿;图示组合罐采用立式圆筒形单组储液单元组合罐,也可采用本发明除SPAR式多层组合罐以外的其它14种形式;根据平台组合罐的形式,相应采用不同的固定压载舱;平台采用水下入泥固定构件将平台固定在海床上,例如图17所示的数根水下桩31-1通过外突式裙边形底部固定压载舱20-2打入海床将罐体固定。为了减小波浪载荷,在保证结构强度的前提下,应尽量减小支腿的水平截面面积和水下立面的尺度,带立式组合罐的平台尽可能采用单腿。上部设施采用和普通重力式平台相同的形式。储液系统采用上述内部惰气压力低于外部海水静水压力的密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统,流程中惰性气体最低压力(表压)可设定为略高于大气压,海水卸载泵和储液卸载(外输)泵相应采用深井泵、直达组合罐的下部或底部。

[0183] 根据平台底部的组合罐结构形式的不同,本实例坐底平台可相应采用不同方法建造。例如,带“竹排”式组合罐和扁盒形蜂窝组合罐的平台,组合罐和支腿、甚至整个平台都有可能采用干式一步建造;采用立式定角度旋转对称组合罐的平台通常采用干湿两步建造。拖航和安装就位的方法与混凝土重力平台相同或相似,但下部罐体在海床上固定的方法和重力平台不同,如前所述,本发明固定平台靠贯入海床的水下入泥抗滑固定构件31固定。本平台适用的环境条件和水深和现行的混凝土重力平台相同,但克服了现行重力平台湿式储油和靠重力固定的缺点。本平台适用水深350米以内的海域。

[0184] 应用实例4:带海底储罐的传统导管架坐底式平台(参见图18)

[0185] 本平台实质上就是把传统钢制导管架平台安装在固定于海床上的组合罐上,它因此具有导管架平台的全部优点,解决了导管架平台难以储油的难题。平台导管架腿37-2和组合罐19的连接部位的设计必须考虑支腿和罐壁的强度,必须有利于载荷向水下桩31的传递。本平台除依靠水下入泥抗滑固定构件31固定外,还可以辅以斜拉张紧索43固定(参见图19),特别是对于组合罐的高度很高的平台,还可采用常规的带水下裙桩导管架,导管架水下桩穿过组合罐打入海床。图18所示平台采用立式圆筒形单组储液单元组合罐,还可采用本发明除SPAR式多层组合罐以外的其它14种形式;并根据平台组合罐的形式,相应采用不同的固定压载舱。储液系统采用上述内部惰气压力低于外部海水静水压力的密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统,流程中惰性气体最低压力(表压)可设定为略高于大气压,海水卸载泵和储液卸载(外输)泵可相应采用深井泵、直达组合罐的下部或底部、或者采用水下泵安装在水下组合罐的外部。

[0186] 本型平台下部的组合罐、中部钢制导管架37-2和上部平台模块36分别建造和拖航。混凝土组合罐19根据结构形式的不同,可相应采用干式一步建造或干湿两步建造。海上安装的顺序是先把组合罐19漂浮拖航至现场并安装固定在海床上,然后将其后运来的导管架37-2安装并连接到组合罐19上,最后安装上部模块36。传统钢制导管架理论上的经济适用水深可达300米,考虑到组合罐的高度50〜100米,本平台适用水深400米以内的海域。

[0187] 应用实例5:带海底储罐的深水顺应式钢制导管架坐底式平台(参见图19)

[0188] 本平台实质上就是把深水顺应式钢制导管架平台安装在固定于海床上的组合罐上,它具有顺应式导管架平台的全部优点,解决了顺应式导管架平台难以储油的难题。平台导管架腿37-3和组合罐19的连接部位的设计必须考虑支腿和罐壁的强度和疲劳,尤其是疲劳,必须有利于载荷向水下桩的传递。储液系统和上述应用实例4相同,不再重复。本平台的建造、运输和海上安装的顺序和上述以传统钢制导管架为支腿的平台相同,其中顺应式导管架垂直度要求小于0.1°,可先在组合罐(已预先安装在海床上)的顶部安装并调平调平基板39 (LEVELING TEMPLETE),再先后安装底座40 (TOWER BASE TEMPLETE)、中段41 (TOWER BASE SECTION)和上段42 (TOWER TOPSECTION)。深水顺应式钢制导管架理论上的经济适用水深可达800米,实际工程应用已达530米,考虑到组合罐的高度50〜200米,本平台适用水深可达1000米。图19所示平台采用A型SPAR式多层组合罐,也可采用前述其它17种组合罐中的任一种;并根据平台组合罐的形式,相应采用不同的固定压载舱。本平台除依靠水下入泥抗滑构件31固定外,还可以辅以如图19所示的斜拉张紧索固定系统43紧固组合罐19,而不能紧固顺应式导管架;顺应式导管架底座40还可配置水下桩,穿过组合罐打入海床。

[0189] 应用实例6:带海底储罐的自升式坐底平台(参见图20和图21)

[0190] 本平台实质上就是把去掉沉垫或桩靴的自升式平台安装在固定于海床上的组合罐19上,它可以是三腿或四腿,含水密舱壁结构45的上部模块36可通过升降机构在支腿37-4上升降,并在需要的标高位置固定。储液系统和上述应用实例4相同,不再重复。本型固定式平台的下部组合罐19在干坞内建造、中部钢制支腿37-4和上部平台模块36均在陆上建造。本型固定式平台有两种不同的安装方法,设计建造也因此略有不同。第I种,整个平台采用干式一步建造,上部模块36降至支腿37-4的下部后整体拖航至油田现场。本平台和带沉垫的自升升钻井平台相似,拖航至油田现场后逐步下沉组合罐19,使之坐落于海床,调平后再打入水下裙桩31,提升上部模块36,最终完成平台的安装。第2种,组合罐19采用干式一步或干湿两步建造并先行安装在海床上,平台上部模块36和支腿37-4在坞内完成安装,以上部模块水密舱45为浮体,拖航至海上安装现场,下放支腿37-4,使其和组合罐的支腿接头44相连接并固定,最后提升上部模块36,完成平台的安装。本平台和带桩脚的自升钻井平台相似,支腿端部和组合罐的支腿接头44需要专门设计。现行的自升式平台实际应用水深已达150米,考虑到组合罐的高度50〜100米左右,本平台适用水深可达250米以内的海域。图20所示平台采用立式圆筒形单组储液单元组合罐,也可采用其它8种基座式组合罐,并根据平台组合罐的形式,相应采用不同的固定压载舱;图21所示平台可采用3种“竹排”式组合罐,或3种扁盒形蜂窝组合罐。本平台除依靠水下桩31固定外,还可以为支腿配置水下桩,穿过组合罐打入海床。

[0191] 应用实例7:带水下储罐的单支腿基座式浮式平台(参见图22)

[0192] 如图22所示,本装置的组合罐19为多层圆塔状多组储液单元组合罐,也可分别采用上述其它8种不同类型的基座式组合罐,并根据平台组合罐的形式,相应采用不同的固定压载舱。储液系统和上述应用实例3相同,不再重复。为了确保平台的浮心高于重心,它们全部采用外突裙边形底部固定压载舱20-2,或采用外突裙边形下方固定压载舱20-3。此夕卜,组合罐的下部和上部及支腿可分别采用高和低两种不同重度的混凝土材料建造以降低重心。组合罐每层的顶部均可以加设落物防护板46,它同时可增加连体水附加质量和运动阻尼,防护板外径等于本层组合罐的外径,其内圈固定于上层组合罐或支腿的外壁,外圈通过支撑结构47固定于本层组合罐上。组合罐的顶部应尽可能位于波浪载荷已大大衰减的水深。例如,在南中国海和墨西哥湾,这一深度大致为40米左右。支腿采用混凝土圆柱形或圆锥形筒体,从设计角度看圆锥形筒体较优,但建造难度增加。平台支腿位于平台的中心轴线,在可变载荷的变动满足垂荡刚度要求的前提下,支腿水线面面积应尽可能小。筒形支腿内有若干水平分隔,形成可安装设备的设备舱和浮力舱(空舱),水面线附近的浮力舱可为双层舱壁或特别加强。圆筒状月池27贯穿支腿和组合罐的中心轴线。上部设施36的形式和SPAR平台相同,可以采用水密舱壁结构。井口区域位于平台的中心轴线。本实例平台采用和SPAR平台相同的垂悬线系泊腿系统,或张紧索(TAUT)系泊腿系统,或半张紧索(SEM1-TAUT)系泊腿系统34。系泊腿的导缆孔位置将根据平台所受到的海流和风载荷的具体情况来确定,可以位于平台的浮心附近,也可以上移至海面附近。对于某些环境条件特别恶劣的区域,如风浪流环境载荷都很大的区域,本发明的浮式平台可以同时采用两套系泊定位系统,导缆孔位置分别位于不同的深度。本类型平台具有SPAR平台小水线面面积、深吃水、浮心高于重心等特点,单从支腿、上部设施和系泊系统看,本类平台和SPAR平台似乎没有区别,但由于40〜50米水深以下存在一个大尺度和大质量的组合罐,因此本类平台的水动力特性优于SPAR平台。

[0193] 应用实例8:带水下储罐的多支腿基座式浮式平台(参见图23)

[0194] 本实例同样包括9种不同形式的多支腿浮式平台,和上述9种单支腿基座类浮式平台大同小异,主要的区别在于支腿由一根变为四根或三根,支腿总水线面面积应尽可能小,系泊系统可采用和半潜式平台相似的形式。同时,平台的浮心并非必须高于重心,因为多根支腿可提供足够大的水线面面积的惯性矩,保证平台的稳性。支腿由一根变多根的另一优点是平台抗侧倾的性能有一定提高,上部设施的布置和结构设计比单支腿平台更易于优化;缺点是水动力特性稍差。储液系统和上述应用实例4相同,不再重复。本类平台具有SPAR平台小水线面面积、深吃水、等特点,解决了现行SPAR平台侧倾较大的问题。本类平台的组合罐和支腿全部采用混凝土材料建造,建造、拖舱和海上安装方法与应用实例7相同。

[0195] 应用实例9:带水下储罐的SPAR式多层组合罐浮式平台(参见图24和图25)

[0196] 本发明带水下储罐的SPAR式多层组合罐浮式平台包括单腿和3腿、4腿两种形式,采用内敛式底部或下方固定压载舱,储液系统和上述应用实例4相同,不再重复。单腿平台筒体分上下两部分:下部为上述的A型或B型SPAR式多层组合罐,上部为圆柱形支腿,在满足可变活载荷变动的前提下,支腿水线面面积应尽可能小,但亦不宜太小;筒形支腿内有若干水平分隔,形成可安装设备的设备舱和浮力舱(空舱),水面线附近的浮力舱可为双层舱壁或特别加强;支腿的长度由平台的浮性和稳性计算确定。圆筒状月池贯穿支腿和A、B型平台的组合罐的中心轴线。支腿外径可以等于也可以小于组合罐外径,后者水动力特性略优于前者。3腿和4腿SPAR平台的组合罐采用C型SPAR式多层组合罐(参见图25),以组合罐管束之“管”伸出水面作为支腿,组合罐和支腿均为3 “管”或4 “管”间隔排列的定角度旋转对称蜂窝结构,水面以上的支腿通常不设置横向框架65,水面以下设置少量横向水平框架65、每层框架由3根或4根水平连接杆66构成,在受波浪影响较小的深度范围至平台底部、设置若干个三角形或正方形横向水平连接板兼垂荡阻尼板67,横向水平框架65和横向水平连接板兼垂荡阻尼板67使3 “管”或4 “管”成为一个结构整体。垂荡阻尼板67对于提高SPAR平台水动力性能十分重要,其数量根据水动力分析的结果来确定,横向水平框架65的层数根据结构设计的要求的确定。本实例平台的上部设施的形式和SPAR平台相同,也可以采用水密舱壁结构。井口区域位于平台的中心轴线。本实例平台采用和现行SPAR平台或半潜式平台相同系泊定位系统。

[0197] 本实例平台的组合罐和支腿全部采用混凝土材料建造,建造方法与应用实例7相同,拖航可采用垂直或水平湿拖,采用和SPAR平台相同的或相似的就位、扶正及安装方法。本类型平台具有SPAR平台小水线面面积、深吃水、单腿平台的浮心高于重心等特点,水动力特性相当于或优于现行传统SPAR平台,3腿和4腿SPAR平台解决了现行SPAR平台侧倾较大的问题,解决了现行SPAR平台不能储油的难题。

[0198] 应用实例10:—个包含钻井、原油生产的浅海油气田开发生产全套装置(参见图28)

[0199] 本全套装置(也可称之为“油气田地面设施的总体设计方案”)包含:一个具有钻井、原油生产和储运等多种功能的混凝土固定式人工岛49-1 ;一个具有储运、公用设施和生活设施等多种功能的混凝土固定式人工岛49-2,岛体均为上述9种基座式混凝土组合罐和6种卧式组合罐中的一种。两个人工岛49-1和49-2相距不远、栈桥61将二者连接,作为穿梭油轮15的两个靠船平台;在两个人工岛的两边不远处,各设置了一个系缆墩60(共2个),用于系泊油轮或运输船的艏缆和艉缆13。采用密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统,用于储存、装卸原油,储液系统和上述应用实例3相同,不再重复。为了平衡吃水造成的浮力变化,自动置换流程系统中均相应地增加压载海水自动增减补偿系统。全套装置所需的电力等公用资源由第二个人工岛49-2提供;生产污水全部由第一个人工岛49-1处理,合格后排放或回注地层;全部生产作业可在第二个人工岛实施集中控制。本装置作为地面设施,可用于环境条件相对较好的浅水海上油田的开发,可以搬迁重复使用。对于需要更大原油储存容量的装置,还可以采用其它增加设施的方案,提高储液容量。例如,在紧邻人工岛的海床上,另外安装坐底固定式组合式储液罐,如平面面积较大的竹排式组合罐或扁盒形蜂窝组合罐储存原油(参见图28用虚线表示的编号62的组合罐)。本发明混凝土人工岛的一个最大的优点是十分灵活,可根据不同的油气田开发方案的需要,增减不同的设施,形成不同的装置。由于本发明人工岛搬迁比较方便,可形成集钻、采、储和运为一体“蜜蜂式”设施,特别适用于多个浅水边际油气田的先后滚动开发。

[0200] 应用实例11:钢结构罐外壁加混凝土层的固定式人工岛(B型定角度旋转对称蜂窝状单层多组储液单元组合罐)

[0201] 本应用实例从中国尚缺乏海洋工程混凝土储罐设计、建造经验的实际出发,采用钢制储罐外加混凝土保护、配重层的方案。本实例用于中国渤海湾小型油田,是可重复使用的、包括油、气、水生产系统,公用和生活设施的固定式人工岛,储油量小于10,000方,井口采油树位于人工岛旁边的简易小平台或井口保护架上,二者之间有栈桥连接。另需配一个靠驳小平台和两个系缆墩,供穿梭油轮靠驳卸油。

[0202] 岛体组合罐(参见图13)采用B型定角度旋转对称蜂窝状单层多组储液单元组合罐,主体为7个钢制立式圆筒形内压储罐(蜂窝单元罐52),单元罐采用垂直上下设置的单组储液单元,罐内中部由一个下拱形封头(中拱封头57)将罐容上下一分为二,上部为储油舱,下部为海水压载舱。7个相同的单元罐52通过6块直立圆弧连接板54、24块直立连接板53和上中下3块平板封头56焊接成为一个整体组合罐,它的水平截面几何图形构成的方法如下(钢板厚简化为“直线”或“弧线”):6个周边单元罐52的圆心位于一个正六边形的6个角的顶点,正六边形的边长略大于圆筒圆的外直径,二者的差值为两个罐筒体的间隙;1个中心单元罐52的圆心位于正六边形的中心;圆弧连接板54位于两个周边罐之间,圆弧半径等于单元罐52筒体圆的半径,圆弧与两边相连接的圆的共同切线相切,由此形成一个6角为圆弧的正六边形;直立连接板53位于它所连接的两个单元罐52筒体圆的圆心连线两侧并与之平行,板宽度略大于筒体之间的间隙,长度和弧形连接板54相同,均为罐体总高减去筒体封头拱高度,连接板53顶部和底部及中部开有圆孔,以便两边的液体和气体连通;平板封头56和弧形及平面连接板(54和53)两端、单元罐52的拱形封头与筒体水密焊接,由此7个单元罐52之间形成两个上下密闭的空间,可作为污水沉降舱和固定压载水舱,底部平板封头为与海床的接触面。所有接触液体的容器内壁均涂装防腐涂层。岛体钢筋混凝土结构钢制组合罐的周边的立壁、上顶外壁,均覆盖一定厚度的钢筋混凝土层55,其作用一是配重,二是提供外壁防腐、碰撞保护层。底板外壁亦可覆盖钢筋混凝土层。确定主要结构参数时应注意:确保7个单元罐能提供足够的储液舱容,岛体的吃水深度、排水量和水线面面积应能保证拖航的浮性和稳性的要求,单元罐之间的空舱加入压载水应能保证操作重量大于岛体浮力。上部设施为6腿结构(图13没有示明)。

[0203] 采用密闭气压连通式压载海水和储液等质量置换流程,海水压载舱5和储油舱6顶部连通的氮气压力(表压)大于O、小于2.5个大气压,海水压载泵和储液泵相应采用安装在岛体内部的深井泵,或安装在岛体顶部或上部设施上的普通离心泵。

[0204] 岛体在海床上的固定

[0205] 根据工程地质条件,采用抗滑钢裙板31-2:由组合罐底板周边连接弧板和6角圆弧板向下延伸形成(图13-3),裙板31-2高度(入泥深度)不得小于4〜5米,靠全部舱容充水所产生的重力将裙板切入海床土壤中。如果采用吸力锚31-3,可用3个或6个,它们是岛体周边单元罐直筒钢筒壁向下延伸而成(钢板壁厚需增加,图13-4)。如果采用桩,可用6个、8个或12个,需要相同数量的钢桩套筒穿过并焊接在岛体上下平板封头上(图13没有示明),钢桩穿过套筒打入海床,钢桩与套筒固定。

Claims (59)

1.一种用于在水下或水面装载、储存和卸载储液的液体储存、装卸装置,其包括组合罐、泵组模块和为所述液体储存、装卸装置提供电力供应和进行遥控操作的工作站,这三部分通过相应的海底电力、控制复合电缆和海底管线连接从而形成一个系统,所述组合罐包括至少一组储液单元,其中每一组储液单元包括至少一个海水压载舱和至少一个储液舱, 其特征在于:所述组合罐和泵组模块组成一个密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统;所述组合罐的任一水平剖面所成图形为相对于该图形形心的定角度旋转对称图形、或中心对称图形、或上下左右轴对称的图形,且所述组合罐的浮心和重心在水平剖面的投影与图形的形心重合,使得储液在装载、卸载和储存的过程中,所述组合罐及安装在其上的设施的操作重量不变,且重心只能沿所述组合罐浮心所在的竖直的Z坐标轴变化。
2.如权利要求1所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐为立式或卧式,所述组合罐储液单元的海水压载舱和储液舱为能承受内压或外压的压力容器罐,在所述海水压载舱和储液舱内部的液体上方设有密闭的加压惰性气体,通过设置顶部管路使得所述海水压载舱和储液舱的内部气体互相直接连通,形成同一个密闭的等压系统。
3.如权利要求2所述的液体储存、装卸装置,其中在所述顶部管路中设有自动控制阀,当储液处于装载或卸载两种作业的正常操作状态时所述自动控制阀自动打开,使得所述海水压载舱和储液舱的内部气体互相连通;当上述两种作业出现控制系统报警信号,或者出现事故的应急情况,或者当上述两种作业停止时,所述自动控制阀自动关闭,使得所述海水压载舱和储液舱的气体不再连通,形成两个密闭独立系统。
4.如权利要求2所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐还包括位于所述储液单兀的下方或底部的固定压载舱。
5.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中还包括单点系泊装置或多点系泊装置。
6.如权利要求1-4中任一项`所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐通过其附属的入泥抗滑固定构件固定于海床上,从而形成海底坐底固定式水下组合罐,所述海底坐底固定式水下组合罐及由其支承设施总的设计操作湿重大于或等于浮力,在解除所述入泥抗滑固定构件的约束时,能够起浮和搬迁所述坐底固定式水下组合罐,所述入泥抗滑固定构件为抗滑裙板、吸力锚和桩之中的一种或两种,为了调控操作重量和浮力的大小,采用改变混凝土的重度、组合罐的壁厚、增减固定压载的方法改变设施的操作重量,或者采用另加浮舱增加浮力。
7.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐依靠锚泊定位系统系泊于海床上,从而形成水下潜浮式组合罐,所述锚泊定位系统是悬链线、张紧索或半张紧索,所述液体储存、装卸装置的总湿重加锚泊定位系统垂直预张力等于它的总浮力,为了调控所述液体储存、装卸装置的操作重量和浮力的大小,采用改变混凝土的重度、组合罐的壁厚、增减固定压载的方法改变设施的操作重量,或者采用另加浮舱增加浮力。
8.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中储液单元的储液舱设在海水压载舱内部,形成罐中罐式储液单元。
9.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中海水压载舱和储液舱对称分开设置,或水平上下左右相邻且对称设置,或垂直上下相邻设置,形成非罐中罐式储液单元。
10.如权利要求8所述的液体储存、装卸装置,其中所述罐中罐式储液单元是圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合。
11.如权利要求8所述的液体储存、装卸装置,其中所述罐中罐式储液单元是花瓣筒型罐中罐式单组储液单元,其海水压载舱和其内部的储液舱均为立式花瓣筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,形成了两个同心的、具有偶数圆弧花瓣的图形,每个花瓣对中心的弧度相同,相邻花瓣连接点至图形中心连线为径向框架结构,使其呈等分放射状。
12.如权利要求8所述的液体储存、装卸装置,其中罐中罐式储液单元是花瓣筒型罐中罐式多组储液单元,其包括排列成花瓣形的径向密闭分隔的偶数组储液单元,关于中心对称的成对海水压载舱和成对储液舱分别用管道相连。
13.如权利要求8所述的液体储存、装卸装置,其中罐中罐式储液单元是子母式多组储液单元,它包括作为母罐的一个大的立式圆筒形压力容器,作为共用海水压载舱;母罐内部安装至少一对呈中心对称排列的小的立式圆筒形压力容器子罐,所述子罐作为储液舱,每两个中心对称的子罐为一组,用于同步装载、卸载和储存同一种储液;每组子罐顶部的自动开关阀均与母罐顶部连接,以保证在装卸作业过程中,进入作业的该组子罐和母罐内部上方的密闭带压惰性气体都是连通的。
14.如权利要求9所述的液体储存、装卸装置,其中非罐中罐式储液单元是单根卧式多节竹筒式单组储液单元,它的外观为一根卧式长筒,两端为拱形封头或平板封头,中间有两个封头分隔,类似 于一根3节的竹管,其中位于两端的两节为50%舱容的海水压载舱,中间的一节为100%舱容的储液舱,位于两端的海水压载舱的底部和顶部均由管线连通,形成一个海水压载舱。
15.如权利要求9所述的液体储存、装卸装置,其中非罐中罐式储液单元是单根卧式多节竹筒式多组储液单元,其以所述储液单元长度中点的垂直圆形截面为对称面,左右对称布置数量相同的、首尾相接的、单根卧式多节竹筒式单组储液单元。
16.如权利要求9所述的液体储存、装卸装置,其中非罐中罐式储液单元是多根单元管相邻紧密水平排列和连接成竹排形组成的单组或多组储液单元,通过横向连接结构或框架的结构形式连接成为一个整体结构,所述单元管为圆筒容器或两端封闭的单层管子,其中单组储液单元由4根单元管组成,其中海水压载舱和储液舱均为2根底部和顶部分别连通的单元管,排列顺序为水-油-油-水,或油-水-水-油,其中在保证水平截面上或在水平面投影上罐体结构的几何对称性和装载、卸载对称性的前提下,将多个所述4根单元管储液单元紧密排列,从而形成多根单管多组储液单元。
17.如权利要求9所述的液体储存、装卸装置,其中非罐中罐式储液单元是垂直上下设置的单组或多组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有一个中间封头,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,或者有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元,其中将多组相同的所述垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元。
18.如权利要求4所述的液体储存、装卸装置,其中所述立式组合罐的固定压载舱是内敛式底部固定压载舱、外突裙边形底部固定压载舱、外突裙边形下方固定压载舱、内敛式下方固定压载舱或轮圈式固定压载舱。
19.如权利要求7所述的液体储存、装卸装置,其中所述潜浮式组合罐设有固定压载舱,所述固定压载舱是外突裙边形下方固定压载舱、内敛式下方固定压载舱或轮圈式固定压载舱。
20.如权利要求19所述的液体储存、装卸装置,其中所述轮圈式固定压载舱包括:一个轮圈舱体,它是上部开口或不开口的圆环形容器,径向截面为O形、U形或方框形,舱体轮圈的内径大于组合罐罐体的外径,二者垂直中心轴线重合;连接结构,它将轮圈舱体安装固定在组合罐罐体的底部,包括若干个辐射状径向连接板。
21.如权利要求2-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述立式组合罐是多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐,由至少2层、呈底层直径大、上层直径小的储液单元构成圆塔阶梯状;所述大直径层的储液单元采用按定角度旋转对称排列的三种蜂窝多组储液单元、花瓣筒型罐中罐式多组储液单元和子母式多组储液单元的一种;所述小直径层采用立式储液单元为花瓣筒型罐中罐式单组或多组储液单元或垂直上下设置的单组或多组储液单元; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式单组储液单元,其海水压载舱和其内部的储液舱均为立式花瓣筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,形成了两个同心的、具有偶数圆弧花瓣的图形,每个花瓣对中心的弧度相同,相邻花瓣连接点至图形中心连线为径向框架结构,使其呈等分放射状; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式多组储液单元,其包括排列成花瓣形的径向密闭分隔的偶数组储液单元,关于中心对称的成对海水压载舱和成对储液舱分别用管道相连; 其中,对于子母式多组储液单元,它包括作为母罐的一个大的立式圆筒形压力容器,作为共用海水压载舱;母罐内部安装至少一对呈中心对称排列的小的立式圆筒形压力容器子罐,所述子罐作为储液舱,每两个中心对称的子罐为一组,用于同步装载、卸载和储存同一种储液;每组子罐顶部的自动开关阀均与母罐顶部连接,以保证在装卸作业过程中,进入作业的该组子罐和母罐内部上方的密闭带压惰性气体都是连通的; 其中,对于蜂窝多组储液单元,它由多个立式蜂窝单元罐水平紧密地、或有间隙地排列并连接成一个蜂窝状的整体,所述排列为按定角度旋转对称来排列、或中心对称或水平上下左右轴线对称成片按扁盒形来排列,使得所述蜂窝单元罐在所述蜂窝储液单元水平剖面中的布局采用“等边三角形布局”、或“正方形布局”、或“圆形布局”; 其中,对于垂直上下设置的单组或多组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有一个中间封头,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,或者有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元,其中将多组相同的所述垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元。
22.如权利要求21所述的液体储存、装卸装置,其中在配置固定压载的情况下,采用内敛式底部固定压载舱、外突裙边形底部固定压载舱或外突裙边形下方固定压载舱。
23.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐是A型SPAR式多层组合罐,其外观为立式长圆筒形,所述多层组合罐由多个尺度相同的圆筒型罐中罐式单组储液单元首尾相接而成,或者所述多层组合罐采用垂直上下设置的多组储液单元, 其中,对于圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于垂直上下设置的多组储液单元,将多组相同的垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元,该垂直上下设置的单组储液单元外观为一个立式圆筒形容器,所述垂直上下设置的单组储液单元的圆筒内部有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元。
24.如权利要求23所述的液体储存、装卸装置,其中在配置固定压载的情况下,采用内敛式底部固定压载舱、内敛式下方固定压载舱或将固定压载直接加在海水压载舱的底部。
25.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐是B型SPAR式多层组合罐,其外观为单层立式圆筒形管束,管束之中的管采用垂直上下设置的多组储液单元; 其中,对于垂直上下设置 的多组储液单元,将多组相同的垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元,该垂直上下设置的单组储液单元外观为一个立式圆筒形容器,所述垂直上下设置的单组储液单元的圆筒内部有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元。
26.如权利要求25所述的液体储存、装卸装置,其中在配置固定压载的情况下,采用内敛式底部固定压载舱、内敛式下方固定压载舱、或将固定压载直接加在海水压载舱的底部。
27.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述组合罐是C型SPAR式多层组合罐,为直立间隔排列的管束,采用3管呈正三角形截面、或4管呈正方形截面间隔排列的结构,管束之中的管采用垂直上下设置的多组储液单元,采用数个水平框架、每层框架含3根或4根水平连接杆件呈正三角形或正方形,同时采用多个正三角形或正方形水平横向连接板兼垂荡阻尼板,使3管或4管成为一个结构整体; 其中,对于垂直上下设置的多组储液单元,将多组相同的垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元,该垂直上下设置的单组储液单元外观为一个立式圆筒形容器,所述垂直上下设置的单组储液单元的圆筒内部有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元。
28.如权利要求27所述的液体储存、装卸装置,其中在配置固定压载的情况下,采用内敛式底部固定压载舱或内敛式下方固定压载舱、或将固定压载直接加在海水压载舱的底部。
29.如权利要求2-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述的卧式组合罐,是A、B、C三种形式的卧式竹排组合罐,它们均由多根外观为管形圆筒容器的单元管相邻紧密或间隔水平排列成竹排形,通过横向框架结构连接为一个整体;单元管采用不同的储液单元形式,形成A型竹排组合罐-单元管为圆筒型罐中罐式单组卧式储液单元,海水压载舱完全包围储液舱,两舱之间设有径向支撑结构,或者将海水压载舱内的储液舱下移,使二者中心轴线水平平行,其它结构不变;B型竹排组合罐-单元管为管形圆筒容器,每四根单元管为一组,直接采用竹排式多根单管或层管的单组或多组储液单元;C型竹排组合罐-单元管为单根卧式多节竹筒式多组储液单元。
30.如权利要求29所述的液体储存、装卸装置,其中所述的竹排组合罐在设置有固定压载舱的情况下,采用在所述海水压载舱和储液舱的底部直接加铁矿砂固定压载材料或者按照所述竹排组合罐的周边形状、在其底部加设固定压载舱。
31.如权利要求2-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述卧式组合罐的储液单元为按扁盒形排列的三种储液单元中的一种,形成A、B、C三种形式的卧式扁盒形蜂窝状组合罐,A型卧式扁盒形蜂窝状组合罐的单元罐采用圆筒型罐中罐式单组储液单元、B型卧式扁盒形蜂窝状组合罐的单元罐采用非罐中罐式垂直上下设置的单组储液单元,以及C型卧式扁盒形蜂窝状组合罐的单元罐采用对称设置的蜂窝储液单元, 其中,对于圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于非罐中罐式垂直上下设置的单组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有一个中间封头,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,或者有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元, 其中,对称设置的蜂窝储液单元,它由多个立式蜂窝单元罐水平紧密地、或有间隙地排列并连接成一个蜂窝状的整体 ,所述排列为按定角度旋转对称来排列、或中心对称或水平上下左右轴线对称成片按扁盒形来排列,使得所述蜂窝单元罐在所述蜂窝储液单元水平剖面中的布局采用“等边三角形布局”、或“正方形布局”、或“圆形布局”。
32.如权利要求31所述的液体储存、装卸装置,其中所述扁盒形蜂窝状组合罐在设置有固定压载舱的情况下,则采用在所述海水压载舱和储液舱的底部直接加铁矿砂固定压载材料,或者按照所述扁盒形蜂窝储液单元的周边形状、在其底部加设固定压载舱,或者利用各蜂窝状组合罐之间的空间作固定压载舱。
33.如权利要求2-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,当所述储液单元内部的加压惰性气体设计设定压力低于外部海水的静水压力时,罐体采用混凝土材料建造,当所述设计设定压力高于外部海水的静水压力,其罐体采用钢材或混凝土材料建造;用混凝土建造时,组合罐的上部和下部分别采用低重度和高重度的混凝土材料,或者采用不同种类的混凝土结构;所述混凝土结构包括钢筋混凝土结构、预应力混凝土结构、钢管混凝土结构、钢骨混凝土结构、纤维增强混凝土结构、钢板混凝土结构、钢板夹心混凝土结构和钢制罐体外敷混凝土层的结构。
34.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中所述泵组模块包括至少一组、每组含两对联动泵组,所述两对联动泵组分别是包括一台海水压载泵和一台储液卸载泵的外输联动泵组,和包括一台海水卸载泵和一台储液装载泵的装载联动泵组,所述泵为传统的离心泵、离心潜没泵或水下泵,所述泵组模块安装在所述的组合罐罐体上部或外部、或安装在以所述组合罐为结构基础的设施上,所述的每一对联动泵组内的泵均以等质量流率同步起动、运转和停车。
35.如权利要求28所述的液体储存、装卸装置,其中在所述密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程系统中,流程内部压载海水和储液两种液体中任一种液体的卸载,均依靠所述储液单元内密闭惰性气体的压力能和卸载泵的共同作用;所述惰性气体的压力应能够将需排出的液体从该储液舱的底部输送至卸载泵的吸入口,所述密闭惰性气体的压力能由联动的所述泵组模块的装载泵在装载液体时不间断地提供,使储液单元内惰性气体的压力在很小的变动范围内保持在设定值的左右。
36.如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其中当所述密闭气压连通式压载海水和储液等质量流率自动置换流程的储液需要进行供热保温时,将储液切出经外部换热器加热,实现加热循环。
37.一种带海底储罐的坐底固定式平台,所述平台具有钻井、修井、生产、公用和生活综合功能,包括: 如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其组合罐为固定到海床上的混凝土组合罐,兼作所述坐底固定式平台海底结构的基础,所采用的泵组模块和提供动力和实施遥控操作的工作站均安装在所述平台上,或者将泵组模块中的海水卸载泵和储液卸载泵安装在位于水下的所述组合罐的外部; 平台支腿,其安装在所述组合罐上; 平台上部设施,其安装于所述平台支腿上,采用如同普通固定平台那样的上部设施或者如同自升式平台那样的水密舱壁和可升降式的上部模块, 其特征在于,所述组合罐与所述上部设施井口区相对应的部位设有上下贯通整个组合罐的圆筒形或矩形月池,以便隔水套管穿过并连接地下的油井,固定压载舱在罐的底部,所述平台的操作总重量等于或大于其水中部分的总浮力,所述平台不依靠巨大重力,而主要是依靠水中的入泥抗滑构件将所述平台坐落和固定在海床上,所述入泥抗滑固定构件为抗滑裙板、吸力锚和桩之中的一种或两种。
38.如权利要求37所述的带海底储罐的坐底固定式平台,所述组合罐为由立式圆筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式多组储液单元、立式子母式多组储液单元、垂直上下设置的单组储液单元、三种定角度旋转对称的蜂窝单层储液单元、三种卧式竹排储液单元和三种扁盒形蜂窝状储液单元中的一种构成的组合罐; 其中,对于圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式单组储液单元,其海水压载舱和其内部的储液舱均为立式花瓣筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,形成了两个同心的、具有偶数圆弧花瓣的图形,每个花瓣对中心的弧度相同,相邻花瓣连接点至图形中心连线为径向框架结构,使其呈等分放射状; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式多组储液单元,其包括排列成花瓣形的径向密闭分隔的偶数组储液单元,关于中心对称的成对海水压载舱和成对储液舱分别用管道相连;其中,对于子母式多组储液单元,它包括作为母罐的一个大的立式圆筒形压力容器,作为共用海水压载舱;母罐内部安装至少一对呈中心对称排列的小的立式圆筒形压力容器子罐,所述子罐作为储液舱,每两个中心对称的子罐为一组,用于同步装载、卸载和储存同一种储液;每组子罐顶部的自动开关阀均与母罐顶部连接,以保证在装卸作业过程中,进入作业的该组子罐和母罐内部上方的密闭带压惰性气体都是连通的; 其中,对于垂直上下设置的单组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有一个中间封头,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,或者有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元; 三种定角度旋转对称的蜂窝单层储液单元包括=A型,蜂窝单元罐为立式圆筒型罐中罐式单组储液单元出型,蜂窝单元罐为垂直上下设置的单组储液单元;和(:型,以每四个蜂窝单元罐为一组而构成为对称设置的蜂窝储液单元; 其中,对于蜂窝储液单元,它由多个立式蜂窝单元罐水平紧密地、或有间隙地排列并连接成一个蜂窝状的整体,所述排列为按定角度旋转对称来排列、或中心对称或水平上下左右轴线对称成片按扁盒形来排列,使得所述蜂窝单元罐在所述蜂窝储液单元水平剖面中的布局采用“等边三角形布局”、或“正方形布局”、或“圆形布局”; 三种卧式竹排储液单元卧式竹排组合罐包括:A型竹排组合罐-单元管为圆筒型罐中罐式单组卧式储液单元,海水压载舱完全包围储液舱,两舱之间设有径向支撑结构,或者将海水压载舱内的储液舱下移,使二者中心轴线水平平行,其它结构不变;B型竹排组合罐-单元管为管形圆筒容器,每四根单元管为一组,直接采用竹排式多根单管或层管的单组或多组储液单元;C型竹排组合罐-单元管为单根卧式多节竹筒式多组储液单元。
39.如权利要求37-38中任一项所述的带海底储罐的坐底固定式平台,其中所述支腿为一条或多条混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿、传统的钢制固定平台导管架、深水顺应式钢制导管架和自升式平台形钢制支腿中的一种。`
40.如权利要求39所述的带海底储罐的坐底固定式平台,其中所述支腿为一条或多条混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿,从而形成了全混凝土结构、带海底储罐的坐底式固定平台,在保证支腿结构强度和拖航稳性的前提下,支腿上下端的直径应尽可能地小,平台的建造、拖航和海上安装的方法和现行的混凝土重力平台的方法相同。
41.如权利要求39所述的带海底储罐的坐底固定式平台,其中所述支腿为传统的钢制固定平台导管架支腿,形成了钢结构和混凝土结构组合的、带海底储罐的传统导管架坐底式固定平台;所述平台的安装特点为,所述平台的下部混凝土组合罐、中部钢制导管架和上部平台模块分别建造和拖航,海上安装的顺序是先把组合罐拖航至现场、然后安装、调平和固定于海床上,再将其后运来的导管架安装并连接到组合罐上,最后安装上部模块,导管架还配置自身的水下桩,穿过组合罐打入海床。
42.如权利要求39所述的带海底储罐的坐底固定式平台,其中所述支腿为自升式平台形钢制支腿,从而形成了钢结构和混凝土结构组合的带海底储罐的自升式坐底固定式平台;其安装特点为,平台的建造、运输和海上安装的顺序是,组合罐和上部设施连同可升降的支腿分别在干坞建造,组合罐先行拖航至油田现场安装在海床上,上部设施和支腿湿拖至现场后,再完成支腿和组合罐的连接,最后提升上部设施并完成整个平台的海上安装;或者整个平台在干坞内完成安装,整体拖航至油田现场,依靠上部设施吃水产生的浮力,下放组合罐,完成组合罐在海床上的安装,最后提升上部设施并完成整个平台的海上安装。
43.一种带海底储罐的浮式平台,所述平台具有钻井、修井、生产、公用和生活综合功能,包括: 如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其通过锚泊定位系统系泊于海床上,所述组合罐为潜浮于水中的混凝土组合罐,兼作所述浮式平台水中结构的基础,所采用的泵组模块和提供动力和实施遥控操作的工作站均安装在所述平台上,或者将泵组模块中的海水卸载泵和储液卸载泵安装在水下所述组合罐的外部; 平台支腿,其安装在所述组合罐上,所述支腿为一条或三条或四条混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿; 平台上部设施,其安装于所述平台支腿上,采用具有水密舱壁结构的上部设施,或采用SPAR平台的上部设施; 系泊腿定位系统将浮式平台系泊于海床上; 所述浮式平台具有和现行SPAR平台相同的特点,包括深吃水、小水线面面积、单支腿的浮式平台的浮心高于重心、平台6个自由度的固有周期均大于主要波的周期、采用与SPAR平台或半潜式平台相同的锚泊定位系统; 其特征在于,支腿和每种组合罐中心轴线与其上方上部设施井口区相对应的部位设有上下贯通整个组合罐的圆筒形月池,以便隔水套管穿过并连接地下的油井,所述平台在原油储液装载、储存和卸载作业过程中,吃水深度不变、始终处于正浮态。
44.如权利要求43所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述组合罐为由立式圆筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒`型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式多组储液单元、立式子母式多组储液单元、垂直上下设置的单组储液单元、定角度旋转对称的三种蜂窝单层储液单元中的一种构成的组合罐,所述组合罐位于水中受波浪力影响较小的深度; 其中,对于圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式单组储液单元,其海水压载舱和其内部的储液舱均为立式花瓣筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,形成了两个同心的、具有偶数圆弧花瓣的图形,每个花瓣对中心的弧度相同,相邻花瓣连接点至图形中心连线为径向框架结构,使其呈等分放射状; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式多组储液单元,其包括排列成花瓣形的径向密闭分隔的偶数组储液单元,关于中心对称的成对海水压载舱和成对储液舱分别用管道相连; 其中,对于子母式多组储液单元,它包括作为母罐的一个大的立式圆筒形压力容器,作为共用海水压载舱;母罐内部安装至少一对呈中心对称排列的小的立式圆筒形压力容器子罐,所述子罐作为储液舱,每两个中心对称的子罐为一组,用于同步装载、卸载和储存同一种储液;每组子罐顶部的自动开关阀均与母罐顶部连接,以保证在装卸作业过程中,进入作业的该组子罐和母罐内部上方的密闭带压惰性气体都是连通的; 其中,对于垂直上下设置的单组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元; 三种定角度旋转对称的蜂窝单层储液单元包括:A型,蜂窝单元罐为立式圆筒型罐中罐式单组储液单元出型,蜂窝单元罐为垂直上下设置的单组储液单元;和(:型,以每四个蜂窝单元罐为一组而构成为对称设置的蜂窝储液单元。
45.如权利要求43-44中任一项所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述平台支腿为一条混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿,形成带水中储罐的单支腿基座式浮式平台。
46.如权利要求43-44中任一项所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述平台支腿为三条或四条混凝土圆筒形或圆锥筒形支腿,形成带水中储罐的多支腿基座式浮式平台。
47.如权利要求43所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述组合罐为A型SPAR式多层组合罐,所述组合罐位于水中受波浪力影响较小的深度,所述平台支腿为一条混凝土圆筒形支腿,形成带水中储罐的A型SPAR式多层组合罐浮式平台, 其中A型SPAR式多层组合罐的外观为立式长圆筒形,所述多层组合罐由多个尺度相同的圆筒型罐中罐式单组储液单元首尾相接而成,或者所述多层组合罐采用垂直上下设置的多组储液单元, 其中,对于圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于垂直上下设置的多组储液单元,将多组相同的垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元,该垂直上下设置的单组储液单元外观为一个立式圆筒形容器, 所述垂直上下设置的单组储液单元的圆筒内部有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元。
48.如权利要求43所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述组合罐为B型SPAR式多层组合罐,所述组合罐位于水中受波浪力影响较小的深度,所述平台支腿为一条混凝土圆筒形支腿,形成带水中储罐的B型SPAR式多层组合罐浮式平台, 其中,对于B型SPAR式多层组合罐,其外观为单层立式圆筒形管束,管束之中的管采用垂直上下设置的多组储液单元; 其中,对于垂直上下设置的多组储液单元,将多组相同的垂直上下设置的单组储液单元上下首尾相接,形成垂直上下相邻设置的多组储液单元,该垂直上下设置的单组储液单元外观为一个立式圆筒形容器,所述垂直上下设置的单组储液单元的圆筒内部有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元。
49.如权利要求43所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述组合罐为C型SPAR式多层组合罐,以所述组合罐管束之管伸出水面作为支腿,所述组合罐和支腿均为3管或4管间隔排列的定角度旋转对称蜂窝多层结构,水面以上的支腿通常不设置横向框架,水面以下设置少量横向水平框架、每层框架由3根或4根水平连接杆构成,在受波浪影响较小的深度范围至平台底部、设置数个三角形或正方形横向水平连接板兼垂荡阻尼板,横向水平框架和横向水平连接板兼垂荡阻尼板使3管或4管成为一个结构整体,形成带水中储罐的C型SPAR式多层组合罐浮式平台。
50.如权利要求43所述的带海底储罐的浮式平台,其中所述锚泊定位系统是垂悬线系泊腿系统、张紧索系泊腿系统或半张紧索系泊腿系统,所述系泊腿的导缆孔位置将根据平台所受到的海流和风载荷的具体情况来确定,位于平台的浮心附近或上移至海面附近;对于风浪流环境载荷都很大的环境条件特别恶劣的区域,浮式平台同时采用两套锚泊定位系统,导缆孔位置分别位于不同的深度。
51.如权利要求45所述的带海底储罐的浮式平台,其中对与具有单支腿和多层圆塔阶梯状多组储液单元组合罐的浮式平台,在所述组合罐每层的顶部上方一定的高度处加设防落物和增加连体水附加质量的防护板,所述防护板外圈和支撑结构相连结,防护板的内圈除几个结构连接点与罐体外壁相连接外,其余部分均留有圆弧状空隙而不与罐壁相连,使防护板内侧上下水体连通。
52.一种可搬迁的混凝土人工岛,包括: 如权利要求1-4中任一项所述的液体储存、装卸装置,其混凝土组合罐通过固定装置固定到海床上,或通过定位系统锚泊到海床上,作为人工岛的岛体,根据实际需要所述组合罐设置固定压载舱; 上部设施,安装在所述岛体组合罐的顶部; 其特征在于:岛体组合罐伸出水面、具有足够高的干舷,以减少或避免岛体组合罐顶部上浪;上部设施的底层甲板和组合罐顶部之间的距离必须保证在设计海况条件下底层甲板不得上浪,且不小于最小的安全距离。
53.如权利要求52所述的混凝土人工岛,所述固定装置为入泥抗滑构件,从而形成固定式可搬迁的混凝土人工岛,所述人工岛不依靠巨大重力,而主要是依靠水中入泥抗滑构件将平台坐落和固定在海床上,所述入泥抗滑构件为抗滑裙板、吸力锚和桩之中的一种或两种。
54.如权利要求52所述的混凝土人工岛, 所述定位系统为系泊系统,从而形成浮式可搬迁的混凝土人工岛,所述系泊系统采用悬链线或张紧索或半张紧索锚泊定位系统。
55.权利要求53所述的混凝土人工岛,所述岛体的组合罐为由立式圆筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式多组储液单元、立式子母式多组储液单元、非罐中罐式垂直上下设置的单组储液单元、三种定角度旋转对称的蜂窝单层储液单元、三种卧式竹排储液单元和三种扁盒形蜂窝状储液单元中的一种构成的组合罐,其特征在于,所述人工岛的重量控制必须同时满足下述两个条件:操作总重量等于或大于高潮位时岛体设计吃水的浮力,和岛体组合罐内部海水和储液排空后人工岛空载的重量小于等于低潮位时岛体设计吃水的浮力; 其中,对于圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式单组储液单元,其海水压载舱和其内部的储液舱均为立式花瓣筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,形成了两个同心的、具有偶数圆弧花瓣的图形,每个花瓣对中心的弧度相同,相邻花瓣连接点至图形中心连线为径向框架结构,使其呈等分放射状; 其中,对于花瓣筒型罐中罐式多组储液单元,其包括排列成花瓣形的径向密闭分隔的偶数组储液单元,关于中心对称的成对海水压载舱和成对储液舱分别用管道相连; 其中,对于子母式多组储液单元,它包括作为母罐的一个大的立式圆筒形压力容器,作为共用海水压载舱;母罐内部安装至少一对呈中心对称排列的小的立式圆筒形压力容器子罐,所述子罐作为储液舱,每两个中心对称的子罐为一组,用于同步装载、卸载和储存同一种储液;每组子罐顶部的自动开关阀均与母罐顶部连接,以保证在装卸作业过程中,进入作业的该组子罐和母罐内部上方的密闭带压惰性气体都是连通的; 其中,对于非罐中罐式垂直上下设置的单组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有一个中间封头,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,或者有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元; 三种定角度旋转对称的蜂窝单层储液单元包括=A型,蜂窝单元罐为立式圆筒型罐中罐式单组储液单元出型,蜂窝单元罐为垂直上下设置的单组储液单元JPC型,以每四个蜂窝单元罐为一组而构成为对称设置的蜂窝储液单元; 其中,对于蜂窝储液单元,它由多个立式蜂窝单元罐水平紧密地、或有间隙地排列并连接成一个蜂窝状的整体,所述排列为按定角度旋转对称来排列、或中心对称或水平上下左右轴线对称成片按扁盒形来排列,使得所述蜂窝单元罐在所述蜂窝储液单元水平剖面中的布局采用“等边三角形布局”、或“正方形布局”、或“圆形布局”; 三种卧式竹排储液单元卧式竹排组合罐包括:A型竹排组合罐-单元管为圆筒型罐中罐式单组卧式储液单元,海水压载舱完全包围储液舱,两舱之间设有径向支撑结构,或者将海水压载舱内的储液舱下移,使二者中心轴线水平平行,其它结构不变;B型竹排组合罐-单元管为管形圆筒容器,每四根单元管为一组,直接采用竹排式多根单管或层管的单组或多组储液单元;C型竹排组合罐-单元管为单根卧式多节竹筒式多组储液单元。
56.如权利要求53所述的混凝土人工岛,其中为了平衡潮位吃水差造成的岛体浮力的变化,需要设置压载海水自动补偿增减`系统,该压载海水自动补偿增减系统既能设置在压载海水和储液置换流程中,也能单独设置;无论何种设置方法,压载海水自动补偿增减系统均能根据潮位的变化进行压载海水的自动增减补偿。
57.如权利要求54所述的混凝土人工岛,其中所述岛体组合罐为由立式圆筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式单组储液单元、立式花瓣筒型罐中罐式多组储液单元、立式子母式多组储液单元、垂直上下设置的单组储液单元、定角度旋转对称的三种蜂窝单层储液单元中的一种构成的组合罐,其技术特征在于,所述混凝土人工岛无论是否需要加固定压载,所述混凝土人工岛均必须设置具有垂荡阻尼板功能的外突裙边形底部固定压载舱、或轮圈式固定压载舱; 其中,对于立式圆筒型罐中罐式单组储液单元,其基本结构是它的海水压载舱和储液舱均为圆筒形压力容器,储液舱位于海水压载舱内部,二者圆筒中心轴线重合; 其中,对于立式花瓣圆筒型罐中罐式单组储液单元,其海水压载舱和其内部的储液舱均为立式花瓣筒形容器,二者垂直中心轴线重合,储液单元的水平截面为定角度旋转对称图形,形成了两个同心的、具有偶数圆弧花瓣的图形,每个花瓣对中心的弧度相同,相邻花瓣连接点至图形中心连线为径向框架结构,使其呈等分放射状;其中,对于立式花瓣筒型罐中罐式多组储液单元,其包括排列成花瓣形的径向密闭分隔的偶数组储液单元,关于中心对称的成对海水压载舱和成对储液舱分别用管道相连;其中,对于立式子母式多组储液单元,它包括作为母罐的一个大的立式圆筒形压力容器,作为共用海水压载舱;母罐内部安装至少一对呈中心对称排列的小的立式圆筒形压力容器子罐,所述子罐作为储液舱,每两个中心对称的子罐为一组,用于同步装载、卸载和储存同一种储液;每组子罐顶部的自动开关阀均与母罐顶部连接,以保证在装卸作业过程中,进入作业的该组子罐和母罐内部上方的密闭带压惰性气体都是连通的; 其中,对于垂直上下设置的单组储液单元,其外观为一个立式圆筒形容器,所述单组储液单元的圆筒内部有一个中间封头,将筒体分为上下两个容器,一个为海水压载舱,另一个为储液舱,或者有两个中间封头,储液舱设在中间、海水压载舱一分为二分设在上下两端,由一根垂直的管子连通上下两半的海水压载舱,组成一个海水压载舱整体,形成垂直上下设置的单组储液单元; 三种定角度旋转对称的蜂窝单层储液单元包括=A型,蜂窝单元罐为立式圆筒型罐中罐式单组储液单元出型,蜂窝单元罐为垂直上下设置的单组储液单元;和(:型,以每四个蜂窝单元罐为一组而构成为对称设置的蜂窝储液单元。
58.如权利要求57所述的混凝土人工岛,其中在不加固定压载的情况下,固定压载舱舱内为海水,固定压载舱仅仅作为垂荡阻尼板。
59.如权利要求52-58中任一项所述的混凝土人工岛,其中所述上部设施结构采用单层或多层甲板的形式,上部设施结构通过多根支腿固定在组合罐的顶部,采用固定节点支座,上部设施结构和支腿为钢材建`造。
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