CN102143885B - 压载海水与液化天然气或液化石油气的等质量流率置换流程系统和多功能海上基地 - Google Patents

Abstract

一种用于压载海水与液化天然气或石油气的等质量流率置换流程系统和一种实现海上石油天然气的生产、储运功能的海上多功能基地。该等质量流率置换流程系统使用的系统包括：由海水压载舱（7）和储液舱（8）组成的组合罐（6）、联动工作的海水压载泵（1）和储液卸载泵（5）、联动工作的海水卸载泵（2）和储液装载泵（4）、控制系统以及相应的管路和阀门，海水压载舱（7）和储液舱（8）顶部充置互不连通的压缩天然气。压缩天然气通过位于海水压载舱（7）和储液舱（8）顶部的自动控制注入阀（11、13）和排出阀（10、12）从基地上部设施的生产流程进行补给和排出。多功能海上基地有通过多根立柱（30）连接成一体的底部结构和上部结构（31）。底部结构为多个长圆筒结构单元（26），包括一组或多组具有海水压载舱（7）和储液舱（8）的组合罐（6）。海上多功能基地包括依靠定位系泊系统系泊在海床上的双潜体浮式海上基地和依靠桩固定在海床上的竹排坐底固定式海上基地。多功能海上基地适用于各种油气田，尤其是边际油气田的开发。该多功能海上基地可迁移至其它油气田以便重复使用。

Description

压载海水与液化天然气或液化石油气的等质量流率置换流程系统和多功能海上基地

相关申请

本专利申请要求2008年9月5日提出的中国专利申请CN200810196337.9的优先权，其全部内容在此引入作为参考。

技术领域

本发明涉及一种液体储运流程，特别适用于压载海水与储液的等质量流率置换流程系统，以实现液化天然气（LNG）或液化石油气（LPG）的储存和运输，本发明还涉及一种用于海洋石油天然气开发的多功能海上基地，特别地，包括适用于深水、恶劣海况的系泊浮式基地和适用于浅水的坐底固定式基地，该多功能海上基地具有海上油气田钻井、生产、天然气气体利用和储运功能。

根据多功能海上基地（MULTI-PURPOSE OFFSHOREBASE-MPOB）的上部设施的不同，基地的功能也随之不同，它的功能可以包括：钻井、干式井口、原油和天然气生产处理、天然气液化（LNG）、天然气合成液烃或甲醇（GTL）、液体产品（比如原油、液烃或甲醇、LPG、LNG），在此统称为“储液”的储存和外输、以及公用和生活等综合功能。

背景技术

当前世界上海上石油天然气开发生产设施面临的技术难题概括起来有两个：一是研发适用于深水、水动力特性好、可以钻井和采用干式井口、可以储油和卸油的浮式生产设施；二是离岸很远、深水的天然气田的开发及油田伴生气的利用。

对于第一个难题，人们已取得相当好的成果：TLP、SPAR和SEMI都是水动力性能好、适用于深水、可钻井的浮式平台，TLP和SPAR还可采用干式井口，三者均已被广泛采用。船形FPSO虽然水动力性能比上述三种平台稍差，但完全可以满足海上原油生产处理和储运的要求，并可用于深水和海况恶劣的海域，已成为当今海上石油生产设施的主流型式。可钻井的FPSO，即在FPSO的月池上方安装钻井机等设备，称之为FPDSO，已进行了多年的研发，近十年前SBM公司提出了张力腿甲板（TLD）概念，解决了FPSO垂盪大而难以钻井和安装干式井口的问题。据最新报道，世界上第一个FPDSO目前正处于工程实施阶段，第二个也已进入工程设计阶段。现行的FPDSO采用多点系泊，但由于船形FPSO水动力特性的限制，只能用于海况条件好的海域。申请人已申报的中国发明专利“带水下储罐的浮式平台”（申请号CN200810024562.4）则提供了一个可以完全解决第一个难题的方案。

对于第二个难题，迄今尚未取得令人满意的成果。和油田开发相比，气田开发涉及天然气运输和储存，具有特殊的难度。传统的办法是用海底管道将海上生产的天然气直接送至陆上用户作燃料、化工生产原料或在岸上或岸边的终端液化。上游海上气田和下游陆上用户紧密联系在一起，下游市场和用户往往决定上游气田能否开发和如何开发。如果某一海上气田远离用户而周边又没有可依托的海底管道等基础设施，或者气田产量达不到所需的规模，采用上述传统的办法开发该气田的经济性常常很差；长距离深水海底管道常常因面临技术障碍而十分困难，乃至使得一些油气藏条件很好的气田也成为商业价值差的边际气田、或暂不具有商业开发价值的气田。此外，海上油田的伴生气的利用也面临同样的挑战：回收利用可能既存在技术难题，也存在费用过高、经济性差的问题。过去，人们往往通过火炬将油田伴生气燃烧放空，这一做法浪费能源、污染环境，已被许多国家明令禁止；于是人们不得不将其高压回注至地层，因此额外增加了高昂的设施投资和操作费，况且有些油田因地质构造特点而不宜于气体回注。

众所周知，不采用长输管道，海上天然气的储运和利用通常采用四种办法：GTL（GAS TO LIQUID），将天然气合成为液烃或甲醇，通过穿梭运输船外运；LNG，将天然气低温（如-162℃）液化、储存，通过LNG运输船外运；CNG（COMPRESSED NATURAL GAS），将天然气压缩，例如至150bar，用钢制容器储存、通过运输船外运；GTW（GAS TO WIRE），用天然气在海上发电，通过海底电缆向外输电。尽管上述四种办法和相应的海上浮式装置均有很大不同，但研发的内容概括起来无非是两个方面：1）固定式和浮式装置的上部设施―以天然气利用或转化为中心的生产系统，2）海上结构物，尤其是浮式结构物的形式和结构。为了将上述四种办法用于海上天然气的开发、生产和利用，需要设计全新的海上生产装置，尤其是浮式生产装置，它们应具有如下特点：就生产装置整体而言，重要的是应具有可靠度高、安全性好、健康环保、可重复使用、方便操作维护、费用（造价、操作维护费、搬迁和弃置费）低等特点；就装置的上部设施生产系统而言，重要的是生产流程、系统和设备如何适应海上作业和生存的特点，如何提高生产效率和天然气收率、降低能耗和排放，包括新流程、新设备和新的控制系统的研制、系统和流程的简化、设施小型化和模块化，等等；就装置的下部结构，尤其是浮体的形式和结构而言，它既是容纳和支撑上部设施的基础结构，也是常温和低温液体产品的储罐，重要的是应具有单层甲板面积足够大、能够保证和方便液体产品的储存和外卸等特点，其中，浮式装置的水动力特性必须好。

资料表明，多年来尤其是近十年来，人们对于用于海上的GTL和LNG流程、系统和设施开展了大量的研发工作，取得了令人瞩目的成果。

据报道，2007年LNG约占全球天然气消耗量的7%，LNG的需求以每年8～10%的速度增长，预计至2030年全球LNG的需求量为5亿吨。巨大的市场需求和海上天然气开发所面临的挑战均促使石油公司、工程公司投入非常大的资源，研发浮式天然气液化装置（FLOATING LIQUIDIZED NATURAL GAS-FLNG）和浮式原油和伴生天然气生产储卸装置（FLOATING OIL NATURAL GAS-FONG），后者的产品不仅仅包括原油，还包括凝析油、LPG和LNG。

在上述新的海上钻井、石油天然气生产装置的研发过程中，下部结构，尤其是浮体结构始终没有重大突破。TLP、SPAR和SEMI的单层甲板面积均十分有限，并且通常都不具有储运功能；申请人发明的“带水下储罐的浮式平台”虽然水动力特性好，具有储液功能，但是上部设施甲板亦为多层模块形式，面积同样偏小。为了获得大甲板面积和具有储运功能，目前研发的FPDSO和FLNG的浮体均无一例外地采用船形钢制FPSO。船形FPSO水线面面积很大，吃水不深（通常数米至20米左右），水下浮体的立面尺度很大。众所周知，波浪的作用力按指数规律随水深增加而迅速衰减。以南中国海为例，3/4的波浪载荷都作用于30～40米水深的范围内，以水面的波浪载荷最大。海上浮式结构的水线面面积大，则它由波浪引起的垂荡、纵摇和横摇的运动就大。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运动就相对较大。此外，FPSO还存在系统接口多、设施相对复杂、建造周期偏长、钢船体易于腐蚀和疲劳、造价和操作维修费偏高等缺点。受水动力特性的制约，船形FPSO虽然能满足深水和海况恶劣海域原油生产的要求，但却难以满足钻井或天然气生产和利用的要求。如前所述，在浮体上安装钻井设备和采用干式井口的一个前提条件是，浮体的垂盪运动必须小。SBM的张力腿甲板（TLD）仅仅改善了井口部位的垂盪，整个船体的垂盪问题依然存在，并且系统和设施因增加TLD而进一步复杂化。如果能够从根本上改善浮体自身的水动力特性，即使采用多点系泊，垂盪也可以控制在容许的范围内。浮体的横摇、纵摇和垂盪运动过大，其速度、加速度将使浮体上的设备、内件、仪表等产生额外的惯性力和振动，可能造成疲劳损坏、影响系统的可靠性、造成停产；浮体运动过大，将对GTL的某些工艺过程造成较大的影响。在海上浮体上将天然气合成为液烃或甲醇的研发至今没有取得重大进展，一个重要的原因是浮体的运动问题没有解决。目前正在研制的FLNG的实质是在LNG运输船上增加天然气处理和液化装置、水面储存LNG，并在船艏安装单点系泊装置。现行LNG除了存在船形FPSO的固有缺点外，还必然存在系统和设施很复杂、造价很高等缺点。如果能够将储存LNG的浮体置于水下波浪影响很小的位置，同时减小装置的水线面面积，必将大大改善装置的水动力特性。为此，需要一种LNG和LPG水下储存的流程。申请人已申请的中国发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”（申请号CN200810024564.3），仅可用于普通常温液体产品在海上的储运作业，作业过程中操作重量和重心的平面位置均不变，但不能用于非普通的、非常温液体，如LNG和LPG的储运。

发明内容

多功能海上基地包括浮式和坐底固定式两种基地，均可采用了申请人已申请的中国发明专利“液体水下储存、装载和外卸运装置”的核心技术―“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”和“组合式储液罐”，用于常温常压液态产品如原油、液烃和甲醇的储运；同时，本发明借鉴了上述两项核心技术，设计了满足常温LPG和超低温LNG的储运要求的压载海水与LNG或LPG等质量置换方法及流程：海水压载舱和储液舱顶部惰性气不连通的“气压式压载海水和LNG（LPG）等质量流率自动置换流程系统”，以及适用于LPG和LNG储存的组合式储液罐。上述两种流程统称“压载海水和储液等质量流率置换流程系统”，它们和两种组合罐配套，保证储运作业过程中，基地的操作重量不变，重心只能沿浮心所在的垂直线上下变动（重心在平面上的投影位置不变）。两种基地均具有很大的单层甲板面积，可实现海上石油天然气的钻井、生产、气体利用和储运功能，完全满足GTL、LNG、CNG和GTW的生产要求。

本发明提供了一种用于压载海水和储液的等质量流率置换流程系统，所述储液为液化天然气或液化石油气，所述流程主要包括：包括海水压载舱和储液舱的组合罐、联动的海水压载泵－储液卸载泵、联动的海水卸载泵－储液装载泵、控制系统和相应的管路、阀门；流程中压载海水分别由海水压载泵送往海水压载舱，由海水卸载泵从海水压载舱排出；储液由储液装载泵送往储液罐，由储液卸载泵从储液罐外输，其特征在于，海水压载舱和储液舱顶部充置互不连通的压缩天然气，所述压缩天然气通过分别位于海水压载舱和储液舱顶部的自动控制注入阀和排出阀从基地上部设施的生产流程进行补给和排出，从而在海水和储液卸载时，通过自动控制注入阀和排出阀的联动和联动泵的比例调节使压载海水和储液以等质量流率自动同步卸载和压载。

在海水和储液卸载时，海水和储液卸载所需的能量既来自卸载泵，也来自上部生产流程连续提供的压缩天然气的压缩能；海水或储液压载或装载时，经排出阀排出的压缩天然气依靠压载泵或装载泵所提供的能量返回基地上部生产流程。

本发明提供了一种多功能海上基地，其具有海上油气田钻井、生产、气体利用和储运功能，所述多功能海上基地由下部结构和上部结构组成，所述下部结构包括底部结构和多根立柱，所述底部结构和上部结构通过所述多根立柱连接成一体，在所述上部结构上安装有实现上述功能的生产设施，所述多根立柱中包括4根位于所述多功能海上基地四角的主立柱、多根工艺立柱和支撑立柱，其特征在于，所述底部结构包括多个长圆筒结构单元，所述长圆筒结构单元包括一组或多组具有海水压载舱和储液舱的卧式组合罐。

多功能海上基地为双潜体浮式海上基地，其底部结构的主体为两个完全相同的、水平平行的、且有足够间距的长圆筒结构单元，所述两个长圆筒结构单元通过位于其艏艉两端部的艏、艉水平阻尼板和位于所述水平阻尼板之间的多根水平连接杆连接成一双潜浮体，所述双潜浮体位于受波浪影响很小的水深处；所述长圆筒结构单元之间除所述阻尼板和多根水平连接杆外，其余部分均是上下通透的；水平连接杆在保证结构强度的条件下直径应尽可能地小。

艏、艉水平阻尼板为单层阻尼板，其与水平连接杆位于长圆筒结构单元的纵向中心轴线所在的平面上。

艏、艉水平阻尼板为双层阻尼板，其分别位于长圆筒结构单元外壁的顶部和底部上。

双潜体浮式海上基地还包括连接在艏、艉水平阻尼板下方的悬挂式固定压载舱，所述固定压载舱包括舱体容器和将固定压载舱舱体容器悬挂固定在浮体主结构底部的悬索。

双潜体浮式海上基地还包括外置底部固定压载舱，其为在长圆筒结构单元的外底部两侧对称设置L形开口式的，所述固定压载舱的底板和长圆筒结构单元外底齐平或在其下方、单边宽度等于或略大于长圆筒结构单元的外半径、立壁板垂直或略向外倾斜、板宽应根据所需压载物堆积的高度确定，以利海上安装时加固定压载物，所述固定压载舱依靠沿长度方向适当距离均布的径向连接板连接固定在长圆筒结构单元上。

多功能海上基地为竹排坐底固定式海上基地，其底部结构由多个水平紧密排列的长圆筒结构单元通过横向框架连接成一竹排形整体结构，所述底部结构采用水下入泥抗滑固定构件将所述多功能海上基地坐落和固定在海床上，所述入泥抗滑固定构件包括桩、吸力锚、抗滑裙板。

固定式基地通过调配固定压载，使基地的操作重量等于或稍大于排水量所产生的浮力，从而可不依靠重力而依靠所述的入泥抗滑固定构件坐落和固定在海床上。

坐底固定式海上基地所需的固定压载可采用将压载物加在组合罐内的底部或竹排结构的顶部，或加在竹排结构的底部专门设置固定压载舱内。

长圆筒结构单元的卧式组合罐为罐中罐型组合罐，其储液舱和海水压载舱均为卧式圆筒形容器，储液舱位于海水压载舱内部的中心或下方，二者中心轴线重合或者水平平行，两舱之间可根据需要设置径向支撑结构。

长圆筒结构单元的的卧式组合罐为单根卧式多节竹筒式单组储液单元，其外观为一根卧式长筒，两端为拱形封头或平板封头，中间由两个封头分隔，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连通，形成实质上的一个海水压载舱。

多功能海上基地还配备有用于压载海水和储液的等质量流率置换流程系统，所述长圆筒结构单元的储液舱用于存储液化天然气或液化石油气，海水压载舱和储液舱顶部充置互不连通的压缩天然气，所述压缩天然气通过分别位于海水压载舱和储液舱顶部的自动控制注入阀和排出阀从基地上部设施的生产流程进行补给和排出，从而在海水和储液卸载时，通过自动控制注入阀和排出阀的联动和联动泵的比例调节使压载海水和储液以等质量流率自动同步卸载和压载，而且安装在上部结构上的生产设施还需满足天然气合成液烃或甲醇、液化天然气的生产要求。

多功能海上基地还配备有用于压载海水和常温液体的等质量流率置换流程系统，所述长圆筒结构单元的储液舱用于存储常温液体，其中海水压载舱和储液舱顶部充置密闭的加压惰性气体，通过设有自动控制阀的顶部管路连接所述海水压载舱和储液舱顶部，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，或者出现事故等应急情况，或者当停止上述两种作业时，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。

在基地立柱内部或长圆筒结构单元内部还增设工艺舱，以便于安装和维护管线和/或舱底泵。

双潜体浮式多功能海上基地的立柱为两排，结构形式和布局完全相同，在保证浮式海上基地对于可变载荷和稳性的要求的前提下，立柱的总水线面面积应尽可能地小；三种立柱中，主立柱的直径最大，在保证竖井立柱内部管线和设施安装要求和强度要求、支撑立柱的强度要求的条件下，它们的直径均应尽可能地小。

坐底固定式多功能海上基地的立柱至少为两排，在保证施工期间和重复使用移位期间固定式海上基地湿拖稳性的条件下，立柱的总水线面面积应尽可能地小；三种立柱中，主立柱的直径最大，在保证竖井立柱内部管线和设施安装要求和强度要求、支撑立柱的强度要求的条件下，它们的直径均应尽可能地小。

双潜体浮式多功能海上基地还包括多点系泊的定位系统，将所述双潜体浮式多功能海上基地系泊于海床上，所述定位系统的系泊腿采用垂悬线、张紧索和半张紧索之中的任一种形式，系泊腿的导缆孔位于主立柱水面线附近。

双潜体浮式多功能海上基地还包括单点系泊的定位系统，将所述双潜体浮式多功能海上基地系泊于海床上，所述单点系泊系统位于多功能海上基地的艏部，采用内转塔单点装置或外转塔单点装置，其系泊腿可采用垂悬线、张紧索和半张紧索之中的任一种形式。

长圆筒结构单元的外观为一根卧式连续的长圆筒，相邻两个组合罐之间、或某一个组合罐的中部可根据需要设置工艺舱；组合罐可采用所述两种基本结构形式中的某一种或两种同时采用；所述工艺舱的圆筒形舱壁的材料、结构形式和其两端组合罐的海水压载舱相同。长圆筒结构单元内部的多组组合罐可以储存同一种类储液，也可以储存不同类种的储液。工艺舱的作用一是便于长圆筒结构单元内进出组合罐的管线、尤其是结构复杂的管线（如需要隔热的LNG管线）的安装和维护，二是对于储液舱内部气体设定压力较低的流程，便于必要时安装舱底泵，用于储液外卸或压载海水卸载。工艺舱设置在组合罐中部仅适用于储存LNG的竹节型组合罐；此时，LNG储罐被工艺舱从中点一分为二。对于进出管线少而简单的混凝土组合罐，且所采用的流程无须安装舱底泵，也可不设工艺舱。

本发明的等质量流率置换流程系统实现了压载海水与LNG或LPG等质量流率置换，保证了在储液装载和卸载作业的过程中，基地的操作重量不变、重心在基地平面投影位置也不变。而且，本流程的进排气系统的天然气取自生产流程再返回生产流程，闭式循环、零排放、安全环保。

本发明的双潜体浮式多功能海上基地具有优良的水动力特性。而且，本发明的多功能海上基地的结构简单、抗腐蚀性能好、寿命长，安全环保、投资和操作维护费用低，适用水深范围宽；可用于各种油气田，尤其是边际油气田的开发；可迁移至其它油气田以便重复使用。

附图说明

下面结合附图对本发明作进一步的描述。

图1是常温液态产品如原油、液烃和甲醇的储运流程图；

图2是常温LPG和超低温LNG的储运流程图；

图3是图1的A-A和B-B、图2的B-B和图5的B-B的局部剖面放大图；

图4是图2的C-C局部剖面放大图（用于LPG储罐）；

图5是双潜体浮式海上基地外置底部固定压载舱图；

图6是图5的D-D局部剖面放大图（用于LNG储罐）；

图7是双潜体浮式海上基地主结构的正视图；

图8是图7的B-B剖视图；

图9是图7的C-C剖视图；

图10是图7的A向视图；

图11是图9的E-E剖面放大图；

图12是图8的D-D局部剖面放大图；

图13是竹排坐底固定式海上基地主结构正视图；

图14是图13的A向视图；

图15是海上浮式结构（浮体）和悬挂式固定压载舱连接示意图；

图16是图15的A-A剖视图。

图中:

1.海水压载泵；2.海水卸载泵；3.自动开关连通阀；4.储液装载泵；5.储液卸载（外输泵）；6.组合式储液罐；7.海水压载舱；8.储液舱；9.固定压载物；10.LNG（LPG）海水压载舱天然气排出阀；11.LNG（LPG）海水压载舱天然气注入阀；12.LNG（LPG）储罐天然气排出阀；13.LNG（LPG）储罐天然气注入阀；14.LNG（LPG）装载泵；15.LNG（LPG）卸载（外输泵）；16.LNG储罐；17.LPG储罐；18.混凝土舱（罐）壁；19.LPG储罐钢罐壁；20.LNG储罐外钢筒壁；21.LNG储罐隔热围护层；22.LNG储罐内钢筒壁；23.外置固定压载舱底板；24.外置固定压载舱立壁板；25.外置固定压载舱径向连接板；26.长圆筒结构单元；27.水平连接杆；28.艏艉水平阻尼板；29.工艺舱；30.立柱；30-1.主立柱；30-2.工艺立柱；30-3.支撑立柱；31.基地上部结构；32.坐底固定基地底部结构横向框架；33.水下入泥抗滑构件；34.外置固定压载舱；35.悬挂式固定压载舱；36.悬挂式固定压载舱舱体容器；37.悬索；38.浮式结构（浮体）的主结构；39.固定压载舱舱内垂直分隔；40-1.双潜体浮式基地悬挂式固定压载舱横向连接板；40-2.双潜体浮式基地悬挂式固定压载舱横向连杆；41.悬挂式固定压载舱舱体容器压载物灌入口或海水、空气排出口。

具体实施方式

本发明多功能基地共包括三大部分：

第一部分，两种压载海水和储液等质量流率置换流程系统，分别适用于常温常压液体和LNG（LPG）（它们均简称“储液”）储运作业。两种流程均包括：一组或多组卧式圆筒形组合式储液罐（以下简称组合罐）；泵、管路、阀门和控制系统；辅助支持系统，和基地的其它公用设施形成一体。储运系统和组合罐配套，保证了在储液装载和卸载作业的过程中，基地的操作重量不变、重心在基地平面投影位置也不变。

第二部分，基地的下部结构及定位或固定系统。下部结构由主体为长圆筒结构单元26等部件构成的底部结构和立柱30，以及需要时配置的固定压载舱34或35和压载物9共同组成。其中，浮式基地为双潜体底部结构，坐底固定式基地为竹排式底部结构。长圆筒结构单元26由多组组合罐6首尾串接构成。定位系统用于浮式基地，包括多点或单点系泊及辅助的动力定位系统。固定系统用于坐底固定式基地，包括桩、抗滑裙板或吸力锚33（统称“入泥抗滑构件”）。

第三部分，上部设施和结构31，其中浮式基地的上部结构可以是全水密舱壁结构，也可以是部分水密舱壁结构。固定基地的上部结构为钢架结构或水密舱壁结构。钻井、石油天然气生产处理、LPG、LNG、GTL、CNG、GTW的生产装置、设备和外输装置均安装在上部结构上。

液体储运流程系统和压载海水与LNG或LPG等质量置换方法（参见图1和图2）

本发明常温液体产品，如原油、凝析油、GTL燃油、甲醇等的储运流程采用“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”和配套的组合罐6（参见图1）。有关该系统的原理、设备和控制等，可参见已申请的发明专利“液体水下储存、装载和外卸装置”（CN200810024564.3），不再赘述。流程中海水压载舱和储液舱密闭连通的惰性气体的压力应根据输送工艺计算的结果、组合罐结构强度的要求和系统安全风险评估的结果综合确定。当上述惰性气体压力足够大时，流程中的储液卸载（外输）泵5和海水卸载泵2可安装在基地的上部；反之，则需要安装在基地工艺立柱内部或长圆筒结构单元内部的工艺舱中，或采用潜没泵。由于流程中的组合罐是基地结构的最主要的组成部分，它是水下储存可燃液体、带有压缩气体的压力容器，其内部气体压力的大小、单个储液舱容积的大小、储液总舱容的大小的确定，均需要进行系统安全风险评估。

为了实现压载海水与LNG或LPG等质量置换，本发明的置换方法不同于“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”，而是采用“气压式压载海水和LNG（LPG）等质量流率自动置换流程系统”，和LNG、LPG专用的组合式储液罐6，用于在水下储存LNG或LPG（参见图2）。LNG（LPG）组合罐6的海水压载舱7和储液舱（LNG储罐16或LPG储罐17）顶部惰性气为压缩天然气，互不连通，天然气分别来自上部设施31的LNG或LPG生产流程的不同部位。LNG（LPG）装载或卸载时，压载海水以等质量流率同步卸载或压载，压载舱7和储液舱（16或17）内部上方天然气的补给和排出为两个相关和联动、但又互相独立的系统。LNG（LPG）组合式储液罐6的组成形式和上述储存常温液体的组合罐相似，但LPG和LNG储罐（17和16）的罐壁结构（分别参见图4和图6）与普通储液舱舱壁结构完全不同，且二者之间也不同（参见图2、4和6）；同时，LNG和LPG流程中储罐（17和16）内上部天然气的压力同样也不同。

压载海水和LNG等质量置换的储运流程

众所周知，LNG的输送方式有两种：压力输送和泵输送。本流程采用两种方式的结合的方法将储罐内LNG向外输出：将基地上部天然气处理和液化冷却生产流程中的压缩天然气（净化低温干气），经阀门13引入LNG储罐16的顶部，依靠储罐16内部的气体压力能，克服LNG流经管道的流阻和高程差，将LNG从储罐16底部压至LNG外输泵15的进口，最终由外输泵15外输（卸载）（参见图2）。外输的过程中，储罐16内的LNG处于过冷状态，即，温度-162℃、表压压力高于大气压（可达数个大气压，具体值根据输送工艺计算结果并进行安全风险评估后确定，应大于克服管道摩阻与储罐16底部至泵15入口的高程差所需的压力之和）。引入的天然气的温度和压力均高于储罐16内LNG的温度和压力，气体入罐后温度自动冷却降至-162℃（所需冷量由罐内少量LNG气化获得）、流入气体的容积相应缩小、压力则降至与储罐内部压力相等；稳定而连续的压缩天然气由阀门13进入，保证了LNG外输所需的压力能。由于储罐16内部压力高于大气压，基地上部生产的LNG必须通过装载泵14灌入储罐16储存（装载）。LNG在装载的过程中，储罐16内天然气气体在LNG入罐储存的同时相应地由阀门12排出，返回到基地上部天然气处理和液化的生产流程，所述气体返回的能量来自装载泵14。在LNG装载或卸载的过程中，压载海水通过海水卸载泵2和压载泵1相应地以等质量流率自动同步卸载或压载。在海水卸载泵2卸载的过程中，将基地上部经初步处理的进料压缩天然气经阀门11引入海水压载舱7的顶部，保持海水压载舱7内的压力达设定的压力范围，以保证海水压载舱舱底至海水卸载泵吸入口之间的高程和摩阻所需的压头，其能量来自上部生产流程。海水压载泵1在压载的过程中，海水压载舱7上部的天然气从顶部经阀门10排出，含有微量水的天然气气体返回到基地上部天然气处理的原料气流程，所述气体返回的能量来自海水压载泵1。为了确保LNG和压载海水实现等质量流率置换，确保储罐16内和海水压载舱7内天然气相应自动注入－排出或排出－注入，LNG装载泵14-海水卸载泵2，LNG卸载泵15-海水压载泵1，以及储罐16和海水压载舱7的顶部进排气自动控制阀门10、11、12和13，均实施联动；泵均采用按比例的自动体积流率控制系统，如无级调速系统或回流控制系统，按照LNG和压载海水的体积流率与二者的重度成反比实现质量流率相等。除上述LNG储运主流程外，还有一些辅助流程和系统，如吹扫置换系统、紧急关断和气控系统、仪控系统、安全系统和取样系统，等等，它们都是常规流程和系统，不再赘述。

上述流程中LNG储罐16内部天然气气体的压力和海水压载舱7内天然气的压力均应分别根据输送工艺计算的结果、组合罐结构强度的要求和系统安全风险评估的结果综合确定。LNG储罐16为钢制罐，只要系统安全风险评估的结果容许，它可以承受较高的内压，LNG外输泵15因此可以安装在基地的上部，系统和设备的安装、建造和操作、维护、修理均十分方便；反之，该泵则需要安装在基地立柱内部或长圆筒结构单元内部的工艺舱中。海水压载舱7为钢筋混凝土罐，不宜于承受内压；如果海水卸载泵因吸入口压头不足而无法安装在基地上部，则需要安装在基地立柱内部或长圆筒结构单元内部的工艺舱中，或采用潜没泵。

本发明采用上述流程保证了LNG装载和卸载的过程中，基地的操作重量不变、基地的重心在水平面的投影位置不变这一基本要求；同时，本流程进排气系统的天然气取自生产流程再返回生产流程，闭式循环、零排放、安全环保。

压载海水和LPG等质量置换的储运流程（参见图2）

液化石油气（LPG）常温下的饱和压力为16～20bar，本发明采用带压常温储存LPG。本发明亦采用压力输送和泵输送相结合的方式，从储罐17向外输送LPG。LPG储运流程与LNG流程大同小异，相同之处不再赘述；不同之处在于：LPG流程采用常温设备和系统，无须适应-162℃的低温，无须采用低温泵，储罐无须采用隔热措施，但储罐的工作压力（大于等于20bar）高于LNG储罐。

组合式储液罐（参见图1、图2和图5）

如前所述，本发明储存常温和低温液体的组合罐6的基本结构形式相同，均包含海水压载舱、储液舱和必要时的固定压载舱；二者最大的区别在于储液舱的结构完全不同，而海水压载舱的结构则相同，均为钢筋混凝土罐。本发明组合罐均为卧式，包括两种基本结构形式：1）“罐中罐”型，它的储液舱（8或罐16或17）和海水压载舱7均为卧式圆筒形容器，储液舱（罐）位于海水压载舱内部的中心或下方（参见图1、图2和图5）、二者水平中心轴线重合或平行，两舱之间可根据需要设置径向支撑结构（图中没有示明）。2）组合罐采用申请人已申请的PCT发明专利“液体储存、装卸运装置及以其为基础的海上钻井和生产设施”（国际申请号PCT/CN2009/000320）所述的“单根卧式多节竹筒式单组储液单元”，其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，类似一根3节的竹管：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。

本发明基地的组合罐6在多数情况下需要设置固定压载物9。如果不设置专用固定压载舱，固定压载物9可采用如下方法设置：罐中罐型组合罐的固定压载物9可以置于海水压载舱7的内底部。需要注意的是，必须保证压载海水在海水压载舱7的底部是连通的。为此，每隔适当间距须在固定压载物9上或海水压载舱7底部内壁预留连通槽（图1和图2没有示明）。竹节型组合罐的固定压载物9可直接设置在储液舱和海水压载舱的底部。对于采用竹排式底部结构的坐底固定式基地，固定压载物9也可以直接加在底部结构长圆筒结构单元（组合罐）的顶部，或在竹排结构的底部设置专门的固定压载舱。对于浮式基地，如果设置专用固定压载舱，可采用如图5所示的底部外置固定压载舱，还可采用如图7所示的悬挂式固定压载舱35。本发明两种基地的固定压载（舱）属于基地的下部结构的一个组成部分，应作为基地总体设计的一个重要的方面统一考虑，因此将在后面分别详细讨论。

储存常温常压液体（如原油）的储罐（储液舱）

储液舱顶部密闭惰性气体可通过管路与海水压载舱顶部连通，优选采用自动开关阀安装在连通管路上。储存常温常压液体（如原油）的储罐（储液舱）8采用混凝土建造（参见图1）；也可采用钢材建造，但需要加设更多的固定压载，要注意水下防海水腐蚀。

LNG储罐（参见图2）

如前所述，LNG专用组合罐的关键是储液舱为储存-162℃低温液体、带有一定内压力、具有隔热系统的特殊储罐。例如，本发明LNG储罐16可以采用和LNG槽车基本相似的结构和围护系统：内钢筒22为两端带中拱封头（如椭圆形封头）卧式圆筒形钢制内压压力容器，材料为耐低温且温度膨胀系数小的不锈钢材料，如耐低温的奥氏体不锈钢0Cr18Ni9；外钢筒20为两端带中拱封头（如椭圆形封头）卧式圆筒形钢制压力容器，材料为低合金钢板，如16MnR；内外筒水平中心轴线重合，内外筒之间的支承采用耐低温且隔热性能较好的环氧玻璃钢与Cr18Ni9钢板组合结构（图2和图4没有示明），或其它性能相似的材料和结构形式；内外钢筒（22和20）之间填充隔热技术所需的材料20（参见图4），如注氮气正压珠光砂。本发明可以根据需要，在LNG储罐16的外钢筒20外侧紧紧包覆钢筋混凝土保护筒18（参见图4），其目的一是防止海水对于外钢筒的腐蚀，二是增加固定压载所需的配重。

LPG储罐（参见图2）

如前所述，LPG专用组合罐的储液舱为储存内部压力大于等于20bar的常温液体储罐，属常温内压容器。例如，本发明LPG储罐17内钢筒19（参见图4）为两端带中拱封头（如椭圆形封头）卧式圆筒形钢制内压压力容器，材料为低合金钢板，如16MnR，储罐17的外侧紧紧包覆钢筋混凝土保护筒18（参见图4）。

多功能基地的下部结构及其定位或固定系统

如前所述，本发明包括两种多功能基地。第一种浮式基地，借鉴小水线面双体船和深吃水半潜式平台的优点，它的结构基础是以两个完全相同的、水平平行的、具有一定间距的潜浮体（长圆筒结构单元26）为主要构件的底部结构，长圆筒结构单元26的内部或外部可根据需要，带有不同形式的固定压载舱和固定压载物，采用多点或单点定位系统将浮体系泊在海床上，称之为“双潜体浮式海上基地（TWINSUB OFFSHORE BASE-TSOB）”。由于水动力特性好，本浮式基地可用于深水和海况条件恶劣的海域。第二种坐底固定式基地，借鉴上述PCT国际申请（PCT/CN2009/000320）所述的卧式竹排组合罐，它的底部结构由多个长圆筒结构单元26水平紧密排列，通过横向框架结构32连接形成一个“竹排”；采用和借鉴了申请人已申请的中国发明专利“带海床储罐的坐底固定式平台”（申请号CN200810024563.9）的相关技术，通过调配固定压载使得固定基地的操作重量等于或稍大于排水量所产生的浮力，从而可不依靠基地的重力而依靠固定系统―水下入泥抗滑固定构件将基地固定在海床上。坐底固定式基地用于浅水和海况条件好的海域，亦可称之为“竹排坐底固定式海上基地（BAMBOORAFT-GROUNDED BASE-BRGB）”。

长圆筒结构单元

浮式和固定式基地的底部结构的主体均是长圆筒结构单元26，其外观为一根卧式连续的长圆筒，它由多个所述的组合罐6串接而成，相邻两个组合罐之间、或某一个组合罐的中部可根据需要设置工艺舱29（参见图12）；组合罐可采用上述两种基本结构形式中的某一种或两种同时采用。长圆筒结构单元内部的多组组合罐6可以储存同一种类储液，也可以储存不同类种的储液。工艺舱29的作用一是便于长圆筒结构单元26内进出组合罐的管线、尤其是结构复杂的管线（如需要隔热的LNG管线）的安装和维护，二是对于储液舱内部气体设定压力较低的流程，便于必要时安装舱底泵，用于储液外卸或压载海水卸载。工艺舱29设置在组合罐中部仅适用于储存LNG的竹节型组合罐；此时，LNG储罐被工艺舱从中点一分为二。对于管线少而简单的混凝土组合罐，且所采用的流程无须安装舱底泵，也可不设工艺舱。

浮式基地的下部结构及定位系统（参见图7～11）

浮式基地下部结构由底部结构和立柱组成，底部结构包括带有和不带有悬挂式固定压载舱的两种形式。

底部结构包括：1）主体，即前述的两根完全相同的、水平平行的、有足够间距的长圆筒结构单元26（潜浮体）；2）连接两个潜浮体，使之成为一个整体的是水平连接杆27、艏部水平阻尼板和艉部水平阻尼板28（参见图8和图10）。艏、艉水平阻尼板28分别位于两根长圆筒结构单元26的艏艉两端部，如图10所示，它的形式有单层板和双层板28两种（图中单层板和水平连接杆27重合）。双层板可进一步增加连体水附加质量。单层阻尼板和水平连接杆27位于两长圆筒结构单元26（潜浮体）中心轴线所在的平面，双层阻尼板28分别位于两长圆筒结构单元26（潜浮体）外壁的顶部和底部。艏艉水平阻尼板应具有足够的水平面积，以利在浮体运动时产生足够的阻尼和连体水附加质量。艏艉水平阻尼板对于改善浮式基地垂荡和纵摇运动性能具有十分重要的意义。水平连接杆27作为和基地两舷立柱配套的结构构件，它的直径在保证强度的前提下，应尽可能小；它的数量由浮式基地的结构分析来确定。虽然存在艏艉水平阻尼板和水平连接杆27，但是，两根长圆筒结构单元26之间水体的绝大部分仍然是上下通透的，这是改善本发明浮式基地水动力特性的一个重要关键点。两根长圆筒结构单元26的间距和艏艉水平阻尼板的面积，由浮式基地的水动力分析的结果和水池模型试验来确定。此外，类似船形FPSO，在每个长圆筒结构单元26（潜浮体）两下角的径向45°方向还可以安装舭龙骨（图10没有示明），以增加阻尼。依靠定位系统，浮式基地被系泊在海床上（图7和10没有示明），浮式基地的两个潜浮体26的顶部位于波浪影响非常小的水深处；例如，在南中国海，这一深度约为30～40米。底部结构的固定压载物9应根据基地的浮性、浮态和稳性计算的结果来决定是否需要和如何设置。如前所述，本发明浮式基地固定压载物9可以直接置于海水压载舱7的底部，也可以置于外置底部固定压载舱34或悬挂式固定压载舱35内。

下部结构的立柱30是连接长圆筒结构单元26和基地上部设施结构的重要构件，浮式基地的立柱共两排，每排的结构形式和布局相同（参见图7和图8）。立柱的结构形式为圆筒（管），材料为混凝土或钢材，水线面附近的立柱可采用双层圆筒。立柱包括：1）主立柱30-1，直径最大，具有三项功能：为结构提供支撑；工艺竖井功能，即圆筒内部空间可安装各种管线、缆线、小型设备如泵等；为浮体提供足够的水线面面积。每个浮式基地共4根主立柱。2）工艺立柱30-2，在保证功能的前提下直径应尽可能小，兼具结构支撑和工艺竖井两项功能。3）支撑立柱30-3，直径最小，仅具有结构支撑的功能。立柱30的总水线面面积大，浮式基地的垂荡刚度和可变载荷就大；同时，水线面面积对于浮体的耐波性和稳性均有很大的影响。为了既保证浮式基地对于可变载荷和稳性的要求，又降低由此对耐波性所产生的负面影响，在保证浮式基地的垂荡刚度和可变载荷的前提下，立柱30的总水线面面积应尽可能地小，4根主立柱30-1的水线面面积应该占总水线面面积的绝大部分，并尽最大可能加大它们的间距：将它们安装在长圆筒结构单元26的艏艉两端，即位于基础结构的四角（参见图7和图8）。工艺立柱30-2位于长圆筒结构单元内有管线接出的两个组合罐7的连接部位，或工艺舱29中间部位。支撑立柱30-3根据基地结构受力和计算分析结果的需要设立。如前所述，连接双潜浮体（长圆筒结构单元26）的水平连接杆27应和立柱相配套，使得经过两立柱30的基地垂直横剖面形成一个矩形框架结构，框架的上部为基地上部结构31、两边为立柱30、两下角为圆筒（长圆筒结构单元26）、底部为水平连接杆27（参见图10）。水平连接杆27是上述框架结构的重要构件；如果没有水平连接杆27这一构件，在载荷的作用下，立柱30和上部结构31的连接部位将产生非常大的弯矩。

浮式基地的固定压载（舱）

浮式装置设置固定压载舱、获得压载配重的目的是：第一，平衡浮体多余的浮力，第二，降低浮体重心的位置。位于浮体主结构下方的固定压载舱可以作为主结构的一部分，也可以和浮体主结构分离、垂直下移，以利进一步降低浮体重心的位置。从降低浮体重心的角度，后者显然优于前者。

如前所述，本发明浮式基地的固定压载舱应和下部结构统一设计，并考虑两长圆筒结构单元26（潜浮体）的特点。本发明浮式基地固定压载物的重量沿长圆筒结构单元26的长度方向的分布可以是不均匀的，目的是尽最大的努力减少浮体沿长度方向（纵向）的浮力分布和重量分布的差异，以便降低由此产生的静水总纵弯矩。同时，固定压载物的重量沿浮体宽度方向（横向）必须对称。

本发明浮式基地的固定压载舱包括外置底部固定压载舱34和悬挂式固定压载舱35。

外置底部固定压载舱34：在长圆筒结构单元26的外底部两侧对称设置L形开口式固定压载舱9（参见图5），其底板23和长圆筒结构单元26外底齐平或在其下方、单边宽度等于或略大于长圆筒结构单元26的外半径、立壁板24垂直或略向外倾斜、板宽应根据所需压载物9堆积的高度确定，以利海上安装时加固定压载物，固定压载舱依靠沿长度方向适当距离均布的径向连接板25，连接固定在长圆筒结构单元26上。

悬挂式固定压载舱35（参见图7、9～11、15、16），它和主结构是分离的。目前，和浮体主结构分离的压载舱与主结构均是刚性连接，其连接固定的方法有两种：一是建造阶段即固定，二是海上安装阶段滑移固定，均给建造或海上安装带来不便，并且压载舱和主结构的距离也将受到限制。本发明采用悬挂式固定压载舱35，包括：（1）压载舱舱体36，它可以是无顶顶板的容器结构（顶部敞开的容器），顶部敞开可十分方便地在海上向舱体36内加入固定压载9，如图11所示，舱内可以设置一些垂直分隔39，如图9所示，目的是保证舱内压载物9的稳定；舱体36也可以是封闭容器，如图15和16所示，但应带有压载物加入口和排水排气口，以便在海上能够将固定压载9加进舱体容器36内部。舱体容器36可采用混凝土或钢材建造。（2）悬索37将固定压载舱舱体36悬挂在浮体主结构38的底部，悬索37可采用钢链、钢丝绳或高强度的聚合物绳索（POLYESTER ROPE）。根据主体结构38形式的不同，固定压载舱舱体36的水平投影可以是矩形、环形或圆形，但必须和浮体的结构形式相适应。固定压载舱舱体36和浮体主结构38可以一体建造、临时固定和拖航，也可以分别建造和拖航。浮体主结构38在海上初步安装就位后，连接悬挂绳索37、悬挂固定压载舱舱体36，最后向固定压载舱加灌固定压载物9，完成安装。申请人发明的“带水下储罐的浮式平台”（申请号CN200810024562.4），可采用前一建造安装方法（参见图15、16），本发明浮式基地则采用后一建造安装方法（参见图7、9～11）。本发明采用悬挂式固定压载舱最大的优点是，固定压载舱舱体36和主结构38之间的距离可根据需要随意确定，尤其适用于各种需要确保重心低于浮心的深水浮式结构，只要设计得当，可适用于任何一种海上浮式平台。本发明浮式基地的悬挂式固定压载舱35采用两个完全相同的长条形无盖的盒体（舱体容器36），它的横剖面如图11所示，盒体内部每隔一定的纵向距离安装横向垂直隔板39（参见图9）；二盒体36的横向中心距和两个长圆筒结构单元26的横向中心距相同，两盒体底部每隔一定的纵向距离安装横向连接杆（板）40，使之成为一个整体，如图9所示。本发明浮式基地的舱体36还可以采用两端封闭的圆管（如图15、16所示）、异型（如矩形）管，取代长条形无盖的盒体，但需要加设压载物加入口和排水排气口41。本发明浮式基地可根据需要，采用纵向连续的悬挂式固定压载舱35，或纵向不连续的悬挂式固定压载舱35（如图9所示，仅在浮式基地的艏底部和艉底部悬挂固定压载）。无论哪种形式，均应根据降低静水总纵弯矩的要求，确定固定压载物9的重量沿长圆筒结构单元26的分布。当悬挂式固定压载舱35安装在浮式基地艏底部或艉底部时，应采用具有一定面积的连接板取代连接杆40，它同样可作为阻尼板，改善浮体的水动力性能（参见图9）。压载舱体36和连接杆（板）40可采用混凝土或钢材建造。

浮式基地的总体性能

本发明浮式多功能基地兼具小水线面双体船和深吃水半潜式装置的特点，具有双潜体、小水线面、深吃水、浮心可根据需要，低于或高于重心。

浮性、浮态和稳性

本发明浮式基地的操作重量的绝大部分由底部结构的排水量提供支承，其余小部分由立柱的排水量提供支承；基地在静水中为正浮态。

本发明不带有悬挂式固定压载舱的浮式基地的重心通常高于浮心，稳性依靠立柱30的水线面面积所形成惯性矩。虽然本发明立柱30的水线面面积的值应尽可能地小，但由于立柱30间的距离比较大，本发明浮式基地的纵摇和横摇两个自由度的惯性矩都还是比较大。同时，本发明浮式基地应尽可能减小浮心至重心的距离，以利增大GM值，提高稳性，增大恢复力矩。

本发明带有悬挂式固定压载舱的浮式基地的浮心可以高于也可以不高于重心；高于重心时，稳性既依靠立柱30的水线面面积所形成惯性矩，也依靠不倒翁效应。

为了确保浮式基地的破舱稳性，本发明采取了三个措施。第一，立柱30在水线面附近可采用双层壁或加厚加强。第二，双潜体长圆筒结构单元26是对称的，如果某一个组合罐6的海水压载舱破舱，可相应调整其它舱的压载海水，以保证稳性和浮态。第三，基地上部结构31的下部采用全水密舱结构或对称的部分水密舱结构，作为确保破舱稳性的最后一道防线。

耐波性

计算机水动力分析的结果表明，本发明浮式基地在恶劣海况条件下6个自由度，尤其是垂荡、横摇和纵摇的运动性能良好。这是因为本发明浮体的总体构形决定的：本发明基础结构的吃水深；立柱30虽然穿过波浪作用影响较大的水深，但立柱30的数量有限，总水线面面积较小，立面的尺度较小，截面积最大的主立柱30-1位于潜浮体26艏艉两端，间距很大；大尺度的底部结构位于波浪作用影响很小的水深，底部结构的两个潜浮体26之间除艏、艉阻尼板28和水平连接板27之外，其余部分是上下通透的，这一点十分重要。上述总体构形使得：浮体所受到的波浪力比较小；阻尼，特别是垂荡阻尼和纵摇阻尼矩均比较大；连体水的附加质量大。本发明浮式基地的固有周期均大于20秒，远离波浪有效波高所对应的周期（通常12～16秒）。如前所述，本发明浮式基地兼具小水线面双体船和深吃水半潜式平台的特点，浮体的底部结构的长度至少是宽度的3～4倍，它稳性所需的纵向复原力、以及垂荡和纵摇的运动性能均应特别重视，本发明浮体的总体构形对此均予以了特别的考虑。以上设计措施既大大降低了浮体所受到的环境载荷，又压制了浮体的运动、避免和降低了谐振，使得本发明浮式基地的耐波性优于任何一种现有的浮式平台。

浮式基地带有悬挂式固定压载舱35后，它的阻尼和连体水的附加质量均有所增加，有利于进一步改善浮式基地的水动力特性。

定位系统

根据环境条件和设施的功能要求，将浮式基地系泊在海床上的定位系统可分别采用：多点系泊或单点系泊装置，并可辅以动力定位系统。多点系泊的形式和半潜式平台的系泊形式相同，系泊腿的导缆孔位于基地四角的主立柱上（水线面附近），系泊腿可采用垂悬线、张紧索（TUAT MOORING LEG）或半张紧索（SEMI-TUAT MOORINGLEG）之中的任一种形式。由于本发明浮式基地的水动力优异，即使在恶劣的海况条件下，采用多点系泊，也能满足FPDSO、FLNG和FONG、以及采用干式井口的设计条件。穿梭油轮或LNG/LPG运输船可旁靠在多点系泊的浮式基地的舷侧实现储液的外输。单点系泊装置位于基地的艏部，可采用内转塔单点装置或外转塔单点装置，系泊腿同样可采用垂悬线、张紧索和半张紧索之中的任一种形式。采用具有风标效应的单点系泊，浮式基地的运动性能将更好，将更适合FGTL的设计条件，更有利于液体的外输作业；但由于单点的转塔的限制，安装钻井设备目前尚比较困难。穿梭油轮或LNG/LPG运输船可采用旁靠或串靠的方式与单点系泊的浮式基地连接，实现储液的外输。

坐底固定式基地的下部结构及固定系统（参见图13和图14）

坐底固定式基地的下部结构的底部结构包括：多根水平紧密排列的长圆筒结构单元26、将多根长圆筒结构单元连接而形成一个整体结构的横向框架32，形成竹排形结构。对于具有钻井功能的基地，底部结构和上方井口区相对应的部位设有上下贯通的矩形月池。如前所述，坐底固定式基地所需的固定压载可采用将压载物加在组合罐内的底部、或竹排结构的顶部，或加在竹排结构的底部专门设置固定压载舱内。通过调配固定压载，以实现基地操作重量等于或稍大于基地排水量所产生的浮力。

下部结构的立柱可以根据需要采用多排多根。立柱包括：1）主立柱30-1，直径最大，共4根、位于固定基地的四角，具有三项功能：为结构提供支撑；工艺竖井功能，即圆筒内部空间可安装各种管线、缆线、小型设备如泵等；为固定基地在湿拖时提供足够的水线面面积，以保证拖航的稳性。2）工艺立柱30-2，在保证功能的前提下直径应尽可能小，兼具结构支撑和工艺竖井两项功能。3）支撑立柱30-3，直径最小，仅具有结构支撑的功能。立柱的根部必须坐落在横向框架32上，在保证功能和结构要求的前提下，立柱30-2或30-3的水线面面积应尽可能地小，数量应尽可能地少，以减小波浪和海流和载荷。

如前所述，本发明坐底固定式基地不依靠重力而依靠固定系统―水下入泥抗滑固定构件33，使基地坐落和固定在海床上。所述入泥抗滑固定构件包括桩、吸力锚、抗滑裙板。需要注意的是，如果个别安装在横向框架32上的立柱30-2或30-3根部的内力过大，可以加设水下桩穿过底部结构打入海床，再将立柱安装在水下桩上，以免除立柱作用于底部结构的力。穿梭油轮或LNG/LPG运输船可采用旁靠的方式与固定式基地连接，实现储液的外输。

上部结构

本发明海上基地上部结构31可以采用沿基地长度方向连续的、单层或多层甲板结构，也可以采用多个不连续的单层或多层模块结构，相邻模块间有通道连接。就海上安装的灵活性和生产操作的安全性而言，后者优于前者。如前所述，浮式基地上部结构31的下部采用全水密舱结构或部分水密舱结构。部分水密舱结构应位于浮式基地的艏艉两端，横向左右对称。无论何种形式，水密舱的设置均应能满足浮式基地破舱稳性的要求。在进行基地总体设计时，对于基地上部结构和设施操作重量的分布，对于基础结构浮力和湿重的分布，均应予以特别的注意，尽最大的可能减小浮力分布和操作重量分布的差异，尤其是浮式基地。由于本发明浮式基地水线面面积较小，沿长度方向分布的基地总纵弯矩和剪力，主要取决于湿重和浮力的分布差异所产生的静水弯矩和剪力。固定基地的上部结构也可以采用钢架结构。

海上基地建造和海上安装

本发明基地的基础结构可用钢筋混凝土或钢材建造。除前述的LNG和LPG储罐（16和17）必须采用钢板制造，浮式基地底部结构的水平连接杆27如果拉应力过大，可能需要采用钢材建造，其余绝大部分的结构均推荐采用混凝土结构。前述PCT国际申请（PCT/CN2009/000320）对于采用混凝土结构的优点、所述混凝土结构包括的种类已作了详细的说明和比较，不再赘述。

本发明基地可采用多种方法，用现有成熟的技术和设施完成建造和海上安装。例如，混凝土基础结构可采用和混凝土重力平台建造方法相同的干湿两步建造法，在深度足够的土干坞建造底部结构，然后在遮蔽的深水场地完成后续的建造。钢制基础结构可利用干船坞建造。也可利用干坞实施干式一步法建造。上部结构和设施可采用浮托法完成海上安装；等等，不再赘述。

浮式基地的悬挂式固定压载舱舱体容器36和基础结构的主体分开建造，可采用干坞建造，但可能需要安装临时漂浮物，以便漂浮出坞，或者采用驳船进坞，将固定压载舱舱体36悬挂在船底出坞。采用漂浮拖航或水下拖航进行海上运输。舱体容器36材料可采用混凝土或钢材。悬挂式固定压载舱舱体容器36和基础结构的主体的海上连接的关键是，将水下悬挂式固定压载舱舱体容器36移位至基础结构的主体的下方，再将悬索37连接和固定在基础结构的主体上。

多功能海上基地的优点

本发明海上基地的最大的优点是，解决了海上天然气和伴生气利用，如LNG、GTL、CNG、GTW所需可储液的海上固定结构和浮式结构的难题；解决了海上可储液的浮式装置如FPSO难于钻井和安装干式井口的难题。

本发明坐底固定式和浮式海上基地均具有发明专利“带海床储罐的坐底固定式平台”和发明专利“带水下储罐的浮式平台”的主要优点：如，系统和结构简单、建造工艺简单、建造工期短、安全环保、投资和操作维护费用低、抗腐蚀性能好、结构物的寿命长、浮式基地水动力性能好等；适用范围广，既可用于浅水，也可用于深水；既可用于海上大型、生产寿命长的油气田的开发，又可用于小型、生产寿命短的油气田，尤其是边际油气田的开发，一个油气田开发结束后，基地可以迁移至其它油气田重复使用。

最重要的是，本发明海上基地具有上述两个专利所不具备的特点和优点：单层甲板面积通常远大于FPSO，可同时安装钻井、干式井口、石油天然气生产和处理、天然气和伴生气的液化、合成加工等多种设施和设备；解决了上述两个专利无法储存和外运LNG和LPG的问题。因此，本发明安装不同的设备设施后可形成下列浮式和坐底固定式石油天然气开发生产装置或其组合装置：

浮式钻井、生产储卸装置（FPDSO）

浮式原油和伴生天然气生产储卸装置（FONG）

浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）

浮式天然气合成液烃或甲醇生产储卸装置（FGTL）

坐底固定式原油和伴生天然气生产储卸装置（GONG）

坐底固定式液化天然气生产储卸装置（GLNG）

坐底固定式天然气合成液烃或甲醇生产储卸装置（GGTL）

工业实用性

应用实例1：浮式钻井、生产储卸装置（FPDSO）

本装置基础结构为混凝土结构，它的两个完全相同的长圆筒结构单元26，由多组储存原油的组合式储液罐6串接而成，每个组合罐的长度不大于50米，可采用罐中罐型或竹节型组合罐。在长圆筒结构单元26中部可设置储存钻井完井所需的钻井液、完井液等的组合式储液罐。两个长圆筒结构单元26水平中心轴线的距离通常不小于长圆筒外径的1～2倍。本装置用于深水水域时，长圆筒结构单元26的顶部水深不小于40米。两个长圆筒结构单元26和使二者成为一个整体的水平连接杆27和艏、艉水平阻尼板28，共同组成了底部结构（参见图8）。在底部结构的艏、艉水平阻尼板28下方各连接了一个悬挂式固定压载舱35（参见图7和图9），舱体36采用混凝土建造。连接底部结构和上部设施结构31的是立柱30，包括位于四角的主立柱30-1、中部的工艺立柱30-2和必要的支撑立柱30-3，其设置形式应根据水动力分析和结构分析的结果确定。和半潜式钻井船类似，本装置采用多点系泊，系泊导缆孔位于装置四角的主立柱30-1上（水线面附近）。

本装置采用悬挂式固定压载舱35对于降低装置的重心、增加系统的阻尼和连体水附加质量、改善装置的稳性和耐波性，对于减小装置静水弯矩的中垂、改善结构受力，均具有重要的作用。

本装载采用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，内部惰性气体压力低于组合罐外部海水静压力。下部结构的立柱30-1和30-2的圆筒内安装各种管线、缆线、海水压载泵1、海水卸载泵2和原油卸载泵5等。由于组合罐6内部惰性气体的压力虽然不高于外部海水的静压力，但高于组合罐底部至顶部的水柱压力头，可以保证卸载泵的吸入口所需的压头，海水卸载泵2和原油卸载泵5均可位于长圆筒结构单元26的上方，因此长圆筒结构单元26内无须设置工艺舱。

上部设施31的甲板结构采用艏艉两端和横向左右对称的部分水密舱结构。水密舱的设置应能满足浮式装置破舱稳性的要求。上部设施包括钻井设施、干式井口、油气生产设施、含油污水处理设施、公用设施和生活设施等，月池和钻机位于装置的中心部位。卸油采用穿梭油轮旁靠的方式。

根据长圆筒结构单元26的直径和长度大小，本装置储存原油10～15万方以上，可用于深水。

应用实例2：浮式原油和伴生天然气生产储卸装置（FONG）

本装置基础结构为混凝土结构，它的两个完全相同的长圆筒结构单元26，由多组储存原油、凝析油、LPG和LNG的组合式储液罐6串接而成，每个组合罐的长度不大于50米，采用罐中罐型组合罐，LNG的储罐16的端部设置工艺舱。两个长圆筒结构单元26水平中心轴线的距离、顶部水深、连接两个长圆筒结构单元26水平连接杆27和艏艉水平阻尼板28、连接底部结构和上部设施结构31的立柱30的设置形式等，和应用实例1相似，不再重复，不同的是采用外置底部固定压载舱34而非悬挂式固定压载舱35，工艺舱的上部必须相应配置工艺立柱30-2。

本装置的原油和凝析油的储运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，内部惰性气体压力低于组合罐外部海水静压力。LNG和LPG的储运采用气压式压载海水和LNG（LPG）等质量流率自动置换流程系统。LNG（LPG）卸载泵15的泵舱设置在工艺立柱30-2内部的水面以上的位置，装载泵14可设置在同一舱内或另行设置在上部设施的某一甲板上。上部设施31的甲板结构下部采用全水密舱结构，应能满足浮式装置破舱稳性的要求。上部设施31包括油气生产设施、油田伴生气处理设施、凝析油、LPG和LNG回收和生产装置、含油污水处理设施、公用设施和生活设施等。原油和凝析油卸油采用穿梭油轮艉部串靠的方式，LPG和LNG采用运输船旁靠的方式。

本装置采用位于艏部的外转塔单点系泊装置，并可辅以动力定位系统。

本装置水动力特性非常好，可用于北海、墨西哥湾和南中国海等海况恶劣的深水水域。

应用实例3：坐底固定式钻井和液化天然气生产储卸装置（GDLNG）

本装置的底部结构为竹排形结构，包括：多根水平紧密排列的长圆筒结构单元26、及将它们连接、形成一个整体结构的横向框架32。每根长圆筒结构单元26包含多个储存凝析油、LPG和LNG的组合式储液罐6，组合罐可采用罐中罐型或竹节型，两个组合罐之间、或LNG储罐16的中点设置工艺舱，卸载泵安装在工艺舱内。LNG的储运采用气压式压载海水和LNG等质量流率自动置换流程系统。

本装置的立柱30可以根据需要采用多排多根。立柱包括：1）主立柱30-1，直径最大，共4根、位于固定基地的四角，具有三项功能：为结构提供支撑；工艺竖井功能，即圆筒内部空间可安装各种管线、缆线、小型设备如泵等；为固定基地在湿拖时提供足够的水线面面积，以保证拖航的稳性。2）工艺立柱30-2，在保证功能的前提下直径应尽可能小，兼具结构支撑和工艺竖井两项功能。3）支撑立柱30-3，直径最小，仅具有结构支撑的功能。立柱的根部均坐落在横向框架32上。在保证功能和结构要求的前提下，立柱30-2或30-3的水线面面积应尽可能地小，数量应尽可能地少，以减小波浪和海流和载荷。本装置的操作重量等于或稍大于水下部分构筑物的浮力，依靠周边的抗滑裙板加水下桩33，使之坐落和固定在海床上。由于本装置包含钻井设备和干式井口，因此底部结构和甲板井口区相对应的部位设有上下贯通的矩形月池。甲板井口区位于装置下风向的端部。上部设施31除钻井和井口采油树外，主要包括天然气干燥和脱酸处理、压缩设施、液化设施、LNG外输设施、公用设施和生活设施等。本装置既可采用纵向旁靠、也可采用横向旁靠LNG运输船的方式外卸LNG。

本装置适用于海况条件较好的浅水海域的天然气田的开发。

Claims (18)

1.一种用于压载海水和储液的等质量流率置换流程系统，所述储液为液化天然气或液化石油气，所述等质量流率置换流程系统主要包括：包括海水压载舱和储液舱的组合罐、联动的海水压载泵－储液卸载泵、联动的海水卸载泵－储液装载泵、控制系统和相应的管路、阀门；在置换流程中，压载海水分别由海水压载泵送往海水压载舱，由海水卸载泵从海水压载舱排出；储液由储液装载泵送往储液舱，由储液卸载泵从储液舱外输，其特征在于，海水压载舱和储液舱顶部充置互不连通的压缩天然气，所述压缩天然气通过分别位于海水压载舱和储液舱顶部的自动控制注入阀和排出阀从基地上部设施的生产流程进行补给和排出，从而在海水和储液卸载时，通过自动控制注入阀和排出阀的联动和联动泵的比例调节使压载海水和储液以等质量流率自动同步卸载和压载。

2.如权利要求1所述的等质量流率置换流程系统，其中，在海水和储液卸载时，海水和储液卸载所需的能量既来自卸载泵，也来自上部生产流程连续提供的压缩天然气的压缩能；海水压载或储液装载时，经排出阀排出的压缩天然气依靠海水压载泵或储液装载泵所提供的能量返回基地上部生产流程。

3.一种多功能海上基地，其具有海上油气田钻井、生产、气体利用和储运功能，所述多功能海上基地由下部结构和上部结构组成，所述下部结构包括底部结构和多根立柱，所述底部结构和上部结构通过所述多根立柱连接成一体，在所述上部结构上安装有实现上述功能的生产设施，其中如权利要求1或2所述的用于压载海水和储液的等质量流率置换流程系统安装在所述上部结构上，以用于实现海上油气的储运功能，所述多根立柱中包括4根位于所述多功能海上基地四角的主立柱、多根工艺立柱和支撑立柱，其特征在于，所述底部结构包括多个长圆筒结构单元，所述长圆筒结构单元包括一组或多组具有海水压载舱和储液舱的卧式组合罐。

4.如权利要求3所述的多功能海上基地，其中，所述多功能海上基地为双潜浮体式海上基地，其底部结构的主体为两个完全相同的、水平平行的、且有足够间距的长圆筒结构单元，所述两个长圆筒结构单元通过位于其艏艉两端部的艏、艉水平阻尼板和位于所述水平阻尼板之间的多根水平连接杆连接成一双潜浮体，所述双潜浮体位于受波浪影响很小的水深处；所述长圆筒结构单元之间除所述阻尼板和多根水平连接杆外，其余部分均是上下通透的；水平连接杆在保证结构强度的条件下直径应尽可能地小。

5.如权利要求4所述的多功能海上基地，其中，所述艏、艉水平阻尼板为单层阻尼板，与水平连接杆位于长圆筒结构单元的纵向中心轴线所在的平面上。

6.如权利要求4所述的多功能海上基地，其中，所述艏、艉水平阻尼板为双层阻尼板，其分别位于长圆筒结构单元外壁的顶部和底部上。

7.如权利要求4-6中任一项所述的多功能海上基地，还包括连接在艏、艉水平阻尼板下方的悬挂式固定压载舱，所述悬挂式固定压载舱包括舱体容器和将固定压载舱舱体容器悬挂固定在浮体主结构底部的悬索。

8.如权利要求4-6中任一项所述的多功能海上基地，还包括外置底部固定压载舱，其为在长圆筒结构单元的外底部两侧对称设置L形开口式的，所述固定压载舱的底板和长圆筒结构单元外底齐平或在其下方、单边宽度等于或略大于长圆筒结构单元的外半径、立壁板垂直或略向外倾斜、板宽应根据所需压载物堆积的高度确定，以利于海上安装时加固定压载物，所述固定压载舱依靠沿长度方向适当距离均布的径向连接板连接固定在长圆筒结构单元上。

9.如权利要求3所述的多功能海上基地，其中，所述多功能海上基地为竹排坐底固定式海上基地，其底部结构由多个水平紧密排列的长圆筒结构单元通过横向框架连接成一竹排形整体结构，所述底部结构采用水下入泥抗滑固定构件将所述多功能海上基地坐落和固定在海床上，所述入泥抗滑固定构件包括桩、吸力锚和抗滑裙板。

10.如权利要求9所述的多功能海上基地，其中，竹排坐底固定式海上基地所需的固定压载采用将压载物加在组合罐内的底部或竹排结构的顶部、或加在竹排结构的底部专门设置的固定压载舱内。

11.如权利要求3-6和9-10中任一项所述的多功能海上基地，其中，所述长圆筒结构单元的卧式组合罐为罐中罐型组合罐，其储液舱和海水压载舱均为卧式圆筒形容器，储液舱位于海水压载舱内部的中心或下方，二者中心轴线重合或者水平平行，储液舱与海水压载舱之间根据需要设置径向支撑结构。

12.如权利要求3-6和9-10中任一项所述的多功能海上基地，所述长圆筒结构单元的卧式组合罐为单根卧式多节竹筒式单组储液单元，其外观为一根卧式长筒，两端为拱形封头或平板封头，中间由两个封头分隔，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连通，形成实质上的一个海水压载舱。

13.如权利要求3-6和9-10中任一项所述的多功能海上基地，其中，所述长圆筒结构单元的储液舱用于存储液化天然气或液化石油气，海水压载舱和储液舱顶部充置互不连通的压缩天然气，所述压缩天然气通过分别位于海水压载舱和储液舱顶部的自动控制注入阀和排出阀从基地上部设施的生产流程进行补给和排出，从而在海水和储液卸载时，通过自动控制注入阀和排出阀的联动和联动泵的比例调节使压载海水和储液以等质量流率自动同步卸载和压载，而且安装在上部结构上的生产设施还需满足天然气合成液烃或甲醇、液化天然气的生产要求。

14.如权利要求3-6和9-10中任一项所述的多功能海上基地，其中在基地立柱内部或长圆筒结构单元内部还增设工艺舱，以便于安装和维护管线和/或舱底泵。

15.如权利要求4-6中任一项所述的多功能海上基地，其中所述立柱为两排，结构形式和布局完全相同，在保证浮式海上基地对于可变载荷和稳性的要求的前提下，立柱的总水线面面积应尽可能地小；三种立柱中，主立柱的直径最大，在保证竖井立柱内部管线和设施安装要求和强度要求、支撑立柱的强度要求的条件下，它们的直径均应尽可能地小。

16.如权利要求9-10中任一项所述的多功能海上基地，其中所述立柱至少为两排，在保证施工期间和重复使用移位期间竹排坐底固定式海上基地湿拖稳性的条件下，立柱的总水线面面积应尽可能地小；三种立柱中，主立柱的直径最大，在保证竖井立柱内部管线和设施安装要求和强度要求、支撑立柱的强度要求的条件下，它们的直径均应尽可能地小。

17.如权利要求4-6中任一项所述的多功能海上基地，还包括多点系泊的定位系统，将双潜浮体形式的多功能海上基地系泊于海床上，所述定位系统的系泊腿采用垂悬线、张紧索和半张紧索之中的任一种形式，系泊腿的导缆孔位于主立柱水面线附近。

18.如权利要求4-6中任一项所述的多功能海上基地，还包括单点系泊的定位系统，将双潜浮体形式的多功能海上基地系泊于海床上，所述单点系泊系统位于多功能海上基地的艏部，采用内转塔单点装载或外转塔单点装置，其系泊腿能够采用垂悬线、张紧索和半张紧索之中的任一种形式。

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