A. 海上石油鑽井平台有哪些工種，投產後怎麼運營情盡量說的詳細些
那可是太多了！ 基本上有甲方的相關人員，監督，HSE監督， 鑽井的所有工種，像平台經理，HSE，大班，司鑽，助理司鑽，機房的司機，鑽台的內外鉗工，架工等等； 錄井的數據工程師，logger等；泥漿的工程師；固井的工程師及相關人員；測井的操作員、井口等相關人員； 還包括平台的日常維護人員，後勤保障人員，物資裝卸人員，如果有採油的話，還包括採油的相關人員，等等。
B. 海上石油是如何開採的
海上油氣開發 海上油氣開發與陸地上的沒有很大的不同,只是建造採油平台的工程耗資要大得多,因而對油氣田范圍的評價工作要更加慎重.要進行風險分析,准確選定平台位置和建設規模.避免由於對地下油藏認識不清或推斷錯誤,造成損失.60年代開始,海上石油開發有了極大的發展.海上油田的採油量已達到世界總採油量的20％左右.形成了整套的海上開采和集輸的專用設備和技術.平台的建設已經可以抗風、浪、冰流及地震等各種災害,油、氣田開採的水深已經超過200米.
當今世界上還有不少地區尚未勘探或充分勘探,深部地層及海洋深水部分的油氣勘探剛剛開始不久,還會發現更多的油氣藏,已開發的油氣藏中應用提高石油採收率技術可以開采出的原油數量也是相當大的；這些都預示著油、氣開採的科學技術將會有更大的發展.
石油是深埋在地下的流體礦物.最初人們把自然界產生的油狀液體礦物稱石油,把可燃氣體稱天然氣,把固態可燃油質礦物稱瀝青.隨著對這些礦物研究的深入,認識到它們在組成上均屬烴類化合物,在成因上互有聯系,因此把它們統稱為石油.1983年9月第11次世界石油大會提出,石油是包括自然界中存在的氣態、液態和固態烴類化合物以及少量雜質組成的復雜混合物.所以石油開采也包括了天然氣開采.
石油在國民經濟中的作用 石油是重要能源,同煤相比,具有能量密度大（等重的石油燃燒熱比標准煤高50％）、運輸儲存方便、燃燒後對大氣的污染程度較小等優點.從石油中提煉的燃料油是運輸工具、電站鍋爐、冶金工業和建築材料工業各種窯爐的主要燃料.以石油為原料的液化氣和管道煤氣是城市居民生活應用的優質燃料.飛機、坦克、艦艇、火箭以及其他航天器,也消耗大量石油燃料.因此,許多國家都把石油列為戰略物資.
20世紀70年代以來,在世界能源消費的構成中,石油已超過煤而躍居首位.1979年佔45％,預計到21世紀初,這種情況不會有大的改變.石油製品還廣泛地用作各種機械的潤滑劑.瀝青是公路和建築的重要材料.石油化工產品廣泛地用於農業、輕工業、紡織工業以及醫葯衛生等部門,如合成纖維、塑料、合成橡膠製品,已成為人們的生活必需品.
1982年世界石油產量為26.44億噸,天然氣為15829億立方米.1973年以來,三次石油漲價和1982年的石油落價,都引起世界經濟較大的波動（見世界石油工業）.
油氣聚集和驅動方式 油氣在地殼中生成後,呈分散狀態存在於生油氣層中,經過運移進入儲集層,在具有良好保存條件的地質圈閉內聚集,形成油氣藏.在一個地質構造內可以有若干個油氣藏,組合成油氣田.
儲層 貯存油氣並能允許油氣流在其中通過的有儲集空間的岩層.儲層中的空間,有岩石碎屑間的孔隙,岩石裂縫中的裂隙,溶蝕作用形成的洞隙.孔隙一般與沉積作用有關,裂隙多半與構造形變有關,洞隙往往與古岩溶有關.空隙的大小、分布和連通情況,影響油氣的流動,決定著油氣開採的特徵（見石油開發地質）.
油氣驅動方式 在開採石油的過程中,油氣從儲層流入井底,又從井底上升到井口的驅動方式.主要有:①水驅油藏,周圍水體有地表水流補給而形成的靜水壓頭；②彈性水驅,周圍封閉性水體和儲層岩石的彈性膨脹作用；③溶解氣驅,壓力降低使溶解在油中的氣體逸出時所起的膨脹作用；④氣頂驅,存在氣頂時,氣頂氣隨壓力降低而發生的膨脹作用;⑤重力驅,重力排油作用.當以上天然能量充足時,油氣可以噴出井口；能量不足時,則需採取人工舉升措施,把油流驅出地面（見自噴採油法,人工舉升採油法）.
石油開採的特點 與一般的固體礦藏相比,有三個顯著特點：①開採的對象在整個開採的過程中不斷地流動,油藏情況不斷地變化,一切措施必須針對這種情況來進行,因此,油氣田開採的整個過程是一個不斷了解、不斷改進的過程；②開采者在一般情況下不與礦體直接接觸.油氣的開采,對油氣藏中情況的了解以及對油氣藏施加影響進行各種措施,都要通過專門的測井來進行；③油氣藏的某些特點必須在生產過程中,甚至必須在井數較多後才能認識到,因此,在一段時間內勘探和開采階段常常互相交織在一起（見油氣田開發規劃和設計）.
要開發好油氣藏,必須對它進行全面了解,要鑽一定數量的探邊井,配合地球物理勘探資料來確定油氣藏的各種邊界（油水邊界、油氣邊界、分割斷層、尖滅線等）；要鑽一定數量的評價井來了解油氣層的性質（一般都要取岩心）,包括油氣層厚度變化,儲層物理性質,油藏流體及其性質,油藏的溫度、壓力的分布等特點,進行綜合研究,以得出對於油氣藏的比較全面的認識.在油氣藏研究中不能只研究油氣藏本身,而要同時研究與之相鄰的含水層及二者的連通關系（見油藏物理）.
在開采過程中還需要通過生產井、注入井和觀察井對油氣藏進行開采、觀察和控制.油、氣的流動有三個互相聯接的過程：①油、氣從油層中流入井底；②從井底上升到井口；③從井口流入集油站,經過分離脫水處理後,流入輸油氣總站,轉輸出礦區（見油藏工程）.
石油開采技術
測井工程 在井筒中應用地球物理方法,把鑽過的岩層和油氣藏中的原始狀況和發生變化的信息,特別是油、氣、水在油藏中分布情況及其變化的信息,通過電纜傳到地面,據以綜合判斷,確定應採取的技術措施（見工程測井,生產測井,飽和度測井）.
鑽井工程 在油氣田開發中,有著十分重要的地位,在建設一個油氣田中,鑽井工程往往要佔總投資的50％以上.一個油氣田的開發,往往要打幾百口甚至幾千口或更多的井.對用於開采、觀察和控制等不同目的的井（如生產井、注入井、觀察井以及專為檢查水洗油效果的檢查井等）有不同的技術要求.應保證鑽出的井對油氣層的污染最少,固井質量高,能經受開采幾十年中的各種井下作業的影響.改進鑽井技術和管理,提高鑽井速度,是降低鑽井成本的關鍵（見鑽井方法,鑽井工藝,完井）.
採油工程 是把油、氣在油井中從井底舉升到井口的整個過程的工藝技術.油氣的上升可以依靠地層的能量自噴,也可以依靠抽油泵、氣舉等人工增補的能量舉出.各種有效的修井措施,能排除油井經常出現的結蠟、出水、出砂等故障,保證油井正常生產.水力壓裂或酸化等增產措施,能提高因油層滲透率太低,或因鑽井技術措施不當污染、損害油氣層而降低的產能.對注入井來說,則是提高注入能力（見採油方法,采氣工藝,分層開采技術,油氣井增產工藝）.
油氣集輸工程 是在油田上建設完整的油氣收集、分離、處理、計量和儲存、輸送的工藝技術.使井中采出的油、氣、水等混合流體,在礦場進行分離和初步處理,獲得盡可能多的油、氣產品.水可回注或加以利用,以防止污染環境.減少無效損耗（見油田油氣集輸）.
石油開采中各學科和工程技術之間的關系見圖.
石油開采
石油開采技術的發展 石油和天然氣的大規模開采和應用,是近百年的事.美國和俄國在19世紀50年代開始了他們各自的近代油、氣開采工業.其他國家稍晚一些.石油開采技術的發展與數學、力學、地質學、物理學、機械工程、電子學等學科發展有密切聯系.大致可分三個階段：
初期階段 從19世紀末到20世紀30年代.隨著內燃機的出現,對油料提出了迫切的要求.這個階段技術上的主要標志是以利用天然能量開采為主.石油的採收率平均只有15～20％,鑽井深度不大,觀察油藏的手段只有簡單的溫度計、壓力計等.
第二階段 從30年代末到50年代末,以建立油田開發的理論體系為標志.主要內容是：①形成了作為鑽井工程理論基礎的岩石力學；②基本確立了油藏物理和滲流力學體系,普遍採用人工增補油藏能量的注水開采技術.在蘇聯廣泛採用了早期注水保持地層壓力的技術,使石油的最終採收率從30年代的15～20％,提高到30％以上,發展了以電測方法為中心的測井技術和鑽4500米以上的超深井的鑽井技術.在礦場集輸工藝中廣泛地應用了以油氣相平衡理論為基礎的石油穩定技術.基本建立了與油氣田開發和開采有關的應用科學和工程技術體系.
第三階段 從60年代開始,以電子計算機和現代科學技術廣泛用於油、氣田開發為標志,開發技術迅速發展.主要方面有：①建立的各種油層的沉積相模型,提高了預測儲油砂體的非均質性及其連續性的能力,從而能更經濟有效地布置井位和開發工作；②把現代物理中的核技術應用到測井中,形成放射性測井技術,與原有的電測技術, 加上新的生產測井系列,可以用來直接測定油藏中油、氣、水的分布情況,在不同開發階段能採取更為有效的措施；③對油氣藏內部在採油氣過程中起作用的表面現象及在多孔介質中的多相滲流的規律等,有了更深刻的理解,並根據物理模型和數學模型對這些現象由定性進入定量解釋（見油藏數值模擬）,試驗和開發了除注水以外提高石油採收率的新技術；④以噴射鑽井和平衡鑽井為基礎的優化鑽井技術迅速發展.鑽井速度有很大的提高.可以打各種特殊類型的井,包括叢式井,定向井,甚至水平井,加上優質泥漿,使鑽井過程中油層的污染降到最低限度；⑤大型酸化壓裂技術的應用使很多過去沒有經濟價值的油、氣藏,特別是緻密氣藏,可以投入開發,大大增加了天然資源的利用程度.對油井的出砂、結蠟和高含水所造成的困難,在很大程度上得到了解決（見稠油開采,油井防蠟和清蠟,油井防砂和清砂,水油比控制）；⑥向油層注蒸汽,熱采技術的應用已經使很多稠油油藏投入開發；⑦油、氣分離技術和氣體處理技術的自動化和電子監控,使礦場油、氣集輸中的損耗降到很低,並能提供質量更高的產品.
靠油藏本身或用人工補給的能量把石油從井底舉升到地面的方法.19世紀50年代末出現了專門開採石油的油井.早期油井很淺,用吊桶汲取.後來井深增加,採油方法逐漸復雜,分為自噴採油法和人工舉升採油法兩類,後者有氣舉採油法和泵抽採油法（又稱深井泵採油法）兩種.
自噴採油法： 當油藏壓力高於井內流體柱的壓力,油藏中的石油通過油管和採油樹自行舉升至井外的採油方法.石油中大量的伴生天然氣能降低井內流體的比重,降低流體柱壓力,使油井更易自噴.油層壓力和氣油比（中國石油礦場習稱油氣比）是油井自噴能力的兩個主要指標.
油、氣同時在井內沿油管向上流動,其能量主要消耗於重力和摩擦力.在一定的油層壓力和油氣比的條件下,每口井中的油管尺寸和深度不變時,有一個充分利用能量的最優流速范圍,即最優日產量范圍.必須選用合理的油管尺寸,調節井口節流器（常稱油嘴）的大小,使自噴井的產量與油層的供油能力相匹配,以保證自噴井在最優產量范圍內生產.
為使井口密封並便於修井和更換損壞的部件,自噴井井口裝有專門的採油裝置,稱採油樹（見彩圖）.自噴井的井身結構見圖.自噴井管理方便,生產能力高,耗費小,是一種比較理想的採油方法.很多油田都採取早期注水、注氣（見注水開采）保持油藏壓力的措施,延長油井的自噴期.
人工舉升採油法： 人為地向油井井底增補能量,將油藏中的石油舉升至井口的方法.隨著采出石油總量的不斷增加,油層壓力日益降低；注水開發的油田,油井產水百分比逐漸增大,使流體的比重增加,這兩種情況都使油井自噴能力逐步減弱.為提高產量,需採取人工舉升法採油（又稱機械採油）,是油田開採的主要方式,特別在油田開發後期,有泵抽採油法和氣舉採油法兩種.
氣舉採油法： 將天然氣從套管環隙或油管中注入井內,降低井中流體的比重,使井內流體柱的壓力低於已降低了的油層壓力,從而把流體從油管或套管環隙中導出井外.有連續氣舉和間歇氣舉兩類.多數情況下,採用從套管環隙注氣、油管出油的方式.氣舉採油要求有比較充足的天然氣源；不能用空氣,以免爆炸.氣舉的啟動壓力和工作壓力差別較大.在井下常需安裝特製的氣舉閥以降低啟動壓力,使壓縮機在較低壓力下工作,提高其效率,結構和工作原理見圖.在油管外的液面被壓到氣舉閥以下時,氣從A孔進入油管,使管內液體與氣混合,噴出至地面.管內壓力下降到一定程度時,油管內外壓差使該閥關閉.管外液面可繼續下降.油井較深時,可裝幾個氣舉閥,把液面降至油管鞋,使啟動壓力大為降低.
氣舉採油法：
氣舉井中產出的油、氣經分離後,氣體集中到礦場壓縮機站,經過壓縮送回井口.對於某些低產油井,可使用間歇氣舉法以節約氣量,有時還循環使用活塞氣舉法.
氣舉法有較高的生產能力.井下裝置簡單,沒有運動部件,井下設備使用壽命長,管理方便.雖然壓縮機建站和敷設地面管線的一次投資高,但總的投資和管理費用與抽油機、電動潛油泵或水力活塞泵比較是最低的.氣舉法應用時間較短,一般為15～30％左右；單位產量能耗較高,又需要大量天然氣；只適用於有天然氣氣源和具備以上條件的地區內有一定油層壓力的高產油井和定向井,當油層壓力降到某一最低值時,便不宜採用；效率較低.
泵抽採油法： 人工舉升採油法的一種（見人工舉升採油法）.在油井中下入抽油泵,把油藏中產出的液體泵送到地面的方法,簡稱抽油法.此法所用的抽油泵按動力傳動方式分為有桿和無桿兩類.
有桿泵 是最常用的單缸單作用抽油泵（圖1）,其排油量取決於泵徑和泵的沖程、沖數.有桿泵分桿式泵、管式泵兩類.一套完整的有桿泵機組包括抽油機、抽油桿柱和抽油泵（圖2）.
泵抽採油法 泵抽採油法
抽油機主要是把動力機(一般是電動機)的圓周運動轉變為往復直線運動,帶動抽油桿和泵,抽油機有游梁式和無游梁式兩種.前者使用最普遍,中國一些礦場使用的鏈條抽油機屬後一種（見彩圖）.抽油桿柱是連接抽油機和抽油泵的長桿柱,長逾千米,因交變載荷所引起的振動和彈性變形,使抽油桿懸點的沖程和泵的柱塞沖程有較大差別.抽油泵的直徑和沖程、沖數要根據每口油井的生產特徵,進行設計計算來優選.在泵的入口處安裝氣體分離裝置——氣錨,或者增加泵的下入深度,以降低流體中的含氣量對抽油泵充滿程度（即體積效率）的影響.
泵抽採油法
有桿泵是一個自重系統,抽油桿的截面增加時,其載荷也隨著增大.各種材質製成的抽油桿的下入深度,都是有極限的,要增加泵的下入深度,主要須改變抽油桿的材質、熱處理工藝和級次.根據抽油桿的彈性和地層流體的特徵,在選擇工作制度時,要選用沖程、沖數的有利組合.有桿泵的工作深度在國外已超過 3000m,抽油機的載荷已超過25t,泵的排量與井深有關,有些淺井日排量可以高達400m3,一般中深井可達200m3,但抽油井的產量主要根據油層的生產能力.有桿抽油機泵組的主要優點是結構簡單,維修管理方便,在中深井中泵的效率為50％左右,適用於中、低產量的井.目前世界上有85％以上的油井用機械採油法生產,其中絕大部分用有桿泵.
無桿泵 適用於大產量的中深井或深井和斜井.在工業上應用的是電動潛油泵、水力活塞泵和水力噴射泵.
電動潛油泵 是一套多級離心泵和電動機直接連接的機泵組.由動力電纜把電送給井下的電機以驅動離心泵,把井中的流體泵送到地面,由於機泵組是在套管內使用,機泵的直徑受到限制,所以採取細長的形狀（圖3）.為防止井下流體(特別是水)進入電樞使電機失效,需採取特殊的密封裝置,並在泵和電動機的連接部位加裝保護器.泵的排量受井眼尺寸的限制,揚程決定於泵的級數,二者都取決於電動機的功率.電動潛油泵適用於中、高產液量,含氣和砂較少的稀油或含水原油的油井.一般日排量為100～1000m3、揚程在2000m以內時,效率較高,可用於斜井.建井較簡單,管理方便,免修期較長,泵效率在60％左右；但不適用於高含氣的井和帶腐蝕性流體的井,下井後泵的排量不能調節,機泵組成本較高,起下作業和檢修都比較復雜.
泵抽採油法
水力活塞泵 利用地面泵注入液體驅動井下液壓馬達帶動井下泵,把井下的液體泵出地面.水力活塞泵的工作原理與有桿泵相似,只是往復運動用液壓馬達和換向閥來實現（圖 4水力活塞泵的井下泵有單作用和雙作用兩種,地面泵都用高壓柱塞泵.流程有兩種：①開式流程.單管結構,以低粘度原油為動力液,既能減少管道摩擦阻力,又可降低抽出油的粘度,並與采出液混在一起采出地面.②閉式流程.用輕油或水為動力液,用水時要增添潤滑劑和防腐劑,自行循環不與產出的液體相混,工作過程中只需作少量的補充.水力活塞泵可以單井運轉,也可以建泵組集中管理,排量適應范圍寬,從每日幾十到上千立方米等,適用於深井、高揚程井、稠油井、斜井.優點是可任意調節排量,起下泵可不起油管,操作和管理方便.泵效率可達85％以上.缺點是地面要多建一條高壓管線,動力液要處理,增加了建井和管理成本.
泵抽採油法
水力射流泵 帶有噴嘴和擴散器的抽油泵（圖5）.水力射流泵沒有運動零件,結構簡單,成本低,管理方便,但效率低,不高於30～35％,造成的生產壓差太小,只適用於高壓高產井.一般僅在水力活塞泵的前期即油井的壓力較高、排量較大時使用；當壓力降低、排量減少時,改用水力活塞泵.
C. 我國海洋石油儲運技術是什麼
一、海底管道
在我國近40年海上油氣田開發中，從最初的油氣田內部短距離海底管道發展到各類長距離平台至陸地海底管道，海底管道設計、施工技術都有了長足發展。目前，我國海上油氣田的開發工程模式也本上是全海式與半海半陸式。
我國海洋石油工業起步於20世紀60年代，在改革開放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革開放後的30多年中，通過對外合作，引進、吸收國外先進技術與管理經驗，中國海洋石油工業實現了跨越式發展，先後在渤海、東海、南海發現並開發了30多個油氣田，年產油氣當量已超過5000萬噸。伴隨著海洋石油工業的發展，海洋油氣儲運事業也得到了長足發展。20多年來，中國海洋石油總公司在我國渤海、東海以及南海先後建設了各類平台60餘座，浮式生產儲油裝置11艘，海底管道2000多千米，陸上油氣處理終端6座。可以說，經過20多年來的引進、學習與實踐，目前，我國工程技術人員已基本掌握了百米水深以內的海洋油氣儲運工程技術，並且形成了一些有中國近海特色的專有技術與能力。但是，盡管我國海上已鋪設了兩千餘千米海底管道，但國內設計、施工能力及水平與國際先進水平相比還有很大差距。工程設計方面，國外公司已形成水深近3000米，惡劣海況與復雜海底地貌及地質情況下的設計技術；而國內設計單位僅能涉足百米水深、常規環境下的海管設計；工程施工方面，國內只有兩條鋪管船，鋪設水深百米以內，工程檢測與維修方面更是相形見絀。
我國第一條海底輸油管道是中日合作開發的埕北油田內部海管。該海管為保溫雙重管，內管直徑6分米，外管直徑12分米，長1.6千米。該管道由新日鐵公司設計，採用漂浮法施工，1985年建成投產，至今仍在生產。我國第一條長距離油氣混輸海底管道是1992年建成投產的錦州20-2天然氣凝析油混輸管道；該管道直徑12分米，長48.6千米。這是國內第一條由國內鋪管船鋪設的海底管道。我國迄今為止最長的海底管道是1995年底建成投產的由南海崖13-1氣田至香港的海底輸氣管道，管道直徑28分米，長度787千米，年輸氣量29億立方米。由美國JPKenny公司設計，義大利Seipem公司鋪設。我國第一條長距離稠油輸送海底管道是2001年建成投產的綏中36-1油田中心平台至綏中陸上終端海底管道，該管道長70千米，為雙重保溫管，內管直徑20英寸，外管直徑26英寸，年輸油量500萬噸；所輸原油密度0.96克/立方厘米。該管道完全由海總工程公司設計並鋪設。它是在總結綏中36-1試驗區海管輸送的經驗基礎上建設的。在1987年發現該油田後，在進行油田工程方案可行性研究中曾探討鋪設50千米海底管道將海上原油輸送上岸。最後經過國內權威專家及國外公司研究評估認為，該油田所產原油密度高、黏度高，且當時國內外尚無長距離海底管道輸送稠油的先例，技術風險大。特別是油田處在遼東灣，冬季氣溫低，停輸再啟動風險更大。隨即啟動了試驗區方案，通過1993—1998近5年的生產試驗，認為採用雙層保溫管長距離輸送高黏原油是可行的。該長輸管道自2001年油田投產以來系統運轉正常。可以說，綏中長距離海底輸油管道填補了國內外海底長距離輸送高黏原油的空白。目前我國海上開發的天然氣田，均採用了半海半陸式模式。東海的平湖氣田以及南海的崖13-1氣田、東方1-1氣田等氣田生產的天然氣在海上平台完成氣液分離及天然氣脫水後，均通過長輸海底管道輸送到陸上油氣終端進行處理後銷給陸上用戶（或工業用或民用）。渤海以及南海開發的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇島32-6油田、南海的惠州油氣田等。在平台生產的油氣通過海底管道混輸到海式生產儲油裝置上進行處理、儲存、外銷。近年來渤海及北部灣油田群的開發也開始採用半海半陸式形式，如渤海的綏中36-1油田、南海的潿洲油田。這些油田生產的油氣在平台上進行油氣分離及脫水後，通過長距離海管將原油輸送到陸上終端處理、儲存，並通過碼頭或單點外銷。
此外，中國近海鋪設了多條長距離海底管道，如表37-1所示。
表37-2主要長距離管道
此外，我國海底管道技術也取得了長足的進步，其中許多都達到了國際領先水平。這方面尤以海底管道多相混輸等新技術的研究特別突出，相信在未來的世界海洋石油儲運中，我國將會有更大的發展。多相混輸技術在我國具有廣闊的市場應用前景，制約多相混輸技術應用的主要因素體現在技術本身的不完善和適用程度。我國石油工業迫切需要一整套完善的、適用性強的長距離多相混輸技術，以提高海洋油田、灘海油田、沙漠油田和邊遠外圍油田開發的經濟效益，從而為石油工業實施低成本戰略提供技術支持。
二、浮式生產儲油裝置
自1986年第一艘海上浮式生產儲油裝置希望號在南海潿10-3投入使用至今，在海上油氣田開發中，先後有11條各類浮式生產儲油裝置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友誼號浮式生產儲油裝置是國內設計、建造的第一條海上儲油裝置。浮式生產儲油裝置由單點系統系泊在海上，它是在油輪基礎上演變過來的。井口平台生產的油氣由海底管道輸送到單點裝置後進入浮式生產儲油裝置上處理並定期外銷。渤海使用的四條浮式生產儲油裝置，均為國內設計、建造；1989—1992年投產的3條裝置儲油量在5萬～7萬噸，2002年秦皇島油田投產的世紀號儲油量達到15萬噸。渤海地區應用的浮式生產儲油裝置的系泊裝置均為軟剛臂系泊系統，這種設計主要是針對渤海海域水淺，冬季海面有流冰的特殊情況。而南海使用的六條浮式生產儲油裝置中有五條是由外國公司由舊油輪改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奮進號是由國內設計、建造的15萬噸浮式生產儲油裝置，該裝置系泊採用了內轉塔式系統，南海使用的浮式生產儲油裝置基本上採用了類似的系泊裝置：浮式生產儲油裝置是一種簡便可靠的海上裝置，它集油氣處理、成品油儲存外輸、人員生活居住為一體；1997年投產的陸豐油田採用水下井口系統與浮式生產儲油裝置組合，實現了一條船開發油田的設想。
2009年6月，我國最大的海上浮式生產儲油裝置「海洋石油117號」在蓬萊19-3油田投產。該裝置又名「渤海蓬勃號」，船體尺寸為323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生產儲油裝置之一。
三、油輪
在國家能源運輸安全戰略導向之下，到2010年實現中國油輪船隊承運中國年進口原油量50％的目標，中國油輪船隊運力需從目前的約900萬載重噸迅速擴充到1600萬載重噸，因此建造中國自己的遠洋運油船隊乃至「超級船隊」勢在必行。
分析師認為，一個國家打造一支自己的超級油輪船隊是一項十分龐大、復雜的工程，須由政府主管部門進行政策引導，同時需要航運、石化、造船、金融等相關行業的協作配合。目前，國內幾大航運巨頭基本都與中國石化集團、中化集團等中國最大的原油進口商之間建立了戰略合作關系，簽訂了長期運輸合同。
中國共有七家油運企業，中遠集團、中海集團、招商局集團、中國對外貿易運輸集團、長江航運集團是「國家五巨頭」，民營企業有兩家，河北遠洋和大連海昌集團。還有一個比較特別的是泰山石化，該公司屬於內地起家、境外注冊的民營企業。
油輪的建設更涉及我國深水油氣田的開發。
深水油氣田的開發正在成為世界石油工業的主要增長點和世界科技創新的熱點，是世界海洋石油的發展趨勢，世界上鑽井水深已達2967米，海管鋪設水深已達2150米，油田作業水深已達1853米；據有關資料介紹，2000—2004年，世界上新建114座深水設施，深水鑽完井1400口；安裝水下採油裝置1000多套，鋪設深水海底管道與立管12000千米；世界各大石油公司對深水油田勘探開發的投入達566億美元，深水產能提高1倍。嚴格說，我國尚不具備獨立自主開發深水油田的能力。20多年來，我國通過對外合作已基本掌握了開發200米水深以內各類油氣田的工程技術。我國最深的海上油田流花油田水深為330米，是1996年由美國阿莫科石油公司開發的。該生產系統由一艘半潛式生產平台與一艘浮式生產儲油裝置組成，採用了許多當時世界上最先進的技術組合。世界目光已轉向深海，西非、巴西外海及墨西哥灣已開始採油，中國油氣前景亦寄希望於深水。我國南海有著豐富的油氣資源，預計的南海大氣田區水深范圍在200～300米，海洋石油對外招標區塊水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油發展趨勢，也是中國海洋石油戰略目標所在。深水開發不同於淺海，需要更多先進的技術與技術組合；常規的平台及浮式裝置深水海管鋪設無論技術上還是經濟上均已不再適應新的環境，過去的海上作業裝置與技術需要更先進的動力定位、ROV等先進裝備配合才能完成。
我國大型油輪船隊經營正處於起步階段，絕大部分船公司目前主要致力於加快船隊規模的發展，而在安全管理方面，與國際知名公司相比，則處於相對滯後的狀態。
對單殼油輪航行，我國海域未做出明確的限制性規定，而我國目前還沒有限制單殼船進港，這無疑增加了我國海上溢油事故的隱患，使我國沿海海域面臨更大的油污風險。
對於管道和管線系統，水越深，水壓越大，立管系統響應越大；而水壓越大，海底管道屈曲傳播加劇。更嚴重的是，深水的海管和立管比淺水的重得多，其連接、牽引和安裝比淺水域困難得多。
深水溫度比較低（3～4℃），油氣管道容易形成鈉化物結晶和水合物，給管道流動保障帶來嚴重挑戰；而高溫輸送帶來的熱應力是管道整體屈曲（主要是側向的蛇形屈曲）的主要原因。
四、發展趨勢
國內海上油田的發展有兩個趨勢，一是向偏遠邊際小油田發展，二是向更深的水域發展。一些新技術的開發和推廣應用將在開發偏遠邊際油田上起著十分關鍵的作用，這些新技術代表了海上油田技術發展的趨勢。
（1）研究和推廣多相流技術。利用多相泵和多相混輸，可以擴大集輸半徑，使邊際油田納入已建的集輸系統，充分利用現有已建設施來減少投資和操作費用，使邊際小油田開發變得經濟有效。目前多相泵在陸地應用已逐步推廣，但還未應用於灘海油田建設中。隨著計量技術的不斷發展，傳統的分離計量裝置將會逐漸被不分離計量裝置所替代。目前，國外已有幾十套商業性產品應用於海上油田，而我國在此方面目前正處於研製和試驗階段。
（2）研製輕小高效型設備。由於受海上平檯面積和質量的限制，一些輕小高效型設備將會越來越多地應用於海上油田。雖然我國在液液旋流設備研製上取得了一定進展，但與國外水平相比仍有較大差距，因此，輕小高效型設備的研製仍是海上油田技術發展的一個趨勢。
（3）平台結構多樣化和輕小型化。平台建造在海上油田開發中佔有相當大的投資比重，國內外都在致力於開發輕型平台技術以降低投資費用，這是平台建造技術的發展趨勢。
（4）海底管道技術及其他配套技術。海底管道敷設技術和單壁管輸送技術的推廣應用，以及立管技術、水下回接技術、安全與環保等配套技術等是未來降低海上油田開發成本的技術發展趨勢。
（5）海洋平台振動及安全分析研究。這也是輕型平台發展需要完善的基礎理論研究。
（6）深海油田開發工程配套技術研究。水下連接技術、多相流技術等是深海油田開發技術的發展趨勢。
（7）深海油田越來越多地採用FPSO進行海上油田開發。在海上油田偏遠的較深水域內採用FPSO進行油田開發，可能是將來開發邊際油田的一種選項和趨勢。
我國與國外合作開發的油田技術起點高，處於同期國外先進水平。但從整體上來講，由於我國海洋石油工業起步較晚，與國外先進水平相比，仍有相當大的差距。如深海油田的水下處理技術及設備（如立管技術、水下生產設施）主要依賴進口，設備的高效化、小型化、橇裝化與國外相比仍需做進一步的改進，在平台結構形式多樣化、簡易平台技術發展上還不成熟等，這些都是今後科研工作需要努力的方向。在我國科研經費投入相對不足的情況下，新技術開發應樹立有所為、有所不為的思想，積極穩妥地採用新技術、新設備。有所為就是開發一些投入小、效益高、現場較為急需的項目，如輕型平台技術，小型化、高效化和撬裝化設備的研製，多相流技術等：有所不為並不是指無所作為，一些投入高、風險大，且國外發展較成熟，技術水平領先的技術，如水下回接技術、水下生產設施、多管徑智能清管器技術、腐蝕監控技術、井下分離回注技術等，可以走通過項目引進與合作開發的路子，縮短研製周期，盡快縮小與國外先進水平的差距。如我國的FPSO製造技術，就是通過引進國外先進技術，加以消化吸收，為己所用，迅速達到世界先進水平的典型例子。
從技術發展與生產實際相結合的要求出發，現階段的技術發展應著重解決以下幾個技術問題：
（1）在海上邊際油田和已建油田的集輸流程改造中，積極推廣應用混輸泵技術，提高海上油田的集輸半徑，將一些邊際油田納入已建的集輸系統，使邊際油田得以經濟有效地開發。
（2）加速多相流混相輸送和不分離計量技術的研究和應用試驗，盡早在海上油田建設中得到應用。
（3）開發和推廣應用具有儲油能力的小型鋼筋混凝土平台和可重復利用桶形基礎平台。
（4）參考國外在輕小型平台開發邊際油田方面的經驗，結合我國情況開發研究適合我國海上油田建設條件的輕小型平台，包括：開展輕型平台風險評估的研究，編制與輕型平台設計相適合的設計規范，提高設計人員素質。
（5）借鑒國外工藝設備輕小型化、一體化特點，進一步開發研製更適合我國海上油田建設特點的輕小型化、一體化高效設備。
D. 現在海洋油氣資源開採的主要方式有哪些
全球海洋油氣田，指的是世界各地海洋油氣田的概況，主要關注油氣田分布情況、儲量情況以及產油量情況幾方面。到90年代，世界各地發現了約1600多個海洋油氣田，近300個已正式投入生產，其中70多個是巨型油氣田。儲量超過1億噸的有14個。在特大油田中有7個位於波斯灣。波斯灣面積近150萬平方千米，目前查明儲量120億噸，平均每平方千米其中英國日產原油達30萬噸，波斯也就成為世界上海上產油量最多的國家。常用的採油方法
一，自噴採油法：利用油層本身的彈性能量使地層原油噴到地面的方法稱為自噴採油法。自噴採油主要依靠溶解在原油中的氣體隨壓力的降低分享出來而發生的膨脹。在整個生產系統中，原油依靠油層所提供的壓能克服重力及流動阻力自行流動，不需要人為補充能量，因此自噴採油是最簡單、最方便、最經濟的採油方法。
二、人工舉升。人為地向油井井底增補能量，將油藏中的石油舉升至井口的方法是人工舉升採油法。隨著采出石油總量的不斷增加，油層壓力日益降低；注水開發的油田，油井產水百分比逐漸增大，使流體的比重增加，這兩種情況都使油井自噴能力逐步減弱。為提高產量，需採取人工舉升法採油（又稱機械採油），是油田開採的主要方式，特別在油田開發後期，有泵抽採油法和氣舉採油法兩種。在陸地油田常用抽油機，海上多用電潛泵，像一些出砂井或稠油井多用螺桿泵，此外常用的還有射流泵、氣舉、柱塞泵等等。
E. 海里怎麼取石油有了解海底石油的嗎
1、海底石油的生產過程一般分為勘探和開采兩個階段。海上勘探原理和方法與陸地上勘探基本相同，也分普查和勘探兩個步驟。方法是以地球物理勘探法和鑽井勘探法為主，其任務是探明油氣藏構造、含油麵積和儲量。普查是從地質調查研究入手，主要通過地震、重力和磁力調查法尋找油氣構造。在普查的基礎上，運用地球物理勘探分析了解海底地下岩層分布、地質構造類型、油氣圈閉情況，從而確定勘探井井位。然後，採用鑽井勘探法取得地質資料，進行分析評價，確定該地質構造是否含油、含油量及開采價值。
2、海底石油的開采過程包括鑽生產井、採油氣、集中、處理、貯存及輸送等環節。海上石油生產與陸地上石油生產不同的是要求海上油氣生產設備體積小、重量輕、自動化程度高、布置集中緊湊。一個全海式的生產處理系統包括：油氣計量、油氣分離穩定、原油和天然氣凈化處理、輕質油回收、污水處理、注水和注氣系統、機械採油、天然氣壓縮、火炬系統、貯油及外輸系統等。
3、供海上鑽生產井和開採油氣的工程措施主要有以下幾種：人工島，多用於近岸淺水中，較經濟。固定式採油氣平台，其形式有樁式平台（如導管架平台）、拉索塔式平台、重力式平台（鋼筋混凝土重力式平台、鋼筋混凝土結構混合的重力式平台）。浮式採油氣平台，其形式又可分為可遷移式平台（又稱活動式平台），如自升式平台、半潛式平台和船式平台（即鑽井船）；不遷移的浮式平台，如張力式平台、鉸接式平台。海底採油裝置：採用鑽水下井口的辦法，將井口安裝在海底，開采出的油氣用管線直接送往陸上或輸入海底集油氣設施。
4、供開采生產的油氣集中、處理、轉輸、貯存和外運的工程設施包括：裝有集油氣、處理、計量以及動力和壓縮設備的平台。儲油設施，包括海上儲油池、儲油罐和儲油船。海底輸油氣管線。油氣外運碼頭，包括單點系泊裝置和常規的海上碼頭（有固定式和浮式兩種）。
F. 石油運輸方式
石油運輸方式：
1、陸上運輸：主要採取管道運輸。因為管道運輸時效性好、可以不受白天黑夜和天氣的限制。但是靈活性差。
2、海上運輸：通過海運，採用大型油輪等等的運輸方式，海運運費低、但是運量大、時間較長。
(6)海上石油怎麼運作擴展閱讀：
管道運輸主要優點可大概概括為：
(1)運量大。
一條輸油管線可以源源不斷地完成輸送任務。根據其管徑的大小不同，其每年的運輸量可達數百萬噸到幾千萬噸，甚至超過億噸。
(2)佔地少。
運輸管道通常埋於地下，其佔用的土地很少；運輸系統的建設實踐證明，運輸管道埋藏於地下的部分佔管道總長度的95%以上，因而對於土地的永久性佔用很少，分別僅為公路的3%，鐵路的10%左右，在交通運輸規劃系統中，優先考慮管道運輸方案，對於節約土地資源，意義重大。
(3)管道運輸建設周期短、費用低。
國內外交通運輸系統建設的大量實踐證明，管道運輸系統的建設周期與相同運量的鐵路建設周期相比，一般來說要短1/3以上。
G. 什麼是世界海洋石油儲運技術
一、海上油氣集輸系統
油氣集輸是繼地質勘探、油田開發、鑽井採油之後的油田生產階段。這階段的任務是從油井井口開始，將油井的產出物在油田集中、油氣分離、計量、凈化處理、必要的初加工，生產出符合質量要求的油、氣及副產品，而後輸送給用戶。
海上油氣集輸系統包括海上油氣生產設備系統以及為其提供生產場地、支撐結構的工程設施。海上油氣集輸包括了整個油田生產設備及其工程設施。這些工程設施有井口平台、生產平台、生活平台、儲油平台、儲油輪、儲油罐、單點系泊、輸油碼頭等。根據所開發油田的生產能力、油田面積、地理位置、工程技術水平及投資條件，可分別組成不同的油氣集輸系統。
隨著海上油田開發工程由近海向遠海發展，海上油氣集輸形成了以下三種類型。
1.全陸式集輸系統
海上油田開發初期，是在離岸不遠的地方修築人工島，建木質或混凝土井口保護架（平台）打井採油。油井的產出物靠油井的壓力經出油管線上岸集油、分離、計量、處理、儲存及外輸。這種把全部的集輸設施放在陸上的生產系統稱為全陸式集輸系統。
該系統的海上工程設施一般為：（1）井口保護架（平台）通過海底出油管上岸；（2）井口保護架（平台）通過棧橋與陸地相連；（3）人工島通過路堤與陸地相連。
全陸式生產系統在海上只設井口保護架（平台）和出油管線，大大減少了海上工程量，便於生產管理。陸地生產操作費用比較低，而且受氣候影響小，與同等生產規模的海上生產系統相比，其經濟效益好。該系統一般適用於淺水、離岸近、油層壓力高的油田。我國灘海油田開發多採用這一集輸方式。
2.半海半陸式集輸系統
隨著油田開發地點水深的增加、離岸距離加大、鋼導管架平台的發展和應用，全陸式集輸系統已不能適用。為了解決油氣長距離混輸上岸效率低及油層壓力不足的問題，逐步把油氣分離及部分處理設備放在海上。油井開采出來的油氣在海上經過分離初處理後，再將原油加壓管輸上岸處理、儲存及外輸。如伴生氣的量小，除作平台燃料外，其餘在海上放空燒掉；如天然氣量較大，則油、氣在海上分離後，分輸上岸再處理。這種在海上僅進行油氣初處理，而把主要的油氣集輸設備及儲存、外輸工作放在陸上的油氣集輸系統，稱為半海半陸式集輸系統。該系統適用於離岸不遠、油田面積大、產量高、海底適合鋪設管線以及陸上有可利用的油氣生產基地或輸油碼頭條件的油田，尤其適用於氣田的集輸。因為在海上不易解決天然氣的儲存和加工問題，所以一般氣田採用半海半陸式的集輸系統，如我國渤海灣錦州20-2氣田就採用半海半陸式集輸系統。
3.全海式集輸系統
隨著世界工業的迅猛發展，對石油的需求量不斷增加。為了簡化海上生產的原油上岸後再通過海運外輸的環節，憑借現代海洋工程技術在海上建儲油罐和輸油碼頭，使油氣直接從海上外運。這種將油氣的集中、處理、儲存和外輸工作全部放在海上，從而形成了全海式集輸系統。由此也使海洋油田的開發向遠海、深海和自然條件惡劣的極地發展。全海式的集輸系統可以是固定式，也可以是浮動式；井口生產系統可以在水上，也可以在水下。這種集輸生產系統既適合小油田、邊際油田，也適合大油田；既適合油田的常規開發，也適合油田的早期開發。這是當今世界適應性最強、應用最廣的一種集輸生產系統。
綜上所述，海上油氣集輸系統是從全陸式發展到半海半陸式，又從半海半陸式發展到全海式。它們的根本區別在於集輸的生產處理設施是放在海上還是陸上，如全部的油氣集輸生產設施放在陸上，則稱為全防式；如全部設施放在海上，稱為全海式；如部分設施放在陸上、部分設施放在海上，稱為半海半陸式。
二、海上油氣集輸工藝流程
因為全海式油氣集輸系統可實現全部油氣集輸任務，本節就以全海式生產平台為例，介紹油氣集輸主要工藝流程及設備。出油氣集輸生產包括油氣水分離、原油處理、天然氣處理、污水處理等主要生產項目。
1.油氣計量及油氣生產處理流程石油是碳氫化合物的混合物，在地層里油、氣、水是共生的，又由於油氣生成條件各異，各油田開采出的原油的組分是不同的。此外，油中還含少量氧、磷、硫及砂粒等雜質。油氣生產處理的任務就是將油井液經過分離凈化處理，能給用戶提供合格的商品油氣。由於各油田生產出來的油氣組分和物性不同，生產處理流程也不完全相同，如我國海上生產的原油普遍不含硫和鹽，因此就沒有脫鹽處理的環節。有的油田生產的原油不含水，就沒有脫水環節。海上原油處理包括油氣計量、油氣分離、原油脫水及原油穩定幾部分。由於海上油田普遍採用注水增補能量的開采方法，因此原油脫水是原油處理的主要環節之一。
2.天然氣處理
經油、氣分離的天然氣，在高溫下仍帶有未被分離的輕質油、飽和水、二氧化碳及粉塵等物質，這些物質如不處理，一則浪費，二則會造成管路系統的堵塞和腐蝕。天然氣處理主要指脫水、脫硫及凝析油回收，有的天然氣還要脫除二氧化碳。一般海上平台天然氣處理是將由高壓分離器分離出的氣體和各級閃蒸出來的氣體分別進入相應的氣體洗滌器，以除去氣體攜帶的液體，再進入不同壓力等級的壓縮機，分段加壓，達到設計壓力，一個典型四級分離的氣體壓縮和凝析油回收系統。由各級氣體洗滌器收集的凝析油分別進入各級閃蒸罐的原油管線中。為防止管線被天然氣水化物堵塞，採用甘醇-氣體接觸器，吸收天然氣的水分。
由於天然氣處理壓縮系統投資較高、質量大、佔用空間面積大，有的平台由於生產的伴生氣較少，往往將生產分離出來的天然氣不經處理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空燒掉。如果氣量大，可管輸上岸再處理。如何處理天然氣要經綜合評價後做出選擇。經氣體壓縮和凝析回收後出來的氣體，一般仍需進一步脫水、脫硫和凝析油回收。脫水主要採用自然冷卻法、甘醇化學吸收法、壓縮冷卻法等，脫水的同時可以脫出輕質油。對含硫的天然氣還需要脫硫，同時可以回收硫。海上天然氣加工生產系統和陸上一樣，這里不再贅述。
3.含油污水的處理
隨著世界工業的迅速發展，自然環境受到污染，嚴重地影響了生物的生長和人類的健康。目前世界環境保護機構規定：油田所有的含油污水必須經過處理，水中含油量低於15～50毫克/升才能排放。故海上採油平台原油脫水出來的污水及生產中產生的含油污水，都必須經過污水處理系統進行處理。
4.海上油氣集輸生產流程及設備的選型
油氣集輸生產流程的設計及主要設備的選型，不像鑽井工藝及鑽機設備那樣有定型生產流程及系列的鑽機設備，它往往是根據油田產出物的組分、物理性質、產量及油田的開發方式、油氣集輸系統的選擇等條件進行設計製作。如一離岸較遠、含氣量較高的油田，選用半海半陸式集輸系統，油氣長距離混輸上岸，在技術上有一定難度，為此採用油、氣分輸上岸流程，即在海上平台進行油、氣分離初處理，油、氣上岸後再分別進行全面的處理；如採用全海式集輸系統，油氣處理及其儲運設備全部放在海上，那麼其具體工藝流程及設備的型號顯然是與前者不同的。每個油田根據設計的生產流程、主要設備、工程結構選型及尺度，分別設計安裝在模塊上，一般都按生產的內容設計，大致分以下幾種類型。
（1）井口模塊模塊。上面設置井口採油樹、測試分離器、管匯、換熱器等。
（2）油氣處理模塊。一般設置生產分離器組、電脫水器、原油穩定裝置及其配套的管路、儀表、罐、換熱器等。
（3）天然氣處理模塊。一般設置有分離器、洗滌器、壓縮機、輕質油回收裝置等。
（4）污水處理模塊。有隔油浮選、沉降分離、過濾器及其加壓的水泵與其輔助設備等。
此外，還有發電配電模塊、生活模塊、注水模塊、壓縮模塊等。這些模塊的設計要求自成系統，同時考慮與其他系統的連接配套。部分生產模塊的設備在陸上安裝好可進行試車，當在平台吊裝就位，連接好水、電、管路系統就可全面試運轉，以減少海上工程量，便於生產管理。在設計模塊規模時，還要考慮平檯面積、施工起吊能力及生產安全要求等。
三、海洋集輸平台設施
當人們航行在茫茫大海中，有時會突然發現遠方有一些建築群時隱時現，你一定會欣喜萬分，以為看到了海市蜃樓。輪船靠近後才看清這是一些鋼鐵製造的龐然大物高高地矗立在海面上，不管是台風襲擊還是海浪拍打，它都像一個忠實的哨兵守衛在遼闊的海疆。這些鋼鐵建築物就是海上石油生產平台。先建平台後打井、採油，這是海上石油和陸上石油的主要差別。通俗地說平台就是給人們在海上生活、生產提供的固定場所。
最初人們在海洋進行石油勘探開發只能在近海，用木料搭制一個作業平台，進行鑽井、採油。伴隨科學技術的進步，人們希望平台更安全、更堅固耐用，並能適用於環境惡劣的深海條件，逐漸改為使用混凝土或鋼鐵建造作業平台。再後來發明了自升式鑽井平台和鑽井船，這兩種裝備實際上都是船，前者沒有自航能力，要靠其他船隻拖曳，後者具備自航能力。鑽完井後，鑽井平台或鑽井船駛往新井場。目前海上見到的平台大多是油氣生產平台，這些平台上設施的內涵與陸地油田沒有什麼差別，只是更精良、更安全可靠。圖37-1所示是所有設施全部設置在海上的情況，其中中心處理平台把周邊各井的油氣通過海底管道集中並計量，同時配備安全裝置，然後將油氣水分離凈化，合格的原油輸送到儲油平台，處理過的水再經過井口平台回注或排放，天然氣一般放空燒掉；儲油平台主要功能是存放原油並通過穿梭油輪定期運送給用戶；動力平台主要是柴油發電機組、天然氣透平發電機組、供熱鍋爐等提供動力的設備；生活平台提供工作人員休息、生活；各平台間有供工作人員行走的棧橋，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及電纜也附設其上。當然，根據油田在海洋的地理位置，各種設施並非要全部建在海上。如果距離陸地較近，油氣水處理平台、儲油平台則建在陸上。即便全部建立在海上，也可根據情況將某些設施適當地組合在一座平台上。井口平台實際就相當於陸上油田計量站，負責單井的集油、油氣日產量的計量和注水。浮式生產儲油輪相當於陸上油田的聯合站，負責油氣水分離凈化、儲油。其動力、生活系統也在船上。這樣就大大減少了海上固定平台，降低了投資。如果油田迅速降產或失去生產價值，浮式生產儲油輪還可以轉移到其他油田繼續使用。
圖37-2FPSO工作示意圖
靜態來看，截至2008年2月，FPSO現役數量為139艘，其中，新建數量為54艘，佔比為38.85％，改造數量為85艘，佔比為61.15％；訂單32艘，其中11艘為新建，21艘為改造，佔比分別為34.38％和65.63％。無論是新建還是改造，均經歷了兩次高峰：1997—1999年、2003年至現在。現役FPSO基本上是在2000年以後建造的，80％左右的船齡在10年以內，大多還可以應用至少10年左右的時間，更新需求動力相對較小。在現役的FPSO中，分布較多的國家有巴西、中國、英國、澳大利亞、奈及利亞、安哥拉等國，數量分別為22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO訂單中，巴西依然是擁有量最多的，為9艘，其次較多的分別為英國、印度和奈及利亞，其數量分別為5艘、4艘和3艘。
七、發展趨勢
挪威專家Einar Holmefjord先生在題為《挪威邊際油田開發研究活動現狀——DEMO2000》的演講中指出，「昨天，我們採用重力基礎的平台進行鑽井和生產，今天，我們採用浮式生產系統和水下設施，明天，我們將井流物從海底直接輸送上岸處理，不需要任何海上設施」。Einar Holmefjord先生的話簡明地概括了國外海上石油發展現狀和發展趨勢。為開發邊際油田，國外越來越多地採用了浮式生產設施和水下回接技術，開發了一系列的配套技術，如水下混輸技術、深水大排量混輸泵、水下供配電系統、水下作業機器人、水下卧式採油樹、水下管匯和水下多相計量技術等。上部設施包括油氣集輸和水處理設施的新工藝、新設備也不斷出現，如多相透平技術、海水脫氧技術等。這些技術已得到應用，且有些技術已趨於成熟。深水和超深水域油田的開發是國外海上油田開發面臨的最大挑戰，某些地區，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是達1500～3000米。深水具有低溫、超高靜壓、溫壓變化引起立管內介質物性復雜等特點，容易引發立管段塞流、結蠟、水合物等問題，並且一旦出現問題，就會造成重大損失和危害。為解決深水水域介質在管道內的流動安全問題，近年形成了一門新興學科——流動安全學。目前國外公司開展的深水技術研究包括立管內多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系統、輕型組合立管、電加熱管技術、水合物抑制技術（動力學抑制劑的研製）等。解決深水油田開發的技術問題是國外海上石油技術發展的趨勢。
H. 海底石油是怎樣形成的
分布於海底的石油和天然氣不論其生成環境是否屬於海洋環境，都屬於海底石油資源的一部分。
40多年來，海上石油勘探工作查明，海底含有大量的石油和天然氣資源。據1979年的統計顯示，世界近海海底已探明的石油可采儲量為220億噸，天然氣儲量為17萬億立方米，分別占當年世界石油和天然氣探明總可采儲量的24%和23%。
海底有石油，在以前是非常不可思議的事情。自從19世紀末人們在海底發現石油以後，科學家研究了石油生成的理論。在中、新生代，海底板既包括海洋中的浮游生物的遺體（它們在特定的有利環境中大量繁殖），也包括河流從陸地帶來的有機質。這些沉積物被沉積的泥沙埋藏在海底，構造運動使盆地岩石變形，形成斷塊和背斜。伴隨著構造運動而發生岩漿活動，產生大量熱能，加速有機質轉化為石油，並在圈閉中聚集和保存，成為現今的陸架油田。
在我國沿海和各島嶼附近海域的海底，石油和天然氣資源的儲藏量也非常可觀。有人估計中國近海石油儲量為100萬噸～250萬噸，我國無疑是世界海洋油氣資源豐富的國家之一。
渤海屬於我國首個開發的海底油田，渤海大陸架位於華北沉降堆積的中心，大部分已被發現的新生代沉積物厚達4000米，最厚達7000米。這是很厚的海陸交互層，周圍陸上的大量有機質和泥沙沉積其中，渤海的沉積又是在新生代第三紀適於海洋生物繁殖的高溫氣候下進行的，這對油氣的生成極為有利。由於斷陷伴隨褶皺形成了大量的背斜帶和構造帶，形成各種類型的油氣藏。東海大陸架十分寬廣，沉積厚度大於200米。外國人認為，東海是世界石油遠景最好的地區之一，東海天然氣儲量潛力可能比石油還要大。
科學家在南海大陸架發現了一個很大的沉積盆地，新生代地層為2000米～3000米，有的達6000米～7000米，具有良好的生油和儲油岩系。生油岩層厚達1000米～4000米，已探明的石油儲量為6.4億噸，天然氣儲量為9800億立方米，是世界海底石油的富集區。因此，某些國外石油專家認為，南海的石油儲藏量或許可以與波斯灣或北海油田相媲美。
海上石油資源開發利用前途非常光明。但是，由於在海上尋找和開採石油的條件與在陸地上不同，技術手段要比陸地上的復雜一些，建設投資比陸地上的高，風險要比陸地上的大，因此，當今世界海洋石油開發活動比較流行的是國際合作的方式。
I. 石油與天然氣怎麼運輸
石油與天然氣的生產地區往往遠離那些能源需求量最大的國家，因此，就需要用長距離的管線和特製的油管將石油和天然氣輸送到消費者的所在地。石油是一種液體在常溫或略高的溫度下，石油是一種黏稠狀的液態物質（油狀物）。，所以將其輸送至煉油廠的一種簡便方式就是通過管線。還可以用油管將石油和天然氣輸送到陸上泵站，這些泵沿著輸送管線約每60～100千米一座。海上石油與天然氣運輸可用油輪進行，在海上運輸途中，駁船或油輪可以隨時改變最終目的地。超級油輪的運載能力常常可達20萬噸以上，這足以供一座一般規模的煉油廠一到兩周的正常生產。
「石油的流速可達每秒1.8～2.0米，可以進行幾百到數千千米的輸送。」
「石油與天然氣的生產區域往往遠離對能源需求量最大的國家。」
那些發現石油與天然氣最多的地區往往遠離油氣主要消費國。絕大多數油氣生產國很容易滿足本國的需求，並將其絕大部分油氣用於出口。另一方面，那些主要的消費國家並不能實現石油與天然氣的自給自足，所以需要進口。即使在一些重要的油氣生產國（如美國）內，其油氣生產區也往往遠離需要石油和天然氣的消費區。結果，幾十年來，全世界石油和天然氣的海運和陸地運輸從未間斷過，而輸送量極大。
J. 什麼為中國原油海上運輸
中國原油海上運輸是指將產自國內或進口的原油，通過海上運輸方式，從海外港口運往中國沿海的煉油廠進行加工處理的過程。
中寬做頃國作為全球最大的能源消費國之一，在滿足國內需求方面存在著較大的原油缺口。因此，中國需要從海外進口大量的原油，以保障其能源安全。為了滿足慎陸國內需求，中國石化企業會通過海上運輸等方式將大量原油從海外運回中國進行加工、生產和供應。
中國原油海上運輸主要通過中型、大型油輪和LNG船等方式胡念進行，各大石化公司和船運公司也在不斷探索和實踐新技術和方法，以提高運輸效率和降低成本。此外，中國還建設了多個海上油氣管道和LNG接收站，以提高原油進口的安全性和可靠性。