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。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 (FLOATING STORAGE OFFLOADING UNIT——FSO)作为单一的原油储存和外 卸设施存在外，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：
(1)具有在水面上方储油功能的固定平台(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。由于该概念 技术落后、经济性差、只能用于浅水，且储油量小，仅在极少和特殊的条件下被 采用。
(2)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。这个技术概念已被业界广泛认可，并实际应用于许多海上油田。由于储 罐在水下，它属于水(面)下储存。混凝土重力平台靠自身重力直接坐落在海床 上，其最常用的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；沉垫可用混凝 土或钢材建造，它的储油量通常较上述混凝土平台小，工程应用实例的数量也比 较少。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直接置换的 办法储油：由于原油重度小于水、且不溶于水，海水和原油同在一个罐内，油在 水之上，储罐进油时油从上部把下部的水压出，外输油时则正相反，水从下部把 上部的油顶出，实现原油和海水等容积置换。这种油水直接置换的储油方法被称 之为湿式储油(WET STORAGE)或水枕式储油(WATER PILLOW STORAGE)。带 储油功能的重力式平台中也有个别案例采用传统的干式储油(DRY STORAGE)方 法：罐内油面以上的空间充满惰性气体如氮气，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。采用和湿 式法类似的“油挤水出”和“水挤油出”的另一种等容积置换方法是，在储罐内 另设耐油橡胶之类材料制作的囊袋，袋内储油，袋外的罐容充满海水，油和水被 隔离，依靠囊袋变形实现油和水的置换。这种办法常用于储油量较小的潜水艇， 尚未见到用于海洋石油工业大液量储存的报道。
(3)船形浮式生产、储卸装置(FLOATING PRODUCTION STORAGE OFFLOADING UNIT——FPSO)和船形浮式储卸装置(FSO)。二者均包含一个与 油轮相似的船体、一个单点或多点系泊装置和原油外输装置，商品原油储存于船 体内部多个货油舱中。FPSO和FSO的原油储存方法属于水面储存：由于船体的 水线面面积大，当原油进出引起装载量变化时，主要依靠船体吃水深度相应自动 变化，必要时再辅以压载水舱人工进、排水，实现浮体总重和浮力的平衡，同时 保持必要的吃水深度，以保证浮体的稳性。货油舱原油装载和卸载过程中，舱内 必须充满微正压的惰性气体，以防外部空气进入。货油舱内原油卸载、压载舱海 水卸载(排出)都需要配置专用的舱底泵或潜没泵。FPSO从上世纪七十年代问 世以来已得到广泛应用，已成为当今海上石油开发生产设施的主流形式之一。依 靠大水线面面积，采用与FPSO和FSO相同储油原理的其它浮式设施还有多种 专利，如圆锥形浮桶式平台、圆柱形浮筒平台，多边柱形浮筒平台等，它们大都 采用多条悬链线式锚泊腿系泊。但是，这些平台大都没有被业界真正认同而得以 应用，唯有圆柱形浮筒平台(SSP——SEVAN STABILIZED PLATFORM)有几个 已投入使用和正在实施的项目。相对于湿式储油而言，我们也可将上述FPSO和 FSO所采用的储油方法归于传统的干式储油，以有别于本发明所采用的干式储油 方法。
(4)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，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。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)传统干式储油。另设压载水舱，随原油舱内原油的增减而 相应自动减增等质量的压载水，以保持总重不变(即原油和海水等质量置换)。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 途的实际工程应用案例外，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。
由于上述四类设施均带有原油储存所需的舱室或罐，为了方便讨论储液技术 和设施，本文以下均把它们统一称之为海上储罐。就储罐相对于水面位置和是否 固定而言，海上石油天然气工业所使用的原油海上储罐可分为四种：水面上方固 定储罐、水面浮式储罐、水下浮式储罐和水下固定于海床的储罐。目前成熟的、 被广泛应用于海洋石油工业的原油海上储罐仅有两大类，一类是具有大水线面面 积、采用传统干式法储油的水面浮式储罐，另一类是采用湿式法储油的海底重力 式固定储罐。这二类罐及其所采用的储油流程均存在各自固有的缺点。
水面浮式储罐，如以FPSO和FSO为代表的浮体，由于水线面面积大、水下 立面尺度大，受风、海浪、海流和海冰等环境条件的影响很大，所受到的环境载 荷很大，它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。现行的水面储罐所采用的传统干 式储油方法有两个必要条件：一是必须配备惰性气生成、卸油时惰性气补充覆盖、 进油时惰性气排放的系统，排放所携带的油气既浪费也造成污染。惰性气的压力 应控制在仅略高于大气压的范围内。这是因为只有维持内部正压，才能避免外部 空气进入；另一方面，FPSO和FSO的货油舱主要为平板结构，稍稍大一点的内 外压力差就可能造成板结构变形。二是通常需配备压载水系统。对于采用原油和 压载海水等质量置换的传统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；钢 制罐壁受外压可能产生的失稳是设计必须认真考虑的问题，钢制罐的建造成本将 因此而增加，特别是对于深水浮体。钢制水下浮式储罐采用传统干式法储油因此 受到了限制。此外，FPSO和FSO还存在系统和设施比较复杂，建造周期偏长， 造价偏贵等缺点。
重力罐的湿式储油方法和靠重力坐落并固定于海床的方法也均存在各自的 缺点和限制。
湿式法储油存在四个缺点和限制。
第一，原油和海水直接接触，被置换出的海水经处理和监控，其含油量虽低 于规范所允许的排放标准，但是长年累积的“轻微”污染仍然是个问题。
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。 对于重力罐而言，可通过预先加大固定压载，确保在任何条件下罐体均能稳定地 坐落在海床上。但是，重量差值所产生的交变载荷则是基础设计和施工必须认真 解决的问题。对于采用湿式储油的水下浮式储罐而言，必须专门配置自动压载水 系统以抵消上述重量的变化。
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。众所周知，海上天然气和伴生气的利用是海上石油天然 气开发面临的新挑战，如何把气体转换成液体(GTL——GAS TO LIQUID)是研 发的重要目标。GTL所产生的水溶性液体产品，如甲醇，显然不能采用湿式法 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。从上世纪八十年代后期至九十年代初期，中国大连理工大学对于 湿式法储存我国的高含蜡、高倾点和高粘度的“三高”原油做了大量的试验和研 究工作，终因原油加热问题难以解决而无法将其应用于我国的实际工程。
靠重力坐于海床的重力储罐存在二个缺点和限制。
第一，罐体作用于海床的交变载荷，如重力和波浪诱导垂向力、浪流引起的 水平滑移力和倾覆力矩等，其中装置湿重和固定压载重量的数值通常很大，可达 10万吨这一数量级，重力罐对地基承载条件的要求因此十分严格，海床基础的 处理是必不可少的工程。水下海床基础工程难度大，费用昂贵，尤其是深水。有 些区域的海床即使处理也难于满足要求，使得采用混凝土重力平台的开发方案不 能在该区域应用。
第二，重力平台安装就位过程中需要另加大量固定压载，如铁矿砂等，以达 到生存状态所要求的操作重量。由于巨大的重力和海床土壤对平台的吸附力，油 田开发生产结束后，平台若不去除固定压载而仅靠浮力将难以浮起和搬迁，因而 难于重复用于其它油田。

为了避免水面上方储罐和水面储罐的缺点，避免传统干式储油法的缺点，克 服上述湿式储油和重力平台的缺点和限制，本发明采用现有成熟技术，提供了一 种液体水下储运(即接收、储存和外卸)装置的技术方案。它优于并可取代现有 的浮式储油、卸油装置(FSO)；它与海上固定式或浮式生产装置相配套，可形 成一个完整的海上石油和天然气开采、生产、钻井和储运系统，优于并可取代现 有的浮式生产储油、卸油装置(FPSO)。本装置也可以独立建造于近岸，通过海底 管道、海底电力和控制复合电缆将本装置各相关部分，以及岸上设施相连接，形 成一个包含水下油库和海上原油接收、外运装置的终端，可取代现行的岸上油库 和油码头。
附图说明
下面结合附图和应用实例对本发明作进一步的描述。
图1是液体水下储存、装卸装置流程图。
图2是罐中罐储液单元内部和外部压力分布线图。
图3是立式圆筒形单组储液单元组合罐图，其中：图3-1是正剖面图，图3-2 是图3-1的A-A剖视图。
图4是立式花瓣圆筒形单组(多组)储液单元组合罐图，其中：图4-1是正 剖面图，图4-2是图4-1的A-A剖视图。
图5是立式(圆形)蜂窝状多组储液单元组合罐图，其中：图5-1是半边正 剖面图，图5-2是图5-1的俯视图。
图6是立式(矩形)蜂窝状多组储液单元组合罐图，其中：图6-1是半边正 剖面图，图6-2是图6-1的俯视图。
图7是卧式连排圆筒形多组储液单元组合罐图，其中：图7-1是图7-2的俯 视图，图7-2是图7-1的A-A剖面图。
图8是建于岸边的水下坐底固定式(液体)储存、装卸装置图。
图9是与浮式油气生产设施配套的水下潜浮式(液体)储卸装置图。
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：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；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；26a.花瓣圆形筒 体内部径向水密舱壁；27.组合罐附属的伸出水面的外延结构；28.水下裙桩；29. 水下基盘；30.单点装置系泊腿；31.潜浮式组合罐系泊腿；32.潜浮式组合罐水 下小平台；33.海上生产设施。
本发明由四大部分构成(参见图1、图8和图9)：
第一部分，包括水下组合式储液罐19(以下简称组合罐)及附属的水下桩、 或定位系统(STATION KEEPING SYSTEM)。组合罐由固定压载舱20和一组或多 组储液单元16；每组储液单元由一个海水压载舱18、一个储液舱21和一个连通 上述二舱顶部惰性气体的自动开关阀17所组成。海底坐底固定式水下组合罐通 过罐周边的水下裙桩28固定于海床上。水下潜浮式组合罐依靠定位系统31系泊 于海床上。
第二部分，一个泵组模块4，它由海水压载泵6、海水卸载泵5、储液装载泵 7、储液卸载(外输)泵10，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)水下泵组模块(SUBSEA PUMPS MODULE)”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(CONVENTIONAL PUMPS MODULE)”4—1，安装于组合储罐附属的、 伸出水面的外延结构27(如小平台)上。
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33，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和水下柔性 立管11连接形成整体装置，共同组成一个“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”。这一流程系统可实现：1).接收和储存来自海上生产设 施33，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所示；其中，穿梭油轮通过系泊缆13和漂浮软 管14与单点系泊装置相连接。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。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。
根据前述组合罐在水下固定和定位方法不同，本发明包含两种类型不同的装 置形式：
1.水下坐底固定式(液体)储存、装卸装置——UNDERWATER GROUNDED STORAGE LOADING & OFFLOADING UNIT(UGSLO)，(参见图8) 该装置的水下组合罐19通过罐体外沿的水下裙桩28固定于海床上。
2.水下潜浮式(液体)储存、装卸装置——UNDERWATER FLOATING STORAGE LOADING & OFFLOADING UNIT(UFSLO)，(参见图9) 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(SEMI-TAUT，TAUT)定位系统31，锚泊于海床上。
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
图1为置换流程的原理示意图。图示为组合罐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、压载水排出，或储液外输、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且不再进行后续的储、卸作业时，开关阀17均自动关闭， 两舱气相空间成为各自独立的系统。两个独立系统是防止组合罐破舱造成储液外 泄污染的一项重要措施。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。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，它们的吸入口潜没深 度应确保内部气体压力形成的压头高度大于该泵允许的吸入头高度；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的出口也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。换言 之，在储液和压载海水重度不同的条件下，和湿式储油系统油和水等容积流率置 换不同，本发明的储液和海水为不等容积流率置换，置换过程中装置的总湿重不 变。
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，加热后的储液经储液 装载泵7从舱顶部进入，同时，等质量的冷储液经储液卸载泵10排出至外部换 热器(图1没有示明)加热，再流经储液装载泵7进入舱顶部实现加热循环。
海水和储液置换过程中舱内气体的压力和容积的变化
由于不等容积流率置换，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。
设：海水压载舱18总舱容Vwt，其中包括残液舱容Vwd、有效舱容Vwe和 气顶舱容Vwg；储液舱21总舱容Vlt，其中同样包括残液舱容Vld、有效舱容 Vle和气顶舱容Vlg。由等质量置换有：
Vle/Vwe＝γw/γl                   (1)
忽略温度的影响，密闭的惰性气体的压力仅随其容积变化而变化：
设储液重度γl小于海水重度γw，当储液舱21储液达最高设计液位，同时压 载舱18压载海水达最低设计液位时，惰性气体总容积最小、压力最高。
Vgmin＝Vwe+Vwg+Vlg               (2)
相反，当储液舱21储液达最低设计液位，同时海水压载舱18压载海水达最 高设计液位，惰性气体总容积最大、压力最低。
Vgmax＝Vle+Vwg+Vlg               (3)
近似按理想气体方程，
Pmin/Pmax＝Vgmin/Vgmax           (4)
综合式(1)--(4)，可得不等式：
1>Pmin/Pmax>γl/γw                 (5)
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。
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
图2.1～2.6表示“罐中罐”式储液单元的储液装卸过程中海水压载舱18和 储液舱21罐壁内外压力的变化。图2.1表示储液单元内储液空载(空罐)、储液 舱21液位最低，同时，压载水满载、海水压载舱18水位最高的工况。图2.4表 示储液单元内储液满载(满罐)、储液舱21液位最高，同时，压载水卸载、海水 压载舱18水位最低的工况。图2.2和2.5分别表示当舱内惰气的压力低于罐外海 水静水压力条件下，储液空载和满载时海水压载舱18和储液舱21内部的压力随 水深变化的分布线。图2.3和2.6分别表示当舱内惰气的压力高于罐外海水静水 压力条件下，储液空载和满载时海水压载舱18和储液舱21内部的压力随水深变 化的分布线。图中所示压力值均为绝对值(不考虑内压或外压的方向性)：Z轴 代表水深分布，同时也代表0压力的分布线；斜直线ABCD为罐外海水静压力 分布线，其斜率为海水重度值；折线EFG为海水压载舱18内部压力分布线，其 中垂直线EF为气体等压力线，斜直线FG为舱内压载水压力线，斜率为海水重 度γw；折线HIJ为储液舱21内部压力分布线，其中垂直线HI为气体等压力线， 斜直线IJ为舱内储液压力线，斜率为储液重度γl。图2.2和2.5折线EFG位于 ABCD的右边，表明海水压载舱18的内压小于外部静水压，海水压载舱18应按 外压容器设计；图2-2折线HIJ位于EFG的右边，表明储液舱21内压力等于或 小于外部海水压载舱18的内压力，储液舱21应按外压容器设计；图2.5折线 HIJ位于EFG的左边，表明储液舱21内压力等于或大于外部海水压载舱18的内 压力，储液舱21应按内压容器设计。图2.3和2.6折线EFG位于ABCD的左边， 表明海水压载舱18的内压大于外部静水压，海水压载舱18应按内压容器设计； 图2.5折线HIJ位于EFG的右边，表明储液舱21内压力等于或小于外部海水压 载舱18的内压力，储液舱21应按外压容器设计；图2.6折线HIJ位于EFG的左 边，表明储液舱21内压力等于或大于外部海水压载舱18的内压力，储液舱4 应按内压容器设计。对于海水压载舱18和储液舱21分开设置的组合罐储液单元， 它的海水压载舱18内外压力分布规律和“罐中罐”海水压载舱18相同，它的储 液舱21内外压力分布规律和海水压载舱18相似，但折线IJ的斜线斜率为储液 重度而非海水重度。
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2.5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 需要采用潜没泵，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。值得注意的是，图2.1和2.5显示海水压载舱和储液舱 底部承受的外压最大。为了充分发挥罐体材料的强度，可稍稍提高流程中惰性气 体最高压力的设定值，使罐体顶部及相邻部分承受一点正压，则罐底承受的外压 将相应减小。为此，图1流程中惰性气体最高压力的设定水深可从原海水压载舱 18内顶部适当下移。
第二种，内部惰气压力高于外部静水压力：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2.6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。
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的优点和缺点
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；可以方便地实现储液的保温加热。此外，和传统干式法相比， 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水(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。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1：1，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(平台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。
水下组合式储液罐(参见图1、图3～7)
本发明水下组合式储液罐19包含一个位于罐底部的固定压载舱20，固定压 载舱20的上部为一组或多组储液单元16，每组储液单元由一个海水压载舱18、 一个储液舱21和一个连通上述二舱顶部惰性气体的自动开关阀17组成(参见图 2.1和图2.4)。水下组合罐可以是立式，也可以是卧式。以下几点是本发明各类 组合式储罐所共有的特性：
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中心拱形封 头、环状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 程中操作重量不变，且重心位置只能沿浮心所在的、垂直的Z座标变化。为此， 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.为了保证本发明组合罐在水中的稳性，它们的浮心均高于重心。
“罐中罐”式储液单元
本发明组合罐储液单元的压载舱和储液舱有两种设置形式：一是二者分开或 相邻设置(如图1所示意的罐体)，仅用于少数特别的设计条件；二是储液舱设 在压载舱内部，所谓“罐中罐”设置(参见图2.1和图2.4)，为本发明首推结构。
“罐中罐”式储液单元包括三种形式。
第一种，圆筒型“罐中罐”式储液单元，它的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和2.4)， 储液舱全部被海水压载舱包围。
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”式单组储液单元，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二个同心的、 具有偶数圆弧“花瓣”的图形25(共2n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”式多组储液单元，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26a，共形成2n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n个储液单元。其余和上述第二种相同。
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。
立式组合罐的固定压载舱
固定压载舱的作用是根据设计要求，平衡组合罐多余的浮力，并确保组合罐 的重心位于浮心之下。对于立式组合式储罐，固定压载舱位于组合罐的罐底部。 本发明立式组合罐的底部固定压载舱有二种形式：第一种如图3-1所示，它是其 上部海水压载舱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 所谓的内敛式底部压载舱。第二种如图4-1所示，为外突裙边形底部固定压载舱， 它从外部“包围”海水压载舱18的“根部”，和其上部的海水压载舱18、储液 舱21共用一个底部平板24，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，也可为矩形管状，即封闭的(带有 顶盖板)。图3和4所示固定压载舱适用于海床固定式和潜浮式水下立式组合罐。 二种结构形式相比较，外突裙边的优点是：对于坐底固定式罐有利于水下裙桩的 打入和固定，有利于减小底部的冲刷；对于潜浮式罐有利于增加浮体在垂荡、纵 摇和横摇三个自由度方向的连体水附加质量和阻尼及阻尼矩，从而改善浮体的运 动响应和水动力性能。除上述专门设置的固定压载舱外，也可直接在海水压载舱 或储液舱底部加固定压载。
“罐中罐”式的组合罐
本发明共涉及立式和卧式共6种形式采用“罐中罐”式的组合罐和1种储液 单元内部压载罐和储液罐分开设置的组合罐。
立式圆筒形单组储液单元组合罐(参见图3)
本型组合罐由一个圆筒形“罐中罐”式储液单元和一个内敛式底部压载舱 20—1或一个外突裙边形底部固定压载舱20—2构成；或者不用固定压载舱，而 在海水压载舱底部直接加固定压载材料。储液单元顶部和底部封头可根据需要任 意选，如中拱封头22、环状拱形封头23和平板封头。本型组合罐的优点是结构 简单、设施所需配套的等质量流率自动置换流程系统因只控制一组储液单元而相 对简单。但是由于只有一组海水压载舱和储液舱，当出现事故如破舱时，整个装 置必须停产，应急措施有限。为了避免出现破舱，必须采用前述的相关保护措施， 如罐顶部另加设防落物护板等等。
立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐(参见图4)
本型组合罐和立式圆筒形单组储液单元组合罐大同小异，由一个花辫筒型 “罐中罐”式多组储液单元和一个内敛式底部压载舱20—1或一个外突裙边形底 部固定压载舱20—2构成；或者不用固定压载舱，而在海水压载舱底部直接加固 定压载材料。顶部和底部为平板封头24。
立式蜂窝状多组储液单元组合罐(参见图5和图6)
本型组合罐由若干个尺度相同的圆筒型罐中罐储液单元竖向紧密排列而成， 其水平投影被包围在在一个圆形、或矩形、或正六边形之内。罐底部的固定压载 舱可以采用外突裙边形底部固定压载舱20—2，如图5所示；也可以采用内敛式 底部压载舱20—1，如图6所示；或者不用固定压载舱，而在海水压载舱底部直 接加固定压载材料。本型组合罐的主要优点是储液单元多，生产操作灵活，一个 单元出现故障，如破舱，整个装置可以继续生产。
立式花瓣圆筒形多组储液单元组合罐(参见图4)
本型组合罐和立式花瓣圆筒形单组储液单元组合罐的唯一区别是前已说明 了的储液单元内部不同的结构。
上述四种立式组合罐既可应用于本发明的固定装置，也可用于潜浮装置
卧式圆筒形单组储液单元组合罐
如图7之中的一组储液单元所示，本型组合罐可以是一个水平放置的圆筒形 “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； 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； 本型组合罐没有独立的压载舱，固定压载位于海水压载舱的底部；如果固定压载 的高度过高而接触储液舱，使得压载水不能从底部连通，则每隔适当间距在固定 压载上预留连通槽。
卧式连排圆筒形多组储液单元组合罐(参见图7)
如图7所示，本型组合罐通过若干个横向框架梁(图中没有示明)，将多个 尺度相同的卧式圆筒形单组储液单元组合罐水平紧密排列而成，形成“竹排”状。 海水压载舱和储液舱之间的径向支撑结构(图中没有示明)属于横向框架梁的一 部分。
储液单元内海水压载罐和储液罐分开设置的组合罐
本型组合罐的外形与结构和卧式连排圆筒形多组储液单元组合罐相似。它的 海水压载舱和储液舱为单层容器，数量均为偶数，通过若干个横向框架梁的连接， 分别间隔水平紧密排列；相邻的海水压载舱和储液舱组成一个子储液单元(简称 水—油或油—水)左右对称排列，亦形成“竹排”状。以海水压载舱和储液舱各 4个的组合罐为例，它们的排列顺序为水—油、水—油、油—水、油—水。为了 保证操作过程中装置的重心始终位于组合罐浮心所在的Z轴上，从两边开始将 左右各一个子储液单元合成一组，共同组成一个储液单元；它没有独立的压载舱， 固定压载位于海水压载舱和储液舱的底部，形成一个另类卧式连排多组储液单元 组合罐。
上述3种卧式组合罐仅可应用于本发明的固定装置，且仅限于浅水区域。
组合罐材料的选择
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，如核电站承压40bar、内直径20米、壁厚 5米、高20米的容器，以及承压3.5bar、内直径50米、壁厚0.5～1米、高65 米的辅助容器，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海水和储液等质量流率自动置 换流程，如果设定海水压载舱内惰性气体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，设定海水压载舱内惰性气体压力高于其外部 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 强度低因而罐壁很厚，使得罐体重量非常重。资料显示，已建成的中型海上混凝 土浮体结构通常需要耗费6-10万方混凝土，若按重度2.5计，其重量达15-25万 吨。现行的重力平台的混凝土耗费量更大，重量也更大。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。例如，不计空 罐时的残液舱容和满罐时顶部少量的气顶舱容，储油舱的有效舱容若为10万方， 油和海水重度分别近似取0.85和1.00，压载舱的有效舱容为8.5万方，总舱容 18.5万方中仅有约一半用于储液，水下组合储罐将因此产生很大的额外浮力。根 据本发明水下组合罐的固定和定位方法的要求，无论固定式还是潜浮式装置的设 计操作重量(湿重)均等于或接近于系统的浮力，即，它的负浮力等于或大于零。 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。本发明组合罐结构 建造材料的选择因此采用不同于常规的做法——本发明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。至此，混 凝土结构自重过大和本发明等质量流率自动置换流程空舱容过大的两个缺点互 补，不利因素反而变为有利因素，这是本发明的一大特色和优点。混凝土重度通 常为2.5，但低重度和高重度分别可达1.94和3.0。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，将有利于浮体重心位于浮心之下，这是本发明混凝土罐体的另一个优点。
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。北 海混凝土重力平台维修资料显示，多年来这些水下结构物仅出现少量的局部结构 因下落重物和热裂造成的损坏，但从未影响整体结构的使用。损坏部位采用“打 补丁(PATCH)”和注入法即可以很方便地实现修理。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一些缺点。 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式储罐十分重 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、钢板混凝土结构之中的一种或 数种，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。
混凝土组合罐的建造和安装
根据不同的混凝土结构形式，本发明组合罐可以采用不同的方法建造。
本发明各类组合罐均可采用和传统的混凝土重力平台相同的深干塢法建造。 它需要一个深度至少低于平均海平面12～14，甚至16～18米的干塢和可以进行 浮式建造的遮蔽的深水水域，建造地点的选择因此十分有限。
“竹排”式组合罐水线面面积大，可以利用普通干船坞来建造。为了便于塢 内起浮，可沿罐体四周周边底部加设水密裙板，形成一个扣着的“盒盖”，塢内 进水后，“盒盖”内密闭的空气将产生很大的浮力。裙板还可作为入泥的抗滑移 裙板。需要注意的是，海上安装时必须排掉裙板所围密闭空间内的空气和海水。
罐体全部或下部采用钢板混凝土结构的立式组合罐，可用普通干船坞建造钢 板壳体，塢内漂浮、湿拖至深水水域；或用码头场地建造钢板壳体，滑移至下水 驳拖航至深水水域；在深水场地向漂浮的壳体中间浇筑混凝土，最后完成全部设 施结构的建造。
采用普通干船坞或码头场地建造的地点选择十分广泛。
本发明组合罐采用与混凝土重力平台相同湿式拖舱方法。本发明固定装置的 海上安装包括下沉、坐底和调平、最后打水下裙桩。本发明潜浮装置系泊腿采用 和SPAR平台相似的方法安装。
坐底式水下组合罐的固定和操作重量控制
本发明坐底固定式组合罐采用完全不同于现行重力式平台的固定方法：重力 式平台依靠自身的重力坐落在海床上，本发明则是靠罐体周边若干根水下裙桩 (28)把组合罐19固定在海床上(参见图8)。和固定式导管架平台相类似，本 发明固定设施仅对海床较深层的基础承载力有要求，从而避免了重力式平台高昂 的海床基础处理费用和施工的难度。当设施需要重复使用而搬迁时，切断水下桩， 排空舱内液体，组合罐将十分容易地起浮和搬迁。水下桩施工技术已十分成熟并 得以广泛应用。据此，本发明克服了前面所述的重力式平台海床基础处理难度大、 费用高和难以搬移再重复利用的两个缺点。由于储罐在海底所受到的环境载荷很 小，作用于水下桩的水平力，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水下桩的水平力，上拔力 和倾覆力矩。本发明坐底固定式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，其负浮力也可不设上限。
潜浮式水下组合罐的定位和操作重量控制
本发明潜没于水中的浮式组合罐19采用常规的悬链线等形式的系泊定位系 统31定位，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，除海流作用力外，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。如果本发明的单点系泊 装置12，如SALM、直接安装在罐体上(参见图9)，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。除悬链线系泊系统外，定位系统31还可采 用张紧索(TAUT)或半张紧索(SEMI-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(负浮力为0)， 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。 泵组模块
本发明泵组模块4(参见图1)包括(干式)传统泵组模块(CONVENTIONAL PUMPS MODULE)4—1和(湿式)水下泵组模块(SUBSEA PUMPS MODULE) 4—2二种类型，每种类型都包含海水压载泵6、海水卸载泵5、储液装载泵7、 储液卸载(外输)泵9各一台或二台(一用一备，)，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。由于二种类型分 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27，如小平台上(参见图8)。由于它不浸没在水中，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。水下泵组模块4—2安 装于组合式储罐上(参见图9)，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。因此，水下泵组模块的技术要求和造价 高于传统泵组模块。随着深水油气田的开发，用于深水的设备和元器件，如水下 泵、水下液压站、水下自动控制阀门，以及水下遥控、安装、检测和维修技术和 装备已日趋成熟并被业界广泛采用。本发明水下坐底固定式储存、装卸装置(参 见图8)和水下潜浮式储存、装卸装置(参见图9)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，且仅可用于海况环境条件好的海域；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。
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—— UNDERWATER GROUNDED STORAGE LOADING & OFFLOADING UNIT(UGSLO)
如图8所示，本装置包括：1.一个坐落在海床上的固定式组合罐19，图示 为立式圆筒形单组储液单元组合罐，也可采用本发明涉及的除立式长圆筒形多层 储液单元组合罐以外的其它种多形式，数根水下桩28通过外突裙边形底部固定 压载舱20—2打入海床将罐体固定。如果组合罐19除采用其它形式，水下桩的 安装方式须根据罐体的结构形式相应改变。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外延 结构(小平台)27上的传统泵组模块4—1，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。3.一个单点系泊装置12，图示为 CALM单点，也可选用其它形式单点或多点系泊装置。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1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。本装置可采用和传统混凝土重 力平台相同的方法建造和湿拖，但需要深干塢和深水建造场地。对于“竹排”式 组合罐，可采用普通干船塢建造。如果组合罐本体全部或下部采用钢板混凝土结 构，可采用普通干船坞或码头场地建造钢板壳体，再湿拖至深水完成建造。本装 置适用于水深不太深的水域，可与岸上的工作站2相配套，将来自陆上的油 品或液态工业产品经陆上及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。
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 FLOATING STORAGE OFFLOADING UNIT(UFSO)
本装置如图9所示，装置包括：1.一个潜浮于水中、依靠定位系统31系泊 于海床上的组合罐19。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除采用图示的形式外，还可采用除卧式罐以外的其它多种形式组 合罐。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“密闭气压连通式海水和储液等质量流率自动置换流程系统”。系泊定 位系统31，它可以采用悬链线、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 31必须考虑穿梭油轮15的系泊力。2.一个泵组模块4，图示为安装在罐顶部的 水下小平台32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。3.一个单点系泊装置12， 图示的单点形式和CALM相似，也可采用SALM等其它单点型式，安装于罐 顶部的钢结构水下平台32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33上。泵组 模块4—2通过海底管线3和海底电力、控制复合电缆1和海上生产设施上的工 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14实现产品的外输。 水下泵组模块4—2所需的电力由本装置为之配套的海上生产设施33供应；原油 储存和外输作业亦由海上生产设施33遥控操作。本装置的建造方法和应用实例 1相同；海上安装采用和SPAR平台相似的安装方法。本装置适用于海况恶劣的 海域和深水，与海上浮式或固定式生产平台配套，可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。