作者：谭家翔
出版社：石油工业出版社
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海上油气浮式生产装置试读：
前言
近些年来，随着陆地和近海油气资源日渐枯竭，世界把油气开发的重点转移到了深海和超深海。截至2011年，全世界已建成256座深水浮式平台，最大水深达2743m，进而把目光投向了3000m以上的超深水海域，深海已成为21世纪重要的能源基地和科技创新的前沿。
传统导管架平台和重力式平台，无论经济性还是技术性都不适合深海油气开发。为此，海洋工程界不断进行开发研究和技术创新，除了广泛应用的浮式生产储卸油装置（FPSO）和半潜平台（Semi-sub）之外，张力腿平台（TLP）、柱状深吃水平台（Spar）也应运而生。
我国南海油气资源极为丰富，石油蕴藏量约为（230～300）×810t，其中70%蕴藏于深水海域，开发南海深水油气是必然趋势。
我国现在有15艘FPSO服役，这些FPSO支撑着国内海上油气田近80%的产能。是世界上拥有FPSO数量最多的国家之一。和Semi-sub一样，我国FPSO最大作业水深仅为310m，没有TLP和Spar设计和运营实践，与先进国家相比，尚有相当大的差距。
南海是世界海况条件最恶劣的三大海域之一。深海、恶劣的海况条件以及远离大陆，都是海上浮式油气生产装置设计、建造和运营必须面对的难题。目前，深海油气开发的核心技术还仅掌握在少数几个国家手中。我们必须借鉴国外的成功经验，同时大力自主研发，只有这样才能掌握深海油气开发的主动权。
在参考大量国内外技术文献、规范和推荐作法，以及单点公司的设计和计算分析报告的基础上，编写了适合于深海油气开发的FPSO、Semi-sub、TLP和Spar等4种浮式生产装置的理论基础、设计和建造实践。期望对海洋工程界、油公司的管理人员和技术人员有所借鉴和帮助。
由于水平所限，书中难免存在错误和疏漏，诚恳希望业界内外专家、学者批评指正。编者2014年7月1 绪论
随着陆上油气资源的不断减少和日渐枯竭，从20世纪甚至更早，人们就把目光转向了海洋。海洋是油气的重要来源。目前海上油气生产中，最常见的4种浮式生产装置为：浮式生产储卸油装置（Floating production storage and offloading system），简称FPSO；半潜平台（Semi-submersible platform），简称Semi-sub；张力腿平台（Tension leg platform），简称TLP；柱状深吃水平台（Spar），简称Spar。1.1 海洋工程发展历程
海洋油气勘探可追溯到19世纪90年代初，在太平洋—加利福尼亚—萨默兰沿海和里海—阿塞拜疆—巴库沿海，利用延伸的码头进行最早的海上钻井。但是，人们通常认为海洋油气工业真正开始于1947年，Kerr-McGee（科麦奇）公司在墨西哥湾—路易斯安那沿岸4.6m水深处，成功地钻了第一口海上油井。井架和绞车设置在11.6m×21.6m的木制甲板的平台上。平台由16根直径61cm、入泥深度31.7m的桩腿支持。从20世纪50年代起，海上油气勘探开发已遍布世界各个海域，如墨西哥湾、西非、巴西、北海和东南亚等。大部分海［1］上油气产自号称“金三角”的深水和超深水海域，即墨西哥湾、西非和巴西。
自第一座海上平台问世以来，海洋油气工业蓬勃发展，随着水深越来越深、环境条件越来越恶劣，海洋油气工业的发展也更具挑战性。1975年，固定平台的作业水深达到144m。1978—1990年，作业水深达到328m。1991年，作业水深达到412m。
1975年，在600m水深的海域成功地钻了第一口油井。但是，由于生产采油技术装备严重滞后，直到1993年生产装置才首次投产，整整晚了18年。随着浮式生产装置和系泊技术的迅速发展，生产装置的作业水深已超过2000m。
20世纪60年代，不足100m水深的生产平台就被当作深水平台看待了。70年代，在300m水深的海域安装了平台，并铺设了输油管线。70年代末期，设计了300m水深的海上浮式生产系统（FPS）和FPSO系统。1977年，第一艘船形FPSO开始在西班牙海域服役。1998年，巴西Roncador油田的FPSO作业水深达1853m，创世界纪录。截至2002年，有40座深水浮式生产装置和91座深水船形FPSO投产或在建造。2005年，英国石油（BP）公司的Atlantis项目水深达到2133m，打破了该项世界纪录。
自1947年以来，建造并安装了10000多座各种类型和尺度的海上平台，呈现出许多创新型的固定式和浮式结构。随着水深增加，固定式结构变得越来越昂贵并且难以安装。对于远海、深海油气勘探开发，固定式结构不仅费用高，而且技术不可行，浮式系统显现出技术和经济上的双重优势。巴西石油公司在深水、超深水油田，竭力采用创新型的浮式系统并取得辉煌业绩。毋庸置疑，巴西在该技术领域处于世界领先地位。
根据国外统计资料，截至1995年，世界原油总产量的30%来源于海洋，主要为近海和浅海；深海油气开采总量将不断增加；21世纪初，世界油气总量的3%来自深海（水深＞305m）；预计到2015年，将超过世界油气总量的10%。
近些年来，随着近海和浅海油气资源日渐枯竭，向深海“要油”势在必行。国外许多油公司正迅猛地向深水和超深水推进。
在海上油气资源中，深水、超深水占全部资源量的30%～40%。近年来，在全球获得的重大勘探发现中，有50%来自海洋，并且主要为深海。不言而喻，深海已经成为海上油气来源的接替区。
据相关资料，南海油气资源极为丰富，整个南海盆地群石油地质8123储量为（230～300）×10t，天然气总地质储量约为16×10m，占中国油气资源总量的1/3，其中70%蕴藏于深水区。中国在南海的勘探开发始于20世纪80年代，由于技术限制，多集中在北部的浅水区。至于深海开发，几乎是一片空白。目前中国海上油气勘探开发，水深普遍小于300m，300m以上的勘探开发尚处于起步阶段。中海油于2012年6月公开招标的9个区块中，最大水深4000m，平均水深1200m，开发难度非常大。
浅海油气田开发，浮式和固定式平台都可采用。但是，对于深海和超深海油气田，固定式平台无论技术性还是经济性都是不可行的。于是，浮式装置成为了人们关注的焦点。随着水深不断增大，浮式装置的优势显得越来越突出。国外公司目前已研发并交付使用的多种创新型的浮式结构是专门为深海研发的，具有很强的独特性。
由于现有技术不可行或成本太高，海洋油气工业尤其是深海勘探开发需要不断地发展新技术，这就促进了结构型式和设计理念的创新。
通常，海上油气浮式生产装置远离陆地，根据生产需要，往往要求这些装置在油田寿命期间都保持在作业现场，不进干船坞检修，年检也在海上进行，能够在100年重现期的风暴条件下“自存”。业内人士称它们为永久式浮式装置，显然，其设计标准远高于常规结构。1.2 浮式装置类型
宏观上，可将浮式装置划分为永久式和移动式两种类型。
永久式装置主要用于海上油田开发（采油、处理加工及储存、外输），使用寿命按20～30年考虑。为了保证连续生产，在油田寿命期间，检验维修（包括定期检验）不进干船坞，而是在作业现场进行。系泊系统和船体本身必须具有承受100年一遇极端海况条件的能力，对于某些深海或风浪条件恶劣的海域，船体总纵强度、甲板局部强度（承受上部模块支反力和力矩）、稳性和耐波性、防腐和抗疲劳性能的设计标准远高于常规运输油轮。
移动式装置在现场连续作业的时间比永久式短得多，遇到恶劣海况采取解脱避让（不硬顶）的对策，检验和维修按计划在干船坞内进行。其系泊（或定位）系统、船体的设计标准远低于永久式。
移动式与永久式之间，并没有十分严格的界限。以Semi-sub为例，经过改装（安装采油设备、提高风暴自存能力）就可以用作采油平台。许多采油平台就是Semi-sub改装而成的。
浮式装置很少标准化、系列化。绝大部分深水油田采用的浮式装置，都遵循“量体裁衣”的原则设计、建造。用于原油生产开发的永久性设施，尤其是适于深水油气田勘探开发的浮式装置，最常见的浮式装置包括FPSO、Semi-sub、TLP和Spar。据初步统计，FPSO、Semi-sub、TLP和Spar分别占海上生产设施的60%，21%，11%和8%。各种不同海上生产装置的特点见表1.1。表1.1 各种不同海上生产装置的特点1.3 浮式装置功能与构型
浮式装置有功能与构型两个相互依存的特征因素。海上油气开发需要浮式装置具有钻井、采油、工艺处理、储存、外输等功能，甚至还需要具有完井、修井的功能。
油藏和产出液的特性、水深和海洋环境条件都是影响浮式装置功能的重要因素。但是，现场基础设施、管理理念、作业者的财政能力以及规范、标准和国家法律也具有重大影响。
移动式半潜平台（Mobile semi-submersible）的构型，是由可变甲板有效载荷和迁移速度确定的。它可以用来钻井，也可用于采油。而FPSO具有多种功能，如采油、工艺处理、储油、外输、支持立管以及生活居住等。
在浅水区，采油通常用固定式桩基平台或重力式基础平台，FPSO也是选择方案之一。也就是说，在技术上固定式和浮式都是可行的，关键在于经济性。
在浅水区，最常见的生产平台为固定式桩基平台，海洋工程界称其为导管架（Jacket），通过打入桩或钻孔灌注桩固定在海床上。隔水套管是油井套管自海底向上的延伸部分，由固定式平台支持，它不随海浪自由运动。井口位于平台甲板上，如同在陆地上容易操作管理。浮式生产装置则不同，平台与立管的界面成为最重要的界面。原因是浮式装置通常有6个自由度的运动，其中升沉运动影响最大。可以用水下井口采油，也可以用水上井口采油。具体选择哪种方式，取决于油藏的特征，这对浮式结构的选型有重大影响。干式采油树的立管，几乎为垂直的钢管。它们必须设计成能够承受所有作业条件下的井口压力，并严格限制平台的运动（幅度）。到目前为止，仅TLP和Spar能够用“干树”采油。固定式平台的经济极限水深随环境条件而变化。在北海，导管架平台的极限作业水深为186m，混凝土平台的极限水深为305m。而在墨西哥湾，混凝土平台达到412m（世界纪录）。当油田水深超出上述范围时，固定式平台的技术性和经济性都变得不可行，而且海上施工、安装也变得很困难。这时，浮式装置的优势就显现出来了。用得最多的浮式装置为船形FPSO，其次为Semi-sub、TLP和Spar。
大多数浮式生产装置，即所有的Semi-sub、FPSO都通过水下井口生产原油，不同于固定平台和陆上的油井，操作者不能直接对井口进行检查维护。
油井由井口和控制阀箱构成，井口连接地下井套，阀箱设有用来控制油流和应急关断的各种阀门。该阀箱称为“水下采油树”（以下简称“湿树”）。
水下井口装置很昂贵，但仍然比在深水中安装一座平台便宜。由于操作原因，水下井口可能导致较低的采收率。采油树安装的节流装置及阀组会引起压力降，当油井结构下降到低于某个临界值而停产［2］时，水下井口和水上井口之间的关断压力差别可能分别为1000psi和100psi。如果水下井口停产，或产量下降到经济限度以下，须动用移动式钻井装置拆除采油树后进行修井。这是一项十分昂贵的作业，如果修井效果不理想，作业者可能选择弃井，油层中将残留大量的油气。
这个现实促使作业者寻求能够采用水上采油树，即“干树”采油的浮式装置。加利福尼亚的工程师们在20世纪70年代发明了一种垂直系泊在海床上的浮式系统，即TLP。1984年安装于英国北海的TLP，是这种技术的首次应用，也是浮式平台的首次“干树”采油。由于垂直设置的张力筋腱约束了升沉运动，使得立管和船体之间没有相对运动，即使在极端海况条件下，生产管线也不会受到损害。
深吃水的Spar虽然升沉运动不受任何约束，但其运动却十分平缓，立管不受平台运动的影响。
深水油气生产开发有多种工程方案可供选择。深水浮式生产装置主要集中在墨西哥湾、西非和巴西沿海“金三角”海域。目前，Spar还仅用于墨西哥湾；TLP已应用在墨西哥湾、西非、北海和印度尼西亚海域；FPSO已广泛应用在世界几乎所有的海域；Semi-sub主要用在北海和巴西海域。对于一个具体项目，究竟选择哪种设计方案是正确的，没有简单的答案。
为深水油气田开发选择一个比较理想的设计方案，常常需要几年的努力，包括大量的研究和计算分析。主要影响因素是油藏特征和基础设施，这将决定设备的大小、井数、井位和采用“湿树”还是“干树”。
20世纪90年代，FPSO越来越广泛地用于开发大型油田，储油能力和穿梭油轮的吨位根据实际情况不断优化。例如，北海的穿梭油轮通常是专门设计建造的；西非的FPSO通常为适合于远距离运输的超大型油轮（VLCC）装卸来进行设计。目前FPSO的储油能力一般为3天（北大西洋BP公司的Foinhaven油田）到11天［中国海洋石油总公司（以下简称中海油）的南海流花油田］的产量。没有油气处理能力的浮式储卸油装置（FSO）可以与浮式或固定式生产平台结合使用。
最常用的原油外输方式为海底管线和穿梭油轮。如果采油平台距离陆岸比较近，或者可以连接到现有的海底管网上，则可以通过海底管线输送。墨西哥湾油气开发，从浅水到中等水深，再到深水，促进了海底管网的发展。对于偏远的海上油田，既没有现成的海底管网，同时利用管线输送的技术性和经济性也都不可接受，因而普遍采用穿梭油轮运输。用穿梭油轮外输，需要一整套比较复杂的设计。1.4 灾难与规范
大多数海洋结构经受住了时间的考验，但仍有多起灾难性事故发生，恶劣天气、井喷、倾覆和人为失误造成大量固定式和浮式结构灭失。（1）1955—1968年，近24座移动式钻井平台被毁。仅在1957—1959年，Hilda和Betsy飓风就使钻井、采油和管道设施遭受了亿万美元的损失。（2）1980—1982年，两座Semi-sub倾覆沉没，一座是挪威北海的生活支持平台，另一座是加拿大海域的Ocean Ranger，这两起事故共导致几百人丧生。（3）1988年，Piper Alpha平台发生火灾，导致167人丧生，是最严重的海上灾难。（4）2001年3月，世界上最大的Semi-sub，巴西石油公司的P-36在Campos盆地爆炸沉没，11人丧生。
每发生一次重大海难，海事当局和规范团体就会调查、研究、分析原因，汲取经验教训。规范标准也必将随之做出重大修改和提高。例如，号称“永不沉没的”泰坦尼克号豪华邮轮于1912年处女航撞冰山沉没，1500多人丧生，为当时最大的海上灾难。为此，1913年在伦敦召开了国际海事会议，1914年颁布了《国际海上人命安全公约》（SOLAS），对海上救助、救生设备的配备、无线电通信等做了重大修订和补充，并开始对北大西洋冬季冰情进行监测和预报。
众多海难表明，认识大自然的威力，应摆正人与自然的关系。科学技术取得某些进步，往往需要人类付出高昂的代价。
通常，浮式装置及其他海洋工程结构依据现行的行业标准和入级规范进行设计。有多种国际公约和法规控制浮式系统设计，在投入使用之前，必须接受相关审查。编制行业标准和入级规范的目的是用来体现过去的、经过实践证明为成功的设计。依据现行、成熟的规范标准设计是常规作法。对于设计者而言，行业标准和入级规范是最有用的。很多针对移动式设施的设计规范标准（其中包括MODU规范），均可作为永久性浮式装置设计参考。
上述规范标准通常不包含创新型的结构设计。很显然，新型结构设计，单纯依靠规范或经验是远远不够的，有时可能出现很大的差错。随着海洋油气工业不断向深水和超深水海域发展，面临许多由于水深和特殊环境条件以及远离陆地带来的未曾经历过的新问题，有些更是意想不到的。因而，必须研究新概念。［1］国际上通常把305m（1000ft）水深定义为深水；超过1525m（5000ft）时，则定义为超深水。［2］ 1psi=6.895kPa。2 浮式生产储卸油装置（FPSO）
FPSO由船体、定位系泊系统、生产处理设施和外输系统组成。本章主要讨论船形FPSO的总体性能和设计要点。2.1 FPSO类型
FPSO分为船形（Ship-shaped或Ship-type）和其他形式，船形最为常见。
美国船级社ABS《浮式生产装置建造与入级指南》（（Guide for building and classing floating production installations））仅对船形FPSO做出规定，而不涉及任何非船形FPSO。该指南的适用范围为长度不超过500m，船长和船宽比不大于5，船宽和型深比不大于2.5的FPSO。
船长、型宽、型深、吃水、排水量、方形系数、载重量和空船重量等专业术语的定义，均按ABS《钢质海船建造与入级规范》执行。
船体是由双向加筋的板架构成的箱型梁。在为全船提供浮力的同时，提供巨大的强度和刚度。在进行整体强度分析时，把船体简化为作用着重力、浮力、环境力的一根细长梁或船体梁（Hull girder）。计算分析的理论概念与常规船舶相同。
由此可见，船形FPSO外形像船，即具有船的主尺度、主尺度比、船形系数（属于细长体）。而且设计时，需严格遵循钢质海船的理论概念及各种规定，如浮性、稳性、耐波性、总纵强度、屈曲和疲劳等。
须强调指出，永久式FPSO船体承担的任务比常规运输油轮繁重、艰巨得多。例如，抗台风至少按100年的重现期考虑；在油田寿命期间（20～25年），不解脱、不进干船坞，年检在油田现场进行，检查、维护、保养条件远不如运输油轮；重力、浮力分布不停地变化，甲板上部负荷远大于运输油轮；长年、多年连续海上作业，疲劳问题十分突出。
坚固可靠的船体设计，对安全、环保以及经济性是至关重要的。因此，FPSO不应等同于常规运输油轮，而应作为海上设施看待。
船形FPSO是数量最多的浮式生产装置。它是自20世纪70年代发展起来的，用于采用管道和固定平台都不经济、较小而又偏远的油田开发。早期，FPSO局限在温和的海洋环境条件下使用，多数为二手油轮改装和采用多点系泊系统定位。
通常，FPSO是集生产、储卸油，以及生活功能于一体的船形浮式装置。其可以设计成随风向改变方位，即采用单点系泊系统（SPM）定位，使其始终处于迎风浪状态，从而使横摇和垂荡运动降到最小。但是，在温和的环境中，例如西非和东南亚，FPSO可以采用多点系泊系统定位，使其始终朝着一个方向。巴西的一些FPSO使用具有松弛船尾系泊缆的多点系泊系统，具有半风向标功能，船体可以随环境力做有限的转动。
需要指出的是，转塔式系泊系统于1986年研发成功并用于FPSO定位，为FPSO进入深海、超深海以及环境条件恶劣的海域打开了大门。同年，第一批新建的FPSO在北海投入使用。北海和巴西是当今FPSO的主要市场。
如上所述，船形FPSO拥有宽敞的上部甲板和庞大的船体内部空间，实现了生产和储卸油功能的完美结合。另外，船形FPSO对水深变化不敏感，适于深海作业。因此，对于深海、超深海以及风浪条件恶劣海域的油田开发，船形FPSO+内转塔系泊系统几乎成为首选方案。2.2 前期研究2.2.1 方案选择
根据油田产能、开发计划（即油田开采年限、年产量递增—递减曲线）、环境条件等诸多因素，对FPSO和FSO（浮式储卸油装置），新建和二手油轮改造或租用等进行多方案的技术、经济综合分析比较，最终选择并确定一个技术可行、经济合理的方案。优化并确定FPSO的船体主尺度、储油能力、排水量、总体布置、甲板上部工艺设施及公用设施的能力、定位系泊方式、卸油方式等。它是编制油田总体开发方案（ODP）的重要内容。2.2.2 新建、二手油轮改造或租用
根据多种因素综合分析比较，确定新建、改造还是租用。（1）二手油轮改造与新造船比较，可以提前1年投产。对于环境条件温和海域的，产量不高，寿命不长的中、小油田开发，可能是一种经济、快捷的选择。但是，需要综合考虑现有油轮的储油能力、甲板空间、安装转塔和上部模块的可行性；总纵强度、剩余疲劳寿命等。（2）新造船，可以按实际需要进行专门设计、建造，可以得到1艘比较理想的FPSO。对于处于恶劣海洋环境条件下的，产量高、寿命长的大型油田开发，综合分析比较技术性和经济性，普遍认为新造船具有绝对优势。（3）船舶建造市场调查，其中包括造船行业工作饱满程度、交船期和造价。（4）二手油轮市场调查，行情、所选二手船的船况（钢板更换量，改造、加强工作量）。（5）租船市场调查。2.2.3 相关规范标准
海洋工程标准、船舶规范是以往成功设计实践的集中体现，对当今和以后的设计与建造工作有指导和借鉴意义，其中有些条款是强制性规定，必须遵照执行。需要指出的是，上述强制性规定或要求，对于新建或二手油轮改造的FPSO是等同的。
FPSO船体性能（稳性、耐波性）、结构强度（总纵强度、局部强度、疲劳和屈曲强度）、材料与焊接（包含探伤）等设计仍遵循《海上浮式装置入级和建造规范》和《钢质海船建造与入级规范》的相关规定。FPSO不同于常规运输油轮，尤其是当用于环境条件恶劣海域时。常规运输油轮的设计波浪条件，按北大西洋20年重现期设计，不解脱的FPSO按照至少100年的重现期设计，各国船级社的海洋工程规范、标准、推荐作法等都有更高的技术要求或特殊规定。2.3 总体设计要点2.3.1 概要
总体设计主要考虑功能、总体性能、船体结构、设计寿命、总体布置与安全原则。（1）功能。
FPSO是集油气生产、储卸油以及生活、安全、消防、救生功能于一体的海上浮式生产装置。根据需要，有些FPSO还具有向井口平台供电、注水，以及接受来自井口的温度、压力信号，对井口进行监控的功能。主要功能如下：
①油、气、水处理；
②储油和卸油；
③提供生活条件；
④发电和供电；
⑤系泊定位；
⑥油、气、水、电、信号输送；
⑦安全、消防、救生。（2）总体性能。
为了保证连续安全生产、风暴自存和人员安全，FPSO必须具备常规船舶最基本的性能，如浮性、稳性、不沉性和耐波性等，这些是FPSO赖以生存的条件。（3）船体结构。
船体结构必须具备对应设计海洋环境条件足够的总纵强度、局部强度、刚度、抗屈曲、耐疲劳和防振动等性能。（4）设计寿命。
通常，FPSO船体服务寿命按25年考虑（船舶规范要求至少20年）；而疲劳寿命按服务寿命的2倍，即50年考虑。但是，船体界面结构、系泊系统、甲板上部设施支撑结构等的疲劳寿命，需要特殊考虑。重要的和不能检查维修的部位，疲劳安全系数（疲劳寿命与服务寿命的比值）按10考虑。ABS、BV（法国船级社）和DNV（挪威船级社）等船级社对设计寿命的规定已达成一致。（5）总体布置与安全原则。
油气生产本身具有一定的危险性，极易泄漏易燃、易爆气体。
工艺设施可以布置在储油舱甲板之上。但是，从安全考虑，要求工艺甲板与主甲板（或干舷甲板）之间至少有3m的距离，并保证有良好的自然通风。FPSO须进行安全区和危险区划分，生活区和生产指挥中心尽可能远离危险区，安全距离不足者（30.5m或100ft）需考虑设置防火墙、防爆墙和隔离舱。
消防、救生、逃生通道及庇护所等都必须按规定执行。2.3.2 船体主尺度（1）影响FPSO主尺度的四项原则性要求。
①储油能力必须与日产量和卸油计划（即穿梭油轮的周转），以及天气影响相适应（考虑缓冲时间）。
②船体上部甲板空间必须满足工艺设备、生活区和公用设施等安全布置的要求。
③排水量和压载能力，须考虑船舶运动对工艺设备和立管系统的影响。
④安装转塔的空间，须考虑对船体储油能力造成的损失。（2）FPSO设计要求。
FPSO设计，须满足多项功能性要求。但是，对于船体设计者而言，这些要求可以简单地归结为下述3项：
①浮力必须等于重力加上系泊系统和立管系统的垂向载荷。
②可利用空间必须等于或大于执行功能所需要的空间。
③船舶运动、定位和稳性必须满足最低标准。（3）影响储油舱容积的主要因素。
FPSO的储油舱容积，按下述公式确定：
储油舱容积=穿梭油轮的载油量+数天的油田产量（考虑天气或其他原因，不能按计划卸油的一种缓冲措施，通常为5～10d）
显而易见，影响储油舱容积的主要因素为油田的日产量、穿梭油轮的载油能力、卸油周期或频度、不能按计划卸油的缓冲时间以及油田的海洋环境条件。（4）FPSO主尺度与运输油轮的区别。
绝大多数FPSO为船形，有较大的长宽比（L/B），即为细长体。但是，FPSO的主尺度及尺度比与常规运输油轮比较，有较大差异。
商用运输油轮的整体构型受到低成本、运输大货物量要求的驱使，而发展成长宽比约为6∶1。该比值，是较大封闭空间和较小航行阻力的最好契合。
FPSO不需要航行，因此阻力不是主要问题。长宽比通常低于运输油轮，典型比值为5∶1。FPSO船宽与型深的比值也与油轮不同，因其不受最大吃水的限制，可以在典型比值2∶1的基础上优化。即在风向标模式中，可以通过船体的长宽比选择，使FPSO在盛行风环境条件下具有较小的迎风面积，从而有利于船体的风向标转动。换句话说，一方面降低长宽比，又要避免肥大船体产生不良的运动和系泊特性。
通常，在主尺度中，船长L对船体结构的造价影响最大，较短的船长可以降低钢材用量，利于降低成本。
通过增加干舷高度，同时允许较大的船首吃水来减小拍击，有利于结构设计和船舶的耐波性。从运动响应考虑，吨位越大，船舶的固有周期与波浪周期相差越大，越不易产生谐振，性能越好。2.3.3 船体型线设计
对于在环境恶劣海域作业的FPSO，运动性能（或耐波性）优良的船体，对提高人员安全度、生产效率，降低系泊和立管系统的载荷都是至关重要的。
船体长度可以根据预期的波长进行调整，以确保在极端环境条件下，不会处于生成最大升沉和纵摇响应的波长范围内（避免谐振），从而减小转塔的垂向运动和相关的动载荷。船体形状也可以进行调整，以控制横摇和纵摇特性，从而降低立管限弯器的设计要求，尤其是横浪状态。这种优化同时会降低（针对波频运动而进行的）专用上部处理设施的设计要求，例如分离器的挡板。还可以通过改变船首、尾线型进行（设计）优化，以减少波浪和海流的作用。在横浪条件下，该优化设计可以减小船体所受的入射波的载荷，从而减少系泊力和船舶的横摇。上述船形优化对FPSO的长期操作性能很有益处，但应根据建造成本和油田寿命进行仔细评估。（1）关于FPSO船形的两种观点。
①FPSO不航行，可以不考虑线型。
②在环境条件恶劣海域作业的FPSO应考虑线型优化，以减小动力响应，减小系泊力，改善耐波性。即使在环境条件较好海域作业的FPSO，线型不好也会使静水弯矩、系泊阻力大幅度增加，同等吨位的姊妹船差别可达50%。（2）值得探讨的几个问题。
①迄今为止，船形FPSO仍占主导地位。中国的（18艘）、英国的（14艘）和巴西的FPSO全部为船形。可见，FPSO“已摆脱船形设计”的提法是没有依据的。
所谓船形，即FPSO船体有较大的长宽比和船宽型深比，以及相应的船形系数，为细长的箱型结构。为了减少系泊阻力、降低总纵弯矩、提高稳性和耐波性，船体往往考虑线型设计。长宽比通常低于油轮，典型比值约为5∶1，船宽型深比约为2∶1。
②非船形FPSO的应用范围很小。驳船形、多边形仅适用于风浪条件较好（Benign）的水域，诸如西非、东南亚的小油田，而非大型主力油田。
③恶劣海域的FPSO应选择合适的线型。（3）船型优化。
所谓船型优化，就是改变主尺度和尺度比以及质量分布。随着水深增加，FPSO的系泊系统和立管系统对于船体的一阶波频运动的敏感性急剧增加。船型优化的目的是改善船体的耐波性。耐波性是船体主尺度和线型的函数。船型优化主要采用以下做法：
①改变船长、船宽、型深、吃水、首/尾线型，以及质量分布等。
②调节船长与预期波长之间的关系，保证在极端环境条件下，不致产生过大的升沉（Heave）和纵摇（Pitch）运动响应，以减小转塔（Turret）的垂向运动和相应的动力载荷。
③通过优化船形来控制船体的横摇（Roll）、纵摇运动特性，以降低对立管的设计要求，尤其是在横浪条件下。这些优化对甲板上部的工艺处理设施同样是有益的。
④通过船舶主尺度调节和改善首/尾线型，降低波浪和海流的作用力。尤其是当波浪来自船的横方向时，减小系泊载荷和船的横摇运动显得十分重要。
上述船型优化无疑给经济性带来不利影响。但是，对于长期在恶劣环境条件下作业的FPSO是有益的，往往利大于弊。2.3.4 双层船体
为了防止原油泄漏污染海洋环境，要求FPSO和穿梭油轮具有双层船体（双底、双舷侧）。因为一旦原油泄漏造成严重污染，罚款的直接经济损失，可能远超FPSO本身的价值。
规范规定FPSO必须具有双舷侧，但对双底没有强制性规定。FPSO搁浅、触底的风险是很低的，可以不设双层底。2.3.5 船体总纵强度
为了保障FPSO在恶劣环境条件下作业和生存安全，必须具有足够的总纵强度。
通常，FPSO满载时静水弯矩中垂状态大于中拱状态，中垂弯矩是设计的控制条件。这是由于货油舱位于船的中部（货油质量约占满载排水量的70%），满载时艏、艉尖舱为空舱，船中重力大，两端浮力大造成的。可以通过合理设计船体线型、调节浮力分布、优化总布置、改善重力分布来达到减小静水弯矩的目的。
环境条件恶劣海域作业的FPSO，其波浪弯矩需根据现场实际波浪条件，通过直接（流体动力）计算确定。规范规定，波浪条件的重现期至少按100年考虑。实践表明，这些海域直接计算得出的波浪弯矩为规范值的1.4～1.5倍。
甲板和船底最好为纵骨架式，以增加参与船体梁总纵弯曲的构件数量。加大型深对提高剖面模数是很有效的。2.3.6 总体布置与安全原则
通过合理布置结构、生产和生活设施，以避免或减少各种偶发事件对FPSO的危害。
众所周知，FPSO是由船体、定位系泊系统、生产处理设施和外输系统组成的，生产处理设施是FPSO的核心。
生产处理设施包括处理、安全和控制系统，处理液、气混合状态的碳氢化合物的支持系统及辅助设备。生产支持系统包括油、气、水生产处理所必需的发电、配电、仪表和服务气、饮用水、燃油系统、冷藏通风、仪表、通信系统和消防水系统、气体压缩系统以及计量系统。
纵观国内外FPSO总体布置，可大致概括为：货油舱布置在主船体内，压载水舱独立布置在船长的中部外侧；工艺模块、电站和热站、计量模块等布置在船体上甲板的中部；居住舱（直升机坪）、转塔、火炬等分别布置在船首和船尾。
从安全考虑，生活区（包括中央控制室）必须远离油气生产、储存区及转塔区等危险区。所谓远离就是要保证一定的安全距离。有些规范明确规定该安全距离为100ft以上。如果安全距离不足，须设置防火墙或防爆墙予以分隔。（1）生产处理设施的布置考虑。
①转塔系泊系统和住舱的位置对甲板上部布置影响最大，布置设计需优先考虑。
②生产区域设置油气水分离系统、气体压缩系统以及计量系统。
分离和压缩系统必须布置在甲板以上的开敞区域，空气流通。如果少量气体泄漏，易于排除。一旦发生事故，比较容易控制，不使事态扩大。
气体压缩装置是重大的危险源。由于气体压力高、易燃易爆，如果泄漏出来是很危险的。最基本的作法是居住区尽可能远离这些设施。分离设施同样对人员也是很危险的。因此，也应远离居住区。
③如果转塔位于船体内部（内转塔），分离和压缩系统位于转塔的后部。危险较小的电站、公用设施可以靠近居住区。（2）区域划分及布置原则。
根据各个区域的功能和潜在的危险程度进行区域划分。
①生活区。生活区和其他对安全起保障作用的区域，必须布置在非危险区，并应尽可能远离油气处理、压力工艺设施等危险区。
②高危险区与低危险区。高危险区必须与低危险区以及对安全起保障作用的区域区分开来，以避免突发事件危及不同区域。
③防火墙、防爆墙和隔离舱。当安全距离不足时，需采用防火墙、防爆墙和隔离舱等进行分隔。
④FPSO方位与主风向。应注意FPSO的方位与主风向的相对关系，力求避免烟雾、有害气体危及逃生通道、集合区和撤离区。（3）对FPSO的布置、安全要求。
①危险区和安全保障区须具备充分的自然通风条件。
②油气生产处理设施，应按工艺区突发事件不危及货油舱的原则进行布置和防护，即布置在货油舱区域之外，或布置在货油舱甲板之上的升高甲板上。
③通常，压力工艺设施不布置在主船体内。
④上部模块支撑结构、设备和控制设施的布置应充分考虑船舶运动和甲板上浪的影响。
⑤工艺甲板和货油舱甲板之间的空间设计，需考虑操作、检修和维护通行方便，自然通风充分和消防的可能性，距离至少为3m。空间大些利于管线、设备布置，以及操作维护方便。
通常，甲板上部模块的质量为满载排水量的5%～7%。稍提高模块甲板高度，对稳性的影响很小，可以忽略不计。
⑥卸油系统与生活区、空气吸入口之间应有足够的安全距离。（4）原油舱和隔离舱。
①原油舱与机舱之间的分界不同于常规船。原油舱与相邻、属于非危险区的机舱和居住舱之间必须设置隔离舱。
②原油泵舱、压载泵舱和压载舱可以作为隔离舱使用。通往泵舱的入口应设在开敞甲板上。
③隔离舱的尺寸需满足人员通行的要求，且应覆盖整个相邻舱壁。舱壁间距不得小于600mm。（5）系泊系统布置。
系泊系统包括绞车、张紧器和止链器等，应布置在开敞的非危险区内。如果无法满足要求，应采取特殊防范措施，以避免上述设备成为点火源。（6）危险区划分。
①原油舱液面以上的空间定义为0类（最高级别的）危险区。这类危险区是按易燃易爆气体经常连续地出现，或存在的时间超出1000h/a定义的。
②原油舱连同相邻的隔离舱和压载舱的全部甲板面积以及甲板以上1.5m高度范围内的空间定义为1类危险区。易燃易爆气体存在的时间为10～1000h/a。
③位于原油舱区域1类危险区之上，向上延伸1.5m范围内的空间，定义为2类危险区。易燃易爆气体存在的时间很短，或少于10h/a。对于浮式生产装置，2类危险区将延伸至工艺模块甲板的下缘。
④隔离舱、与原油舱相邻的压载舱，由于存在气体通过裂缝泄漏的危险，被划分为2类危险区。
⑤传输油气或与原油舱常规分界的管隧，划为1类危险区。（7）安全设计原则。
本设计原则，目的在于确定可以接受的安全水平，通过以往的经验和现有的技术，促使安全水平不断提高。FPSO需具有足够的完整性，使其在整个设计寿命期间能够承受各种作业载荷和环境载荷。系统和结构应具备合适的功能和自存能力，以防止（或减小）意外事故的损害。另外，FPSO上还需提供保证人员生命安全的逃生通道、庇护所和撤离设施。2.3.7 FPSO总体布置特点（1）南海、渤海FPSO的布置特点。
南海、渤海FPSO的布置与北海不尽相同。
①南海二手油轮改装和新设计建造的FPSO，居住区位于船尾，依次向前是动力、热站、工艺处理模块等，火炬在前部。转塔靠近船首，风向标效应较好，不设侧推器。台风期有解脱和不解脱两种模式。
南海FPSO甲板上部设施大体遵循北海FPSO的安全布置原则，生活区和中控室远离比较危险的油气工艺处理区。不同的是，多数FPSO按北海FPSO的反方向布置：住舱位于船尾；油、气、水分离压缩设施位于船首；转塔更靠近船首。
以西江油田FPSO为例，概要说明南海FPSO甲板上部设施的布置特点。转塔位于船首部，距首垂线约20m；油气工艺处理区位于转塔的后部；热站、电站位于油气工艺处理区的后部；生活区和控制室位于船尾部，远离油气工艺处理区。
西江油田FPSO共有4座甲板上部模块，即工艺处理模块Ⅰ、工艺处理模块Ⅱ、热站模块和动力模块。模块甲板高出FPSO船体甲板中心线4.4m（船体甲板梁拱0.6m）。甲板上部设施布置概况，如图2.1所示。图2.1 西江油田FPSO甲板上部设施布置图
②渤海FPSO的系泊系统，全部为固定塔架+软刚臂型式（油田水浅，悬链效应差）。5艘居住区位于船首；1艘居住区位于船尾（海洋石油112）。工艺甲板距主甲板4m。（2）北海典型FPSO的布置特点。
①典型船舶吨位10～15万吨级（DWT）。
②转塔位于住舱之后、船中之前1/3船长处。通过设置侧推器来提高FPSO的风向标效应。冬季风暴期间不解脱、不停产。
③系泊腿为3×3、3×4分组排列。通常为链—缆组合、常规拖曳锚或吸力锚。
④立管系统，决定于油田构造，通常为6～12根柔性立管和井口管线。
⑤工艺处理区在转塔之后、布置在距主甲板3m高的工艺甲板上。工艺设施包括分离、压缩和公用3个子系统。
⑥火炬位于船尾前3m处，通常采用火炬塔。
⑦住舱和中控室位于船首，在上风头，要求距离生产设施至少150ft（46m）。直升机甲板在其顶部。救生艇设在住舱的两侧。
北海典型FPSO的总体布置，如图2.2所示。图2.2 北海典型FPSO的总体布置（3）国内外安全布置的共同点。
综合比较国内外安全布置，具有如下共同点：
①从人员安全考虑，生活区尽可能远离危险源，如油气处理、储存，高压容器等。
②对于专门为油田开发而设计建造的FPSO，生活区和转塔对总体布置影响最大。
③英国大陆架的FPSO均采用内转塔。目的是减小船体运动对系泊系统和柔性立管的动力影响，延长使用寿命。
④火炬塔与生活区是绝对分开布置的。
⑤从防污染角度考虑，国内外FPSO均采用双舷侧结构。在美国所属的墨西哥湾，双层船底是强制性要求。国内南海FPSO可以不设双层底，采用单底是可以接受的。因为FPSO与运输油轮不同，触底的概率很小。2.3.8 住舱位置
按照FPSO的设计惯例，货油舱和上部工艺模块总是占据船的中部，而住舱不是位于船首，就是位于船尾。就人员舒适度而言，船中是最佳的选择，此处的纵摇幅度最小。
住舱位置直接影响转塔的位置选择以及储油能力。在具有风向标功能的FPSO上，居住舱布置在船首的首要问题是安全和结构设计之间的相互协调。首、尾住舱的优缺点分别见表2.1和表2.2。表2.1 首住舱的优缺点表2.2 尾住舱的优缺点
在生活区块下部不允许储存货油，且侧推机械必须布置在下风向以增加船的风向标效应。这意味着储油空间在船首、船尾两端都有损失。
下面以工程实例说明船形、布置设计对储油能力的影响：Petrojar 1和Gryphon A，只有31%的空间可以用来储油；Alba为内转塔、尾住舱，可储油空间为57%；Challis Venture布置类似，但是船形做了优化，储油空间的比例上升到了70%。可见，优化设计是很重要的。2.3.9 转塔位置（1）转塔距船中越远，风向标效应越好。
当船形FPSO选用转塔式系泊系统时，转塔在船上的位置是影响系泊张力最重要的设计因素。转塔距船中越远，在非共线环境条件下，船舶就越容易回转到平衡的波向上。然而，转塔距船中越远，船舶纵摇越大，导缆装置处的垂向运动幅度就越大。在系泊动力分析中，这种垂向运动将对系泊系统的动张力产生不利的影响。（2）转塔距船首1/3船长。
北海FPSO的典型布置是转塔向后移至距船首1/3船长处，完整状态下系泊系统最小安全系数可以提高15%～18%。但是，风向标效应几乎丧失殆尽，必须依靠侧推协助，从而增加了设备购置、安装、维护以及日常燃料消耗费用。这种转塔布置型式，是由北海冬季风暴的特点决定的。（3）转塔嵌入船体的影响。
除了考虑减小系泊腿张力，选择最佳的转塔位置外，评估转塔嵌入船体内部对设计、建造以及对成本的影响是很重要的。以下各项将对船体设计和成本控制产生重要影响：
①货油舱容积的损失；
②船体总纵强度的损失；
③需要另外增设钢结构传递和分散转塔载荷；
④根据立管、系泊构件和转塔设备的空间要求，确定转塔结构的直径；
⑤转塔轴承的尺寸，须根据有效传递转塔轴和船体之间的系泊载荷来确定。（4）船首转塔。
从转塔对船体的整体影响考虑，无论对于海况条件温和还是海况条件恶劣的海域，长期实践证明，船首转塔是最经济有效的。转塔位于船首，优点是船体有良好的风向标效应，可以不用侧推器，比侧推控制方向或仅能有限转动的FPSO具有节省作业费用的优势，但由于每种线路旋转接头内在的要求，使能够提供的管线数量受到限制。另外，船首不是船体总纵弯曲的高应力区，因此转塔月池区域不必做很多加强，但缺点是立管所受的动力影响大。
尽管所有的转塔系统都是“可解脱的”，但该术语仅适用于具有快速解脱和快速回接功能（QCDC）的转塔。大部分设计用于温和环境条件和浅水海域的转塔系统，在台风到来之前都是可以解脱的。（5）转塔区为危险区。
①转塔为1类或2类危险区。转塔舱内需监测是否存在易燃易爆等有害气体。在管汇和旋转通道区域须安装火灾和有害气体探测器。所有信号都必须传输到FPSO的中央控制室。
②在人员入舱检验期间，转塔环形空间和筒体内部应提供临时通风。如果管汇和旋转通道区位于船的主甲板上部，须保证良好的自然通风。
③转塔筒体内可以使用便携式灭火器消防，因为在这个区域发生火灾的可能性是很小的。2.3.10 原油外输
原油外输有两种方式，即利用海底管网或穿梭油轮。油田距离陆地较近，并有现成的管网可供利用，管输可能是一种不错的选择。然而，对于远离陆地的边远油田，管输有很多问题难以解决：没有现成的管网，新铺设投资相当可观；远距离输油，管道的压力降可能影响生产。
穿梭油轮外输与管输比较，有初投资非常低、租用按日计费、没有废弃费等优点，因而被广泛采用。在英国大陆架14艘FPSO中，13艘FPSO采用穿梭油轮外输。中海油在南海的10艘FPSO全部采用穿梭油轮外输。英国大陆架的经验证明，采用动力定位（DP）的穿梭油轮，有效波高为4.5m时可以系船；5.5～6m时可以解脱、离船，外输效率高达98%，几乎完全消除了恶劣海况的影响。
目前，串靠卸油的作业方式在世界各地普遍采用，很少出现事故。穿梭油轮以串靠（Tandem mooring）方式靠泊FPSO，最好在穿梭油轮的艏部安装管汇，即在艏部卸油。关于作业的技术要求，在国际油公司论坛（Oil Companies International Marine Forum, OCIMF）的《串靠作业指南》中有明确规定。动力定位或侧推装置对于协助穿梭油轮控制方向有益，但不作为强制要求。2.3.11 系泊腿选型
对于深海环境条件，立管系统和系泊系统的设计问题需通盘考虑，不可顾此失彼。
系泊腿有锚链+钢缆、锚链+合成纤维缆两种组合型式。究竟选取哪种组合及其经济性如何，取决于环境条件和水深。
研究结果表明，对于深海、环境条件恶劣的系泊系统，选择张紧或半张紧的“锚链+合成纤维缆”组合的系泊腿是经济的。张紧的合成纤维缆系泊系统的优越性随着水深的增加而增加。由于它减小了FPSO的位移，缩短了系泊腿长度以及降低了相关系统的垂向负荷，使得直接投资降低。对于极深海系泊系统，张紧的合成纤维缆由于悬链质量轻、操作容易而节省了安装费用。2.3.12 立管系统设计和选型
对于深海油田，立管系统设计和选型面临许多特殊问题。（1）适合深海的立管尺寸（直径和壁厚）很有限，尤其是柔性立管。（2）选用钢质立管的问题是壁厚和质量受限制。（3）环流对柔性立管影响不大，但对钢质立管却是挑战，必须认真考虑涡激振动问题。（4）超过1000m水深，柔性立管的设计和安装变得复杂而昂贵。便宜而可靠的替代选择是钢管，其抗疲劳能力比柔性立管好。（5）推荐使用自由站立组合立管（Free standing hybrid risers, FSHR）。它是与船体分离的立管系统，上端依靠浮子提供向上的拉力，下端依靠系力锚固定在海床上。用挠性跨接管线与转塔浮筒连接，不受船舶运动的影响。
对于常规立管系统，为了减小FPSO位移对立管的不利影响，通常将FPSO的位移限制在水深的6%～8%（完好状态）或8%～10%（1根系泊腿破断状态）。2.3.13 二手油轮改造
在某些条件下，尤其是在环境条件较好的海域，用二手油轮改造成FPSO，可能是一种经济、快捷的选择。但是，在环境条件恶劣的海域，并且在台风期间不解脱，下述问题需要予以特别关注：（1）稳性、耐波性评估。
用二手油轮改造FPSO，除了考虑储油能力和甲板空间外，需对船舶的静稳性、动稳性、耐波性（重量、重心、GM值）进行重新评估。（2）油轮的总纵强度。
常规运输油轮系按《钢质海船建造与入级规范》给出的公式确定静水弯矩、波浪弯矩以及舯剖面模数，不要求“直接计算”。其中，无限航区运输油轮的波浪弯矩是按北大西洋20年重现期的波浪条件，年超出概率1/20确定的。而用于环境条件恶劣海域的FPSO，其波浪弯矩需至少按100年重现期的波浪条件，年超出概率1/100确定。显而易见，两者差距较大，即船体梁的总纵强度可能不满足特定环境条件的要求。
FPSO的静水弯矩也不同于常规运输油轮。货油舱、工艺设施及其支撑结构集中在船体中部，满载状态中垂弯矩大得多。（3）甲板结构的局部强度。
油轮是按常规船设计的，甲板结构不具备承受上部工艺设施及其支撑结构的能力。这部分结构的支反力（垂向力、水平剪力、支点弯矩）很大，足以致使结构破坏，即常规运输油轮的甲板结构可能不满足局部强度的要求。
对于上部模块支墩及其下部的甲板结构，其中包含甲板强横梁、纵骨、纵横舱壁等，须用模块支墩支反力和船体梁荷载最不利的组合，用有限元方法进行强度评估。（4）维修工作量。
根据二手油轮的使用年限、船体结构、机械设备的现状，评估船体加强、设备更新或维修工作量。
上述稳性、总纵强度、局部强度以及更新或维修工作量等问题，可能成为二手油轮改装FPSO的制约条件。（5）船体改造主要针对下列系统：
①原油存储系统；
②增加生活区、转塔和吊机；
③原油洗舱（COW）系统；
④惰气（IG）系统；
⑤污油舱系统；
⑥压载水系统；
⑦燃油系统；
⑧安全系统。2.3.14 甲板上浪
为了避免甲板上浪（Green water）的不利影响，可能需要设置加长的艏部舷墙、挡浪板，增加模块甲板高度和加强模块的支撑结构，以避免上浪毁坏甲板上的管线、设备和结构。
甲板是否上浪，难以用计算机模拟分析来判断，往往依据水池模型试验结果。然而，水池模型试验结果的可信度值得研究。“PL19-3”FPSO（30万吨级），根据水池模型试验结果，为防止甲板上浪，干舷大幅增高。FPSO型深32.5m，满载吃水20.0m，干舷12.5m。与同在渤海湾作业的“明珠号”（型深18.2m，满载吃水11.7m，干舷6.5m）、“友谊号”和“长青号”（型深17.6m，满载吃水10.5m，干舷7.1m）3艘5万吨级FPSO比较，似乎没有这种必要，因为上述3艘FPSO没有甲板上浪问题。
计算机模拟、水池模型试验结果，受多种条件限制（其中包括技术人员的水平和实践经验），很难做到完全可信、可靠。有时与实际差距很大。因此，在做重大决策时，应慎重。2.3.15 自航能力
FPSO最好具有自航能力。躲避台风或飓风时，航速能达到10节以上。但是，装设一套推进系统及其辅助设施，是一项相当可观的投资，占用很多空间，维护、管理也相当麻烦，并且利用率很低。因此，应综合分析比较，根据油田实际情况和公司的财政能力，慎重决策。2.3.16 压载水系统设计要求（1）压载水舱必须与货油舱严格分开，遵循国际海事组织（International Maritime Organization, IMO）规定。（2）压载能力决定于耐波性要求和卸载作业的吃水限制范围。典型FPSO设计压载能力为满载排水量的35%。（3）压载水主循环系统用来分别向两舷每个压载舱注入和排出海水。（4）所有主压载管线在甲板上部穿行，以避免可能的原油污染。（5）压载水系统的所有遥控阀门，需为液压驱动，在中央控制室遥控。
把压载水舱布置在中央货油舱的外侧，已成为常规作法。货油和压载水调配，是FPSO的一项重要管理内容。2.4 总体性能
本节主要讨论浮性、稳性、耐波性及抗沉性的基础理论、规范要
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