1. 石油化工生产技术和石油储运技术和石油工程技术有什么区别前景如何哪个好详细点，谢谢！
石油化工指化学工业中以石油为原料生产化学品的领域，广义上也包括天然气化工。石油储运指石油储存运输工程。(目前西气东输是它的项目)石油工程是一门专业课的名字，工学地矿类。(包括采矿工程 矿物加工工程 勘查技术与工程 资源勘察工程 地质工程 矿物资源工程 油气储运工程 煤及煤层气工程 资源勘查工程。)石油作为一种重要的能源，这三课都有前途。相比炼化的石油化工较轻松。
2. 怎么样油气储存与储备保障
到达目的地的原油总是立即被送往炼油厂进行加工处理。一些发达国家通常会为自己储备相当于三个月进口量的石油产品（石油和石油化工产品），自1968年以来，这种储备已成为欧洲共同体的必备。各国所采用的战略储备方式不尽相同，既有国家层面的，也有民间组织层面的，也有两者兼而有之进行储备的。比如在法国，民间组织的石油储备责任是确保各地区10天的石油消费量和15天的柴油和民用燃料用量。石油产品储存在大小不等的罐内，它们大多深埋地下。石油储备中心的管理者们的主要关注点就是安全和保密。防火自然是首要因素；但是也要严防土地和水域石油泄漏的危险，对这些储存罐应进行有规律的监测并注意防腐。
液化天然气的储存与输送。在过去的40年中，人们已经成功而安全地跨越辽阔的海域输送了大量液化天然气，这些双壳结构的船都是专门为液化天然气的输送而设计建造的。在陆地，液化天然气在特别设计建造的双层储存罐内在常压大气压力是地球大气层内任何一个给定点的压力。在绝大多数情况下，大气压力与测量点之上的空气重量产生的水静压力值非常接近。低压区域的位置上方压力低于大气压，而高压区则在其上方出现了高于大气压力。同样，随着高度增加，上覆的大气变薄，所以气压将随高度增加而减小。在横剖面上，1平方英寸的空气柱是从海平面到大气层顶部测定的，其重量约为14.61磅力。1平方米（11平方英尺）的空气柱约为110千牛顿（相当于海平面处的10.2吨质量）。条件下储存，绝大多数储存罐的混凝土外壁可厚达3英尺，罐内壁是用镍合金钢制成，这种特殊设计制造都是为确保液化天然气的低温保存。一旦在内壁出现破裂，则内壁与外壁之间的空间都会被液化天然气充填，人们用精密的监测系统对任何内部裂隙进行不间断的监测。用泵将液体从储存罐中抽出，并加热使其气化，液化天然气就可以转为天然气，然后，通过天然气管线把这些气体输往民用和商业用户。但在一些情况下，在技术上难以完成天然气管线的铺设，或者投资过于巨大，比如从尼日尔爾利亚向欧洲送气，或从卡塔尔向日本送气。为了解决这类问题，人们采用了在海上运输液化天然气的方法。天然气会占据大量空间，在它装船运输之前就必须进行浓缩处理。两个基本的方式为：（1）将天然气转变为液态化工产物，如氨水或甲苯，或者复合型液态烃类物质；（2）将其低温冷却液化（在-160℃状态下），并用液化天然气罐进行运输。由于已经新建了大量的液化加工厂，所以液化天然气罐的数量也相应地迅速增加。液化天然气罐的制造使用了先进技术，但也要极其昂贵的材料（如特种钢材）来制造，这些材料需要耐极低的温度，这些罐还需要极佳的保温性能，这意味着液化天然气罐的运输费用是同样体积石油运输费用的4～5倍之多。
然而，即使这么高的投资，液化天然气工业出色的经济灵活性和地缘政治优点使其在当今世界大获成功。一个需要进口液化天然气的国家必须修建一些特殊的港口，称为液化天然气终端站液化天然气被用于天然气的远程运输，通常是跨海运输。在绝大多数情况下，液化天然气终端是为液化天然气的进口或出口专门建造的港口。，在那里从船上卸下液化天然气罐。这些终端站有三种设备：（1）液化天然气卸载设备（尤其是液化天然气罐的喷射加防冻保暖层，可以用泵压通过管线将液化天然气从罐内抽提到陆上的装置）；（2）液化天然气储存罐；（3）液化天然气的再气化装置，将气化后的液化天然气通过管线输往进口国的天然气管线配送系统或直接输往主要的消费处（比如发电厂）。在气化加工过程中，1立方米的液化天然气在大气压力下可以气化为600立方米的天然气。与石油不同，天然气在常温常压下为气态，这意味着，就相同质量的能量而言，它所占的体积是石油体积的600倍。所以，毫无疑问，输送气态天然气租用交通工具的费用将是石油的600倍之多。
液化天然气是怎样运输的？液化天然气的运输需要大型的、特殊设计的船，这些船是双壳的，装载能力为138000立方米或更大。这种船上固定着一套特殊的罐装储存系统，可以在里面以大气压和-160℃状态储存天然气。全球目前有130艘液化天然气运输船，还有50多艘的购船订单。
液化天然气罐的类型。造船者们可以选择两种技术方式：具独立分隔舱的液化天然气罐，更常见的是球形罐，可以安装在船壳内。在船壳内的液化天然气罐具有特殊的内层，它由镍或特种钢制成，用特殊钢材将船舱分隔开来，以保证它们彼此不渗漏，并能耐受-160℃的低温，确保船壳内部的保温。一艘标准的液化天然气油罐船卡塔尔拥有迄今世界上最大的液化天然气船。第一艘Q-Max（266000立方米）的船名为“Mozah”。（135000立方米）的运载能力仅仅是运输相当能量的油轮体积的一半，但前者的造价却是后者的3倍之多。在过去的40年中，人们已经跨海6000万英里安全地输送大量液化天然气。这些双壳船体的罐装船是为运输液化天然气专门设计建造的。在陆地，液化天然气储存在大气压条件下特殊施工建造的双层壁的储存罐内。
绝大多数这种运输船的外壁厚达3英尺，内壁用镍合金钢特殊设计建造，可以保证液化天然气的低温状态。一旦内壁出现裂隙，所有的液化天然气都会灌入内壁与外壁之间的空间。精确的监测系统可以对内部裂隙实施全天候监控。可以用泵将液化天然气从储存罐抽出，然后加热使液体气化。这些天然气就可以通过管线输往民用与商业用户。
“实际上，一艘标准的液化天然气罐装船的长度足有3个足球场那么大！”
液化天然气运输船的装载能力：一艘标准的液化天然气罐装船装载量可以超过3300万加仑液化天然气，它相当于200亿加仑的天然气。一艘液化天然气罐装船释放出来的天然气将是1944年把美国俄亥俄州东北部港口城市克利夫兰1平方英里面积烧成灰烬的燃料量的20倍！
“一艘标准的液化天然气罐装船（12.5万立方米）所装载天然气爆炸释放出的能量相当于70万吨TNT当量，或者相当于55颗投在日本广岛的原子弹的爆炸能量。”
3. 我国海洋石油储运技术是什么
一、海底管道
在我国近40年海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术都有了长足发展。目前，我国海上油气田的开发工程模式也本上是全海式与半海半陆式。
我国海洋石油工业起步于20世纪60年代，在改革开放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革开放后的30多年中，通过对外合作，引进、吸收国外先进技术与管理经验，中国海洋石油工业实现了跨越式发展，先后在渤海、东海、南海发现并开发了30多个油气田，年产油气当量已超过5000万吨。伴随着海洋石油工业的发展，海洋油气储运事业也得到了长足发展。20多年来，中国海洋石油总公司在我国渤海、东海以及南海先后建设了各类平台60余座，浮式生产储油装置11艘，海底管道2000多千米，陆上油气处理终端6座。可以说，经过20多年来的引进、学习与实践，目前，我国工程技术人员已基本掌握了百米水深以内的海洋油气储运工程技术，并且形成了一些有中国近海特色的专有技术与能力。但是，尽管我国海上已铺设了两千余千米海底管道，但国内设计、施工能力及水平与国际先进水平相比还有很大差距。工程设计方面，国外公司已形成水深近3000米，恶劣海况与复杂海底地貌及地质情况下的设计技术；而国内设计单位仅能涉足百米水深、常规环境下的海管设计；工程施工方面，国内只有两条铺管船，铺设水深百米以内，工程检测与维修方面更是相形见绌。
我国第一条海底输油管道是中日合作开发的埕北油田内部海管。该海管为保温双重管，内管直径6分米，外管直径12分米，长1.6千米。该管道由新日铁公司设计，采用漂浮法施工，1985年建成投产，至今仍在生产。我国第一条长距离油气混输海底管道是1992年建成投产的锦州20-2天然气凝析油混输管道；该管道直径12分米，长48.6千米。这是国内第一条由国内铺管船铺设的海底管道。我国迄今为止最长的海底管道是1995年底建成投产的由南海崖13-1气田至香港的海底输气管道，管道直径28分米，长度787千米，年输气量29亿立方米。由美国JPKenny公司设计，意大利Seipem公司铺设。我国第一条长距离稠油输送海底管道是2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端海底管道，该管道长70千米，为双重保温管，内管直径20英寸，外管直径26英寸，年输油量500万吨；所输原油密度0.96克/立方厘米。该管道完全由海总工程公司设计并铺设。它是在总结绥中36-1试验区海管输送的经验基础上建设的。在1987年发现该油田后，在进行油田工程方案可行性研究中曾探讨铺设50千米海底管道将海上原油输送上岸。最后经过国内权威专家及国外公司研究评估认为，该油田所产原油密度高、黏度高，且当时国内外尚无长距离海底管道输送稠油的先例，技术风险大。特别是油田处在辽东湾，冬季气温低，停输再启动风险更大。随即启动了试验区方案，通过1993—1998近5年的生产试验，认为采用双层保温管长距离输送高黏原油是可行的。该长输管道自2001年油田投产以来系统运转正常。可以说，绥中长距离海底输油管道填补了国内外海底长距离输送高黏原油的空白。目前我国海上开发的天然气田，均采用了半海半陆式模式。东海的平湖气田以及南海的崖13-1气田、东方1-1气田等气田生产的天然气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后，均通过长输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销给陆上用户（或工业用或民用）。渤海以及南海开发的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇岛32-6油田、南海的惠州油气田等。在平台生产的油气通过海底管道混输到海式生产储油装置上进行处理、储存、外销。近年来渤海及北部湾油田群的开发也开始采用半海半陆式形式，如渤海的绥中36-1油田、南海的涠洲油田。这些油田生产的油气在平台上进行油气分离及脱水后，通过长距离海管将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。
此外，中国近海铺设了多条长距离海底管道，如表37-1所示。
表37-2主要长距离管道
此外，我国海底管道技术也取得了长足的进步，其中许多都达到了国际领先水平。这方面尤以海底管道多相混输等新技术的研究特别突出，相信在未来的世界海洋石油储运中，我国将会有更大的发展。多相混输技术在我国具有广阔的市场应用前景，制约多相混输技术应用的主要因素体现在技术本身的不完善和适用程度。我国石油工业迫切需要一整套完善的、适用性强的长距离多相混输技术，以提高海洋油田、滩海油田、沙漠油田和边远外围油田开发的经济效益，从而为石油工业实施低成本战略提供技术支持。
二、浮式生产储油装置
自1986年第一艘海上浮式生产储油装置希望号在南海涠10-3投入使用至今，在海上油气田开发中，先后有11条各类浮式生产储油装置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友谊号浮式生产储油装置是国内设计、建造的第一条海上储油装置。浮式生产储油装置由单点系统系泊在海上，它是在油轮基础上演变过来的。井口平台生产的油气由海底管道输送到单点装置后进入浮式生产储油装置上处理并定期外销。渤海使用的四条浮式生产储油装置，均为国内设计、建造；1989—1992年投产的3条装置储油量在5万～7万吨，2002年秦皇岛油田投产的世纪号储油量达到15万吨。渤海地区应用的浮式生产储油装置的系泊装置均为软刚臂系泊系统，这种设计主要是针对渤海海域水浅，冬季海面有流冰的特殊情况。而南海使用的六条浮式生产储油装置中有五条是由外国公司由旧油轮改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奋进号是由国内设计、建造的15万吨浮式生产储油装置，该装置系泊采用了内转塔式系统，南海使用的浮式生产储油装置基本上采用了类似的系泊装置：浮式生产储油装置是一种简便可靠的海上装置，它集油气处理、成品油储存外输、人员生活居住为一体；1997年投产的陆丰油田采用水下井口系统与浮式生产储油装置组合，实现了一条船开发油田的设想。
2009年6月，我国最大的海上浮式生产储油装置“海洋石油117号”在蓬莱19-3油田投产。该装置又名“渤海蓬勃号”，船体尺寸为323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生产储油装置之一。
三、油轮
在国家能源运输安全战略导向之下，到2010年实现中国油轮船队承运中国年进口原油量50％的目标，中国油轮船队运力需从目前的约900万载重吨迅速扩充到1600万载重吨，因此建造中国自己的远洋运油船队乃至“超级船队”势在必行。
分析师认为，一个国家打造一支自己的超级油轮船队是一项十分庞大、复杂的工程，须由政府主管部门进行政策引导，同时需要航运、石化、造船、金融等相关行业的协作配合。目前，国内几大航运巨头基本都与中国石化集团、中化集团等中国最大的原油进口商之间建立了战略合作关系，签订了长期运输合同。
中国共有七家油运企业，中远集团、中海集团、招商局集团、中国对外贸易运输集团、长江航运集团是“国家五巨头”，民营企业有两家，河北远洋和大连海昌集团。还有一个比较特别的是泰山石化，该公司属于内地起家、境外注册的民营企业。
油轮的建设更涉及我国深水油气田的开发。
深水油气田的开发正在成为世界石油工业的主要增长点和世界科技创新的热点，是世界海洋石油的发展趋势，世界上钻井水深已达2967米，海管铺设水深已达2150米，油田作业水深已达1853米；据有关资料介绍，2000—2004年，世界上新建114座深水设施，深水钻完井1400口；安装水下采油装置1000多套，铺设深水海底管道与立管12000千米；世界各大石油公司对深水油田勘探开发的投入达566亿美元，深水产能提高1倍。严格说，我国尚不具备独立自主开发深水油田的能力。20多年来，我国通过对外合作已基本掌握了开发200米水深以内各类油气田的工程技术。我国最深的海上油田流花油田水深为330米，是1996年由美国阿莫科石油公司开发的。该生产系统由一艘半潜式生产平台与一艘浮式生产储油装置组成，采用了许多当时世界上最先进的技术组合。世界目光已转向深海，西非、巴西外海及墨西哥湾已开始采油，中国油气前景亦寄希望于深水。我国南海有着丰富的油气资源，预计的南海大气田区水深范围在200～300米，海洋石油对外招标区块水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油发展趋势，也是中国海洋石油战略目标所在。深水开发不同于浅海，需要更多先进的技术与技术组合；常规的平台及浮式装置深水海管铺设无论技术上还是经济上均已不再适应新的环境，过去的海上作业装置与技术需要更先进的动力定位、ROV等先进装备配合才能完成。
我国大型油轮船队经营正处于起步阶段，绝大部分船公司目前主要致力于加快船队规模的发展，而在安全管理方面，与国际知名公司相比，则处于相对滞后的状态。
对单壳油轮航行，我国海域未做出明确的限制性规定，而我国目前还没有限制单壳船进港，这无疑增加了我国海上溢油事故的隐患，使我国沿海海域面临更大的油污风险。
对于管道和管线系统，水越深，水压越大，立管系统响应越大；而水压越大，海底管道屈曲传播加剧。更严重的是，深水的海管和立管比浅水的重得多，其连接、牵引和安装比浅水域困难得多。
深水温度比较低（3～4℃），油气管道容易形成钠化物结晶和水合物，给管道流动保障带来严重挑战；而高温输送带来的热应力是管道整体屈曲（主要是侧向的蛇形屈曲）的主要原因。
四、发展趋势
国内海上油田的发展有两个趋势，一是向偏远边际小油田发展，二是向更深的水域发展。一些新技术的开发和推广应用将在开发偏远边际油田上起着十分关键的作用，这些新技术代表了海上油田技术发展的趋势。
（1）研究和推广多相流技术。利用多相泵和多相混输，可以扩大集输半径，使边际油田纳入已建的集输系统，充分利用现有已建设施来减少投资和操作费用，使边际小油田开发变得经济有效。目前多相泵在陆地应用已逐步推广，但还未应用于滩海油田建设中。随着计量技术的不断发展，传统的分离计量装置将会逐渐被不分离计量装置所替代。目前，国外已有几十套商业性产品应用于海上油田，而我国在此方面目前正处于研制和试验阶段。
（2）研制轻小高效型设备。由于受海上平台面积和质量的限制，一些轻小高效型设备将会越来越多地应用于海上油田。虽然我国在液液旋流设备研制上取得了一定进展，但与国外水平相比仍有较大差距，因此，轻小高效型设备的研制仍是海上油田技术发展的一个趋势。
（3）平台结构多样化和轻小型化。平台建造在海上油田开发中占有相当大的投资比重，国内外都在致力于开发轻型平台技术以降低投资费用，这是平台建造技术的发展趋势。
（4）海底管道技术及其他配套技术。海底管道敷设技术和单壁管输送技术的推广应用，以及立管技术、水下回接技术、安全与环保等配套技术等是未来降低海上油田开发成本的技术发展趋势。
（5）海洋平台振动及安全分析研究。这也是轻型平台发展需要完善的基础理论研究。
（6）深海油田开发工程配套技术研究。水下连接技术、多相流技术等是深海油田开发技术的发展趋势。
（7）深海油田越来越多地采用FPSO进行海上油田开发。在海上油田偏远的较深水域内采用FPSO进行油田开发，可能是将来开发边际油田的一种选项和趋势。
我国与国外合作开发的油田技术起点高，处于同期国外先进水平。但从整体上来讲，由于我国海洋石油工业起步较晚，与国外先进水平相比，仍有相当大的差距。如深海油田的水下处理技术及设备（如立管技术、水下生产设施）主要依赖进口，设备的高效化、小型化、橇装化与国外相比仍需做进一步的改进，在平台结构形式多样化、简易平台技术发展上还不成熟等，这些都是今后科研工作需要努力的方向。在我国科研经费投入相对不足的情况下，新技术开发应树立有所为、有所不为的思想，积极稳妥地采用新技术、新设备。有所为就是开发一些投入小、效益高、现场较为急需的项目，如轻型平台技术，小型化、高效化和撬装化设备的研制，多相流技术等：有所不为并不是指无所作为，一些投入高、风险大，且国外发展较成熟，技术水平领先的技术，如水下回接技术、水下生产设施、多管径智能清管器技术、腐蚀监控技术、井下分离回注技术等，可以走通过项目引进与合作开发的路子，缩短研制周期，尽快缩小与国外先进水平的差距。如我国的FPSO制造技术，就是通过引进国外先进技术，加以消化吸收，为己所用，迅速达到世界先进水平的典型例子。
从技术发展与生产实际相结合的要求出发，现阶段的技术发展应着重解决以下几个技术问题：
（1）在海上边际油田和已建油田的集输流程改造中，积极推广应用混输泵技术，提高海上油田的集输半径，将一些边际油田纳入已建的集输系统，使边际油田得以经济有效地开发。
（2）加速多相流混相输送和不分离计量技术的研究和应用试验，尽早在海上油田建设中得到应用。
（3）开发和推广应用具有储油能力的小型钢筋混凝土平台和可重复利用桶形基础平台。
（4）参考国外在轻小型平台开发边际油田方面的经验，结合我国情况开发研究适合我国海上油田建设条件的轻小型平台，包括：开展轻型平台风险评估的研究，编制与轻型平台设计相适合的设计规范，提高设计人员素质。
（5）借鉴国外工艺设备轻小型化、一体化特点，进一步开发研制更适合我国海上油田建设特点的轻小型化、一体化高效设备。
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