‘壹’ 如何对油品进行储存
油库是用来储存、接收、发放和输转油品的仓库。根据油库的总容量，通常将油库划分为四个等级，见表8-1。选择库址及工艺设计时，油库容量是采取不同技术标准和安全措施的依据。
为了便于管理，油库区一般可划分为储油区、装卸油作业区、辅助生产区、行政管理区
序号名称图 例序号名称图 例1闸阀13电动离心泵2截止阀14管道泵3止回阀15电动往复泵4球阀16蒸汽往复泵5蝶阀17齿轮泵6旋塞阀18螺杆泵7电动阀19真空泵8安全阀20立式油罐9电磁阀21卧式油罐10过滤器22鹤管11流量计23胶管12消气器24卸油臂(快速接头)
‘贰’ 营业执照注有成品油仓储可不可以储存柴油
企业若是需要储存成品油，可以考虑安装一台撬装加油装置，中洲能源专注于撬装加油装置的项目建设，包括建站、报批、供油一站式服务，为企业用油一路护航。
中洲撬装加油站
撬装加油站的优势：
1.安全防爆
中洲能源自主研发全球独有的“双重防火防爆技术”，并且该防爆检测实验在中国特种检测研究院的见证下，获得检测认证以及多项证书。撬装加油装置为完成加油站生产服务任务所需要的一切动力机构和设施、控制机构和设施，以及它们附属的食品、仪表等，都是加油站的机器设备。
2.环保节能
撬装加油站拥有技术保障，并且采用双层罐体，完全杜绝了罐体泄油漏油的现象，实现真正的环保节能。
3.政策支持
由于撬装加油站完全符合国家标准(批准发布:国家标准化主管机构)和行业标准，并且为企业真正实现用油更安全、更合法、更省钱、更智能化，因此，撬装加油站获得政府的大力支持。
4.应用范围广泛
具有一定的车辆的场所即可投入应用。如：物流/货运 公交/客运 码头/游艇会 驾校/停车场 工业园区 核电站 煤矿/大型工地 农机合作社等场所。
5.落地周期短
项目审批)时间段，落地周期仅需3-4个月。
6.投资(意义:是未来收益的累积)小回报快
项目成本低，落地时间短，投资(意义:是未来收益的累积)回报率高。
‘叁’ 沈阳海关如何破获关区首起海上走私成品油案件
2018年8月17日报道，沈阳海关17日召开新闻发布会通报称，该关近日破获关区首起海上偷运走私成品油案件，初步查证该案走私成品油约387吨，案值约353万元人民币。成功打掉一个走私成品油团伙，7名犯罪嫌疑人被逮捕，1名犯罪嫌疑人被取保候审。目前，该案正在进一步侦办中。
当日傍晚，海关缉私警员与边防武警分批次潜入台里东港码头和周边。晚9时许，4辆油罐车开进了码头。随后，一艘名为“中海油11”的运油船关闭大灯停靠码头，准备向油罐车卸油。11时许，办案人员开始行动，当场抓犯罪获嫌疑人7人，查扣走私船舶1艘、成品油387.12吨。
6月13日，案件主要嫌疑人肖某也在山海关落网。经审讯，肖某对自己为了走私购买和改装油船，雇佣船员，在山东威海海面过驳走私柴油，与葫芦岛当地不法分子合谋在兴城台里东港偷卸走私柴油。至此案件圆满告破。
‘肆’ 柴油存储的法规规定
法律分析：私自储存柴油危险，而且是违法的。柴油属于易燃易爆物品。《中华人民共和国治安管理处罚法》第三十条、第二十五条第一项、第五十条第一款的第二、三项《中华人民共和国治安管理处罚法》第三十条违反国家规定，制造、买卖、储存、运输、邮寄、携带、使用、提供、处置爆炸性、毒害性、放射性、腐蚀性物质或者传染病病原体
法律依据：《中华人民共和国治安管理处罚法》
第三十条 违反国家规定，制造、买卖、储存、运输、邮寄、携带、使用、提供、处置爆炸性、毒害性、放射性、腐蚀性物质或者传染病病原体等危险物质的，处十日以上十五日以下拘留；情节较轻的，处五日以上十日以下拘留。
第三十一条 爆炸性、毒害性、放射性、腐蚀性物质或者传染病病原体等危险物质被盗、被抢或者丢失，未按规定报告的，处五日以下拘留；故意隐瞒不报的，处五日以上十日以下拘留。
《成品油市场管理暂行办法》第二十九条成品油经营企业应当依法经营，禁止下列行为：
（一）无证无照、证照不符或超范围经营的；
（二）加油站不使用加油机等计量器具加油或不按照规定使用税控装置；
（三）使用未经检定或超过检定周期和不符合防爆要求的加油机，擅自改动加油机或利用其他手段克扣油量；
（四）掺杂掺假、以假充真、以次充好；
（五）销售国家明令淘汰或质量不合格的成品油；
（六）经营走私或非法炼制成品油；
（七）违反国家成品油价格政策，哄抬油价或低价倾销的；
（八）国家法律法规禁止的其他经营行为。
‘伍’ 海上浮式生产储油船的功能
它集生产处理、储存外输及生活、动力供应于一体。同时它还具有高投资、高风险、高回报的海洋工程特点。
海上浮式生产储油船俨然一座“海上油气加工厂”把来自油井的油气水等混合液经过加工处理成合格的原油或天然气，成品原油储存在货油舱，到一定储量时经过外输系统输送到穿梭油轮。FPSO系统----作为海上油气生产设施，FPSO系统主要由系泊系统、载体系统、生产工艺系统及外输系统组成，涵盖了数十个子系统。作为集油气生产、储存及外输功能于一身的FPSO具有高风险、高技术、高附加值、高投入、高回报的综合性海洋工程特点。FPSO具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大及可以转移、重复使用等优点，广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发。
海上浮式生产储油船是上安装了原油处理设备，有的FPSO有自航能力，有的则没有采用单点系泊模式在海面上固定。FPSO通常与钻油平台或海底采油系统组成一个完整的采油、原油处理、储油和卸油系统，其作业原理是﹕通过海底输油管线接受从海底油井中采出的原油，并在船上进行处理，然后储存在货油舱内，最后通过卸载系统输往穿梭油轮（SHUTTLE TANKER）。
‘陆’ 成品油存储的损耗值多少
损耗不得超过汽油千分之三，柴油千分之一。
油库没有不盈余的，行内人都懂得。
‘柒’ 油轮码头哪些因素可以提高储存量
目前可以提高油轮码头储存量的就是扩大储油罐空间，建立储油设备。
随着大量石油的流入，我国油港的卸货能力也面临压力，因此只能不断增加储油空间。据山东媒体报道，山东日照和滨州九港原油储备计划增加。预计今年新增仓储空间1366万立方米，相当于中国现有商业储备的6%左右。中石化近期还在浙江、河南等地累计新增仓储空间125万立方米。
拓展资料
1.油轮被看作“石油通道”比较好理解，因为它是用来运输石油的轮船。最初的油轮是由货船改装的，而且只能以桶装的形式运输。1886年设计的“格鲁考夫号”油船，其运输量只有230吨。直到第二次世界大战结束以后，油轮的载油量也是在1.5万吨左右徘徊。
2.1957年中东战争以后，埃及关闭了苏伊士运河以后，从中东运输石油及其制品的船只，必须绕过有“海上生命线”之称的非洲南端的好望角，运输的路程大大增加。这样，如果仍然限于采用万吨级的船只来运输石油，是远远满足不了工业发展的需要的。因此，一种巨大而装备优良的专门运输油料的船舶——超级油轮应运而生了。所谓超级油轮，是指载油吨位在20万吨以上的油船。目前，世界上最大油轮的载油量已超过59万吨。
3.全球经济依靠石油运转，当然也依赖这些在世界范围内进行原油运输的船舶。此类用于运输液态散货的船舶就是我们所说的油轮，从广义上讲是指散装运输各种油类的船，除了运输石油外，装运石油的成品油，各种动植物油等。各种航行于海上的油轮，使用最广泛的就是石油品运输船。
油轮的种类
1.原油油轮：这类船只往往是大型船舶，如VLCC或ULCC，它们被用于在各地区间进行未加工原油的运输，主要是将未精炼加工的原油从产地运输到炼油厂。
2.成品油油轮：这类船只主要用于运输成品油，与原油油轮相比，它们的体型更小。
‘捌’ 石油储存在哪些沉积相里
背斜是良好的储油构造，由于水的密度重于石油和天然气，使得两者积聚于上层，而背斜向上弯曲，形成一个不易使石油和天然气散逸至空气中的“储油储气罐”。
‘玖’ 海上稠油油田开发新模式和少井高产新技术
按中国海油勘探监督手册地质分册（1997.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。
我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和采收率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。
一、海上稠油油田开发新模式
（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式
海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次采油，在开发初期，依靠油藏自身能量开采出部分原油，这期间的主要投资是打井，采油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次采油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未采用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。
从石油工业的发展历史看，一、二、三次采油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开采规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。
（二）这种模式的主要问题
该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田采用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。
由于高含水期提高采收率、进一步高产稳产的三次采油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高采收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次采油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际采收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，采收率不高，原油产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次采油提高采收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终采收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在采收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。
另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油采收率，以最大限度利用已掌握的资源。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏采收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏采收率的三次采油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏采收率技术的三次采油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。
在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏采收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。
（三）新模式的基本思路
受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油采收率前提下，快速、高效地开发油田。
如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开采出来，不仅是经济效益的要求，更是保护资源、合理利用资源的要求。如果以最大限度利用石油资源为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开采的最新技术成果和油藏条件，先制定原油采收率目标（特别是在目前大幅度提高采收率的三次采油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。
近5～10年来，原油开采技术和为原油开采服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井采技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油采收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。
因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的采收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。
（四）新模式的基本含义
依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏采收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开采期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。
a．以尽量提高油藏采收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的采收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田采收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高采收率作为开发的战略目标；②加大对提高采收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大采收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高采收率留下“接口”。
b．假设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高采收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的采收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。
c．完全打破一、二、三次采油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的采油和提高采收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开采技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高采收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有采收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次采油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总采油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。
（五）新模式的基本内容
（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终采收率目前我国海洋油田所用的一次采油和二次采油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次采油水驱后的进一步提高采收率的三次采油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。
（2）利用高新技术加速一次采油的开采速度，缩短一次采油时间
在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。
在一次采油技术比较完善的情况下，积极采用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次采油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次采油速度，缩短一次采油时间，为实施提高油藏采收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。
（3）提前进入二次采油阶段
一次采油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次采油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水速度下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开采出来，获得较好的经济效益。
（4）缩短注水开发时间，提前进入三次采油阶段
缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高采收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次采油和三次采油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次采油、三次采油概念，将注水开发与三次采油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。
综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏采收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开采原油达到油藏最大采收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使采收率再提高10%以上作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发速度，缩短一次采油时间。③模糊二、三次采油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏采收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏采收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。
若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气资源的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。
（六）海洋油田开发新模式的可行性分析
1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析
在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。
目前，提高油藏开发速度的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次采油速度、缩短一次采油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。
化学驱提高采收率的三次采油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。
2．我国聚合物驱油技术发展现状
国内外提高原油采收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高采收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的采收率再提高10%～20%。聚合物驱提高采收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其采收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，采收率比水驱提高20%。
经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高采收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物采出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。
与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能采用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。
经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×104mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田采用以提高原油采收率为目标的强化开采模式提供了保证。
图10-7南堡35-2油田产量规划
南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×104m3，其中基本探明含油面积16.4km2，地质储量7917×104m3。
南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm3之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。
南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年采用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。