服役期FPS0面临的挑战及应对措施

刘振国 杨贵强

（中海油能源发展采油服务公司，天津塘沽，邮编：300452）

1 前言

FPSO作为海上油气开发的主流生产设施，已经成为大陆架和深海地区油气开采的首选解决方案。我国是世界上使用FPSO最多的国家之一，FPSO已成为海洋石油开发的重要设施，其石油产量贡献率约占75%，FPSO总体技术已达到当今国际先进水平。中国拥有17艘FPSO，其中新建11艘，旧船改装6艘。拥有抗冰型、浅水型、抗台风型技术。随着FPSO的广泛应用其规模和数量的日益增加、服役海况越来越苛刻、服役期不断延长或超期以及自然环境的恶化，近年来FPSO事故屡有发生，且损失惨重。仅以中国海域为例，2006年中国南海流花11-1油田“南海胜利”FPSO受“珍珠”台风影响系泊链破断，造成油田停产，花巨资复产。2009年渤海渤中25-1油田“海洋石油113”FPSO遭受飓风单点倒塌，造成油田停产、临时复产和永久复产。FPSO作为浮式生产储卸油装置服役风险来自于方方面面，每一起事故都不仅是经济上的损失和资源上的浪费，更有海洋环境污染带来的巨大代价，FPSO的服役安全引起了人们的高度重视。

2 所具有的优势与面临的挑战

2.1 FPSO在海洋油气开发中的优势

FPSO以其海上生产、海上销售、油田海域适用性广、油矿油品适应性强、可长期系泊、储存能力大、可转移重复使用、既可新建也可通过改装，以及投资回报高见效快等显著优势，在世界海上油气开发中得到广泛应用。随着海洋石油工业向深水领域的拓展以及边际油田的开发，FPSO仍然具有潜在的市场和广阔的发展空间。

FPSO在海洋油气开发中的优势：

*FPSO具备巨大的储油能力及稳定性高的优越性；

*水深适应范围广，能够抵御恶劣环境，安全可靠；

*集生产储油、外输、生活、发电等功能于一体，适合多产能规模的油气田；

*储卸油能力大、离岸越远的规模油田，经济性越好；

*作业者与FPSO运营商分担风险，投资大、回报率高；

*全海式生产，海上直接销售；

*FPSO系统复杂技术含量高但已为成熟技术，可以移位,能重复利用；

*FPSO的功能和类型继续拓展，已有FLPG、FCNG、FLNG和FDPSO等；

*系泊、立管技术的突破为FPSO走向深海打开了大门，更将成为主流设施。

2.2 FPSO组合方式

组合方式：FPSO在海洋油气开发中的组合方式通常有以下几种：

*FPSO+固定（PLATFORM）平台开发方案；

*FPSO+半潜(SEMI)平台开发方案；

*FPSO+张力腿(TLP)平台开发方案；

*FPSO+立筒(SPAR)平台开发方案；

*FPSO+水下井口开发方案。

技术特点：技术复杂，一次投资昂贵；系泊、立管产品受国外有限的几家技术垄断，费用昂贵；一旦发生事故后果严重、损失巨大。

2.3 FPSO面临的挑战

FPSO作为海上油气开采的主流生产设施，逐渐成为大陆架和深海地区油气开采的首选解决方案，因而FPSO的数量与日俱增。服役的FPSO中有旧油轮改装而成的，也有新建的；有超期服役在恶劣海洋环境之中，也有超负荷生产的，诸多潜在风险对FPSO的安全服役构成威胁。实际上，FPSO从设计建造、海上安装到长周期的生产服役，直至废弃都面临着挑战：

1、人们对FPSO的认识仍然面临新的挑战，设计上不仅仅依赖于计算分析与模型试验的结果，而必须结合专家们的经验和案例加以理性的判断，尤其对船体结构、工艺系统、系泊系统及外输方式统一考虑的整体设计方案；

2、用于FPSO设计计算的工程软件仍然具有局限性，计算结果出入较大，水池试验仿真性和实验结果不尽人意，设计结果和基础数据仍然存在不确定性；

3、设计规范准则、环境数据得不到及时更正，有的重要数据不得不借用或插值，对于安全因素、安全系数的考虑和调整还跟不上变化的环境和人们的认知，规范对FPSO特殊结构提出了疲劳分析的要求；

4、FPSO上部模块、船体结构、系泊系统建造招标界面存在不确定性，海上安装面临严峻挑战，关键技术受制于国外公司；

5、从功能上而言，FPSO主要大体分为四大部分：船体结构、上部工艺系统、外输系统和系泊系统。实际上FPSO具有数十个系统，十分复杂而且技术非常先进，代表了一个国家船舶与海洋工程的实力和水平但FPSO仍然面临先进技术的挑战；

6、单点系泊系统是FPSO的命根子，渤海湾成了 SBM、APL、SOFEC、BLUEWATER 国际上四家单点公司的试验场，单点断裂、碰撞、倒塌事故屡屡发生，南海亦如此。FPSO单点系泊系统从设计选型、建造安装到投用后的操作维护管理仍然存在巨大风险和挑战；

7、面对惨重的海洋工程事故，人们对FPSO的服役安全性已经非常关注，并有一系列的防范措施。而这些措施能否应对突发性事故仍然面临着挑战，FPSO发生突发性事故时还存在着缺失必要预报、预警或提示的问题；

8、FPSO的漂移、碰撞、泄漏、爆炸等灾难性风险仍然存在，不可掉以轻心；

9、遭遇环境仍然是FPSO面临的最大挑战；

10、随着水深的增加，FPSO运动特性对其系泊系统及立管系统的设计提出了更高的挑战。

3 吸取事故教训,保障单点安全

对于FPSO而言，系泊系统具有三大功能：系泊定位功能、液体输送功能和电力及控制信号传输功能。实际上，这三大功能支撑了FPSO的生产和海上油气田的开发。世界上FPSO的定位方式有单点系泊、多点系泊及动力定位，其中以单点系泊系统最为普遍。墨西哥湾，南中国海、北海的永久性在位的FPSO，均采用内转塔系泊系统。在这种情况下，FPSO可以根据风向调节自身以使环境载荷达到最小。在良好的海况下，如东南亚、西非，或者具有高度定向性的环境下，如巴西海洋的特定区域等，FPSO可以采用多点系泊方式。FPSO系泊技术的发展尤其是内转塔技术的成熟为FPSO进入深海打开了大门。系泊系统的安全是FPSO乃至整个油田的关键所在，必需引起高度重视。

3.1 典型的事故

3.1.1 流花11-1油田“胜利号”FPSO遭受“珍珠”台风导致6根系泊缆破断

200 6年5 月流花11-1油田 “胜利号”FPSO遭受“珍珠”台风导致6根系泊缆破断。2007年7月临时复产，停产约14个月，2008年全面复产，台风破坏前油田日产量2万桶油/天。为临时复产和全面复产花费了巨额资金。

原因分析：

*台风强度大，超过单点设计标准；按中国气象局发布风速达45米/秒，实际还不止；

*系泊缆已使用10年，寿命已到设计值；

*浮筒附近系泊缆受浮筒动力载荷的严重影响，加剧了疲劳损伤。

临时修复工程：用部分国产钢缆临时替代进口钢缆；

永久修复工程：使用进口钢缆替换，并考虑系泊系统优化。

3.1.2 渤中25-1油田“海洋石油113”FPSO遭受飓风单点倒塌

渤中25-1油田“海洋石油113”FPSO，2009年11月10日晚，遭受巨风致使水下软钢臂系泊倒塌，软管与电缆被拉断，FPSO带着水下软刚臂漂移15公里，如右图13：所示。造成渤中25-1、渤中19-4、渤中26-3三个油田停产。2010年4月明珠号FPSO接替临时复产，停产约5个月；计划2013年初全面复产。明珠号FPSO临时复产全面复产和为113号FPSO新建水上软刚臂单点总投资额将超10亿人民币。图13：海洋石油113单点倒塌示意图

原因分析：

*事故原因还在调查中；风大且涌浪也大是主要原因；

*浅水系泊力远比深水大；

*水下转动机构不易检查事故前兆难以发现。

2.1.3 渤中28-1油田“海洋石油102”单点YOKE压溃

201 1年4 月22日，受恶劣海况影响，在渤海海域服服役的 “海洋石油102”的单点系泊系统出现故障。故障发生后，关停了受影响油田的生产作业。“海洋石油102”已成功解脱并转移至安全水域。在此过程中，未出现任何人员伤亡，也未发生溢油。此次受影响的油田包括渤中28-2南、渤中28-2南北区、渤中34-1北、渤中29-4四个油田，停产前可日产原油总计约3.9万桶/天。

原因分析：塔架式软钢臂系泊系统在特定海况下，当受到尾部方向上的风、浪、流合力作用时，FPSO前冲运动过大导致YOKE压溃。

3.1.4 海洋石油111FPSO单点系泊系统配重块在线修复工程

1、检测结果：2010年4月对单点系统整体进行了ROV扫测，扫测结果显示该系统系泊腿的上钢缆段某些部位存在着断丝和松股的现象，在上锚链段存在着配重块掉落的情况。由于系泊锚链上大量配重块的丢失影响系泊形态，威胁FPSO和水下软管及电缆的安全，如遇较强台风甚至有可能存在使FPSO损坏的可能。为了进一步查清配重块掉落的数量，2010年6月再次进行水下检测，通过ROV检测发现有49块配重丢失、12处钢缆断丝松股。为下步维修更换提供了准确数据。

2、制定方案：对于丢失配重块的修复，有两个方案，第一种方案是在丢失配重块位置重新安装新的配重块，另一个方案是在丢失配重块位置安装配重链。经过优化设计和两个方案对比认为加装配重链方案更为安全可靠且有应用案例。不仅可解决配重块再次丢失问题，而且作业进度可以保证。最后采用配重链方式修复单点系泊系统。配重链用于单点系泊链的配重。配重链长度根据丢失配重块的数量来确定，总的配重链重量与丢失配重块重量一致，如对于连续丢失了7个配重块的锚链，在原系泊下连接一根长度为77米左右的配重链。配重链连接在原系泊链的下方，配重锚链与原系泊链的连接采用连接卸扣，即在连接点用卸扣将系泊链立环的下口与配重链立环的上口连起来。下图16：为配重链与系泊链连接示意图。

3、海上施工：施工期间包括固定钢缆上的松股和断丝部位，防止损坏部位进一步扩大，将多余的断丝部分修剪掉,在9条锚链上的配重块缺失位置安装配重链。为保证施工作业船的安全，在施工期间，需要对FPSO进行拖艉，确保FPSO主体远离施工船所在位置。由3条拖轮，拖带住FPSO以稳定艏向，不致失位，以保证潜水作业船及潜水员的安全。拖尾拖轮中最大的一艘马力为10000BHP全回转拖轮。DP2级多功能船舶“华鹏”轮将被用作此次工程的饱和潜水支持船来进行水下作业。在该船甲板上将布置饱和潜水设备，空气潜水设备，高压水枪等各项水下作业工具。在施工期间作为饱和潜水作业支持船，进行海底锚链连接以及从60米至海底间钢缆修整潜水作业。

4、完成修复：经过两个多月紧张的前期准备和40天海上作业完成全部58个卸扣连接点的连接并依次对9条系泊钢缆断丝部分进行了修剪并进行了绑扎。

3.2 单点安全保障

3.2.1 操作维护与管理

1、操作维护：FPSO单点系泊系统的操作维护、检查、修理与更换，首先基于单点厂家的操作维护手册和5年检验计划。必须定期进行各种检验，如年度检验、中间检验和特别检验，制定好年度及特检检验计划，确定检验项目。海上人员的操作维护要坚持做到“一查”、“二想”、“三动手”、“四会”，操作巡检坚持“三不放过”和“三清”的原则等良好作业实践。

2、维护与保养：首先厂家对配件的采购、保管与控制，注重厂家对技术资料的控制。加强海上现场队伍的培养，坚持行之有效的“点检制”。适当采取入行之有效的实时监测手段，逐步建立完整性管理体系

3、维修改造：重大维修改造多是由厂家或在厂家的指导下完成，如液滑环故障的维修更换、电力滑环故障的维修更换及重大水下作业项目。因此，在建造时需要有对后期改造冗余度的考虑。

4、检测与管理：有的单点按第三方发证检验，有的在船级检验中同时进行。首先要确保检查计划、操作程序的实用性并加强对操作人员的培训指导。结构损失及单点的水下管线悬空比例高，更要给予充分重视，同时还需要考虑海上安装前期预防措施。结构应力热点和疲劳集中点，应作为后期检测的重点。投用后，前期的检测方式和管理办法要与单点的投用同时展开，以保证后期管理的完整性。

3.2.2 现场实时监测与预报

现场实时监测与预报是保障FPSO系泊安全的重要措施，也是一项新技术领域，近年来随着单点事故的不断发生而得到迅速发展。一些新建FPSO单点也开始考虑预先安装现场监测系统。以下组图21：是海洋石油113FPSO新建单点在线实时监测计划，通过现场监测获得单点系统在实际海况下FPSO运动响应及受力情况，为领导决策等提供依据。

4 柔性立管完整性管理

4.1 FPSO柔性立管完整性管理概念

立管完整性管理是一项应用于整个设计、建造、安装、业务营运和运作阶段的连续性评估工程。完整性管理流程见下图：腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起立管失效，随服役时间的延长而不断地侵蚀立管的安全。因此，必须持续不断地对立管进行风险分析、检测、完整性评估、维修、人员培训等完整性管理工作。概括的说，立管完整性管理就是为了降低事故发生的可能性以及事故产生的后果而进行的不断评估和降低立管风险的过程。通过实施立管完整性管理(RIM)，可以清楚识别风险，并将费用使用在风险最大的地方，使其不但能够避免损失，带来潜在的收益，同时还可避免维修管理过渡，保持一个适度的管理。

4.2 FPSO柔性立管完整性管理内容

FPSO柔性立管完整性管理内容主要包括以下几方面：

*立管设计、建造、施工等基础资料的管理；

*海底管线日常操作维护记录；

*检验、检修管理；

*立管厂家年检、特检计划；

*保持与厂家的联系；

*制定操作、维护方案及实施计划；

*例行第三方检验检查；

*根据预防性维修计划开展相应的保养维修；

*发生故障意外损伤及时进行处理；

*不断更新及完善基础资料。

4.3 FPSO柔性立管完整性考虑因素

FPSO的运动性能对海洋立管系统的影响很大,尽管可以有不同的立管可以选择,但影响立管工程设计的因素却很多。总的来说,下述因素的合理综合考虑应该是FPSO立管选型及工程设计的关键技术:FPSO的服务海域水深及海况、FPSO的系泊系统、FPSO的运动响应、井口数量、立管口径、热保温要求、服务功能要求、油田的水下布置、制造及安装的条件、项目的时间安排、技术的可行性及风险性,、海上石油工业的现状,、工期及经济性、作业者的喜好及业绩。

从技术可行性来讲,所选择的FPSO立管应该具备较好的顺应性 (compliant),尽量减少船体的运动影响的传递,这样可以改善立管的动力响应,尤其是立管的强度及疲劳。因此,从这一角度而言,塔式立管,柔性立管,以及耐波型的钢悬链立管应该是很好的选择。当然,从经济性角度来讲,自由悬挂的钢悬链立管是最优的选择。 因此,只要其技术上可行,立管的顶部终结系统能够承受其张力,钢悬链立管比将是首选的立管概念。这也是近年来,自由悬挂的钢悬链立管比较流行的重要原因。但对中国南海而言,由于台风的影响,塔式立管及柔性立管将更加适合于中国的FPSO，目前中国海域柔性立管多为丹麦NKT公司和美国Technip公司的产品，一般都是随系泊系统采购，完整性管理应从采购环节入手。

4.4 海洋石油111立管更换案例

201 0年8 月24，随着番禺5-1新海管的投入使用，历时两年多的番禺油田海管更换项目终于顺利完成。2003年12月份发现FPSO接受的液体温度超过设计温度，实际上111立管一直在超高温下工作。向APL厂家咨询立管在高温情况下的影响，并且向丹文公司通报该情况。丹文公司在接到我们公司的通报后，马上和APL公司成立立管升温改造可行性研究小组，制定立管更换方案。油田的两个平台也采取措施对液体进行降温处理，但是还是满足不了立管操作温度的条件。

200 4年3 月收到丹文公司的回复，明确丹文公司对立管由于高温受损负责并且承担由此所发生的一切费用。2005年12月3日14:27下午,油轮生产操作人员发现油轮左舷船艏附近海面有油迹，立即汇报中控和油轮管理部门。进一步确认后，油轮5-1系统关停，以便进一步检查泄漏点。由于发现及时，只有少量溢油（不超过半桶）。

200 5年1 2月，番禺FPSO作业公司、丹文公司和APL公司组织进行ROV水下检查。对立管泄漏部位进行排查，进行水下录像，确定了泄漏部位，基本查明了泄漏状况。在立管与浮筒连接法兰以下2米处，产生了一个长度约为1米的纵向裂口。见下图22。

200 7年7 月启动更换工程，为保证油田产量番禺FPSO作业先后采取临时更换和永久更换两次施工，经过艰苦努力于2010年8月圆满完成。

5 外输安全保障措施

外输主要风险来自穿梭油轮或现场作业船只的碰撞、外输大缆的释放或破断以及外输系统失效或软管故障等。外输事故轻则使FPSO或穿梭油轮受损，重则造成污染事故，因此必须确保外输作业的安全。

5.1 FPSO外输作业

外输是服役期间FPSO经常性的海上作业，根据油田的海域、产量、FPSO的处理及存储能力的不同，外输时间间隔也是不一样的，有的长达3、4周，有的3、4天就外输一次。外输时通常使用辅助船，如拖轮。而此类辅助船只在靠泊、离船操作时需要。。对应的FPSO操作，需要开启输油泵、连接外输软管与穿梭油轮、启动惰性气系统、进行油品化验等操作。通过开发科学的外输安全评估工具，进行必要的分析计算和提出优化措施来提高FPSO外输安全性也是十分必要的。外输作业一般取决于当时的海况条件和穿梭船长的经验，同时与外输方式有关，如旁靠和串靠外输作业就有很大不同。

5.2 外输时的安全限制

旁靠外输对波浪和风的影响非常敏感，推荐以2米至3米浪高作为允许两船旁靠的最大设计条件，波高限制也可能因为浮式生产系统的类型与外输油轮在吨位及船舷外形不同而改变。风、浪、流的相对方向、速度及特性，浮式生产系统随风向旋转的能力，适当的防护和系泊设备，输送设备的设计，接油船的机动性等都是旁靠外输安全限制考虑的因素。

串靠外输能在更为恶劣的风浪环境条件下进行原油外输作业。经验证明，如果使用动力定位降低缆绳的爆发力，串靠外输可以设计在大约5米有义波高下进行输油作业。系泊和装载操作的实际波浪限制高度应根据情况来确定：浮式生产系统与外输油轮之间的距离，外输油轮和浮式生产系统的尺寸，风和海流的状况，浮式生产系统的系泊系统的类型，现场的运动范围，外输油轮定位能力，支持船的系柱的拖力，浮式生产系统缆绳和装载连接的自动程度，管汇与软管连接的位置，海上操作人员的经验和技能，操作人员安全进入连接与解脱区域的可能性，浮式生产系统定位能力对摆尾和纵荡控制等都是串靠外输安全限制考虑的因素。

5.3 FPSO外输安全保障

首先必须按照终端规则、外输作业操作规程及管理手册严格操作；再者认真总结外输作业的失效案例逐步建立外输数据库，吸取外输船长的经验和倾听外输操作人员在的外输保障工作方面的建议或意见也都是确保外输安全的重要措施。以下卸油间隔期、环境条件推荐及建议供参考：

卸油间隔期：渤海地区为5--7天；南海地区为6--9天。

环境条件：渤海地区为2.5m波高；南海地区为3.0m波高。

API推荐的卸油环境条件:串靠卸油:连接Hs≤3.5 m,解脱 Hs≤4.0 m。

旁靠卸油:连接Hs≤3.0 m,系泊中Hs≤3.5 m

CNOOC经验和单点公司建议:串靠卸油:连接Hs≤3.0 m,解脱 Hs≤3.5 m

旁靠卸油:连接Hs≤2.5 m,系泊中Hs≤3.0m

卸油时间：6万吨油轮：连接时间3小时，卸油时间15小时，交接、解脱2小时，共20小时。

10万吨油轮：连接时间3小时，卸油时间20小时，交接、解脱3小时，共26小时。

5.4 外输作业应急预案

应急预案包括锚链断裂、外输软管破裂、系泊缆索的断裂、FPSO推进器故障、穿梭油轮螺旋桨和推进器故障、FPSO和穿梭油轮上的火灾、避免碰撞的程序、应急拖曳程序、穿梭油轮应急拖曳系统说明、值班船应急拖曳系统说明、应急拖曳演习、总监、穿梭油轮、值班船通信、应急拖曳设施与布置、应急拖曳布置及传递程序。

6 船体结构安全保障措施

FPSO船体外形类似油轮，但技术要求远高于油轮。对于台风多发海域永久性系泊的FPSO而言，在油田寿命期间不解脱、不进船坞维修，年检在油田现场和不停产的情况下进行。储油量不断变化，船体须经受各种重力、浮力和风、浪、流及其组合的考验。外载荷及其与整个系统的响应相当复杂，对船体的总纵强度、耐波性、抗腐蚀、耐疲劳性能的要求，比对常规油轮要高得多，局部强度要做特殊设计。其次，作为载体，其上面支撑着动力模块、生产模块、储油模块、消防模块、生活模块等，在布局和分隔上更加讲究，安全性问题要作重点考虑。另外，FPSO的业主一般要求长期系泊在海上，进行不间断生产，因此设计风险等级高，防腐等耐久性措施要求严。因此，FPSO的船体安全具有重要意义。FPSO船体服役安全关键技术包括：设计上的保障、建造质量、船级维护，船体结构探伤及板厚测量，水下检测与维修等。

1、设计上的保障：FPSO结构设计要求比原油船高，目前全世界FPSO的船体十分安全，未见有关“FPSO船底损坏而发生油污染事故”报道，也未发生搁浅损坏事故。这主要取决于设计上的保障，有足够的强度和稳性。然而，从FPSO的数例系泊系统事故中，引起了油田作业者对深水中FPSO单底构造的忧虑，中国拟新建的恩平FPSO准备采用双层底结构。

2、FPSO船体建造质量：无论是新建还是改装FPSO船体结构的建造质量都是关键，也是项目管理最重点的内容。图8：给出“渤海明珠号”升级改造时的质量体系流程图，仅此为例。

一艘建造优质的FPSO能够有效避免潜在缺陷，为日后长期安全服役打下可靠的基础。

3、服役期安全性检测：服役期检测与维修是一项复杂的系统工程。这项工作的开展首先是全面完整地收集设计、建造、安装时的原始资料和使用过程中的损坏记录 （包括投入使用以后的维修和各个阶段所采取的安全措施），对所收集的资料进行分析、处理。在此基础上，依据具体的规范、标准，参照国际惯例和检验经验，编制出中长期检测大纲和年度检测计划。据此制定施实作业方案，做施工准备，执行现场检测，对检测结果进行分析。根据检测数据再对结构物进行评估，提出合理的维修方案，并在当年检测结果的基础上修改下年度检测计划及调整中长期检测大纲的内容，以此形成循环完善的、周期性的检测系统见下图3：循环检验系流程图。

4、船级维护：船级维护是确保船体安全的有效措施。船级维护包括年度检验、中间检验和5年换证检验。验船师在例行检验中有时会借助检测公司完成对船体结构重点部位的检查和探测，以确保船体结构的损伤修复和安全。

5、船体维护：船体结构防腐、焊缝探伤要求高，壳板100%，材料级别要求高。服役期间的FPSO船体结构最重要的，一是防止外来碰撞和被掉落物砸伤，二是避免船体结构共振的产生和噪声的影响，三是防止船体结构整体或局部疲劳。

6、水下检测维护与修理：水下检测包括对水下船体下述部分进行录像，对发现问题部位需要重点拍照检查，对船体底板、舭龙骨、舭列板和舷侧列板录像检查，船底龙骨处的焊缝及接头检验及录像，船体外壳开口处录像检查，电位测量及验船师要求的其它检验项目，对发现的问题根据情况及时维护或修理。

7 结束语

本文重点从单点、柔性立管、外输和船体结构四个方面讨论了FPSO服役安全所涉及的关键技术，并结合了中国海域的实际经验和应用案例提出了相应的保障措施。在这四项关键技术中,系泊系统直接制约着FPSO的安全，无论对于浅水还是深水系泊系统来说都是安全的命根子，本文对此做了重点介绍。在渤海湾服役的7艘FPSO中有5艘是塔架式水上软钢臂系泊系统，其中3艘发生过故障。采用水下软钢臂系泊系统的海洋石油112在113单点倒塌之后面临着极大安全风险及应对措施。在南海，内转塔系泊系统系泊缆普遍有断丝、断股现象，水下配重丢失，因台风断缆造成FPSO漂移的情况时有发生，且近年来台风不断升级。同时，柔性立管破损、原油外输故障、建造安装时的缺陷和人为失误造成的破损，这些都对FPSO的安全服役构成威胁，潜伏着巨大风险。在我国海域环境十分苛刻南有台风和高温，北有浅水效应和海冰，海域环境十分苛刻的情况下，FPSO的服役安全必须引起高度重视。

[1]刘振国.“海上结构物在服役期的安全性检测”，中国海上油气（工程），1994.10

[2]张武奎,刘振国,宋儒鑫.发展中的浮式生产储卸油装置 (FPSO)关键技术 [J].中国造船,2005,46(Z1):21～29

[3]浮式生产储油装置（FPSO）安全规则（试行稿），中国海洋石油总公司2006年1月