超深水浮式生产装置（FPSO/FLNG）技术研究

报告编号： OGD-A-018 赛道归属： 非常规与海洋油气 · 深水与超深水 报告层级： A 级深度专题（"现状—对标—瓶颈—趋势/应用"四段式） 编制单位： 经纬智汇信息咨询有限公司（北京） 用途定位： 内部参考 · 强决策导向 数据截止： 2026 年 7 月

摘要

浮式生产储卸油装置（FPSO）与浮式液化天然气装置（FLNG）是深水、超深水乃至边际油气田得以经济动用的核心装备，被称为"移动的海上油气加工厂"。在陆上及浅水优质资源日趋枯竭、全球油气勘探开发不断向深海挺进的大背景下，这两类装备正处在订单与产能"双扩张"的历史性窗口期。

本报告以"单一技术／细分市场打穿"为定位，沿"现状—对标—瓶颈—趋势／应用"四段式，对 FPSO/FLNG 的技术原理、系统构成、全球竞争格局、中国国产化进程、标志性工程案例、技术瓶颈与突破方向、市场趋势与投资逻辑进行了全时间轴、多层次（宏观—中观—微观）的系统梳理。

核心判断是：全球 FPSO 在役／在建／规划合计已超过 300 座，FLNG 产能将在未来十年增长近四倍；竞争格局呈现"欧美日租赁运营商主导总包与集成、中韩新船厂主导建造"的分工。中国已在船体建造与总装集成环节跃升为全球主力，并完成"深海一号""海葵一号""惠生 Nguya FLNG"等一批自主装备突破，但在单点系泊系统、液化核心工艺包、深水动态立管、动力定位（DP）系统、关键旋转设备等环节仍存在明显的"卡脖子"短板。对中国油气装备与油服企业而言，最现实的路径是"以船体／总装总包能力换取核心技术学习曲线"，分阶段推进国产替代，并借"一带一路 + EPCIC 一体化"模式打包出海。

一、技术原理与系统构成（微观视角）

1.1 FPSO：海上油气加工与储卸一体化平台

FPSO（Floating Production Storage and Offloading）本质上是一座具备"生产处理—原油储存—外输卸载"三大功能于一体的浮式装置，通过单点或多点系泊系统定位于目标油田上方，接收水下井口来的油气水多相流，完成分离、稳定、处理后将原油储存在船体货舱内，再定期由穿梭油轮外运。其系统构成可拆解为五大部分：

（1）船体（Hull）。 分为"新建船体"与"油轮改装（主要为 VLCC 超大型油轮改装）"两条路线。新建船体（如 SBM Offshore 的 Fast4Ward 多用途船体 MPF）适合超大型、超深水、长服役期、恶劣海况的项目；VLCC 改装则适合快速投产、边际或中小型油田。业内经验数据显示，改装型 FPSO 的平均建造周期约 35 个月，显著短于新建型的约 55 个月，但在服役寿命、疲劳可靠性和处理能力上通常逊于新建型。

（2）上部模块（Topsides）。 这是 FPSO 的"工艺心脏"，由油气水三相分离、原油稳定、天然气压缩与处理、注水／注气、发电、公用工程、火炬等一系列模块化撬块组成。上部模块的重量和处理能力直接决定 FPSO 的等级——大型盐下 FPSO 的上部模块总重可达 3 万至 5 万吨，日处理原油能力普遍在 15 万至 25 万桶。

（3）单点系泊系统（Mooring System）。 这是 FPSO 区别于普通船舶最关键的子系统，也是技术门槛最高、单价最昂贵的部件之一。主流形式包括：内转塔（Internal Turret，可容纳约上百根立管，适合恶劣海况长期不解脱）、外转塔（External Turret，可容纳约 20 根立管）、软刚臂（Soft Yoke，适合浅水）、可解脱转塔／分离式转塔（STP、飓风与台风区适用）、以及扩展式多点系泊（Spread Mooring，广泛用于巴西盐下等相对温和海况的超深水）。转塔式系泊具备"风向标效应"，可使船体随风浪流自由转向以降低环境载荷。

（4）原油储存与外输。 原油储存于船体双壳货舱内，储量普遍在 100 万至 200 万桶；外输方式以穿梭油轮串靠（Tandem）或旁靠（Side-by-side）卸载为主，部分近岸项目采用海底管道外输。

（5）动力与控制系统。 包括发电、动力定位（DP，主要用于 DP 穿梭油轮和钻井船，而非生产 FPSO 本体定位）、中控与安全仪表系统（ESD／F&G）等。

!图 1 FPSO 系统总体构成剖面示意图 *图 1 FPSO 系统总体构成剖面示意图*

1.2 FLNG：漂浮在海上的天然气液化工厂

FLNG（Floating Liquefied Natural Gas）在 FPSO 的基础上，用天然气液化生产线取代了原油处理线，实现了在气田现场就地完成"天然气预处理—深冷液化—低温储存—外输"的全流程，从而使远海、边际、搁浅（stranded）气田得以货币化，避免了铺设长距离海底管道到岸上液化厂的高昂成本。其系统构成的独特性主要体现在：

（1）天然气预处理。 包括脱酸（脱除 CO₂／H₂S）、脱水、脱汞、脱重烃等，以满足深冷液化前的气质要求。

（2）液化工艺（核心工艺包）。 这是 FLNG 技术含量与专利壁垒最高的环节。不同液化工艺在浮式晃荡（sloshing）环境下的适配性差异显著，形成如下适配矩阵：

其中，针对中国南海深水气田的学术研究曾推荐 C3-DN2（丙烷预冷 + 双氮膨胀过冷）作为适配方案。

（3）低温储存与围护系统。 LNG／LPG／凝析油低温储存的围护系统分两大技术路线：一是 GTT 薄膜舱（Mark III／NO96 系列），在全球 LNG 运输船与浮式装置中占据绝对主导（在役 LNG 船与 FSRU 约七成采用 GTT 薄膜）；二是独立式 C 型／B 型储罐（如 IHI-SPB、惠生自研 SPB），抗晃荡性能好、可全液位运行、建造可与船体并行。由于 FLNG 需长期在各种中间液位下运行，晃荡载荷远高于常规 LNG 船，早期薄膜舱多采用"双排舱"设计以应对 10%–40% 中间液位工况，近年 GTT 借超大型集装箱船 LNG 燃料舱经验开发出单排舱降本方案。

（4）外输系统。 LNG 外输采用旁靠（Side-by-side）或串靠（Tandem）方式向 LNG 运输船转运，其可作业的海洋环境窗口是运营可用率的关键约束。

!图 2 FLNG 工艺流程与系统分区示意图 *图 2 FLNG 工艺流程与系统分区示意图*

1.3 关键子系统技术难点

超深水 FPSO/FLNG 的工程难点集中体现在以下方面：

• 晃荡（sloshing）效应： 船体在波浪中运动引起舱内液体晃荡，对薄膜围护系统的绝缘与内壳、以及绕管式／板翅式换热器的稳定运行构成挑战，是浮式液化区别于陆上液化的核心难题。
• 旁靠／串靠外输窗口： 两船并靠转运 LNG 或原油时，受相对运动、护舷、软管／臂架限制，可作业海况窗口偏窄，直接影响运营效率。
• 超深水单点与立管： 水深超过 1500m 乃至 3000m 时，单点系泊系统的锚链重量、立管悬挂载荷、动态响应设计难度急剧上升；动态海管／立管（钢悬链立管 SCR、钢缓波立管 SLWR、柔性立管、顶张力立管 TTR）面临疲劳与涡激振动（VIV）双重考验。
• 上部模块紧凑化与轻量化： 甲板空间和承重有限，要求工艺模块高度集成、紧凑、轻量化。
• FLNG 冷剂库存与安全： 大量易燃冷剂的储存、泄漏检测、紧急关断（ESD）、防火防爆分区（ER 隔离）设计是安全设计的重中之重。

二、全球产业现状与竞争格局（中观视角，重点）

2.1 市场规模与船队分布

FPSO 市场规模。 不同机构的统计口径差异极大，从约 85 亿美元到约 300 亿美元不等（差异主要源于是否包含建造、运营、模块等不同环节）。商业研究机构 Market.us 估计 2024 年全球 FPSO 市场约 198 亿美元，2034 年将增至约 588 亿美元，年复合增长率约 11.5%，其中深水（>500m）细分在 2024 年占比约 52.7%。更具行业公信力的 Energy Maritime Associates（EMA）从"浮体数量"口径统计：全球在役／可用的生产型浮体约 339 座、储存型浮体约 114 座；并预测 2025—2029 年将有约 119 座浮体订单、资本开支约 1260 亿美元，其中七成以上（约 54 座 FPSO）投向 FPSO，巴西仍将是全球最大市场。

FLNG 市场规模。 据 Rystad Energy 2025 年 7 月报告，全球 FLNG 产能将从 2024 年的 14.1 Mtpa 增至 2030 年的 42 Mtpa、2035 年约 55 Mtpa，十年间接近四倍增长；2024 年前投产装置的平均利用率已达 86.5%，较早期显著改善。

船队地理分布。 FPSO 船队高度集中于巴西（盐下超深水，全球最大市场）、西非（安哥拉、尼日利亚、刚果、莫桑比克）、北海、东南亚（马来西亚、印尼）以及中国近海等区域。

!图 3 全球 FPSO/FLNG 船队地理分布与市场规模双图 *图 3 全球 FPSO/FLNG 船队地理分布与市场规模双图*

2.2 FPSO 主要玩家：租赁运营商主导

全球 FPSO 产业形成"设计／总包／集成"与"建造"两层分工。技术与总包层由欧美日租赁运营商主导，商业模式主要有两类：Lease & Operate（租赁运营，2024 年约七成授标采用此模式，偏向资产负债表强、可用率记录好、融资能力强的承包商）与 EPC 总包（一次性交付，适合有国家石油公司背景与建造能力的玩家）。主要玩家对标如下：

此外，油公司自持比例近年上升（如 2021 年活跃船队自持约 53%），Petrobras、ExxonMobil、Shell、Eni、Equinor 等在部分项目采取自持而非租赁。

单点系泊子市场： SBM、Bluewater、SOFEC（已并入 MODEC）、NOV APL 主导高端深水转塔／旋转接头（swivel stack）技术，前五家合计约占 58%–62% 份额。旋转接头是最复杂、最昂贵的子部件之一。中国海油工程已完成浮式单点系统建造，正对国际玩家形成区域性价格压力。

2.3 FLNG 主要玩家与技术供应商

FLNG 领域的在产项目与主要参与者如下表：

技术供应商卡位：液化工艺与主换热器由 Air Products（绕管式换热器与工艺许可）、Black & Veatch（PRICO）、Linde、Chart（IPSMR）主导；围护系统由 GTT（薄膜）与 IHI／惠生（SPB）分占;超大型总装由三星重工等韩国船厂主导。Golar LNG 以"液化即服务"（改装 FLNG + 长约）商业模式独树一帜，其 MKII（3.5 Mtpa，阿根廷，2028 年投产）已锁定约 80 亿美元 EBITDA 储备。

!图 4 全球 FLNG 项目时间轴与产能梯队图 *图 4 全球 FLNG 项目时间轴与产能梯队图*

2.4 中国参与与国产化进程

建造与总装环节： 中国船厂（外高桥造船、招商工业 CMHI、中远海运重工、大船集团、中集来福士、惠生海工、海油工程等）已承接近年全球绝大多数 FPSO 船体与生活模块，并逐步向油气工艺模块延伸。海油工程为 Petrobras 交付的 P67／P70 属 35 万吨级、世界最大吨位级 FPSO，作业水深 2200m、日处理原油 15 万桶，国产化率约 80%，辐射国内 100 多家厂商；其中 P70 建造仅用 18 个月，创国际同类纪录。

中国海油自主装备"三部曲"：

• "海洋石油 119"（2020）： 船型 FPSO，作业水深 420m（当时国内最大作业水深），15 万吨级，船体集成型（SIT）内转塔单点（单点总重超 2800 吨、9 条约 1740m 锚链、悬挂 19 条水下管缆），日处理原油约 2.1 万 m³、天然气约 54 万 m³，服役流花 16-2 深水油田群（配套 26 棵水下采油树）。
• "深海一号"能源站（2021）： 全球首座十万吨级深水半潜式立柱储油生产平台，服役陵水 17-2 气田（水深 1220–1560m），16 根"锚链-聚酯-锚链"系泊于约 1422m 水深，6 根钢悬链立管（SCR），年产气约 30 亿 m³，立柱凝析油储存约 2 万 m³，设计疲劳寿命 150 年、30 年不进坞；建造工期仅 16.5 个月（国际同规模平均约 38 个月）。
• "海葵一号"（2024）： 亚洲首艘圆筒型 FPSO，最大储油约 6 万 m³，聚酯缆多点系泊，服役流花 11-1 油田二次开发（水深约 324m），与深水导管架"海基二号"组合形成"深水导管架 + 圆筒型 FPSO"新开发模式，实现 15 项关键设备自主化（含天然气脱硫、双燃料发电机）。

FLNG 突破： 惠生清洁能源为 Eni 建造的 Nguya FLNG（2025 年 8 月启东启航），全长 376m、型宽 60m、型深 35m，LNG 储量 18 万 m³、LPG 储量 4.5 万 m³，LNG 年产能 240 万吨；从合同签署到启航仅 33 个月，创行业最快交付纪录；首次将 CHART IPSMR 液化技术与 SPB 储罐技术应用于浮式液化生产装置，其中 4.5 万 m³ 单罐为 SPB 技术自 1980 年代问世以来最大单体产品，满负荷日处理天然气约 1076 万 m³，全球 FLNG 年产能排名第四。此前惠生 2016 年为 Exmar 交付全球首座浮式液化驳船 Tango FLNG，是中国首个作为总包方交付的大型 FLNG。

卡脖子环节： 尽管建造与总装已站稳，中国在以下环节仍受制于人——单点系泊系统（国内长期缺乏自主设计建造能力，"海洋石油 119"的 SIT 单点即由 SBM 提供）、尾输系统、惰气发生装置、液化核心工艺包、深水海管铺设、DP 系统、关键阀门／透平／压缩机等。