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【油气】Johan Sverdrup项目——低油价下,海洋油气开发并非没有希望!!

2017-10-8 08:08| 查看: 820| 评论: 0

Johan Sverdrup油田是挪威北海第五大油气发现,开发方案于2015年6月获批,预计2019年投产,开发投资比批复方案减少310亿挪威克朗,降幅26%,一期桶油成本不大于20美金,在低油价下,可谓降本之典范。小编以此进行剖析和整理供大家参考。

一、油田概述

Johan Sverdrup油田位于挪威北海Utsira区域,距挪威西部140公里,包括PL265, PL501, PL502三个区块,平均水深120m,油藏埋深1900m,作业者Statoil(挪威国家石油公司)占有40%的权益。


2017年8月21日,法国石油巨头道达尔宣布以74.5亿美金收购马士基石油公司(详见【咨询】看淡石油——马士基集团断臂求生谋主业)。Total将间接持有Johan Sverdrup油田8.44%的权益。

油田预计2P储量17~30亿桶油当量,峰值日产量550 000桶~650 000桶油当量。投产后产量占挪威石油总产量的25%。由于油田地址条件良好,预计油田采收率可达70%

二、开发历程

1965年,授出第一个作业许可,在1960s~1970s打了多口干井,此区域被认为无油气;

2007年,Lundin在Luno发现油气区块,之后在周边几个区块均有油气田发现;

2010年,Lundin和Statoil共计钻了10口评价井;

2014年,完成5口评价井,至此已经完成31口探井,证明该油田是10亿桶级大油田;

2014年初,开展油田开发方案研究;

2015年2月,提交一期油田开发方案;

2015年6月,一期油田开发方案获批;

2018年年底,通过二期最终投资决定;

2019年年底,一期投产;

……

三、开发模式

1. 开发方式

油田开发周期50

油田采用独立开发方式,采用边开发边回注的策略。

一期开发预计动用35口井(含回注井)

二期开发预计动用28口井(含回注井)

2. 工程模式

油田采用“导管架平台+外输管线”的工程模式进行开发(干式开发+湿式回接)。导管架平台包括生活平台、处理平台、钻井平台和立管平台,产出合格原油和天然气经外输管线外输。

(1)一期开发工程模式示意图

(2)二期开发工程模式示意图

二期主要在原有平台基础上增加一座处理平台;可能增加一座井口平台。

四、主要设施

主要生产设施包括:

(1)一期开发

◆ 导管架平台:生活平台1座、处理平台1座、钻井平台1座和立管平台1座;

◆ 水下生产系统:回注基盘+采油树;

◆ 生产管线:1条外输气管,1条外输油管。

(2)二期开发(增加)

◆ 导管架平台:处理平台1座,井口平台1座;

◆ 水下生产系统:回注基盘;

◆ 生产管线:~。

1. 导管架平台:

一期:日产440 000桶油当量,投资920亿挪威克朗

包括四座导管架平台,包括生活平台1座、处理平台一座、钻井平台1座、立管平台1座。

二期:日产660 000桶油当量,投资300~550亿挪威克朗

增建处理平台1座。

2. 水下生产系统

三座注水设施。


3. 管线

(1)管线

外输管线两条:

油管线274km,管径36寸,至Mongstad油终端;

气管线165km,管径18寸,至Kårstø气终端。

(2)电缆

◆ 数量:2×200km,一根直流电缆,电压±80kV;一根交流电缆,交流电压(300 kV,33 kV)。输电能力100MW,ABB负责。

五、蛋糕分配

1. 钻井

(1)探井

Diamond Offshore的Ocean Vanguard号半潜式钻井平台;

Dolphin Drilling的Bredford Dolphin号半潜式钻井平台;

……

(2)开发井

2015年6月,Statoil授予国际海洋油气钻井承包商Odfjell Drilling两份钻井合同,共计43.5亿挪威克朗(约合5.6亿美金),包括租用Odfjell Drilling的Deepsea Atlantic半潜式钻井平台进行钻井作业(3年期钻井合同+6个月备选,预计钻13口井,合计25亿挪威克朗,Deepsea Atlantic为第6代高规格半潜式钻井平台,采用GVA7500设计,好便宜啊)和导管架钻井平台的钻井作业(4年期钻井合同+1年备选,合计18.5亿挪威克朗)。

可能正是由于西北欧海域海上油气田降本增效的成功,致使此区域油气开发成为低油价下的新亮点,也使得高规格钻井装备成为香饽饽。引来多起高规格钻井装备的收购。

2. 导管架平台

1)设计

一期项目

    前期研究

2012~2013年,Aker Solutions承担可行性研究和概念研究,

2014年,Aker Solutions开展FEED研究,合同金额3亿挪威克朗;

   立管平台和处理平台

2015年1月,Aker Solutions获得EPMA(Engineering services, Procurement、Managementassistance)合同,合同金额45亿挪威克朗;包括立管平台和处理平台,并配合完成其他平台前期工作的移交,及后期工作支持和咨询;

   生活平台

2015年6月,Kvaerner和KBR组成的联合体获得生活平台上部模块的EPC合同(Kvaerner 51%,KBR 49%),价值67亿挪威克朗;生活平台上部模块包括公用模块和生活楼模块两大部分。KBR负责公用模块的设计和设备采办,Kvaerner负责公用模块建造(由分承包商在Poland建造),在Stord Norway交付;Apply Leirvik负责生活楼模块建造,在Stord Norway交付。上部模块重19000吨,其中公用模块9700吨,生活楼模块9300吨。

   钻井平台

Statoil授予Aibel钻井平台上部模块总包合同,包括三个模块:主甲板结构模块(MSF),钻井支撑模块(DSM)和钻机模块(DES,分包给Nymo建造)。由Odfjell和National Oil将提供咨询服务。

二期项目:

二期开发FEED合同授予Aker Solutions, Kværner和Siemens,2017年下半年确定开发方案,2022年见产。

Aker Solutions:负责上部模块

Kværner:导管架

Siemens:岸上供电

二期开发考虑周边Avaldsnes (east), Kvitsøy (south) and Geitungen (north) 等卫星井的接入,计划钻井28口。

2)建造

立管平台导管架示意图

Kvaerner承担的导管架平台建造进度

以Kvaerner承建的“处理平台”导管架为例,关键时间节点(启动)和人工如下:

详细设计:2015年4季度

建造:2016年2季度

组装:2017年1季度

交船:2018年2季度

平均用工:120

高峰用工:180(组装期间)

参与人员:500人(按工作人员与辅助人员1:3考虑)

据Kvaerner透露,其在2015提供的报价处于2005报价的水平

导管架从收到意向书到交货耗时约3.5,国内企业可以跟他们比比是否有竞争力?


处理平台导管架示意图

3)运输

Dockwise获得韩国建造的立管平台和处理平台上部模块运输合同,包括立管平台两个模块计20000吨,处理平台一个模块6000吨,三航次,合同金额4000万美金

4)安装

2015年3月,Allseas宣布获得三座导管架平台的安装合同,利用其巨无霸装备Pioneering Spirit实施安装,预计实施时间为2018~2019年;

2017年7月,HeermaThialf半潜式起重平台协助完成立管平台的下水及安装,导管架采用24桩(桩基重量9000吨)。

2017年9月,Heerma的Thialf完成Sverdrup油田钻井平台钻井模块安装,包括三个模块,分别重10250,8000吨,3000吨。半潜式起重平台真牛逼,14000吨的起重能力不是吹的。

3. 水下生产系统

2015年2月,FMC获得水下生产系统合同包,包括13口水下采油树、3座水下回注系统和控制系统,合同金额12亿挪威克朗。

4. UFR(水下管缆)

2016年2月,Technip获得注水管建造安装合同,合同包括29km 16寸管的建造安装;

2015年3月,ABB获得陆上供电电缆合同,合同金额11亿挪威克朗;

2016年10月,Aker获得Mongstad是由接受终端设施建造合同,合同金额3.5亿挪威克朗。

4. 回接调试

2017年1月,Statoil 授予Aibel 和Aker Solutions油田回接及调试合同,合同金额13亿挪威克朗(约合1.6亿美金),Aibel负责钻井平台平台的回接和调试,Aker负责立管平台的回接和调试。可选合同包括处理平台和生活平台的回接和调试,金额不在合同范围内。

六、小编评述

Johan Sverdrup项目为低油价以来批复的一个大型油气项目,项目的成败有很强的示范作用,小编在此分享几点不成熟观点,以作抛砖引玉。

1. 油价新常态下的降本增效

四次降本

项目早期,总体投资预计2200亿挪威克朗;

2016年8月,项目总体投资降至1400-1700亿挪威克朗;

2017年3月,项目总体投资降至1370-1520亿挪威克朗;

2017年9月,Statoil宣称油田自开发方案获批以来,一期开发投资已经降本310亿挪威克朗,降至920亿挪威克朗,项目总体投资降至1320-1470亿挪威克朗:

①一期

-  开发资本支出920亿挪威克朗

-  盈亏平衡油价不大于20美金

②二期

-  开发资本支出400~550亿挪威克朗

-  盈亏平衡油价不大于30美金

油田开发周期内总体盈亏平衡油价不大于25美金。这个成本价真是不惧低油价。在人工成本极高的挪威(项目70%的供应商为挪威籍公司),是怎么做到的呢?

   油田储量大(上天厚爱),油田采收率可以达到70%(上天厚爱+高科技)

   根据钻井数据,进一步完善油藏模型,优化开发方案,一期产量由315 000~385 000桶/天提高到440 000桶/天(方案优化+技术);

   已签合同重新谈判,降低合同价格,提高合同任务执行效率(管理+采办);

   钻井日费率降低,钻井效率提高(管理+技术)。

理由很简单,油公司做好项目管理和油藏开发方案,技术公司做好技术,充分借用市场给予的低成本资源,万众一心降成本。一句话“各司其责,各尽其职”。

2. 北海油田开发工程理念

①专业化。4座平台4个功能,即可实现油田开发需求,又保证了各个平台职能的单一化。这样做避免了各种风险的交叉和叠加,利于风险控制和管理。何为以人为本,小编觉得住在这个油田的生活平台上可以内心安稳。

②环保。油田开发不设电站。众所周知电站即大又重,一直是海洋平台的核心模块,Statoil选择价格更高的岸电,应该主要是基于环保要求。也可以看出北海油田的开发理念。

③本地化。小编尚未了结挪威对油气开发的本土化要求,但是本项目中70%的供应商为挪威籍公司,应该不仅仅是Statoil的作业者偏好,中国制造业要想进军北海油气开发市场,单枪匹马比较难,收购或是入股个当地公司应该是上策。这方面中海油服已经走在了前面,其于2008年收购挪威海洋石油钻井公司Awilco,虽然本次收购备受争议,但是公司自此进入准入门槛最高的挪威海洋钻井市场。“挪威本地公司的技术+中国廉价的制造产能”应该可以成为无敌组合,看看下一个吃螃蟹的是谁?

3. 未雨绸缪的挪威石油基金

提到挪威,提到石油,小编想起了如日中天的挪威石油基金。

据英国《金融时报》9月19日报道,世界最大的主权财富基金挪威石油基金(即挪威主权财富基金)自创设以来资产首次突破了1万亿美元1万亿美元对人口13亿的中国也不是一个小数,何况是对于只有520万人口的挪威。

挪威立法者1990年通过了一项法律,批准建立一个归政府所有的石油和天然气基金。从1996年5月开始将石油和天然气收益转入该基金。基金主要用于全球股票、债券等投资,约有一半的资产来自投资回报,约有45%的资产来自石油和天然气收入,其余则来自汇率变动。

该基金规模巨大,好处也是多多。该基金一方面将部分资源收益抽走用于国外投资,避免了本国经济过热;另一方面赚取了国外经济发展红利(北美投资42%、欧洲投资占36%、亚洲投资占18%),造福于挪威人民。

看着这笔钱,小编也很眼馋,只想说一句,挪威人不用为养老金上愁了~~

七、深度思考

低油价下受承包商生存环境影响,很多海上油气开发项目成本不降反升,进度一推再推,Johan Sverdrup项目,不仅可以大幅降低投资,还可以控制进度(目前进度符合预期),值得业界学习和深思。Statoil主要油气资产均在海上,根据2016年公司年报,Statoil完全桶油成本在30美金以下,桶油生产成本为5美金。低油价下海洋油气资产没有投资效益可言?在页岩油页岩气面前,海洋油气毫无立足之地?当谋局长远,亦当做好眼前。没有过不去的寒冬,只有迟到的春天……

 网络资料有限,难免谬误,欢迎留言指正。也欢迎知情人士补充,或是邮件发送到小编邮箱deep_lanland@163.com不胜感激。


 以“人”为鉴可以知得失,以“项目”为鉴可以知利弊,而做出最优的选择。仅以此分享给从事海洋油气开发的仁人志士,期待国内深水油气的开发稳步向前。 

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