OE（Offshore Engineer）期刊2017年第5期列出了世界10大超深水油气开发工程。
小编据此深度挖一挖，结合自己的认知，挖出点经验和感想，与大家共享……
一、十大油田
二、油气田概述
No.1 Stones
1. 位置
墨西哥湾中部海域WR/464、WR/507、WR/508区块（WR是Walter Ridge的简称）。
2. 权益
作业者：Shell，权益：100%
3. 开发模式
独立开发
4. 工程模式
FPSO+水下生产系统。
项目采用Turritella FPSO进行开发，该FPSO是世界上作业水深最深的浮式生产装置。如此一座装置由2003年服役的苏伊士型旧油轮改造而成，改造时船龄已经超过10岁，放在国内估计会被各种“砖家”的唾沫淹死，国内已经不用改造方案很多年，Why？呵呵~
可参考小编以前的一篇文章《【咨询】2016年世界海洋石油五大工程》
5. 主要承包商
No.2 Silvertip/Tobago
1. 位置
墨西哥湾西部海域。Silvertip 位于AC/815区块，Tobago 位于AC/859区块（AC是Alaminos Canyon的简称）。
2. 权益
Silvertip油田
作业者：Shell， 权益：40%
参与者：Chevron， 权益：60%
Tobago油田
作业者：Shell， 权益：32.5%
参与者：Chevron， 权益：57.5%
Nexen， 权益：10% 【Nexen在2013年被中海油收购，此油田权益已经间接归CNOOC，中海油已经走在了世界超深水的前沿，知道吗?如果可以以此为契机为国内深水技术及管理人员搭建一个高级学习培训平台，将国外先进技术引入国内，国内不需再当钱多人傻的冤大头，可是，可是~】
3. 开发模式
依托周边Great Whit油田开发
Silvertip油田产出液输送3km至西南部Tobago油田的管汇，汇聚后的产出液经10公里海管输送至Great White油田的Perdido SPAR。
4. 工程模式
水下生产系统+外输管线
5. 主要承包商
No.3 Chinook
1. 位置
墨西哥湾中部海域WR/425、WR/469区块（WR是Walter Ridge的简称）
2. 权益
作业者：Petrobras，权益：66.67%
参与者：Total， 权益：33.33%
3. 开发模式
联合开发
Chinook油田与Cascade油田联合开发
4. 工程模式
FPSO+水下生产系统
5. 主要承包商
No.4 Cascade
1. 位置
墨西哥湾中部海域WR/205、WR/206、WR/249、WR/250区块（WR是Walter Ridge的简称）。
2. 权益
作业者：Petrobras，权益：66.67%
参与者：Total， 权益：33.33%
3. 开发模式
联合开发
Chinook油田与Cascade油田联合开发
4. 工程模式
FPSO+水下生产系统
BW Pioneer FPSO位于Cascade油田，是美国墨西哥湾服役的第一座FPSO（美国以前有FPSO应用禁令），该FPSO亦有旧油轮改造而成。
眼尖的同学可以看到，该油田应用了自由站立式立管（Free Standing HybridRisers，简称FSHR），这是FSHR在工程项目的第二次应用。第一次是2007年用于巴西海域Roncador油田P-52半潜式生产平台。
5. 主要承包商
No.5 Great White
1. 位置
墨西哥湾西部海域AC/812、AC/813、AC/856、AC/857、AC/900、AC/90区块。（AC是Alaminos Canyon的简称）
2. 权益
作业者：Shell， 权益：33.4%
参与者：Chevron， 权益：33.3%
BP, 权益：33.3%
3. 开发模式
独立开发
4. 工程模式
SPAR+水下生产系统+外输管线
油田所用Perdido SPAR为目前世界上作业水深最深的SPAR（安装水深2377m）
特别需要说明的是Perdido SPAR虽然安装了钻井系统但是没有应用干式采油，这与国内很多“砖家”的认知可能冲突。SPAR平台和TLP平台很多都用湿式采油（以后小编写专题来剖析）。
5. 主要承包商
No.6 Coulomb
1. 位置
墨西哥湾东部海域MC/613、MC/657区块。（MC是Mississippi Canyon的简称）
2. 权益
作业者：Shell，权益：100%
3. 开发模式
依托周边Nakia油田开发
Coulomb油田产出液经43km的外输管线输送至Na Kika油田的半潜式生产平台。
4. 工程模式
水下生产系统+外输管线
所依托的Na Kika平台用于6个油田的开发，可为区域开发之典范。值得国人学习。
5. 主要承包商
No.7 Hadrian
1. 位置
墨西哥湾中部海域KC/963、KC/964区块（KC是Keathley Canyon的简称）
2. 权益
作业者：ExxonMobil，权益：47.0%
参与者：Eni， 权益：30.0%
Petrobras， 权益：23.0%
3. 开发模式
依托周边Lucius油田开发
Hadrian气田产出气液经43km的外输管线输送至Lucius油田的SPAR平台。
4. 工程模式
水下生产系统+外输管线
Hadrian气田是在当时被认为是Thunder horse油田【可以查看下边的前一篇文章《Thunder Horse油田——近乎夭折的世纪巅峰之作》】之后的另一重大发现，当时估计2P储量有7亿桶油当量。后来随着探井的增加，评价的进一步深入，结果令人失望，气田气储量不到200亿标准立方米。气田用两口生产井开发每口井的建设成本都在1亿美金以上。
5. 主要承包商
No.8 Iara Entorno
1. 位置
巴西海域里约热内卢附近Santos盆地Iara Entorno区块
2. 权益
作业者：Petrobras， 权益：100.0%
3. 开发模式
联合开发
由于Iara油田属于一个超大型油田，预计储量在30-40亿桶，巴西国油基于采用大区域联合开发的战略，将Iara油田的Oeste de Atapu, Berbigao, Sururu和Iara Entorno油田一起开发。
4. 工程模式
FPSO+水下生产系统
5. 主要承包商
可能大部分同Iara油田
No.9 Iara
1. 位置
巴西海域里约热内卢附近Santos盆地Oeste de Atapu, Berbigao,Sururu区块。
2. 权益
作业者：Petrobras， 权益：65.0%
参与者：Shell， 权益：25.0%（原BG资产，2015年Shell收购BG）
PetrogalBrasil，权益：10.0%
3. 开发模式
联合开发
4. 工程模式
FPSO+水下生产系统
油田计划打24口井： Oeste de Atapu（2口井）, Berbigao（7口井）, Sururu（15口井），用P-69，P-70，P-71三艘FPSO进行开发，另加用于Iara Entorno油田开发的两艘FPSO，总计5艘，每艘FPSO日产油15万桶，气600万标准立方米。原计划FPSO在2017-2018年安装到位，结果由于FPSO进度滞后及随之而来的巴西石油腐败事件影响而被推迟。
P-69 FPSO船体在巴西Estaleiro Rio Grande (ERG)船厂建造，上部模块建造及总装在巴西BrasFels船厂进行。BrasFels为新加坡吉宝（Kepple）在巴西的分公司，完成了P-56半潜式生产平台，P-61张力腿平台以及多座FPSO的建造工作。
特别需要说明的是P-70 FPSO船体在启动中远海工建造（已经完成），本来计划在巴西由OSX/Mendes Júniorconsortium完成上部模块建造和总装，由于腐败事件影响OSX进入破产保护程序，工期严重滞后赶工无望被海油工程接手，计划于2017年9月完工。
5. 主要承包商
No.10 Appomattox
1. 位置
墨西哥湾中部海域MC/348、MC/391、MC/392区块
2. 权益
作业者：Shell， 权益：79.0%
参与者：Nexen， 权益：21.0%【Nexen在2013年被中海油收购，此油田权益已经间接归CNOOC，中海油的有一笔超深水油气资产，不跟大哥Shell好好学学就是暴殄天物，错失天赐良机了】
3. 开发模式
独立开发
油田开发分两个阶段，第一阶段在2019年前用6口井开发，第二阶段在2020~2023年增加9口井（4口生产井+5口注水井）。
4. 工程模式
半潜式生产平台+水下生产系统
Appomattox FPU油处理能力预计在10-20万桶每天（油田峰值日产量为17.5万桶），气处理能力400万标准立方米每天。根据Shell与中远签订的船体运输合同，船体干重为4万吨左右，加上上部设施，平台总干重应该在6万吨左右，预计作业排水量在10万吨左右。平台及上部处理设备总投资预计在20亿美金左右，国内相关研究人员有必要记住这个数字。
根据Upstream消息，国内陵水项目要用半潜式生产平台方案，处于FEED招标，这么好的实际应用样板，已经交完学费，不知道有没有学员跟进和派驻。
5. 主要承包商
三、观点评述
数据列完了，小编来点自己的观点以求抛砖引玉：
1. 超深水油气田比较集中。
如标题，分析以水深为线，强调的是最大水深，所提及的十个油气田8个位于美国墨西哥湾，2个位于巴西海域，巴西海域虽然数量少但是储量大，两个油气田的储量预计在30-40亿桶油当量。
2. 油气田开发方式模式灵活多样。
10个油气田中，3个采用独立开发模式，3个采用依托开发模式，4个采用联合开发模式。独立开发多用于大型油气田（如Stones储量预计20亿桶，Great White储量预计3.5亿桶， Appomattox储量预计4亿桶）；依托开发多用于周边有设施的中小型油气田开发；联合开发即可用于小型油田的联合开发，也可用于大型油气区域的区域联合开发，是业界常用的一种开发模式（很多看似独立开发的项目，实际上本身就是对个油田的联合，如Na Kika项目设计之初为5个油气田的联合开发）。通常独立开发投资最大，依托开发投资最小，联合开发居中。独立开发独成体系，利于周边油气的回接；依托开发可以充分利用现有设施资源；联合开发便于区域布局和整体战略实施。油气田开发方式的选择应该从经济效益和整体开发战略考虑。
3. 高风险需要抱团协作降低开发风险。
10个油气田中，7个为合作开发（不少于2个权益公司），只有Shell两个油气田，Petrobras1个油田独自开发。当然这里边有历史的遗留问题，更多的是资源分享风险共担。海洋油气开发属于“三高”行业（高投资、高风险、高回报），在盯着利润的时候记住风险是非常有必要的。国内油气田勘探开发，特别是勘探阶段是不是也可以引进社会风险资本，开发阶段是不是也可以拓宽融资模式？
4. Shell是油公司的典范。10个油气田中，Shell占了6个，其中5个担任作业者，Shell走在世界超深水油气开发的最前头。都说企业大了就会有体制，就难创新，Shell不是一般的大，Shell也不是一般的敢创新，第1艘FPSO是Shell主导的，第1艘FLNG是Shell主导的（虽然现在尚未投产但是确实是第一个建造），Mars B TLP平台Shell自主做的船体设计，这次的Appomattox 半潜式生产平台Shell自己做船体设计的可能性也很大。Shell作为一家国际油公司技术做的好、市场做的大、战略走的远，确实是一家让人尊敬的公司（也是小编最喜欢的油公司，嘿嘿）。现在中海油已经有机会跟人家同台学习，莫大的荣幸（小编已经提了多次，强调是为了说明重要，不知道会不会引起重视），中海油加油！
5. 中国油公司已经在超深水开发的圈子里。
10个油气田中，中海油（通过Nexen）参与了其中的两个，虽然都不是作业者，但是都可以扮演着重要的技术支持角色，既然是支持就可以边支持边跟增边学习，这简直就是天上掉下来的大馅饼啊……对于国内没有经验的技术人员和管理人员而言，能够利用好这个机会，国内的超深水技术、管理经验将有巨大的跃升，不知道相关人员怎么吃这个肉饼。这不仅关系着超深水油气资源更关乎国内海洋工程制造业。中海油加油！
6. 中国的制造业已经介入超深水油气开发链条。海油工程参与巴西国油FPSO总装，中远船务参与到巴西国油FPSO船体建造，中国远洋参与到大型海洋结构的运输。可以说这些工作本来国内的很多企业都已经有能力做，但是能得到国际油公司的认可并不是一件容易的事，每个项目背后都有很多的故事，这必将成为中国海工油服企业走向国际化的印记。小编相信将来的海工制造业肯定会属于中国，不论高端。但是，也需要正视差距，钻井服务、水下设备（采油树、管汇等）、管线、脐带缆都被国际巨头Transocean、Noble、ENSCO、FMC、Technip、Nexans等垄断，看不到中国企业的身影，一方面是没有市场没有机会，另一方面技术确实存在较大差距，市场需要自己开拓，技术需要自己加强，在低油价新常态下，各种“真专家”也是触手可及的，希望中国企业可以利用好国际人才资源，全方位追赶。中国企业加油！
7. 绕不过去的水下生产系统。10个油气田全部采用水下生产系统，即使是，运用SPAR平台的Great White油田。遗憾的是，很多国内“专家”还在争论干式采油和湿式采油的优劣，希望中国的制造业不要糊涂，漠视这块蓝海的存在。小编非常看好水下生产系统的广阔前景，它大大提高了油田开发的灵活性，随着人们技术能力的提升，越来越多的水面设备将会被移到泥面，水下生产系统在未来的深水特别是超深水开发中大有作为。这几年在中海油的带动下，一些企业也在慢慢成长，但是路漫漫其修远，通过并购国外小公司提升技术挤入市场未尝不是一个策略。中国企业加油！
附件：
附美国墨西哥湾及巴西海域区块分布图供专业人士参考。
1. 美国墨西哥湾区块分布图
（援引于OFFSHORE出版的POSTER-2016The Gulf of Mexico）
2. 巴西海域油气区块分布图
（援引于OFFSHORE出版的POSTER-2015Brazil）
文中内容纯属个人的观点和评判，希望可以给业内人士提供借鉴。若有谬误欢迎留言指正，若有问题欢迎留言讨论！
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