Stones油田是一座超深水、超深层、低渗、高温高压、盐下油田；
Stones油田是世界水深最深的独立开发油气田；
油田中的Turritella FPSO是世界上作业水深最深的浮式生产设施；
FPSO上的单点浮筒是世界上最大的可解脱单点浮筒；
FPSO悬挂的立管是世界上作业水深最深的刚悬链立管；
Stones油田的顺利投产开拓了人类海洋油气开发的新深度~~
一、气田概述
Stones油田位于美国墨西哥湾中部海域Walker Ridge区域，WR508区块，距美国新奥尔良市322km，平均水深2919m，油藏平均埋深约6000m（水面以下）。Shell为油田作业者，独立拥有油田的全部开发权益。
Shell 100% 英荷壳牌石油公司
油田预计凝析油2P储量2亿桶，天然气2P 储量50bcf。
二、开发历程
2005年4月，Shell获得油气发现；
2012年3月，Shell与SBM签订合作框架协议，SBM将为Shell提供一座中型FPSO租用及运维合同；
2013年5月，项目通过FID（最终投资决定）
2013年5月，FMC Technologies获得水下采油树及管汇供货合同；
2013年6月，目标油轮抵达新加坡吉宝船厂，改造施工开始；
2013年7月，SBM获得为期10年的FPSO运营总包合同；
2013年8月，Technip获得油田DC1与FPSO之间的海管及立管的EPCI合同；
2013年9月，Keppel Shipyard Ltd获得FPSO改造合同；
2015年7月，SBM以5.9亿美金将TurritellaFPSO 45%的权益出售给Mitsubishi (30%) 和NYK Line (15%)；
2015年8月，OneSubsea获得水下泵及控制模块合同
2015年10月，Technip获得两个钻井中心之间的海管、管线终端及桩基的EPCI合同。
2015年11月，Turritella FPSO完成改造，驶离新加坡吉宝船厂；
2016年1月，Turritella FPSO抵达油田所在海域；
2016年9月，Turritella FPSO投产；
2017年7月，Shell宣布以10亿美金收购Turritella FPSO。
三、工程模式
油田采用“FPSO+水下生产系统”的工程模式进行开发。
油田产出原油经水下管汇流经海管立管汇集到FPSO进行处理，合格原油经穿梭油轮输送到德克萨斯和路易斯安娜的炼厂，合格天然气经8寸天然气外输管线接入附近35千米处的已建天然气主管线（Enbridge WRGS）上岸。
四、主要设施
主要生产设施包括：
◆ FPSO：1艘；
◆ 水下生产系统：2个管汇，8棵采油树等；
◆ 生产外输管线：2根生产管及立管，2根脐带缆等。
五、蛋糕分配
1. 钻井
由Transocean和Noble Drilling获得。
2. FPSO
SBM负责FPSO的设计、采办、建造和运维；
新加坡吉宝船厂负责Turritella FPSO船体、浮筒及内转塔建造和总装；
Exterran Offshore Pte Ltd和Dyna-Mac船厂负责上部模块建造；
Heerema MarineContractors负责单点系统的海上运输和安装。
3. 水下生产系统
FMC Technologies提供水下采油树+管汇；
Oceaneering提供脐带缆；
Subsea 7负责脐带缆安装；
OneSubsea提供水下泵及控制模块。
4. 水下管线
Technip提供生产海管、立管及管线终端（PLET）；
Technip负责生产海管、外输管线及生产立管的安装。
六、工程设施简述
1、FPSO
（1）船体
由服役10年（2003年服役）的苏伊士级油轮改造而成。
§ 主尺度（长×宽） 274m×48 m
§ 载重量 16万吨
§ 油处理能力 2.5万方/年
§ 气处理能力 4200万标准立方米/年
§ 油存储能力 12.7万方
（2）上部模块
FPSO上部包括油气分离系统、气体处理及压缩系统、公用系统、电站系统、单点系统等共18个模块。
（2）系泊系统
采用可解脱单点系泊系统，单点直径25m，高25m，重3150吨，是世界上最大的可解脱单点。
§ 3×3内单点系泊，每根系泊缆由“链-聚酯缆-链”组成；
§ 3×3吸力桩锚，直径10m，长度20~30m，重量140~180吨。
FPSO在新加坡吉宝船厂完成完成。2013年6月，开始改造，2015年11月完成所有改造及码头安装调试工作，历时总计29个月。
2.海管立管
项目设置4条生产海管、1条外输海管。生产海管主要用于将采出油气输送至FPSO，外输气管将处理后的天然气外输到外输管网。
项目设置2条生产立管、1条外输立管、预留两条立管空间。油田第一次在可解脱单点上使用懒波形钢悬链立管（Steel Lazy Wave Riser简称SLWR）。由于FPSO运动性能较半潜式生产平台、张力腿平台（TLP）、单立柱平台（SPAR）差，钢悬链立管（SCR）难以满足疲劳要求，单点系泊FPSO一般采用柔性立管。目前，在生产项目中，柔性立管作业的最大水深为2140m（巴西Lula油田9寸立管），最大压力为69MPa（墨西哥湾Thunder Horse油田7.5寸立管），最高温度为130°（巴西Lula油田6寸立管）。Stones项目高温高压的油藏特性（（温度120℃-140℃；压力：18900 psi ~19800psi））超出了柔性立管在业界应用范围，为项目的实施带来了新的挑战。Stones项目采用SLWR，通过把常规的懒波形设计创新用于可解脱单点，为油田的开发提供了经济可靠的解决方案。油田所处区域洋流比较大，为了减轻立管的疲劳损伤，设计考虑加装涡激震荡抑制装置。
3.水下生产系统
（1）水下管汇
油田设置2座8槽生产管汇，分别安装在两个钻井中心。由于地质结构复杂，钻井中心1处的管汇基础采用吸力桩，钻井中心2处的管汇基础采用防沉垫。
（2）采油树
油田采用Shell规定的加强型深水立式采油树（Enhanced Vertical Deepwater Tree简称EVDT），共8棵。在以往项目中，Shell联合FMC开展了可适应高温高压的EVDT研制，并形成了自己的企业标准，对Stones项目开发创造了条件。
（3）脐带缆
油田采用2根高压电动液压脐带缆和1根静态脐带缆，高压脐带缆用于连接FPSO和钻井中心1，静态电缆用于连接两个钻井中心（如表5所示）。为了减轻立管的疲劳损伤，脐带缆采用缓波形构型。
七、小编评述
小编在此抛出关于这个项目的几点看法，供大家参考讨论。
1、运用成熟开发模式，减少项目开发的不确定性
Shell是全球最早使用FPSO进行油气田开发的油公司，目前在全球拥有7座FPSO在役。TurritellaFPSO是Shell在美国墨西哥湾海域的第一座FPSO，也是美国墨西哥湾进行油气开发的第二座FPSO。
美国墨西哥湾的第一座FPSO用于Chinook&Cascade油田开发，2012年投产，巴西国油为作业者。Chinook&Cascade油田平均水深2500m，位于Stones油田的东北部（如图8.1-1所示），项目采用“FPSO+水下生产系统”的工程模式，FPSO采用可解脱单点。Chinook&Cascade项目的实施为Stones项目选用FPSO积累了宝贵的经验。
利用“FPSO+水下生产系统”的工程模式可以减少新建管线，缩短项目建设工期。Stones油田从FID到投产历时3年，附近的Jack/st.Malo油田从FID到投产历时4年。
（2）通过模型试验反复验证优化，将风险消灭于源头
Turritella FPSO平均作业水深2919m，浮体与立管、系泊缆之间的水动力关系复杂。为了充分验证FPSO、系泊系统及管缆的水动力性能及力学性能，项目从FEED阶段开展了大量数值分析，并开展了8组模型试验对关键问题逐一进行分析验证：
单点水池模型试验3组，包括，单点选型实验（选择多种单点型式进行了对比实验）；FPSO、单点及系泊系统耦合实验（验证系统的水动力性能）；优化验证实验（验证系统在优化设计后的特殊问题）。
FPSO模型试验3组，包括：水动力性能试验（验证甲板上浪）；风洞试验（获得风力和流力系数）；拖曳水池实验（验证拖航操船性能）。
转塔水池模型实验2组，包括：载荷验证实验（测试、验证转塔的受力）；转塔星形架下放式样（指导安装作业）。
常规FPSO项目一般只要求开展风洞试验和风浪流耦合实验各1组。Turritella FPSO项目通过3组风浪流水池实验开展了深水单点选型，系统总体设计优化及性能验证工作，充分优化验证了系统的总体性能；通过3组模型试验获得了准确的风力及流力系数，检验了FPSO在撤离工况下的操纵性；通过2组转塔水池模型实验提前测试单点在解脱及安装过程中力学特性，指导了后期海上安装作业。项目将可能的风险在水池中提前进行模拟并解决，值得我们借鉴和参考。
（3）选用常规技术应对恶劣环境条件，采用新技术降低费用
Turritella FPSO处于墨西哥湾中部海域，平均作业水深2919m，环境条件恶劣，飓风频发，出于安全考虑，Shell决定采用比较常规的可解脱单点系泊方案，FPSO可抵御100年一遇冬季风暴，在遇到飓风时撤离。随水深变大，立管垂向载荷将大幅增加，可解脱单点方案对水深极为敏感，若用常规立管设计方案，立管载荷将对可解脱单点的设计带来极大挑战。Stones项目超深水、高温、高压的油藏特点超出了现有柔性立管的应用范围。Shell创新性的采用懒波形钢质立管方案，该方案一方面增强了立管对环境荷载和FPSO运动的适应性，还缩减了项目开发投资，降低了项目执行风险。
（4）灵活运用合作模式转移前期风险
FPSO运营采用“先租用后买断”的模式。项目前期采用租赁方式，与SBM签订为期10年的FPSO租赁合同，由SBM融资、建造、运营FPSO。投产半年后，Shell买断FPSO的所有权，自己持有FPSO所有权益。由于超深水油田开发存在很大的不确定性，项目前期采用租赁方案可以有效降低项目执行风险及分摊财务压力。待油田投产后，根据开发情况及对油藏数据的认识适时买断，可以增强对周边油气田未来接入方面的灵活性，保证油田开发效益最大化。此模式可以用于我国边际油气田开发。
（5）边开发边优化，稳步推进油田开发
项目前期计划通过一个钻井中心实现钻井作业和油气生产。由于地层结构复杂（油藏位于盐下），前期钻井作业过程中遭遇地层结构问题而停钻，项目重新设计开发方案，在相距1500m处设置第二个钻井中心。油田开发分两期，一期开发又分前期1a和后期1b，2016~2019年每年投产2口井，边开发边总结，后投产井的设计可根据投产井参数进行优化调整，方便应对突发情况，降低油田开发风险。附近的Chinook和Cascade油田在投产前预测为大型油田，投产后单井衰减快，使得油田后期开发比较被
八、深度思考
Stones项目进一步拓展了人类海洋油气开发疆域，创造了多项业内第一。项目的顺利实施，是业界先进技术和Shell高超管理智慧的结晶。项目调动了国际一流承包商联合开展攻关，包括钻井巨头Transocean、FPSO营运巨头SBM、FPSO建造巨头Keeple、立管建造及安装巨头Technip、水下设备巨头FMC等。项目运行过程中，Shell对各类新技术进行了充分验证，降低了项目执行的不确定性。项目开发过程采用边开发边优化，避免了由于认识不足造成的执行风险。项目开发经验值得学习和借鉴。
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。
个人观点，只做抛砖引玉，难免偏颇，欢迎大家留言补充。
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本文由“蓝色大地”发布，2018年12月22日。
