【油气】Ormen Lange气田解析~历经十年回头看全海式开发-龙de船人

十年前，随着水下生产系统的推广，特别是全水下气田开发项目Ormen Lange气田的上马，业内笼罩着一层淡淡的阴霾，浮式生产装备还有未来吗？十年之后，FPSO像下饺子一样一座接一座投产，浮式生产装备依旧很火，水下生产系统广泛应用于回接开发，全水下独立开发依旧是不温不火……真可谓清风拂山岗，明月照大江。海上石油从来不是一个通过一项新技术可以颠覆过去创造未来的行业，正如大海之容纳百川，我们这个行业沉浮着横跨三五代的装备，交叉着相隔几十年的技术~~Ormen Lange气田是北海海域继Troll气田之后的第二大气田，是世界上回接距离第五长的气田，也是世界上水深最深的全水下上岸气田项目，自供气量占英国消费量的20%。在此对本项目进行简要解析。

一、油田概述

Ormen Lange气田位于北海海域，离岸100km，平均水深885m，Shell为气田作业者。

天然气2P储量约3000亿方。

二、开发历程1997年，Ormen Lange气田被发现；1999年，挪威石油和能源部授予Shell油气公司作业者身份；2000年12月，开发工程模式筛选；2001年1月，开展可行性研究；2002年12月，确定“水下生产系统+外输管线+陆地终端”开发方案；2003年12月，提交气田开发方案及Langeled销售管道施工方案；2004年1月，完成陆地终端FEED设计；2004年4月，项目开发方案及销售管道施工方案获批；2005年3月，销售管道开始铺设；2005年6月，外输管道开始铺设；2006年10月，完成水下基盘及管缆连接；2007年6月，销售管道建成通气；2007年7月，完成4口生产井；2007年10月，项目投产。

三、工程模式

气田采用独立开发方案，分三期开发。

一期自然开发。分成三个阶段2007年投入两个水下基盘，10口生产井；2009年投入第三个水下基盘，3口生产井；2011年投入第四个水下基盘，4口生产井。二期陆地增压开发。通过在陆地终端增加压力设备，及现有设备改造实现；2013年开始施工，2017年11月开始实施。三期海上增压开发。通过增加水下增压设备实现（参考Asgard气田），预计2019年确定概念方案，2020年开展FEED设计，2021年通过FID，2025年实施。

气田采用“水下生产系统+外输气管”的工程模式进行开发。产出油气经水下管汇流经外输管线输送到陆地终端进行处理。

四、主要设施

气田的工程实施可以分成三大部分：陆地终端、气田海上设施和销售管道。具体包括：陆地终端1座、销售管道1条、水下基盘4座、水下管汇1座、外输管线2条、注剂管线2条、采油树17棵，脐带缆2根。

五、蛋糕分配

1. 钻井

Seadrill。2. 陆地终端

Aker Kvaerner负责陆地终端的FEED设计和详细设计；天然气接受及外输设施采办；Skansha负责陆地终端施工；Aibel负责凝析油外输码头及MEG设施施工采办。3. 海上设施Eueopipe和Mitsui负责管线采办；Acergy和Allseas负责海管铺设；FMC负责水下生产系统采办；Bredero Shaw负责管线涂覆；Saipem负责注剂管、脐带缆及水下设施安装；Heerema负责，树下基盘、Plet安装。4. 销售管道

Allseas负责海管铺设；Bredero Shaw负责管线涂覆。六、油田所用装备简述

1. 陆地终端Nyhamna陆地终端位于Gossa岛，距该气田130km。陆地终端包括天然气接受及外输设施、油气处理设施、计量设施、凝析油存贮设施、凝析油装货码头、电力系统、水处理系统等。终端天然气处理能力7000万方/天，凝析油处理能力5万方/天。

2. 海上设施

海上设施包括水下基盘、海管、脐带缆等。（1）水下基盘

气田共布置4座水下基盘。2006年完成两座（template A&B），并完成10口生产井；2009年完成1座（template D），并完成3口生产井；2011年完成（template C），完成4口生产井。

项目的水下基盘比较有特色，包括钻井基盘、桩基础和管汇三部分。钻井基盘结构与桩基础连接形成一整体，管汇安装在基盘上部。

安装完成后整个基盘重430吨，加上吊索重量，吊重总重1105吨。项目借助Heerema的Thialf号半潜式起重船进行海上安装。

（2）采油树项目共采购20棵采油树，包括一期第一个阶段采购10棵，第二、三个阶段采购10棵，采油树安装于基盘内。

（3）采油树2根30”混输管道，每根长120km。

（4）其他

2根6” MEG（乙二醇）回注管线。

3. 销售海管

1根42”外输管道，长1200km，向英国供气。

七、小编评述（1）再谈气田开发模式

气田开发实际上与油田还是有较大区别，在FLNG应用之前，产出气只有通过管道外输，做方案时最大的区别是，直接外输再处理还是处理之后再外输，天然气的处理工艺比原油相对要复杂，所用到的设备体积庞大。Ormen Lange气田前期做开发考虑时主要考虑了四种开发模式：A. 水下生产系统+外输管线+陆地处理终端；B. 深水井口平台+外输管线+陆地处理终端；C. 水下生产系统+外输管线+浅水油气处理平台+FPSO/FSO；D. 深水油气处理平台+水下生产系统+外输管线+浅水FPSO/FSO。

由于气田储量大，优先考虑建设陆地处理终端；由于气田产出物物性好，便于长距离输运（处理前外输），外输管线方案无明显劣势；气田所处海域环境条件恶劣，对浮式生产平台要求较高。经过多次论证，项目最终选择“水下生产系统+外输管线+陆地处理终端”开发模式。（2）再看水下生产系统Ormen Lange气田海上回接距离120km，并不是回接距离最长的气田。截止目前，气田最大回接距离达190km；气田最大回接水深达2750m（美国墨西哥湾Anadarko的Cheyenne气田，回接长72km，水深2750m）。随着技术的进步，水下回接在不断的在刷新记录。

Ormen Lange气田是位于极端恶劣海域的深水大型气田，项目从FID到投产，历时仅4年，远小于行业平均水平。项目涉及一座终端，一条1200km的销售管道（世界上最长的海底管道）及相关海底处理设施。开发如此大的一个气田，仅动用4座水下混合基盘、17口生产井，水下生产系统相关技术的发展正在改变着油气田的开发。由于水下生产系统前期投资小，投产快，在油气田依托开发中一直发挥着无可替代的作用。但是水下生产系统也不是万能的，特别是全水下的开发，基于投资及可靠性考量，独立开发的油气田用全水下的并不多，浮式生产装备依旧是不可或缺的重要工具。另外全水下主要适合品性比较好的气田，对于油田，可实施性相对较差。当然，随着技术的发展和革新，水下处理，水下加压等等技术都会越来越成熟，成本也会越来越低……但是，总觉着有点像新能源汽车的感觉~~（3）水下生产系统市场分析Westwood预计，2019年全球海上勘探开发资本支出将达到1150亿美金。水下生产系统预计支出接近100亿美金。

而且未来几年，水下生产系统仍将保持100亿美金左右的体量。

关键是水下生产系统主要为欧美几家公司垄断，若未来国内企业掌握水下生产系统制造技术，具备供货能力，将会大幅降低水下生产系统成本，进一步推进其在油气田开发中的应用，造福全人类。个人观点，只做抛砖引玉，难免偏颇，欢迎大家留言补充。欢迎大家转发、转载，如有需求可以留言开通白名单。转载需在正文开始前注明：来源：蓝色大地（ID：deep_lanland），作者：xixima~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~END~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

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本文由“蓝色大地”于2019年8月16日首发于微信公众平台。