本
文
摘
要
OE（OffshoreEngineer）在其期刊2017年第12期列出了世界10大回接距离最长的海洋油气田。小编据此挖一挖，结合自己的认知，挖出点脉络，供大家参考……
这些气田有一个共同的特点：气田上方不设置水面生产设施，均采用“水下生产系统+外输气管线”进行回接。
一、气田回接距离排名
二、气田概述
No.1 Gorgon
1. 位置
澳大利亚西北海域包括Gorgon气田（水深200m）和Jansz-Io气田（水深1350m）。
2. 权益
作业者：Chevron，权益：47.3%
ExxonMobil (25 %)
Shell(25 %)
Osaka Gas (1.25 %)
Tokyo Gas (1 %)
JERA (0.417 %)
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线。
动用8口生产井，其中Gorgon气田（8口）和Jansz-Io气田（10口）
No.2 Tamar
1. 位置
位于地中海东部海域以色列领海，平均水深1600m。
2. 权益
作业者：NobleEnergy，权益：36%
Isramco Negev 2 （28.75%）
Delek Drilling andAvner Oil Exploration （15.625%）
Dor Gas Exploration （4%）
3. 开发方案
“水下生产系统+外输气管线”回接到浅水导管架平台。
动用8口生产井。
No.3 Snohvit
1. 位置
位于挪威北海，平均水深300m
2. 权益
作业者：Statoil，权益：33.53%
Petoro (30%)
TotalFinaElf (18.4%)
Gaz de France (12%)
Amerada Hess (3.26%)
RWE Dea (2.81%)
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线。
动用20口生产井
No.4 Laggan-Tormore
1. 位置
位于英国北海，平均水深300m
2. 权益
作业者：Total，权益：60%
SSE E&P UK (20%)
Dong E&P (UK)(20%)
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线。
动用8口井开发。
No.5 Ormen Lange
1. 位置
位于挪威北海，平均水深800-1100m
2. 权益
作业者：Shell，权益：17.82%
Petoro (36.49%)
Statoil (25.35%)
DONG Energy (14.02%)
ExxonMobil (6.34%)
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线。
动用24口井开发
No.6 Mensa
1. 位置
位于美国墨西哥湾中部海域，平均水深2000m
2. 权益
作业者：Shell，权益：100%
3. 开发方案
“水下生产系统+外输气管线”回接到浅水导管架平台。
动用3口井开发
No.7 Bass Lite
1. 位置
位于美国墨西哥湾中部海域，平均水深2000m。
2. 权益
作业者：MARINER ENERGY，权益：53.8%
Deep Gulf Energy LP
ENI
EOG Resources, Inc
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线回接到Devils Tower Spar平台。
动用2口井开发
No.8 Aconcagua
1. 位置
位于美国墨西哥湾东部海域，平均水深2300m。
2. 权益
作业者：ATP，权益：50%，原作业者为Total
Marubeni (37.5%)
Nippon (12.5%)
3. 开发方案
“水下生产系统+外输气管线”回接到浅水导管架平台。
动用4口井开发
No.9 Scarab/Saffron
1. 位置
位于地中海埃及西部海域，平均水深250-850m
2. 权益
作业者：BG Group现属于Shell，权益：25%
Edison Co（50%）
Egyptian GeneralPetroleum Corporation (EGPC) （25%）
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线。
动用8口井开发
No.10 Corrib
1. 位置
位于英国北海，平均水深300m
2. 权益
作业者：Shell，权益：45%
Statoil ExplorationIreland (36.5%)
Vermilion EnergyIreland (18.5%)
3. 开发方案
水下生产系统+外输气管线。
动用6口井开发
三、小编评述
1. 世界油气田水下回接记录。
气田最大回接距离达190km。澳大利亚西北海域Chevron的Gorgon气田，回接长的190km，水深200/1350m；
气田最大回接水深达2750m。美国墨西哥湾Anadarko的Cheyenne气田，回接长的72km，水深2750m；
油田最大回接距离达69.8km。北海英国海域Shell的Penguin油田，回接长度69.8km，水深175m；
油田最大回接水深达2934m。美国墨西哥湾Shell的Tobago油田，回接长度9.6km，水深2930m。
2. 数据解析。
10个项目中，4个位于北海，3个位于墨西哥湾，2个位于地中海，1个位于澳洲。创纪录的项目主要分布在北海和墨西哥湾两个技术水平最先进的深水老油区，而墨西哥湾的项目主要是回接到可利用设施，北海的项目直接上岸。
10个项目中，Shell担任作业者的项目有4个，另有权益项目1个；Total担任作业者的项目有2个，另有权益项目1个；Statoil担任作业者的项目有1个，另有权益项目2个。Shell的海洋油气大项目管理经验和创新精神值得我们学习和借鉴。
3. 如日中天的水下生产系统。
2017年全球签订浮式生产装备订单共计8座（另有3座已经基本确定，待项目FID），包括半潜式生产平台1座，张力腿平台1座，FPSO 4座，FLNG 2座。11座设施中有10座设施需要水下生产系统搭配，可见水下生产系统在未来深水开发中的作用。更为重要的是，眼下大型整装油田新发现越来越少，中小型油田的开发成为迫不得已的选择，水下生产系统回接到周边已有设施的方案无疑是最为经济有效的开发方案。
根据WestWood统计预测，水下生产系统相关的设施的投资在2017年已经基本触底，预计在90亿美金左右，之后会以7%的年度复合增长率反弹。
2017~2021年，水下生产系统资本总支出预计853亿美金，其中水下设备291亿美金（占比34%），海管立管脐带缆252亿美金（占比30%），外输管线310亿美金（占比36%）。
根据WestWood统计，按地域划分欧洲份额最大（占比29%），主要源于土俄输气管道的贡献，其他包括挪威北海Johan Sverdrup、Johan Castberg、Rosebank等油气项目；非洲占比17%，包括Zohr 、WestNile Delta Phase II、East African Basin、Senegal、Mauritania等油气项目；亚太区域占比21%，包括LS17-2、GreaterGorgon、Cash Maple等油气项目；拉美占比14%，包括圭亚那Liza、阿根廷的Sea Lion、巴西的Libra等油气项目；中东区域的投资主要是浅水海管。
虽然行业前景依旧不明朗，希望依然在那里，真的勇士敢于面对惨淡的人生，好的企业可以利用残酷的市场环境，中国企业加油！
以“人”为鉴可以知得失，以“项目”为鉴可以知利弊与差距。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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本文由“蓝色大地”于2017年12月29日首发于微信公众平台。
