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【油气】2018年度四大海洋油气超级工程-刷新海洋工程装备新记录 - 海洋工程项目

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2018年是海洋油气开发史上最不平凡的一年,历经2014年以来的油价暴跌,几个史诗级大项目还是拨的云开见日明,历经艰辛最终投产~~

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世界上最大的半潜式生产平台Ichthys Explorer CPF与2018年7月27日在澳大利亚西北海域投产;

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世界上最深的TLP平台Big Foot TLP于2018年11月22日在墨西哥湾投产;

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世界上最大的SPAR平台——Aasta Hansteen SPAR于2018年12月16日在挪威北海投产;

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世界上最大的FLNG——Prelude FLNG于2018年12月26日在澳大利亚西北海域投产;

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另外,世界上最大的FPSO——Egnia FPSO预计在明年年初投产……

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超级工程之四——Big Foot油田开发项目

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5 U3 t1 i9 M6 k7 o K3 [

(一)概况

& K& G3 u1 S" q0 ]

Big Foot油田位于美国墨西哥湾海域 Walker Ridge区域WR 29区块,平均水深1600m,离岸约360km。

1 u0 W/ X% k s9 d, y

作业者Chevron占有60%的权益。

3 L. N, E# {1 L, b& k

(二)储量

4 c# [1 Q+ k7 x0 J; u7 V4 ^$ S" m

原油2P储量3亿桶;

3 _) b" K4 U' V) q1 K0 t2 R9 t

气田天然气2P储量30亿标准立方米。

# F0 A$ L% T. B- t- F

(三)产量

. n: F9 w1 X3 ~

油田原油峰值产量:60 000桶/天

4 L6 T8 @, f5 t3 l k5 t

平台最大油处理能力:75 000桶/天

* ~' X1 I- S; J/ }

平台注水能力:100 000桶/天

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(四)模式

0 c7 C8 B! J' z$ ~% a$ e: o

油田采用“ETLP+干式井口+外输管线”的干式工程模式进行开发。

, s8 l: n; t( h1 ^

油田产出油气经Big Foot TLP平台进行处理,经外输管线进行外输

. K- N) I; U5 @+ z0 w5 L

(五)历程

2006年1月,Chevron获得油气发现;+ u5 X3 p3 v. B

2010年12月,项目获批,总投资预计40亿美金,原计划2014年年底投产;

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2012年12月,平台船体部分完成建造;

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2015年3月,平台完成总装和码头调试,湿拖至作业地点;

* m5 |. X. u! S b6 ]* `

2015年6月,由于张力腿疲劳损伤,平台被拖回,所有的张力腿需要重新加工设计,项目面临长时间推迟;

2018年1月,平台再度被拖至作业海域;8 K4 f3 q+ J9 M

2018年2月,平台顺利完成张力腿链接;

2018年7月,平台钻机开钻; 5 T# B6 ^ C* x+ {: Z( M; f

2018年11月22日,油田正式投产。

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(六)投资

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项目原计划投资40亿美金

9 l9 v x2 ?; N1 K4 Z+ X9 [# h$ A% ^) M

项目最终投资预计在50亿美金左右。

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(七)亮点

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本项目是一个远海大型油田项目,项目所用张力腿平台Big Foot TLP是世界上作业水深最深的张立腿平台,平台作业水深1585m,也是世界上第一座作业水深超过1500m的张力腿平台。本项目可能将长期保持传统钢质张力腿的最大作业水深记录。

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超级工程之三——Aasta Hansteen气田开发项目

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$ {$ v/ ?- f9 Z$ o G

(一)概况

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Aasta Hansteen 气田位于北海海域 PL218 区块,包括 Luva,Snefrid Nord,Snefrid Sør和 Haklang 气田,平均水深 1270m,离岸 300km。

% [ g3 \# e& l9 Z8 C

作业者Equinor(挪威国家石油公司)占有51%的权益。

(二)储量 + P. c, O+ U8 v9 |9 h' y" o0 i

气田天然气储量约 540 亿标准立方米;

* Y1 e; N5 @; t: W w6 ~

凝析油2P储量 64 万方

* D! u8 |. V% W K3 r- {, f

(三)产量

+ j Z- p1 _& e$ { ]( T# B' y

天然气峰值产量:2000万标准立方米/天

1 D1 g2 h5 E+ \6 h" O

(四)模式

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气田采用“SPAR+水下生产系统+外输气管+穿梭油轮”的工程模式进行开发。产出原油经水下管汇流经海管立管汇集到Aasta Hansteen SPAR 进行处理,合格原油存储在SPAR柱体内,经穿梭油轮外输,合格天然气经Polarled主干输气管道输送至Nyhamna终端。项目虽然采用 SPAR 平台,并未采用干式井口。

9 x: E! N# Q# K+ d' f" ?- i: s) P
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(五)历程

1997 年,Luva 气田获得天然气发现,出于技术可行性及经济性考虑未开发; # v+ s6 n* b0 }# L/ q( `

2008 年,发现Snefrid Sør and Haklang 气田,气田开发进入日程;

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2013 年1 月,提交Luva, Snefrid Sør 和Haklang 气田开发及施工方案(PDO),计划通过SPAR 平台与7 口水下井口进行开发,总投资预计58 亿美金;

2013 年4 月,油田开发方案及Polarled 主管道方案获挪威能源部批复;6 n1 m: L, y8 m3 J5 e- y

2015 年10 月,完成Polarled 主干输气管道铺设;

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2018 年4 月,SPAR 平台湿拖至作业地点。

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2018年12月16日,气田正式投产。

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+ B# F, c8 s1 D

(六)投资

项目初始投资预计320亿挪威克朗* |' j$ l! o: v9 _1 @: a

项目最终投资预计在355亿挪威克朗左右。

( g J/ Q+ D2 ]

(七)亮点

8 G- Z7 Q# i D) W6 W

本项目是一个远海中型气田项目,项目所用Aasta Hansteen SPAR是世界上最大的SPAR平台,柱体直径50m,平台作业排水量约14.6万吨。本项目所选用工程模式可为深远海中型气田开发提供重要的参考。

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超级工程之二——Ichthys气田开发项目

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(一)概况

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Ichthys 气田位于澳大利亚西北部海域Browse盆地WA-50-L区块,平均水深260m,离最近海岸线220公里。

2 s5 @& F. i1 i) |" _

作业者INPEX Corporation占有62.25%的权益。

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(二)储量

+ O; p/ L0 G1 X3 K7 B" k% ^# U

气田天然气2P储量3600亿标准立方米(是国内LW3-1气田的7倍);

5 @4 M0 |5 m2 y( Z2 h( p+ ` |. d

凝析油2P储量5亿桶。

(三)产量 1 M" |6 a) R) ^* n

凝析油峰值产量:100 000桶/天

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天然气峰值产量:4000万标准立方米/天

5 ]3 O6 \3 l8 `+ q. L+ |3 X

LNG年产量:890万吨

9 ~9 V- d& E! H1 N

LPG年产量:165万吨

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(四)模式

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气田采用“SEMI+FPSO+水下生产系统+外输气管”的湿式工程模式进行开发。

. E3 c4 A: C. T/ G8 R! f" n4 Z

气田由水下井口开发,经管汇输送到Ichthys Explorer半潜式生产平台(上部设施包括油气分离系统,脱水系统,升压系统,气体外输系统等)进行处理,产出气经外输管线输送到Dawin路上终端,产于液输送至Ichthys Venturer FPSO进行处理,产出凝析油经穿梭油轮外输。

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(五)历程

1998年8月,INPEX通过公开竞标获得区块权益 8 O* c' D! {3 z1 A& e1 V: G

2000年3月,三口探井均获得天然气和凝析油发现;

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2011年5月,获得政府下发的环境许可;

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2012年1月,通过最终投资决定(FID);

2018年7月,气田生产设施全部投产;6 O c* c4 v& u7 }8 {+ l" B$ r; g: N7 k

2018年10月1日,Ichthys项目Ichthys Venturer FPSO生产的第一船凝析油装船外输,标志着Ichthys天然气项目完全投产

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; H9 P% L* `2 C. b7 R

2018年10月17日,Ichthys项目生产的第一船LNG装船外输,标志着Ichthys天然气项目完全投产。产出LNG经Pacific Breeze号LNG运输船(18.2万方)运输到日本。

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(六)投资

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2012年,INPEX预计项目总投资340亿美金

2015年,INPEX预计项目总投资达到374亿美金. z; n: q/ w& x8 d3 _/ W

项目最终投资预计在400亿美金左右。

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(七)亮点

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本项目是一个远海大型气田项目,项目所用半潜式生产平台Ichthys Explorer是世界上最大的钢质半潜式生产平台,平台排水量约15.5万吨;外输气管直径42寸长890公里,用钢70万吨。本项目所选用工程模式可为远海大型气田开发提供重要的参考。

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超级工程之一——Prelude FLNG气田开发项目

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(一)概况

3 w. U6 `* h, o# h* e

Prelude气田位于位于澳大利亚西北海域Browse盆地WA-371-P和WA-44-L两个区块,平均水深250m,离岸最近200km,离最近的布鲁姆小镇(Broome)达475km,位于达尔文港(Darwin)西部825km。

作业者Shell占有67.5%的权益。3 k5 B( }, T6 ] B \* m

(二)储量

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气田预计凝析油2P储量1亿桶(约合1600万方)

) m0 v y G7 |+ _4 U2 R' Y7 }

天然气2P 储量2724bcf(约合770亿标准立方米)

# k0 ^4 q& l4 X& C

(三)产量

; }7 ?$ |2 n, N* C

油生产能力 130万吨/年

" c4 [. k5 r; @5 W+ A# I

LNG生产能力 360万吨/年

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LPG生产能力 40万吨/年

) G) ?- C. m: v) |

(四)模式

气田采用“FLNG+水下生产系统”的工程模式进行开发。, T) {# H" D+ H) S1 a! N/ ~2 ]

气田由水下井口开发,经管汇输送到FLNG(上部设施包括油气分离系统,处理系统,液化系统,储藏系统,外输系统等)进行处理,产出LNG及凝析油经穿梭LNG船(LNG-C)和穿梭油轮外输。

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(五)历程

2006年,Shell获得WA-371-P作业许可; ( V2 F& f1 D$ ]# m

2006年12月,Shell获得油气发现;

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2008年7月,Shell就FLNG发起FEED招标,投标单位包括Samsung-Technip、Daewoo-JGC和Hyundai-Chiyoda三家联合体;

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2010年11月,项目通过澳大利亚政府环境评价;

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2011年5月,项目通过最终投资决定(FID);

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2012年,Shell将32.5%的权益卖给CPC、INPEX和KOGAS ;

9 v! A0 b$ E& T6 o) u( V; u# O

2017年6月,FLNG船体驶离韩国三星巨济船厂;

' N6 K5 g6 }1 G

2018年12月26日,FLNG正式投产。

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(六)投资

% |3 ]3 \# Z& L! f1 z( c( H

项目原计划总投资约120亿美金;

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项目最终投资预计在160亿美金左右。

(七)亮点 J: f. G/ @' r0 @

本项目是一个远海中型气田项目,项目所用Prelude FLNG投资约110亿美金、是世界上最贵的浮式油气生产装备;Prelude FLNG长488m,是世界上最长的浮式油气生产装备;PreludeFLNG重26万吨,满载排水量60万吨,是世界上最大的浮式油气生产装备。

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正如其名,本项目是是此类设施的第一次商业尝试,具有很大的示范意义,或许也是预示着人类天然气时代的到来。

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小结

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春华秋实,四大项目均在2010~2013年通过FID,创新与尝试源于本轮油价下跌前高油价的支撑,无一例外的是每个项目都历经波折,遭遇了投资的增加和项目的延期,可喜的是,每个项目都守得云开见日。创新与尝试,行业边界的开拓需要的不仅仅是勇气,更是源于作业者非凡的实力,实力的取得,总得需要原始积累和扎实的沉淀~

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今天是2019年的第一天,总结过去的艰辛,至于行业,至于产业,至于自己,用心走好每一步,汲取他人之所长,扎实成长~~

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“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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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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欢迎大家转发、转载,如有需求可以留言开通白名单。

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本文首先发于微信公众号“蓝色大地”,2018年12月22日。

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