十年前，隨著水下生產系統的推廣，特別是全水下氣田開發項目Ormen Lange氣田的上馬，業內籠罩著一層淡淡的陰霾，浮式生產裝備還有未來嗎？十年之后，FPSO像下餃子一樣一座接一座投產，浮式生產裝備依舊很火，水下生產系統廣泛應用于回接開發，全水下獨立開發依舊是不溫不火……真可謂清風拂山崗，明月照大江。海上石油從來不是一個通過一項新技術可以顛覆過去創造未來的行業，正如大海之容納百川，我們這個行業沉浮著橫跨三五代的裝備，交叉著相隔幾十年的技術~~Ormen Lange氣田是北海海域繼Troll氣田之后的第二大氣田，是世界上回接距離第五長的氣田，也是世界上水深最深的全水下上岸氣田項目，自供氣量占英國消費量的20%。在此對本項目進行簡要解析。
一、油田概述
Ormen Lange氣田位于北海海域，離岸100km，平均水深885m，Shell為氣田作業者。
天然氣2P儲量約3000億方。
二、開發歷程1997年，Ormen Lange氣田被發現；1999年，挪威石油和能源部授予Shell油氣公司作業者身份；2000年12月，開發工程模式篩選；2001年1月，開展可行性研究；2002年12月，確定“水下生產系統+外輸管線+陸地終端”開發方案；2003年12月，提交氣田開發方案及Langeled銷售管道施工方案；2004年1月，完成陸地終端FEED設計；2004年4月，項目開發方案及銷售管道施工方案獲批；2005年3月，銷售管道開始鋪設；2005年6月，外輸管道開始鋪設；2006年10月，完成水下基盤及管纜連接；2007年6月，銷售管道建成通氣；2007年7月，完成4口生產井；2007年10月，項目投產。
三、工程模式
氣田采用獨立開發方案，分三期開發。
一期自然開發。分成三個階段2007年投入兩個水下基盤，10口生產井；2009年投入第三個水下基盤，3口生產井；2011年投入第四個水下基盤，4口生產井。二期陸地增壓開發。通過在陸地終端增加壓力設備，及現有設備改造實現；2013年開始施工，2017年11月開始實施。三期海上增壓開發。通過增加水下增壓設備實現（參考Asgard氣田），預計2019年確定概念方案，2020年開展FEED設計，2021年通過FID，2025年實施。
氣田采用“水下生產系統+外輸氣管”的工程模式進行開發。產出油氣經水下管匯流經外輸管線輸送到陸地終端進行處理。
四、主要設施
氣田的工程實施可以分成三大部分：陸地終端、氣田海上設施和銷售管道。具體包括：陸地終端1座、銷售管道1條、水下基盤4座、水下管匯1座、外輸管線2條、注劑管線2條、采油樹17棵，臍帶纜2根。
五、蛋糕分配
1. 鉆井
Seadrill。2. 陸地終端
Aker Kvaerner負責陸地終端的FEED設計和詳細設計；天然氣接受及外輸設施采辦；Skansha負責陸地終端施工；Aibel負責凝析油外輸碼頭及MEG設施施工采辦。3. 海上設施Eueopipe和Mitsui負責管線采辦；Acergy和Allseas負責海管鋪設；FMC負責水下生產系統采辦；Bredero Shaw負責管線涂覆；Saipem負責注劑管、臍帶纜及水下設施安裝；Heerema負責，樹下基盤、Plet安裝。4. 銷售管道
Allseas負責海管鋪設；Bredero Shaw負責管線涂覆。六、油田所用裝備簡述
1. 陸地終端Nyhamna陸地終端位于Gossa島，距該氣田130km。陸地終端包括天然氣接受及外輸設施、油氣處理設施、計量設施、凝析油存貯設施、凝析油裝貨碼頭、電力系統、水處理系統等。終端天然氣處理能力7000萬方/天，凝析油處理能力5萬方/天。
2. 海上設施
海上設施包括水下基盤、海管、臍帶纜等。（1）水下基盤
氣田共布置4座水下基盤。2006年完成兩座（template A&B），并完成10口生產井；2009年完成1座（template D），并完成3口生產井；2011年完成（template C），完成4口生產井。
項目的水下基盤比較有特色，包括鉆井基盤、樁基礎和管匯三部分。鉆井基盤結構與樁基礎連接形成一整體，管匯安裝在基盤上部。
安裝完成后整個基盤重430噸，加上吊索重量，吊重總重1105噸。項目借助Heerema的Thialf號半潛式起重船進行海上安裝。
（2）采油樹項目共采購20棵采油樹，包括一期第一個階段采購10棵，第二、三個階段采購10棵，采油樹安裝于基盤內。
（3）采油樹2根30”混輸管道，每根長120km。
（4）其他
2根6” MEG（乙二醇）回注管線。
3. 銷售海管
1根42”外輸管道，長1200km，向英國供氣。
七、小編評述（1）再談氣田開發模式
氣田開發實際上與油田還是有較大區別，在FLNG應用之前，產出氣只有通過管道外輸，做方案時最大的區別是，直接外輸再處理還是處理之后再外輸，天然氣的處理工藝比原油相對要復雜，所用到的設備體積龐大。Ormen Lange氣田前期做開發考慮時主要考慮了四種開發模式：A. 水下生產系統+外輸管線+陸地處理終端；B. 深水井口平臺+外輸管線+陸地處理終端；C. 水下生產系統+外輸管線+淺水油氣處理平臺+FPSO/FSO；D. 深水油氣處理平臺+水下生產系統+外輸管線+淺水FPSO/FSO。
由于氣田儲量大，優先考慮建設陸地處理終端；由于氣田產出物物性好，便于長距離輸運（處理前外輸），外輸管線方案無明顯劣勢；氣田所處海域環境條件惡劣，對浮式生產平臺要求較高。經過多次論證，項目最終選擇“水下生產系統+外輸管線+陸地處理終端”開發模式。（2）再看水下生產系統Ormen Lange氣田海上回接距離120km，并不是回接距離最長的氣田。截止目前，氣田最大回接距離達190km；氣田最大回接水深達2750m（美國墨西哥灣Anadarko的Cheyenne氣田，回接長72km，水深2750m）。隨著技術的進步，水下回接在不斷的在刷新記錄。
Ormen Lange氣田是位于極端惡劣海域的深水大型氣田，項目從FID到投產，歷時僅4年，遠小于行業平均水平。項目涉及一座終端，一條1200km的銷售管道（世界上最長的海底管道）及相關海底處理設施。開發如此大的一個氣田，僅動用4座水下混合基盤、17口生產井，水下生產系統相關技術的發展正在改變著油氣田的開發。由于水下生產系統前期投資小，投產快，在油氣田依托開發中一直發揮著無可替代的作用。但是水下生產系統也不是萬能的，特別是全水下的開發，基于投資及可靠性考量，獨立開發的油氣田用全水下的并不多，浮式生產裝備依舊是不可或缺的重要工具。另外全水下主要適合品性比較好的氣田，對于油田，可實施性相對較差。當然，隨著技術的發展和革新，水下處理，水下加壓等等技術都會越來越成熟，成本也會越來越低……但是，總覺著有點像新能源汽車的感覺~~（3）水下生產系統市場分析Westwood預計，2019年全球海上勘探開發資本支出將達到1150億美金。水下生產系統預計支出接近100億美金。
而且未來幾年，水下生產系統仍將保持100億美金左右的體量。
關鍵是水下生產系統主要為歐美幾家公司壟斷，若未來國內企業掌握水下生產系統制造技術，具備供貨能力，將會大幅降低水下生產系統成本，進一步推進其在油氣田開發中的應用，造福全人類。個人觀點，只做拋磚引玉，難免偏頗，歡迎大家留言補充。歡迎大家轉發、轉載，如有需求可以留言開通白名單。轉載需在正文開始前注明：來源：藍色大地（ID：deep_lanland），作者：xixima~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~END~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
可參考：
【油氣】世界十大回接距離最長的海洋氣田
【油氣】Aasta Hansteen SPAR——世界上第一座儲油SPAR平臺項目解析【油氣】Turritella FPSO——超深水油氣田開發的探路者
【油氣】Hebron混凝土平臺項目——大型海洋平臺不是只有鋼結構……
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【油氣】Appomattox 半潛式生產平臺——近乎與陵水17-2同步的深海半潛生產平臺項目
【油氣】Stampede TLP——已在投產路上，曾經與其同步的”流花TLP平臺“路已向他方……喜歡文章，請關注公眾號:藍色大地 ID：deep_lanland
本文由“藍色大地”于2019年8月16日首發于微信公眾平臺。
- 2023年10月16日
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