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Johan Sverdrup油田是挪威北海第五大油气发现，开发方案于2015年6月获批，预计2019年投产，开发投资比批复方案减少310亿挪威克朗，降幅26%，一期桶油成本不大于20美金，在低油价下，可谓降本之典范。小编以此进行剖析和整理供大家参考。
一、油田概述 Johan Sverdrup油田位于挪威北海Utsira区域，距挪威西部140公里，包括PL265, PL501, PL502三个区块，平均水深120m，油藏埋深1900m，作业者Statoil（挪威国家石油公司）占有40%的权益。
2017年8月21日，法国石油巨头道达尔宣布以74.5亿美金收购马士基石油公司（详见【咨询】看淡石油——马士基集团断臂求生谋主业）。Total将间接持有Johan Sverdrup油田8.44%的权益。 油田预计2P储量17~30亿桶油当量，峰值日产量550 000桶~650 000桶油当量。投产后产量占挪威石油总产量的25%。由于油田地址条件良好，预计油田采收率可达70%。 二、开发历程 1965年，授出第一个作业许可，在1960s~1970s打了多口干井，此区域被认为无油气； 2007年，Lundin在Luno发现油气区块，之后在周边几个区块均有油气田发现； 2010年，Lundin和Statoil共计钻了10口评价井； 2014年，完成5口评价井，至此已经完成31口探井，证明该油田是10亿桶级大油田； 2014年初，开展油田开发方案研究； 2015年2月，提交一期油田开发方案； 2015年6月，一期油田开发方案获批； 2018年年底，通过二期最终投资决定； 2019年年底，一期投产； …… 三、开发模式 1. 开发方式 油田开发周期50年。 油田采用独立开发方式，采用边开发边回注的策略。 一期开发预计动用35口井（含回注井） 二期开发预计动用28口井（含回注井）
2. 工程模式 油田采用“导管架平台+外输管线”的工程模式进行开发（干式开发+湿式回接）。导管架平台包括生活平台、处理平台、钻井平台和立管平台，产出合格原油和天然气经外输管线外输。 （1）一期开发工程模式示意图
（2）二期开发工程模式示意图 二期主要在原有平台基础上增加一座处理平台；可能增加一座井口平台。
四、主要设施 主要生产设施包括： （1）一期开发 ◆ 导管架平台：生活平台1座、处理平台1座、钻井平台1座和立管平台1座； ◆ 水下生产系统：回注基盘+采油树； ◆ 生产管线：1条外输气管，1条外输油管。 （2）二期开发（增加） ◆ 导管架平台：处理平台1座，井口平台1座； ◆ 水下生产系统：回注基盘； ◆ 生产管线：~。 1. 导管架平台： 一期：日产440 000桶油当量，投资920亿挪威克朗。 包括四座导管架平台，包括生活平台1座、处理平台一座、钻井平台1座、立管平台1座。
二期：日产660 000桶油当量，投资300~550亿挪威克朗。 增建处理平台1座。
2. 水下生产系统 三座注水设施。
3. 管线 （1）管线 外输管线两条： 油管线274km，管径36寸，至Mongstad油终端； 气管线165km，管径18寸，至Kårstø气终端。
（2）电缆 ◆ 数量：2×200km，一根直流电缆，电压±80kV；一根交流电缆，交流电压（300 kV，33 kV）。输电能力100MW，ABB负责。
五、蛋糕分配 1. 钻井 （1）探井 Diamond Offshore的Ocean Vanguard号半潜式钻井平台； Dolphin Drilling的Bredford Dolphin号半潜式钻井平台； …… （2）开发井 2015年6月，Statoil授予国际海洋油气钻井承包商Odfjell Drilling两份钻井合同，共计43.5亿挪威克朗（约合5.6亿美金），包括租用Odfjell Drilling的Deepsea Atlantic半潜式钻井平台进行钻井作业（3年期钻井合同+6个月备选，预计钻13口井，合计25亿挪威克朗，Deepsea Atlantic为第6代高规格半潜式钻井平台，采用GVA7500设计，好便宜啊）和导管架钻井平台的钻井作业（4年期钻井合同+1年备选，合计18.5亿挪威克朗）。
可能正是由于西北欧海域海上油气田降本增效的成功，致使此区域油气开发成为低油价下的新亮点，也使得高规格钻井装备成为香饽饽。引来多起高规格钻井装备的收购。 2. 导管架平台 1）设计 一期项目 ① 前期研究 2012~2013年，Aker Solutions承担可行性研究和概念研究， 2014年，Aker Solutions开展FEED研究，合同金额3亿挪威克朗； ② 立管平台和处理平台 2015年1月，Aker Solutions获得EPMA（Engineering services, Procurement、Managementassistance）合同，合同金额45亿挪威克朗；包括立管平台和处理平台，并配合完成其他平台前期工作的移交，及后期工作支持和咨询； ③ 生活平台 2015年6月，Kvaerner和KBR组成的联合体获得生活平台上部模块的EPC合同（Kvaerner 51%，KBR 49%），价值67亿挪威克朗；生活平台上部模块包括公用模块和生活楼模块两大部分。KBR负责公用模块的设计和设备采办，Kvaerner负责公用模块建造（由分承包商在Poland建造），在Stord Norway交付；Apply Leirvik负责生活楼模块建造，在Stord Norway交付。上部模块重19000吨，其中公用模块9700吨，生活楼模块9300吨。 ④ 钻井平台 Statoil授予Aibel钻井平台上部模块总包合同，包括三个模块：主甲板结构模块（MSF），钻井支撑模块（DSM）和钻机模块（DES，分包给Nymo建造）。由Odfjell和National Oil将提供咨询服务。
二期项目： 二期开发FEED合同授予Aker Solutions, Kværner和Siemens，2017年下半年确定开发方案，2022年见产。 Aker Solutions：负责上部模块 Kværner：导管架 Siemens：岸上供电 二期开发考虑周边Avaldsnes (east), Kvitsøy (south) and Geitungen (north) 等卫星井的接入，计划钻井28口。 2）建造
立管平台导管架示意图
Kvaerner承担的导管架平台建造进度 以Kvaerner承建的“处理平台”导管架为例，关键时间节点（启动）和人工如下： 详细设计：2015年4季度 建造：2016年2季度 组装：2017年1季度 交船：2018年2季度 平均用工：120人 高峰用工：180人（组装期间） 参与人员：500人（按工作人员与辅助人员1:3考虑） 据Kvaerner透露，其在2015年提供的报价处于2005年报价的水平 导管架从收到意向书到交货耗时约3.5年，国内企业可以跟他们比比是否有竞争力？
处理平台导管架示意图
3）运输 Dockwise获得韩国建造的立管平台和处理平台上部模块运输合同，包括立管平台两个模块计20000吨，处理平台一个模块6000吨，三航次，合同金额4000万美金。
4）安装 2015年3月，Allseas宣布获得三座导管架平台的安装合同，利用其巨无霸装备Pioneering Spirit实施安装，预计实施时间为2018~2019年； 2017年7月，Heerma的Thialf半潜式起重平台协助完成立管平台的下水及安装，导管架采用24桩（桩基重量9000吨）。
2017年9月，Heerma的Thialf完成Sverdrup油田钻井平台钻井模块安装，包括三个模块，分别重10250吨，8000吨，3000吨。半潜式起重平台真牛逼，14000吨的起重能力不是吹的。
3. 水下生产系统 2015年2月，FMC获得水下生产系统合同包，包括13口水下采油树、3座水下回注系统和控制系统，合同金额12亿挪威克朗。 4. UFR（水下管缆） 2016年2月，Technip获得注水管建造安装合同,合同包括29km 16寸管的建造安装； 2015年3月，ABB获得陆上供电电缆合同，合同金额11亿挪威克朗; 2016年10月，Aker获得Mongstad是由接受终端设施建造合同，合同金额3.5亿挪威克朗。 4. 回接调试 2017年1月，Statoil 授予Aibel 和Aker Solutions油田回接及调试合同，合同金额13亿挪威克朗（约合1.6亿美金），Aibel负责钻井平台平台的回接和调试，Aker负责立管平台的回接和调试。可选合同包括处理平台和生活平台的回接和调试，金额不在合同范围内。 六、小编评述 Johan Sverdrup项目为低油价以来批复的一个大型油气项目，项目的成败有很强的示范作用，小编在此分享几点不成熟观点，以作抛砖引玉。 1. 油价新常态下的降本增效 四次降本 项目早期，总体投资预计2200亿挪威克朗； 2016年8月，项目总体投资降至1400-1700亿挪威克朗； 2017年3月，项目总体投资降至1370-1520亿挪威克朗； 2017年9月，Statoil宣称油田自开发方案获批以来，一期开发投资已经降本310亿挪威克朗，降至920亿挪威克朗，项目总体投资降至1320-1470亿挪威克朗： ①一期 - 开发资本支出920亿挪威克朗 - 盈亏平衡油价不大于20美金 ②二期 - 开发资本支出400~550亿挪威克朗 - 盈亏平衡油价不大于30美金 油田开发周期内总体盈亏平衡油价不大于25美金。这个成本价真是不惧低油价。在人工成本极高的挪威（项目70%的供应商为挪威籍公司），是怎么做到的呢？ ① 油田储量大（上天厚爱），油田采收率可以达到70%（上天厚爱+高科技） ② 根据钻井数据，进一步完善油藏模型，优化开发方案，一期产量由315 000~385 000桶/天提高到440 000桶/天（方案优化+技术）； ③ 已签合同重新谈判，降低合同价格，提高合同任务执行效率（管理+采办）； ④ 钻井日费率降低，钻井效率提高（管理+技术）。 理由很简单，油公司做好项目管理和油藏开发方案，技术公司做好技术，充分借用市场给予的低成本资源，万众一心降成本。一句话“各司其责，各尽其职”。 2. 北海油田开发工程理念 ①专业化。4座平台4个功能，即可实现油田开发需求，又保证了各个平台职能的单一化。这样做避免了各种风险的交叉和叠加，利于风险控制和管理。何为以人为本，小编觉得住在这个油田的生活平台上可以内心安稳。 ②环保。油田开发不设电站。众所周知电站即大又重，一直是海洋平台的核心模块，Statoil选择价格更高的岸电，应该主要是基于环保要求。也可以看出北海油田的开发理念。 ③本地化。小编尚未了结挪威对油气开发的本土化要求，但是本项目中70%的供应商为挪威籍公司，应该不仅仅是Statoil的作业者偏好，中国制造业要想进军北海油气开发市场，单枪匹马比较难，收购或是入股个当地公司应该是上策。这方面中海油服已经走在了前面，其于2008年收购挪威海洋石油钻井公司Awilco，虽然本次收购备受争议，但是公司自此进入准入门槛最高的挪威海洋钻井市场。“挪威本地公司的技术+中国廉价的制造产能”应该可以成为无敌组合，看看下一个吃螃蟹的是谁？ 3. 未雨绸缪的挪威石油基金 提到挪威，提到石油，小编想起了如日中天的挪威石油基金。 据英国《金融时报》9月19日报道，世界最大的主权财富基金挪威石油基金（即挪威主权财富基金）自创设以来资产首次突破了1万亿美元。1万亿美元对人口13亿的中国也不是一个小数，何况是对于只有520万人口的挪威。 挪威立法者1990年通过了一项法律，批准建立一个归政府所有的石油和天然气基金。从1996年5月开始将石油和天然气收益转入该基金。基金主要用于全球股票、债券等投资，约有一半的资产来自投资回报，约有45%的资产来自石油和天然气收入，其余则来自汇率变动。 该基金规模巨大，好处也是多多。该基金一方面将部分资源收益抽走用于国外投资，避免了本国经济过热；另一方面赚取了国外经济发展红利（北美投资42%、欧洲投资占36%、亚洲投资占18%），造福于挪威人民。 看着这笔钱，小编也很眼馋，只想说一句，挪威人不用为养老金上愁了~~ 七、深度思考 低油价下受承包商生存环境影响，很多海上油气开发项目成本不降反升，进度一推再推，Johan Sverdrup项目，不仅可以大幅降低投资，还可以控制进度（目前进度符合预期），值得业界学习和深思。Statoil主要油气资产均在海上，根据2016年公司年报，Statoil完全桶油成本在30美金以下，桶油生产成本为5美金。低油价下海洋油气资产没有投资效益可言？在页岩油页岩气面前，海洋油气毫无立足之地？当谋局长远，亦当做好眼前。没有过不去的寒冬，只有迟到的春天……
网络资料有限，难免谬误，欢迎留言指正。也欢迎知情人士补充，或是邮件发送到小编邮箱deep_lanland@163.com不胜感激。 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。 ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~END~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ 往期亦精彩： 【海工】Ichthys Venturer——海上气田开发也用FPSO 【油气】Appomattox FPS—近乎与陵水17-2同步的深海半潜生产平台项目 【油气】Stampede TLP——已在投产路上，曾经与其同步的”流花TLP平台“路已向他方…… 【海工】Ichthys Explorer——世界上最大的钢质半潜式生产平台在路上…… 【视角】Coral FLNG——放下情绪，审视自己，中国制造业路在哪里…… 【咨询】PFLNG Satu成功完成第一船LNG液货卸载外输
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