OE（OffshoreEngineer）在其期刊2017年第12期列出了世界10大回接距離最長的海洋油氣田。小編據此挖一挖，結合自己的認知，挖出點脈絡，供大家參考……
這些氣田有一個共同的特點：氣田上方不設置水面生產設施，均采用“水下生產系統+外輸氣管線”進行回接。
一、氣田回接距離排名
二、氣田概述
No.1 Gorgon
1. 位置
澳大利亞西北海域包括Gorgon氣田（水深200m）和Jansz-Io氣田（水深1350m）。
2. 權益
作業者：Chevron，權益：47.3%
ExxonMobil (25 %)
Shell(25 %)
Osaka Gas (1.25 %)
Tokyo Gas (1 %)
JERA (0.417 %)
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線。
動用8口生產井，其中Gorgon氣田（8口）和Jansz-Io氣田（10口）
No.2 Tamar
1. 位置
位于地中海東部海域以色列領海，平均水深1600m。
2. 權益
作業者：NobleEnergy，權益：36%
Isramco Negev 2 （28.75%）
Delek Drilling andAvner Oil Exploration （15.625%）
Dor Gas Exploration （4%）
3. 開發方案
“水下生產系統+外輸氣管線”回接到淺水導管架平臺。
動用8口生產井。
No.3 Snohvit
1. 位置
位于挪威北海，平均水深300m
2. 權益
作業者：Statoil，權益：33.53%
Petoro (30%)
TotalFinaElf (18.4%)
Gaz de France (12%)
Amerada Hess (3.26%)
RWE Dea (2.81%)
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線。
動用20口生產井
No.4 Laggan-Tormore
1. 位置
位于英國北海，平均水深300m
2. 權益
作業者：Total，權益：60%
SSE E&P UK (20%)
Dong E&P (UK)(20%)
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線。
動用8口井開發。
No.5 Ormen Lange
1. 位置
位于挪威北海，平均水深800-1100m
2. 權益
作業者：Shell，權益：17.82%
Petoro (36.49%)
Statoil (25.35%)
DONG Energy (14.02%)
ExxonMobil (6.34%)
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線。
動用24口井開發
No.6 Mensa
1. 位置
位于美國墨西哥灣中部海域，平均水深2000m
2. 權益
作業者：Shell，權益：100%
3. 開發方案
“水下生產系統+外輸氣管線”回接到淺水導管架平臺。
動用3口井開發
No.7 Bass Lite
1. 位置
位于美國墨西哥灣中部海域，平均水深2000m。
2. 權益
作業者：MARINER ENERGY，權益：53.8%
Deep Gulf Energy LP
ENI
EOG Resources, Inc
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線回接到Devils Tower Spar平臺。
動用2口井開發
No.8 Aconcagua
1. 位置
位于美國墨西哥灣東部海域，平均水深2300m。
2. 權益
作業者：ATP，權益：50%，原作業者為Total
Marubeni (37.5%)
Nippon (12.5%)
3. 開發方案
“水下生產系統+外輸氣管線”回接到淺水導管架平臺。
動用4口井開發
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. 權益
作業者：BG Group現屬于Shell，權益：25%
Edison Co（50%）
Egyptian GeneralPetroleum Corporation (EGPC) （25%）
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線。
動用8口井開發
No.10 Corrib
1. 位置
位于英國北海，平均水深300m
2. 權益
作業者：Shell，權益：45%
Statoil ExplorationIreland (36.5%)
Vermilion EnergyIreland (18.5%)
3. 開發方案
水下生產系統+外輸氣管線。
動用6口井開發
三、小編評述
1. 世界油氣田水下回接記錄。
氣田最大回接距離達190km。澳大利亞西北海域Chevron的Gorgon氣田，回接長的190km，水深200/1350m；
氣田最大回接水深達2750m。美國墨西哥灣Anadarko的Cheyenne氣田，回接長的72km，水深2750m；
油田最大回接距離達69.8km。北海英國海域Shell的Penguin油田，回接長度69.8km，水深175m；
油田最大回接水深達2934m。美國墨西哥灣Shell的Tobago油田，回接長度9.6km，水深2930m。
2. 數據解析。
10個項目中，4個位于北海，3個位于墨西哥灣，2個位于地中海，1個位于澳洲。創紀錄的項目主要分布在北海和墨西哥灣兩個技術水平最先進的深水老油區，而墨西哥灣的項目主要是回接到可利用設施，北海的項目直接上岸。
10個項目中，Shell擔任作業者的項目有4個，另有權益項目1個；Total擔任作業者的項目有2個，另有權益項目1個；Statoil擔任作業者的項目有1個，另有權益項目2個。Shell的海洋油氣大項目管理經驗和創新精神值得我們學習和借鑒。
3. 如日中天的水下生產系統。
2017年全球簽訂浮式生產裝備訂單共計8座（另有3座已經基本確定，待項目FID），包括半潛式生產平臺1座，張力腿平臺1座，FPSO 4座，FLNG 2座。11座設施中有10座設施需要水下生產系統搭配，可見水下生產系統在未來深水開發中的作用。更為重要的是，眼下大型整裝油田新發現越來越少，中小型油田的開發成為迫不得已的選擇，水下生產系統回接到周邊已有設施的方案無疑是最為經濟有效的開發方案。
根據WestWood統計預測，水下生產系統相關的設施的投資在2017年已經基本觸底，預計在90億美金左右，之后會以7%的年度復合增長率反彈。
2017~2021年，水下生產系統資本總支出預計853億美金，其中水下設備291億美金（占比34%），海管立管臍帶纜252億美金（占比30%），外輸管線310億美金（占比36%）。
根據WestWood統計，按地域劃分歐洲份額最大（占比29%），主要源于土俄輸氣管道的貢獻，其他包括挪威北海Johan Sverdrup、Johan Castberg、Rosebank等油氣項目；非洲占比17%，包括Zohr 、WestNile Delta Phase II、East African Basin、Senegal、Mauritania等油氣項目；亞太區域占比21%，包括LS17-2、GreaterGorgon、Cash Maple等油氣項目；拉美占比14%，包括圭亞那Liza、阿根廷的Sea Lion、巴西的Libra等油氣項目；中東區域的投資主要是淺水海管。
雖然行業前景依舊不明朗，希望依然在那里，真的勇士敢于面對慘淡的人生，好的企業可以利用殘酷的市場環境，中國企業加油！
以“人”為鑒可以知得失，以“項目”為鑒可以知利弊與差距。僅以此分享給從事海洋油氣開發的仁人志士，期待國內深水油氣的開發穩步向前。
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本文由“藍色大地”于2017年12月29日首發于微信公眾平臺。
