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壳牌GoM深水投标“扫货”近半,提升深水竞争力它有哪些“秘笈”?

 

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过去的一年,在徘徊不去的低迷状况下,海洋油气公司很难一直保持其深水项目的经济效益。但是壳牌公司发展了它的深水业务。他又是如何提升其深水项目的竞争力呢?

编译 | 君子兰

2017年对壳牌来说可谓“完美收官”,在经历了“一年的转型”后,第四季度利润跃升140%,达43亿美元,全年盈利达161.8亿美元,较2016年增长119%,创下2014年油价开始下跌以来新高。

2018年对壳牌来说算得上开门红,不仅在墨西哥湾Whale深水重大发现,在墨西哥湾深水招标中,又一举拿下了19个区块中的9个。 壳牌代表人Andy Brown表示,深水是壳牌“优先增长”板块。

过去的一年,在徘徊不去的低迷状况下,海洋油气公司很难一直保持其深水项目的经济效益。但是壳牌公司发展了它的深水业务,使得该公司能够继续推进它在墨西哥湾的Kaikias, Appomattox,和Coulomb二期等深水项目。而今年更是在深水上“来势凶猛”!

在较以往总体低迷这样的背景下,壳牌是如何提升其深水项目的竞争力呢?

竞争性调整

壳牌墨西哥湾西部资产经理Donal Rajasingam说,这一努力首先从“拆解”所有基本的勘探和生产功能开始,并“将设计过程放在首位”。

“我们想知道如何才能保持作业的安全性,但在确保达到这个水平标准的同时,我们需要弄清楚在什么样的条件下能确保设备运行良好”。Rajasingam解释说。“对此,我们设立了一条基线,确保项目符合我们的安全要求和最基本的运行功能规格。此外,在所有的规范范围或者设计因素方面,必须要求有一个真正的“增值”理由。这就是我们所说的竞争性调整。

在某些情况下,设计工程师可以拆除或减少冗余系统,同时提高公司设备运行能力,而不会出现故障。Rajasingam指出:“我们重新调整了设备运行的效率,改善了设备的可用性和计划延期。”而这一措施,反过来也降低了壳牌的盈亏平衡价格,即使与陆地二叠盆地项目相比,这些深水项目也具有相当的竞争能力了。

壳牌墨西哥湾东部资产经理Rick Tallant详细阐述了这一战略。Tallant说:“在过去几年中,我们花了很多时间重新设计项目,并获得最佳和最有效的作业方法。我们也研究了如何缩短周期以获得更快的收益和现金流。”

壳牌与供应商和承包商合作,寻找使其工程和设计概念更高效的方法,寻找降低项目成本的新方法。

Tallant指出,壳牌公司即将推出的Kaikias项目就是一个例子。Kaikias油田位于Mars-Ursa盆地,据估计,可采油气当量储量超过100 MMboe。生产的油气将接到附近位于距密西西比峡谷810号线仅6英里远的Ursa TLP处。该项目将分两个阶段开展。第一阶段包括将三口井通过一根输油管线连接到Ursa生产中心。这些井的设计产量高达40000桶/日。预计第一阶段将于2019年开始投产。

Tallant解释说:“我们使用现有的设施来进行生产,并使用Ursa TLP现有的处理系统来进一步降低Kaikias的资本成本。过去,我们可能考虑建立一个新的加工线或做一些其他的修改。但通过这种精简的方法,我们只要稍作修改,就能够利用现有的Ursa设施,进一步降低投资成本。”

通过简化设计并利用其他项目的经验教训,壳牌公司已经能够将Kaikias总成本降低近50%。“我们利用已经投资的资产,”Tallant说。“像Mars和Ursa,生产已经持续了很多年,现在这些系统还有一定的生产能力。因为这些区块可能已经过了产量高峰期,因此可用的空间和产能等都很大。Kaikias距离Ursa平台6英里。去利用这些设备是生产Kaikias的最有效的方法。这是很合理的计划。”
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钻完井

对于Kaikias和其他项目来说,降低钻完井费用也是一个关键点。鉴于马康多漏油事件,壳牌从安全和效率两方面,对其所有的钻井项目都进行了全新的审查。精简瘦身后的方案保证了市场低迷时期里的股东分红。“当我们重新审视我们的井设计时,我们发现我们过去常常弄得很复杂,”Tallant表示:“我们对这些设计进行了重新审查,既要确保钻井利润,也要兼顾安全要求。无论我们做什么,井必须是安全的。我们不会做任何有损安全性的事。但是我们发生有些井设计确实更高效,我们也能够更快的钻完这些井。”

在寻求更高效钻井方法的过程中,壳牌走上了标准化井设计的道路。Tallant表示,在过去,每口井的设计可能都是不同的。“所以,我们不得不采用改动过的、特制设备、备用设备以及一切需要跟这口井设计匹配的东西。而现在我们会说,如果我们要钻一口14英寸的井眼,那么14英寸的井眼会有相应的标准设计,以及标准的套管系列。通过这种方法,就能够利用规模经济的好处,能够同时采购多口井所需的产品系列。每一口井的备用件也能够用于其他的井,而不是为每口井都买上一套备用件。”

这样做以后,就能够显著地提高作业效率,节约成本,降低停机时间。据Tallant观察表示:“坦白来说,一切都进行得快了很多。我们发现如果你对井和它的所有组件都进行了标准化后,钻井团队就能够准确地知道每口井要如何钻井和完井。因为之前做过同类井,所以他们熟悉整个作业。”

同时,壳牌还吸收汲取了在墨西哥作业十多年来的经验教训。Tallant说:“我们对我们打井的盆地非常了解。我们知道油藏的压力,知道所有一切的作业方式。在套管设计方面我们也已经攻克了难关。”通过标准化井设计,壳牌能够减少每口井所需的套管数,也就进一步节省了开支,而这样做后仍能保证井的安全性。“我们当然想要安全的钻井,但我们也想要更高效的作业,缩短钻井时间。”

降低分摊费率是另外一个降低钻井费用的主要原因。壳牌在钻井时是与油服公司签订了长期钻井合同的,这就意味着每日钻井费率其实基本是定了的。“但除此之外,我们还要考虑分摊费率,”Tallant说,通过根据需求选择设备:“壳牌将以前60艘海上供应船数降低到至如今的10到11艘,但所完成的任务量还是跟以前一样。”
总的来说,壳牌对海上计划和执行进行了重新的审查。Tallant说:“这是我们最大的一笔开销之一。”该方法需要“更聪明地进行租赁,重视我们已有的资产,对设备和设计进行标准化。”想要在市场低迷期取得海上项目的成功,我们需要“每样都改变一点点”,Tallant指出:“没有所谓的能够解决所有问题的万能策略。”。

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海洋设备

壳牌还与供应商一起对他们的海上设备进行了标准化,减低了这一块的费用。其中一个关键的部分就是协同努力完成海下采油树的标准化。壳牌与FMC科技公司(现在的TechnipFMC公司)合作,推进采油树设计和组件,以及海底流动管道的标准化进程。“我们会问:“我们需要什么样的设计?我们是真的需要双管道,还是说我们将就用一个就可以了?”

对于壳牌许多即将上线的深水项目而言,工程师们认为油田的开发可能只需要一根输送管线就可以了。这可以节约一大笔钱。“双输送管线是一种非常棒的奢侈设备,能够实现作业的协同增效,增加灵活性,但是上游投资会超标。”
Kaikias就是这些结构性重新设计尝试的一个很好的例子,Tallant说。壳牌的工程师决定不再用双管道,而是采用单管道。“在过去油价高的时候,我觉得我是可以采用双管道系统的,但是现在,我们会选择单输送管线,而这确实能够节省很多的海底设备开支。”

其他Kaikias关键的组件包括采油树、跨接管线和海底管线。Tallant说“我们正在做许多关于标准化的工作,这样公司就能够对所有的船只采购相同的组合产品,从此可以获得巨大的规模经济效益。而这对供应商和承包商也有好处,他们可以大幅度降低开支,这样他们开给我们的价格也会降低。所以这里可以节约出一大笔海底设备的开支。”

通仔细研究Kaikias的三个主要组成部分——井、海底系统和配套,Shell已经能够在整个油田开发过程中优化设计,从而又“使盈亏平衡的价格下降了不少,”Tallant说。

“与原来的做法相比,我们在Kaikias的钻井成本大概下降了50%,”Tallant表示:“而海底设备的开支也会下降30%左右。”他指出,通过这些努力,Kaikias的盈亏平衡价格降到了40美元/桶以下,这意味着Kaikias项目“可以与我们在美国的投资组合中的任何东西竞争。”同样的例子还有Appomattox项目。

Appomattox项目位于路易安娜海岸129公里处,水深大约为2195米。该项目的初始开采对象是Appomattox和Vicksburg区块,壳牌可得的平均峰值产量估计大约为175000桶油气当量/天。该项目需要建设一个四柱半潜式的主生产平台。海底系统将会有六个钻井中心,15口生产井和5口注水井。

“在市场衰退之前,Appomattox的项目设计就一直在顺利推进。”Tallant说,尽管在Appomattox需要考虑一些特殊情况,但是“同样,我们也在可以做的地方实行了标准化,大大降低了钻井费用。”

Appomattox一个关键的节约措施是取消了平台钻机,这样就在主平台上获得了大量的空间和载重能力。而生产将会在海底的钻井中心和井中进行。“在平台上放钻机实在太困难的,需要很多的载重能力和空间。后来采取的措施是,将海底生产的所有东西都返到一个平台上,并且要尽可能高效地完成这件事。”

在Appomattox项目中,壳牌也设法降低了一些海底的开支,特别是输出系统。“我们用了很多方法去翻新一些设备,但是我们也在项目开支节省上取得了意想不到的进展,甚至在项目执行期间也如此。”

获批项目的经费包括Appomattox和Vicksburg 6.5亿桶油当量的开发,启动时间估计在2020年之前。一个连接Vicksburg区块和Appomattox平台的管线已经在计划当中了,而连接Gettysburg区块的管线正在重审中。如果该区块连到了Appomattox,那么该区域的总预计探明储量将超过8亿桶油当量。

目前船体已经完成并运送到了德克萨斯,主平台和海底基础设施也都在建设中了,Appomattox项目已经完成了超过65%。

壳牌于2015年通过Appomattox项目。Tallant表示在这之前,“我们已经想办法减少了约20%的投资。但是从那以后,我们又另外降低了20%。这里我们所做的是相同的事,让设计、业务更高效,努力降低钻井费用。”所有的这些措施一起,壳牌让Appomattox项目的盈亏平衡价格降低到了完全能够应对目前市场的水平。
未来蓝图

除了Appomattox和Kaikias项目,壳牌还在推进Coulomb二期项目,估计有能力将油田的产油能力再延长至少十年。该项目位于密西西比大峡谷657和613区块,原来的Coulomb油田最早是在2004年六月上线的。

二期项目的海底系统将连接到Na Kika生产中心,一个可以处理额外油气产量的位于平台上部的新井新模块。该井的钻井水深超过7500英尺,并与2016年上半年完井。通过对井进行竞争力重设,壳牌表示现在该井不仅节约了大量开支,还不会折损任何安全性。通过该措施和其他措施,公司将项目的盈亏平衡价格降到了40美元一桶以下。Coulomb二期项目的第一桶油预计将在2018年第二季度采出。

再往前看一点,Vito是壳牌在墨西哥深水区即将到来的下一个项目。该项目位于密西西比大峡谷984区块水深超过1219米处。目前正在进行最能够适应低油价环境、且能最优化油田开发的浮式平台设计的研究。Vito主平台将最初用于处理Vito海下油田的产量,但具有未来连接更多其他油田的潜力。

该研究仍然在审查阶段。壳牌的工程师希望项目能够在2018年得到批准。而支撑最终投资决定的,是公司的设计者和工程师们要能将这种精简策略应用到整个项目中去。Tallant表示,Vito项目将采用更小型的主设备,处理系列设备也是单线的。“Vito将采用Single lift起重系统,而不是我们通常在TLP或FPS上使用的多个模块。所以Vito项目将使用很多我们常在小型独立公司所用的东西,而这将一定程度节省开支。”与Kaikias项目类似,Vito的盈亏平衡价格也将降至40美元一桶以下,对于大型深水项目来说是非常可观的。与Appomattox类似,Vito也将采用半潜式的主设备,但与Appomattox不同的是,Appomattox是在市场衰退之前获批的项目,而Vito的半潜式平台将会根据目前的油价环境进行设计。

Rajasingam评论到:“想要在目前的经济环境下保持竞争力,需要上述所说的所有措施。这不仅仅是技术的问题,也不仅仅是有效执行的问题,也不仅仅是端到端的思考方式。这是关于这些所有的问题,以及你如何把这些整合在一起,将其带入到你对项目目标的理解中。你需要确定你所要做的一切都是与利润直接相关的。这种方式能够真正帮助我们收紧、瘦身,去关注我们的商业和业务目标,所有的解决方案都需要帮助达成这一目标。所以这些都是在解决问题时需要考虑和整合的,而这种方法已经帮助我们保持了竞争力,让企业变得更精简、更健康。”

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