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低油价下国际海工市场有哪些新机遇
来源:中国海洋石油报
国际油价的持续低迷，在重创石油生产商的同时，也极大地拖累了关联产业。据Rystad能源分析公司的估计，国际大型石油公司削减的投资额将高达2000亿美元。今年以来，壳牌公司、雪佛龙公司和沙特阿拉伯国家石油公司等多家企业已延迟或取消了多个油气建设项目。
市场盘子变小，同行竞争更加激烈，海工企业进军海外势必将面临更大的挑战。对于这一变化，有限公司上海分公司总经理杨云认为，危机中暗藏机遇，国内海工企业要善于扬长补短，敢于参与国际竞争，提升企业的国际化水平。
低油价改变海工市场需求格局
过去几年，国际油价持续高位运行，国际石油公司的平均桶油成本也日渐上升。此轮油价断崖式下跌，使得石油生产商们不得不过起紧日子。
杨云分析，“新常态”下，油公司对低成本总包服务的需求将更加强烈，高油价下的奢华产品正在向简化、低成本回归，服务价格成为最核心的竞争力。油公司对低成本的追求，正逐步打破贸易壁垒，使新兴的工程公司获得了参与竞争的机会。对部分企业来说，由于收入的锐减，出现资金紧张的局面，还需要金融服务的支持。在此情况下，欧美高端工程公司寻求与建造成本较低地区的工程公司的合作已成必然趋势。
国内海工企业经过多年的发展，已经具备了较强的海工设计、陆地建造、海上安装等能力。除此之外，由于中国劳动力成本、原材料成本相对较低，政府积极支持企业向海外发展，国内海工企业无论在价格、资源、政策还是融资等方面，都有着很强的优势，对国外油公司来说，有着很强的吸引力。
同台竞技国内海工企业需克劣势
当然，对国际石油公司而言，低成本并不是唯一考量因素。进军海外，与欧美企业同台竞技，国内海工企业还需克服一系列内外掣肘，如国际化人才短缺，国际项目运作经验不足，技术落后、设计采办建造一体化能力不足和国际采办能力较弱等问题。
结合长期的海工领域工作经验，杨云就国外项目和国内项目执行的不同谈了自己的看法。
从成本管理来看，国内项目成本控制一般取决于业主的预算，国外项目成本还受人员签证、材料设备清关、劳工政策、汇率、自然环境等影响，如果处理不好，对项目成本影响很大。QHSE管理和进度管理方面，国外项目业主一般比国内项目业主要求更为严格。范围管理方面，国内项目对边界的定义一般较为模糊，执行风险较大，而国外项目一般自投标时就有严格界定，并将工作范围清晰地载明在合同当中。
扬长补短深度参与全球竞争
针对国内海工企业现状，杨云就深度参与国际竞争提出了自己的建议：一是要抓住国际油公司对低成本的需求，在建造领域扩大市场；二是要适当引进国际雇员、提升企业的国际化程度；三是要按照国际标准，严格要求，提升船队管理水平；四是要发挥合作共赢的策略、与国内外工程公司合作开拓市场；五是要采取长期战略协议、发掘更多合格供应商等措施提升国际采办能力；六是培育国内供应商共同开拓国际市场，提升EPCI的竞争优势；七是与国内金融企业联合，利用融资优势提升竞争力。
分区域来看，在东南亚，要通过提高生产力，降低成本，整合当地资源，提升EPCI的总包能力，从中低端建造市场挺进高端市场，重点发展边际油气田和平台拆除市场；在中东，要完善岸基支持，联合当地合作伙伴，重点发展大型平台建造、海上安装及维修拆除市场；在南美和西非，要以浮体、深水、水下市场为主，重点发展FPSO、钻井船市场，通过联合当地企业或增加当地投资，提高本地化程度，整合内外资源，形成FPSO总包+运维产业链。
深水油气开发的技术畅想与实践
随着浅海油气开发技术的成熟，近年来，中国海油加快了向深水领域进军的步伐。与此同时，海洋工程装备技术也正面临着新的挑战和考验。在9月17-18日召开的中国油气论坛--2015海洋油气工程技术专题研讨会上，来自海油各所属单位的技术专家们，围绕着深水油气开发，展示了当前正在推进的工程和装备技术方案。
圆筒型FDPSO
圆筒型FDPSO（浮式钻井生产储卸油装置，floatingdrillingproduc-tionstorageandoffloading）是一种新型的可在深水油田应用的集钻井、生产、储卸油于一体的浮式装置，相当于圆筒型FPSO和圆筒型钻井船的结合。
相较于船型浮式结构物，圆筒型浮式结构有较长的疲劳寿命，运动性能更优，可搬迁、可重复利用，适用于南海深水边际油田的开发，并能扩展到赤道几内亚和刚果等海外区块的深水项目中去。
据总公司工程建设部总经理杨树波介绍，目前，海油联合SevanMarine公司，以流花16-2油田为目标，正开展FDPSO的研究工作。该装置横摇性能优于船型装置和半潜式装置，垂荡性能与半潜式装置相当，将具备5.4万吨~7.3万吨的原油储存能力，钻修井能力达到5000米，不考虑台风因素，钻井作业效率可达98%。
干树SPAR钻采储运平台
干树SPAR钻采储运平台（SPARDrillingproductionStorageOffload-ing，SDPSO）基于传统的SPAR（立柱式）平台，集钻、采、储、运功能为一体，具有钻完井和干树采油能力、大量储卸油能力（50万桶以上），适用水深范围广，总体运动性能好。
与传统的双平台深水油田开发模式相比（如张力腿平台+FPSO）,SDPSO模式仅需一个浮式平台即可实现钻采储运功能，能够节省油田开发总成本的30%以上，节省运营成本近50%，可适用于深水中小型和边际油田的开发。
海油工程北京高泰深海技术有限公司副总裁王晋透露，该项目已被列为总公司重点研究项目，科研人员已开展了水池模型试验和油水置换试验，概念设计通过了美国船级社的审查，获得概念批准（AIP）证书。
FLNG
FLNG（浮式液化天然气储存装置）相当于一个海上的天然气液化处理厂，是一种集海上天然气开采、处理、液化、储存、外输为一体的新型海上气田开发技术。与陆地处理终端相比，FLNG不需要浮式平台、长距离外输管线和陆上处理终端，经济性较好，所有生产处理设备占地面积小，工程设施建造周期相对较短。
研究总院技术研发中心副主任、中海油深水工程重点实验室副主任谢彬介绍，海油自2008年开始FLNG的技术研究，截至目前，已在FLNG液化工艺、船型开发、装卸货技术等方面取得了显著进展，具备了基本设计能力。“十三五”期间，海油将形成新型装置工程应用的技术体系，加快新型装置的工程应用。
持续推进深水装备发展
从激荡回归平静，国内海工产业界对“中国制造2025”的讨论也趋向深入。在今年的中国油气论坛––2015海洋油气工程技术专题研讨会上，业内人士就中国未来的海工装备发展路线图进行了深入的交流。
中国工程院院士、总公司副总工程师曾恒一认为，中国海洋石油的未来在南海，而南海油气开发的重点在深水，提高我国深水油气工程及装备建造能力是“中国制造2025”的客观要求。
从1996年流花11-1油田的建成，到2014年荔湾3-1气田的投产，18年时间，中国海洋石油工业实现了从300米水深到1500米水深的跨越。在海洋油气工程领域，经过“十一五”和“十二五”的科技攻关，初步建立了深水油气田开发工程基本设计的技术体系，初步构建了深水工程专业设计软件和技术标准体系；基本具备了深水工程总体开发方案设计、基本设计和技术支持能力，被国外公司垄断的部分高端深水产品国产化取得实质性突破；初步形成了中海油深水研发和设计队伍，涵盖钻完井、浮式平台、深水海管和立管、流动安全保障、水下生产系统等专业方向，专业配套基本齐全；可以为中国南海及海外深水油气田开发工程方案研究和设计提供技术支持。
尽管如此，在曾恒一看来，国内深水工程技术和装备仍然与国外有着10~20年的差距。国内深水海洋装备数量较少，形式单一，没有形成系列化、差异化的深水作业团队。国内关键设备的配套能力较低，特别是一些大型装备的国产化配套比例还不到20%，一些高端设备几乎全部靠国外引进。
从钻井作业水深来看，国外已经超过了3000米水深，目前国内最大作业水深还只有2415米。从已投产浮式平台来看，国外有250多座，而国内只有18座。水下井口投产数量上，国外有6000多套，而国内只有64套。水下井口最大回接距离上，国外是143公里，而国内只有78公里。“直观的数量比较也许有些过于简单，但至少说明我们在深水油气开发方面才刚刚起步。”曾恒一说道。
曾恒一介绍，围绕着深水油气开发，海油将从八个方面，持续推进深水油气工程和装备的发展：一是优化深水装备的设计，推进关键设备的国产化；二是积极推动中国海洋工程装备走出国门；三是推进第七代半潜式平台的研发；四是建设大型浮式核动力南海远程补给基地；五是推动南海深水水合物的开采；六是建设南海大型温差能发电平台；七是择机建设深海空间站建设；八是推进深水应急作业装备应急系统建设。
市场盘子变小，同行竞争更加激烈，海工企业进军海外势必将面临更大的挑战。对于这一变化，有限公司上海分公司总经理杨云认为，危机中暗藏机遇，国内海工企业要善于扬长补短，敢于参与国际竞争，提升企业的国际化水平。
低油价改变海工市场需求格局
过去几年，国际油价持续高位运行，国际石油公司的平均桶油成本也日渐上升。此轮油价断崖式下跌，使得石油生产商们不得不过起紧日子。
杨云分析，“新常态”下，油公司对低成本总包服务的需求将更加强烈，高油价下的奢华产品正在向简化、低成本回归，服务价格成为最核心的竞争力。油公司对低成本的追求，正逐步打破贸易壁垒，使新兴的工程公司获得了参与竞争的机会。对部分企业来说，由于收入的锐减，出现资金紧张的局面，还需要金融服务的支持。在此情况下，欧美高端工程公司寻求与建造成本较低地区的工程公司的合作已成必然趋势。
国内海工企业经过多年的发展，已经具备了较强的海工设计、陆地建造、海上安装等能力。除此之外，由于中国劳动力成本、原材料成本相对较低，政府积极支持企业向海外发展，国内海工企业无论在价格、资源、政策还是融资等方面，都有着很强的优势，对国外油公司来说，有着很强的吸引力。
同台竞技国内海工企业需克劣势
当然，对国际石油公司而言，低成本并不是唯一考量因素。进军海外，与欧美企业同台竞技，国内海工企业还需克服一系列内外掣肘，如国际化人才短缺，国际项目运作经验不足，技术落后、设计采办建造一体化能力不足和国际采办能力较弱等问题。
结合长期的海工领域工作经验，杨云就国外项目和国内项目执行的不同谈了自己的看法。
从成本管理来看，国内项目成本控制一般取决于业主的预算，国外项目成本还受人员签证、材料设备清关、劳工政策、汇率、自然环境等影响，如果处理不好，对项目成本影响很大。QHSE管理和进度管理方面，国外项目业主一般比国内项目业主要求更为严格。范围管理方面，国内项目对边界的定义一般较为模糊，执行风险较大，而国外项目一般自投标时就有严格界定，并将工作范围清晰地载明在合同当中。
扬长补短深度参与全球竞争
针对国内海工企业现状，杨云就深度参与国际竞争提出了自己的建议：一是要抓住国际油公司对低成本的需求，在建造领域扩大市场；二是要适当引进国际雇员、提升企业的国际化程度；三是要按照国际标准，严格要求，提升船队管理水平；四是要发挥合作共赢的策略、与国内外工程公司合作开拓市场；五是要采取长期战略协议、发掘更多合格供应商等措施提升国际采办能力；六是培育国内供应商共同开拓国际市场，提升EPCI的竞争优势；七是与国内金融企业联合，利用融资优势提升竞争力。
分区域来看，在东南亚，要通过提高生产力，降低成本，整合当地资源，提升EPCI的总包能力，从中低端建造市场挺进高端市场，重点发展边际油气田和平台拆除市场；在中东，要完善岸基支持，联合当地合作伙伴，重点发展大型平台建造、海上安装及维修拆除市场；在南美和西非，要以浮体、深水、水下市场为主，重点发展FPSO、钻井船市场，通过联合当地企业或增加当地投资，提高本地化程度，整合内外资源，形成FPSO总包+运维产业链。
深水油气开发的技术畅想与实践
随着浅海油气开发技术的成熟，近年来，中国海油加快了向深水领域进军的步伐。与此同时，海洋工程装备技术也正面临着新的挑战和考验。在9月17-18日召开的中国油气论坛--2015海洋油气工程技术专题研讨会上，来自海油各所属单位的技术专家们，围绕着深水油气开发，展示了当前正在推进的工程和装备技术方案。
圆筒型FDPSO
圆筒型FDPSO（浮式钻井生产储卸油装置，floatingdrillingproduc-tionstorageandoffloading）是一种新型的可在深水油田应用的集钻井、生产、储卸油于一体的浮式装置，相当于圆筒型FPSO和圆筒型钻井船的结合。
相较于船型浮式结构物，圆筒型浮式结构有较长的疲劳寿命，运动性能更优，可搬迁、可重复利用，适用于南海深水边际油田的开发，并能扩展到赤道几内亚和刚果等海外区块的深水项目中去。
据总公司工程建设部总经理杨树波介绍，目前，海油联合SevanMarine公司，以流花16-2油田为目标，正开展FDPSO的研究工作。该装置横摇性能优于船型装置和半潜式装置，垂荡性能与半潜式装置相当，将具备5.4万吨~7.3万吨的原油储存能力，钻修井能力达到5000米，不考虑台风因素，钻井作业效率可达98%。
干树SPAR钻采储运平台
干树SPAR钻采储运平台（SPARDrillingproductionStorageOffload-ing，SDPSO）基于传统的SPAR（立柱式）平台，集钻、采、储、运功能为一体，具有钻完井和干树采油能力、大量储卸油能力（50万桶以上），适用水深范围广，总体运动性能好。
与传统的双平台深水油田开发模式相比（如张力腿平台+FPSO）,SDPSO模式仅需一个浮式平台即可实现钻采储运功能，能够节省油田开发总成本的30%以上，节省运营成本近50%，可适用于深水中小型和边际油田的开发。
海油工程北京高泰深海技术有限公司副总裁王晋透露，该项目已被列为总公司重点研究项目，科研人员已开展了水池模型试验和油水置换试验，概念设计通过了美国船级社的审查，获得概念批准（AIP）证书。
FLNG
FLNG（浮式液化天然气储存装置）相当于一个海上的天然气液化处理厂，是一种集海上天然气开采、处理、液化、储存、外输为一体的新型海上气田开发技术。与陆地处理终端相比，FLNG不需要浮式平台、长距离外输管线和陆上处理终端，经济性较好，所有生产处理设备占地面积小，工程设施建造周期相对较短。
研究总院技术研发中心副主任、中海油深水工程重点实验室副主任谢彬介绍，海油自2008年开始FLNG的技术研究，截至目前，已在FLNG液化工艺、船型开发、装卸货技术等方面取得了显著进展，具备了基本设计能力。“十三五”期间，海油将形成新型装置工程应用的技术体系，加快新型装置的工程应用。
持续推进深水装备发展
从激荡回归平静，国内海工产业界对“中国制造2025”的讨论也趋向深入。在今年的中国油气论坛––2015海洋油气工程技术专题研讨会上，业内人士就中国未来的海工装备发展路线图进行了深入的交流。
中国工程院院士、总公司副总工程师曾恒一认为，中国海洋石油的未来在南海，而南海油气开发的重点在深水，提高我国深水油气工程及装备建造能力是“中国制造2025”的客观要求。
从1996年流花11-1油田的建成，到2014年荔湾3-1气田的投产，18年时间，中国海洋石油工业实现了从300米水深到1500米水深的跨越。在海洋油气工程领域，经过“十一五”和“十二五”的科技攻关，初步建立了深水油气田开发工程基本设计的技术体系，初步构建了深水工程专业设计软件和技术标准体系；基本具备了深水工程总体开发方案设计、基本设计和技术支持能力，被国外公司垄断的部分高端深水产品国产化取得实质性突破；初步形成了中海油深水研发和设计队伍，涵盖钻完井、浮式平台、深水海管和立管、流动安全保障、水下生产系统等专业方向，专业配套基本齐全；可以为中国南海及海外深水油气田开发工程方案研究和设计提供技术支持。
尽管如此，在曾恒一看来，国内深水工程技术和装备仍然与国外有着10~20年的差距。国内深水海洋装备数量较少，形式单一，没有形成系列化、差异化的深水作业团队。国内关键设备的配套能力较低，特别是一些大型装备的国产化配套比例还不到20%，一些高端设备几乎全部靠国外引进。
从钻井作业水深来看，国外已经超过了3000米水深，目前国内最大作业水深还只有2415米。从已投产浮式平台来看，国外有250多座，而国内只有18座。水下井口投产数量上，国外有6000多套，而国内只有64套。水下井口最大回接距离上，国外是143公里，而国内只有78公里。“直观的数量比较也许有些过于简单，但至少说明我们在深水油气开发方面才刚刚起步。”曾恒一说道。
曾恒一介绍，围绕着深水油气开发，海油将从八个方面，持续推进深水油气工程和装备的发展：一是优化深水装备的设计，推进关键设备的国产化；二是积极推动中国海洋工程装备走出国门；三是推进第七代半潜式平台的研发；四是建设大型浮式核动力南海远程补给基地；五是推动南海深水水合物的开采；六是建设南海大型温差能发电平台；七是择机建设深海空间站建设；八是推进深水应急作业装备应急系统建设。
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