Krachten op een verticale paal ten gevolge van de combinatie van stroom en golven. Deel 4: Optimaliseren van Offshore Constructies

MaTS

Netherlands Marine Technological Research

MAR EN TECHNOLOGISCH SPEURWERK

E. 7

OPTIMALISEREN VAN OFFSHORE CONSTRUCTIES

Verslag van een voorstudie

Trends in offshore constructies

MaTS ST-2 deel 4

L

_J

Industriele Raad

_{voor de Oceanologie}

Netherlands Industrial Council for Oceanology

1980-2

MaTS

Voorwoord

Dit rapport bevat het resultaat van een studie uitgevoerd in het kader van het Marien Technologisch Speurwerk (MaTS) programma, eerste fase, dat gefinancierd werd door het

Minis-terie van Economische Zaken.

Het MaTS-programma wordt uitgevoerd onder verantwoordelijkheid van de Industriele Raad voor de Oceanologie. Het begeleidend kader wordt gevormd door een Adviescommissie en relevante

Stuur-en projectgroepStuur-en.

De studie, waarvan het resultaat gepresenteerd wordt met dit rap-port, is begeleid door de Stuurgroep Ontwerpproblemen. De Stuur-groep stemt in grote lijnen in met hetgeen verwoord is in dit

rapport, daarbij de gebruikelijke verantwoordelijkheden van de

auteurs onverlet latend.

De Stuurgroep Ontwerpproblemen

oktober 1980

MARIEN TECHNOLOGISCH SPEURWERK

Netherlands Marine Technological Research

IndustHele Raad

voor de Oceanologie

Netherlands Industrial Council for Oceanology

02dr.no.: 62.6.1405

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 1

INHOUD

blz.:

Trends en hun betekenis voor het optimaliseren

van offshore constructies 2

Trends in de rol van offshore gevonden kool-waterstoffen in de toekomstige

energievoorzie-ning 4

Trends in de ontwikkeling van offshore velden 5

Trends in de keuze van exploitatiesystemen en

platformtypen 8 Samenvatting ₁₂ tabellen 1 t/m 7 figuren 1 t/m 6 Literatuur Nomenclatuur Eenheden L 1 / L 2 N 1 E 1 / E 2

Te verzamelen gegevens omtrent velden waarover

recentelijk beslissingen zijn genomen t.a.v. de _Dl/D ontwikkeling

NSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 2

1. TRENDS EN HUN BETEKENIS VOOR HET OPTIMALISEREN VAN OFFSHORE CONSTRUCTIES

Onder het optimaliseren van een offshore constructie of een onderdeel daarvan kan worden verstaan het zoda-nig ontwerpen en uitvoeren van de constructie en zijn onderdelen dat deze zo optimaal mogelijk kan neren. Een gebruikelijke wijze am dit optimale functio-neren te kunnen beoordelen is na te gaan in welke mate de constructie aan een programma van wensen en eisen beantwoordt en welke investeringen daarvoor nodig zijn. De constructie die ten aanzien van dit programma zich het beste presenteert kan als de meest optimale worden beschouwd. De beoordeling van de door de constructie in dit opzicht geleverde prestatie is echter een inge-wikkelde zaak omdat de eisen niet gelijksoortig zijn en niet alle wensen kunnen worden vervuld. In de mees-te gevallen is echmees-ter de uitkomst van een economische beschouwing, over een groter geheel, zietabel

₄

maatge-vend voor de keuze van een offshore constructie.

Omdat het optimaliseren gericht dient te zijn op het beter voldoen aan het programma van wensen en eisen

lijkt het zinvol na te gaan door welke factoren dit programma kan worden beinvloed en in welke mate deze factoren verantwoordelijk zijn voor een accentverschui-ving in het programma. Hierbij dient wel te worden

op-gemerkt dat dit geen 6enrichtingsproces is. _Strengere eisen impliceren dat het daarvoor mogelijk is ook een

oplossing van constructieve aard _{te vinden. Maar omgekeerd} is echter ook gebleken dat het vinden en het succesvol ontwikkelen van nieuwe constructievormeneentechnische aanleiding kan zijn om het programma van wensen en eisen aan te vullen of te verzwaren. De wisselwerking _{is dus}

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 3

wederzijds en het moet mogelijk zijn enige tendenzen of trends in dit proces aan te tonen. In het hierna volgen-de wordt getracht jets meer duivolgen-delijkheid te verschaffen over de inhoud van deze trends.

Een goede methode bij het uitvoeren van een dergelijke exercitie blijkt steeds weer te zijn het werken van

groot naar klein ofwel van macro- naar microniveau. Deze methode zal hier dan ook worden gevolgd.

Bedacht hierbij moet worden dat alle constructieve maat-regelen en vernieuwingen in hoge mate worden ingegeven door de resultaten van economische en politieke beschou-wingen. Een voorbeeld hiervan is dat, door de schaal-vergroting, die recentelijk in de offshore-industrie

is opgetreden de laatste tijd steeds meer aandacht wordt besteed aan het algehele milieu _{en de veiligheid van dit} milieu door de naties in wiens gebied offshore

activitei-ten plaatsvinden.

Gezien het voorafgaande is bij het onderhavige onder-zoek naar de trends in de offshore activiteiten _en con-structies een benadering in de volgende volgorde

geko-zen:

Trends in de rol van offshore gevonden kcolwaterstof-fen in de toekomstige energievoorziening.

Trends in de ontwikkeling van offshorevelden.

Trends in de keuze van exploitatie-systemen en plat-formtypen.

1NST1TUUT TNO VOOR BOUWMATER1ALEN EN BOUWCONSTRUCT1ES

RAPPORT No. BLAD No. 4

2. TRENDS IN DE ROL VAN OFFSHORE GEVONDEN KOOLWATERSTOFFEN IN DE TOEKOMSTIGE ENERGIEVOORZIENING

De in 1974 bereikte produktie van olie en gas, en de op 1 januari 1975 geschatte mondiale reserves alsmede de consumptie van olie en gas zijn aangegeven in tabel 2. De tabellen 3 en 4 geven het aandeel van de offshore-productie in 1973 en de in 1977 geschatte offshore-productie voor 1980 aan. 10.I. 75.09-2571

De figuren 1 en 2 _{10.78.06.20-431 geven een} voorspel-ling aan van de hoeveelheden olie en gas, die in de laatste 25 jaren van deze eeuw beschikbaar zullen zijn en die zullen worden gewonnen uit velden die niet zijn gelegen in communistische landen, dus in het vrije westen en de ontwikkelingslanden.

Hieruit bliikt, dat in de energievoorziening d.m.v. deze koolwaterstoffen in het jaar 2000 het aandeel van gas daarin ongeveer 50% zal bedragen, en het aandeel van de olie dus ook ongeveer 50% bedraagt.

Verder blijkt uit een vergelijking van tabel 3 met

fig. 1 dat erop gerekend wordt dat een groot gedeelte van ter beschikking komende olie zal dienen te worden geleverd door offshorevelden.

De tabellen 2 en 3 laten echter ook zien dat voor de voorspelde productietoename van offshore olie- en gas-velden een groat aantal nieuwe putten dienen te warden

aangeboord en te warden geexploiteerd.

De aanname dat de offshore activiteiten in ieder geval zullen toenemen is redelijk gezien het feit dat ver-wacht wordt dat ca. 45% van de oliereserves offshore ge-vonden moeten warden 1078.12-621.

Er kan van worden uitgegaan dat deze reserves voor een groat

NSTITUUT T NO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 5

en 1000 m, omdat exploratieboringen hebben uitgewezen dat bij waterdiepten groter dan 1000 m geen olie reser-ves van betekenis mogen worden verwacht 1078.12-621 en

1078.06.20-431.

Verwacht wordt dat globaal geschat de totale kosten voor exploitatie en ontwikkeling tot 1980 ongeveer tot

$ _{70 billion zullen bedragen, zie tabel 5 101 75.09-2581}

terwijl wordt geschat dat deze kosten tot aan 1990 tot

ca. $ 400 billion zullen oplopen 1078.12-621.

Het behoeft geen betoog dat investering'van deze enorme bedragen lonend dient te zijn en veel zal afhangen van de ontwikkeling van de olie- en gasprijzen en het door de regeringen te voeren beleid t.a.v. deze materie.

3. TRENDS IN DE ONTWIKKELING VAN OFFSHOREVELDEN

De beslissing om een offshoreveld te ontwikkelen hangt af van veal factoren.

Enige van de belangrijkste factoren zijn: de prijs van koolwaterstoffen

de grootte van de exploitabele reserves

de geografische ligging van het veld, mede t.o.v.

het afzetgebied de waterdiepte

de klimatologische omstandigheden

de energiebehoefte van het land, waar de reserves zijn gevonden

- het saldo op de handelsbalans van dit land

de behoefte van een land _{om zijn industri.ele} capaci-telt te ontwikkelen of te vergroten

een actief regeringsbeleid t.a.v. de olieindustrie de maatregelen die worden genomen ter bescherming van

INST1TUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 6

het milieu en het voorkomen van rampen

de initiatieven en het beleid van de oliemaatschappij-en met betrekking tot het bovoliemaatschappij-enstaande.

- de stabiliteit van de politieke situatie

Bij deze punten zijn de volgende aantekeningen _{te maken} en trends te constateren:

Door de politieke situatie en de grate behoefte aan energie in de wereld krijgen olie en gas steeds grate-re economische- en politieke betekenis.

Vrijwel alle landen willen voor wat betreft de energie-voorziening naar meer autarkie.

Een en ander resulteert in steeds meer politieke- en financi6le maatregelen waarbij ook de verbetering van de handelsbalans een grate rol speelt.

Voorbeelden hiervan zijn:

Meer regeringsdeelname bij de exploitatie van olie-en gasveldolie-en, waarvan de oprichting van de Staats-oliemaatschappijen zoals BNOC en Petrobrass getuigt. Hierbij dient te worden opgemerkt dat in het _algemeen de regeringen veel minder geneigd zijn am deel te ne-men in de risico-lopende investeringen die nodig zijn voor de exploitatie van nog niet verkende velden,

hetgeen tot gevolg heeft dat de exploratie-activitei-ten bij ongewijzigde omstandigheden behoorlijk _zullen teruglopen, zie fig. 3.

Verhoging van de royalties _{en de belasting op de} win-sten van de oliemaatschappijen zoals vooral in de be-treffende sectoren van de Noordzee wordt geconstateerd. Tevens is een trend waarneembaar _{am de winsten gemaakt} bij grate velden relatief zwaarder te belasten dan die gemaakt bij kleine velden, zie _{tabel 6 1078.10-601.} Het gevolg hiervan is dat de _{exploitatie van grate}

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 7

velden die in verband met grate diepten en ongunstige klimatologische condities veel investeringen vereisen minder aantrekkelijk wordt. Resultaten van exploratie wijzen erop dat velden die zo groat zijn dat

exploita-tie onder deze condiexploita-ties nog aantrekkelijk is slechts 1% van het totaal aantal offshore-velden uitmaken, maar wel geacht warden ca. 75% van de wereldoffshore reserves te bezitten.

- Beperkingen gesteld aan de productiequota, die ten doel hebben de export van delfstoffen te verminderen en zo groat mogelijke reserves voor eigen gebruik te handhaven.

Uit het bovenstaande is duidelijk dat de trend verschuift naar de exploitatie van marginale velden in geringere waterdiepten.

Een ander gevolg van deze politieke maatregelen is dat de rol, die de oliemaatschappijen wordt toegedacht, verandert en steeds meer een dienstenverlenend karakter krijgt zoals de inbreng van know-how voor exploratie en productie, verwerking en transport e.d. Tevens zul-len de activiteiten van de maatschappijen met betrek-king tot de verwerbetrek-king, distributie en verkoop van

delf-stoffen afnemen.

Dit tezamen met de trend nationale oliemaatschappijen op te richten legt de regeringen de verplichting _{op am} de in- en externe infrastructuur die nodig is voor het economisch en veilig produceren _{en verwerken van} kool-waterstoffen in voldoende mate te stimuleren hetgeen

in ontwikkelingslanden geen geringe taak _{is 1078.06.20-43!.}

productieeenhe-NSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 8

TYPEN

De trends die nu worden geconstateerd bij _{de keuze van} platformtypen, warden voor een groat deel bepaald door de nu aanwezige economische _{randvoorwaarden. E'en van de} belangrijkste is de trend om zo economisch mogelijk te produceren, vooral met betrekking _{tot marginale velden.} Een voorbeeld van een stroomdiagram dat tot de keuze van een bepaald exploitatiesysteem en platform-concept kan leiden wordt getoond in fig. 4 _{10I 76.07-441.}

den optreedt zoals op de Noordzee is gebeurd - integrated platforms kunnen in bepaalde gevallen economischer zijn dan het bouwen en installeren van een aantal platforms volgens het multi platform concept - kan het gevaar voor mens en milieu groter worden.

Het is tevens aannemelijk dat naar aanleiding van de recentelijk op de Noordzee gebeurde rampen de bestaande veiligheidsmaatregelen worden geevalueerd en zo nodig worden verscherpt of aangevuld.

Geconstateerde trends hierbij zijn:

- de scheiding _{van boor-, productie- en} verwerkings-faciliteiten

de beperking van duiker- activiteiten op grote diep-ten

betere veiligheidsmaatregelen tegen terrorisme verhoogde activiteiten van certifying authorities een rem op het gebruik van nieuwe technologieen, die nog niet geheel zijn uitgetest

meer aandacht voor de mogelijkheden om platforms te verwijderen na stopzetting van de exploitatie van een veld.

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 9

Getracht wordt derhalve zo weinig mogelijk te investe-ren en de "return on investment" zo spoedig mogelijk te

laten plaatsvinden. Hier behoeft uiteraard geen betoog dat bij de keuze van een bepaald exploitatiesysteem of platform concept beide doeleinden niet in gelijke mate worden bereikt,zie figuur 5 en 6 _{10.78.12-481.}

Het blijkt dat de hiervoor beschreven doeleinden geleid hebben tot de volgende trends bij de keuze _van exploita-tiesystemen en platform-concepten:

het zo economisch mogelijk bereiken van grotere diep-ten, dus het beperken van investeringen door gebruik te maken van lichtere en minder kostbare offshore con-structies;

exploitatie- en platform concepten te ontwikkelen, waarbij het mogelijk is de exploitatie van een veld

in een zo vroeg mogelijk stadium te laten _beginnen en met zo min mogelijk onderbrekingen te continueren gedurende de gehele levensduur _{van het veld;}

gezien het voorafgaande punt bestaat de neiging cm vooral bij het begin van de exploitatie van een veld gebruik te maken van de aanwezige en elders niet ge-bruikte technische faciliteiten zoals bestaande mobie-le offshore constructies zoals gebruikt bij de explo-ratie;

beperking in de installatie- _{en de bedrijfsonkosten} door het verminderen van de "offshore" _benodigde man-kracht, b.v. door "onshore" _{een zo groot mogelijk deel} van de technische installatie aan te brengen en de ex-ploitatie "offshore" zoveel _{mogelijk te automatiseren} en m.b.v. electronische systemen te bewaken

pE.78.10-1871.

doelein-INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 10

den gebruik zal worden gemaakt van recente technische ontwikkelingen waarmee reeds voldoende ervaring is ver-kregen.

De behoefte van oliemaatschappijen am grote investerin-gen te doen voor de ontwikkeling en de beproeving van geheel nieuwe technieken hangt echter in hoge mate af van de economische perspectieven; in concreto betekent dit het vinden van zeer grate reserves op grotere diepten waarvan de exploitatie met in achtname van de te betalen royalties en belastingen redelijk winstgevend kan zijn. Gezien het feit dat dit nog niet het geval is blijft de

"push" am deze nieuwe technieken, zoals verregaande au-tomatisering, remote control en nieuwe platformtypen te ontwikkelen en uit te testen afwezig en blijft alsnog de tendens am een belangrijk deel van de productie-acti-viteiten op conventionele wijze boven water uit _te voe-ren gehandhaafd 10E 78.10-1871.

Afhankelijk van de waterdiepte, de klimatologische om-standigheden, de dichtheid van de delfstof in het veld en de grootte van de te verwachten productie _{zal de} voor-keur uitgaan naar de volgende exploitatie-systemen en platform-concepten.

Voor waterdiepten kleiner dan _{100 m zijn "jackups" en} "semi submersibles", in vele gevallen gecombineerd _met een "subsea production" _{systeem, een economischeoplossing.} Vooral in offshore gebieden waar gevaar voor botsing met drijvende ijsbergen aanwezig is of veelvuldige verplaat-sing wenselijk is, zullen deze systemen veel toepasverplaat-sing vinden.Voorstellen voor drijvende opslag komen bij deze waterdiepten ook vrij veel voor.

NSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 11

van ca. 200 m, en de klimatologische omstandigheden ruwer, komen "jackets" en "gravity" constructies meer in aan-merking. Vooral "jackets" staan de laatste tijd in de belangstelling omdat de technieken van het onder water heien en lassen steeds beter worden beheerst. Mede door-dat het hefvermogen en de stabiliteit van de nieuwe genera-tie kraanschepenbelangrijk t. o . v . de vorige is opgevoerd,

kan de installatie van de platforms in open zee sneller en minder afhankelijk van de klimatologische omstandig-heden plaatsvinden.

Verdere ontwikkelingen zoals getuide torens, scharnie-rende kunstmatige kolommen en "tension leg" platforms hebben het voordeel dat de kostenbij groterewaterdiepten minder progressief toenemen dan bij "jackets" of

"gravity" constructies. Hoewelreeds.proevenzijngenomen door respectievelijk Exxon in de Golf van Mexico met een getuide kolom en door Deep Oil Technology Offshore California met een "tension leg" platform _{lijken alle} technische problemen nog verre van opgelost. Enige voor-en nadelvoor-en c.q. probleme,n die aan de verschillvoor-ende

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. 12

5. SAMENVATTING

Verwacht wordt, dat de productie van die in de niet communistische wereld in de tachtiger jaren met _{ca. 40%} zal toenemen en daarna weer zal afnemen, zodat in _het jaar 2000 ca. 90% van de huidige productie is bereikt. Ten aanzien van de gasproductie (in de niet communis-tische wereld) wordt verwacht, dat deze voortdurend zal toenemen tot in het jaar 2000 circa het _dubbele van de huidige productie zal zijn bereikt. De door olie en gas geleverde energie zal dan ongeveer gelijk zijn. De toename van de productie zal voornamelijk worden

bereikt door het aanboren van nieuwe putten, _die meren-deels off-shore gelegen zullen zijn en veelal in vel-den die nu als marginaal worvel-den beschouwd. Vaak zal de waterdiepte hiervan gering zijn (< 100 m).

Voor die gevallen komen als productie-installaties vooral in aanmerking omgebouwde diepdrijvende boor-eilanden (semi-sub.'s) en hefboor-eilanden (jack-up's), _in vele gevallen gecombineerd met een onder water produc-tiesysteem.

Voor grotere waterdiepten (100 _{- 200 m) komen in de} meeste gevallen de zgn. jacket constructies het meest

in aanmerking, met als alternatief de (betonnen) gravity

cons tructies.

Voor welke ontwikkelingen bij _{zeer diep water (> 300 m)} gekozen gaat warden, laat zich voorlopig uit de trends nog slecht voorspellen.

Voor het INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

de groep b conconstructies

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. L 1

LITERATUUR

OI 75.09-255 Flood, L.B., Record offshore oil and gas spending indicated for 1975-1980.

OI 76.07-43 Reeds, C., Trammell, W.D., Economic criteria for analyzing subsea field development.

OI 78.07-20 Economic advantages of subsea production systems.

I 77.06.30-513 Koonce, Dr. K.T., Advances in offshore technology.

OE 76.11-10 Stubbs, S.B., Future platform design.

OE 76.11-32 Kypke, D.A., Tension leg platform applications.

OE 77.09-90 _{Oil companies edging closer to tethered} platforms.

OE 77.10-42 Search for cheap production methods as BP Spuds first Buchanhole.

OE 78.04-38 _{Abraham, A., Five disciplines lay foundations} for development decisions.

OE 78.04-40 _{Lewis, G., Nay, M., Options available in} piled steel platforms.

OE 78.10-187 _{New trends in marine production and} development-rigs.

NSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. L 2

0 78.04-76 _{Cozens, A., What constitutes a marginal field.}

0 78.06.20-43 _{Birks, Dr. J., Exploration moves out to} continental margins.

Tax policy revisions proposed in U.K.

Le Blanc, L., Platform economics: a costly game.

Birks, Dr. J., Major challenges foreseen in field development and production.

Hayes, W.W., Construction pace expected to slacken as industry eyes production.

Steven, R., North Sea heads towards new horizon.

IRO 79-5 Forecast 1979

Boss '76-925 Sjoerdsma, G.W., Present and future

development of offshore structures in over 100 metres water depth.

Boss '76-948 Koonce, Dr. K.T., Technology needs for deep water operations.

OI = Ocean Industry = Ingenieur

IRO = Industriele Raad voor de Oceanologie

OE = Ocean Engineer

0 = Offshore

IPE = Industrial Petroleum Engineer Boss = Boss Proceedings 1976

0 78.10-60

0 78.12-46

0 78.12-62

0 78.12-64

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCT1ES

RAPPORT No. BLAD No. N 1

NOMENCLATUUR

A.P.I. = Drilling rig volgens American Petroleum Institute-systeem

U.W.C. = Underwater Well Completion System T.L.P. = Tension Leg Platform

T.F.L. = Pump down Through Flow Line

("eliminates the need to re-enter the well vertically from a floating rig")

T.R.W. = Electronic control system subsea wells

R.O.I. = Return on investment

N.P.V. = Net present value

G.N.P. = Gross national product

D.P. = Drilling platform

P.P. = Production platform

C.P. = Compression platform (gas) Statoil = Noorse Staats Oliemaatschappij B.N.O.C.= British National Oil Company Otec = Ocean Terminal Energy Conversion C.A.L.M.= Catenary anchor leg mooring

.A.L.S.= Single anchor leg storage

.B.M. = Single buoy mooring

L.O.O.P.= Louisiana Offshore Oil Port Workover operations = well maintenance

.P.S. = Sea floor

Submerged } production system

INSTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. E 1

Eenheden

die

(vol.massa 0,85 t/m3)

1 bll = 159 2 = 0,14 t 1 cuft = 0,028 m3

1 ton = 7,4 bll 1 m3 = 35,3 cuft

1 bpd = 50 t/y 1 cuft/d = 10,4 m3/y

energie equivalenten

1 ton A, 11 . 106 kcal 1 m3 8 . 103 kcal

1 ton A, _{1400 m3}

0,7 -ton ,I, _{1000 m4}

3BC-TNO -79-2.6.1405 Canadian Polar gas design Ca Brent oil peak flow Forties oil peak flow Alaska yas peak Him FiNg gas peak Auk oil peak flo

Conversie schaal voor "Flow rates"

Rapport No. Blad No. E 2

OIL

1

GAS

t/yr x101, t/d x 103 1 b/d x 103 ItrO/dx10 ' I frid x 10' _{x 10}m3/yr 9 50- 1000- 150 i 130 --

-5 140 --120 -900 _ . 130 - 1 1 0 --- : 40 800 - 120 --,. -- _ 4 100 -__ 1 110 --

--700

_ -90 _ 100 _ 30 - _{80 '- 600} 90 . . -ine _ ..---3 )icily 80 ---500 70 - 60--20 -400

:60.

--50

50 -

-40-.

-300 40 - 30 - :-.. _ 10 - . 200-- 30 --20 -20

100:

10 10 .

MILLION THOUSAND THOUSAND MILLION BILLION

TONNES TONNES BARRELS _in' fil

2.6.1405

TABLE 1Development CostsS Millions

Based on $5.50/bbl. crude value after operating _{expenses, depreciation and royalties.}

TABLE 3

TABLE 2Net Income Before TaxS Millions*

For this study, Case 3 Is obviously the best economic approach and Case1 Is inferior.

Tabel I.

Ontwikkelings-, exploitatiekosten en opbrengst van 4 verschillende exploitatiesystemen Description Case 1 Pure Platform Case 2 Combination Platform and Subsea Case 3 Subsea With Tension Leg Platform

Case 4

Subsea With Anchored Seml Platform or other surface

expression including deck equipment and installation:

Year 1 _{100 52}

20 20

Year 2 100 52 40 40

Year 3 200 102

_

Total 400 206 60 ₆₀

Tanker loading facilities:

Year 1

_

_

5 ₅

Year 2 5 5 15 15

Year 3 15 15

Total 20 _{20 20 20}

Subsea equipment &risers:

Year 1 11 20 Year 2 ₂ 21 42 Year 3 ₂ Total 4 _{32 62}

Subsea flowlines and pipelines:

Year 1 Year 2 Year 3 16 14 Year 4 ₁₆ 16 8 Year 5 ₁₆ 4 Year 6 4 Total 36 _{36 22}

Development drilling and completion costs: Year 1 Year 2 Year 3 43 45 Year 4 14 _{43 43} 36 Year 5 14 _{43 16} 36 Year 6 14 _{16 7} 36 Year 7 _{5 7} 6 ₃₂ Total 47 109 _{115 185}

Total development costs 467 375 _{263 349}

Year Pure PlatformCase 1

Case 2

Combination Platform and Subsea

Case 3

Subsea With Tension Leg Platform

Case 4 Subsea With Anchored Semi 1 3 65 ₅₅ 4 ₆₀ 70 ₁₉₅ 150 5 _{180 210} 295 ₂₃₀ 6 _{300 320} 355 ₃₁₀ 7 390 _{390 400} 385 8-20 400 420 ₄₂₀ 420

Case 1 _{Case 2 Case 3}

Case 4

Total cost ($ million) ₄₆₇

375 263 349

Payback period (Years) _5.9

5.4 _{4.1 4.5}

ROI (Percent; 10 years) ₃₀

40 ₅₈

49

NPV ($ million; 10 years) ₃₅₃

487 761 ₆₃₇

ROI (Percent; 20 years) ₃₅

44 _{59 51}

NPV ($ million; 20 years) ₈₄₉

:BBC-TNO

3-79-2.6.1405

Tabel 2 Totale olie- en gasproductie 1974 en reserves per 1 jan. 1975

1IPE '75-13, -14, -3341

olie gas

werelddeel productie reserve consumptie productie 'reserve consumptie

10 1974 6 t/jr . 1975 109 t 1974 106 t/jr 1974 109 m3/jr 1975 1012 m3 1973 olie-6 t/yr equiv. Noord Amerika 518 5,6 921 728 8,3 610 Zuid Amerika 236 5,5 183 87 2,8 48 West Europa 19 3,5 687 163 5,7 127 Midden Oosten 1093 54,5 80 30 19,0 ? Afrika 263 9,2 48 8 8,9 ? Azie 114 2,9 400 21 3,3 37 Communist.Area's 531 15,1 474 307 24,0 238 Totaal: 2774 96,3 2793 1344 72,0 1060

Tabel 3 Offshore olieproductie en ontwikkelingskosten 101.75.09-2571 werelddeel Ver. Staten Zuid Amerika Europa Midden Oosten Afrika Z.O. Azie N.O. Azie Australie/N.Z. USSR

hoeveelheden 106 b/d linvestering perl

bll/dag (x $ 1000)

totaal 106 b/d

= 106 t/jr

gemid. 5,0

Tabel 4 Offshore gasproductie en ontwikkelingskosten

01.75.09-2581 hoeveelheden in 109 cf/d 1 10,4 4,3 7,2 0,8 3,0 2,2 11,4 9,5 3,9 investering per 6

t'l

ID:raductie geschatte prod. ieuwe 10 cf/dag

1973 1980 bron- (x $ 1000) !nen Ver. Staten 11,5 15,0 6,0 1,4 Zuid Amerika - 0,5 0,5 0,5 Europa 3,0 6,0 ! 4,0 1,3 Midden Oosten - 3,0 3,0 0,3 Afrika - 1,5 i 1,5 0,5 Z.O. Azle 0,5 2,5 2,0 0,3 N.O. Azie - 0,5 ' 0,5 1,4 Australie/N.Z. 0,2 0,5 , 0,4 0,9 USSR - - - -totaal 109 cf/d 15,2 29,5 17,9 gemid. 1,0 = 109 m3/jr 152 _{295 179} = 106 t/yr olie equiv. 147 286 174 P

productie geschatte prod. pieuwe Ibron-1973 1980 i nen 1,70 1,6 0,9 2,85 3,3 0,8 0,03 3,4 3,5 4,02 5,0 1,7 0,75 1,5 0,9 0,44 1,9 1,7 0,01 0,3 0,3 0,35 0,4 0,1 0,24 0,5 0,4 10,44 17,9 10,3 502,2 895 515

EC-TNO

79-.6.1405

Tabel 5 Geschatte ontwikkelingskosten van nieuwe offshore

offshore olie- en gasvelden tussen 1975 en 1980 101 77.09-2581

werelddeel ontwikkelingskosten in $ 109 boren en constructie productie pijp- andere totaal leidingen faciliteiten Ver. Staten 4,3 6,4 2,8 4,2 17,7 Zuid Amerika 0,6 2,0 0,3 0,7 3,6 Europa Noordzee 12,0 2,7 3,1 10,7 28,5 rest 0,4 1,1 0,3 0,5 2,3 1 Midden Oosten 4,6 4,4 2,2 4,1 15,3 Australie N.Z. USSR 0,2 0,4 0,1 0,9 1,6 Totaal: 22,1 17,0 8,8 21,1 69,0

IBBCTNO B-79

62.6.1405

UK Treasury to benefit from tax changes

Assumed constant real oil price of £60 per 7.33 bbl.

Tabel 6 Voorbeeld van minder zware belasting op de exploitatie van marginale velden

EmiIlion, undiscounted 1977 prices

Field A (total production 476,450,000 bbls) Old rules New rules

Total gross profits 3,900

Capital expenditure 700

Operating expenditure 590

Royalty 360 360

PAT 570 750

Corporation tax 870 780

Total Government take 1,800 1,890

Total private take . 810 720

Percentage Government share

of net profits 69% 72%

Project Internal rate of

return (per annum) .. 19°'0 17%

Field B (total production 219,900,000 bbls)

Total gross profits 1,800

Capital expenditure 250

Operating expenditure 390

Royalty 160 160

PRT 160 390

Corporation tax 420 310

Total Government take 740 860

Total private take 420 300

Percentage Government share

of net profits 64% 74%

Project Internal rate of

Tabel 7 Voor- en nade/en platformconce(d,n

oentrokkell 19 o = Indifferent, . = ogaantrekkolt1h

1 2 3 , a 4 3elfstof 5 e

'

6 platen o a g . . v_-I C g (10' 0 8 , veldproductie 7 b/d) '11

t

0 payload cap. (t1.) C 1 9 OpEllag moge-held olle 10 ,ewicht (MN) 11 fabr. ( metal 1. kosten 12 l4 .° il a 'd, .-",' : 13 4, j 4-,

j

ri 0 t 1

_gpno

14 m -d^ r4r 71 g 'w " ., t t 4

.otilt,l

15 ,1

'

a. 16 't, C g

'

17

.

10 g 4 19

'

1 . 20 11 ..j , 21 a . 0 U g g -"A c 22 1 r. 23 voordelen 24 nadelen 25 technische problemen c.g. onderzoe 26 a v w waterdiepte (m) (A ^ Ci 0 e klimatologische condities 1r n to

,

elsen grond-heti > 11 ,,, gesteld-jackup - I -+ 25 / 30 + 1- -4 4 mechanisch veal onderhoud, korte levensduur n jacket - + o < 200 t

palen heien,

in-=toilette in open zee 1 relattef grobe diepgan. i Exxon,Mexico golf 11 I a

--III' gravity platf.(beLon) 0 - 4

-300/ 500 300/ 500 -' -4 4- _flnstallatle 'onshore. ---

---IIIb gravity platf. (steal)

---o - + _- +

le semi sub (licht) , i- + 4 - _{0 0} f - _{40/50 - - 30/35} - + i + +

IV b semi sub (zwaar)

- --- + I C o o o o - - 80/120 o 70 100 + o o + + +

max. cap. bereik. reserve+ethindingenlVb

---tension leg platf. C o o o _{o o o 100 o} - its IVh

-geen obslructle door enter-lijnen 1101.Offshore Cali-fornia, Veranke-ring en corrosie draden VI guyed tower + I 0 - o

-geen paten, maar spud !wade-LL9.2_ ankerIljobstructle door uen deurzaaWheld lot-scharnler Exxon, Mexico golf

VI VII

VII kenstmatlge kolas - o + o - 0 0

o

_

- flares

VIII snbsea system o _{droog -}not nat+

droog -o o o , o o well-maintenance, divers access remote control VII __ drijvende constructie (hero,,) I o o 1 __ 1200 ikb drljvende const.ructie (steal) 0 - -I n o 1 400 _ I

Non-Communist world crude availability 80 60 40 20 3C-TNO 79-.6.1405 1975 1980 1985 1990 1995 2000 4,000 3,000 a. 1,000 2 2,000 c

Non-Communist world natural gas potential, production and trade

40 -30 20 10 NCW _{Producti otential} OPEC

Total international gas trade

LNG tr dre

4--LNG trade 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2,000 1,500 1,000 2 500

Fig. 1 Geschatte olieproductie Fig. 2 Geschatte gasproductie

Ueepwater activity greater than 200 meters

BBC-TNO -79-2.6.1405 License areas (km2) <10,000

o

10.50,000 a50-100,000 :100,000 t Pre-73 36 Wells drilled

Fig. 3 _{Exploratieboringen in de periode} 1973- 1977

73 74 75 76 77 Total

GEO/POLITICAL FACTORS: LOCATION

WATER DEPTH WEATHER

GOVERNMENTAL REGULATIONS

BOTTOM SUPPORTED PLATFORM DEVELOPMENT: ONE OR MORE DRILLING AND PRODUCTION PLATFORMS TCL,BRING FIELD ON STREAM.

APPROACH 1 PURE PLATFORM: NO SUBSEA WELLS. ADDITIONAL DRILLING AND PRODUCTION PLATFORM(S) AS REQUIRED

MODIFIED PLATFORM DEVELOPMENT: ONE OR MORE SATELLITE SUBSEA WELLS PRODUCING TO INITIAL PLATFORM(S)

APPROACH 2

APPROACH 3

CONTINUED MODIFIED PLAT-FORM DEVELOPMENT: ADDITIONAL PLATFORM(S) AS REQUIRED WITH SATELLITE SUBSEA WELLS AS WARRANTED

OPTIONAL DEVELOPMENT PLANS

COMBINATION PLATFORM & SUBSEA DEVELOPMENT: SUBSEA WELLS FOR DEVELOP-ING EXTENSIVE AREAS BEYOND INITIAL PLATFORM(S).

APPROACH 4 PURE SUBSEA: SHORE SITE NEARBY.

APPROACH 5

OIL AND GAS TRANSFER ALTERNATES COMMON TO ALL DEVELOPMENT PLANS.

PIPELINES TO SHORE.]

Fig. 1-Economic criteria leading to a field development approach.

Fig. 4 Stroomdiagram voor de keuze van een exploitatiesysteem en een platform-concept

BBC TNO

-79-2.6.1405

SUBSEA DEVELOPMENT:

ALL WELLS COMPLETED ON OCEAN FLOOR.

SHALLOW WATER: JACK-UP PRODUCTION

PLATFORM.

OFFSHORE LOADING.

APPROACH

TENSION LEG PLATFORM

EXPLORATORY DATA: GEOPHYSICAL GEOLOGICAL EXPLORATORY DRILLING DELINEATION DRILLING DEEP WATER:

FLOATING PRODUCTION PLATFORM

APPROACH 7

ANCHORED SEMI-SUBMER-SIBLE, SHIP OR BARGE

+1.0-Shallow water / low production Oil field development

Time sequence Production platform with satellite well protectors Start production I Year 4 'f. 4srio ktc,o; ;1,10,000. 9,000 f:e: 8,000. 7,000 tW1,11A1, 000 3,000 '247;;6 _2,000 4,silfrOr,

'Shallow water / low productionr ..Production rate comparison,..

10,000 bpd produCtio'n Atte

L V

Based on .!;ifq,,w....A.>:.;i

average flow rate.!:,; :of 400 bpd/welI

t

Fig. 5

en olieproductie van twee platform-concepten bij een lage productie in kleine waterdiepten

3CTNO 79_ 6.1405 +1.5 0 ' 0.5 1.0 1.5

Deep water / high production., Oil field development..

Time sequence

1

; tt

De'ep ,waterl. high% prOduction .

,

.

Proauctiow) rate!. comparisont;

4-'14vr .4,20000O b ioductIOMiciti4,,C4.14+ '

.1.2tir

aCtied fon. average flovr:rate,. ,r.o 5,667bpd well; ; -:

..Year 3 F4'.;Year'4i,11, Year S'i4r Year

f,

Fig. 6

en olieproductie van twee platform-concepten bij een hoge productie in grote waterdiepten

Year 1 Year 2 Year 3 Year 4

Full

:

production4

1I

e1

North Sea Tower i

1 1 I Start \ ii. 1 production 50% I I drilling I I I 1 of full production .. 1 1 I I 1 1 , I Multi-platform complex i I I i 'N.Start i i production 1 ;+0.5 -o. ii ix 0.5 1.0 1.5 Start drilling J._ : :Start and 11 Full production" production drilling , I/ f 56% .0 API 1 Full productio s L_L contained drilling/ production platform self-production of full ,i4j,..//0

Year 1 Year 3 Year

i I

+2.0

ST1TUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

Te verzamelen gegevens omtrent velden, waarover recentelijk beslissingen zijn genomen t.a.v. de ontwikkeling

(MaTS 41 LT pt 2)

Veld en productie Voorbeeld:

RAPPORT No. BLAD No. D 1

Naam en locatie

Relatieve ligging : bij Auk

: Fulmar Noordzee, UK blok 30

56/57° NBr. Aard van de gevonden

koolwaterstof : olie Grootte reserves

Geschatte productie

: 5006 bll gas en olie

uitdruk-: ... b/d ken in zelfde eenheden

(zie El enE 2) Datum ontdekking Datum productie Duur productie Geophysische en geologische bijzonderheden

ISTITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

Klimatologische condities waterdiepte golfhoogte en stroomsterkte wind- en stormcondities ijsgang grondcondities aardbevingsgevaar

Politieke en economische omstandigheden

operators en partners : Shell/Esso regeringsmaatregelen

financieel : participatie B.N.O.C., P.T.S.

milieu :"recoverable" installaties veiligheid

economische

omstan-digheden : overschot semi submersibles

andere omstandig-heden

RAPPORT No. BLAD No. D 2

Voorbeeld:

STITUUT TNO VOOR BOUWMATERIALEN EN BOUWCONSTRUCTIES

RAPPORT No. BLAD No. D 3

Exploitatiesysteem (zie Nivo 0) Voorbeeld: multi platform concept

subsea production

integrated platform etc.

platforms no's functie opslagfaciliteiten

transportfaciliteiten

aantal putten (naar specificatie): totale investeringskosten

Platformtype (zie Nivo 1) aangegeven per platform type en functie

aantal putten of capaciteit dekoppervlak

payload capaciteit

hoofdafmetingen constructie, gewicht: bouw- en installatiewijze

totale kosten, zo mogelijk te splitsen naar constructie, installatie en faciliteiten