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為了解決北美墨西哥灣深水油氣藏開發的諸多復雜問題，一種利用適當技術的常見方法能讓石油公司有利可圖地捕捉臨界動態儲層數據來提高最終的采收率。近20年來，作業在墨西哥灣的石油公司在開發超深水域下第三系大塊儲量的項目上幾乎未取得什么成功。他們失敗了，主要原因是，他們為開發這些復雜油氣藏所做的調整海底系統的嘗試，因技術挑戰、漫長的評估過程、高成本且風險等級不可接受的第一階段海底開發方案等因素而受阻。
在墨西哥灣，下第三系的井是最深、最復雜和壓力最高的，見圖1（下第三系的鉆完井成本非常高，井深可達40000ft（12192m），鉆井周期超過250天）。富含高壓的下第三系儲層處于極端水深（4000至10000ft 或 1219至3048m）的環境，井口壓力接近和超過15000psi（105MPa）。鉆入這些地層的井總測量深度可深達40000ft。而大的儲層的不確定性，其源自于缺乏生產歷史和懸垂的鹽蓋層，這使得地震成像極具挑戰，對項目的批準與實施帶來了進一步的障礙。
從歷史上看，石油公司已經打了許多成本昂貴的評價井，從電測和取芯中收集了許多靜態信息。但這種靜態信息仍不能為該行業提供所需的關鍵認識，以降低項目風險和確定商業性運。 如果沒有動態儲層信息，這些問題仍沒有答案，這讓石油公司很難為開發這一深水資源給予高風險投資做出合理解釋。因此，盡管此地區原油當量估值在400億桶，但下第三系基本上仍未被開發。
 
要有創新方案

為了應對妨礙下第三系開發的障礙，FDAS（Frontier Deepwater Appraisal Solutions 前沿深水評價方案，簡稱FDAS）設想了一個簡單的、適應性強的、允許石油公司以一種分階段開發的戰略捕捉臨界動態儲層數據?；靖拍畎ǜ脑煲徊康诹虻谄叽腗ODU，使其能夠從上到下鉆下第三系的井。石油公司將直接進入關鍵井的系統設備，因為改造后的設備會保持充分的鉆井能力。 

 改造包括拆卸海上鉆井隔水管、海底BOP（防噴器）和DP（動態定位）系統，這樣可以騰出足夠空間和重量來安裝一組生產模塊和可移動井池，見圖2 【圖2a：深水FrPS（Frontier Production System前沿生產系統）的核心技術是一個安裝就位的標準海底MODU（mobile offshore drilling unit移動式海上鉆井平臺）的可移動井池，旋轉情況下井被定位在舷外；圖2b：為防范颶風，井池被劇中和鎖定】。因此，整改后的系統包括一部完整的250萬磅（1134噸）的鉆井、完井、干預、修井和側鉆鉆機坐落在一個日產原油6.5萬桶的生產平臺上。深水FrPS通過建立在陸上頁巖油田成功運作規則的基礎上，降低風險和成本，包括：使用可靠的完井和技術；提供廉價的鉆井、完井、長期維護和干預；使用軌道式平臺概念來批鉆和開發一個“立方體”油氣藏，這樣做的好處是，它比包含一個外大陸架區塊所觸及的油氣藏面積要大很多。
    這項擁有專利的可移動井池技術提供了數十億美元的經濟優勢，勝過昂貴的、可靠性差的20000psi的海底開發系統。包含可移動井池的FrPS系統可在一個專門建造的海底“樞紐”系統上以大約一半的時間和費用完成配套和安裝，因為這是一種分階段的方法，石油公司可以自信和有利可圖地以相比之前較少的評價井（2或3口代替目前已被列為標準化的5或6口井）批準最初的油田開發。根據儲層特性，石油公司隨后可以更快地追加未來的階段性項目，成本低于可能使用的海底樞紐的方法。
 
 此外，FrPS是一種干樹方案；從歷史上看，干樹完井比濕樹方法能提供更高的儲量采收。對于一個復雜的400億桶的油氣藏來說，相比一個傳統的海底系統，這一優勢可能意味著100億桶額外的終生的生產，將增加50億美元的收益。由于減少了評價井的數量，批準了5口開發井，可以實現首次和峰值生產的速度，這種收益“紅包”出自項目的前端，使早期采用的價值翻了一番，見圖3（通過消除耗資和不必要的評價井，以及縮短設施建設、安裝、調試的時間，FrPS系統縮短了從發現油田到第一口井開采的時間）。FrPS提供了這些好處的使用：一部改造后的第六代半潛式鉆井平臺；一個日產6.5萬桶原油的生產模塊；一個可移動井池，支持5口干樹井；一個永久性的張力腿系泊系統；石油和天然氣輸送立管通過管道連接到區域的基礎設施。
   
一定要降低成本

FrPS為石油公司提供了更快的向前邁進的手段，減少了評價井，同時，又能以低于每桶50美元油價有利可圖地獲得了動態儲層信息。FrPS總的安裝成本低于一個新的海底樞紐開發系統一半的費用，而首次原油生產可以加快幾年，同時又能提供充分優化油田開發所需的動態儲層信息，見圖4【第一階段開發5口井與一項全域批準的需要10口生產井或更多生產井的成本對比證明了一個新設施的合理性（不包括評價井的費用）】。第二階段的開發可能包括海底捆綁乃至另一個FrPS，以最大限度地進行油氣開采。成本對比表明，費用節省并非來自平臺的成本。歷史上看，這些日費不到一部MODU在一個海底油田作業一半的費用。
 
為了突出FrPS系統潛在的效益，在此呈現給大家一個假設的案例研究，基于現有的BSEE（安全和環境執法局）有關下第三系產量的生產數據，采用一口最初日產1.5萬桶的井的生產率為例。在一個包含5口井和3口測鉆井的區塊，油價在每桶45美元的情況下，FrPS系統應用展現出的經濟學走勢，包括特許權使用費和作業費。該系統是穩健的，即使油價為每桶45美元，也能提供20%的IRR（內部收益率）以及在貼現率為10%的情況下12億美元的NPV（凈現值）。

這與其它幾個采用海底樞紐概念開發的油田相比是有利的，這些油田一直受制于底部井眼位置不佳和復雜海底設備可靠性問題的困擾。這些問題導致了動態定位一部MODU作業每天損失超過100萬美元昂貴的停工時間和維護費用。 需要改變FrPS的游戲規則，以贏得下第三系的開發。

工程創新帶來的效益

FrPS是一項工程創新，即一個重點在于認識上的步驟的變化，與過去不同的是它只是鉆完井的成本，以及獲取動態儲層數據的成本，而非必須驅動開發決策的生產設施。FrPS是一個下第三系的應對方案，因為一種分階段的方法降低了成本和風險，如下所述：減少評價井的要求；與一個傳統的海底開發系統相比，減少了50%的花費；三年或更短的時間即可交付；消除了需要鉆井船的合同；更早的獲取動態儲層信息；加快了完井進程，直接垂直進入儲層；液壓設備控制更安全；以全額定雙屏障隔水管永久性停泊；標準化的開發方案；可在一個寬泛的水深水域移動和重復使用；可移動井池技術也適用于新的工程，例如，TLPs（Tension Leg Platform：張力腿鉆井平臺）和深吃水浮漂，如圓木，因為鉆機可以建造在平臺的下部，消除了甲板頂部沉重和昂貴的鉆機滑軌系統。這樣的話，鉆機系統和其它設施則變得更簡單。