ページ番号1006201 更新日 平成30年3月5日

実現性高まる大型フローティング LNG ~技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道~

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レポートID 1006201
作成日 2006-01-20 01:00:00 +0900
更新日 2018-03-05 19:32:42 +0900
公開フラグ 1
媒体 石油・天然ガスレビュー
分野 天然ガス・LNG技術
著者
著者直接入力 宮田 和明 芦原 均 中村 新 内野 浩輝
年度 2006
Vol 40
No 1
ページ数
抽出データ アナリシス宮田 和明1/芦原 均2/中村 新3/内野 浩輝4実現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?南国の雰囲気が漂う海岸で甲羅乾しをする観光客、遊泳する子どもたち――。そんな光景の遥か向こうで、熱帯の暑さを吹き飛ばすには余りある、海水どころか二酸化炭素も凍る?162℃という温度の液化天然ガス(LNG:Liquefied Natural Gas)が、船上で製造される日がやってこようとしている。その新しい技術は、フローティングLNG(FLNG)である。タンカー規模の大型の船体にLNGプラントを搭載し、生産された天然ガスを直接LNG(輸送)船に出荷するため、従来必要であったパイプラインなどの設備が不要になり、初期投資が少なくて済むため、中規模のガス田開発への適用も期待されている。また、先に述べたような海岸の環境を破壊することなく、天然ガスを開発することが可能である。本稿では、そのようなFLNGの魅力とスタディ結果を紹介する。1.海洋天然ガスの開発原油と天然ガス。これらは同じ炭化水素資源であるが、開発・生産し、市場まで輸送して利用する上では、その困難度は大きく違っている。すなわち、天然ガスは原油のように液体ではなく気体であるため、単位体積当たりのエネルギー密度が低く、原油に比べて効率的な輸送が困難である。そのために、輸送や利用インフラ整備のための大きな初期投資が要求され、開発の経済性に与える影響が大きくなる。天然ガスをガス田から市場地まで輸送するには、パイプラインが最も簡易な手法として一般的に利用されているが、市場までの距離が離れている場合や、地理的/地勢的条件により、パイプラインの敷設が困難あるいは高額となる場合がある。このような場合の輸送手段として、天然ガスを液化してLNGにしてLNGタンカーで輸送する技術が発達し利用されるようになってきた。現在では天然ガス貿易量の25パーセント以上を占めるようになり、今後ますます増加する傾向にある。しかし、LNGによる開発・輸送の場合にも、LNG設備費用、輸送費は多額となる。このため、ある程度大規模なガス田であること、長期的に安定な需要者が確保されることなどが必要である。このため、ガス田近傍に需要家(ローカルマーケット)がない場合や、ガス田の埋蔵量が中・小規模でLNGやパイプラインでは経済的な開発ができない場合、また大きな埋蔵量があっても十分な市場が確保できない場合、ガス田がプラントサイト、あるいは市場までの距離が遠いリモート地域、あるいは大水深海域といった難開発地域にあるような場合、そのようなガス田は発見してもお金を生み出さないガス田として放置される。このような既発見未開発ガス田は、ストランデッド(Stranded)ガス田と呼ばれている。ストランデッドガス田の可採埋蔵量は、現在の確認可採埋蔵量の4割から6割を占めると言われている。このため、このようなストランデッドガス田をいかに開発するかは、ガス田の権益保有者にとって大きな問題であるだけでなく、著しい伸びが見込まれる天然ガス需要を満たす上でも、そして今後も主要なエネルギー資源である化石燃料の安定供給の上でも、大きな課題であるといえる。このストランデッドガス田の開発手段(チェーン)として、従来のパイプラインやLNG(陸上)による開発のほかに、色々な新規開発手段が検討されており、その目的に応じて、以下のように分類される。①天然ガス輸送コストの削減:天然ガスの市場までの輸送コストの削減・CNG(Compressed Natural Gas:圧縮ガス)輸送・ハイドレート輸送②新たな市場の開拓:・GTL(Gas To Liquids):ここではFT(フィッシャートロプシュ)合成を指す。・DME(DiMethyl Ether:ジメチルエーテル)・メタノール・GTW(Gas To Wire)、他*1:JOGMEC 石油・天然ガス開発技術調査グループ開発技術審査チーム(miyata-kazuaki@jogmec.go.jp)*2:JOGMEC 石油・天然ガス開発技術調査グループ開発技術審査チーム(ashihara-hitoshi@jogmec.go.jp)*3:国際石油開発株式会社技術・環境保安本部技術ユニットシニアコーディネーター(anakamura@inpex.co.jp)*4:三菱商事株式会社プラントプロジェクト本部化学プラントユニット開発ビジネス担当(天然ガスプロジェクト)(koki.uchino@mitsubishicorp.com)11石油・天然ガスレビューAナリシス③ガス田?プラント間のコスト削減・Floating LNG(以下FLNGという)・Floating GTL・Floating DME・Floating Methanol・Floating CNG・Floating Hydrate・Floating GTW、他①は、天然ガスの市場までの輸送コストの削減を目的とした開発(輸送)手段であり、あくまで最終的には天然ガスとして供給される。海洋ガス田の場合、ガス田から陸上まではLNGやパイプラインによる開発方式と同様であり、天然ガスはパイプラインで輸送されてプラントに供給され、プラントから市場までの形態がLNGか、CNGか、ハイドレートかにより異なるコンセプトとなる。CNG輸送は、天然ガスを200気圧程度に加圧し、耐圧容器に充填して市場まで輸送し、そのままCNGとして、あるいは減圧して供給する。CNG製造技術は既に確立されており、実際に自動車等でCNGが燃料として使用されているが、ガス田からの輸送には、多量のCNGを安価に輸送することが必要であり、そのための技術開発がなされている。既にいくつかのCNG方式が実用可能な段階にあり、プラントから市場までの距離が比較的近い場合に、LNGに比べて経済性が有利となる。ハイドレート輸送は、天然ガスと水からハイドレートをつくり、固体として輸送し、受け取り側で再度天然ガスと水に分離する方法である。ハイドレート化するための温度と圧力条件がLNGやCNGのような超低温や高圧を必要としないこと、固体として運べることから、製造コストや輸送コストの大幅な削減が見込まれる。現在、ハイドレート輸送チェーンの確立を目指して、経済的なハイドレート製造、出荷、輸送、再ガス化等の要素技術開発が行われているところである。②は、天然ガス以外の市場への天然ガス起源燃料あるいは電力の新規導入・販売を行うものである。前者は、天然ガスの軽質炭化水素をいったん一酸化炭素(CO)と水素(H2)に転換し、これを化学的に灯軽油(FT合成)やメタノール、DMEなどにするものである。液体化して輸送効率を高めることによる輸送コストの削減に加え、市場の多様化、付加価値の向上等を目的としている。後者はGTW(Gas To Wire)と呼ばれるコンセプトであり、ガス田近傍で天然ガスを燃料としてガスタービンにより発電し、高圧直流(HVDC:HighVoltage Direct Current)にて電力市場まで電気を送り販売するものである。③は、各種プラントを浮体に搭載し、海洋ガス田の位置(または近傍)に設置するシステムである。天然ガスを何に転換するかによりFloating LNG(以下FLNGという)、Floating GTL、FloatingDME、Floating Methanol、Floating CNG、Floating Hydrate、Floating GTWなどが提案されている。また、ガス田からの生産流体を受け入れ、処理からLNG、GTL等の製造、貯蔵、出荷等を一つのシステムで行うFPSO(Floating Production,Storage and Offloading System:浮遊式生産貯蔵出荷システム)方式と、いったん他の海洋生産処理施設上で処理・分離した天然ガスを受け入れるFSO(Floating Storage and Offloading)方式などがある。最近では、小規模海洋ガス田で、かつ市場までの距離が短いとき、ガス田には海底仕上げ井と複数の生産ブイのみを設置し、CNGプラントを搭載した複数のCNGタンカーにより、生産から輸送までを行う方式も提案されている。これらのシステムは、あくまで海洋ガス田からプラントまでの間のコスト削減を目的としたものである。プラントより下流、すなわち市場までの輸送に関しては、陸上にプラントを置く場表1各コンセプト比較コンセプト洋上陸上プラント市場への輸送市場通常の開発方式パイプライン(PL)FPSO/TLP/SEMI 他①天然ガス 輸送コストの削減PL+LNGPL+CNGPL+HydrateFPSO/TLP/SEMI 他ガス処理LNG液化CNGHydrateパイプライン天然ガスLNGタンカーLNGCNGタンカーCNG/天然ガスHydrateタンカー天然ガス②新たな市場の開拓PL+GTL/DME/MethanolFPSO/TLP/SEMI 他GTL/DME③ガス田?プラント間 のコスト削減PL+GTWFLNGFLNGFloating(GTL/DME/Methanol他)Floating(GTL/DME/Methanol他)Floating CNG、Floating HydrateFloating GTWFloating CNG/Floating HydrateCCGT発電設備搭載FPSO/SEMI 他受電設備   ?   ?   ?   ?GTL/DME/Methanolタンカー灯軽油/DME/Methanol高圧電線LNGタンカー電力LNGGTL/DME/MethanolタンカーCNGタンカー、Hydrateタンカー灯軽油/DME/Methanol天然ガス(CNG)高圧電線電力2006.1. Vol.40 No.112タ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?合とまったく同じである点に注意する必要がある。したがって、どのようなプラント、すなわち製品にするかの選択に当たっては、プラントから市場までの輸送コスト(前述①と同様)並びにターゲットとする市場(前述②と同様)の観点から選択される。これらはプラントを海上に置くことで、ガス田から陸上までのパイプラインが不要になるため、離岸距離の大きいガス田の場合には陸上プラント方式に比べてコスト削減が可能になる。また、敷地造成やインフラ整備、港湾施設や滑走路等の建設等が不要になることから、陸上プラント候補地が地理的/地勢的条件から難開発地域のような場合には有効な開発手段となり得る。さらに、これらを油田においてフレアあるいは再圧入されている随伴ガスに利用することにより、随伴ガスのマネタイゼーションが可能になるとともに、温暖化ガスの削減にも寄与できる可能性がある。表1で各コンセプトの特徴を比較した。2.FLNGスタディの狙いとFLNGコンセプトの動向盧スタディの目的海洋のストランデッドガス田に適用が有望視されるコンセプトの一つが、FLNGである。FLNGは、前述した分類の③のシステムの一つであり、ガス田からLNGプラントまでの開発費を削減することにより、ガス田の開発を促進することを目的としている。言い換えれば、LNGプラントにおいて天然ガスをLNGにした後の出荷から、LNGタンカーによる輸送および市場地でのLNG受け入れについては、陸上LNGプラントの場合と同じである。違いは、ガス田に設置される生産処理設備から陸上プラントまでの間のパイプラインが不要であること、プラントサイトでの敷地造成等が不要であることが挙げられる。また、陸上でのプラント建設を行わないため、対象ガス田が環境問題にセンシティブな地域に存在する場合には、既存の陸上LNGプラントに比べて環境への影響を最小化でき得るというメリットがある。さらにFLNGは浮遊式生産設備であることから、あるガス田が枯渇した後、次の別のフィールドに移設し、再び稼動させることが出来る特徴がある。この場合、移設先の海象条件に改造したり、老朽化した部分の改修をしたりすることが必要となってくるが、陸上に別のLNGプラントを新設する場合に比べ、大幅な費用軽減が期待出来る。FLNGは、LNGタンクを備えた鋼鉄製あるいはコンクリート製の浮体に、天然ガス生産・処理設備とLNG液化・出荷設備を備えた複合生産設備である。FLNGを構成する各要素技術は、基本的にいずれもLNG陸上プラントや、LNG輸送タンカー、原油FPSO、LNG受入設備などで実績のある技術といえる。しかし、洋上であること、並びに複合設備であることに伴う次に掲げるよう表2FLNG検討スペック比較表タンク容量ハル全長ハル幅ハル深さ国際石油開発/三菱商事/新日本製鐵JOGMEC/国際石油開発/三菱商事東南アジア・オセアニア地域東南アジア・オセアニア地域13石油・天然ガスレビュー2?4.8?16万?20万5.83.55.4メンブレン他12?24万SPBSPB10?25万10?25万会社名orスタディ名対象油田名or対象地域プラント規模MMTPAタンク種類AZURE Study東南アジア西アフリカ(随伴ガス)Mobil(現ExxonMobile)豪州北西海域Bouygues Offshore/Gaz de France?石川島播磨重工東南アジア3.01.06.01.52.0旧石油公団/日揮東南アジア・オセアニア地域0.5?1.0旧石油公団/三菱重工業東南アジア・オセアニア地域0.5?2.0メンブレン二重殻タンクメンブレンSPBモスモスメンブレン裙20万11万25万14万15万13.5万4.1万?14.8万経済産業省/旧石油公団/新日本製鐵/国際石油開発他ShellShell & StatoilKuduNnwaDoro東南アジア・オセアニア地域1.6メンブレン21.1万Greater Sunrise4.0?5.5メンブレン他16万?20万m? ? m? ? (角ドーナツ型) 286 350 320 51.5 58 48 m?? 292823259?389 42.7?54.4 23.2?30.1232?359 41.6?52.9 22.8?29.1340 350?400 ? 425 350 472 58 70 ? 94 74 82 3333??34.538.6 Aナリシス出所:Halliburton HP図1FLNG for Azure Studyな技術的課題があり、90年代より実用化に向けた多くのスタディの中で検討・確認されてきた。・限られた空間への各種設備のコンパクトかつ安全な配置:特に大型LNGプラントを搭載できるスペース、強度を持つ船体が建造可能か・船舶動揺に対するプラントの動揺性能の確認および高い稼働率の確保・LNGタンク内のスロッシング5:LNGタンカーの場合は、輸送時には基本的にLNGがLNGタンク内に満載の状態であるが、FLNGの場合は、LNGタンク内のLNG量が変化することから、それに伴うスロッシングが懸念されたでのFLNG検討スペックを示す。・複合システムとしての安全性:特に、LNGタンクの上にLNGプラントを設置するような場合の安全性の確認などなお、FLNGはOffshore LNG、LNGFPSO、LNG Floaterなど、様々な名称で呼ばれるが、ここではFLNGで統一して呼称する。・洋上オフローディングシステム:洋上での動揺性能の確認。なお、厳海域における洋上オフローディングに関しては、複数の新しいシステムが提案されているこれまでのスタディの結果、いずれの課題もFLNGの設計において対応可能であると評価されており、実用に当たって大きな問題は指摘されていない。FLNGに関しては、既に90年代よりEU補助金によるAZURE Study(1MMtpa(Million tons per annum)および3MMtpa規模)やShell(シェル)のGreater Sunrise(4?5.5MMtpa規模)、Kudu(4.8MMtpa規模)、Mobil(6MMtpa規模、モノコラム型)のスタディや、日本でも旧石油公団/日揮(0.5?1.0MMtpa規模)、旧石油公団/三菱重工業(0.5?2.0MMtpa規模)、経済産業省/旧石油公団/新日本製鐵/国際石油開発他(1.6MMtpa規模)、石川島播磨重工業(2MMtpa規模)などにより検討が行われ、実用可能性が示されている。表2に、主なスタディ盪 FLNGコンセプトの動向a)AZURE Study本スタディの参加者はBouyguesOffshore、M.W. Kellogg、FMC、GTTなどEUの企業で構成され、Shell、TFE、Chevron、Conocoといった石油メジャーの資金援助を得て実施された。コンクリートと鋼製のハル(船体)について考察され、二つの地域(東南アジア、西アフリカ)が想定された。東南アジアのガス田用としては、約3MMtpaのプラント規模で、DMRプロセス(混合冷媒予冷式MCR方式)採用を検討し、西アフリカの随伴ガス用としては、約1MMtpaのプラント規模で、窒素による自己冷却プロセスの採用を検討している。また、オフローディング(出荷)にはタンデム係留式を採用し、FMC社製のクレーンタイプブームの使用を検討している。タンク容量は11万?20万立方メートルで、メンブレンタイプを採用し、LNGのスロッシングにタンクが耐えられることを確認している。安全性評価も実施している。b)GURFの『Large-Scale LNG FPSO Study』GURF(Gas Utilization Research Forum)は、ネーミングのとおり、ガスの商業化などを協力して実施するために設立されたフォーラムであり、GTLやLNGに関してのフォーラムが年数回開催されている。また、共同研究として『Large-Scale LNG FPSO Study』を実施している。このフォーラムでは、AZUREStudyの報告もされている。参加者は、BP、BG、Conoco、Chevron、Gaz de France、Shell、Statoil、PTVICOで、スポンサーには、BouyguesOffshore、石川島播磨重工業、M.W.Kellogg、Paragon Engineeringが名を連ねている。目的は、LNG液化プロセスの開発・改良および、LNGコンセプトの“Marinization”(海洋化)としている。基本的なドラフトデザイン、コンセプトの安全評価計画、FPSOの全般的な配置などは完了しており、BouyguesOffshoreと石川島播磨重工業がベッセルのデザインを実施している。研究の概要としては、ベッセルはコ*5:スロッシング:LNG液が貯槽内で船体の動揺によって揺れが次第に大きくなる現象(液面揺動)。北海道南西沖地震の際には、長周期の地震動(船舶の動揺も長周期成分が卓越している)により、原油タンク内の液体がスロッシングを起こし、タンクの浮き屋根に損傷を与え、また、摩擦による静電気が発生し火災事故が発生している。2006.1. Vol.40 No.114タ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?ンクリート製と鋼鉄製の2種類を検討、安全性評価に関しては一つのコンセプト、2種類のLNGプロセスの評価、開発費と建設スケジュールの評価を実施している。c)ExxonMobil検討したFLNGは、6.0MMtpa規模であるが、船体の諸元は不明。貯蔵容量は、LNG25万立方メートル、コンデンセート65万立方メートルである。コンクリート製で、角ドーナツ型である。タンクは漏洩防止のため二重殻タンクを採用している。設置海域はオーストラリア北西海域を想定しており、係留はSpread Mooring6を採用した。LNGの出荷設備にはローディングアーム方式、フレキシブルホース、フレキシブルパイプの3通りにて検討している。d)石川島播磨重工業プラント規模2.0MMtpaのFLNGのデザインを行った。船体の諸元は全長350メートル×幅58メートル×深さ28メートル、満載喫水10メートル、LNGの貯蔵容量は15万立方メートル、鋼製バージ型FPSOである。タンクは自社製のSPB(Self-supporting Prismatic shape IMOtype B)方式7を採用。設置海域は東南アジアを想定し、係留は一点係留方式(External Turret:外部タレット、Internal Turret:内部タレットの両方式を検討)を採用している。LNGの出荷は舷側係船方式(以下Side by Side)8の場合は従来型のローディングアーム方式、タンデム係船方式9の場合はローディングクレーン方式を採用することを検討している。e)Bouygues Offshore、Gaz de Franceプラント規模1.5MMtpaのFLNGのデザインを行った。船体の諸元は、全長286メートル×幅51.5メートル×深さ29メートル、LNGの貯蔵容量は14万立方メートル、LPG貯蔵容量は約2.8万立方メートル、コンデンセート貯蔵容量0.5万立方メートル、コンクリート製ダブルハル構造である。LNGタンクはメンブレン方式を採用。係留は外部タレット方式を採用した。出荷は舷側係船方式で、従来型ローディングアーム方式を検討している。f)旧石油公団/日揮旧石油公団と日揮が共同研究として、東南アジア・オセアニア海域の比較的静穏な海域を対象としたFLNGのデザインを行った。埋蔵量1?2Tcf(Trillioncubic feet)の中小規模ガス田を対象とし、水深は100メートルとした。プラント規模は0.5MMtpa?1.0MMtpaで、LNGタンクの種類はモス式、出荷設備はSide by Sideとした。水槽実験、シミュレーションにより動揺性能の検証を行っている。またノルウェー船級協会(DNV:Det Norske Veritas)による設計に対する安全性の評価を実施し、設計上フィージブルであるとの評価を得ている。g)旧石油公団/三菱重工業FLNGに想定された条件は、水深100メートルで東南アジア・オセアニア地域である。プラント規模は0.5MMtpa、1.0MMtpa、2.0MMtpaの3ケースとLNGタンクの種類をモス式とメンブレン式の2ケースで検討している。タンク容量はプラント規模に対応し、4.1?14.8万立方メートルを検討している。LNGタンクはモス型とメンブレン型を検討し、係留は外部タレット方式の一点係留を想定している。出荷はSide by Sideで、フレキシブルホースを検討している。h)経済産業省/旧石油公団/新日本製鐵/国際石油開発他10本検討は平成13?14年に実施された。本スタディは、もともとFPSO上にGTLおよび、DMEプラントを搭載したFPSOの検討を目的としていたが、比較のために同じ設計条件でLNG設備を搭載したFPSOについても検討を行った。検討されたFLNGに想定されたガス田の条件は、水深270メートル、離岸距離約250キロメートル、可採埋蔵量2Tcf、生産量275MMscfdである。設置海域は東南アジア・オセアニア地域を想定している。検討の結果、プラント規模は1.6MMtpa、船体の諸元は全長340メートル×幅58メートル×深さ33メートル、LNGタンクの貯蔵容量は21.1万立方メートル、コンデンセート貯蔵容量は5万立方メートルである。LNGの出荷は、厳海域を想定したことから、タンデム係船方式が適当と判断し、FMC社のパンタグラフ式出荷システム(後述)を採用した。米国船級協会(ABS: American Bureau出所:ShellのHPより図2Greater Sunrise FLNG *6:Spread Mooring:浮体の周囲を複数チェーンやロープなどで係留する方式で、多点係留とも言う。*7:SPBタンク:独立支持型タンクの代表的なもので、浮体寿命より長い耐久性を有し、操業後にも転用可能である。特徴として、①甲板上の有効活用可能、②スロッシング問題が発生しない、③タンクの周囲に容易にアクセスでき検査・維持が容易、④タンク表面に断熱材が取り付けられており船体への温度降下がない、等があげられる。*8:舷側係船方式(Side by Side):シャトルタンカーをFPSOに横付けする並列係留。*9:タンデム係船方式(Tandem):FPSOの船尾からシャトルタンカーを係留する直列係留。*10:千代田化工建設譁、三井造船譁、譁海洋工学研究所、(独)海上技術安全研究所が参加。15石油・天然ガスレビューf Shipping)による設計レビュー、水槽実験およびシミュレーションによる動揺データのレビュー、HAZID(HazardIdentification)等を行い、ABSより基本承認(AIP:Approval In Principle)を授与されている。i)ShellのGreater Sunriseガス田(オーストラリアと東チモールのJPDA)権益は、Shell、ConocoPhillips、大阪ガス等が保有している鉱区で、可採埋蔵量は約8Tcf、水深は約160メートルある。計画されているFLNGは、プラント規模が4?5.5MMtpa、船体の諸元は全長360メートル×幅70メートル×深さ30メートル、LNGの出荷はSide by Sideで検討されている。JPDA(Joint Petroleum DevelopmentArea:共同石油開発区域)に鉱区の一部がまたがっているため、国際ユニタイゼーション協定(IUA: InternationalUnitization Agreement)に調印はしたが、権益比率に不満を持つ東チモールが国際ユニタイゼーション協定を批准しないために、長い間プロジェクトがアナリシス中断していた。今年になって、両国間で国境問題を棚上げにしてガス田開発を優先する動きがあり、今後の動きが注目される。小さくなり計画を断念し、その後Shellはガス田からも撤退した。最近のニュースでは、沿岸の発電所までパイプラインを敷設する計画が挙がっている。j)Kuduガス田(ナミビア)2002年初期の頃、オペレーターのShellが世界で最初のFLNGとしてULCC(Ultra Large Crude Carrier-sized barge)クラスで、プラント規模4.8MMtpaにて検討した。そのためには5?7Tcf程度の可採埋蔵量が必要であったが、評価井の結果が思わしくなく可採埋蔵量がk)NnwaDoroガス田(ナイジェリア)当該ガス田はナイジェリア沖の隣接する二つの鉱区にまたがっており、権益はShell、Statoil等が保有している。水深1,300メートルの静穏な海域である。これまでに、プラント規模5.8MMtpa、船体の大きさ425メートル×94メートルのFLNGなどが検討されている。出所:INTSOK社HPより図3NnwaDoroFPSO3.FLNGを構成する要素技術の動向盧LNG液化プラントLNG液化プラントは1960年代には1系列約0.5MMtpaのLNG生産能力であったが、生産(熱)効率の向上、スケールメリットの追及が行われ、1系列当たりの生産能力は年々大きくなっている。例えば現在稼動中のLNG液化プラントの最大規模はエジプトのダミエッタプロジェクトの5.0MMtpa(2004年生産開始、オペレーター:SEGAS、EPCコントラクター:日揮、KBRのJV(JointVenture))であるが、建設工事中のQatarGas-IIプロジェクト(2007年生産開始予定、オペレーター:QP、ExxonMobil、EPCコントラクター:千代田化工建設とTechnipのJV)では、その1系列当たりの規模は7.8MMtpaと巨大化している。この規模のLNG液化設備に対しては、供給ガス量として1,200?1,300MMscfdの天然ガス生産能力を必要とする。QatarGas-IIの供給ガス田は世界最大のNorth Fieldガス田で、埋蔵量は数百Tcf規模といわれており、7.8MMtpaクラスのLNGプラントが複数系列あっても、40年は十分に供給可能という規模である。LNG液化プロセスは、世界で最初のベースロード基地(アラスカのケナイ基地)ではカスケード式が採用されたが、その後約30年間は混合冷媒式で占められていた。近年になって、再びカスケード式のLNGプラントが、トリニダードトバコやエジプトで採用されている。カスケード式はメタン、エチレン、プロパンの3種の単成分系の冷媒を利用して、天然ガスを3段階で順次深冷液化させる方式で階段状に流れ落ちる滝(カスケード)になぞらえた呼び名である(図4参照)。単成分系の冷媒であることからプロセス設計はしやすいが、反面、複数の冷媒を取扱うことから、複雑なレイアウトで機器数が多くなるという問題がある。天然ガスを冷却する原理は、冷媒ガスを圧縮し、海水や空気などで冷却後、断熱膨張させることにより、ジュールトムソン効果を利用して冷媒の温度を低下させる。そして、冷却させる天然ガスと熱交換する2006.1. Vol.40 No.116タ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?プラントはこの方式である。また、予冷冷媒をプロパンではなく、軽質炭化水素の混合冷媒としたDMR(DualMixed Refrigerant)方式がShellによって開発されており、サハリン蠡プロジェクトで採用が決定している。さらに最近、コンプレッサーを電気モーターで駆動するeLNGと呼ばれる方式が開発されており、注目されている。盪ハル(船体)ハルは、LNGタンカーの技術が利用可能である。LNGタンカーは13.5万?14万立法メートルが主流であるが、大型化が図られており、韓国で20万立方メートル以上のタンカーが9隻建造中である。LNGプラントは高さが数十メートルに及び、液化に必要な深冷液化熱交換器塔、配管、ガスタービン(GT)、出荷設備等を含め、設備・機器類の重量は数十万トンになる。さらにFLNGの場合は、出荷頻度、稼働率を考慮した分のLNGを船体内のタンクに貯蔵する必要があり、ハルに対して非常に大きな浮力を要求することとなる。現在、世界で採用されている石油生図5C3?MCR方式LNG液化フロー図4カスケード式LNG液化フロー化方式である。ライセンサーはAPCI(Air Products & ChemicalInc.)社であり、同社はLNG液化プラントの心臓部である主深冷液化熱交換器を独占的に供給している。また、MCR方式で主深冷液化熱交換器に天然ガスを供給する前に、プロパンを冷媒とする予冷工程を備えたものをプロパン予冷混合冷媒(C3-MCR)方式という(図5参照)。実に、ここ30年間に建設されたほとんどのLNG液化ことを数段階行うことによって、天然ガスを液化させるものである。規模は全く異なるが、基本冷却原理はLNG液化プラントも家庭にある冷蔵庫(冷媒はイソブタンが多くなってきている)も同じである。一方、ここ30年間に建設されたLNG液化プラントのほとんどの液化方式を占めているのが、混合冷媒方式である。混合冷媒(MCR:Mixed CryogenicRefrigerant)方式は、前述のカスケード式が単成分系の冷媒により天然ガスを深冷液化するのに対して、メタン、エチレン、プロパン等の軽質炭化水素の混合系冷媒を利用することが異なる点である。MCR方式は、冷媒を3段階の圧力に分けて膨張させることにより、天然ガスを3段階で冷却する。そして、最後に天然ガスを断熱膨張させて、常圧まで減圧冷却してLNGを得る。MCR方式は、冷媒は混合系であるが1種類のみであることから、一般的にカスケード方式よりもプラントが複雑とならず、建設費が低減されると言われている。一方、冷媒が混合成分系であることから、プロセス設計が単成分系を扱うカスケード方式より難しいといわれている。しかしながら、現在、最も普及しているLNG液化プラントの液17石油・天然ガスレビューYシステムとしての原油FPSOは、原油タンカーを改造したもの、もしくは当初からFPSOとして設計されたハルが使用されている。世界最大の原油タンカーはノルウェーのヤーレバイキング号であり、その排水量は約56万トンである。仮にそのようなタンカーをFPSOに改造するとすると、ハルには比重が約0.5トン/立方メートルのLNGを満載しても、さらに約28万トンの荷重を保持することが可能である。LNG液化プラントの重量は、経済産業省/旧石油公団/新日本製鐵/国際石油開発のスタディでは1.6MMtpa製造能力の場合、LNG液化プラント、用役設備なども含めたトップサイド重量が約4万トンと計算されている。プラント重量は能力の2/3乗に比例すると仮定すると、5.0MMtpaの能力の場合は液化プラント重量は8.4万トンと推定される。安定性等の詳細は考慮しないとして、単純に浮力の観点からは、LNG液化プラントを搭載することの出来る規模のハルを建造することは、既存技術で可能である。船体については、大きさの観点からは既にメガフロートのような空港規模の海洋構造物を建造する技術が世界に存在する。一方、所定の波高、風速等出所:SBM社HPより図6ローディングアーム方式の設計条件において安定したハルとなるか、大型のLNGプラントをハルに据え付けることができるかといったことは基本設計を行うことにより確認した。蘯 LNG出荷(荷役)システム原油の場合の出荷は、フローティングホース(後述)が通常使用される。しかしLNGは?162℃という極低温の炭化水素流体であることから、出荷設備も原油用とは異なり低温に対応した材質が必要となるとともに、荷役時の温度上昇を極力抑える必要がある。現在のところ、陸上LNG液化施設のターミナルからLNG輸送船への出荷および、LNG輸送船から受け入れ先への陸揚げに多くの実績を持つ出荷方式は、ローディングアーム方式である(図6参照)。この他、緊急用としてはフレキシブルホースも使用される。FLNGからLNGタンカーへの出荷については、FLNG、LNG輸送船ともに浮体同士で沖合いで出荷することから、動揺追随性等の安全性を考慮したシステムが必要となる。FLNGからのLNG出荷システムとしても、ローディングアームの使用が検討されており、動揺追随性等を確認の結果、静穏な海域においては洋上でも使用可能であるとの結果が得られ、SBM社ほか多くのFLNGのデザインに適用されている。ローディングアームの特徴は接続作業が容易であること、緊急時の離脱が容易であることが挙げられる。しかしながら、動揺に対する追従性が悪いことに加え、数本のローディングアームを同時に使用する必要があることから、海象条件が穏やかな場所でFLNGとLNGタンカーをSide by Sideに係留可能な場合に限られ、厳海域においてタンデム係船方式が求められる場合には、新たな出荷システムが必要になる。タンデムの場合の出荷システムとしては、パンタグラフ方式出荷システムや、フレキシブルホースを用いたフロアナリシス出所:FMC社HPより図7パンタグラフ方式ーティングホース式出荷システム等が提案されている。パンタグラフ方式は、沖合いなど波浪条件が厳しい場合でも荷役作業が出来るように、動揺への追随性を求めてデザインされた荷役システムである(図7参照)。ローディングアーム方式同様に接続作業が容易で、緊急時の離脱性も高い。FMC社はBTT(Boom ToTanker)という名称でパンタグラフ方式のデザインを発表しており、波高が5.5メートルの条件においても荷役が可能であるとしている。一方、フローティングホース方式はクレーン、LNG出荷用ホース、スイベルジョイントを組み合わせた装置である。1999年に旧石油公団/三菱重工業(株)が開発したシステムは、ホーサーで互いに係留したFLNGとLNG輸送船間の安全離隔距離を十分にカバーできるクレーンにLNGホースを装備し、中間にスイベルを介して、配管接続する機構である(図8参照)。スイベルよりLNG輸送船側のホースを十分に弛ませることによって、船体動揺を吸収する。よって、タンデム方式の係船を前提とし、比較的海象条件が荒い地域にも適用が可能である。LNGホースはステンレス製フレキシブルホースとすることで極低温のLNGに対応する。2006.1. Vol.40 No.118タ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?また、上述の3方式以外にMarin社はFLNGの船尾に浮力を持つ潜水トラス構造が装備され、トラス構造の先端に出荷タワーを持つBig Sweep OffloadingSystemを開発している。出荷タワーからはLNGホースによりFLNGとタンデム係留されたLNG輸送船にLNGを出荷することから、FLNGとLNG輸送船間の相互運動に追随出来るとしている。上述の通り、複数のLNG荷役システムが存在するが、FLNGを設置する海域の条件を考慮して、特徴と合致する荷役システムを選択する必要がある。4.FLNG大規模化へのチャレンジ今回、JOGMEC、国際石油開発および三菱商事は共同で、東南アジア・オセアニア海域のガス田を対象とした5.4MMtpa設計規模(LNG生産量5.0MMtpa)の大型FLNGの基本設計を行い、第2章に述べたような技術課題の検証、大型化による課題の抽出等を行い、フィージビリティを評価した。想定したガス田(Aガスフィールドと呼ぶ)は、5.0MMtpaのLNGを20年間生産するのに十分な規模の埋蔵量を有すると仮定した。設計したFLNGのイメージを図9に、主要な設計条件を表3に示す。なお、基本設計は日揮に委託して実施し、またハルの設計に当たっては石川島播磨重工業の協力を得て実施している。FLNG全体の概要と各設備の構成・配置は、以下のとおりである。ガス層から生産されたガスは、海底仕上げ坑井、サブシーフローライン19石油・天然ガスレビュー図8LNGホース方式(海底集ガス線)を通り、FLNGのタレットに接続されているライザー(海底のフローラインと浮遊式設備を結ぶ集ガスライン)を経由してFLNGに受け入れられる。タレットは最も船首側に位置し、外部タレット式とし、潮流や風による外力を最小とするように、船体はウェザーベーン(風向きによりタレットを中心にして回転)する。タレットの隣には緊急時にガスをフレアする(焼却処分する)ためのフレア塔が置かれる。フレア塔と船尾までの間は、船体長手方向に船体中央に伸びるパイプラックを挟むように各設備が設置される。船首側から気液分離区画、昇圧コンプレッサー区画(将来用)、酸性ガス除去区画、コンデンセート調整区画、天然ガス予冷区画、LNG液化区画、冷媒製造区画、冷却水等の用役区画、発電区画と並び、最も船尾側に制御室・居住区・ヘリデッキ区画が位置する(図10参照)。図9FLNGイメージ図\3主要設計条件項目場所水深気温水温風速(1分平均、100年再現値)有義波高(100年再現値)ガス生産量ガス組成LNGプラント設計規模LNG生産量稼働率内容東南アジア/オセアニア500?700m27±9℃29℃30.2m7.8m860MMscfd×20年CO2を約10パーセント、H2Sを数ppm含む5.4MMtpa5.0MMtpa95パーセントについて述べていくこととする。盧ライザー、タレット海底に設置されたPLEM(PipelineEnd Manifold)とタレットをつなぐライザーはフレキシブルライザーとし、今回の検討では、居住区は最も船尾側に位置し、ガスを多量に扱うプロセス区画や緊急時に大きな輻射熱を発するフレアから最も遠方とした。この場合、FPSOがウェザーベーンすることから居住区は常に風下に位置するため、漏れたガスは居住区画へ流れてくる可能性がある。これに対し、経済産業省/新日本製鐵/旧石油公団/国際石油開発ほかのFLNGでは内部タレットを採用し、タレットの船首側に居住区を配することで、プロセス区画の風下になることを防いでいるが、居住区がタレットと障壁を隔てて隣り合うこととなっている。この様に、居住区をフレア塔から遠方にするか、最も風上に配置するかは、原油FPSOにおいても多様であり、設計者の思想に依存するものであり、いずれも安全性に関して問題は無いとしている。ハルは二重船殻であり、内部は、船首側から酸性ガス除去用のaMDEA溶液タンク、SPBタイプのLNGタンク、中央付近に将来拡張用のスペースを残し、次にコンデンセートタンク、機械室区画となる。バラスト水は外側ハルと内側ハルの間と船体中央を長手方向に走る各タンクを左右に分ける線上にも設けられている(図11参照)。以下に、FLNGの設備ごとに、設計スタディした結果判明した事実、課題アナリシス生産流体中に含まれる二酸化炭素、硫化水素による腐食を避けるため耐腐食性合金製のものを採用することとしている。また、海底仕上げ井を制御するためのアンビリカルもタレットに接続され、坑口装置に伸びる。タレットは前述の通り船首に外部タレットとして設置され、ウェザーベーンに対応するためスイベルでライザーからの生産流体を受ける。タレットは3方向に3本ずつのチェーンレグ(両端が鎖、途中はワイヤー)で係留する。盪前処理設備LNG液化プラントで、トラブル無く天然ガスを液化するには、所定の仕様まで天然ガスの組成を調整する必要がある。ガス層からの天然ガスは、まずセパレータでコンデンセートと水を分離す図10FLNGトップサイドプロットプラン図11ハルのタンク計画2006.1. Vol.40 No.120タ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?る。コンデンセートはそれ単体で商品価値があるため、蒸気圧を調整後コンデンセートタンクに貯蔵する。セパレータで分離したガスは、酸性ガス除去設備にて二酸化炭素と硫化水素を除去する。酸性ガスは腐食の一因であることと、冷却した際に固体化ドライアイスとなって配管を閉塞するため、ppm(part per million)レベル以下に除去する必要がある。本スタディでは、BASF社がライセンサーであるaMDEAプロセスを採用した。aMDEAは大量のガスを処理でき、25パーセント以下の二酸化炭素濃度のガスに適用できる。また、併せて硫化水素やメルカプタンなどの酸性ガスを除去する。酸性ガスを除去した天然ガスは脱湿設備で水分を完全に除去する。水は0℃以下では凍るため、配管を閉塞する。また、0℃以上でも高圧である場合は天然ガスとともにハイドレートを形成してしまい、やはり配管を閉塞する。したがって、完全に水分を除去する必要があるためLNG液化プラントで一般に採用されるモレキュラーシーブ式の脱湿装置を採用した。モレキュラーシーブにより水分は0.1ppmまで除去される。天然ガスには、微量ではあるが水銀が含まれていることがある。水銀はアルミニウムを急激に腐食する性質を持つ。LNG液化装置の心臓部である主深冷液化熱交換器は、極低温でも脆性割れを起こさないアルミニウム合金を使用していることから、水銀も予め除去する必要がある。過去にアルジェリアのSkikuda LNGプラントでは水銀による腐食が原因で事故が起きている。水銀除去は炭素吸着により行われる。蘯液化設備本スタディでは、大規模ガス田へのFLNGの適用を考慮し、より大規模なLNGプラントをFLNGに搭載することを検討した。上述したとおり、陸上用には既に7.8MMtpa規模のLNG液化プラントが建設中ではあるが、稼動実績を重視し、LNG生産量は約5.0MMtpa(設計規模5.4MMtpa)を基本条件とした。必要とするガスの供給レートは860MMscfdであり、生産期間を20年とした場合の必要な埋蔵量は10Tcf弱である。設計に当たっては、LNG製造能力の観点からは、技術的に5.0MMtpa規模のプラント建設は可能である。しかしこれは陸上を前提としたときの話であり、洋上の海洋構造物の上という、環境的な面、アクセスやロジスティクスの面など多くの制約が課せられる条件を考慮に入れて、FLNG向けのLNG液化プラントの基本設計を行った。LNG液化プロセスについては、FLNGのスタディにおいて各種の方式が検討されており、カスケードについてはプロセスが複雑でスペースが必要なことからあまり適さないとの評価もあるものの、各種プロセスが適用可能である。本スタディでは、APCI社のDMRプロセスを採用した。これは、ShellがサハリンⅡで採用したShell独自のDMRプロセスと同様、予冷にプロパンではなく混合冷媒を使うプロセスである。また、冷媒を圧縮するコンプレッサーの動力に、ガスタービンではなく電気モーターを使用するeLNGを採用した。eLNGを採用した理由は、プロセスエリア内にガスタービンを置かなくてすむことから、より安全性が高いことと、スチームタービンを動力とする場合に比べて、電気モーターはメンテナンスが非常に簡単でスタートアップも容易であり、稼働率を高くすることが可能であるとの判断による。まだ陸上のLNG液化プラントでの稼動実績は無いが、現在建設中のノルウェーのSnohvit LNG Plant(Linde/StatoilMFCプロセス)で採用されており、現在最も注目を浴びている技術であり、洋上に適していると評価されている。また、DMRプロセスを採用した主要な理由は、以下の通りである。・爆発条件範囲の広いプロパンを大量に使わず(貯蔵せず)に済む・予冷と主深冷プロセスともに混合冷媒であり、プロセスが簡略化できる・主深冷液化塔の高さが抑えられる前処理された「きれいな」天然ガスは、液化工程の最初に混合冷媒により予冷される。予冷された天然ガスはスクラバーでペンタン以上の重質液分を落とし、主深冷液化プロセスへ向かう。重質液分は、LPG成分(プロパン、ブタン)とコンデンセート分に分離後、LPG成分は混合冷媒の補充用として貯蔵される。そして、天然ガスは主深冷熱交換器に流れ込み?150℃付近まで冷却される。熱交換器を出た後、ターボエキスパンダーで膨張させて更に温度を低下させ、End Flash VesselでガスとLNGに分離する。LNGはLNGタンクに貯蔵され、ガス分は昇圧され燃料ガスラインへ導かれる。冷媒は混合冷媒であり、冷媒を圧縮⇒冷却⇒膨張させるサイクルを繰り返すこととなる。冷却方法は近年、冷却水が入手しにくいLNG液化プラントで空冷方式が採用されている実績があるが、本スタディでは洋上であることと船上のプロットエリアを考慮して、海水間接冷却方式を採用している。この方式は、冷媒を冷やす冷却水を海水で冷却するシステムで、機器数は多くなるが、メンテナンスが容易で稼働率が高いという特徴がある。盻用役設備主要な用役設備は、前述の通り冷媒コンプレッサーの動力となる電気モーター等に電力を供給する発電設備、冷却水系設備や酸性ガス除去プロセスに必要なaMDEA溶液等を貯蔵、供給するケミカル関係設備などがある。発電設備については、動力のほとんどをモーターに頼ることから大きな発21石油・天然ガスレビューAナリシス表4LNGタンク方式と実績実績839126構造自立型船体構造一体型自立型?形態球形方形方形?LNGタンク方式モス型メンブレン型SPB型その他ブレンタンクは、SPBと同様に箱型のタンクを持つが、タンクが自立式ではなく、船体構造によってタンクを保持する。これまでに各種LNGタンク方式を採用したFLNGがデザインされており、いずれの方式もFLNGに適用可能であるといわれている。ただし、大型FLNGであれば広いデッキスペースの利用できるSPB型あるいはメンブレン型に利点があり、また小型FLNGであればLNGタンクとLNG液化プラントを、上下ではなく横に配置できる点でモス型が安全上の利点がある。船体(ハル)は当然のことながら、IMOの基準に従いダブルハル(二重船殻)式を採用している。ただし、SPB方式は設計時に詳細な応力解析や疲労解析を行い、仮にタンクに傷が出来ても、タンクの全面破壊には至らない設計となっており、想定されるLNGリーク量は微少であることから、二次防壁も必要最小限の設置となる。設計上の要求事項を満足するために、ハルの主要な仕様は表5の通りとなった。ハルの内部は、船首側から酸性ガス除去用のaMDEA溶液タンク、LNGタンク、中央付近に将来拡張用のスペースを残し、次にコンデンセートタンク、機械室区画となる。また、各種のタンクは長手方向の中央線を境にして左右にそれぞれタンクを持つ。そして、バラスト水は外側ハルと内側ハルの間と船体中央を長手方向に走る各タンクにも設けられる(図11参照=前出)。また、前述したトップサイドの総重量(Dry)は7万トンと評価された。一方、ハルの体積(排水量)は少なくとも35万立方メートルはあることから、十分な排水量余裕と安定性を有することがわかる。FLNGの動揺などの詳細な検討については後述する。眄操業性・安全性FLNGは長期間にわたり、海洋に係留し操業しなくてはならないが、気象・海象は常に変化し、波や風がFLNGを動揺させる。動揺が操業上および、安全上どのような影響を与えるかを解析的に検討した。船体の動揺が影響を及ぼす操業関連の対象として、トップサイドのLNG液化プラントやセパレータなどのプロセス機器類が挙げられる。大きな船体の傾きは、例えばセパレータでは油の出表5ハル主要目項目全長型幅型深さ喫水LNGタンク容量コンデンセートタンク容量内容472.0m82.0m38.6m13.7m250,000m3100,000m32006.1. Vol.40 No.122電能力を必要とするため、13機の航空機転用型ガスタービン(LM6000クラス、初期は11機)を設置することとなる。市場には、より発電能力の大きい工業用ガスタービンもあるが、船舶への搭載実績が無いことから、当該クラスのガスタービン発電機を採用することとした。眈出荷設備LNGの出荷方式は、海気象条件に対してSide by Sideによる係船が可能であることから、通常のローディングアーム方式とした。LNGの出荷設備は右舷に設置した。LNGはポンプによりLNGタンカーへ移送される。ボイルオフガスはリターンラインを通りFLNG側に戻り、燃料として使用される。一方コンデンセートの出荷は、通常の原油FPSOと同じフローティングホースによるものとし、出荷設備は船尾側に設置し、コンデンセートタンカーをタンデムに係留して出荷する。コンデンセートタンカーはFLNGに比して、船体の大きさが非常に小さくなる。このため、Side by Sideの場合、ウェザーベーンの影響や波の影響が大きいことからタンデム方式を選択している。眇船体・タンクLNGタンクは石川島播磨重工業が開発したIHI-SPB(Self-supporting Prismaticshape IMO type B)方式を想定した。表4に、現在LNGタンカーで使用されているLNGタンク形式を示す。IHI-SPB方式は1990年代に実用化された。タンクは箱型であり、デッキが平坦となりトップサイド設計がしやすく、ハルスペースを有効に利用できる。また、タンクは船体構造の一部ではなく、独立して自荷重と貨物荷重を支持することが出来る自立式であり、トップサイドの荷重がタンクに負荷することもない。LNG輸送船として最もイメージが普及している円球型タンクのモス型は、SPB同様に自立式タンクである。メンタ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?側ラインにガスが混入したりすることでプラントシャットダウンの一因が発生することとなる。動揺解析プログラムを用いて、設計寿命期間のAフィールドの海象条件においてFLNGの確率的動揺分布を求めた。プラントの最大許容角度は、比較的コンサーバティブ(保守的)な基準として5°を仮定した。計算の結果、FLNGの稼働率は長手方向、横方向の傾斜に対してともに100パーセントの稼働率を確保できることが判明した(図12)。次に、FLNGの安全上の観点からの動揺解析を行った。100年に1回程度しか来ないような台風条件における風と波によるFLNGの動揺を計算した。その結果、最大の傾斜角度は6.7°、トップサイドのプラントで最も高い位置にある機器に働く加速度は1.8メートル/秒2であり、船体、プラントともに損傷を受ける範囲に無いことが判明した(図13)。また、LNGタンクについても、動揺によるスロッシングでタンク構造に損傷を与えないことを確認した。このように、FLNGが安定でプラントの操業に悪影響を与えないことは、ひとえにFLNGが現存する最大級の原油タンカーと同程度に巨大な構造物で、波に対してほとんど同調しないためである。また、FLNGの安全性を第三者的に確認するために、ABSに委託して設計内容のレビューを受けるとともに、5日間にわたるHAZID(定量的負荷評価)を行った。HAZIDはFLNGの主要な設備ごとに、例えば定常状態に比べて流量が低下/過剰、圧力が上昇/下降、成分が変化、腐食が発生、内容物の漏洩、船舶の動揺といった事故要因(Cause)となるガイドワードを想定し、次に起こる事象(Consequence)を参加者で議論する。そして、考えられる事象の起こる頻度と深刻度をマトリックスに落とし込み、5段階の評価を行った。23石油・天然ガスレビュー図12操業条件での動揺性能図13設計条件(100年ストーム)での動揺性能この結果、重大な問題となるような、ランク1のリスクのものはないことが確認された。今回のHAZIDスタディの結果を表6に示す。ランク2?5のリスクの内、次の設計段階に進むに当たって検討すべき項目約50について、今後の対応等を表7に示す4段階に分けて議論され、特に赤や黄のランクに関しては、それらに対する対応策や、いつ対処するべきであるかといったことが席上で示された。設計レビューおよびHAZIDの結果を踏まえ、ABSは本スタディによるFLNGの設計については、現段階において問題が無いとし、ABSよりAIPを授与された。眩建造FLNGの大きさは、全長472メートル×船幅82メートルとなった。このため、実際にこのようなFLNGが建造できるのか、建造方法やドックおよびヤードのアベイラビリティ(利用可能性)に関して検討を行った。この結果、ある程度制限されるものの、これだけの大きさのハルを建造することのできるドックがアジアにおいて6カ所、また居住設備、LNG液化プAナリシスRank1Rank2Rank3Rank4Rank5131730032600112703144MajorCONSEQUENCESSeriousMinorIncidentalFrequentOccasionalRemoteImprobableLegend:1Very high risk; Recommendation required; Mitigation review required.2High risk; Recommendation required; Mitigation review required.3Significant risk; Recommendation at discretion of team; Mitigationsubject to ALARP.4Possible risk; Recommendation at discretion of team; Mitigationsubject to ALARP.表6HAZID結果体制・組織、人員、陸上サポートシステム、資材供給基地、船級調査費用などを考慮し、評価を行った。その結果、ここではその具体的な数値については省略するが、離岸距離が大きいガス田に対して、陸上LNGによる開発に対してFLNGが十分競合できるとの結果が得られた。眤 開発費・操業費スタディでは、FLNGの建造費について、2005年第1四半期におけるコスト評価を行った。FLNG建造費の内訳は、上載設備が67パーセント、ハルが21.5パーセント、LNGタンクが8.5パーセント、係留システムが3パーセントである。また操業費についても、FLNG操業表7リコメンデーションラントを構成する各モジュールは、組み立てヤードで使用できるクレーンの吊能力を考慮して設計したものであるが、アジアでは7カ所のヤードで組み立て・据え付けができることがわかった。上載設備のハルへの積載方法としては、Dual Shear Legs Crane方式またはJackand Skid方式により可能であることがわかった。建造期間については、長納品となる資機材をEPC契約締結・開始の半年前に発注し、施主支給物として建造を開始した場合、現地に据え付けてスタートアップできるようになるまでに約50カ月(4年2カ月)を要するという評価結果となった。建造期間については、今後の建造方法の検討やクレーン能力の増大によるモジュール数の減少などで短縮することも可能であると考えられるが、高油価に起因するドックの活況を考慮するとドックの確保もボトルネックとなる可能性がある。出来るだけ早い対処が必要。対処はレイアウト変更やその他の部分に影響を与えうる比較的早い対処が必要。対処は一部のレイアウト等に影響を与えうる詳細設計の前のFEEDで対処する必要がある詳細設計で検討するべきまたは、スタートアップ手順に盛り込む事項871025赤黄青緑レベル 指摘箇所数備考5.結論上に示した検討結果を纏めると次のことが言える。タンクを採用して検討を行い、十分な製品タンクスペース、バラスト水タンクを確保でき、かつ5.4MMtpaLNG製造規模のトップサイドを支持できる・トップサイドについては、LNG液化方式としてeLNG方式によるDMRプロセスを採用して設計を行い、十分技術的にハル上にプラントを配置することが可能である・ハルについては、SPBタイプのLNG・FLNGの動揺解析をおこない、所定の波浪条件では動揺に対しては100パーセントの稼働率を確保できる・安全性および設計の妥当性については、ABS よりAIPを授与され、現段階の設計として基本的に問題が無いことを確認した・建造工程を検討した結果、アジアでは何カ所かのドック、ヤードでFLNGを建造し、プラントを据え付けることが可能である・建造費並びに操業費を見積もった結果、離岸距離の大きなガス田において、LNG陸上プラントによる開発と十分競合できることを確認した2006.1. Vol.40 No.124タ現性高まる大型フローティングLNG?技術検討と市場の進化で海洋ガス田の商業化に新たな道?6.インプリケーション(今後の課題)今回のFLNGスタディにより、5.0MMtpa規模のFLNGは技術的にフィージブルであるとの結果が得られた。また、これまでの多くのスタディを通して、多様なサイズ、方式のFLNGが設計されてきており、十分に開発オプションの一つとなり得るとの結論を得ている。したがって、今後は具体的なガス田に対して次の設計段階に移行できるといえる。一方、FLNGはまだ実績が無いことから、FLNGを実際のフィールドに浮かべるようにするためには、更なるシステムの最適化、コスト低減を図るとともに、LNGチェーンの関係者に対して、操業安定性や安全性などのデモンストレーションを行っていくことが必要である。技術面では、今回採用したeLNGでは、冷媒用コンプレッサーの動力を電気モーターとしていることから、多数の発電用ガスタービンを必要とするが、より大きな能力のラインナップを転用することによりコンパクト化できる可能性がある。また、緊急用のフレアの最適化(配管や塔槽内の圧力上昇を防ぐ高度な保護機構(HIPPS:High IntegrityPressure Protection System)の導入による設計フレアガス量の最小化)、熱帯地域では気温が高く発電用ガスタービンの効率が悪いので、温度が低い深海水を冷却水として利用すること等による効率の向上などが考えられる。ビジネス面では、やはり世界最初のシステムということで、FLNGとしての新たなビジネススキームを検討する必要があるかもしれない。LNGを取り巻く環境は変化しており、供給側は東南アジア、購入側は日本という構図は、大きく変り、供給サイド、購入サイドともにプレーヤーは増加するとともに、購入サイドの供給サイドへの進出も多くなってきている。また、LNG仕向地条項も緩和されてきており、スポット取引も増加している。この様な流れを踏まえて、販売促進と経済性の確保を両立できるようなアイデアで、FLNGの実用を図る必要があると考える。7.謝辞本稿の執筆に当たり、貴重なアドバイスを頂いた日揮譁の岸本直彦様、(株)海洋工学研究所の佐尾邦久様、並びに本スタディにご協力いただいた関係各位に、この紙面をお借りして御礼申し上げます。参考文献1.鈴木信市、中小天然ガス田マネタイゼーションの新展開、石油・天然ガスレビュー、Vol.39. No.5、2005.092.石油・天然ガス開発技術調査グループ(JOGMEC)、海洋工学ハンドブック第三版、2005年3月3.小島正則/宮闢信一、米国で活況を呈する洋上LNG受入基地プロジェクト、石油・天然ガスレビュー、Vol.38 No.1、2005.014.宮闢信一、LNGビジネスの本質を理解するための液化プラント必須知識、石油・天然ガスレビュー、Vol.39 No.2、2005.035.http://www.gurf.org/(GURFホームページ)6.http://www.intsok.no/(INTSOK社ホームページ)7.http://www.oilonline.com/8.http://www.shell.com/(Shellのホームページ)9.http://www.sbmimodco.com/gbu/LNGOffloadingSystems.aspx(SBM社ホームページ)10.http://www.fmctechnologies.com/LoadingSystems/EngineeredProducts/OffshoreLoadingSystems/TandemBoomToTanker.aspx(FMC社ホームページ)11.旧石油公団・三菱重工業、平成11年度LNG FPSOに関する技術開発調査、平成12年3月12.http://www.marin.nl/Upload_Files/report%2081.pdf#search='lng%20offloading'(MARIN社ホームページ)13.Floating LNG Production Facility、OTC16155、May, 200414.旧石油公団、液化天然ガス(LNG)技術ハンドブック、平成12年2月25石油・天然ガスレビューAナリシス著者紹介宮田 和明(みやた かずあき)大阪府出身、岡山で幼少を過ごし、東京にて育つ。早稲田大学大学院理工学研究科修了後、1998年に旧石油公団に入り、石油開発技術センター、技術部に勤務。JOGMEC発足後、公団技術部業務を引き継ぐ石油・天然ガス開発技術調査グループに勤務し、現在に至る。現在、プロジェクトの開発計画審査および、主に施設関係の調査などを担当。趣味は、スキー、読書。芦原 均(あしはら ひとし)鹿児島県出身。早稲田大学資源工学科修了後、1998年に石油資源開発譁に入社。秋田で坑井テストエンジニアリングおよび坑井管理を担当後、2003年より旧石油公団に出向している。現在は、JOGMECで開発プロジェクトの施設審査を担当。趣味は、フットサル、イベント作り、ブログなど。中村 新(なかむら あらた)大阪府出身、名古屋育ち、東京在住。早稲田大学大学院理工学研究科修了後、1984年に旧石油公団に入り、技術部、石油開発技術センター、天然ガス・新石油資源事業部、天然ガス・プロジェクト企画部での勤務のほか、出向により中国、ベトナムの2つのオペレータープロジェクトに参加。2004年に国際石油開発㈱に移籍。現在、GTL/DMEの研究開発、FLNGのスタディなどを担当。趣味は、読書、テニス、ゴルフ。内野浩輝(うちの こうき)神奈川県横浜市出身。慶應義塾大学法学部政治学科卒業後、1998年に三菱商事株式会社入社。プラント・船舶本部化学プラント部配属後、LNG事業本部サハリンプロジェクト部(現、天然ガス事業本部サハリン事業ユニット)にてLNG Marketing、およびFinance業務に従事。現在、プラントプロジェクト本部化学プラントユニットにて、FLNGスタディ含む、天然ガス関連プロジェクトを担当。趣味は、スポーツ観戦、食べ歩き等。2006.1. Vol.40 No.126
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2006/01/20 [ 2006年01月号 ] 宮田 和明 芦原 均 中村 新 内野 浩輝
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