ページ番号1006239 更新日 平成30年2月16日

特集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深 2,000m を超えた生産井 ─油・ガス田開発の進歩

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レポートID 1006239
作成日 2006-09-20 01:00:00 +0900
更新日 2018-02-16 10:50:18 +0900
公開フラグ 1
媒体 石油・天然ガスレビュー
分野 技術探鉱開発
著者
著者直接入力 佐尾 邦久
年度 2006
Vol 40
No 5
ページ数
抽出データ アナリシス株式会社海洋工学研究所 代表取締役kfh02354@nifty.com佐尾 邦久特集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩 石油開発技術は、地域的な必要性に対応して進歩し、短期間のうちに世界的に普及する傾向にある。大水深開発は、1990年代には北海とメキシコ湾およびブラジルで進められ、その成果が西アフリカと東南アジアに応用されてきた。近年のエネルギー需要の増大と高油価が続く環境の中で、世界の石油・天然ガス開発の対象は、寒冷・極地などの難開発地域や天然ガスさらに重質油へと拡大しているとともに、再び大水深開発への関心が高まっているように見受けられる。すなわち、埋蔵量を確保するためには大水深や極地などの開発が難しい地域と、これまで利用しにくかった資源に挑戦しなければならないという事実と、大水深でも大埋蔵量の構造が存在するという事実に基づいて開発が進められている。歴史的に見ると、北海、メキシコ湾、ブラジル沖、西アフリカでは、大水深開発を進めなければならない、次のような必然性が存在している。北部北海:特にノルウェー西岸のフィヨルドは、陸から直ちに水深300mの海が広がり、そこに巨大油ガス田が存在するとともに、ノルウェーと英国はエネルギー自給、さらに輸出を図った。メキシコ湾:浅海域には多数のプラットフォームと陸上へのパイプライン網があり、このインフラに接続するタイバック(Tie-back)により、大水深域油ガス田を低コストで開発できるとともに、1980年代以降、大水深域でも埋蔵量の多い油田が発見された。ブラジル沖:Campos Basinは大水深ほど埋蔵量が多く、南半球にあるため、ヨーロッパの冬に稼働できない作業船を有利に調達できる。西アフリカ:ブラジル沖と同じ地質構造を有し(すなわち、大水深に巨大油ガス田が存在し)、南部・中部北海での生産が縮小してきたメジャーが、歴史的な関係と地理的近さから新たな埋蔵量確保に進出しやすい。 このような必然性の中で、1990年代以降急速に進められてきた大水深開発の技術、最新動向、今後の展望を報告する。Subsea Well (SPS)PlatformFPSFPSOJacket/GBS/TowerSPARSPSTLPProven Technology198019851990199520002005Production Start Year図1大水深開発実績2,5002,0001,5001,000500Water Depth (m)019751. 大水深開発技術(1)海洋開発の現状 まず、現在までの到達点を示す(図1)。図には、水深300m以上の開発実績がプロットされている。大水深開発は1990年代に急速に進展し、実績の上限をProven Technologyと見なせば、21世紀に入り水深1,500mを何らかのコンセプトで開発できることがわかる。 このような状況を反映して大水深の定義は変化し、90年代初頭には大水深300m、超大水深1,000mとされたが、現在は、超大水深を1,500mという人31石油・天然ガスレビューAナリシスMulti-channel StreamerActive Section(white:ch1?ch96)Research VesselLead in CableTail BouyStretch Section(red)ch1ch2ch96WeightSectionDepth Controller(blue)Water Break & Depth Meter(green)図2三次元地震探査法Discovery of Deepwater FieldsBrazilGOMWest AfricaGOMBrazilWest Africa19851990199520002005Year図3大水深油ガス田の発見掘削リグ水平掘削大偏距掘削油層図4水平掘削と大偏距掘削3,5003,0002,5002,0001,5001,000500Water Depth (m)01980分程度にまで減少できる例もあり、油層が薄く埋蔵量が小さい油田の開発も可能となった。水平坑井は、垂直坑井に比べて油層内での接触面積が大きいため、1坑井当たりの生産性は垂直坑井の20倍程度といわれている。 大偏距掘削は、一つの場所から広い範囲の油層に到達することを可能にし、生産処理用のプラットフォームの数を減らし、隣接フィールドの開発を2006.9 Vol.40 No.532メキシコ湾、西アフリカの大水深海域でも大きな発見が続いた(図3)。ょい井せ距き? 掘削技術 掘削技術の革新は、水平掘削へん(Horizontal Drilling)と大偏掘削(Extended Reach Drilling)に代表される(図4)。水平坑により生産性と回収率が大幅に向上した。垂直坑井に比べて油・ガス田全体の坑井数を半こうが多い。世界にジャケット(Jacket)プラットフォームは約7,000基あるが、水深300m以上のジャケットはわずか7基である。大水深を300mとする根拠はこのあたりにある。(2)大水深の探鉱から開発 石油ガスの開発生産技術は、探査・掘削・開発・生産に大別される。これらの各技術分野で、どのような技術開発が行われて大水深開発が可能となったかを考察する。? 探査技術 探査技術の革新は、三次元地震探査法(3D震探)の発達に代表される。探査精度が大幅に向上し、試掘井の成功率は、一般には、二次元(2D)震探による試掘成功率が20%程度であったのに対して、3Dでは30~50%程度に向上している。さらに、最大では70~90%に達するともいわれている。正確な油層構造を知ることにより、適切な開発システムを設計し、開発コストを削減するとともに、開発リスクを大幅に軽減することができるようになった。 3D震探のデータの精度と情報量の向上は、探査船の測位技術の向上、ストリーマー曳能力の向上、コンピューターの情報処理能力の向上によって可能となった。航行船舶の位置は、GPS(Global Positioning System)により誤差が1m以下になり、船舶が大型化して、6,000mのストリーマーを8~12本曳航できるようになった(図2)。データ処理技術の向上により、地震探査から数週間で構造を解釈できるようになった。3D探査船は1980年代以降数多く建造され、現在、ストリーマーを6本以上曳航できる探査船は38隻稼働していて、うち10本以上は13隻、20本曳航できる船舶が4隻ある(Offshore Magazine, March, 2006)。その成果として、北海の巨大油ガス田の発見に続き、ブラジル沖と航こえいうチ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩Year図5200020101970198019901,5001,0003,5003,0002,5002,000試掘井と生産井の掘削記録Producing Well Record : GOM MC 657 Coulomb2,314mDrillship with DPSDiscoverer Deep Seas (Transocean Sedco Forex)Deepest Foating Facility : 1,920mGOM MC 474 Na Kika FPSExploration Record : 3,051m(GOM Alaminos Canyon Block952)Exploration DrillingPlatform/Floating FacilitySubsea Production Well出所:"2004 Deepwater Solution & Records for Concept Selection", Offshore June 2004より作成可能にした。大偏距掘削の最長記録は英国のWytchで、1998年に陸上から海洋に向かって掘削された10.1kmである。また、1坑井から複数の油層に枝分かれするマルチラテラルウェル、複数の油層を貫くデザイナーズウェルが採用され、経済性を飛躍的に向上させた。BPはアラスカのPrudhoe Bay地区において、5層を対象に五つのマルチラテラルウェルを掘削し、130km2の油層から3,500bpdの油を生産している(Oil & Gas Journal, May 2, 2005)。97年11月に生産を開始したHibernia(St. John’s Newfoundland沖315km、水深80m、可採埋蔵量615MMbbl、13万5,000BOPD、重力式プラットフォーム)では、海底仕上げ井に代えて大偏距掘削井を採用することで、プロジェクト全体の開発コストを20%削減したと報告されている。 ドリルパイプの設計も改良された。従来は10mの単管を現場接続していたが、1990年代前半にコイルド・チュービング(Coiled Tubing)とよばれる小型軽量の連続チュービング(ドラムに巻き取られている)が実用化され、掘削時間とコストを削減した。また、ワークオーバーにも利用され、生産コストの削減にも寄与してきた。 MWD(Measurement While Drilling)の小型化と検知能力の向上により、ビットの制御が向上した。掘削方向を自由に変えて正確な掘削が可能となり、薄い油層から効率的に生産できるようになった。 大水深の掘削では、大容量のデリックを搭載した最新鋭のリグが次々と建造されつつあり、水深3,000mの掘削も可能となってきた。1999年から2000年にかけて、Pride、Trans Ocean、*1:Dynamic Positioning System(動的位置保持システム)複数個のスラスターの出力を制御して、船舶や海洋構造物を一定の位置にとどめるアクティブSedoc Forex、R&D Falcon等の大手リグコントラクターにより、26基の大水深リグ(セミサブ16基、ドリルシップ10基)が建造された。リグの建造ブームは2002年がピークで、2003年4月現在、水深3,000ft(約900m)以上で稼働できるリグは89基(シップ36基、セミサブ53基)となっている。これらの大水深リグは、チェーンやワイヤロープによる係留ではなく、スラスターを用いたDPS*1により位置保持をしていて、IMO*2の定める冗長性の高いDP3またはDP2のクラスを取得している。 最大掘削記録は、2003年のメキシコ湾(Gulf of Mexico:GOM)のAlaminos Canyon Block 952におけるドリルシップDiscoverer Deep seas(Transocean Sedco Forex社)の3,051mである(図5)。① 浮遊式生産システム ジャケットは世界中に約7,000基あり、海洋石油ガス生産の主力となっている。しかし、その製作据え付けコストは、水深の増加に対して大きく増加するため、大水深では経済性が失われる。ジャケットの最大水深記録は、GOMのBullwinkleの水深412mで、1988年に生産を開始して以来、この記録は更新されていない。その間、大水深開発に適用されてきたシステムは、ほとんどが浮遊式である。FPS*3やFPSO*4およびSPAR*5などの浮遊式生産システムの係留には、ワイヤロープ、チェーン、ポリエステルロープなどが用いられる。材料費が安く、設置が容易で、水深が増加しても構造物のコストはほとんど変わらず、係留索鎖のコスト増加も小さい。げ井とその遠隔操作、さらに海中作業用のROV(Remotely Operated Vehicle)等で(図6)、大水深ではこれらの曳航・輸送・設置工事は重要な技術である。? 開発技術 開発技術の要は、石油やガスを生産するプラットフォームの大水深対応、フレキシブルライザーおよび海底仕上Water Depth (m)50001960な位置制御システム。*2:International Maritime Organization(国際海事機関)国際連合の下部組織で、船舶の航路、交通規則、港湾施設の統一化を図るための統一規格の制定、船舶や海洋構造物の安全性の基準、海洋汚染を防止するための基準などを制定している国際機関で、本部はパリにある。*3:Floating Production System(半潜水型浮遊式生産システム)セミサブを用いた浮遊式生産システム。*4:Floating Production, Storage and Offloading System(浮遊式生産貯油出荷システム)船舶を用いた浮遊式生産システムで、数日から数週間分の生産量を貯蔵することができ、出荷はシャトルタンカーで行うためパイプラインが不要で、小規模油田や大水深油田に適している。*5:直立円筒形海洋石油ガス生産システム。動揺が小さく、掘削・ワークオーバーリグを搭載できる。33石油・天然ガスレビューA 係留 石油生産プラットフォームには、波や風の中での揺れや変位を小さくし、海底から生産される流体を輸送しているライザーに悪影響を与えないことが必要である。そのためには、構造物自体が波や流れから力を受けにくいような構造であること、構造物を一定の範囲内にとどめるだけの硬さと強さを持った係留が必要となる。係留方法には、ワイヤロープやチェーンとアンカーを用いる伝統的な索鎖係留と鋼管による緊張係留がある。索鎖係留はFPSO、FPS、SPARに用いられている。緊張係留で係留されたシステムをTLP*6と呼ぶ。また、索鎖係留の大水深対応として、1997年以降ポリエステルロープが利用されるようになった。【索鎖係留】 大水深で採用されている係留は、係留索鎖の材質と展張方法により、次の2種類に分類される(図7)。*  カテナリー係留(Catenary Mooring):チェーンの自重で復原力を得る方法*  トート係留(Taut Mooring):ロープの伸びで復原力を得る方法 カテナリー係留では、チェーンとワイヤロープおよびドラッグアンカー(Drag Anchor)が用いられる。 トート係留はアンカー部に上向きの張力が作用し、ドラッグアンカーでは引き抜ける可能性があるため、サクションアンカーまたはパイルアンカーが用いられる。カテナリー係留に比べてトート係留は浮体からアンカーまでの水平距離が短く、海底に接する部分がないのでフローラインとの干渉を避けることができる。係留ロープに合成繊維索を用いると浮体の負担が少なく敷設も容易なので、Petrobrasでは他アナリシス浮体・プラットフォームの大水深対応 Deepwater DrillingDPSMooring (Conventional Catenary) ROV (Operation) Flowline Assurance海底仕上げ井とその遠隔操作 Tendon SCRFlexible Riser& Umbilicalフレキシブルライザー ROVMooring(Tuat) Rigid Riser Multi Phase Pump orSubsea Separator 図6大水深開発に必要な技術カテナリー係留:チェーン・ワイヤロープトート係留:ポリエステルロープDrag Anchor係留半径 ≒ 水深係留半径 ≒ 水深係留半径 ≒ 水深の3倍図7カテナリー係留とトート係留社に先駆けて積極的に採用している。 また、係留索鎖を浮体のどの位置に取り付けるかにより、次の2種類の方法がある(図9の説明参照)。*  多点係留(Spread Mooring):浮体の3カ所以上を索鎖で係留する*  一点係留(Single Point Mooring):浮体の1カ所をタレット係留(Turret Mooring)する 多点係留は1970~80年代、水深500m程度以下の海域で応用されてきた。係留ラインは全長がチェーンである。90年代に水深500~1,000mで生産するようになると、重量を軽減するためにチェーン・ワイヤロープの組み合わせが用いられるようになった。さらに、水深1,000m程度以上ではトート係留が採用されるようになった。 一点係留はFPSOに採用されている独特の係留方法である。FPSOは大型タンカーを改造したものが多く、長さ300m、排水量20万トンを超えるものもある。巨大な浮体が係留状態で受ける外力を小さくするために、外力が最小となる方向に追随して浮体が自動的に回転(Weather Vane)できる機構(図8)を有している。この機構をタレット(Turret)と呼び、タレットには係留索鎖と生産流体を輸送するフレキシブルライザーが接続されている。すなわち、タレットは係留により海底から多点係留で拘束され、FPSOはタレットに一点係留され、生産流体はタレット内部のスイベル機構を経てFPSOに送られる(図9)(図の右方の船舶は原油を輸送するシャトルタンカーである)。*6:Tension Leg Platform(テンション・リグ・プラットフォーム)海底に固定されたテンドンで浮体を海中に引き込んで余剰浮力をかけた半潜水式の浮体で、上下動がなく掘削・ワークオーバーリグを搭載できる。2006.9 Vol.40 No.534チ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩【緊張係留】 緊張係留(Tension Leg Mooring)は、鋼管製のテンドン(Tendon)でセミサブ型の構造物を海底から拘束するシステムである。構造物はテンドンで海面下に引き込まれ、すなわち余剰浮力を有し、テンドンには常に正の張力が作用するよう設計されている。この張力により水平面内の復原力が得られる。また鉛直方向には運動しないことが重要な特徴である(図10)(厳密にはテンドンの伸びと水平面内運動による2次的変位があるが微少である)。③ フレキシブルライザー(Flexible Riser) FPSとFPSOは、係留により緩やかに拘束されているので、変位や運動が大きい。生産流体を海底面から浮体に送るライザーが鋼管(Rigid)であると、風波Weather Vane :浮体の一点を拘束すると、浮体は外力が最小になる方向に向く潮流図8一点係留システムの概念Wind Force Wave ForceRestoring Force Current Force Tendon Tention Reaction Force図10緊張係留システム(TLP)35石油・天然ガスレビュー荒天時に破損する。そのため、浮体の運動や変位を吸収できるフレキシブルライザーが採用される(図11)。④ 海底仕上げ井とアンビリカル フレキシブルライザーを採用する場合、ライザーは湾曲しているため井戸を掘削・補修するためのパイプやワイヤラインを通すことができない。そのため、井戸を制御するクリスマスツリー(Christmas Tree)は海底に設置され、ツリーとチュービング(生産用のパイプ)を接続する海底仕上げという技術が実用化されている。クリスマスツリーのバルブ等は、アンビリカル(Umbilical Cable)(図12)から伝達される信号と動力によって遠隔制御されている。⑤ ROV 人間の潜水作業限界は300mである。このため、大水深では機械作業が必要である。海底のクリマスツリーの設置つなやフローラインの繋ぎ込み、あるいは保守点検にはROVが利用される。ROVの稼働水深は近年大きく向上し、海洋石油開発・生産に用いられる大型のWork Class ROV(図13)には、水深1,000mで使用できるものが1,000基程度あり、水深2,000m以上で使用できるものは数百基以上ある。図のROVの諸元は次のとおりである。長さ×幅×高さ-重量 =2.46m×1.52m×1.85m-3,300kg推力=450kgスラスター:水平4基、鉛直3基自動制御運転モード:方位、深度マニュピレーター:2基(17機能+15機能)TurretはCatenary Chainで多点係留され、FPSOはTurretに一点係留されているShuttleTankerFPSOTurretCatenary ChainPLEMSubsea Tree 図9FPSOの係留システムInterlocked Steel CarcassCarcass Pro?leInternal Themo-Plastic SheathInterlocked Steel Pressure LayerZeta Pro?leCrosswound Flat Steel ArmorsFlat Armor Pro?leExternal Themo-Plastic Sheath図11フレキシブルライザーE 海洋工事 大水深域は一般に遠隔地である。大型の構造物を設置する場合、天候が急変しても簡単に避難することは難しいため、作業は迅速に進めなければならない。そのために大型のクレーン船が開発されている。世界最大のクレーン船は7,000ton吊りのクレーンを2基有し、1万ton級の構造物を扱うことができる。大水深に応用されている生産設備のうち、完成状態で曳航できるFPSOとFPSの設置要領は次のとおりで、設置作業は比較的容易である。① アンカー・係留ロープなどを現地にバージ(Barge)で輸送し、仮敷設する。② FPSO/FPSを現地に曳航し、仮敷設してある係留システムに接続する。③ フレキシブルライザー・アンビリカルを展張船で繰り出し、FPSOとPLEM*7に接続する。 GBS*8も完成状態で曳航できるが、排水量が大きくかつ曳航抵抗が大きいため、5~10隻のタグボートによる曳航が必要である。しかし、現地に到着すれば注水・着底して設置を完了できるため、設置作業は比較的容易である。 これに比べて、ジャケットとCPT*9等の固定式とTLPおよびSPARは、完成状態では不安定であるため、上載構造と主構造は別々に現地輸送・曳航され、現地でクレーン船により上載構造を主構造に搭載・結合する。SPARの場合、手順は次のとおりである(図14)。① アンカー・係留ロープなどをバージで現地に輸送し、仮敷設する。② SPARを現地に曳航し、到着後注水して直立させ、仮敷設してある係留システムに接続する。③ 上載構造をバージに搭載して現地に曳航し、到着後クレーン船で吊り上げてSPAR上に搭載・結合する。④ 井戸を掘削し、あるいは掘削してある井戸に生産ライザーを接続し、さらに出荷SCR*10を接続する。? 生産技術 油層の生産状況の的確な把握によるテザーケーブル浮力材前方監視ソナーアナリシスPower ConductorSignal PairPP String FillerBinding TapeHydraulic HosePP String FillerBinding TapeThermoplastic Inner SheathGalvanized Stell Armor WireBinding TapeThermoplastic Outer SheathLongitudinal Stripe図12アンビリカル生産効率の向上、ガスや水の圧入による生産圧力の維持による回収率の増大、長距離化するフローラインの保全技術の進歩などにより、大水深の生産効率が飛躍的に増加した。特に、海底面のサブシーウェルヘッド(Subsea Wellhead)からプロセスプラットフォームまで、生産流体を多相流のまま送る技術は重要で、DeepStar(次項?-?参照)やPROCAP2000/3000(?-?参照)など多くの研究開発が行われている。 生産が開始されてから3D震探を実施し、時系列的に比較すると、油層内スラスタ電子機器容器電動油圧ポンプ7自由度マニピュレーターTVカメラバン/チルト装置Perry Slingsby Systems出所:http://www.singlebuoy.com/HTML/PressRoom/Downloads.htm(右側)図13Work Class ROV*7:Pipe Line End Manifold:海底パイプラインと構造物との接続点やパイプラインの分岐点などに設けられるマニフォールド。*8:Gravity Base Structure(重力式プラットフォーム)フィヨルドの発達した北海で多く用いられている海洋石油・ガス生産システム。着底して掘削・て波力と慣性力が相殺(そうさい)されるように設計されている固定構造物。*10:Steel Catenary Riser:生産した原油やガスを陸上に送るラインで、パイプラインをそのままプラットフォームに立ち上げた形式。生産を行う。*9:Compliant Piled Tower(コンプライアント・パイルド・タワー)ジャケットと同様の骨組みの構造物であるが、はるかに細長く、波との同調を避け2006.9 Vol.40 No.536チ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩の水の存在、ガスと水の比、圧力変化などが把握できる。その情報に基づいて水やガスの圧入量を適切に設定すれば、回収率を増大することができる。このような時系列的な比較を、4D震探という。たとえば、英領北海のFoinavenでは1995年に3Dを実施し、さらに生産開始数カ月後に再び3Dを実施し、両者のデータを比較すれば、回収率を40~50%から65~70%に向上できると予測された。ノルウェーのGulfaks、Oseberg、Statfjodの平均回収率は60%弱と推定されてきたが、StatoilはStatfjod(原始埋蔵量3,680MMbbl、1979年生産開始)の回収率を70%まで引き上げる計画を実施している。同油田は当初、今世紀中に生産を終了する予定であったが、マルチラテラルウェル、震探、ガス圧入などを導入した結果、生産期間を23年間延長し、2020年まで生産することになった。Osebergeでは、1991年からTrollのガスを圧入して石油生産の増大を図っており、Osebergがガス生産を開始する2000年からは、圧入したTrollのガスも同時に生産している。? コスト削減 コスト低減は技術革新だけでなく、ルールや基準とも密接に関係するため、国を含めた努力が行われている。同時に税制面での緩和や優遇も行われ、英国とノルウェーでの生産量の増大に寄与している。要素機器の仕様の標準化、基準や書類の標準化、契約の合理化などが行われてきた。 契約は、従来の請負契約(Lump Sum Contract)から、アライアンス(Alliance)とよばれる契約方式が多く採用されるようになってきた。アライアンスでは、発注者と受注者が共同のチームを編成し、プロジェクト全体を管理し、リスクと利益を一定の範囲内で共有する。組織がスリムになり、意思決定がスムーズに行われ、無駄が省かれる。結果として、技術移転と石油業界の縮小につながった。(3)大水深開発システム? 実績 2005年までに大水深に設置された生産設備は、撤去されたものを含めて次のとおりである。 ? GBS:1基最大水深303mNorth SeaTroll East Gas, Statoil1996年 ? Jacket:7基最大水深412mGOMBullwinkle, Shell1989年 ? CPT:3基最大水深535mGOMPetronius, ChevronTexaco1999年 ? TLP:20基最大水深1,432mGOMMagnolia, ConocoPhillips2004年UpendingInstallation CompletedWet TowMating図14SPARの曳航・設置Lifting出所:Offshore Engineer, January 2003.37石油・天然ガスレビュー@? SPAR:13基最大水深1,710mGOMDevisTowerDominion E&P2004年 ? FPSO/FSO:41基最大水深1,853mBrazilRoncador, Petrobras1999年 ? FPS:22基最大水深1,920mGOMNaKiKa, Shell2004年 ? SPS*11:83基以上最大水深2,314mGOMCoulomb, Shell2004年 深海の井戸からフローラインでより浅海の(多くの場合既存の)生産設備(多くの場合Jacket、浮遊式も少なくない)につなぎ込むSPSは、浅海域のインフラが発達している地域では、コスト面で最も有力な候補である。シャトルタンカーで原油を出荷できるFPSOは、インフラのない地域や遠隔地の単独開発では有力なシステムである。FPS、TLP、SPARはその特性に応じて採用される。固定・着底型のJacket、CPT、GBSの水深限界は300~500mほどである。以下に、浮遊式生産システムに関して簡単に特徴を記す。? FPSO FPSO(図15)の特徴は、原油を貯蔵しておいてシャトルタンカーに出荷できること、超大水深にも対応できること、タンカーを改造して利用できること、大生産にも対応できること、穏アナリシス海域では多点係留によりコスト削減を図れること(図16)、タレット係留により厳海域でも採用できること等であ(図17)(図は浅海域のFPSOを含む)。る? FPS FPS(図18)の特徴は、FPSOと比較して外力や動揺が小さいこと。そのためタレットは不要であるが、鋼管のライザーを採用できるほどには動揺が出所:Lean Meek "Offshore East" Heerema図15FPSOの概念>1001m(6%)unknown(1%)301-1000m(17%)Unknown(11%)New Build(27%)101-300m (29%)<100m (48%)Conversion(62%)(a) Water Depth Range(c) Conversion or New Buildunknown(15%)>100,000bpd(13%)DPS Assist(5%)<50,000bpd(45%)Buoy(29%)50,000-100,000bpd (27%)(b) Production Range(d) Mooring図16FPSOの適用範囲Unknown(6%)Spread(17%)Turret (48%)*11:Subsea Production System:Subsea Tie-Back Systemとも言う。サブシーウェルヘッドと浅海域にあるプラットフォームをフローラインで接続して生産するシステム。狭義には、海底にセパレーターを設置して生産流体を油・水・ガスに分離するシステムをいう。この場合、海底面で圧力が開放されるので生産量が増加し、また水が分離されるのでハイドレート生成が緩和される。2006.9 Vol.40 No.538チ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩小さくないので、フレキシブルライザーは必要である。セミサブリグからの改造が多く(全体の90%)、改造では次のような考慮が必要である。 ?  居住区の拡大(セミサブリグ:80~90人、FPS:90~120人) ?  安全設備(救命艇等)の収容能力・個数の増加 ?  プロセス設備、海底ウェルヘッド制御、発電機等のユーティリティーシステムの交換・増設 ?  新規増設機器等に対する火災・ガス探知装置および消火設備の増設 ?  長期連続操業(点検のためのドック入りをしない)に対する安全性の確保(累積疲労を考慮した係留システムのグレードアップと船体構造の補強)? TLP TLPは、掘削・ワークオーバー装置、プロセス装置等を搭載した浮体と、係留用テンドンとその海底基礎、生産用リジッドライザーおよび坑井テンプレート等から構成される(図19)。浮体の構造形式はセミサブと類似しているが、係留方法が異なる。セミサブの係留はカテナリーであるが、TLPの係留は、TLPと海底基礎とをパイプ(テンドン)で接続し、浮体の余剰浮力を利用して定点保持する緊張係留方式である。これまでに建造されたTLPは合計20基あり、設計または建造中が3基ある(図20)。実績の第1基はConocoのHutton TLPで、1984年に水深145mに設置された。しかし、この水深はTLPの利点を発揮できる水深ではなく、テスト的な意味合いが強く、2001年に生産を終了してすでに撤去された。また、北海にあるHeidrunのみがコンクリート製で、その他は鋼製である。地域的にはGOMに大多数の15基があり、ブラジル沖のみは実績がない(?-?参照)。39石油・天然ガスレビューUK 20UK 20UK 20UK 20UK 20Norway 7Norway 7Norway 7Norway 7Norway 7Italy 1Italy 1Italy 1Italy 1Italy 1Tunisia 2Tunisia 2Tunisia 2Tunisia 2Tunisia 2Cote d'Ivoire 2Cote d'Ivoire 2Cote d'Ivoire 2Cote d'Ivoire 2Cote d'Ivoire 2Egypt 1Egypt 1Egypt 1Egypt 1Egypt 1Nigeria 5Nigeria 5Nigeria 5Nigeria 5Nigeria 5EquiatorialEquiatorialEquiatorialEquiatorialEquiatorialGuinea 3Guinea 3Guinea 3Guinea 3Guinea 3Angola7Angola7Angola7Angola7Angola7Gabon 1Gabon 1Gabon 1Gabon 1Gabon 1Congo 2Congo 2Congo 2Congo 2Congo 2South Africa 1South Africa 1South Africa 1South Africa 1South Africa 1Vietnam 7Vietnam 7Vietnam 7Vietnam 7Vietnam 7Thailand 2Thailand 2Thailand 2Thailand 2Thailand 2Malaysia 3Malaysia 3Malaysia 3Malaysia 3Malaysia 3China 9China 9China 9China 9China 9Philippines 1Philippines 1Philippines 1Philippines 1Philippines 1Indonesia 5Indonesia 5Indonesia 5Indonesia 5Indonesia 5Australia 7Australia 7Australia 7Australia 7Australia 7Canada 1Canada 1Canada 1Canada 1Canada 1Mexico 2Mexico 2Mexico 2Mexico 2Mexico 2New Zealand 1New Zealand 1New Zealand 1New Zealand 1New Zealand 1Brazil 13Brazil 13Brazil 13Brazil 13Brazil 13図17稼働中のFPSOllFloating Production VesseFloating Production Vesse Semisubmersible Hull Semisubmersible Hull Oil/Gas/Water Separation Oil/Gas/Water Separation Subsea Wellhead Control Subsea Wellhead Control Accommoadtion Accommoadtion Heliport Heliport Flare FlareWater Injection LineWater Injection LineControlControlUmbilicalUmbilicalSatellite Wellhead FlowlineSatellite Wellhead FlowlineFlexible Risers/UmbilicalsFlexible Risers/UmbilicalsRiser/UmbilicalRiser/Umbilical Midwater Arch (Buoyancy Tank) Midwater Arch (Buoyancy Tank) Riser Base Riser BaseWellhead BaseWellhead BaseMooring LineMooring Line図18FPSTopsides (Production/Utility)AccommodationSemisubmersibleHullTendonWireline WorkoverWireline WorkoverRiser/BOPRiser/BOP CraneDeckProduction RiserExport SCR(Steel Catenary Riser)Foundation PileFoundation TemplateWell図19TLPの構成要素Aナリシス出所:Offshore Magazine, October 2005, "2005 World Survey of TLPs," TLWPs図20稼働中・計画中のTLP出所:"Technologies and Products: Floating and Fixed Facilities", Technip13254図21稼働中のSPAR815Ormen Lange7119121361014161718図22北部北海と北太平洋の開発2006.9 Vol.40 No.540? SPAR SPARの特徴は上下動が極めて小さく、TLPと同様クリスマスツリーをプラットフォーム上に搭載し、掘削・ワークオーバーができることである。Oryxが1996年に、GOMのNeptune(Viosca Knoll 826、水深588m)に世界初の生産用SPARを設置し、97年より生産を開始した。構造物の大きさは、長さ160~200m、直径20~40mの巨大なシリンダーである。生産用SPARの実績は、GOMのみで13基(図21、図には最大水深1,710mのDevis Towerがない)ある。最初の3基はシリンダー構造であったが、4基目以降は下部が減揺機能を兼ねたトラス(Truss)構造となっており、Truss SAPRとよばれる。そのほかにユニット建造によるコスト削減を図ったCell SPARがある(図21のRed Hawk)。 係留はポリエステルロープによるトート係留か、チェーン・ワイヤロープによるトート・カテナリー係留(Taut Catenary Mooring)である。(4)地域的特徴 地域により、気象・海象と経済・社会・文化が異なるため、開発・生産方式と技術の採用方針などが異なる。? 北海 北海の開発は、1980年代に水深100m以下の南北海から開発が始まり、90年代に水深300m程度の北部北海が開発された(図22)。北部北海は世界で最も海象が厳しく(図23)、北欧は環境配慮基準が厳しく、また、物価が高い。しかし、巨大油ガス田が多く生産性が高いため、世界の他の地域と比べて1.5~2倍のコスト高でも経済的生産が成り立っている。 そして、厳しい海と大水深という条件を克服するために、さまざまなシステムが考案され、FPS、GBS、TLPなどは最初に北海で採用された。地勢象しかいょうチ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩North Sea, GOM, Strong Typhoon SEAGOM, Typhoon SEA, AustraliaNon-Typhoon SEAMediterraneanHmax = 12mHmax = 16mHmax = 19mHmax = 23mHmax = 30m01020Weak Typhoon SEA,Mediterranean, South AmericaMild South AmericaMild SEA, West Africa, Brazil30Wind Speed (m/sec)405060708035302520151050Max. Wave Height (m)図23世界の海象図24GOMの開発た油やガスは陸上へパイプラインで送られている。このインフラに接続(タイバック)すれば、より大水深域油ガス田を低コストで開発できる。 そのための共同研究DeepStarが1992年より始められた。目標は、水深600ft(約180m)の既存設備に半径60マイルで接続できる水深6,000ft(約1,800m)までを効率的に開発し、単独開発では採算にのらない50MMboeの油田を段階的に開発することである(図24)。 このプロジェクトには石油企業20社(Participants)とメーカー60社(Contributors)が参画している。大水深開発の進展と技術的成功に伴い、Phase-3(1996~97年)では目標水深は2,000mに上方修正され、さらにPhase-4(89~99年)では1万ft(約3,000m)あるいは1万2,500ft(約上の利点と当時の鋼構造建造技術の不足を補う観点から、コンクリート製のGBSが多く採用されているが、コンクリート製のFPS(Troll West)とTLP(Heidrun)もある。ただし、大水深用のコンクリート製GBSはノルウェーのフィヨルド(静穏で水深300mに達する深い港湾)という特殊な条件の中で開発されたもので、他の海域に簡単に応用できるわけではない。なお、水深300m以上のGBSはHordaの1基だけであるが、世界全体では約40基あり、そのうち約10基はノルウェー海域に、約15基は英国海域にある。 また、ヨーロッパの開発では、政府と企業が一体となったコスト削減プログラムCRINE(イギリス)やNORSOK(ノルウェー)が実施され、数十パーセントのコスト削減に成功している。この努力がNorth Atlanticの開発を可能にした。 北海では90年代後半以降、新規油ガス田の発見が減少したため、開発企業はGOMと西アフリカに活動範囲を広げている。また、コスト高の単独開発を避けて複数油ガス田の段階的開発や既存設備へのタイバック(Heidrun NordやSnorre Nordなど)が試みられている。さらに、4D震探、水圧入、多相流ポンプの採用などにより、可採埋蔵量の増加を図っている。 より困難な開発への挑戦も続けられている。ノルウェーのNyhamnaからSleipner Platformを経て英北東部のEasingtonガス受け入れプラントに、世界最長の1,200kmのLangled Pipelineでガスを輸送するOrmen Langeを開発中で、北極圏のバルト海など流氷域の開発も検討されている。? GOM SPSが最も多く採用されている海域はGOMである。GOMでは水深180m(600ft)以下に多数のジャケットがあり(総数約4,000基)、そこで処理され41石油・天然ガスレビュー,750m)まで目標を高めた研究が進められてきた。その結果、2002年にはBPがKing’s Peak(水深1,890m)で、TotalFinaElfがAconcagua(2,146m)で、MarathonがCamden Hills(2,197m)で生産を開始した。これらはCanyon Expressと呼ばれ、浅海のMC261 Canyon Stationにタイバックされている。このようにGOMでは水深2,000mの開発が可能となっている。? ブラジル沖 ブラジルの海洋石油生産の舞台となってきたCampos Basin(図25)の特徴は、大水深域ほど埋蔵量が大きく、油ガス層の海底面下深度が比較的浅く、重質成分の含有量が大きいことである(図26)。 当初ヨーロッパ(北海)の技術を導入したが、北海に比べれば海象の強さが半分程度(従って、荷重は1/3程度)のCampos Basinにおいては過大設計となっていた。また、導入した技術はブラックボックスであることが多かったため、ブラジルは独自の技術開発をする必要に迫られた。 このため、1980年代に水深1,000mを開発するための研究プログラムPROCAP1000を実施し、92年からは2000年までに水深2,000mを開発できるさまざまな技術を開発するProcap 2000を実施した。主要なテーマは、FPSOとFPSの大水深係留システム、大水深・長距離フローラインでの温度低下に対する流路保全技術(Wax析出、Hydrate生成を防止)、多相流輸送とSubsea Separation等である。それらの成果として、1980年代以降、Shellと競って、大水深の掘削・仕上げおよび生産などの記録を次々と塗り替えてきた。さらに、2003年からは水深3,000mを目指すPROCAP3000が実施されている。目標は①Extended Reach, Multilateral and Design/Intelligent Wells、②Drilling/アナリシス出所:Oil & Gas Journal / Aug 9, 2004図25ブラジルCampos Basinの開発出所:Oil & Gas Journal / Aug 9, 2004図26ブラジルの石油・ガスの特徴Completion in Ultra Deepwater、③Hydrate and Wax Mitigationなどで、対象鉱区はRoncador(水深1,500~2,000m)Marlim Sul(水深1,100~1,500m)などである。  また、Campos Basinの北にあるEspirito Santo Basinと南にあるSantos Basinでも可採埋蔵量10億バレル級の構造が発見され、開発が進められようとしている。ブラジルでは長い間、国営企業Petrobrasがヨーロッパの技術を導入して、石油会社としては単独で開発を進めてきたが、ブラジル経済の低迷のため、1997年以降外国企業の開発を積極的に受け入れるようになった。ブラジルの海洋石油開発の特徴は次のとおりである。① 長期的に人員と予算が確保された計画的研究開発プログラムに支えられてきた。② 海象が穏やかなため(図23)、大水深の係留システムの設計が容易である。③ 改造FPSや改造FPSOを多用し、初期投資が少なくかつ資金回収が早い。④ Petrobrasが多数の油・ガス田を段階的に開発しているため、設備の使い回しができる。⑤ 長期リースにより、リグや作業船などを廉価で調達できる。⑥ 冬期に海洋工事のできない北海の作業船を廉価で調達できる。⑦ 先端技術を積極的に大水深開発に応用するため、安全性の確保がおろそかになっている面がある。⑧ 貯留層は非凝結-凝結砂岩で浸透性はよいが、油層が海底面に近く、流2006.9 Vol.40 No.542チ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩に配置されていて、コンゴ、ガボン、アンゴラに連なるLower Congo BasinとブラジルのCampos Basinは多くの共通する地質的特徴を備えている。 西アフリカの開発で重要なことは、この海域の海象が世界的に見て極めて穏やかなことである(図23)。厳海域のFPSOは、外力を軽減するために船体が鉛直軸周りに回転できるタレット構造と、生産流体のスイベル機構を採用しているが、西アフリカでは多点係留が可能な海域が多く、高価なタレットとスイベルのコストを軽減できる。 たとえば、Zafiro FPSOは、サイズが318m×56m×27mで170万bblの貯油機能を有するULCC*12クラスの巨大な浮体であるが、水深181mに12点係留されている。 西アフリカで先駆的な活動を行ってきたElfは、3,000mを念頭に置いた探鉱を進めており、海象が特に穏やかな西アフリカが、最初に水深3,000mに達する可能性は高い。? 東南アジア・オセアニア 東南アジアでは、①アジア地区の大水深掘削リグの数が少ない、②浅海域の海洋油田が発達してないため単独油田開発となる場合が多い、③可採埋蔵量の大きい油田が少なく、随伴ガスが多いため投資が巨大になりやすい、④政情が不安定な地域がある、等の事情により、開発された大水深油ガス田は、水深310mのLiuhua11-1と水深348mのLufeng 22-1など限られていた。 21世紀に入り、Unocalがインドネシアのマカッサル海峡のWest Seno(水深975m、油6万bpd、ガス150MMscfd)で、2基のTLPとFPSOおよびパイプラインによって2003年に生産を開始した。フィリピンPalawan島の北西の水深850mにあるMalampayaでは、ShellがMalampayaの7坑とCamagoの2坑のSubsea Wellを開発し、天然ガス生産システムの操業を2001年に開始した。生産されたガスは2(本)×16"(径)×30km(長)のガスパイプラインで水深43mのGBSに接続し、ここで処理されたガスは24"(径)×504km(長)のパイプラインでルソン島の発電所に送られる。オーストラリアでは、北西部の沖合で大水深開発が盛んになりつつある。Woodside EnergyはSamsungの水深350~900mに拡がるEnfield(WA-271P鉱区、埋蔵量146MMbbl)用のFPSOを発注し、2006年から10万bpdの生産を開始する予定である。 また、この近くには日本企業もガス田を保有し、2010年以降の生産開始を目指している。動点が低いためフローラインでパラフィンやアスファルトが析出しやすく、流路保全技術が重要である。⑨ そのため、最先端技術を用いたPhased Development(段階的開発)を行い、適切な油層評価を行うことにより、開発リスクを軽減している。? 西アフリカ 西アフリカでは、1970年代から80年代にかけて、RD/Shell、Chevron、Mobil、Elf、ENIなどの欧米企業により、アンゴラ、ナイジェリア、コンゴ、ガーナ、ベニン、コートジボワールなどで数多くの油田が発見された。 1990年代に入ると、世界的な大水深探鉱は西アフリカにも及び、水深が浅く海象が温暖な海域で開発を進めてきた伝統的な企業とともに、Exxon、BP Amoco、Statoil、Norsk Hydro、Ocean Energy、Ranger Oil等の新規企業も探鉱に成功し、その結果、西アフリカはカスピ海等とともに極めて大きな未探鉱の有望海域と考えられるようになった。 西アフリカの大水深の有望性は、ブラジルのCampos Basinと比較して推定できる。すなわち、ジュラ紀から白亜紀にかけて分離した南アメリカと西盆地が対称アフリカは、その生成堆積せたいき2. 技術開発と基準(1)技術開発(課題)による共同事業として実施されること 一般論としては、需要が強ければ技が多い。水深2,000mを開発できる現術は必然的に開発される。たとえば、在、水深3,000mが次のターゲットで北海、メキシコ湾、ブラジル沖で、困ある。しかし、それを超える水深4,000難と思われた大水深技術が短期間のう~5,000mに石油やガスが存在するとちに開発された原因は、国や多くの企考えている人は多くないようである。業が大水深開発の必要性を明確に意識むしろ、これまであまり手をつけられしたからである。しかし、技術開発はてこなかった極地・寒冷地の開発が、リスクを伴うため、石油ガス開発企業、大水深開発と並ぶターゲットとなるよメーカー、船級協会等多くの関連組織うに思われる。*12:Ultra Large Crude Carrier:積載量30万トン以上の超大型タンカー。 ちなみに、石油開発はリスクの多い仕事であるため、石油業界は一般に保守的で、Proven Technologyを最重要視して開発計画を策定することが多い。いわゆるメジャーのうちBP-AmocoとExxon-Mobileはこのタイプである。 これに対して、High Risk High Returnの考えから積極的に新技術を採用してきたのはShell、Chevron、Texacoなどであり、Petrobrasあるい43石油・天然ガスレビューヘ中小の開発企業であった。 大水深に応用されてきた生産システムは、水深記録順にSPS、FPS、FPSO、SPAR、TLPの5種類である。SPSの主要な設備は海底面のウェルヘッドと浅海域の生産設備まで生産流体を輸送するフローラインであるが、ウェルヘッドを水圧3,000m対応にすることは難しいことではなく、フローラインの敷設もPipe Lay Vessel(パイプライン敷設船)の増強で対処できると考えられる。したがって、より大水深になるほどSPSの有利性は強まると考えられる。 FPSとFPSOおよびSPARはいずれもロープなどで係留される。ロープ係留(大水深ではTaut Mooring)も水深3,000mへの応用はさほど難しくはないと考えられる。ただし、フレキシブルライザーを採用しているFPSOとFPSは、その大水深対応(軽量化と高強度化)が必要である。TLPの最大水深実績は1,432m(GOMのMagnolia TLP)であり、鋼管テンドンの採用限界は水深1,500m程度と考えられている。水深が増加するとテンドンの重量が大きくなり、それを支えるためにTLP自体も大きくなり、構造物が大きくなれば外力も大きくなり、再びテンドンを強く(大きく)しなければならないという悪循環に陥るからである。 このような浮体構造に関する技術課題を含めて、水深3,000mへの課題は次のように考えられる。① フレキシブルライザーの軽量化・高強度化(複合材料、高張力鋼)② TLPのテンドンの軽量化・高強度化(複合材料、チタン合金)③ 防熱・加温による流路保全(Flow Assurance)④ 大水深の生産性向上を図る海底セパレーターの開発(P.8 *11参照)(2)基準 海洋構造物は種々の規格や基準・規則に基づいて設計・建造され、操業中も点検・保守される。国が定める基準は国際基準を参照・採用している場合とそうでない場合があり、大きく異なることがあるが、主要国の船級協会の基準はさほど変わらない。しかし、解釈の違いなどがあり、世界共通というわけではない。? ハリケーンKatrina /Ritaの影響 2005年8月、GOMを襲った二つのハリケーンKatrinaとRitaは多大な被害をもたらした。その実態は次のとおりで、基準の適切な運用と臨機応変の改正が必要なことを明らかにしたが、現時点では実現されていない。① 両ハリケーンはGOMで探鉱・生産活動が活発に行われている水深2,000m級のGreen CanyonとMississippi Canyonの外側にあるWalker RidgeとAtwater Valleyに達したとき風速175MPH、最大波高約26mに達した。これはAPI(米国石油協会)の100年ストーム*13の設計波高より15%高い。② 海洋構造物は100年ストームで設計されるが、セミサブリグなどの移動式リグ(MODU*14)は万一の時は避難できるという考え方から、10年ストームで設計されていた。③ 両ハリケーンにより、113の石油・天然ガスの海上生産プラットフォームが破壊(全損又は修復困難な被害)され、その他53の施設が損害(修復可能な被害)を受けた。④ 稼働していたMODUのうち、6隻のドリルシップはハリケーンの進路から離脱できたが、係留されていたセミサブMODUは、Ensco 7500を除いて乗組員が避難し、MODUは現地に残され、そのうち19のアナリシスMODUの係留索が破断し、一部のアンカーを引きずって漂流し、フローラインやパイプラインを損傷させた。そして、これらのMODUは沈没し、あるいは座礁した。⑤ 浮遊式生産プラットフォームで甚大な被害を受けたものは、Mars TLPとTyphoon TLPである。Marsはリグが転倒したが、原因はTemporary RigのためTLPの主構造に溶接されていなかったことである。Typhoonは転倒したが原因は調査中である。⑥ TLPは一般にテンドンに接続した状態では安定であるが、テンドンが切れた状態では不安定である(転覆する)。⑦ このような状況に対してAPIでは、MODUの係留とTLPの自立安定性の基準を改正することを検討したが、2006年6月の委員会では改正されていない。? Decommissioning(廃鉱撤去) 1980年代から本格化した海洋石油ガス開発は、現在に比べれば環境への配慮を欠いていた。主要な問題は、掘削屑をプラットフォームの下に投棄したことと、撤去しにくい構造物を設置したことである。 掘削屑には20年を経ても放射性物質やオイルベースマッドが含まれ、撤去すればその過程で一部を海中放散することになり、新たな汚染をもたらす。現在は、掘削屑の海中投棄は禁止され、またすべての海洋構造物は撤去可能なように設計することを義務づけられている。大水深では浮遊式が主流であるため撤去は比較的容易と考えられるが、設計時には十分な配慮が必要である。? 基準の動向 船舶と海洋構造物の基準は異なる歴*13:最大暴風条件において、100年に1回起こるという再現期待値。*14:Mobile Offshore Drilling Unit(移動式掘削構造物)セミサブリグ、ドリルシップ、ジャッキアップリグなど移動できるリグの総称。2006.9 Vol.40 No.544チ集:深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深2,000mを超えた生産井─油・ガス田開発の進歩史を持つ。船舶建造には長い歴史があり、実績に基づいて設計基準が整備されてきた。多くの場合、経験則に解析的・実験的知見を加味している。 そのため、1960年代に船舶が大型化したときに経験則がカバーしきれずに多数の事故を起こしたが、その後、基準が改正され基準の不備による事故はなくなっている。そして、設計基準に基づけば荷重計算や安全率計算をしなくても設計できるようになっている。 海洋構造物は船舶と全く異なる構造であったため、試行錯誤で設計・建造が行われてきたが、ノルウェーの船級協会DNVと米国の船級協会ABSを中心に基準が整備されてきた。しかし、種々の型式の構造に対応しなければならないため、考慮すべき荷重とその計算方法および安全率等を定め、これに基づいて設計者が条件設定・解析・設計を実施するDesign by Analysisという手法を採用してきた。また、海洋で最大の問題である海象条件のデータ蓄積も進められてきたが、必要なすべてのデータが完備されているわけではない。今でも未知の部分が存在し、新しい型式の構造物・係留方式も開発されつつある。 基準ではカバーしにくい新技術を採用するとき、いかにリスクを小さくするかという観点からHAZID*15と呼ばれる手法が採用されるようになった。構造物の操業中の危険因子(リスク)を洗い出し、その被害の発生確率と被害の大きさを推定し、その積としての被害度が許容できるかどうかを判定し、許容できなければ設計を改善する(対策を講ずる)という手法である。 許容レベルに対する考え方には個人差・企業差があるので、ALARP*16という概念が取り入れられている。ALARPでは、経済条件も一つの指標であり、ヨーロッパではこの考え方による開発あるいは撤去計画の公表と議論(Public Consultation)という道筋が法律化されている。 海洋構造物に採用されてきたDesign by AnalysisやALARPの概念をさらに進めて船舶設計にも取り入れることがIMOで検討されている。それは目標を決めて、トップダウンで枠組みを決めて、これを満たすような設計を行う手法と定義され、Goal Base Standard(GBS*17)と呼ばれている。手法の応用にはさまざまな方法が考えられる。 たとえば、目標をリスクという物差しで規定するリスクベースアプローチもGBSの一つである。つまり、GBSをリスクベースアプローチで構築した場合、リスクが物差しになり、そこにはALARPの概念が含まれ、ALARPに従って判断されることになる。 このように、基準は設計者の技量と裁量にますます委ねられる傾向にあり(もちろん設計結果は承認を受けなければならないが)、真に技術力を有するエンジニア、環境・社会などへの配慮を適切に考慮できる大局観が求められている。3. 日本の進路 冒頭述べたように、容易に開発できる場所や資源は多くないため、大水深開発が注目されているが、日本国内を見れば8,000mを超える日本海溝が200km沖に存在するとともに、経済水域が広いため、1,000km離れた東シナ海には水深100mに有望なガス田が存在する。 多くの国にとって大水深は遠隔地であるが、日本では浅海域が遠隔地にもあるという特殊な事情があり、開発には種々の条件をクリアしていかなければならない。①大水深天然ガス開発 サハリンは浅海を開発しているが、日本企業が東南アジア・オセアニアで開発するガス田は大水深域にある。 天然ガスは埋蔵量偏在が小さく、石油に比べて炭酸ガス放出割合が小さいため、開発に拍車がかかり、従来のLNGの他にGTL変換、CNG輸送、NGH輸送の研究が進められている。 その技術を大水深に適用するときには、FLNG等の浮遊式システムが有望となる。FLNGの要素技術はLNGプラント、FPSO、LNGタンカーで、いずれも日本が世界有数の実績を有する。得意の技術分野に絞って開発を進めることは重要な観点である。リスクの少ない分野から始めて、技術を完成させ、新たな埋蔵量の確保につなげることが得策である。 しかし、組み合わせ技術としては新技術であり、それなりのリスクを伴うことも事実である。新技術を採用しない限り技術発展は期待しにくく、したがって日本が有利にエネルギーを確保することも容易でなくなる。そのため、コンソーシアムによるリスク分散*15:Hazard Identification:リスク分析を行い、リスクレベルを許容値以下に抑える手法。*16:As Low As Reasonably Practicable:実現可能な限りリスクを最小化する概念。可能という言葉には技術と経済性が含まれていて、技術的安全性・実現性と経済性(企業が耐えられるか)を考慮して、リスクを許容レベル以下に抑えるような設計・対策を講ずる。許容レベルの判断は、企業(当事者)と国または必要に応じて国民(利害関係者)が協議する。*17:P.6 *8の「Gravity Base Structure」のGBSとは異なる。45石油・天然ガスレビューAナリシス弱じ④寒冷地の開発に対する国の関与 大水深というテーマからは離れるが、日本近海には寒冷地に大きな埋蔵量があり、すでに開発が始まっているが、スムーズに進行しているわけではぜいゃくない。寒冷地は環境が脆であるとともに、自然環境のベースラインデータが極めて少ないため、適切な開発を行うことは容易ではない。自主開発原油の増加と産油国との協調の観点から、民間が行う開発に対しても、政府がベースラインデータの収集と、環境・社会に配慮した開発をスムーズに進めるためのガイドラインを策定することが必要である。* 文中に出てくる単位については、巻末の単位一覧表を参照。19851990199520002005年出所: 「我が国石油・天然ガス開発の現状」平成15年10月、石油工業連盟データより作成図27自主開発原油の輸入割合151050198020 自主開発原油の輸入割合は、1982年には9%程度であったが、90年代後半には15%程度に達し、その後急落し2002年には10%程度になった(図27)。急落した原因は、権益喪失や油田の生産終了などであるが、油田の寿命は十数年からたかだか数十年であるので、一定の輸入量を確保するためには不断の開発努力が必要なことを示している。 旧石油公団の解散を機に自主開発原油の増大方針は放棄され、お金で石油を買うことが国策となっている。その努力は民間に委ねられ、たとえばサハリン2の開発に見られるように、政府は金融機関を通じて開発に融資することを主眼にしているように見受けられる。近年の石油価格の上昇は投機による側面があることは確かであろうが、基本的には中国などの使用量の増大と生産余力の少なさに起因しているので、石油危機の発生を否定することはできない。そのためには自主開発原油の増加は必須で、大水深や極地・寒冷地の開発が活発となる傾向の中で、日本が独自の技術開発をして、自主開発原油を増加させることが必要と考えられる。年間輸入量の対全日本輸入量(%)と、新技術採用への国のインセンティブが重要と考えられる。②大水深の資源量の把握 これまで、日本には石油資源はあまり存在しないと言われてきた。しかし、広い経済水域のすべてを調べた上の結論ではなく、たとえば、東シナ海のように遠隔地ではあっても、浅い海に相当の資源があることが明らかになっている。そのような場所が他にも存在する可能性は否定できない。 日本の海象は厳しく、ごく近くに日本海溝が走る特殊な環境であるが、大水深の厳海域を開発することが可能となった現在、自国の資源量を正確に把握することは最も経済的なエネルギー調達につながる。そのためには、在来型の資源のみでなくメタンハイドレートのような非在来型の資源を含めて、日本の経済水域の資源量を早急に調べる必要がある。③自主開発原油の重要性 1978年と83年の2回にわたるオイルショックを克服するために、エネルギーの安定供給という観点から、自主開発原油の増大が進められてきた。日本の資金と技術により海外の石油・ガスを開発し、輸入の道が途絶えないようにすることである。参考文献海洋石油ガス開発全般にわたる解説:「海洋工学ハンドブック」第3版(JOGMEC石油・天然ガス開発技術調査グループ編、2005年3月、CD-ROM、希望者に無償配布)執筆者紹介佐尾 邦久(さお くにひさ)1971年、東京大学工学系大学院船舶工学修士課程修了後、三井海洋開発㈱に18年勤務し、作業船と掘削リグの研究開発・設計・建造に携わった。1989年㈱海洋工学研究所を設立し、海洋石油開発・生産に関する広範な調査・研究開発を石油公団(現JOGMEC)および多数の企業と実施してきた。本稿は、その成果に基づくもので、この機会を与えられたことに感謝するとともに、今後とも多くの方に役立ちたい。趣味は、ハンドボール(年間20試合くらい)、100坪ほどの畑での野菜栽培とその料理、それからお酒と体を使うことが多い。2006.9 Vol.40 No.546
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2006/09/20 [ 2006年09月号 ] 佐尾 邦久
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