ページ番号1006964 更新日 平成30年2月16日

海底生産システムの現状:Subsea Production System(SPS)-どこまで信頼性を保ち、機器を海底に設置できるか-

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レポートID 1006964
作成日 2009-05-22 01:00:00 +0900
更新日 2018-02-16 10:50:18 +0900
公開フラグ 1
媒体 セミナー・報告会資料
分野 技術探鉱開発
著者 伊原 賢
著者直接入力
年度 2009
Vol 0
No 0
ページ数
抽出データ 海底生産システムの現状:S b(SPS)Subsea Production System (SPS)PStidt-どこまで信頼性を保ち、機器を海底に設置できるか-2009年5月21日調査部伊原 賢伊原 賢話のポイント海底生産システム(Subsea Production System:SPS)は、海底仕上げ井、パイプライン、マニホールドほかの海底機器で構成され、小規模油ガス田や大水深油ガス田の開発に適用大水 油ガ規模油ガ適技術進歩に伴い 生産・処理設備 貯油設備及び積出設備など技術進歩に伴い、生産・処理設備、貯油設備及び積出設備なども海底に設置され、海底で完結された生産システムも実用化のきざしざし海洋生産シ(cid:132)海洋石油開発技術の動向(傾向、大水深開発、SPSの概略・歴史適 基準 他利点)史・適用基準、他の海洋生産システムに対するSPSの利点)(cid:132)SPSのオペレーション(操作、信頼性、設計基準)(cid:132)実フィールドにおけるケーススタディ(アンゴラ メキシコ湾 ノル(cid:132)実フィールドにおけるケーススタディ(アンゴラ、メキシコ湾、ノルウェー)を紹介(cid:132)今後の技術進歩への期待も込めて、SPSの位置付けをまとめたい今後 技術進歩位置付けをム 対する期待 込、12C洋石油開発の大水深化■大水深化、極地化に伴う、海洋構造物の設計基準の見直し。■大水深対応の掘削リグのアベイラビリティ。■技術開発の進歩(海底仕上げ、長距離輸送)。離輸送進歩 海底技げ各種生産システムの適用最大水深GravityJacket CPTTLPSPARFPSOFPSSPS基本的に300m以浅では固定式生産システムが採用され、それ以深では浮遊式生産システムが採用。水深、離岸距離、高温・高圧の貯留層、海底の低温環境といった要因からの環境といった要因からの様々な技術課題やそれに伴う開発コストの増加などが予想 それらに対応すべが予想。それらに対応すべく、最も効率的な開発システムが要素技術と共に日々開発開発。(JOGMEC技術調査部資料)34PSの概略・歴史(JOGMEC技術調査部資料)海上坑口方式海底仕上げ方式サブシータイバックシステム■海洋石油開発方式の一つの選択肢である海底生産システム(Subsea Production Systems:SPS)は、海底仕上げ井とフローラインやマニホールドほかの海底機器で構成ールドほかの海底機器で構成。■最初の海底仕上げ井は1960年シェルがメキシコ湾に設置。1,000基目は1997年、2,000基目は2002年に実現、3,000基目は2010年に設置予定。■坑井、油田、ガス田の大水深化が見られる(北海ではサブシータイバック距離が長く、メキシコ湾では水深が深くなる傾向)コ湾では水深が深くなる傾向)。坑井の大水深化SPSの適用基準(JOGMEC技術調査部資料)海上坑口方式海底仕上げ方式ノルウェーTordisサテライトの海底分離及び水圧入システム「SSBI」(Statoil社資料)サブシータイバックシステム■エンジニアリングスタディに基づき、開発方式のコンセプトをデザイン。■スタディへの主要な入力パラメーターは、貯留層の広がり・インフラ(他の生産システムや近隣パイプライン)の生産システムや近隣パイプライン)の有無・水深・貯留層特性・オペレーターの開発方針/哲学・必要坑井数。56シの海洋生産システムに対するSPSの利点1) 海上坑口装置(ドライツリー)が使えないケース: 大水深(1,500m以深)、弱い排油機構(貯留層圧力が低く、海底面まで上がってきた産出流体を長距離パイプライン移送できるように 海底昇圧ポンプにて坑口圧力を上げる必離パイプライン移送できるように、海底昇圧ポンプにて坑口圧力を上げる必要がある場合)、貯留層の広がり(大偏距掘削/Extended Reach Drillingにおける偏距の限界は7~15 km)、高ウォーターカット(産出液体中の水分率が高い 移送する産出水量が多い場合 海底で水を分離する海底セパが高い。移送する産出水量が多い場合、海底で水を分離する海底セパレーターも検討対象)、重質油(高粘性油も含む)。2) 場合によって海底昇圧ポンプ/多相流ポンプやセパレーターを採用すれば、石油 天然ガ 回収量の増大や操業費/ながる(洋上施石油・天然ガス回収量の増大や操業費/OPEXの低減につながる(洋上施設が小さくて済む)。の低減に3) 可採埋蔵量が原油換算で5,000万バレル未満の小規模フィールドの開発:サブシータイバック方式にて当該フィールドをサテライトとみなし、他の生産システムへつなぎこむことで開発可能。)段階開発可能ィ ル4) フィールドの段階開発が可能:CAPEXの分散(初期投資を抑える)。本格分散(初期投資を抑える)。本格生産の前に試験生産が可能(貯留層特性および経済性に対応した開発計画の検討が可能)。タイバック方式の設計や現地敷設は2年程で済み、他の生産方式の適用(通常5年以上)に比べ 生産に至るリードタイムが短い。の生産方式の適用(通常5年以上)に比べ、生産に至るリドタイムが短い。SPSの操作(JOGMEC技術調査部資料)他の生産方式とは違う操作が必要■生産流体が流れるパイプラインやライザ■生産流体が流れるパイプラインやライザーは長距離・長期間低温下/4℃以下にさらされるため流体挙動が変化する場合ありされるため流体挙動が変化する場合あり■海底機器へのアクセス: モニタリング、動力伝達とそのコントロール■海洋環境への配慮78PSの信頼性(JOGMEC技術調査部資料)(技術調査部資料)■地表環境と比べ厳しい環境にあり、修理や回収のためのアクセスが簡単にできないできない。■機器の作動トラブルは、フィールドからの生産の初期に起こることが多く、トラブルの要因は大水深・高圧力・腐食・物理的摩耗・海水の侵入によることが多多い。機器ごとに設計年数あり。機器ごと 設計年数ありSPSの設計基準(JOGMEC技術調査部資料)■ISO, API, NORSOK が海底生産システムの設計基準を設定。■各企業レベルの標準化にとどまっており 産業全体おり、産業全体での標準化に発展するまでには至っていないない。■オペレーターと機器ベンダーの双方が共に 海底機器が共に、海底機器の標準化に関する現在の問題点や将来の可能性を確認来の可能性を確認することが大事。910Pーススタディ① アンゴラGreater Plutonio(JOGMEC技術調査部資料)(部資料)技術調■BPがアンゴラ海洋で初めて手掛ける石油開発ロジェクト(開発のパートナーへの技術力アピール)技術力アピ ル)。■油層の広がり、油層特性、離岸距離、複数構造の段階的開発、油層圧維持のための水圧入(45万バレル/日)の必要性 -> 大型FPSO、ハイブリッド型ライザータワー、ReelLayとJ-Lay法を併用したフローラインの敷設。タワラインの敷設。■Local Content(地元下請けの活用、海底クリスマスツリーの内25基を製造)。、Reel LayとJ Lay法を併用したフロケーススタディ② メキシコ湾Thunder Horse(JOGMEC技術調査部資料)(部資料)技術調■メキシコ湾で最も大きな洋上のホスト設備(11.7万トンのセミサブ型掘削生産処理プラ トフォ ム)プラットフォーム)■権益(75%BPオペレーター、25%ExxonMobil)■1999年発見■推定可採埋蔵量15億バレル■推定可採埋蔵量15億バレル■2008年6月14日に生産開始、現在26万バレル/日にて生産中■水深1,900m■処理された生産流体(原油と随伴ガス)はMardiGrasパイプラインにより出荷■処理された生産流体(原油と随伴ガス)はMardi Grasパイプラインにより出荷1112Pーススタディ② メキシコ湾Thunder Horse(JOGMEC技術調査部資料)(部資料)技術調■2005年ハリケーン・デニスの後で、プラットフォームが傾く事故が発生したが、主要因はハリケーンではなく、ハルのバラスト制御システムの故障と判明。ラッ冷温■生産開始前の2006年に実施したプレ・コミッショニングテストにおいて、海底マニホールドにおける溶接が不調。■これはプラットフォームがシャットダウンしていた間、海底マニホールドが冷温下にさらされ発ォ発生した腐食の一種Hydrogen Induced cracking/水素脆化が主因。水素脆化は、腐食の過程でH+発生し、H+が金属内部へ拡散・侵入。H+が不連続に結合し、金属の内部圧を上昇させ、金属を脆くし割れが発生。温度が上昇すると腐食の程度は減じる。■この腐食のため海底機器の多くを作り直した■この腐食のため海底機器の多くを作り直した。間、海底ッ ダウケーススタディ③ ノルウェーTordis(JOGMEC技術調査部資料)ピバ■水深200m、ピーク生産7万バレル/日(1995年)■世界で最初のフルスケールの海底分離及び水圧入システム「SSBI」■オペレーターStatoilHydro、パートナー(Petroro, ExxonMobil, Total, RWE, 出光)diサテライト自体は1994年■海底分離及び水圧入システムは2007年稼動開始(Tordisサテライト自体は1994年■海底分離及び水圧入システムは2007年稼動開始(Tに生産開始)■分離された産出油は10 km離れたホストのGullfaks Cプラットフォーム(コンクリートラインを通じて 移送製重力式)へタイバックされたフローラインを通じて、移送製重力式)へタイバックされたフロ1314Pーススタディ③ ノルウェーTordis(JOGMEC技術調査部資料)(部資料)技術調Tordisサテライトの平面図(水圧入井、SSBI、海底面の陥没)<問題発生>■水圧入開始の6 月後の2008年5月に海水面に油検知■水圧入開始の6ヶ月後の2008年5月に海水面に油検知。■海底面に陥没(幅40 m、深さ7 m)発生。陥没個所はもっと近いテンプレートからは60 m、水圧入井からは東に310 mと近かった。■水圧入井の坑底にて 圧入特性と帯水層特性の不適合(地層の不十分な事前調■水圧入井の坑底にて、圧入特性と帯水層特性の不適合(地層の不十分な事前調査)から複数の大きな人工のフラクチャーを発生させる結果となり、帯水層が地下で崩壊し、水圧入井から310 m離れた場所で海底面が大きく陥没。■産出水には100から500ppmの油分を含み それが陥没面から浸みだし 海面で■産出水には100から500 ppmの油分を含み、それが陥没面から浸みだし、海面で検知された。50~150 m3の油流出と推定。まとめ(SPSの位置付け)インタま)ン (関係者技術 適用 開発(cid:132)大水深開発は、既に北海、メキシコ湾、ブラジル沖、西アフリカ等と世界中に展開しており、グローバル化している。(cid:132)技術の適用と開発のトレンド(関係者へのインタビューまとめ): 今後5今後年で3,800基の海底仕上げ井が計画(800億ドルの投資)、海底での産出流体処理、海底機器のオール電化(コストやHSEの観点から油圧の機器やケーブルを使わない 2008年Total社設置) 設計基準の充実 ワイヤやケブルを使わない、2008年Total社設置)、設計基準の充実、ワイヤーロープに比べて軽く同等な強度を持つファイバーロープの大水深への適用、リアルタイム・モニタリング、洋上のホスト設備をなくす(海底機器から陸上までの長距離の多相流移送/フローアシュアランス技術の向上から陸上までの長距離の多相流移送/フローアシュアランス技術の向上)、パイプラインの形状変化(伸び、収縮、捩れ)の吸収。(cid:132)要素技術やケーススタディを眺めてみても、海底生産システムにおける課題は流体系と情報系に係るものが多そうだ この流体系と情報系にる課題は流体系と情報系に係るものが多そうだ。この流体系と情報系に関する技術への知見の蓄積は、人体の血液や神経の動きを理解することにも通じている。その意味で、特に大水深に係る要素技術の内、「海底昇圧ポンプ」、「海底セパレーター」、「フローアシュアランス」、「動力とコントロール機器」と、その設計基準や標準化の動向を注視していくことは重要。1516ワとめ(SPSの位置付け)(cid:132)海底生産システムの構築には、オペレーターは(待ちの姿勢ではなく)自らシステムのアイデアを出し、機器やソフト技術を提供する業者との意思疎通や連携が重要である それが大水深開発という難しい石油開発のコストを適正化し 可採重要である。それが大水深開発という難しい石油開発のコストを適正化し、可採埋蔵量を最大化し、経済的な開発プロジェクトへとつながると考える。(cid:132)本邦企業が大水深開発を通じた石油・天然ガス生産を行う場合、オペレーターではなく パートナーとしての参画が多いと考えられるが 大水深開発システムをではなく、パ トナとしての参画が多いと考えられるが、大水深開発システムを進める先人たちの戦略や事業の進め方を理解・分析することは、その際重要となろう。ご清聴いただきありがとうございましたご清聴いただきありがとうございましたより詳細は、JOGMECホームページ「石油 天然ガス資源情報」にアクセ「石油・天然ガス資源情報」にアクセスいただければ幸いですhttp://oilgas-info.jogmec.go.jp/1718
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2009/05/22 伊原 賢
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