ページ番号1007245 更新日 平成30年2月16日

大水深石油開発のトレンド:概説

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レポートID 1007245
作成日 2014-06-20 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 技術非在来型
著者 伊原 賢
著者直接入力
年度 2014
Vol 0
No 0
ページ数
抽出データ 大水深石油開発のトレンド:概説2014年6月19日 調査部 伊原 賢1海洋石油開発の背景70年代の資源ナショナリズム:中東戦争やオイルショック86年に原油の公示価格廃止、市場価格の時代(20ドル/バレル以下)2003年イラク戦争勃発以降:「低炭素社会」と「高エネルギー価格」へのパラダイムシフトエネルギー資源はビジネス商品から戦略物資に(技術・商業・政治リスク)海洋油田からの油の生産量は世界全体の約4割2エ油価格の推移在来型の油やガスの支配状況がもたらす非在来型資源へのシフト34軏{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。(出所:JOGMEC技術調査部「海洋工学ハンドブック(第4版)」、2007年11月)6(出所:各種資料を基にJOGMEC調査部作成)5各種生産システムの適用最大水深GravityJacket CPTTLPSPARFPSOFPSSPS大水深掘削リグ(セミサブ・ドリルシップ)35基(事故前)5基(2011年)↓25基(2014年)↓4メキシコ湾油流出事故発生後の海底からの漏油個所(2010年5月3日)PSの概略・歴史(出所: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。■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。■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)。SPSの操作(出所: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■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(出所:JOGMEC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。■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い。機器ごとに設計年数あり。9SPSの設計基準(出所: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、産業全体での標準化に発展するまでには至っていない。■オペレーターと機器ベンダーの双方が共に、海底機器の標準化に関する現在の問題点や将来の可能性を確認することが大事。10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: 超大水深(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)。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。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。大水深開発活動の推進 ①アフリカと米州(北米・中南米)が活動の中心活動の推進力は、①減退する陸上や浅海域の油ガス田の埋め合わせ、②東アフリカでの大規模発見、③採算コストの低減1バレル(=159リットル)の油を大水深から取るのに30ドル、難しくても45ドルで採算が取れる時代2008年リーマンショック→2009年~2011年投資減少→陸上や浅海域の油ガス田シフト→2014年まで大水深プロジェクトの遅れやキャンセル1112蜷?[開発活動の推進 ②ローカルコンテンツ上昇→熟練労働者や資機材の不足→コストオーバーラン→プロジェクトの遅れやキャンセル探鉱開発コストの上昇(年10%)と油価(100ドル/バレル)大水深開発が北米のシェール開発と採算コストで競合膨大な資本と技術力2020年を見据えれば、日産1000万バレルが海洋の油田開発から新たにもたらされると期待13まとめ大水深300m~、超大水深1500m~景気回復基調に伴うファイナンス復調ローカルコンテンツ上昇、熟練労働者や資機材の不足→プロジェクトの遅延やコストオーバーランアフリカと米州が活動の中心(欧州・旧ソ連・中東は低調)大水深の生産シェア6%(2010年)→11%(2030年)14
地域1 グローバル
国1
地域2
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地域3
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地域4
国4
地域5
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地域6
国6
地域7
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地域8
国8
地域9
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国10
国・地域 グローバル
2014/06/20 伊原 賢
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