72-1　吉澤・宮田

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しげじろうはなだて
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1 JOURNAL OF THE JAPANESE ASSOCIATION FOR PETROLEUM TECHNOLOGY VOL. 72, NO. 1 Jan., 2007 * ** ** Received November 20, 2006 accepted January 12, 2007 Evolution of the deepwater oil & gas development systems Minoru Yoshizawa and Kazuaki Miyata Abstract Offshore oil and gas development activities began after World War II. For several decades jacket type production systems were widely used for shallow water oil and gas projects. In 1970s fl oating type systems semi-sub and FPSO appeared in deeper waters where the fi xed type could not be technically or economically installed. The deepwater age began in the 1990s when technical break-throughs were realized in the fl oater design, mooring design, large crane barge capacity and subsea completion technology as their engineering and analytical capabilities had advanced. At present, those technologies enable us to drill in water depth of more than 3,000m and to produce hydrocarbons in water depth of 2,300m. We may envisage soon that crude will be recovered from under 3,000m water depths if high oil prices continue, especially in the Gulf of Mexico and/or offshore Brazil where advanced offshore technology has been created by industry. There are still some hurdles to overcome, such as fl oater capability expansion, subsea boosting and processing reliability enhancement, fl ow assurance and remotely operated vehicle ROV technology. Keywords deepwater, development, drilling, jacket, FPSO, semi-submersible system, SPAR, tension leg platform, subsea Copyright * deep water This paper was presented at the 2006 JAPT Geology and Exploration Symposium entitled Exploration and exploitation in deep water held in Sendai, Japan, on May 31, ** Japan Oil, Gas and Metals National Corporation 2007 JAPT % Shallow Water 500 m Deep 500 1,500 m Ultradeep 1,500 m

吉澤実宮田 17 和明支える構造となっていることから図 3 120 m 以深で稼動可能なリグは少ないセミサブ式掘削リグ最大稼動水深 2,500 m はロワーハルにバラスト水を注入して喫水を調整し係留索に

場にアクセス可能となった海洋における埋蔵量を示したものである 2008 年の突出は Kashagan 油田の生産開始を織り込んでいるためと考えられる 2.

jp/japan/gallery_ch_0_p_6.html 設置される海洋構造物について以下に概要を説明する 2.

Drilling Unit と呼ばれているジャッキアップ式掘削リグとサブマーシブル式掘削リグは着底式でセミサブ式半潜水型掘削リグとドリルシップ船型リグは浮遊式である着底式掘削リグは比較的浅い海域で用いられる図

サブマージブル式掘削リグ Sunkar http //www.offshore-technology.com/projects/kashagan/ kashagan3.

2 吉澤実宮田 17 和明支える構造となっていることから図 m 以深で稼動可能なリグは少ないセミサブ式掘削リグ最大稼動水深 2,500 m はロワーハルにバラスト水を注入して喫水を調整し係留索により係留され大水深一般に 1,400 m 以上では DPS 図 1 海洋石油天然ガス埋蔵量推移 Offshore Engineer, 2006 本図は生産量ではなく各年に生産開始により原油市場にアクセス可能となった海洋における埋蔵量を示したものである 2008 年の突出は Kashagan 油田の生産開始を織り込んでいるためと考えられる 2. 海洋石油掘削開発システム概説海洋における石油天然ガスの探鉱に使用される海洋掘削リグおよび石油天然ガスを開発生産するために図 3 ジャッキアップ式掘削リグ Sagadril-2 http // 設置される海洋構造物について以下に概要を説明する 2.1 海洋掘削システム海洋における掘削リグは着底式と浮遊式に大別される生産システムとは異なりいずれもある地点で一定期間掘削した後別の掘削現場へ移動することから英語では MODU Mobile Offshore Drilling Unit と呼ばれているジャッキアップ式掘削リグとサブマーシブル式掘削リグは着底式でセミサブ式半潜水型掘削リグとドリルシップ船型リグは浮遊式である着底式掘削リグは比較的浅い海域で用いられる図 2 に示したサブマージブル式掘削リグは浅海域用であり水深が数 m 程度の海域で利用されるジャッキアップ式掘削リグの最大稼動水深は 190 m といわれているジャッキアップ式掘削リグは一般に 3 脚のレグでハルを図 2 サブマージブル式掘削リグ Sunkar http // kashagan3.html 図 4 セミサブ式掘削リグ第 5 白竜 http // 図 5 ドリルシップ Joides Resolution h t t p / / w w w. s c i e n c e d a i l y. c o m / r e l e a s e s / / 0 1 / htm J. JAPANESE ASSOC. PETROL. TECHNOL. Vol. 72, No

18 大水深海域における海洋石油開発システムの変遷について図 6 海洋生産システム独石油天然ガス金属鉱物資源機構 2004 Dynamic Positioning System を装備して位置保持される図 4 またドリルシップ最大稼動水深 3,600 m は船体に設けられた掘削用パイプを揚降管する開口部ムーンプールを持つタレット部分で係留される図 5 浮遊式掘削リグの場合

2 海洋開発生産システム上述の掘削リグを用いた石油探鉱が成功した場合開発に移行する石油生産のために新たに設置されるシス図 7 ジャケット型生産システム Chirag-1 カスピ海 h t t p / / w w w. a s t o n f r a m e. b i z / A s t o n f r a m e / Recent%20Projects/AIOC.

3 18 大水深海域における海洋石油開発システムの変遷について図 6 海洋生産システム独石油天然ガス金属鉱物資源機構 2004 Dynamic Positioning System を装備して位置保持される図 4 またドリルシップ最大稼動水深 3,600 m は船体に設けられた掘削用パイプを揚降管する開口部ムーンプールを持つタレット部分で係留される図 5 浮遊式掘削リグの場合いずれも波浪による船体動揺は避けられないので搭載される掘削リグには動揺を補正するシステムなどの特殊装備が必要となる浮遊式掘削リグ特にセミサブ式掘削リグは大水深に対応するため動的荷重バリアブルロードを大きくする必要があり大型化が進んでいる 2.2 海洋開発生産システム上述の掘削リグを用いた石油探鉱が成功した場合開発に移行する石油生産のために新たに設置されるシス図 7 ジャケット型生産システム Chirag-1 カスピ海 h t t p / / w w w. a s t o n f r a m e. b i z / A s t o n f r a m e / Recent%20Projects/AIOC.htm テムも固定式生産システムと浮遊式生産システムの 2 つに大別され図 6 それらの選定は油ガス田の海象気象条件油層生産条件安全性基準などに基づいて行われる 1 固定式生産システム固定式生産システムは構造物のレグ脚あるいは底部が海底に固定されたものであり従来から浅い海域での石油開発に使用されてきておりジャケット型 GBS Gravity Base Structure 重力型および CT Compliant Tower コンプライアントタワーなどが存在するこれらの構造物は水深の増加に対して製作設置コストが指数関数的に増大するため適用限界は 400 m 程度となっている固定式生産システムの設置実績は 2006 年現在世界で 8,600 基を超えている図 8 重力型生産システム Hibernia カナダ http // 全搭載型から坑口装置だけの小型のものまで含めてジャケット型図 7 は海洋生産システムの中で最 2006 年現在約 7,000 基が設置されているジャケットも多く使用されており生産設備掘削設備などを含む型の最大適用水深は 1988 年に米国メキシコ湾に設置石油技術協会誌 72 巻 1 号 2007

19 10 2004 10 300 700 m 2 9 CT Baldpate http //www.offshore-technology.

Storage and Offloading System /FSO Floating Storage and Offloading System TLP Tension Leg Platform SPAR 600 2,000 m 3 10% 10 2 1 CT m Lena GoM GT 310 ExxonMobil Baldpate GoM CPT

4 m 2 9 CT Baldpate http // Bullwinkle 412 m GBS 8 GBS m Horda GBS 303 m CT m CT 4 4 Benguela-Beliza CT FPS Floating Production System FPSO Floating Production, Storage and Offloading System /FSO Floating Storage and Offloading System TLP Tension Leg Platform SPAR 600 2,000 m 3 10% CT m Lena GoM GT 310 ExxonMobil Baldpate GoM CPT 503 Amerada Hess Petronium GoM CPT 535 ChevronTexaco Benguela-Beliza Offshore Angola CPT 390 ChevronTexaco GoM Gulf of Mexico GT Guide Tower CPT Compliant Piled Tower 11 FPS http // asgard6.html J. JAPANESE ASSOC. PETROL. TECHNOL. Vol. 72, No

20 12 FPSO Rang Dong http //www.singlebuoy.com/html/leaseoperations/systems/ RangDongI.htm FPS 11 FPSO 12 FPSO 10 bbl/d 9 15 bbl/d Weathervane FPSO 130 TLP 13 13 TLP Snorre http //www.

5 20 12 FPSO Rang Dong http // RangDongI.htm FPS 11 FPSO 12 FPSO 10 bbl/d 9 15 bbl/d Weathervane FPSO 130 TLP TLP Snorre http // snorre5.html 2 SPAR 14 FPSO TLP 1976 SPAR 1996 Oryx Kerr Mcgee Neptune 588 m SPAR 15 2 TLP Name Jolliet Snorre Morpeth West Seno A Magnolia Kizomba A Conoco Saga Agip Chevron Conoco-Phillips Exxon ,432 1,177 TLWP P/L TLP TLP TLP TLP P/L TLP P/L P/L P/L FPSO MMboe ,000 b/d 10, ,000 24,000 30,000 50, , m NA MT 16, ,500 10,680 22,600 34,500 52,700 MMUS$ 316 2, ? 383 3,600 US$/boe ?

21 15 SPAR http //www.eagle.org/prodserv/offshore-enews-8/firstcell.html 14 SPAR Horn Mountain http //www.offshore-technology.

Hoover-Diana Nansen Horn mountain Devils Tower Kikeh Kerr-McGee ExxonMobil Kerr-McGee BP Dominion Murphy 588 1,463 1,121 1,653 1,710 1,330 SPAR P/L SPAR P/L SPAR P/L SPAR P/L SPAR P/L SPAR FPSO 1997

6 21 15 SPAR http // 14 SPAR Horn Mountain http // SPAR SPAR Classic SPAR Truss SPAR Cell SPAR 15 Kikeh Murphy 1,330 m 2007 SPAR 3 3 SPS Subsea Production System SPS SPS SPS SPS 4 Ormen Lange 120 km 800 1,000 m 3 SPAR Name Neptune Hoover-Diana Nansen Horn mountain Devils Tower Kikeh Kerr-McGee ExxonMobil Kerr-McGee BP Dominion Murphy 588 1,463 1,121 1,653 1,710 1,330 SPAR P/L SPAR P/L SPAR P/L SPAR P/L SPAR P/L SPAR FPSO MMboe NA b/d 2,000 60,000 35,000 65,000 60,000 NA SPAR Classic Classic Truss Truss Truss Truss m NA NA MT 23,600 70,500 30,500 39,800 33,800 NA SPAR MMUS$ NA MMUS$ NA US$/boe NA J. JAPANESE ASSOC. PETROL. TECHNOL. Vol. 72, No

VetcoGray 2 2001 SUBSIS 1,150 351 Marimba Petrobras Petrobras 2001 VASPS 1,427 435 Ceiba C3/C4 Amerada Hess Framo 2003 ELSMUBS 2,500 762 Mutineer 344 Santos Framo 2004 Framo

7 22 4 Bell et al., / ft m Lufeng-22/1 Statoil Framo 1997 Framo 1, ETAP BP Framo 1999 Framo Topacio at Zafiro Exxon/Mobil Framo 2000 Framo 1, Troll C Pilot Norsk Hydro ABB VetcoGray SUBSIS 1, Marimba Petrobras Petrobras 2001 VASPS 1, Ceiba C3/C4 Amerada Hess Framo 2003 ELSMUBS 2, Mutineer 344 Santos Framo 2004 Framo /Exeter 105 Marlim Petrobras Curtiss-Wright 2,700 PROCAP WellAmps EMC 823 Balmoral ENI UK AkerKvaerner 2005 Multi-Booster, 459 twin screw 140 DEMO http // 16 Ormen Lange http // Norsk Hydro ,200 km 16 SPS SPS 1960 FPS FPSO , Offshore June, m

8 23 5 m GBS Horda Statoil JKT Bullwinkle Shell CPT Petronium ChevronTexaco SPAR Devils Tower Dominion 1, FPS Na Kika Shell 1, PF TLP Magnolia ConocoPhillips 1, SPS Coulomb Shell 2, FPSO Roncador Petrobras 1, ,051 m 2,314 m 1,920 m Bullwinkle 412 m m 3.2 FPS FPSO FPS 1975 Argyll 80 m 1999 Roncador 1,340 m P-36 FPS 2001 Na Kika Shell ,920 m 20 FPS 1,000 m 300 2,400 m Independence Hub 2007 FPS Anadarko 6 SPC Special Purpose Company 10 Hub FPSO Shell 1977 Castellon 117 m J. JAPANESE ASSOC. PETROL. TECHNOL. Vol. 72, No

24 21 FPSO 21 22 FPSO 1990 400 m 1994 Marlim Sul 1,027 m FPSO 22 Roncador 1,853 m 1,000 m FPSO FSO 40 FPSO 2 FPSO 2001 2002 FPSO TLP 18 SPAR 15 SPAR 1997 Neptune 6 3.

9 24 21 FPSO FPSO m 1994 Marlim Sul 1,027 m FPSO 22 Roncador 1,853 m 1,000 m FPSO FSO 40 FPSO 2 FPSO FPSO TLP 18 SPAR 15 SPAR 1997 Neptune m 100 m Shell 1,000 m FPSO Bell et al., ,000 ft boe/d ft m FPS OK NG variable load OK OK ,000 Steel Catenary Rise Steel Catenary Riser SPAR OK OK OK Top Tensioned Riser 1,900 5, ,707 FPSO OK OK NG OK , ,829 TLP OK NG variable load OK NG ,000 & 148 1,

10 Flow Assurance ROV Ormen Lange m 1990 JIP Joint Industry Project Campos Basin PROCAP PROCAP3000 DeepStar ROV Remotely Operated Vehicle ,000 m 2,300 m 3,000 m ROV Flow Assurance Bell, J.M., Chin, Y. D. and Hanrahan, S., 2005 : State of the Arts of Ultra Deepwater Production Technologies, OTC Proceeding, Paper Offshore Enginner, 2006 Quick Stats Guide, 63. Offshore June, Deepwater Solution & Records for Concept Selection. J. JAPANESE ASSOC. PETROL. TECHNOL. Vol. 72, No

JOURNAL OF THE JAPANESE ASSOCIATION FOR PETROLEUM TECHNOLOGY VOL. 66, NO. 6 (Nov., 2001) (Received August 10, 2001; accepted November 9, 2001) Alterna

JOURNAL OF THE JAPANESE ASSOCIATION FOR PETROLEUM TECHNOLOGY VOL. 66, NO. 6 (Nov., 2001) (Received August 10, 2001; accepted November 9, 2001) Alternative approach using the Monte Carlo simulation to evaluate

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