* 海洋石油生産システムに関する近年の技術動向の紹介 * 海洋石油生産システムに関する近年の技術動向の紹介上田上田善紹善紹 1. はじめに 19 世紀以降開発生産が容易な陸上の油田からの生産は始まったが, その後生産が進み現在ではそれらの油田は生産末期もしくは生産停止に至っている.

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おきみちかみいしづ
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1 * * ** 上田上田善紹善紹 ** 1. はじめに 19 世紀以降開発生産が容易な陸上の油田からの生産は始まったが, その後生産が進み現在ではそれらの油田は生産末期もしくは生産停止に至っている. 陸地が見えないような沖合での油田開発は, 第二次世界大戦後の 1947 年アメリカルイジアナ沖が最初と言われている. 以来, 石油開発技術の進歩とともに, 大陸棚から大陸棚斜面さらに深海底へと発展し, 海洋での油ガス田開発が行われている. 現在では世界の全石油生産量の約 30% が海洋油田からのものであり, 今後深海底への開発が進むにつれて, この比率はますます高まるものと予想される. ここでは, これらの海洋石油開発生産システムの技術動向について紹介する. なお, 本解説は, 著者の許可を得て石油鉱業便覧 (2013) 海洋生産システムの種類 1) を大幅に引用した. 2. 海洋油ガス田開発の推移 2.1 日本の海洋油ガス田わが国では 19 世紀末に新潟県尼瀬海岸で岸から 30 ~50m の沖合まで桟橋を出して坑井掘削を行い, 尼瀬油田の開発が行われた. 海上に, 生産に用いられる構造物であるプラットフォームを設置して開発が行われた本格的な海洋油田は,1959 年に発見された土崎沖油田が最初のものである. 代表的な海洋油ガス田としては, 阿賀沖油ガス田, 磐城沖ガス田, 岩船沖油ガス田が挙げられる. 2.2 海外の海洋石油開発 ( 北海から大水深開発へ ) 1950 年代末にオランダのフローニンゲン地方で天然ガス田が発見されたのを契機に, 北海が石油の有望地域として注目されるようになった. はじめは南部で天然ガスが発見され, 漸次北部の油田開発に発展し 1970 年以降商業生産が開始された. 北海油田は, 比較 * 原稿受付平成 27 年 5 月 15 日 **JX 日鉱日石開発 ( 株 ) 技術部的新しくかつ世界の代表的な海洋油田地域といえる. 北海は強い風, 荒れ狂う波, 冬の寒気と気象条件が非常に厳しく, この開発条件の悪さを克服するための新技術が駆使され, 種々の海洋石油開発技術が開発された. その後大水深開発は 1990 年代には, 北海, メキシコ湾およびブラジルで進められ, この成果が西アフリカと東南アジアに応用されてきた. 一般的に, 水深 300m (1000ft) 以上を大水深, 水深 1500m (5000ft) 以上を超大水深と呼んでいる. 以下に海洋石油開発生産システムの技術動向について紹介する. 3. 海洋生産システムの種類 3.1 生産システムの種類と機能生産プラットフォームは, 水深や海象条件, 離岸距離, 油ガス田の生産量などに応じて次のような 3 形式が用いられている. 1) 固定式 : Jacket, Compliant Tower(CT) 2) 着底式 : GBS(gravity base structure), Jackup 3) 浮遊式 : FPSO(floating production, storage and offloading) FPS(floating production system) TLP(tension leg platform) SPAR また生産システムの機能は, 次の 11 種に分類される. 1) 掘削 (drilling ) ワークオーバー (workover) 2) 生産 (production) 3) 居住 (accommodation) 4) フレア (flare) 5) ウェルヘッド (wellhead) 6) 水圧入ガス圧入 (water/gas injection) Journal of the JIME Vol.50, No.05(2015) -1- 日本マリンエンジニアリング学会誌第 50 巻第 05 号 (2015) Journal of the JIME Vol. 50, No. 5(2015) 82

634 図 1 海洋生産システムの概念図 2) SPS : Subsea Production System GBS : Gravity Base Structure CPT : Compliant Piled Tower TLP : Tension Leg Platform FPS : Floating Production System FPSO : Floating Production,

2 634 図 1 海洋生産システムの概念図 2) SPS : Subsea Production System GBS : Gravity Base Structure CPT : Compliant Piled Tower TLP : Tension Leg Platform FPS : Floating Production System FPSO : Floating Production, Storage and Offloading 7) ライザー (riser), コンダクター (conductor) 8) 貯油 (storage) 9) 出荷 (export) 10) 発電 (power generation) 11) その他生産システムは上で述べたように, そのジャケットの設置方法である固定式, 着底式を 2 つあわせて, 固定式着底式生産システム (bottom supported system) と浮遊式生産システム (floating system) とに大別される. 図 1 に海洋生産システムの概念図を示す. 固定式着底式プラットフォームと浮遊式プラットフォームの最も大きな差は, 波風潮流などの外力に対してプラットフォームが動かないか動くかで分類される.Compliant Tower は固定式であるが, 最大暴風時には, 上部が 5m ほど水平方向に運動する. しかし, この運動は, 石油生産にとって特に支障になることではなく, 固定式着底式プラットフォームが持つ機能を発揮できる. また,TLP と SPAR は水平方向に運動するが, 上下方向にはほとんど運動せず, 実質的に固定式着底式の機能を発揮できる. したがって, TLP と SPAR は, 石油の掘削や生産の機能に関しては, 固定式着底式と同じカテゴリーに分類できると言える. 即ち, 海底生産システム (Subsea Production System:SPS) を除いて, 上下運動が零または極めて小さいシステム (Jacket,Compliant Tower,GBS, TLP,SPAR) と上下運動が比較的大きいシステム (FPS,FPSO) の 2 種類に分類できるともいえる. 運動の大小は, 坑口装置をプラットフォーム上に設置できるか, または海底坑口装置としなければならないかという選択や, 掘削坑井改修のし易さに影響する. また, 生産流体を海底面からプラットフォームまで輸送するライザーの形式にも影響する. 海上坑口装置は, 海底坑口装置に比べて保守がはるかに容易である. 海底からプラットフォームまで立ち上がる生産用ライザーは, 上下運動が零または極めて小さいシステムでは鋼管製のリジッドライザーが用いられるが, 上下運動が比較的大きいシステムでは, プラットフォームの上下動を吸収するためにフレキシブルライザーが用いられる. その他の機能, 即ち掘削, 生産, 居住, フレア, 水ガス圧入, 発電, 出荷などは, 固定式着底式あるいは浮遊式によらずほぼ同じである. 以下にこれらの海洋生産システムの特徴を述べる. Journal of the JIME Vol.50, No.05(2015) -2- 日本マリンエンジニアリング学会誌第 50 巻第 05 号 (2015) Journal of the JIME Vol. 50, No. 5(2015) 83

635 Offshore Oil and Gas Production System 3.2 固定式着底式生産システムの概要海洋石油生産システムに最も多く用いられてきた構造物は Jacket であり, 今でも海洋石油ガス生産の主流である. しかし, その建設コストは水深の増加に対して急激に増加するので大水深では, 経済性は急激に失われる.

重力式プラットフォームはノルウェーのフィヨルドという特殊な地形を背景に開発され, 北海に多く, 人工島を含め世界に約 40 基の GBS が稼働している.Jackup 型の生産システムは世界に約 40 基が稼働している. 3.3 浮遊式生産システムの概要浮遊式生産システムには,TLP,FPS,FPSO, SPAR などがある.

3 635 Offshore Oil and Gas Production System 3.2 固定式着底式生産システムの概要海洋石油生産システムに最も多く用いられてきた構造物は Jacket であり, 今でも海洋石油ガス生産の主流である. しかし, その建設コストは水深の増加に対して急激に増加するので大水深では, 経済性は急激に失われる. 稼働中の固定式プラットフォームの半数ほどはメキシコ湾にある.Compliant Tower の実績は, メキシコ湾の Baldpate コンプライアントパイルドタワー (CPT:Compliant Piled Tower) など数基が使用されている. 重力式プラットフォームはノルウェーのフィヨルドという特殊な地形を背景に開発され, 北海に多く, 人工島を含め世界に約 40 基の GBS が稼働している.Jackup 型の生産システムは世界に約 40 基が稼働している. 3.3 浮遊式生産システムの概要浮遊式生産システムには,TLP,FPS,FPSO, SPAR などがある. TLP のプラットフォームはテンドン (tendon: 緊張索, あるいはレグ (leg) ともいう ) と呼ばれる鋼管により係留されており, この鋼管にはプラットフォームの余剰浮力によって常に張力がかかり, プラットフォームに水平変位が発生すると, 張力の水平成分により TLP が元の位置に戻るような復原力が生じ, 水平面内運動が制限されている. 鋼管で緊張係留されているため, 上下揺と縦揺および横揺などの鉛直面内運動が拘束され, 生産ライザーに作用する変位が少なく, プラットフォーム上に坑口装置を搭載でき, 坑井の掘削や改修ができる. 図 2 にその概念図を示す. 生産された油の貯蔵と出荷にのみ用いられるシステムを浮遊式貯油出荷システム (FSO:Floating Storage and Offloading System) と呼び, 貯油機能のない生産プラットフォームと組み合わせて用いられる. 出荷はパイプラインまたはシャトルタンカー (shuttle tanker) による. 生産システムと出荷システムには種々の組み合わせが可能であるが, 浮遊式の利点を最も生かせる組み合わせは, 建設する設備を少なくするという観点からは FPSO とシャトルタンカーといえる. SPAR は,TLP の動揺が小さいが貯油能力が無いという欠点と FPSO の貯油能力を有するが動揺が大きい ( 厳海域では使用が難しい ) という欠点をいずれもカバーするシステムとして開発された ( 図 3 にその概念図を示す ). しかし, 原油タンクとバラストタンクを共用することを禁ずる国際条約により, 貯油能力を持つ SPAR は現存しない. 生産システムの実績は比較的新しく,1996 年,Oryx がメキシコ湾の Neptune (Viosca Knoll 826, 水深 588m) に世界で初めて SPAR を設置し,97 年より生産を開始した年までに約 280 基の FPSO と FSO,22 基の TLP, 約 80 基の FPS,19 基の SPAR が生産に使われている. 浮遊式生産システムの特徴は次の通りである. 図 2 TLP の概念図 2) 図 3 SPAR の概念図 2) Journal of the JIME Vol.50, No.05(2015) -3- 日本マリンエンジニアリング学会誌第 50 巻第 05 号 (2015) Journal of the JIME Vol. 50, No. 5(2015) 84

4 636 1) 初期投資額が小さい. 2) 既存の構造物を利用できる : FPSO と FPS は, 各々既存 ( 中古 ) のタンカーとセミサブリグを改造して利用でき, 建設期間の短縮と建造コスト削減が可能なため, 新造より改造がはるかに多い. 3) 完成状態で曳航できる : 設備が完成した状態で曵航設置できるため, 海上での設置試運転期間が短く, 生産開始までの期間を短くできる. 従って, 開発資金の回収開始時期が早い. 4) FPSO は貯油機能を有する : 離岸距離が大きい場合, シャトルタンカーは, パイプラインより経済的で,FPSO は, 小規模油田, 大水深, 遠隔海域で優位性を発揮できる. 3.4 海底生産システムの概要海底生産システムも固定式着底式生産システムに分類されるが, ここでは特に節を設けて説明を加える. 海底生産システム (SPS) は, 海底仕上げ井と海底機器, 海底に設置された生産処理設備 ( 分離設備, 計量設備, 昇圧設備, 圧入設備 ) などから成る海底で完結された生産システムを指す. 広義には, 海底仕上げ井とフローラインやマニフォールドだけで構成されるシステムについても海底生産システムと称するが, このシステムは Subsea Tie-back System と言うことが最近は多い.( 図 4 に Subsea Tie-back System の概念図を示す ) 以下に SPS の主な設備について述べる海底仕上げ井海底仕上げ井は,1960 年 Shell がメキシコ湾の水深 17m のWest Cameron 192 で世界で初めて採用した. この坑井は 400m 離れたプラットフォームにフローラインで接続され,61 年から 65 年までの 4 年間生産を持続した.1975 年には, 英領北海の水深 81mのArgyll に世界で, 初めての FPS が採用され, 海底仕上げ井から生産を開始した.1991 年に油田のタイバック距離が 30 マイルを超え,1996 年には 60 マイルを超えた. また,1992 年には世界で始めて水平サブシーツリー (horizontal tree) が設置され,2001 年には海底セパレータの第一号基が操業を開始した. その後 2008 年になって海底処理設備の導入が本格化し始めた. 当初, 海底仕上げ井の設置とメンテナンスはダイバーによっていたが, 水深 300m 以深ではダイバー作業ができないため, ダイバーレスのサブシーウェルと作業用 ROV が開発された. その作業はワイヤーラインを通じて行われたが, 大水深でのワイヤーラインの操作の煩雑さを解消するためワイヤーラインレスのサブシーウェルが開発され,1991 年ブラジルの水深 721m の Marlim に適用された.1999 年にはブラジルのセミサブリグタンカー FPSO 海底マイホールド海底生産井図 4 海洋生産システムの一例 2) Journal of the JIME Vol.50, No.05(2015) -4- 日本マリンエンジニアリング学会誌第 50 巻第 05 号 (2015) Journal of the JIME Vol. 50, No. 5(2015) 85

5 637 Offshore Oil and Gas Production System Roncador の水深 1853m の海底仕上げ井から Seillean FPSO が生産を開始した.2007 年にはメキシコ湾の水深 2440m の Independence Hub FPS に水深 m の周辺フィールドの海底仕上げ井からのフローラインがつなぎ込まれ, 生産が開始された年にはメキシコ湾の Tobago の水深 2934m の海底仕上げ井が水深 2383m の Perdido SPAR に接続され, これが現在の海底仕上げ井の最大水深記録となっている年末, 世界には 789 坑の海底仕上げ井があり, 北海が 282 坑, ブラジル沖が 221 坑, メキシコ湾が 89 坑であった. その後, 大水深開発の進展とともに海底仕上げ井は急速に数が増え,1997 年に 1000 坑目, 2002 年に 2000 坑目,2010 年に 3000 坑目が設置された.2010 年以降も毎年坑のペースで海底仕上げ井の掘削仕上げが行われると予想されているサブシータイバックシステム坑井の温度圧力などの測定システムは, 油田管理上非常に重要になってきているが, 信号や測定は光ファイバーによって 200km 以上が可能で, 電力供給も高電圧にすれば可能である. また, これらの動力と信号を送るアンビリカルのコネクターなどもそれに合わせて開発が進められてきた. サブシー電動ポンプ, 多相流ポンプ, パイプライン保温技術も同様である. このような技術に支えられて, 大水深長距離のタイバックシステムが多数開発されている. その技術的特徴は次の通りである. 1) 海底仕上げ井は, メキシコ湾で初めて採用された後, ブラジルのカンポス海盆 (Campos Basin) で実用化され, メキシコ湾でも大水深開発の有力な手段となった. ただし, 海底仕上げ井はリグレートの高い移動式リグによって保守しなければならないので, 坑井改修が頻繁にある場合は, 経済的に不利になる. 2) 現在, プラットフォームから 10km 程度離れた油ガス田は, 大偏距掘削井で開発することができる. サブシーウェルで開発すれば, さらに遠距離の油ガス田も開発できるが, フローラインが長距離になるほど, また大水深になるほど, フローラインでの圧力低下が大きく, さらに, 温度低下によるパラフィンハイドレートの析出などが発生しやすくなり, 生産性を阻害する要因が増加する. 3) 生産流体を処理できる生産設備が坑井から近ければ, 坑井と生産設備をフローラインで接続することが可能である. しかし, 坑井までの距離が大きい場合には, 昇圧ポンプが必要となる. サブシータイバックシステムの難点は, 上記のように長距離フローラインに於ける温度と圧力の低下で, 石油の重質分が析出し, あるいはガスと水が反応してハイドレートが生成したり, スケール, アスファルテンなどが堆積しフローラインを塞ぐことである. 対策 ( 流路保全対策 :flow assurance) として次の Active solution と Passive solution として, 種々の方法が開発されている. 今後の氷海域開発で有力な手段となると考えられる. 1) Active solution Electrical Heating Hot Fluids Circulation 2) Passive solution Buried Pipe Jacket Insulation Pipe-in-Pipe Insulation Vacuum Insulation Internal Insulation ガスは 100km を超えて輸送可能であるが, 油は 70km が最大距離となっている海底生産システムサブシータイバックは低コストの開発手段であるが, 前項で述べたように温度低下, 圧力低下による流路不全を招きやすい. 坑井元で生産流体を気液あるいは気液液分離することができれば, 水は現地で圧入することが可能となり, ガスと油を個別に或いは混相で送ることができる. この結果, 長距離の海底パイプライン輸送と流路保全が容易になる. そのために, サブシーセパレーターと水圧入ポンプさらにブースティングポンプや多相流ポンプが開発されてきた. ブースティングを行うと, 自噴圧力より低い圧力で生産されるため, 生産量を高く長期に維持でき, また総生産量は同じでも生産期間を短縮できるため操業費全体の削減が可能となる. ブースティング, セパレーション, 水圧入などは単独として, あるいは組み合わせて利用されていて, 2010 年現在, 多くのシステムが全世界で実用化され, あるいは計画されているが, トラブルなども発生しており, 信頼性という点ではまだ課題も残されている. セパレーターの原理は, 重力分離または遠心 ( サイクロン ) 分離で, 分離する液体の種類により液液セパレーターと気液セパレーターの 2 種類がある. サブシーブースティングは, ガスと水を個別に送るとともに多相流として送るシステムも開発され, 多相流ポンプシステムが使用されている. 多相流ポンプは, 海底坑口装置から産出する多相流体 ( 油, 水, ガス ) をフローラインで遠隔の陸上施設や洋上生産設備などに昇圧輸送するための設備である. 油田の立地条件が大深度化遠隔地化し, また, 自噴 Journal of the JIME Vol.50, No.05(2015) -5- 日本マリンエンジニアリング学会誌第 50 巻第 05 号 (2015) Journal of the JIME Vol. 50, No. 5(2015) 86

6 638 圧力の低下した油田では坑口圧力を維持するために昇圧が不可欠になるなど, 多相流ポンプの需要は増えている. 多相流ポンプの主な問題点は, 混合流体によるポンプの振動, 摩耗, 腐食, キャビテーション, および, それらの結果としてのポンプ効率の低下などである. 多相流ポンプは容積型 (positive displacement, hydrostatic) と多段ターボ型 (hydrodynamic) に大別される. 容積型は流体をポンプ内部にて機械的に移動させ, 多段ターボ型は回転翼を高速回転させて流体を加速させる. 各々の特徴は次の通りである. 1) 容積型 GVF( ガス容積比率 )0-100% に対応できる. 構造が簡単で信頼性が高い. 流体性状の変化に自動的に追従する. 混在微少固体に強い ( クリアランスを許容するオープンタイプインペラー ). 2) 多段ターボ型大容量. キャビテーションがなく, 大容量吸引. 容積型に比べて蒸気ガスなどの気体に弱い. 長寿命. Statoil,Total,BP,Eni,Shell などの石油会社が, Framo Engineering AS( ノルウェー ),IFP(Institute Francais du Petrol, 仏 ) などと開発を進めていて, 現在, 多くのシステムが海上と海底の実機生産ラインに組み込まれて実用化されている. 3.5 FLNG 世界の天然ガスの確認埋蔵量は 6624Tcf と推定され ( 石油天然ガス開発技術のしおり 2013, 石油鉱業連盟 ), 可採年数は 60 年程度で石油の 40 年程度と比べると大きい. また石油の確認埋蔵量の約 2/3 が中東にあることと比べると, 天然ガスは地域的な遍在性が少なく ( 中東の埋蔵量は 1/3), 更に非在来の資源ポテンシャルが大きいことから, 今後とも極めて有望な化石資源と言える. 全世界の天然ガスの生産量は陸上と海洋を併せて年間約 110TCF で, 海洋生産はその 1/3 ほどである. 海洋の天然ガスは地下からは既に述べてきた生産システムによって生産され, 海底パイプラインを経て陸上施設にて処理後, 陸上の消費地に輸送されるのが一般的である. 海洋を隔てた海外輸出にはガスを LNG 化し, LNG 船で輸送されている. 離岸距離が大きいガス田ではガスをパイプラインで陸上に輸送することは経済的に得策ではなく, 海洋で LNGに変換しLNG 船で消費地に輸送することが検討されてきた. ガスを LNG に転換し, 貯蔵出荷する設備を FLNG または LNG-FPSO と呼ぶ. ガスの転換は LNG のみでなく,GTL (Gas to Liquid),CNG (Compressed Natural Gas),NGH (Natural Gas Hydrate) なども現在検討されている. 天然ガスは油田の随伴ガスとしても相当量が生産されるが, 天然ガスの全生産量の 4% 程度は焼却され, あるいは大気中に放散され, 利用されず環境負荷となっている.2008 年現在, 年間 200Bcf 以上のフレアガス国は, ロシア (1400 Bcf), ナイジェリア (520 Bcf), イラン (350 Bcf), イラク (230Bcf), アルジェリア (200 Bcf) の 5 ヶ国である. 近年環境問題より随伴ガスの焼却, 大気放散を避けるためゼロフレアリングに取り組む方向であり, ナイジェリアでは, LPG-FPSO などを建造している. 参考文献 1) 石油鉱業便覧 (2013)P833~ 石油技術協会 2) 石油天然ガス開発技術のしおり (2013) 石油鉱業連盟著者紹介姓名上田善紹 1957 年生. 所属.JX 日鉱日石開発 ( 株 ) 最終学歴テキサス大学石油工学科大学院専門分野. 油層工学工学博士 ( 東京大学 ) Journal of the JIME Vol.50, No.05(2015) -6- 日本マリンエンジニアリング学会誌第 50 巻第 05 号 (2015) Journal of the JIME Vol. 50, No. 5(2015) 87

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P _アナシリス佐尾.indd 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