Microsoft Word - 成果発表会要旨(野本) doc

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1 新規開発重質原油の動向と海外製油所での処理事例 一般財団法人石油エネルギー技術センター調査情報部野本研二 1. 調査の目的現在 8 割を超えている輸入原油の中東依存度の低減というエネルギーセキュリティの観点から カナダ産オイルサンドやアフリカ 南米等の高酸性 重金属含有原油といった新規開発原油を今後活用する事が検討されている ただし 新規開発原油は重質 高酸価といったその性状により そのまま国内製油所で精製する事は困難であり これに対応するためには 製油所への投資が必要である そこで当センターでは 新規開発が行われている重質原油について 国内精製を検討する上での課題検討の基礎データを得る事を目的として 将来日本へ輸入される見込みについて調査した他 これら重質原油を精製処理している海外製油所を訪問し 重質 高酸価原油を国内製油所で精製する場合の課題について調査した 2. 調査の内容世界の重質原油生産見通しから 新規開発原油を将来我が国で取り扱う事が適当であるかどうかを検討した また 重質 高酸価という特徴を持つ新規開発原油を精製処理する上での課題 対応策及びそれにかかる投資費用について評価した その他 実際に重質高酸価原油を精製している事例として 米国 中国 インドの製油所を訪問し 各々の対応策や課題について調査した 本報告書は業界基準に従い API 比重 22 未満の原油を重質油と分類する API 比重 10 以上の重質油は一般的に 在来型 重質油と呼ばれ API 比重 10 未満の原油は一般に 非在来型 と見なされている 3. 調査の結果 3.1 世界の重質油生産見通し各地域の重質原油生産予測を図 1に示す 2012 年の世界における重質油の総生産量は1,000 万 BPDであった 重質油生産は 2025 年までに1,540 万 BPD 2035 年までに1 640 万 BPDに達する見込みである その後生産量はわずかに減退すると予測されている 供給量の増加が最も著しいと考えられているのがカナダのオイルサンド由来の重質油である 2030 年までにこの生産は 生ビチューメンが450 万 BPDまで増加する見通しである 現時点で発表されたプロジェクトが 見通しの予測通りに実施されるなら 2035 年までにさらに200 万 BPDが増産されるポテンシャルがある カナダのオイルサンド生産の大幅な増加は 北米のインフラ及び輸出に広範な影響を与える カナダの重質油生産はまもなく 現在その大半を処理している米国中西部の 1

2 製油所能力を超える見込みである その主な出荷先は米国のメキシコ湾岸だが パイプライン能力は限られているため 一部は鉄道で輸送されている 鉄道で輸送されるビチューメンは パイプラインで輸送される場合と比べて 必要とされる希釈剤が少ない長所を持つ しかし 2025 年までには生産量が多すぎて北米ですべてを処理することはできなくなるだろう そのため原油を北米西海岸沿いの港湾まで西に向かって運ぶ目的で 何本かのパイプラインが提案されており これが達成されれば カナダ産重質原油をアジア市場に輸送可能となるルートができる 供給量が増大する2 番目の主要供給ソースは ベネズエラのオリノコ超重質油である オリノコ地帯は世界最大の未開発石油資源の一つである その他南米では コロンビア エクアドルにて重質油生産が増大する見込みである 中東には 2020 年までに生産が開始されると予想している巨大な未開発の重質油油田がいくつかあり 重質油生産の伸び率は2025 年まで年平均 8% で 地域別では最も伸び率が高くなる見込みである アフリカは 2025 年まで重質油の開発を続けると見られている 生産は年平均 0.4% のゆっくりしたペースで増加し その後減退すると見遠しである ヨーロッパ ロシア及びアジアの重質油生産はゆっくりと減退する見通しである N. America S. America Middle East Europe Russia CIS Africa Asia Pacific Million b/d 2035 出所 :Hart Energy 図 1 次各地域の重質原油生産予測 現在 重質油生産の84% が在来型資源に由来するが 2030 年までには 57% が非在来型資源由来となると予測される 非在来型資源としては 北米のシェールオイル生産も急増中で 2025 年までに570 万 BPDの原油及びコンデンセートが生産され 2

3 る予測である 図 2に提示した世界の油種別液体燃料生産見通しでは 2015 年から需要に対しわずかに原油過剰となり その状態が続いた後 2027 年以降には再び不足に転じるを予測している 120 Oilsands LT projects Other 90 Biofuels GTL/CTL (EIA) Million B/D Shale NGL Conventional NGL Conv condensate Marketed Light SCO Unconventional heavy Conventional heavy Shale Oil 0 Light/Medium crude Demand 出所 :Hart Energy 図 2 世界の油種別液体燃料生産見通し 重質油開発にかかる採掘コストは 原油開発プロジェクトを格付けする際の重要な要素であり 開発埋蔵量 1バレル当たりのドル または 開発能力のBPD 当たりのドルとして表される 前者は シェールオイル対重質油といった異なるタイプのプロジェクトを比較する際に有用であり 後者は重質油水蒸気攻法や非在来型重質油開発といった 何年にもわたり低い減退率で生産されるプロジェクトに適している ドル2ドル / バレル未満の中東のプロジェクト以外は 大半が8ドル / バレルから 18ドル / バレルの範囲内である シェールオイルの場合は約 14~ 17ドル / バレルである ただし 重質油田においては水蒸気圧入等外部エネルギーを擁する場合がほとんどであり 操業コストは高価となる 近年北米の天然ガスが供給過剰によって価格が大幅に低下したことで 油田の操業コストも大きく下がった しかしながら 依然として重質油を輸送可能な性状にするためのブレンディングコストは30ドル / バレルを超えている カナダ産オイルサンドの損益分岐点コストは 新たな地層内回収プロジェクトで WTI 価格が平均約 60ドル / バレルであることが必要である 採掘プロジェクトは WTI 価格 80ドル / バレルで損益分岐点に達するが 採掘とアップグレーダーの統合プロジェクトでは 損益分岐点に達するには最高で100ドル / バレルが必要となる 一般に バッケン及びパーミアンの軽質タイトオイルプレイの平均の損益分岐点価格は 1バレル当たり35~ 70ドルである 3

4 重質油生産国は 国内の重質油処理能力を開発しつつあるが 世界市場で利用可能な量も増加する見込みである 最大の重質油処理能力を持つ北米は 現在進行中のいくつかの重質油精製プロジェクトの完成により 北米産重質油の精製能力がさらに拡大する予定である その後 北米の製油所は 非在来型シェール タイトオイルプレイから増産される軽質油を処理する必要があるため 2025 年以降は重質油処理量をさらに拡大することはないと思われる 精製能力は2025 年までは横ばい状態で その後 重質油処理量は減少し 北米からの重質油輸出量の大幅な増加が予想される 表 1は 輸出市場に回ってくる大量の重質油の処理に関する情報として 各地域における輸出量 北米の製油所 南米 中米及びカリブ海地域の製油所 ヨーロッパによる輸入量 その残りとしてアジアと 量は少ないがアフリカへ輸出される正味量として示している 2012 年にアジアが輸入した160 万 BPDの多くは中国とインドによって処理された 北米は 輸出市場から146 万 BPDを輸入した これにはカナダ産原油の米国への輸出は含まれていないが それは両国を単一市場と考えているからである 北米は 重質油の輸出を開始するのに伴い 輸入が劇的に減少する見込みである アジアは需要の増加によって 将来は重質油の主要市場となり得る また アフリカもこの原油の一部を受け入れられる見込みである ただしそれには さらなる精製設備の増設が必要となる 表 2.6 世界の重質油輸出バランス ( 千 BPD) Export Market North America ,011 2,540 2,490 South America 1,776 2,098 1,899 2,248 2,367 2,068 Europe, Russia & CIS Asia Pacific Middle East 632 1,299 1,713 1,518 1,331 1,233 Africa Total 3,876 4,847 5,465 6,772 7,001 6,393 Draw from Export Volume North America 1,460 1, South America Europe Total 2,310 1,970 1,080 1,050 1, Net to Asia/Africa Refining Total 1,566 2,877 4,385 5,722 6,001 5,403 出所 :Hart Energy 3.2 重質 高酸価原油処理の課題 API 比重の数値により 原油が重質なのか軽質なのかを知ることができる 2011 年度の国内輸入原油の平均 API 比重は35.8であった 一般的にはAPI 比重 22 未満の原油が重質原油に分類される このような原油は国内で処理される一般的な原油よりもコスト面では優位だが 精製処理する場合 重油の得率が大きくなってしまう 4

5 このため 需要の大きいガソリンや軽油等白油製品得率を向上させるために 軽質原油とブレンドして原油のAPI 比重を調整する他 コーキング装置等の重質油分解装置の導入が必要となる また 図 3に重質油分解装置を含む製油所装置構成例を 表 2に各種重質油分解技術の概要を示す 重質油分解装置導入には 水素化脱硫 接触分解装置の触媒被毒原因となる重金属を除去するためのガードリアクター設置や 装置によっては水素製造等関連装置も必要な場合があるので 重質原油を処理するためには1,000 億円以上の設備投資が必要と言われている コストを高める主な要因には 原油の油種 供給品質 望ましい分解 改質レベル 既存の製油所インフラとの相互作用及び製品ブレンドによる相互作用などがある このため 重質油分解装置導入は当該製油所の将来の財務実績に非常に重要な影響を与える可能性がある 出所 : 東洋エンジニアリングウェブサイト図 3 重質油分解装置を含む製油所装置構成例 5

6 表 2 各種重質油分解技術比較 熱分解 スラリー床水素化分解 沸騰床水素化分解 ガス化 ライセンサー FW CB&I ExxonMobil UOP KBR CB&I Axens CB&I プロセス名 導入コスト具体例 導入コスト上昇要因 ディレードコーカー 約 10 億ドル - フレキシコーカー ディレードコーカーの 3 割高 ガス化装置併設 Uniflex VCC LC-Fining H-Oil E-Gas 沸騰床水素化分解の 2 割高 高圧の反応装置 億ドル (3-4 万 bpd) 高圧の反応装置 13 億ドル (0.5 万 t/d) 40 億ドル (2 万 t/d リライアンス ) 1,000 の高温反応装置 要酸素 導入コスト評価 Base 転化率, % 約 以上 90 以上 95 以上 導入実績 100 基以上 6 基 ( 東亜京浜他 ) 他 3 基建設中 小規模 1 基 (5,000bpd カナダ ) 最初の商業機建設中 ( 中国 カンボジア ) 60-80(1 基 ) 85-90(2 基 ) 9 基他 1 基建設中 50-80(1 基 ) 90 以上 (2 基 or スラリー触媒 ) 9 基 ( 東燃川崎他 ) フィード中 重金属 (Ni+V) 上限 ( 条件なし ) ( 条件なし ) (300ppm) ( 条件なし ) 触媒 - - 必要 必要 必要 必要 - 水素 - - 必要 必要 必要 必要 - 備考 生成コークス生成ガスの用重金属の搬送時 途確保が必要回収可粉じん発生 99 以上 4 基 出所 : 各社資料及びヒアリング内容 また 重質原油は一般的に酸性度も高いため 精製設備の腐食防止対策が求められる 原油の酸性度は 全酸価 (TAN) の数値が高いほど強い 重質原油にはTA Nが高いものが多い TANと直接相関するとは限らないが 高酸価原油のうち 特に軽油より重質な留分に多く含まれるナフテン酸化合物が高温度下での金属腐食を引き起こしやすいため 関連する装置 配管等についての対策が必要となる 一般的な対策は ブレンドによる常圧蒸留装置入口でのTAN 上限規制及び薬剤注入等である ただし 最も効果的な対策はステンレス等への材質変更である 薬剤注入を併用しつつ 長期的スパンで材質変更を順次進めるのも可能である 最も有効な対策は腐食環境の厳しい装置の材質を炭素鋼からSUS316L 等のステンレスに変更することだが これには高額な費用が必要であるため 腐食防止剤等の薬剤注入による対応や 材質変更と薬剤との併用も一般的である ちなみに 2011 年の国内におけるTANが 1mgKOH/g 以上の原油の処理比率は0.8% で 常圧蒸留装置へ投入される原油のTANは通常 1 以下に調整されて処理されている 3.3 海外製油所での重質油処理実例高 TAN 重質原油の処理事例実態調査として 米国 ( ライオンデルバセル エクソンモービル ) 中国(SINOPEC) 及びインド ( リライアンス ) 各社の製油所を訪問して情報を収集した 米国米国テキサス州 ヒューストン西部のヒューストン シップ チャネルという運 6

7 河沿いには 多くの石油産業関連工場が立地している ライオンデルバセルのヒューストン製油所とエクソンモービルのベイタウン製油所を訪問し 重質原油処理の現状について情報した 1 ライオンデルバセルヒューストン製油所 1918 年操業開始の同製油所は 常圧蒸留装置 28.5 万 BPD 接触分解装置 11 万 BP D の規模を擁し 重質油熱分解装置については 1960 年代に1 基目のディレードコーカーを設置 90 年代に2 基目を設置しており 計 10.7 万 BPDの規模がある 2 基目のディレードコーカーを設置した後の 年の間は 重質原油を多く産出するベネズエラの国営石油会社 PDVSAの子会社であるCITGOとのJVで製油所を操業しており この時期に重質油を受け入れるための設備投資を積極的に実施してきた また 同社はヒューストンに位置する石化工場で日本向けETBEを生産 出荷している 同製油所で処理される重質原油については 2 基目のディレードコーカー設置時に PDVSAから24 万 BPD 期間 25 年の原油供給契約を締結している他 重質なカナダ産原油も処理している 重質油をディレードコーカーで処理する場合 加熱炉で熱せられた油はコーカードラムという部屋で軽質留分とコークスに分解される ここで発生するコークスの処理がしばしば重質油処理における課題となる 同製油所で発生したコークスは コーカードラムから直接ホッパー車へ積み込まれ 列車で出荷 販売されている また 精製設備の高酸価原油対応については CITGOとのJV 期間中 設備の点検結果を参考にしながら 材質変更にて順次実施してきた 減圧蒸留装置や配管等を中心に 直近 10~ 15 年の間に総額 1 億ドル以上をステンレス等への材質変更に投資している また 近年では脱塩槽の運転温度アップ 減圧蒸留装置の還流部の材質変更などを行いました 2 エクソンモービルベイタウン製油所 1920 年操業開始 米国内のエクソンモービル製油所において最大規模のベイタウン製油所は 米国内の全製油所の中でも第二の処理能力 (58.4 万 BPD) を持っている 重質留分処理装置としては自身のライセンス技術であり コーカーとガス化炉から構成されるフレキシコーカー (4.6 万 BPD) を1986 年に導入した 同製油所はその後 ディレードコーカーを2001 年に導入している フレキシコーカーは付加価値を持つ水素を製造できる他 閉鎖系プロセスのため粉じんの発生がない等の長所がありますが 副生ガスの供給先がない 導入コストが高い等の理由から 2 台目の重質留分処理装置にはディレードコーカーを選択した フレキシコーカーから得られる低圧 低カロリーの副生ガスは 自家使用の他 一部外部へ販売もされています ディレードコーカーからの発生コークスは 外部 7

8 へ販売されている 同製油所ではCold lake 等カナダ産 Maya 等メキシコ産の重質原油の他 アフリカ 中東原油を処理している カナダ産原油の一部はパイプライン輸送されるが 最近は鉄道による輸送も増えている 高酸価原油対応としては 酸価の低い原油とのブレンド 薬剤注入 材質変更の他 装置内のモニタリング等の手段を用いている 中国中国は急増する国内石油製品需要に対応する他 国内で産出される原油処理対応として 古くから重質原油を製油所で扱ってきた経験がある SINOPECの製油所のうち 同国最大級の規模で重質 高酸価原油を処理している広州石化と 高酸価の同国産勝利油田原油を積極的に処理している済南石化の両製油所を訪問し 情報を収集した 1 SINOPEC 広州石化 1973 年に操業開始したSINOPEC 広州石化は 常圧蒸留装置 26 万 BPD 接触分解装置 5.4 万 BPD ディレードコーカー 4.4 万 BPDを擁する製油所である 重質原油についてはカナダ メキシコ コロンビア ベネズエラ等から 高酸価原油についてはブラジル アンゴラ等から受け入れており 処理原油における劣質 ( 高酸価もしくは重質 ) 原油の占める割合は最大 35% になります SINOPEC 広州石化にて処理している主な原油とその性状を表 3に示します 表 3 SINOPEC 広州石化にて処理している主な原油 種類 処理原油 産地 API 比重 硫黄分 TAN ( 質量 %) (mgkoh/g) COLD LAKE カナダ AWB カナダ 重質原油 ALBIAN.H カナダ MAYA メキシコ CASTILLA コロンビア MEREY16 ベネズエラ RONCADOR ブラジル 高酸価原 KUITO アンゴラ 油 DALIA アンゴラ Kissanje アンゴラ 良質原油 沙中原油 中国 沙経原油 中国 出所 :SINOPEC 同製油所の重質 高酸価原油処理における特徴として 常圧蒸留装置へ投入する原油を2 系列に分け 高硫黄 高酸価それぞれに対応している点が挙げられる 系 8

9 列毎の処理原油性状を表 4に示す なお 両系統とも投入原油のAPI 比重は29 以下に調整されている 表 4 SINOPEC 広州石化の常圧蒸留装置系統 常圧蒸留装置 硫黄分上限 ( 質量 %) TAN 上限 (mgkoh/g) CD CD 出所 :SINOPEC 高酸価原油対応について 操業当初は低 TAN 原油とのブレンドでの対応が中心だったが その後 材質対応へシフトしていきました 同製油所では減圧蒸留装置で 230 以上となる箇所はステンレス鋼へ材質変更を実施しており 250 以上となる箇所ではこれに加え 腐食防止剤注入も実施している また 減圧蒸留装置の高温配管部等 配管肉厚の常時測定を実施している箇所もあります 2 SINOPEC 済南石化 1971 年に操業開始したSINOPEC 済南石化は 操業開始当初より劣質原油処理対応を実施してきた 同製油所の処理能力は 常圧蒸留装置 10 万 BPD 接触分解装置 2.4 万 BPD ディレードコーカー 1.2 万 BPDで 高酸価の勝利油田原油 ( 最大 TAN2. 2) と西アフリカ 中東 南米等からの輸入原油をブレンドし 常圧蒸留装置投入可能な性状に調整している SINOPEC 済南石化にて処理している主な原油とその性状を表 5に示す 表 5 SINOPEC 済南石化にて処理している主な原油 処理原油産地 API 比重 混合原油 ( パイプライン輸入混合 ) 勝利油田産ブレンド Shengli Mixed Crude Oil 勝利油田産原油 Linpan Crude Oil 海外 中国勝利油田 硫黄分 ( 質量 %) 0.75 以下 TAN (mgkoh/g) 0.8 以下 ニッケル (μg/g) 重金属分 バナジウム (μg/g) 中国勝利油田 Kissanje アンゴラ Plutonio アンゴラ Escalante アルゼンチン Hungo アンゴラ Djeno コンゴ共和国 Zakum UAE Oriente エクアドル ESPO ロシア 出典 :SINOPEC 9

10 常圧蒸留装置へ投入される原油の平均性状は API 比重 26 硫黄分 0.62 質量 % T AN0.92mgKOH/gとなっている 高酸価原油対応は かつてはブレンドでの対応であったが その後材質対応へ移行していった 2007 年以降の材質のアップグレード実施状況としては 常圧蒸留装置 減圧蒸留装置において240 以上となる箇所について 炭素鋼からステンレス鋼へ材質変更が実施されている 通常は済南から約 300km 離れた青島のタンクターミナルにて 各種原油を常圧蒸留装置への投入原油のTANが 1.0 以下となるようタンクブレンドし 済南へパイプライン輸送している 同製油所は最高でTAN1.15を処理した経験がある インドインドでは石油製品輸出を想定して コスト面で優位な重質 高酸価原油を処理可能な大規模製油所が建設されている その中で世界最大能力を誇る リライアンスのジャムナガール製油所 (136 万 BPD) についての各種情報を ムンバイにある同社の本社を訪問し情報収集した ジャムナガール製油所は大きく3つの系統に分けることができる 1999 年に完成したJ1( DTA: Domestic Tariff Area: 国内関税区 ) 製油所の能力は 常圧蒸留装置 64 万 BPD 接触分解 20.5 万 BPD ディレードコーカー 16.5 万 BPDです 2009 年完成のJ2( SEZ: Special Economic Zone: 経済特区 ) 製油所は常圧蒸留装置 7 2 万 BPD 接触分解装置 21.5 万 BPD ディレードコーカー 17.5 万 BPDを擁し 2015 年操業開始予定のJ3 製油所はガス化装置 石油化学製品向け改質装置にて構成される予定である 同製油所における処理原油は全体の5 割が高酸価 高硫黄原油及び重質原油等のコスト面で優位な原油である 調達先別でみると 1/3をサウジアラビア 1/3をベネズエラ等の南米 残りをその他から調達している ジャムナガール製油所では 劣悪原油 ( 高酸価原油 重質原油 高硫黄分原油 ( サワー原油 ) や高金属含有原油 ) の処理は 原油の種類により 以下 4 種の手段で対応している また 同製油所における処理原油受入基準を表 6に示す 高酸価原油 : ブレンドと薬剤注入 重質原油 : 脱塩能力増強 高硫黄分原油 : 水素化処理 高金属含有原油 : 水素化処理装置及びガードリアクター設置 将来は金属回収も検討 10

11 表 4 リライアンスジャムナガール製油所の処理原油受入基準 地区平均 API TAN 上限 (mgkoh/g) 備考 J 高酸価原油取扱なし 製品は国内向けメイン 一部輸出 J 製品はすべて輸出 J3 - - コークスのガス化装置導入 出典 : リライアンス 高酸価原油の処理には制限を設けており 常圧蒸留装置入口で平均全酸価 1.0mg KOH/gとなるようにブレンド処理し 更に薬剤注入により腐食等を軽減している このとき高酸価原油のブレンド比は6~10% である 操業開始当初は全酸価 0.5mg KOH/gで原油処理を開始し 徐々にブレンド量を増加してきた 最高で全酸価 1.5 mgkoh/gの原油処理経験を同所は有している また 定期点検時に機器を開放しての腐食状況等確認も実施している 4. まとめ重質原油生産動向供給量の増加が最も著しいと考えられているのがカナダのオイルサンド由来の重質油である 次いで供給量増大が著しいとされているのは南米ベネズエラのオリノコ超重質油であり 中東がさらに続く アフリカ ヨーロッパ ロシア及びアジアの重質油生産は将来的には減退する 北米は2025 年以降重質油処理量をさらに拡大することはないと思われる これにより輸出へ流れると予想される ただしそれには さらなる精製設備の増設が必要となる また 重質原油が価格面において在来型の原油よりも優位である必要がある 訪問した各国が重質原油等を処理している背景として 米国は地理的要因によりカナダ ベネズエラ等重質原油の優先的な入手が可能であること 中国は急増する国内石油製品需要に対応する他 国内で産出される原油処理対応が必要であることが挙げられる またインドでは 購入価格でメリットはあるが特殊な重質油分解装置が必須となる重質 高酸価原油を処理できる大規模製油所が建設されている背景には 石油化学製品輸出を想定していることがある これらの国々とは異なる背景を持つ我が国の石油精製業が 重質 高酸価原油の取扱量を増やすことを検討する場合 1,000 億円以上の投資が必要な重質油分解装置の導入や 装置のステンレスへの材質変更による数十 ~ 百億円を超える規模の投資 薬剤注入や装置モニタリング等によるランニングコスト上昇は避けられない それ故に 重質 高酸価原油の購入価格低減によるメリットと 設備投資及び精製コスト上昇によるデメリットのバランスについて考慮する必要がある 11

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