海洋リモートガス田開発への挑戦

- インドネシア洋上でのLNG（液化天然ガス）化事業を目指す -

国際石油開発帝石株式会社

マセラ事業本部長

菅谷俊一郎

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アウトライン

• はじめに

• インドネシアマセラ鉱区アバディガス田の概要

• ガス田開発計画の決定

• 世界の洋上液化施設(LNG FPSO)の技術・開発の動向

• アバディ洋上LNG施設

• フィージビリティ検討

• 開発・生産までの挑戦

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はじめに

一般的背景

• 環境負荷の小さい天然ガスの需要増加

• 新規ガス田のリモート化、大水深化

• LNG需要の増加

国際石油開発帝石㈱の背景

• 天然ガスバリューチェーンの確立

• アバディガス田の発見

• 2014年以降の生産量、埋蔵量成長

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インドネシア マセラ鉱区 アバディガス田の概要

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Data Source: NOAA-NGDC The Global Land One-km Base Elevation (GLOBE) Project Home Page

ＮＯＡＡ: National Oceanic and Atmospheric Administration, US Department of CommerceNGDC: National Geophysical Data Center区

Jakarta

INPEX

Abadi gas fieldMasela PSC Block

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マセラ鉱区 – 真のフロンティア

• 1998年11月インドネシア共和国の公開入札によりマセラ鉱区を取得

• ガス消費地・インフラから遠く離れたリモートかつ大水深エリア

• 近隣豪州側では、既発見未開発のガス発見構造があったものの、インドネシア領では未探鉱

• インドネシア側のアラフラ海では初のガス田発見

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M/V Geco RhoEnergy Searcher

M/V PGS Ramform ChallengerOcean General

マセラ鉱区探鉱の経緯

1998 生産分与契約を締結

1999 2D地震探査 (2,948km)2000 試掘井Abadi 1掘削、ガス・コンデンセートの胚胎を確認

2001 アバディ構造全域に3D地震探査 (2,060km2)2002 第1次評価井掘削キャンペーン(Abadi 2 & 3)、ガス・コン

デンセートの拡がりを確認

2007 - 2008 第2次評価井掘削キャンペーン(Abadi 4 - 7)、ガス・コンデンセートの拡がりを確認

2008 アバディガス田開発計画承認

7

13

264 5

7

North

South

West

SW

0 20km

SouthWest

SW

North

1

2

3

46

5

7

Top PloverDepth Map

アバディガス田

• 広範に貯留層である砂岩層が存在している

• 圧力トレンドから厚い単一のガス層を形成している

• 水平方向の連続性が良い

• 良質の砂岩層(Plover Formation)が広範に広がっている

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アバディガス田の面積

0 10km

MitakaMitaka NakanoNakanoShinjukuShinjuku

UenoUeno

TokyoTokyo

ShibuyaShibuya

AbadiAbadi--11

KawasakiKawasaki

ChibaChiba

TsudanumaTsudanuma

MachidaMachida

NoboritoNoborito

TachikawaTachikawa

HachiojiHachioji

AbadiAbadi--33

FussaFussa

OmiyaOmiya

IkebukuroIkebukuro

MatsudoMatsudo

KashiwaKashiwa

AbadiAbadi--2/2ST2/2ST

IchikawaIchikawa

MinamikoshigayaMinamikoshigaya

YokohamaYokohama

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アバディガス田

• インドネシアにおける最大級のガス田

• 同国における５番目のLNGプロジェクトになると期待

• LNGメジャープレイヤーとしての国際石油開発帝石

– ボンタン、バユウンダン、タングープロジェクトに参画

– イクチス（豪州）、アバディ（インドネシア）の２大LNGプロジェクトの

オペレーター

Bontang LNG Tangguh LNG Ichthys LNG

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アバディガス田開発計画

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アバディガス田開発方式

• Subsea Production System• LNG FPSO (Floating LNG)

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Kupang

Bayu-Undan

Aru Islands

Tanimbar Islands

Timor

East TimorIndonesia

Timor Sea

Indian Ocean

Kai Islands

Masela PSC Block

Sunrise-Troubadour

Banda Sea

LNG Plant Location Candidates

Melville Island

Timor Trough

Australia

0 200km

Evans ShoalCaldita

Abadi

Darwin

Saumlaki

Tassie Shoal150 km

Darwin380 km

Aru Islands500 km

Tanimbar Islands150 km

LNG FPSO

Darwin LNG Plant (Bayu Undan)

Abadi Field Development Alternatives

Abadi Field Development Alternatives

WA285P

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なぜ、洋上LNGなのか?

• リモートに位置する大水深ガス田

– 水深: 400m -800m – 近隣にガス消費地やインフラが存在しない

• インドネシア領内に適した陸上LNGプラント候補地がない

• 穏やかな海象気象

– ただし、サイクロン発生は発生

• 開発コスト/操業コスト

– 陸上コンセプトに比べて開発・操業コストが小さい

• 環境負荷が小さい

– 環境・社会影響評価及びその許認可にかかるスケジュールの不確定性も小さい

• インドネシアへの貢献が大きい

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14

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39

開発戦略 – 段階的開発G

as p

rodu

ctio

n ra

te

Initial Development

Future Expansion

• 北部構造を対象に第1次開発 – 4.5百万㌧/年のLNGを生産

• 第2次開発以降は、北部構造以外の埋蔵量を評価を完了した後に決定

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洋上液化施設の技術・開発動向

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Integration of proven technologies

FPSO Onshore LNG Plant

LNG FPSO

洋上LNGは新技術か?

LNG Carrier

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LNG-FPSO検討ロケーション

Statoil：Shtokman(2005) Ｓｔａｔｏil：Fylla (2000)

Statoil：Kelp Deep(1996-98)

Statoil/Shell：NnwaDoro(2001-2005)

Statoil: Venezuela(2003)

Statoil：Snohvitt(1985&1998)

INPEX： Masela(2003-2008)

INPEX：Asia Oceania(2001-2002)

Shell: Greater Sunrise(2002)

ENI: Gendalo/Gandang(2000)

Shell: Kudu (2002)

ENI: Brass (2001)

ExxonMobil：Scarborough

Shell: Prelude(2008)

Generic LNG-FPSO・FLEX LNG： 1.7 MMtpa・Höegh LNG：1.6 MMtpa・SBM： 2.5 MMtpa・Shell： 3.5 Mmtpa・BW Offshore：1.9 MMtpa・CB&I：(Niche FLNG)・Golar LMG：・Moss Marine：

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主なLNG-FPSOコンセプト

• Specific Design– Statoil： NnwaDoro （5.0～8.0 MMtpa）– Shell： Greater Sunrise （5.0～6.0 MMtpa）– INPEX： Abadi （4.5 MMtpa）– ENI： Brass FLNG 、 Gendalo & Gandang Fields– ExxonMobil Scarborough？– ConocoPhillips ？ （5.3 MMtpa）

• Generic Design– FLEX LNG： LNG Producer (1.7 MMtpa）

（for Bilabri/Orobiri ナイジェリア、PNG、etc.）– Höegh LNG： Höegh LNG FPSO w/ SPB (1.6 MMtpa)– SBM： SBM’s FLNG (2.5 MMtpa)– Shell： Shell Generic FLNG (3.5 MMtpa)

（for Prelude?、Greater Sunrise？）– BW Offshore： BWO’s FLNG (1.9 MMtpa)– CB&I： Niche FLNG– Golar LNG： Golar LNG-FPSO

（for タイPTTEP）– Moss Marine： Moss’s FLNG

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Höegh LNG

ShellShell

SBM

FLEX LNG

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最近のLNG-FPSO動向

• LNG-FPSOに対する評価– 技術的なショーストッパーはないとの評価 （多数のコンセプトがAIP取得）

– 類似洋上システムの実績

• Oil FPSO/FSO：200基以上の稼動実績

• LPG FPSO： 既に数基の稼動・建造実績がある

• 再液化装置搭載LNGタンカー： LNG Jamalが2001年より稼動中

• 2007年から8隻以上が順次就航予定

• 洋上LNG受入システム（FSRU)：– Snohvit LNG Plant （バージ上にプラントを搭載、電動駆動）の稼働

• コンセプトの多様化– 石油会社主導に加えコントラクター主導による設計の増加

– 特定ガス田向けの（Specific)設計に加えGenericな設計の増加

– 大型 (4～6MMtpa)に加え、中小規模(1～3.5MMtpa)の提案

• LNG-FPSOによる具体的な開発に向けた動き

• 厳海域への適用に向けた技術開発（洋上LNGオフローディング）

19

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Generic LNG-FPSO

• 特徴– コントラクター主導 → 石油会社も同様なコンセプト（Shell)– 中小規模(1～3.5MMtpa)– 基本構成部分(特に液化プラント、ハル等）は、同じ設計。

• EPCコスト削減

• リードタイム短縮

• 複数ガス田への適用

• 背景(各社の考え方)– 基本的に、LNG-FPSO適用は問題はないと評価

– 2011年以降LNGが不足する

– 多くのストランデッドガス(含随伴ガス)がある

– 早期生産／段階的開発

– 大型LNG-FPSOに比べてヤード等の制限が少ない

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LNG-FPSO具体化の動き

• FLEX LNG： LNG Producer：LNGP （ 1.7～1.95MMtpa ）– ハル4隻の建造をSamsungに発注。上載設備1隻分についてSamsungとEPCIC

（Engineering, Procurement, Construction, Integration and Commissioning）契約締結

– Generic Design のLNGPのFEEDは2009年Q1に完了。

– ナイジェリア、PNG、トリニダード・ドバゴ、ブラジル等のプロジェクトを検討中。ナイジェリア（Bilabri ガス田／ Orobiriガス田）及びPNGの2つのプロジェクトでSpecific FEEDを実施。

– 最初のLNGPは、2012年に稼働開始を予定。

• INPEX： Abadi LNG-FPSO (4.5MMtpa)– インドネシア政府によりLNG-FPSO (4.5MMtpa)によるAbadiガス田の開発計画の承認を

取得。2009年内FEEDを開始予定。

• Shell： Generic LNG-FPSO (3.5MMtpa)– 豪州のPreludeガス田、Greater Sunriseガス田群の開発に適用することを検討中。

• SBM： SBM’s FLNG– Generic LNG-FPSOのFEEDを2008年/H2に完了。

– 1st LNG-FPSOのFIDを2009年/H1、2013年/H1に稼働開始を予定

• Höegh LNG： Höegh LNG FPSO (HLNG）– 2008年5月からFEEDを開始し2009年3月に完了。適用ガス田を検討中。

– 当初2009年4月にFIDを計画。

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技術開発動向

• 新たなLNG洋上オフローディングの開発

– 厳海域でのオフローディング稼働率及び操業性の向上

• タンデム出荷システム

• フレキシブルホース／フローティングホースの開発

– 主なシステム

• ALLS(Amplitude LNG Loading System) Technip

• Cryogenic Floating Hose Technip

• OCT（Offshore Cryogenic Transfer System） Framo

• COOL Hose SBM

• Cryogenic Aerial Flexible Hoses BWO／Technip Cryogenic Floating and Subsea Flexible Hoses

（Technip) ：

ALLS （Amplitude LNG Loading System)

（Technip)

Cryogenic Aerial Flexible Hoses （BWO/Technip)Floating Cryogenic Hose

（SBM)OCT LNG Tandem Loading System

（Framo）

Nexans ‘s Cryodyn™ LNG

flexible pipeCOOL Hose

（SBM) 22

23

弊社におけるLNG FPSOの検討実績

General Research Studies• 2000: DME-FPSO Study• 2001～02: Natural Gas Liquefaction FPSO

Capacity: 1.6 MMtpa• 2004： LNG-FPSO Study

Capacity: 3.5 MMtpa• 2004～05： Study for Large-scale LNG-FPSO

Capacity: 5.0 MMtpa

Studies specific for Masela• 2006： Abadi FLNG Feasibility Study• 2007-2008: Pre-FEED of Floating LNG

Capacity: 4.5MMtpa

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アバディ洋上液化施設

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アバディLNG FPSO概観

Swivel

TurretBow

Stern

LNG Loading Arm

Tank

Process

UtilityAccommodation

Flare Stack

• LNG Production: 4.5 MTPA• Condensate: 13,000 B/D

• Hull Size: 500m x 82m

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アバディLNG FPSO － 設計仕様

• Capacity:– LNG Production Capacity: 4.5 MTPA– LNG Heat duty Specification: 1,070-1,130 Btu/scf– Condensate Production Capacity: 13,000bbl/day

• Process：– Liquefaction Process： APCI - DMR Process– Refrigerant Compressor Driver： Electrical Motor Driver

• Hull:– Size: 500m Length x 82m Width– Storage Capacity

• LNG Tank: 300,000m3 (50,000m3 x 6)• Condensate Tank: 120,000m3 (60,000m3x 2)

– Offloading Facility• LNG: Side by Side• Condensate: Tandem Hose Offloading

– Mooring System: Single Point Mooring

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トップサイドレイアウト

500m

82m

Flare Stack

Turret

Process Area

Utility Area

Living Quarter

BowStern

Condensate Offloading Hose Reel

LNG Loading Arm

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LNGタンクの選定

29

技術的フィージビリティ検討事項

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技術的フィージビリティ検討事項

• 安全性

• プロセス及び機器の海洋化 (Marinization)

• 生産設備全体の稼働率・信頼性・保守性 (RAM)

• LNGオフローディング

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安全性評価

• 安全設計指針の策定

• Hazardous Identification (HAZID)• 爆発・火災リスク評価

1. 安全性が最も重要なファクター2. 操業性3. コスト4. スケジュール

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Major Accidental Events (MAEs)

• Major Hazards– Cryogenic Spill– Gas Dispersion– Flash, Pool, Jet Fires– BLEVE– Vapor Cloud Explosion

• Explosion Scenarios– Feed Gas / LNG / Mixed

refrigerant (MR) Explosion in process area

– LNG explosion under process deck

– LNG explosion between FLNG and LNG carrier

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爆発・火災リスク評価 (1)

• 炭化水素の爆発による爆風圧は、既存の海洋プラットフォーム等の検討結果に比べて小さい値を示した。

• これは、おそらくモジュール間隔が比較的広いことによる。

• また、配管密度の感度解析で、ある程度配管密度を高くしても、通常海洋プラットフォームで見られるような爆風圧レベルに抑えられそう。

82m

120m

Gaps are provided between Process modules for mitigation of escalation by jet fires and explosions

Center Pipe Racks

Process Modules

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爆発・火災リスク評価 (2)

• 爆発が、タンクドームやハル、デッキストラクチュアに重大な損傷を与える可能性は非常に小さい。

• 爆発が、居住区や避難場所(Temporary Refuge)を損傷する可能性は極めて小さい。 これは、プロセスと居住区(TR)が離れていることによ

る。

• オフローディング中の漏洩に伴う爆発がハルやLNG船を損傷する可能

性は極めて小さい。

127m

500m External Turret

FlareTower

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プロセス・機器の海洋化

• 上載する全てのプロセス・機器は洋上で所定の仕様を満たさなければならない。

– プロセス性能

– 機械的強度

– 疲労強度

• FLNGの動揺特性:– 設計条件 (200yrs-Storm)での

傾斜角度は設計限度より充分小さい(<5°)。

– 確率的に動揺による傾斜角度が1度を超えることは稀であり、そ

れにより生産ロスが生じる可能性は小さい。

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稼働率・信頼性・保守性（RAM）の検討

• 前提条件

– 生産ロス:• 計画シャットダウン – インドネシアの法的要求事項(MIGAS,

etc.)、船級による要請、機器の開放点検

• 非計画シャットダウン – 機器毎の平均故障率（OREDA, vendor & internal data)、アバディのリモート性を考慮した平均修理時間から算出

• 動揺により生産ロス

– 操業期間: 30年間

• 現行の設計でターゲット稼働率を達成できる見込み。陸上LNGの稼働

率と充分に競合できる。

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LNGオフローディング

• LNG船の着桟と2浮体間の相対動揺

を検討。

• スラスターコントロールを用いれば、ダウンタイムはきわめて小さい。

Bridge view of LNGC, 500m to go

About 250m to go

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まとめ

• アバディガス田の開発に適用するべく、オペレーターとして要求する安全性と機能を満たす洋上FLNG施設の概念設計ができた。

• 同FLNGの安全性は、既存の洋上プラットフォームと同レベルと評価さ

れた。

• 上載する全てのプロセス・機器は海洋化できる。

• 稼働率・信頼性。保守性は、アバディのリモート性を考慮しても陸上LNGプラントと充分に競合し得る。

• 洋上でのLNGオフローディングも、既存技術であるローディングアームを用いたSide-by-side方式で所定の稼働率を確保できる。

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開発・生産開始への挑戦

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最後に - 開発・生産開始への挑戦

• アバディガス田開発は、技術的・商業的挑戦

– ギガプロジェクトマネージメント

– Not-well-proven技術

– 複雑な巨大海洋構造物の建造

– リモートでの操業

– LNGマーケティング

– 保険

– ファイナンス組成

– インドネシアファクター

• インドネシアと日本の象徴的なプロジェクト

• プロジェクト成功させるために

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