平成３０年度石油・ガス供給等に係る保安対策調査等事業

（海洋における石油・天然ガス開発に係る保安調査）

報告書

平成３１年３月

一般財団法人エンジニアリング協会

１-1

１-2

緒 言

世界のエネルギー消費量は今後ますます増加していくと考えられているが、米国エネル

ギー情報局（EIA）は、20 年後にも全一次エネルギーの半分以上は、石油・天然ガスに依

存せざるを得ないと予測している。一方で、石油・天然ガスには、枯渇、中東やロシアへ

の偏在、環境問題等の懸念事項があることも事実である。そこで世界の政府機関や石油･

天然ガス開発会社では、これらの問題を解決すべく、新たな挑戦を続けている。すなわち、

いわゆる「イージーオイル」から脱却して、複雑な地層や難地域を対象とした開発、高度

な採取技術の適用、非在来型石油･天然ガスの開発、これまで以上に環境に配慮した開発、

等に向けた努力・競争をしている。

我が国における石油・天然ガス開発もこの例外ではなく、「イージーオイル」からの脱

却に向けて様々な取り組みを行っているが、特に世界有数の排他的経済水域を活用した海

洋石油・天然ガスの開発への期待は大きく、国が主導して、物理探査、基礎試錐、産出試

験、等を実施している。また、我が国近海には、非在来型天然ガス資源であるメタンハイ

ドレートが大量に胚胎していることも、よく知られている。

我が国の海洋エネルギー・鉱物資源の開発に関しては、昨年 5 月 15 日に「第 3 期海洋

基本計画」が策定され、また、本年 2 月 15 日には、経済産業省の「海洋エネルギー・鉱物

資源開発計画」が改訂されたばかりである。さらに本年 4 月には、環境省の「自然環境保

全法」の一部が改訂され、海洋における鉱物の探査・採掘に関しても、何らかの言及があ

るものと予想される。また、海洋の利用は世界的・国際的な関心事であり、国際海洋法条

約等にも種々の規制が設けられている。

我が国では経験のない大水深の海洋における石油・天然ガス開発に関しては、2010 年

（平成 22 年）4 月に発生した米国メキシコ湾での暴噴事故等を契機に、世界的に安全対策

や環境影響への配慮に対する規制が見直されてきている。そのため、経済産業省では、平

成 25 年度から 3 年間をかけ、大水深の海洋における石油・天然ガス開発先進国を中心に、

大水深における石油・天然ガス開発を対象とした保安対策および環境対策に対する動向を

調査した。しかしながら、上記の状況を鑑みると、大水深のみならず、浅海の大陸棚等に

おける石油・天然ガス開発が加速される可能性も否めない。このような情勢を踏まえ、本

調査では、大水深に限らず、広く海洋における石油・天然ガス開発における保安対策およ

び環境対策に対する動向を調査した。

本調査は、海洋石油・天然ガス開発の先進国である米国、英国、オーストラリアを対象

に、浅海域も含む海洋における石油・天然ガス開発に係る保安対策および環境対策の現状

をまとめたものである。なお、大水深における開発については、上記調査の結果を参照し

つつ、その後の規制の改訂について詳細に調査した。現在我が国の海洋石油・天然ガス開

１-3

発に対しては、鉱業法、鉱山保安法、海洋汚染防止法等が適用されているが、今後海洋石

油・天然ガス開発が活発化した場合には、国際法あるいは国際的な動向も視野に入れた法

整備が必要となるかもしれない。本調査の結果が、我が国の海洋石油・天然ガス開発にお

ける保安対策および環境対策に対する指針策定に資するのみならず、将来の法整備に際し

て参照に値するものとなれば幸甚である。

最後に、本事業にご協力いただいた委員各位に、心から感謝の意を表する。

平成 31 年 3 月

平成 30 年度海洋における石油・ガス開発に係る保安調査委員会

委員長 早稲田大学 栗原 正典

１-4

平成３０年度石油・ガス供給等に係る保安対策調査等事業

目 次

１． 事業の目的 ............................................... 1

２． 事業内容 ................................................. 2

２ .１ 事業内容 ........................................................... 2

海外の石油・天然ガス開発に係る保安対策の最新動向調査 ............... 2 海外の石油・天然ガス開発に係る環境対策の最新動向調査 ............... 3 保安対策上の課題の整理 ............................................. 3

２ .２ 事業実施方法 ....................................................... 3

海外の石油・天然ガス開発に係る保安対策の最新動向調査 ............... 3 海外の石油・天然ガス開発に係る環境対策の最新動向調査 ............... 7 保安対策及び環境対策上の課題の整理 ................................. 8 委員会の設置 ....................................................... 8

２ .３ 実施計画 ........................................................... 9

スケジュール ....................................................... 9 現地調査方法 ....................................................... 9

２ .４ 実施体制 .......................................................... 11

３． 調査結果 ................................................ 12

３ .１ 保安対策の最新動向調査 ............................................ 12

３ .１ .１ 各国概要 ............................................................. 12 米国 .............................................................. 12 英国 .............................................................. 16

３ .１ .２ 坑井制御と坑井健全性に関するもの（４項目） ........................... 23 BOP 関連 .......................................................... 23 セメンチング関連 .................................................. 30 モニタリング等坑井健全性関連 ...................................... 31 ケーシングデザイン関連 ............................................ 39

３ .１ .３ 機器、装置に関するもの（６項目） ..................................... 42 キャッピングスタックシステム関連 .................................. 42 ROV 関連 ......................................................... 42

１-5

ダイナミックポジショニング関連 .................................... 42

海底面に設置する装置・設備関連 .................................... 43

浮体式施設および移動式施設関連 .................................... 45

着底式施設および固定式施設関連 .................................... 48

３ .１ .４ 作業に関するもの（２項目） ........................................... 49 廃坑関連 .......................................................... 49

緊急時計画関連 .................................................... 50

３ .２ 環境対策の最新動向調査 ............................................ 54

３ .２ .１ 調査概要 ............................................................. 54

３ .２ .２ 現況調査等 ........................................................... 57 現況調査 .......................................................... 58

予測手法（評価根拠） .............................................. 63

環境影響評価の期間 ................................................ 65

ステークホルダー .................................................. 68

その他 ............................................................ 70

３ .２ .３ 事業終了後 ........................................................... 71 英国 .............................................................. 71

オーストラリア .................................................... 72

４． まとめ、今後の課題 ...................................... 74

４ .１ 保安対策 .......................................................... 74

今年度のまとめ .................................................... 74

今後の課題 ........................................................ 75

４ .２ 環境保全 .......................................................... 76

今年度のまとめ .................................................... 76

今後の課題 ........................................................ 77

１-6

略語説明

AFEN Atlantic Frontier Environmental Network：大西洋環境ネットワーク

ALARP As Low As Reasonably Practicable：「合理的に実行可能な限りできるだけ低く」を意味する。リスク評価の際に使用される用語。

API American Petroleum Institute：米国石油協会

AUV Autonomous Underwater Vehicles：自立型無人潜水機

BAVO BSEE-approved verification organizations：BSEE 承認検証機関

BEIS Department for Business, Energy and Industrial Strategy：ビジネス・エネルギー・産業戦略省（石油開発所管省庁，英国）

BOEM Bureau of Ocean Energy Management：海洋エネルギー管理･規制･執行局(米国内務省)

BOP Blowout Preventer：暴噴防止装置。坑井掘削中または坑井仕上げ作業中に、暴噴の徴候があったときに、坑井を密閉し噴出防止作業を行うために坑口

の上に取り付ける装置。

BSEE Bureau of Safety and Environmental Enforcement：安全･環境執行局(米国内務省)

Cefas Centre for Environment, Fisheries & Aquaculture Science：環境・漁業・水産養殖科学センター(英国)。

CFR Code of Federal Regulations：連邦規則集(米国)

CO2 Carbon Dioxide：二酸化炭素

CSG Casing:ケーシングパイプ

DECC Department of Energy and Climate Change：エネルギー気候変動省（現 BEIS，英国）

DP Dynamic Positioning：自動船位保持装置

DPP Development and Production Plan：開発生産計画（米国）

DPS Dynamic Positioning System:自動船位保持装置

DTI Department of Trade and Industry：貿易産業省（現 BEIS，英国）

DWOP Deepwater Operations Plan：大水深作業計画（米国）

E&P Exploration and Production：探鉱と生産

EA Environment Agency：環境庁（英国）

EC 指令 European Community Directive：EU 加盟各国の法的整合を図り、欧州経済を活性化する目的で制定した各国共通のルール

EIA Environmental Impact Assessment：環境影響評価もしくは環境影響評価制度

EIS Environmental Impact Statement：環境影響評価書

ENVID Environmental Impact Identification：環境影響評価書の作成に先立ち、事業

１-7

者、環境コンサルタント等が、環境コンサルタントの選定案に基づき、評

価項目を確認、また同時に、初期的なリスク評価の実施を行うためのワー

クショップ

EP Exploration Plan：事業者が作成する、探査計画（米国）

EPBC Act Environment Protection and Biodiversity Conservation Act 1999：環境保護及び生物多様性保護法(オーストラリア)

ES Environmental Statement：環境評価書（英国）

EU European Union：欧州連合

FEM Finite Element Method：有限要素法

FPSO Floating Production, Storage and Offloading：浮体式生産貯蔵積出設備

HSE Health, Safety and Environment：安全衛生環境

HSE UK U.K. Health and Safety Executive：安全衛生庁(英国)

ICES International Council for the Exploration of the Sea：国際海洋開発理事会

IMCA International Marine Contractors Association：国際マリンコントラクター協会

IMO International Maritime Organization：国際海事機関

IOGP International Association of Oil & Gas Producers：国際石油･天然ガス生産者協会(OGP から IOGP に変更)

ISO International Standards Organisation：国際標準化機構

JNCC Joint Nature Conservation Committee：共同自然保護委員会（英国）

LNG Liquefied Natural Gas：液化天然ガス

MAASP Maximum Allowable Annulsu Surface Pressure ：最大許容表面アニュラス圧力

MARPOL 条約

International Convention for the Prevention of Pollution from Ships：海洋汚染防止条約：マルポール条約

MER UK Maximising Economic Recovery from the UKCS：北海復権油田開発活性化，投資拡大への取組み（英国）

MMO Marine Management Organization：英国海洋管理機構

MODU Mobile Offshore Drilling Unit：移動式海洋掘削ユニット

MS Marine Scotland：マリンスコットランド（スコットランド領海の利用と環境持続性に係る統合的な管理する役割を担う公的機関）

NAEI National Atmospheric Emissions Inventory：国家大気排出インベントリ

NGO Non-Governmental Organizations：非政府組織

NMPI National Marine Plan Interactive：国家海洋計画インタラクティブ（英国）

NOPSEMA National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority：国家海洋石油安全環境管理庁（オーストラリア）

NT Northern Territory：北部準州（オーストラリア）

１-8

NTL Notice to Lessees and Operators：鉱区保有者への通告（米国）

OCS Outer Continental Shelf：連邦管轄大陸棚（米国）

OESEA Offshore Energy Strategic Environmental Assessment：海洋エネルギーに係る戦略的環境評価（英国）

OGA The Oil and Gas Authority：規制機関（英国）

OGP International Association of Oil & Gas Producers：国際石油･天然ガス生産者協会＝IOGP

OPEP Oil Pollution Emergency Plan：油濁緊急時対策（英国）

OPP Offshore Project Proposal：海洋事業提案書。海洋で油ガス事業に係る活動を計画する際に提出が義務付けられている書類。従来の EPBC 法による環境影響評価書を含む内容となっている。（オーストラリア）

OPRED Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning：BEIS 内の部署

OSPAR オスパール条約：Oslo and Paris Convention より命名された、北東太平洋の海洋環境保護条約

OSRP Oil Spill Response Plan：油流出対応計画

ROV Remotely Operated Vehicle：遠隔操作無人探査機

RP Recommended Practice：API 規格の一つ（米国）

SEA Strategic Environment Assessment：戦略的環境評価

SEMS Safety and Environmental Management Systems：安全環境マネジメントシステム

SFF Scottish Fishermen’s Federation：スコットランド漁業連盟

SPEA Scottish Environment Protection Agency：スコットランド環境保護庁

TBG Tubing:チュービングパイプ

TLP Tension Leg Platform：緊張係留式プラットフォーム

UKCS U.K. Continental Shelf：大陸棚(英国)

１-9

1

１．事業の目的

国内の石油・天然ガス鉱山開発のための試掘については、この 10 年間における国の委託事業として 2 か所で基礎試錐が実施された。他方、本邦周辺での民間企業による探鉱投資は、昭和 60 年代から著しく減少しており、この 10 年間では海洋における石油・天然ガス開発にかかる委託事業の基礎試錐と合わせて数本の試掘が行われたのみである。

昨年 5 月 15 日に第 3 期海洋基本計画が閣議決定され、同計画中では、国際情勢を睨みつつ、平成 30 年代後半以降に民間企業が参画する商業化を目指したプロジェクトが開始されるよう、資源量の把握、生産技術の開発、環境影響評価手法の開発、経済性の評価及び法

制度のあり方の検討を行うこととなり、基礎物理探査の機動的実施や、有望な構造への試

掘機会を増やすための検討が盛込まれている。

海外における海洋での石油・天然ガス開発においては、2009 年 8 月のオーストラリア・モンタラにおける暴噴事故、2010 年 4 月の米国メキシコ湾における暴噴事故を受け、各国で保安規制の見直しについての検討が実施されてきたところであるが、この見直された規

制に基づく開発プロジェクトが米国及び英国では多数、開発が停滞していたオーストラリ

アでも 2017 年 5 月に 1 件「Barossa Area Development」等、新たに立ち上がっている状況となっている。

本調査においては、今後、我が国の周辺の海洋において石油・天然ガス開発が行われる

場合を想定し、海外における最新の動向を調査するとともに、我が国における保安及び環

境保全上の課題を整理することを目的とする。

2

２．事業内容

２.１ 事業内容

海外の石油・天然ガス開発に係る保安対策の最新動向調査

海外で石油・天然ガス開発を多数実施している国（開発先進国：米国、欧州、 オーストラリア）において、海洋での開発を行う場合に必要とされている保安対策について、

規制法令の内容、規制当局及び関連機関並びに関連民間団体等におけるガイドライン類

の内容、官民の役割分担及び許認可に必要な手続等の文献調査を行い、文献で不明な点

については各調査対象国に 1 回程度現地でのインタビュー調査を行った。

平成 25 年度から 27 年度に経済産業省の委託業務で一般財団法人エンジニアリング協会が実施した「大水深海底鉱山保安対策調査」（以下、「25～27 年度調査」と略）でピックアップした 10 項目を含め、掘削、生産、閉山期間を対象に、海洋での石油開発を行う場合に必要な保安対策について最新動向を調査した。そのうち特に閉山（坑井封鎖、プ

ラットフォーム等の設備撤去、等）の対策について規定されている場合には、併せて文

献調査及び現地でのインタビュー調査の対象とした。

「25～27 年度調査」及び 2016 年以降の開発先進国の保安対策並びに環境保全に係る規制の見直し状況を表 ２ .１-1 に示す。

調査対象国は、保安規制の見直しによる新たな規制が適用されている米国、英国の 2か国とした。

表 ２.１-1 各国の保安規制動向

3

海外の石油・天然ガス開発に係る環境対策の最新動向調査

海外の石油・天然ガス開発において実施された環境影響評価について、環境影響評価

書等を収集するとともに、評価されている内容の分析を行った。

環境影響評価書等の分析のみで不明な場合には、必要に応じて海外規制機関又は環境

影響評価実施者等に対する各調査対象国に１回程度インタビュー調査を行った。

各国の環境影響評価の動向を表 ２ .１-2 に示す。英国では廃止に際しての環境影響評価についての最新動向が、またオーストラリアでは現行の規制下で初めて作成された環

境影響評価書から最新の環境影響評価の動向が、それぞれ得られることから、いずれも

調査の必要性があるため、調査対象国は英国、及びオーストラリアの２か国を候補とし

た。分析する環境影響評価書等は、2016 年から 2017 年にかけて公開された環境影響評価書を基ととした。

表 ２.１-2 各国の環境影響評価の動向

保安対策上の課題の整理

（１）及び（２）の調査結果を踏まえ、我が国周辺の海洋で石油・天然ガス開発を実

施する場合を想定し、現状と今後の保安対策上の課題を整理した。

課題整理に当たっては、鉱業法・鉱山保安法による規制のみならず、他法令で規制さ

れている保安対策も想定して検討を行った。

２.２ 事業実施方法

海外の石油・天然ガス開発に係る保安対策の最新動向調査

文献調査、WEB 調査およびヒアリング調査により各国の法令等（法律、規則、技術基

4

準の内容等）およびガイダンス等を精査し、「25～27 年度調査」で実施した各々の国の関連法令等で規定している要求事項と日本の鉱山保安法令等で規定している要求事項と

の比較検証について、最新動向を元に更新した。調査が必要な各国の主な規則を表 ２ .２-1 に、規格及びガイダンスの例を表 ２ .２-2 に示す。

表 ２.２-1 調査が必要な主な規則

表 ２.２-2 調査規格・ガイダンスの例

5

調査項目は、「25～27 年度調査」で取り上げられた 10 項目に、「着底式施設および固定式施設関連」および「ケーシングデザイン関連」を加えた以下の 12 項目とした。

①坑井制御と坑井健全性に関するもの（4 項目）BOP セメンチング

モニタリング等坑井健全性

ケーシングデザイン関連

②機器、装置に関するもの（6 項目）キャッピングスタックシステム関連

ROV 関連 ダイナミックポジショニング関連

海底面に設置する装置・設備関連

浮体式施設及び移動式施設関連

着定式施設及び固定式施設関連

③作業に関するもの（2 項目） 廃坑関連

緊急時計画関連

「25～27 年度調査」報告に表形式で整理された内容のうち、更新が必要なものについては追記・修正等を行った。「25～27 年度調査」報告のアップデート必要箇所の例を次ページ図 ２ .２-1 に示す。この例では、暴噴対処機器であるキャッピングスタックについての規定が無かった「25～27 年度調査」時点の後、2016 年の改訂により新たに以下のような規定が追加されたことを反映した。

更新内容の概要については報告書本文に、更新の内容は Appendix に整理した。

6

※本報告では、米連邦規則集（Code of Federal Regulations）の中で海洋石油・天然ガス開発に関する Title30,Part250（30CFR250）の各条文を、特に断りの無い限り§250.***と表記した。

図 ２.２-1 「25～27 年度調査」報告書の更新必要箇所例（米国）

『 30 CFR § 250.462 ※ source control, containment, and collocated equipment サブシーBOP または浮遊式施設上のサーフェス BOP を用いた掘削に対して、海底面上で暴噴へ対処または封じ込める能力を持た

なければならない。 （・・中略・・） （b）坑井の制御を回復するために、流出源対処および封じ込め機器（SCCE）その他支援のため配置されるすべての必要な機器について、利用可能で展開する能力を

持たなければならない。SCCE とは、キャッピングスタック、キャップアンドフローシステム、封じ込めドーム、および／またはその他の海

底および海上の装置、機器、船舶のことであり、全体として漏出源に

対処し、環境への流体の流れを止め、または環境へ流出する流体を封

じ込める目的を持つ。 （・・以下、省略）』

7

海外の石油・天然ガス開発に係る環境対策の最新動向調査

「25～27 年度調査」で実施された各国規制法令の内容、規制当局及び関連機関並びに民間等におけるガイドライン類の内容、官民の役割分担及び許認可に必要な手続等につ

いて、2016 年以降の変更について調査し、内容を更新した。調査対象とした環境影響評価書を表 ２ .２-3 に示す。

現況調査手法、ステークホルダーとの調整等、開発先進国において廃止に際し求めら

れる環境影響評価の内容及び手続等について、表 ２ .２-4 に示す項目につき環境影響評価書の記載内容を確認し、その具体的な実施状況について、事業者及び環境コンサルテ

ィング企業にヒアリングを実施した。

表 ２.２-3 英国及びオーストラリアにおいて公開された分析対象環境影響評価書

8

表 ２.２-4 調査項目及び分析手法

保安対策及び環境対策上の課題の整理

（１）及び（２）の調査結果を踏まえ、我が国周辺の海洋で石油・天然ガス開発を実

施する場合の具体的な設備等による開発イメージを想定し、現状と今後の保安対策上の

課題を整理した。

課題整理に当たっては、鉱業法・鉱山保安法による規制のみならず、環境影響評価法、

大気関係及び水質関係の規制、生物保護関連の諸法令、船舶関連の諸規制等、その他の

法令で規制されている保安対策及び環境対策も想定して検討を行った。

我が国の鉱業法・鉱山保安法等と調査国の法令・ガイドライン類との間の、規制対象

及び規定内容の対応関係を明確にしながら、保安対策及び環境対策上の課題を整理した。

委員会の設置

本調査及び取りまとめに当たっては、本調査分野に関して高度な知見を有する学識経

験者及び関係団体から成る委員会を設置、運営し（委員長１名、委員４名、開催回数３

回）、当該委員会による検討評価を踏まえて実施した。

委員については、「25～27 年度調査」における委員会構成員に準じ表 ２ .２-5 に示す有識者とした。

調査項目 分析手法

ii

現況調査

国ごとに以下について整理• 机上調査での取得可能範囲• データの整備状況・管理者• 現地調査の必要性

評価根拠（予測・評価手法） 予測・評価手法を整理（ヒアリングのみ実施）

環境影響評価の期間 評価のタイミング及び所要期間を整理（ヒアリングのみ実施）

ステークホルダー国ごとに以下について整理• 対象の絞り込み方• 調整・対処方法

iii 事業終了後の取扱い

国ごとに以下について整理• 事業終了後のモニタリング期間• モニタリング項目と評価基準• 対処が必要な場合の対応• 責任の所在，移転のルール

9

表 ２.２-5 平成３０年度海洋における石油・天然ガス開発に係る保安調査委員会

氏名 所属・役職

委員長 栗原 正典早稲田大学理工学術院

創造理工学部環境資源工学科教授

委 員 大鷲 昇一 天然ガス鉱業会技術部長

田中 敦子産業技術総合研究所

テクニカルスタッフ

長縄 成実 秋田大学国際資源学研究科教授

福島 朋彦

海洋研究開発機構（JAMSTEC） 海底資源研究開発センター

環境影響評価研究グループリーダー

２.３ 実施計画

スケジュール

表 ２ .３-1 に作業内容及びスケジュールを示す。

表 ２.３-1 作業内容及びスケジュール

現地調査方法

文献調査を行い、文献による調査では不十分な点については、各調査対象国において

現地でのインタビュー調査を行った。

項目平成30年度

8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月

１．海外の最新動向調査

(1)保安対策

(2)環境保全対策

(1)(2)の海外調査

(3)保安上の課題の整理

(4)委員会

2.調査報告書の作成

中間報告▽

第1回9/19 第2回11/29 第3回3/8とりまとめ方針審議

報告書案審議

調査計画案審議

委員委嘱等

報告書案ドラフト▽

受託▽

法規制調査，廃坑技術等調査

ガイドライン等調査，環境影響評価書分析

1/19-1/27

10

調査期間

2019 年 1 月 19 日（土）～1 月 27 日（日）（9 日間）

調査国，地域

英国アバディーン

訪問先

JAPEX UK E&P Ltd BMT UK2（コンサルティング企業） TOTAL E&P UK Ltd Genesis Oil and Gas Consultants Ltd（コンサルティング企業） XODUS（コンサルティング企業） Oil & Gas UK（業界団体） Oil & Gas Technology Center（業界団体研究機関）

スケジュール

現地調査日程を表２ .３-2 に示す。

表 ２.３-2 現地調査日程

日程 訪問先等

1/19 土 23:00 羽田空港到着、チェックイン

1/20 日 02:45 13:45

羽田空港出発

アバディーン着（ヒースロー経由）

1/21 月 10:00 19:00

JAPEX UK E&P Ltd BMT UK2

1/22 火 11:00 13:30 15:30

TOTAL E&P UK Ltd Genesis Oil and Gas Consultants Ltd JAPEX UK E&P Ltd

1/23 水 10:00 15:00

BMT UK2 XODUS

1/24 木 10:00 Oil & Gas UK

1/25 金 10:00 14:00

BMT UK2 Oil & Gas Technology Centre

1/26 土 14:40 アバディーン発

1/27 日 15:55 羽田空港着（ヒースロー経由）

11

２.４ 実施体制

本事業の実施体制を図 ２ .４-1 に示す。

調査を円滑に進めるため、事務局と客員研究員によって、調査項目の（１）保安対策の

最新動向調査、（２）環境対策の最新動向調査、（３）保安対策上の課題の整理のそれぞれ

に担当を決めて実施した。

図 ２.４-1 実施体制

■サブリーダー野村技術調査部長（調査統括補佐）

（３）保安対策上の課題の整理チーム

〇那須総務企画部長野村技術調査部長西野研究主幹

（２）環境対策の最新動向調査チーム

〇中島客員研究員久木田客員研究員北川客員研究員

（１）保安対策の最新動向調査チーム

〇那須総務企画部長西野研究主幹

※（１）～（３）は調査項目，〇はチームリーダー

■リーダー山田所長（調査統括）

石油開発環境安全センター

バックアップ

資源分科会 環境・エネルギー分科会 HSE検討WG 環境影響評価WG

石油開発環境安全センター企画技術部会

■経理担当亀井総務部長松田経理課長

■ 平成３０年度海洋における石油・天然ガス開発に係る保安調査委員会

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３．調査結果

３.１ 保安対策の最新動向調査

３.１.１ 各国概要

米国

規制改革概要

マコンド事故後の規則改定では、2016 年度から 2018 年度にかけて、3 回の規則改定と１回の規則改定案の公表が行なわれた。現行規制は最長で５年の猶予期間を設定し

て順次適用中である。米国の規則改定の概要を表 ３ .１-1 に示す。

表 ３.１-1 米国の規則改定の概要

改定時期 名称 内容

改定①

2016 年 4 月 暴噴防止システムおよび坑

井制御 Final Rule

規制見直しの仕上げ

新たな規制内容ごとに最長で 5 年の猶予期間を設定し、順次適用中

改定②

2016 年 7 月 Arctic 大陸棚の掘削要件Final Rule

Beaufort 海及び Chukchi 海での掘削に関して規制を強化

油濁事故関連規則も改定

改定③

2016 年 9 月 生 産 安 全 シ ス テ ム Final Rule

規則のうち生産に関する Subpart H を改定

改定案④

2018 年 5 月 暴噴防止システムおよび坑

井制御 Final Rule の修正 Proposed rule が公開されパブリックコメント（業界意見）募集、改正案検討

中

暴噴防止システムおよび坑井制御 Final Rule

Final Rule のサマリーによると、概要は以下のとおり。

BSEE1は、海洋石油・ガスの掘削、仕上げ、改修、および廃坑に関する種々のBSEE 規制の Subpart に見られた装置および操業に対する要件を一つの Part にまとめる新しい規制を完成した。

この Final Rule は、暴噴防止装置（BOP）、坑井制御要件、産業規格および現行の規制見直しについての参照を含み、坑井設計、坑井制御、ケーシング、セメ

ンチング、リアルタイム坑井モニタリング、および海底における封じ込めの各

分野における改革を取り入れている。

Final Rule は、Deepwater Horizon の事故に関する種々の調査の結果得られた多様な勧告について言及し、実行している。

この Final Rule は、また、安全および環境保護を強化するために、幾つかの Notice to Lessees and Operators（NTL）および掘削、改修、仕上げ、および廃坑作業に関する修正条項からガイダンスを参照している。

1 Bureau of Safety and Environmental Enforcement：規制当局である安全･環境執行局

13

主な改定として、(a)規格類の取り入れ、(b)Deepwater Operations Plans（DWOP）要件の改定、(c)Subpart D の改定、(d)Subpart E および F の改定、(e)Subpart Q の改定、(f)新規 Subpart G の追加、(g)NTL のガイダンスの Subpart G への取り入れがある。以下に概要を示す。

(a) 規格類の取り入れ

取り入れられた規格類を表 ３ .１-2 示す。

表 ３.１-2 取り入れられた規格類

略号 名称

Standard 53 Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells, Fourth Edition, November 2012

RP 2RD 2RD—Design of Risers for Floating Production Systems and Tension-Leg Platforms, First Edition, June 1998; Reaffirmed May 2006, Errata June 2009

Spec. Q1 Specification for Quality Management System Requirements for Manufacturing Organizations for the Petroleum and Natural Gas Industry, Eighth Edition, December 2007, Effective Date: June 15, 2008

Spec. 11D1 Packers and Bridge Plugs Second Edition, Effective Date : January 1, 2010

RP 17H Remotely Operated Tools and Interfaces on Subsea Production Systems, First Edition, July 2004, Reaffirmed: January 2009

Spec. 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment, Nineteenth Edition, July 2004; Effective Date: February 1, 2005

Spec. 16A Specification for Drill-through Equipment, Third Edition, June 2004

Spec. 16C Specification for Choke and Kill Systems First Edition, January 1993

Spec. 16D Specification for Control Systems for Drilling Well Control Equipment and Control Systems for Diverter Equipment, Second Edition, July 2004

Spec. 17D Design and Operation of Subsea Production Systems—Subsea Wellhead and Tree Equipment, Second Edition; May 2011

(b) Deepwater Operations Plans（DWOP）要件の改定

FPSO2とともに用いられる Free Standing Hybrid Riser（FSHR）についての要件追加

2 Floating Production, Storage and Offloading：浮体式生産貯蔵積出設備

14

(c) Subpart D の改定

安全な掘削マージン 坑口装置の規定 セメンチング中のケーシングおよびライナーのセントラライゼーション 流出源制御および封じ込め

(d) Subpart E および F の改定

パッカーおよびブリッヂプラグの設計 生産パッカーの設置深度

(e) Subpart Q の改定

パッカーおよびブリッヂプラグの設計 ケーシングブリッヂプラグ 廃坑の申請および報告

(f) 新規 Subpart G の追加

現行の要件の中で Subpart D、E、F および Q の重複した要件を Subpart G に移項 リグおよび装置の移動報告 リアルタイムモニタリング（RMT） 以下を含む BOP 要件 設計および製造品質保証，蓄圧器システム能力および解析，BOP および ROV 能力，BOP 機能（例えばシアリング），改善され首尾一貫した試験間隔，保守，点検，事故報告，第三者検証，および最新の図面を含む BSEE への追加提出物

(g) NTL のガイダンスの Subpart G への取り入れ

移動式海洋掘削施設（MODU3）についての GPS 海洋潮流のモニタリング 海底生産操業の安全システムへ適合した代替手段、設備 Well Activity Report（WAR）の標準的報告間隔 WAR および End of Operations Report に含む情報

Arctic 大陸棚の掘削要件 Final Rule

Final Rule のサマリーによると、概要は以下のとおり。

Beaufort 海および Chukchi 海計画区域（Arctic OCS と定義）について、MODU を想定した探鉱掘削及び関連した操業について新たな要件を追加した。

オペレーターに、以下を要求している。 Arctic OCS の状況を考慮した探鉱計画の作成と実施 探鉱計画（EP）作成の少なくとも 90 日前に、Integrated Operations Plan （IOP）を提出

3 Mobile Offshore Drilling Unit：移動式海洋掘削ユニット

15

サーフェスケーシング以深を掘削または作業する場合、 Source Control andContainment Equipment （SCCE）を利用し即座に展開できることサイトで坑井の制御を喪失した際には、直ちにリリーフ井を掘削できる地理的

位置にあるリリーフリグを利用できること

氷の状況及び悪天候を予測、追跡、報告、対応できる能力を有すること

請負業者の効果的な管理、監督

Arctic OCS の特異な操業環境を考慮した油流出対応計画（OSRP4）の作成と実行、及び、必要な機器、訓練、及び要員の保有

生産保安システム Final Rule

Final Rule のサマリーによると、概要は以下のとおり。

生産保安に関する Subpart H についての、1988 年に制定以来初の大きな改定 保安システム、海面下の保安装置、保安装置の試験、及び生産プロセスのシス

テム、区域について規定

Subpart H を、短く読みやすい項目、明確でより説明的な見出しに再構成保安及び汚染防止装置（SPPE）5が緊急時においても所期の能力を発揮する確度を高めることを目的として、設計、保守、及び修理の要件をアップデート及び

改善

ドライツリーによる操業とサブシーツリーによる操業とで生産システムについ

ての要件を別個に規定するように規則を拡大

新しい産業規格を参照し、従来部分的に参照していた規格については、全体に

ついて適合を要求

消火システム、シャットダウンバルブ及びシステム、バルブの閉鎖及び漏洩、

及び高圧高温（HPHT）坑井装置について新たな要件を追加 平易な言葉で Subpart を記述

暴噴防止システムおよび坑井制御 Final Rule の修正 Proposed Rule

Proposed Rule の背景説明によると改定の経緯は以下のとおり。

2017 年 3 月 28 日 大統領令「Promoting Energy Independence and Economic Growth」、すべての連邦機関に規制の見直しと、国内のエネルギー資源開発に不必要な重荷を課す規制の停止，改定，廃止を指示

2017 年 4 月 28 日 大統領令「Implementing an America-First Offshore Energy Strategy」、内務省長官に現行規制（暴噴防止システムおよび坑井制御 Final Rule）の見直しを指示

2017 年 5 月 1 日 内務省長官が BSEE に大統領令にそった見直し指示

Proposed Rule のサマリーによると、改定箇所は Subpart A,B,D,E,F,G,Q で、主な改定

4 Oil Spill Response Plan 5 safety and pollution prevention equipment

16

内容は以下のとおり。

BSEE への報告と提出物 掘削マージン

リフトボート

リアルタイムモニタリング

BSEE 承認検証機関（BAVOs6） 蓄圧器システム

BOP および制御ステーションについての試験 コイルドチュービング

機械的 barrier（パッカーおよびブリッヂプラグ）

API 規格の改定

米国石油協会（API）の暴噴防止装置（BOP)に関する規格 standard 53 は 1997 年の第 3 版"Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment System for Drilling Wells"までは Recommended Practices であったが、2012 年の第 4 版"Blowout Prevention Equipment System for Drilling Wells, Fourth Edition"から standard となった。その後、2016年 7 月に addendum1 が追加され、2018 年 12 月には第 5 版"Well Control Equipment System for Drilling Wells, Fifth Edition"が発行された。

米国 CFR7の改定等に対し BSEE と業界との検討は続けられ、BSEE によると8,、業界の考えでは BOP の試験圧力や試験間隔に技術的根拠が乏しく、API Standard 53 を超える内容については見直すべき、リモートリアルタイムモニタリングは現場の意思決

定に混乱をきたす恐れがある等、業界からの様々な指摘について検討しているとのこ

とである。

英国

The Oil and Gas Authority（OGA）の設立

英国北海油田開発の停滞を憂慮した DECC9（現 BEIS10）は、2013 年 7 月に英油田サービス大手のジョン・ウッド・グループの元会長 Sir Ian Wood に英国石油資源の規制と管理についての包括的見直しを依頼した。Sir Ian Wood は、北海における石油ガス資源の経済的回収を最大化するためには、官民一体で取組む必要があるとして 2014年 2 月に報告書「Wood Review11」をまとめ、以下のような提言を行った12。

a.政府と産業界は、Maximising Economic Recovery from the UKCS（MER UK）のための

6 BSEE-approved verification organizations：BSEE 承認検証機関 7 Code of Federal Regulations：米連邦規則集 8 https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/hopkins_api_-_bsee_public_forum_final_presentation_09192017.pdf 9 Department of Energy and Climate Change：エネルギー気候変動省 10 Department for Business, Energy and Industrial Strategy：ﾋﾞｼﾞﾈｽ･ｴﾈﾙｷﾞｰ･産業戦略省（石油開発所管省庁） 11 https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/471452/ UKCS_Maximising_Recovery_Review_FINAL_72pp_locked.pdf 12 https://www.gov.uk/government/groups/wood-review-implementation-team

17

新たな戦略を策定し取組む。

新たな規制機関が設立されるべきであり、財務省及び産業界と共に MER UK を得るための横断的な戦略を策定し、三者による統一された取り組みを受け入れるべきで

ある。

b.UKCS13の炭化水素資源の回収についての効果的な管理及び規制と、産業界の横断的協力に責任を持つ新たな arm's length body14 を設立する。DECC は、ライセンス付与の監督と、UK の石油ガスの経済的回収を短期的、中期的、長期的に最大化することに焦点を絞った、UKCS の規制に責任を持つ新たな独立機関を設立すべきである。

c.新機関は、MER UK の実施を促進するために追加の権限を行使すべき。新しい MER UK 戦略の実施を支えるため、政府は、現在の権限をすべて用い、例えば、操業の権利やライセンスの喪失に最終的にはつながり得る非公式及び公式の警

告についての明確なシステムを確立するなど、一連の追加の権限と制裁を採用しな

ければならない。

d.業界の重要戦略を策定し実行する。新機関は、産業界と協働し、Wood Review に概要が示された６つの業界戦略（探査、資産管理、地域的開発、インフラ、技術、廃山）を開発し実行すべき。

政府は 2014 年 7 月に「Wood Review」への対応を発表した15。まず 2015 年 2 月には、Infrastructure Act 2015 により Petroleum Act 1998 を改定して MER UK に法的な根拠を与えた。また、提言に基づき 2015 年 4 月に DECC 内に執行機関（Exective Agency）として The Oil and Gas Authority（OGA）が設けられ、2016 年 3 月には Maximising Economic Recovery Strategy for the UK（MER UK）16が発表された。OGA は、2016 年の Energy Act 2016 により、2016 年 10 月に独立した Government Company17となった。

OGA では、自らの役割は海洋石油天然ガス開発の規制、業界への影響力の行使、投資の促進の３つとしている（図 ３ .１-1，図 ３ .１-2）。

13 U.K. Continental Shelf：英国大陸棚 14 政府から独立性を持ちつつ、その運営に対する政府からの助成・支援を受ける機関についての英国の呼び名 15 https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/330927/ Wood_Review_Government_Response_Final.pdf 16 https://www.ogauthority.co.uk/media/3229/mer-uk-strategy.pdf 17 株主は DECC（現 BEIS）

18

※EDU：Energy Development Unit，LED：Licensing Exploration and Development18

図 ３.１-1 OGA の設立19

図 ３.１-2 OGA の役割20

18 https://oilandgasukenvironmentallegislation.co.uk/contents/pages/statutory.htm,Oil and Gas UK Website 19 https://www.ogauthority.co.uk/media/1034/meruk_oga_presentation_14_april_2016.pdf,OGA Website 20 https://www.ogauthority.co.uk/media/1019/oga_corporate_plan_march_17th.pdf,OGA Website

19

OGA はシェールオイル・ガス等非在来型石油ガスのライセンスについても担当し、保安に関する EU 指令への適合については BEIS と HSE UK が共同で The Offshore Safety Directive Regulator（OSDR）として監督している21。

業界団体である Oil &Gas UK では、OGA が設立されたことによって、『OGA＝経済性最大化、BEIS＝環境管理、HSE UK＝保安』と Oil & Gas 業界 3 つの目的間でバランスをとれる（模索できる）体制になったと評価している（図 ３ .１-3）。

図 ３.１-3 関係機関による役割分担（Oil &Gas UK 資料）22

OGA 設立等の主なできごとをまとめて表 ３ .１-3 に示す。

表 ３.１-3 OGA 設立等、主なできごと

年月 主なできごと

2014 2 月 7 月

「Wood Review」発表 「Wood Review への対応」発表

2015 2 月

4 月

Infrastructure Act 2015 （Petroleum Act 1998 の改定） Part 1A "Maximising economic recovery of UK petroleum"を追加 The Oil and Gas Authority（Exective Agency）発足

2016 3 月 5 月 7 月 10 月

「The Maximising Economic Recovery Strategy For The UK」発表 Energy Act 2016（OGA について規定） 省庁再編により BEIS 発足（DECC 他を統合） The Oil and Gas Authority（Government Company）設立

21 http://www.hse.gov.uk/osdr/authority/index.htm 22 Oil &Gas UK ヒアリング訪問時提供資料

20

保安規制の改定

2013 年 7 月の EU 指令 2013/30/EU"on safety of offshore oil and gas operations and amending Directive 2004/35/EC"23について、2015 年 7 月に以下の規則により適合が図られた。

The Offshore Petroleum Licensing (Offshore Safety Directive) Regulations 201524 The Merchant Shipping (Oil Pollution Preparedness, Response and Co-Operation Convention) (Amendment) Regulations 201525（The Merchant Shipping (Oil Pollution Preparedness, Response and Co-Operation Convention) Regulations199826を改定） The Offshore Installations (Offshore Safety Directive)(Safety Case etc.) Regulations 201527

2015 年 7 月の海洋施設（海洋安全指令）（Safety Case 等）規則 2015 "The Offshore Installations (Offshore Safety Directive)(Safety Case etc.) Regulations 2015"の主な変更点は次のとおり28。現存する生産設備については 3 年、その他については 1 年の猶予期間を設定している。

重大事故防止方針の作成

SEMS29の作成 緊急時計画の作成

保安及び環境保全重要機器

環境情報

坑井の精査方法、検証方法

主な Section には、以下のものが挙げられる。

Section 7. Corporate major accident prevention policy（重大事故防止方針の作成） Section 8. Safety and environmental management system（SEMS の作成） Section 9. Establishment of verification scheme（ safety and environmental-critical elements についての検証方法の確立） Section 11. Establishment of well examination scheme（坑井の設計、建設、保守についての検討方法の確立）

Section 16. Management and control of major accident hazards（重大事故防止のための請負業者、下請業者を含めた管理、監査）

Section 17. Safety case for production installation（生産施設の Safety Case） Section 18. Safety case for non-production installation（生産施設以外の〃） Section 20. Safety case for dismantling fixed installation（固定施設廃棄の〃）

23 https://euoag.jrc.ec.europa.eu/files/attachments/osd_final_eu_directive_2013_30_eu1.pdf 24 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2015/385/data.pdf 25 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2015/386/data.pdf 26 http://www.legislation.gov.uk/uksi/1998/1056/made/data.pdf 27 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2015/398/data.pdf 28 https://oilandgasuk.co.uk/wp-content/uploads/2015/08/Moira-Lamb.pdf 29 Safety and Environmental Management Systems：安全・環境マネジメントシステム

21

廃坑に関する Petroleum Act の規定

Petroleum Act 199830では、Part IV Abandonment of offshore installations の Section 29で、国務大臣は施設や施設の主要構造の管理者等に abandonment programme の提出を命じることができるとしている。施設や施設の主要構造の管理者等以外にも、探鉱、

採取、貯蔵する者、またそれらの権利を譲渡した者、ライセンスで定められた譲渡に

関する承認を未取得の者、前記の者と joint operating agreement を結んでいる者、金融証券以外に施設に利害を持つ者に対しても命じることができる。

権利を譲渡した者等にも notice を出して廃坑に関する責任を負わせることができるのは、Energy Act 2008 により Petroleum Act 1998 が修正され追加されたもので31、一連の MER UK 関連動向以前の修正による。廃坑に関しては、規制側ではかなり以前から問題として意識されていたことが窺える。

廃山については前述の BEIS の一部局である OPRED32が監督し、ガイダンスノート33

を発行している。廃山の費用については、2018 年 11 月には石油に関する税制の見直しが行われ、廃山費用を過去の収益と相殺できる制度が導入され、油田の売買が行い

易い環境が整えられている34。

環境保全に関する規制

環境影響評価に関する EU 指令は 1985 年の指令35から Directive2011/92/EU など数次の改定を経て現時点では Directive 2014/52/EU36が最新である。EU 指令へは環境保全に関する以下の国内規則により適合が図られ37、最新の改定は 2017 年に実施されている。

The Offshore Petroleum Production and Pipe-lines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 199938 The Offshore Petroleum Production and Pipe-lines (Assessment of Environmental Effects) (Amendment) Regulations 2007（以下、「旧改訂 EIA 規則 2007」という）39 The Energy Act 2008 (Consequential Modifications) (Offshore Environmental Protection) Order 201040 The Offshore Petroleum Production and Pipe-lines (Environmental Impact Assessment and other Miscellaneous Provisions) (Amendment) Regulations 2017（以下、「最新改

30 https://www.legislation.gov.uk/ukpga/1998/17/data.pdf 31 https://www.legislation.gov.uk/ukpga/2008/32/data.pdf 32 The Offshore Petroleum Regulator for Environment and Decommissioning 33 https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/760560/ Decom_Guidance_Notes_November_2018.pdf 34 "英国廃坑費問題：石油ガス資産売買時の納税記録移転認可へ"，古山恵理，JOGMEC，2017,11 35 Council Directive 85/337/EEC"Assessment of the Effects of Certain Public and Private Projects on the Environment",https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:31985L0337&from=EN 36 Directive 2014/52/EU, https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0052&from=EN 37 https://www.gov.uk/guidance/oil-and-gas-offshore-environmental-legislation 38 http://www.legislation.gov.uk/uksi/1999/360/contents/made 39 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2007/933/contents/made 40 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2010/1513/contents/made

22

訂 EIA 規則 2017」という）41

最新改訂 EIA 規則 2017 における主な変更点は次のとおりである。

環境影響評価手続き

スクリーニング 42の際に事業者が BEIS 大臣に提出しなければならない情報及びBEIS 大臣によるスクリーニング基準パブリックコンサルテーションに係る要求事項（例、縦覧期間の延長（28 日間→30 日間）） EIA 実施要否判断に係る審査期間の明記（90 日間）

また、最新改訂 EIA 規則 2017 のもと、前述の BEIS の一部局である OPRED からガイ ド 「 BEIS OFFSHORE PETROLEUM REGULATOR FOR ENVIRONMENT ANDDECOMMISSIONING - The Offshore Petroleum Production and Pipelines (Assessment ofEnvironmental Effects) Regulations 1999 (as amended) – A Guide (2018 Revision 4 22March 2018)」（以下、「最新 EIA ガイド」という）43が発行されている。EIA の実施要件については、旧改訂 EIA 規則 2007 下の「Guidance Notes on the Offshore PetroleumProduction and Pipe-Lines (Assessment of Environmental Effects) Regulations 1999 (asamended) (2011)」（以下、「旧 EIA ガイダンスノート」という）と最新 EIA ガイドの比較により、以下のとおり改訂状況が確認できた。

EIA が必須な活動500t／日以上の原油または 50 万 m3／日以上のガス生産に係る開発及び直径800mm 以上かつ全長 40km 以上のパイプライン設置に対して EIA が義務的に要求される点は、改訂なし。

既に承認を得ている生産量から、さらに上記量以上の増産をするプロジェクトに

ついても、EIA が要求される旨が、最新 EIA ガイドにおいて明記された 上記量の原油またはガスが掘削及び試験の副産物として発生する場合は、除外さ

れることが、最新 EIA ガイドにおいて明記された。 CO2 輸送貯蔵に係る要件も、最新 EIA ガイドには併記された。

BEIS への EIA 実施要否確認が要求される活動500t／日未満の原油または 50 万 m3／日未満のガス生産に係る開発及び直径800mm 未満かつ全長 40km 未満のパイプライン設置に対して EIA 実施要否確認が要求される点は、改訂なし。

旧 EIA ガイダンスノートでは、「すべての坑井掘削」に実施要否確認が求められていたが、最新 EIA ガイドでは、「坑井の深掘」と深い場合にのみ要求された（ただし、深度に係る閾値は示されていない）。

「坑井試験時の移動式設備の利用」も最新 EIA ガイドで追記された。

41 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2017/582/contents/made 42 新たな計画事業に対し、環境影響評価の実施が必要かどうか判断する過程 43 https://assets.publishing.service.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/692941/ OPRED_EIA_Guidance_-_2018_Revision_4_-_22_Mar_18.pdf

23

EIA が必須な活動と同様、CO2 輸送貯蔵に係る要件も、最新 EIA ガイドに併記された。

油濁事故に関しては、The Offshore Petroleum Activities (Oil Pollution Prevention and Control) (Amendment) Regulations 2011 が 2016 年及び 2017 年に改定されている。2016年の改定44では OGA の機能についての規定が盛込まれ、2017 年の改定45では課金権限に関連する規定が改定された46。

また、廃止時の環境配慮事項等のガイダンスを記載した「GUIDANCE NOTES Decommissioning of Offshore Oil and Gas Installations and Pipelines (November 2018)」（以下、「廃止ガイダンスノート」という。）が BEIS より策定された。

３.１.２ 坑井制御と坑井健全性に関するもの（４項目）

BOP 関連

法令概要

米国では、暴噴防止システムおよび坑井制御 Final Rule による規則改正より、種々の要件が厳しく定められたが、その後業界からの意見および機器製造業者の技術開発

状況から、緩和される要件も Proposed Rule により公開されている。例えば、シアラムへの管のセンタリング機構の要求や、シアラムとシアラムの間の管に作用する圧縮力

を低減する機構については、要件からの削除が提案されている。

サブシーBOP システムについての要件例

サブシーBOP システム要件では、新たに表 ３ .１-4 の要件が追加された。

44 The Energy (Transfer of Functions, Consequential Amendments and Revocation) Regulations 2016 45 The Pollution Prevention and Control (Fees) (Miscellaneous Amendments) Regulations 2017, 46 https://www.gov.uk/guidance/oil-and-gas-offshore-environmental-legislation

24

表 ３.１-4 サブシーBOP システム要件

改正後 改正前

§250.734(1)

少なくとも 5 個の遠隔操作、油圧作動する BOP を

有する

・1 個のアニュラーBOP、2 個のパイプラム、2021

年 4 月 29 日までに 2 個のシアラム

少なくとも 4 個の遠隔操作、

油圧作動する BOP を有する

・ 1 個のアニュラーBOP、 2

個のパイプラム、1 個のブラ

インドシアラム

(2) BOP システムの適切かつ独立した操作を確実にす

る冗長性のあるポッドシステム

BOP システムの適切かつ独

立した操作を確実にする２

個のポッドシステム

(3) 海上からの動力供給が失われた場合でも BOP を迅

速に閉鎖できる海底に位置した蓄圧器容量

・2021 年 4 月 29 日まで

海上からの動力供給が失わ

れた場合でも BOP を迅速に

閉鎖できる蓄圧システム

(6) ダイナミックポジションリグにはオートシア、デ

ッドマンおよび EDS システム、係留リグにはオー

トシアおよびデッドマンシステムを装備

ダイナミックポジションリ

グにはオートシアおよびデ

ッドマンシステムを装備

(7) 音響制御システムが予期される環境と状況下で機

能することを実証する－

(13) 氷山洗掘地帯では、ウェルセラー中に BOP を設置 §250.451(h)

(14) チョークラインに少なくとも２個のサイドアウト

レット、キルラインに少なくとも２個のサイドア

ウトレット

キルおよびチョークライン

それぞれにサイドアウトレ

ット

(15) アニュラーBOP に２個のバルブとともにガス放出

ラインを設置する

・2018 年 4 月 30 日まで

－

(16)

以下の機構と容量を持つ BOP システムを使用する

・切断する刃の範囲にパイプ全体を完全に位置さ

せる機構を個々のシアラムに備える（2023 年 5 月

1 日まで）

・閉じたシアラム間の管の圧縮を緩和する

・制御ポッドが電池を持つ海底の電気装置を含む

場合は、BOP 制御ポッドの海底の電池の充電状況

をリグ上の職員がモニタする機構を備える

－

25

ガイドライン

(a) API

米国に限らず世界的に石油業界で一般的に採用されているガイドラインは米国石油

協会（American Petroleum Institute (以下 API)）のものである。API では掘削に必要な機器を含み石油業界で使用される様々な機器の設計・製造、仕様、設置、検査、また

オペレーションについての規格やガイドラインを幅広く規定している。

このうち BOP に関するガイドラインは「Blow Out Prevention Equipment Systems forDrilling Wells」がある。これは 1997 年 3 月に API Recommended Practice53 として第三版が発行され、2004 年に再確認されたものの、大きな変更無く長年使用されてきた。転機となったのは 2010 年のメキシコ湾でのマコンド事故であり、これに危機感を持った米国主要石油団体により Task Force Team が立ち上げられ、掘削機器、作業手順、坑井の制御、漏洩対策を中心に関連する各規格の見直しがなされた。BOP については、機能拡張、増強、冗長性の確保を重視した見直しが実施され、2012 年に API Standard53（以下、API S53 と略）として改正されている。

改定のポイントは「25～27 年度調査」にて詳しく報告されているため省略する。海底坑口装置のアレンジメント、自動切断装置 (Auto Shear System)の設置、Dead Man System の設置、二次的コントロールシステムの確保、等が主要な改正点である。近年では 2016 年 7 月に改定がなされている。2016 年の改定の主なポイントを以下に記す。

対象としての極端な High and Low Temperature 環境における Operation の記載の削除（1.5 Scope） Subsea Hop 追加（3. Terms, Definition and Abbreviations） Surface BOP システムにおける Choke Line 及び Kill Line に備え付けられバルブの要件の変更（6.2.2.7） Surface BOP システムにおける Choke Line 及び Kill Line 中の曲がり部についての要件の記載内容の変更（6.2.3.1、 6.2.4.2） Surface BOP システムの Control System の一般的要件（6.3.1.1）、Response Time へNon-Sealing Shear Ram の追加（6.3.8.7）、加圧テストにおける圧力保持時間の要件の記載追加（6.5.3.2.3）、定期メインテナンスの記載内容変更（6.5.7.3） Subsea BOP システムにおける Choke Line 及び Kill Line に備え付けられバルブの要件の変更（7.2.1） Subsea BOP システムにおける Choke Line 及び Kill Line 中の曲がり部についての要件の記載内容の変更（7.2.3.1） Subsea BOP システムにおける Choke Line 及び Kill Line 中のその他の要件についての記載内容変更（7.2.3.2） Subsea BOP システムの Control System の一般的要件（7.3.1.1）、Valve、Fittings その他構成部品の要件の記載内容変更（7.3.13） Subsea BOP システムの Hydraulic Control System の Accumulator の Response Timeの記載内容変更（7.4.6.5.4） Subsea BOP システムのメインテナンス及びテストについての記載内容の変更（7.6.5.1、7.6.5.2）

26

定期検査の要件変更（7.6.9.3） 機器の保管についての要件の追加（7.6.9.7.6）

BOP に関する API Standard は世界的に広く採用されているものであることから、今後も注視していく必要がある。

(b) 英国 Oil & Gas UK ガイドライン

英国では上記 API 規格を参考にする以外に Oil & Gas UK がガイドラインを作っている。考え方として API 等他の規格との重複をなるべく避け、必要なものだけ作成するといった考え方の下で行っており、すべての項目についてのガイドラインが準備され

ているという訳ではない。

BOP に関連する記載は、2012 年以前は「 the Offshore Installation and Wells (Design and Construction, etc.) Regulation 2016」と「 the Offshore Installations (Safety Case) Regulations 2005」の二つの規則に簡単な記載があったのみであったが、やはりマコンド事故と API規格の改定を受け 2012 年に Oil & Gas UK 内の Well Life Cycle Practice Forum (WLCPF)のワーキンググループが英領海域で操業するオペレーター会社や掘削コントラクター

に向け、ガイダンスと実行方法を含めたガイドライン「Guidelines on BOP Systems for Offshore Wells」を作成した。本ガイドラインは 2014 年に改訂されている。

本ガイドラインでは以下が記載されている。

英国領海で作業する場合の BOP の法律的な位置づけ API S53 についての考慮事項 BOP システムの機能について BOP 各機器についての説明（附帯機器を含む） BOP 選定手順 Subsea System、二次的コントロールシステムについて

維持・管理方法、等

このうち API S53 についての考慮事項の項では、API S53 のまとめ、API S53 と Oil & Gas UK ガイドラインとの違い、Duty Holder/オペレーター会社 /掘削コントラクターの義務、API S53 への移行にあたっての指示、等が述べられている。このうち API S53と Oil & Gas UK ガイドラインとの違いを次ページの表 ３ .１-5 に示す。なお、これはガイドライン発行のタイミングから API Standard 2012 版との違いをまとめたものとなっている。また、英国のガイドラインは 7 年間の猶予期間を設けている点が、猶予期間を設定していない API 規定とは異なる点であると記載されている。

27

表 ３.１-5 API S53 と Oil & Gas UK ガイドラインとの違い

API S53 (4th Nov 2012) Oil & Gas UK Guideline

Subsea BOP System

Class5 もしくはそれ以上の Subsea BOPは少なくとも 2 つの Pipe Ram を持たなければならない(Test Ram を除く)。

Subsea BOP は少なくとも 3 つの Pipe Ramを持たなければならない。

Subsea BOP は少なくとも 1 つの Annular Preventer を持たなければならない。

Subsea BOP は 2 つの Annular Preventer を持たなければならない。

Dynamic Positioning リグでは Subsea BOP Stack は最低 2 セットの Shear Ram（内少なくとも 1 つは使用する DP または TBGを切断しシール能力のあるもの）を持た

なければならない。

係留式リグでは、Risk Assessment を実施した後であれば、最低限 1 セットの Blind Shear Ram（以下 BSR）（使用する DP または TBG を切断しシール能力のあるもの）を使用してよい。

係留式リグで、Riser Margin を持ち BOPの Cavity が 4 つの場合は、3 つの Pipe Ramと 1 つの BSR を持たなければならない。係留式リグで、Riser Margin を持たない場合は、2 つの BSR を持つ必要があるかどうか Risk Assessment を実施しなければならない。

Dynamic Positioning リグ、または 5 つかそれ以上の Ram Cavity を持つリグでは、最低 2 セットの Shear Ram（内少なくとも 1 つはシール能力のあるもの）を持たなければならない。

すべての Subsea BOP System には Auto Shear System が備わっていなければならない。

す べ て の Dynamic Positioning リ グ はLower Marine Riser Package(LMRP) がBOP から切り離された時にパイプを切断して 坑 井を密 閉 できる Auto Shear System が備わっていなければならない。

Subsea BOP Stack には Deadman System が備わっていなければならない。

す べ て の Dynamic Positioning リ グ はDeadman System を備えていなければならない。これは Control Pod への電気信号とパワー供給の両者が途絶えた時にパイ

プを切断し、坑井を密閉するためのもの

である。

Offshore Surface BOP

3,000psi 未満／ Class2 の Surface BOP System は最低限 1 セットの Blind／BSRが含まれていなければならない。

すべての Surface BOP System は最低限 1セットの Blind Ram を採用しなければならない。BSR については DP を切断し、坑井を密閉する能力のあるものでなけれ

ばならない。

5,000psi Rating の Surface BOP System はClass3 システムを含まなければならな

5,000psi Rating の Surface BOP System はClass3 システムを使用し、最低限 1 セッ

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い。最低限 1 セットの Blind/BSR が使用されなければならない。三番目は Ram かAnnular である。

トの Blind/使用する DP を切断することのできる BSR が使用されなければならない。三番目は Ram か Annular である。

Class4 の BOP システムは、最低限 1 セットの Blind/BSR、1 つの Annular を含まなけ れ ば な ら な い 。 四 番 目 は Ram かAnnular である。

Class4 の Surface BOP System は最低限 1セットの使用する DP を切断することのできる BSR、1 つの Annular が使用されなければならない。四番目は Ram かAnnular である。

10,000psi Rating の Class4 BOP システムは最低限 1 セットの Blind/使用する DPを切断し坑井を密閉することのできる

BSR を使用しなければならない。

10,000psi Rating の Class4 の Surface BOP System は最低限 1 セットの使用する DPを切断することのできる BSR、1 つのAnnular が使用されなければならない。四番目は Ram か Annular である。

Class5 BOP システムは最低限 15,000psi Rating のシステムを使用しなければならず、2 つの Pipe Ram、1 つの Annular、最低でも 1 セットの使用する DP を切断し坑井を密閉することのできる BSR を使用しなければならない。5 番目は Ram かAnnular である。 Well Control Management のため Annularと大径 tubular を加味して Ram の配置と形状を確定する Risk Assessment を実施しなければならない。

15,000psi Rating の Class5 BOP システムは 2 つの Pipe Ram、1 つの Annular、最低でも 1 セットの使用する DP を切断し坑井を密閉することのできる BSR を使用しなければならない。5 番目は Ram かAnnular である。

Class6 BOP システムは 2 つの Pipe Ram、1 つの Annular、1 セットの BSR を使用しな け れ ば な ら な い 。 残 り は Risk Assessment を 経 て Ram の い ず れ か（Pipe、Blind、Blind Shear、Casing Shear、Test、Variable）、Annular、またはそれらの組み合わせとする。

Class6 BOP システムは 2 つの Pipe Ram、1 つの Annular、1 セットの使用する DPを切断し坑井を密閉することの出来る

BSR を使用しなければならない。残りはRisk Assessment を経て Ram のいずれか（Pipe、Blind、Blind Shear、Casing Shear、Test、Variable）、Annular、またはそれらの組み合わせとする。

すべての BOP に要求する一般事項

す べ て の シ ー ル 能 力 を 持 つ Ram Preventer はロック機構を持たなければならない。

す べ て の シ ー ル 能 力 を 持 つ Ram Preventer はロック機構を持たなければならない。

掘削計画には、形状、循環ポート情報、

部品の定格圧力 Rating を含む BOP の完全な詳細情報を含まなければならない。

掘削計画には、形状、循環ポート情報、

部品の定格圧力 Rating を含む BOP の完全な詳細情報を含まなければならない。

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BOP システムの機能においては BOP クラス分け、BOP の求められる機能、圧力レーティング、Annular Preventer と Ram Preventer の数量と位置、Primary Control Systemと Secondary Control System の機能、等が述べられている。

ちなみに BOP のクラス分けは表 ３ .１-6 のとおり API に従っている。

表 ３.１-6 BOP のクラス分け

定格圧力 クラス分け 要求事項

3,000psi 以下 Class2 Ram Preventer には最低限 1 セットのBlind Ram または BSR を設置。

5,000psi Class3 最低要件 最低限 1 セットの Blind Ram またはBSR、1 セットの Pipe Ram 及び 1 つのAnnular を設置。

10,000psi Class4 最低要件 最低限 1 セットの Blind Ram またはBSR、1 セットの Pipe Ram 及び 1 つのAnnular を設置。残りは Ram もしくはAnnular。

15,000psi Class5 最低要件 最低限 1 セットの Blind Ram またはBSR、2 セットの Pipe Ram 及び 1 つのAnnular を設置。残りは Ram もしくはAnnular。

15,000psi より上 Class6 最低要件 最低限 1 セットの BSR、2 セットの Pipe Ram 及び 1 つの Annular を設置。残りはRam のいずれか（Casing、Casing Shear Ram (CSR)）もしくは Annular。

BOP 各機器についての説明（附帯機器を含む）では、BOP システム Configration として Pipe Ram のサイズ・位置、BSR 位置、Ram Preventer のスペーシング、Annular Preventer の圧力レーティングと位置、Subsea Wellhead Connector、Subsea Ram Locking System、Casing Ram/ Casing Shear Ram についての説明等が記載されている。またこの中で BOP の選定手順についてもガイドラインが紹介されている。

また、すべての BOP システムにおける Shut-In 手順の説明されている。Primary Control システムと二次的 Control System/ Emergency Control System についての説明では、Control Unit、Accumulator Unit、MUX システムの他、Control Pod の回収について、Emergency/二次的 Control System の Closure タイミング、それらシステムへのAccumulator Test についての説明がなされている。

さらには、Subsea System の操業性、維持・管理、BOP の Management of Change（MoC）について記載され、加えて Subsea BOP Risk Assessment Workshop での討議内容が付録されている。

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本ガイドラインは法的強制力を持つものでは無くあくまでガイドラインなので、オ

ペレーター会社は API S53 と Oil & Gas UK Guideline の Gap について十分に分析をすることを要求されている。

BOP とその関連機器は、坑井掘削、改修作業において安全を確保するためのキーパーツであり、今後も適宜見直しが行われると考えられ、作業手順を含め引き続き注視

する必要がある。

セメンチング関連

セメンチングに関するガイドラインは、API では、以下に示すように、セメント要件、セメントのテスト・評価に関するもの、セメンチングに関連する機器に関するもの、オ

ペレーションに関するもの、等数多く発行されている。

Spec 10A/ISO 10426-1 specification for Cement and Materials for well Cementing, 24th Edition, December 2010, Reaffirmed April2015 RP 10B-2/ISO 10426-2 Recommended Practice for Testing Well Cements, 2nd Edition April2013 RP 10B-3/ISO 10426-3 Recommended Practice on Testing of Deepwater Well Cement Formulations, 2nd Edition Janualy2016 RP 10B-4/ISO 10426-4 Recommended Practice on Preparation and Testing of Foamed Cement Slurries at Atmospheric Pressure, 2nd Edition October2015 RP 10B-5/ISO 10425-5 Recommended Practice on Determination of Shrinkage and Expansion of Well Cement Formulations at Atmospheric Pressure, 1st Edition August 2005, Reaffirmed April 2015 RP 10B-6/ISO 10425-6 Recommended Practice on Determination the Static Gel Strength of Cement Formulations, 1st Edition April 2005, Reaffirmed April 2015 Spec 10D/ISO 10427-1 Specification for Bow-Spring Casing Centralizers, 6th Edition March2002 Spec 10D-2/ISO 10427-2 Recommended Practice for Centralizer Placement and Stop Collar Testing, 1st Edition August2004, Reaffirmed April 2015 RP 10F/ISO 10427-3 Recommended Practice for Performance Testing of Cementing Float Equipment, 3rd Edition April2002, Reaffirmed April 2015 TR 10TR1 Technical Report: Cement Sheath Evaluation, 2nd Edition September 2008 TR 10TR2 Technical Report: Shrinkage and Expansion in Oilwell Cements, 1st Edition July1997, Reaffirmed September2002 TR 10TR3 Technical Report: Temperatures for API Cement Operating Thickening Time Tests, 1st Edition May1999, Reaffirmed May2005 TR10TR4 Technical Report: Technical Report on Considerations Regarding Selection of Centralizers for Primary Cementing Operations TR 10TR5 Technical Report: Technical Report on Methods for Testing of Solid and Rigid Centralizers, 1st Edition May2008 TR 10TR6 Technical Report: Evaluation and Testing of Mechanical Cement Wiper Plugs,

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1st Edition July 2015 TR 10TR7 Technical Report: Mechanical Behavior of Cement, 1st Edition July 2017 RP 65 Part1 Cementing Shallow Water Flow Zones in Deepwater Wells, 1st Edition

September2002, Reaffirmed August2017 Standard65 Part2 Isolating Potential Flow Zones During Well Construction, 2nd

Edition December2010, Reaffirmed November2016

ここでは Standard65 Part2 - Isolating Potential Flow Zones During Well Construction につきその内容の調査を行った。このガイドラインの内容は坑井内と地表（海底面）への

地層流体の Flow を防ぐための barrier の設置の重要性と Sustained Casing Pressure(SCP)の管理に関するガイドラインで、セメンチングに特化したガイドラインというよりはむ

しろ坑井の健全性に関するものであることが分かった。ただ Cement Failure の事例等にも触れられており興味深い内容も含まれている。

英国では廃坑に関するガイドライン内にセメントについて言及されている場合もある

が、セメンチングに特化したものは発行されておらず、こらについては API を参考にしているものと思料する。

今後、セメンチングに関連するガイドラインについて必要に応じ更なる調査を実施す

るものとする。

モニタリング等坑井健全性関連

法令概要

米国では、暴噴防止システムおよび坑井制御 Final Rule による規則改正および Arctic大陸棚の掘削要件 Final Rule による規則改正で、それぞれリアルタイムモニタリングに関する規定が追加された。以下に改正による主な条文の抜粋を示す。

暴噴防止システムおよび坑井制御 Final Rule による規則改正

・Subpart D 石油およびガス掘削作業

§250.724 リアルタイムモニタリング要件（抜粋）

(a)遅くとも 2019 年 4 月 29 日までに、サブシーBOP または浮遊式施設上のサーフェス BOP を用いて、または高温高圧（HPHT）環境で、坑井作業を行う場合には、以下に関するデータを記録、保持、通信可能な独立した自動かつ連続的なモニタ

リングシステムにより、坑井のリアルタイムデータを収集・監視しなければなら

ない。 (1)BOP 制御システム

(2)リグ上の坑井内流体操作システム

(3)坑底編成機器と坑井内状況（機器が設置されている場合）

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(b)通信への予見できない、または防げない外乱を排除しながら、収集したデータを通信し、資格を持つ要員により (c)で示すリアルタイムモニタリング計画に沿って陸上でデータを監視する体制を整えなければならない。陸上でリアルタイムデー

タを監視する要員は、作業の間中リグの要員と連絡を取ることができなければな

らない。作業終了後、§250.740 および§250.741 で求められる記録保管の目的のために、データを保全し、陸上に保管しなければならない。BSEE の求めに応じ、陸上の指定されたリアルタイムモニタリングデータを開示しなければならない。

パラグラフ(c)に規定の基準に適合したリアルタイムモニタリング計画を作成した認証を APD に含めなければならない。

(c)リアルタイムモニタリング計画を作成し、実行しなくてはならない。リアルタイムモニタリング計画と、すべてのリアルタイムモニタリングデータは、BSEE の求めに応じ開示しなければならない。リアルタイムモニタリング計画は以下を含ま

なければならない。

(1)収集データの形式を含むリアルタイムモニタリング能力(2)操業中にリアルタイムモニタリングデータがどのようにして陸上に送信され、

識別され、資格を持つ要員により監視され、そして陸上で保管されるかについ

ての説明

(3)BSEE からの要求に応じて、可能であれば陸上における監視またはデータ保管施設の位置情報を含むリアルタイムモニタリングデータを BSEE に開示する手順

(4)データを監視する陸上の要員の資格認証(5)リグ上の要員と陸上の監視要員との間の交信手順、方法(6)リアルタイムモニタリング機能またはリグと陸上の要員との間の交信を喪失し

た場合にとる行動、および、重要な、かつまたは所定より長い中断について BSEEに通知する規約を含む、重要な、かつまたは所定より長いモニタリングまたは

海上と陸上間の交信の中断について対処する規約

Arctic 大陸棚の掘削要件 Final Rule による規則改正

・Subpart A General

§250.188 BSEE に報告しなければならない事象とその時点（抜粋）

(c)加えて、Arctic OCS47では、BSEE 検査官が現地にいる場合は BSEE 検査官に、または Regional Supervisor に、下記を報告しなければならい。(1)下記についての速やかな口頭による報告：

(i)操業に影響するまたは ice management activities を開始する原因となる潜在的可能性のある氷の動きまたは状況

(ii)ice management activities の開始及び終了または

(iii)予期せぬかつ坑井制御の喪失につながるおそれのあるキックまたは操業上

47 「Arctic 大陸棚の掘削要件 Final Rule」で定義された Beaufort 海および Chukchi 海計画区域。3.1.1 3)参照。

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の出来事

(2)ice management activities 終了後 24 時間以内に、§250.19048の要件についての書面による報告

・Subpart D 石油およびガス掘削作業

§250.452 Arctic OCS における探鉱掘削操業のリアルタイムモニタリング要件（抜粋）

(a)Arctic OCS で探鉱掘削操業を実施する場合は、下記についてのデータを記録し、保管し、発信することができる、独立した、自動の、連続的なモニタリングシス

テムを用いて、リアルタイムデータを収集、監視しなければならない。

(1)BOP 制御システム(2)リグ上の坑井内流体操作システム(3)坑井の downhole 計測システムが装備されている場合には、同システムにより監

視された downhole の状況(b)坑井操業の間は、(a)に示されたデータが収集されたら、通信への予見できない、

または防げない外乱を排除しながら収集したデータを発信し、資格を持つ要員に

より陸上でデータを監視する体制を整えなければならない。陸上でリアルタイム

デー�