はじめにタイ王国においては、1971 年に石油法が制定され、その後 1980 年代から石油・ガス生産が本格的に開始されている。同国エネルギー省鉱物燃料局（DMF: Department of Mineral Fuels）によると、10-15 年後には約 500 基の海洋プラットフォームが存在する事になり、同時に数多くのプ
ラットフォームの撤去が必要となる。
直近では、2021 年～22 年にコンセッション契約の満了を迎える鉱区が 4-5 箇所あり、DMF は2006 年より撤去に関する問題に取組んでいる。DMF は、近年では石油ガス生産設備撤去ガイドラ
イン案の策定、撤去の試行等を実施する等の対応を行っているが、有害物質の処理、環境や住民の反対運動等の問題等により撤去の道筋は付けられていない状況である。
このように、海洋石油ガス生産設備の撤去については、タイ国政府による取組が行われているものの道筋が付けられていない事から、環境・コストの問題に加えて、様々な技術・制度的な課題があると想定される。
本調査は、タイ王国海洋石油ガス生産設備撤去に係る撤去試行事例、関連法制度、撤去コスト・需要、技術動向等の調査を行い、今後我が国が有する撤去技術の適用の可能性を検討するための基礎資料とする事を目的として実施したものである。
我が国の海事産業の技術や知見が石油ガス生産設備の撤去に活用されることを期待するとともに、本調査報告書が関係各位の参考となれば幸いである。
ジェトロ・シンガポール事務所船舶部（一般社団法人

日本中小型造船工業会共同事務所）
ディレクター 塩入隆志タイランド湾

目

次

はじめに
タイランド湾地図
目次
表一覧
図一覧
略語表
1

2

3

4

タイランド湾における石油ガス開発の概要 ································································ 1
1.1

タイランド湾の基本情報 ·················································································· 1

1.2

タイランド湾の石油・ガス開発の概要 ································································ 1

1.2.1

一次エネルギー消費量 ··············································································· 1

1.2.2

コンセッション及び海洋石油ガス生産設備の状況 ··········································· 2

海洋ガス生産設備撤去に係る試行事例調査 ································································ 62.1

海洋ガス生産設備撤去に係る試行事例の概要 ······················································· 6

2.2

近年の海洋ガス生産設備撤去に向けた事例の概要 ················································· 62.3

海洋ガス生産設備撤去に係る技術面、環境面、財政面の現状と課題 ························· 6

2.3.1

技術面の現状及び課題 ··············································································· 6

2.3.2

環境面の現状及び課題 ··············································································· 7

2.3.3

財政面の現状及び課題 ··············································································· 7

海洋ガス生産設備撤去に関する法制度及びガイドラインの情報収集調査 ························· 93.1

石油法 ·········································································································· 93.2

石油法に係るエネルギー省省令 ······································································· 10

3.3

石油ガス開発・生産設備に係る撤去ガイドライン ··············································· 11

3.4

その他関連法規制 ························································································· 12

3.5

関連条約 ····································································································· 12

海洋石油ガス生産設備撤去コスト及び撤去需要調査 ·················································· 14
4.1

海洋石油ガス生産設備撤去コスト ···································································· 14

4.2

タイ国における海洋石油ガス生産設備撤去計画 ·················································· 15

4.3

アジアにおける海洋石油ガス生産設備の撤去需要と市場規模 ································ 16

4.4

北海における海洋石油ガス生産設備の撤去の動向 ··············································· 17

4.4.1

北海における海洋石油ガス生産設備の概要 ·················································· 17

4.4.2

北海における海洋石油ガス生産設備撤去の概要 ············································ 17

4.4.3

北海における撤去需要と市場規模 ······························································ 19

4.4.4

陸上解体施設の状況と政府の振興策の事例 ·················································· 19

5

海洋石油ガス生産設備の撤去、撤去作業船、関連舶用機器の技術動向の整理 ················· 20
5.1

海洋石油ガス生産設備の撤去に係る技術動向整理の概要 ······································ 20

5.2

撤去技術の整理 ···························································································· 20

5.2.1

海洋石油ガス生産設備の設備名称 ······························································ 20

5.2.2

撤去の手順及び適用される技術 ································································· 21

5.3

6

設備撤去技術の概要 ······················································································ 23

5.3.1

止栓及び廃鉱関連技術 ············································································· 24

5.3.2

坑井介入船及びシステム ·········································································· 25

5.3.3

水中切断技術 ························································································· 27

5.3.4

大型重量物吊り上げ技術 ·········································································· 30

5.3.5

プラットフォームの更新の事例 ································································· 34

まとめ及び今後の課題 ························································································· 35
6.1

まとめ ········································································································ 35

6.2

今後の課題 ·································································································· 35

添付資料
添付資料-1：報告書要約························································································ 37
添付資料-2：タイ国の石油ガス開発のコンセッションリスト ······································· 53
添付資料-3：タイ国の海上石油ガス開発生産エリアリスト ·········································· 59
添付資料-4：タイ国の海上石油ガス生産設備（井戸）リスト ······································· 65

表

一

覧

表 3-1

石油法の改訂状況 ·························································································· 9

表 3-2

石油法における石油ガス生産設備撤去関連の条項の抜粋 ······································· 9

表 3-3

石油法に係るエネルギー省省令における石油ガス生産設備撤去関連の条項の抜粋 ···· 10

表 3-4

海洋石油ガス生産設備撤去に係る関連条約 ······················································· 13

表 4-12040 年半ばまでに契約終了を迎えるコンセッションリスト ································· 16

表 5-1

海洋石油ガス生産設備の概要 ········································································· 20

表 5-2

重量運搬船リスト（2,000 ショートトン吊り上げ能力以上、2014 年 11 月時点） ····· 31

図

一

覧

図 1-1

タイ国の EEZ（中央赤色部がタイ湾におけるタイ国の EEZ）································ 1

図 1-2

タイ国一次エネルギー消費量（2014-2018） ······················································· 2

図 1-3

タイ国における代表的な石油ガス生産設備のイメージ及び写真 ······························ 3

図 1-4

タイ国石油ガスコンセッション地図（2019 年 1 月、全体） ··································· 4

図 1-5

タイ国石油ガスコンセッション地図（2019 年 1 月、海域） ··································· 5

図 3-1

撤去環境アセスメント（DEA）の手続きの概要 ················································· 12

図 4-1

東南アジア、メキシコ湾、北海（英国）における平均的なプラットフォーム撤去コストの比較 ···················································· 14

図 4-2

アジア太平洋地域の重量別のプラットフォーム 1 基当たりの平均撤去コスト（試算） ······ 15

図 4-3

北海における海洋石油ガス生産設備の概要 ······················································· 17

図 4-4

北海における海洋石油ガス生産プラットフォーム数（2012 年-2021 年、左：固定式プラットフォーム、右：浮体式プラットフォーム） 18

図 4-5

北海における海洋石油ガス生産設備撤去の現状（左：浮体式撤去の実績（1977 年-2017 年）、右：掘削施設の稼働状況（2017 年））···· 18

図 4-6

北海における海洋石油ガス生産プラットフォーム撤去数と費用（2017 年-2040 年） 19

図 5-1

海洋プラットフォームの施設一般図（固定式） ················································· 21

図 5-2

廃坑（Plug & Abandament）のイメージ図 ······················································ 22

図 5-3

海洋プラットフォーム撤去の手順の例 ····························································· 23

図 5-4

撤去時における坑井介入技術（油圧改修） ······················································· 24

図 5-5

撤去時におけるセメント充填技術（コイルチューブユニット） ···························· 25

図 5-6

坑井介入船（プラットフォーム方式） ····························································· 26

図 5-7

坑井介入船（船舶方式） ··············································································· 26

図 5-8

坑井介入システム ························································································ 27

図 5-9

ダイヤモンドワイヤー切断システム（ダイバーによる切断） ······························· 28

図 5-10

ダイヤモンドワイヤー切断システム（ROV 船による切断） ······························· 28

図 5-11

ギロチン式のこぎり切断技術 ········································································ 29

図 5-12

アブレッシブジェット切断技術 ····································································· 29

図 5-13

油圧式機械切断技術 ···················································································· 30

図 5-14

代表的な重量運搬船：セミサブ型クレーン船（左：Saipem 社 Saipem7000、右 Heerema 社 Thialf） ··································· 31

図 5-15大型バージ船イメージ図（Heerema H-851 Cargo Barge） ······························· 32

図 5-16

ジャケット・トップサイド吊り上げシステム（Versatruss Jacket Lifting System） ······ 32

図 5-17

Bottom Feeder 吊り上げシステム（Versabar Bottom Feeder Lift Systems） ······· 33

図 5-18

双胴タンカー船ジャケット・トップサイド吊り上げシステム（Allseas Pioneering Spirit Lifting System Topsides/Jacket） ··························· 33

図 5-19双胴船型吊り上げシステム（Seametric International Twin Marine Lifter）········ 34

略

語

表

BOEPD

Barrels of Oil Equivalent Per Day

日量石油換算バレル

BPD

Barrels per day

日当たりの石油生産量

BPEO

Best Practicable Environmental Option

実施可能な最適な環境オプション

DEA

Decommission Environmental Assessment

撤去環境アセスメント

DMF

Department of Mineral Fuels

タイ国エネルギー省鉱物燃料局

DWCS

Diamond Wire Cutting System

ダイヤモンドワイヤー切断技術

EEZ

E xclusive Economic Zone;

排他的経済水域

EMP

Environmental Management Plan

環境管理計画

FEED

Front End Engineering Design:

フロントエンドエンジニアリングデザイン

FPSO

Floating Production Storage and

浮体式海洋石油・ガス生産貯蔵積出設備

Offloading System
FPSS

Semi-Submersibles Floating

セミサブ型海洋石油・ガス生産設備

Production System
HLV

Heavy Lift Vessel

重量物運搬船IMOInternational Maritime Organization

国際海事機関JPECJapan Petroleum Energy Center

一般財団法人石油エネルギー技術センター

MMSCFD

Million standard cubic feet per day

百万立方フィート/日

MOECO

Mitsui Oil Exploration Co., Ltd.

三井石油開発株式会社

OSPAR

Oslo and Paris Convention

OSPAR 条約

OSV

Offshore Support Vessel

オフショア作業支援船

PTTEP

PTT Exploration and Production Public

タイ国営石油開発公社

Convention

Company Limited
ROV

Remotely Operated Vessel

遠隔操作船

TLP

Tension-leg Platform

緊張係留式プラットフォーム

TML

Twin Marine Lifter

双胴船型吊り上げシステム

WHP

Wellhead Platform

洋上ウェルヘッドプラットフォーム

1

タイランド湾における石油ガス開発の概要

1.1

タイランド湾の基本情報

タイランド湾の基本情報を以下に示す。平均水深は 58m で最深部でも 85m と浅海となっている。
また、カンボジア、ベトナム、マレーシアが接続水域となっており、いずれかの排他的経済水域（EEZ）に属しており、公海は存在しない。
- 面 積 ： 320,000km 2- 水 深 ： 平 均 58m（ 最 深 部 85m）
- 主要産業：石油・ガス、水産、観光等- 水域関係国：タイ王国、カンボジア王国、ベトナム、マレーシア- タ イ 王 国 の 排 他 的 経 済 水 域 （ EEZ）： 下 図 参 照

図 1-1

タ イ 国 の EEZ（ 中 央 濃 色 部 が タ イ 湾 に お け る タ イ 国 の EEZ）
出典：Marine Regions

1.1
1.1.1

タイランド湾の石油・ガス開発の概要
一次エネルギー消費量

タイ国における直近 5 年（2014-18 年）の一次エネルギー消費量を下図に示す。2018 年の消費量は前年から 1.1%増加して、2.14 百万 BOEPD（Barrels of Oil Equivalent Per Day、日量石油換
算バレル）で過去 5 年では年率 1.5%増加している。2018 年の一次エネルギー消費の内訳は、80％の鉱油（うち 41％が天然ガス、39％が石油製品）、17％の石炭と褐炭、3％の水力発電と輸入電力となっている。

－ 1 －

図 1-2

タ イ 国 一 次 エ ネ ル ギ ー 消 費 量 （ 2014-2018）
出典：DMF Annual Report 2018

1.1.2

コンセッション及び海洋石油ガス生産設備の状況

2019 年 1 月時点で、39 コンセッション（49 ブロック）が存在し、うち海洋のコンセッションは 22（29 ブロック）、陸上のコンセッションは 17（20 ブロック）となっている。うち海上生産
エリアは 178 箇所、海洋石油ガス生産設備は 425 基が稼働している。コンセッションリストは添付資料-1、海上石油ガス開発生産エリアリストは添付資料-2、海洋石油ガス生産設備リストは添付
資料-2 に示すとおりで、主要開発企業は、Chevlon 関連会社（米国）及びタイ国営石油開発公社（PTTEP）となっている。次頁図にタイ国全体及び海洋のコンセッションの地図を示す。
また、タイにおける代表的なプラットフォーム（トップサイド及びジャケット）、パイプラン接続部のイメージ及び写真を下図に示す。

－ 2 －

図 1-3

タイ国における代表的な石油ガス生産設備のイメージ及び写真
出典：Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（2012 年）－ 3 －図 1-4

タ イ 国 石 油 ガ ス コ ン セ ッ シ ョ ン 地 図 （ 2019 年 1 月 、 全 体 ）出典：DMF Annual Report 2018

－ 4 －

図 1-5

タ イ 国 石 油 ガ ス コ ン セ ッ シ ョ ン 地 図 （ 2019 年 1 月 、 海 域 ）出典：DMF Annual Report 2018

－ 5 －

2

海洋ガス生産設備撤去に係る試行事例調査2.1

海洋ガス生産設備撤去に係る試行事例の概要

DMF への聞き取り結果によると、撤去の試行は過去 4 回実施され、4 回とも Chevron Thailand
Exploration and Production Limited（以下、Chevron タイ）が実施している。
DMF 年次報告書（2017）においても、撤去試行事例が紹介されており、洋上ウェルヘッドプラ
ットフォーム（WHP）のトップサイド（上載設備）を撤去し、陸上に移動させている。さらに、DMF 年次報告書（2018）では撤去に関する活動として、海上 WHP の上載設備の移設（Chevronタイ）、陸上 WHP 設備の撤去（Chevron タイ）、リグの人工漁礁への活動活用に関する海洋調査（カセサート大学）、3 つの活動が紹介されている。このうち、陸上 WHP の撤去においては、レムチャバン港の解体ヤードにて処理されている。

2.2

近年の海洋ガス生産設備撤去に向けた事例の概要

DMF 年次報告書（2018）によると、G1/61 鉱区（Erawan, 4,501 平方キロメートル）及び G2/61
鉱区（Bangkot、3,247 平方キロメートル）が 2022 年から 2023 年にかけてコンセッション契約の期限を迎える事から、再入札を行った。
Erawan（コンセッション番号 1/2515/5 開発鉱区 No.10 及び No.11、コンセッション番号 2/2515/6
開発鉱区 No.12 及び No.13）は Chevron タイ及び MOECO が、Bongkot（コンセッション番号
5/2515/9 開発鉱区 No.15、コンセッション番号 3/2515/6 開発鉱区 No.16 及び No.17）は PTTEP及び Total E&P Thailand（Total タイ）がそれぞれ権益を有していたが、再入札の結果、G1/61
鉱区（Erawan）は、PTTEP Energy Development Co., Ltd（PTTEP のグループ会社）及び MP G2（Thailand）Ltd.（UAE の Mubadala Petroleum のグループ会社）が、G2/61 鉱区（Bangkot）
は、PTTEP Energy Development Co., Ltd が落札した。
再入札により、G1/61 鉱区（Erawan）においては、プロジェクト権益が Chevron タイ及び
MOECO から、PTTEP Energy Development Co., Ltd へ完全に移行される事から、時間的制約、撤去対象構造部の選定、パイプラン撤去の取り扱い等、様々な課題が発生している。

2.3

海洋ガス生産設備撤去に係る技術面、環境面、財政面の現状と課題

2.3.1

技術面の現状及び課題

今回の調査で明らかとなった、タイ国における海洋ガス生産設備撤去に係る技術面の現状と課題を以下のとおり纏める。
・ タ イ の 排 他 的 経 済 水 域 の 水 深 の 殆 ど が 100m 以 浅 で あ り 、 且 つ 多 く の 石 油 ・ ガ ス
生 産 設 備 の 総 重 量 が 4,000 ト ン 未 満 で あ る 事 か ら 、IMO ガ イ ド ラ イ ン に 準 拠 す ると 、 完 全 撤 去 が 必 要 と な る 。 Thailand Decommissioning of E&P Installations
Project（ DMF、 2012 年 ） に よ る と パ イ プ ラ イ ン も 管 内 を 洗 浄 し 、 再 利 用 可 能 な場合でも撤去が求められる。

－ 6 －・撤去したジャケットの一部を漁礁等に残置する試行を行ったものの、漁業の操業への影響、海洋環境保全の観点から、数多くを漁礁として残置は出来ない。
・水 中 切 断（ ウ ォ ー タ ジ ェ ッ ト ）、プ ラ ッ ト フ ォ ー ム・ジ ャ ケ ッ ト 吊 り 上 げ は 本 邦 企
業が技術を有しているが、ケーシングの技術は欧米系のドリリング専門業者が有している。
・確立されつつある技術動向として、大型重量物吊り上げ技術は、現代重工業（韓国 ）が 建 造 し た 10,000 ト ン の 吊 り 上 げ 能 力 を 持 つ Hyundai 10000 が 世 界 最 大 で
あ り 、海 洋 石 油・ガ ス 生 産 設 備 の 設 置 で 実 績 が あ る 。ま た 、双 胴 船 タ イ プ で 48,000
ト ン の 吊 り 上 げ が 可 能 な Allseas Pioneering Spirit 等 が あ る 。さ ら に タ イ 向 け に
1,000 ト ン 以 下 の サ イ ズ を 対 象 と し た Low-cost Barge の 設 計 も Longitude
Engineering（ 英 国 ） に よ っ て 行 わ れ て い る 。
2.3.2

環境面の現状及び課題

今回の調査で明らかとなった、タイ国における海洋ガス生産設備撤去に係る環境面の現状と課題を以下のとおり纏める。
・パイプライン内に残存する水銀：水銀は高温で気化する事から、労働安全衛生の問題が一番の問題。また、高濃度のものは水銀に関する水俣条約に準じて濃縮して 再 利 用 す る 必 要 が あ る 。 DMF の 副 局 長 は 、 水 銀 処 理 に つ い て 、 日 本 の 技 術 協
力の期待を寄せている。
・施設内の機械油を始めとする有害物等：廃棄物処理を実施する際は分析の上、有害度に応じて適切な処理を行う。海上から廃棄物処理施設に搬入されるまでは、
石油ガス生産設備オペレーター側の所掌である。
・陸揚げ時の悪臭：陸揚げした後、ジャケットに付着した生物や藻類等が腐敗する
事により悪臭が発生する。住民からは悪臭問題に対する懸念により反対にあう可能性がある。従い、解体する適切な場所（人家から離れた解体ヤード）を確保す
るのが難しい。マリングロス（ジャケット等に付着した生物）の陸揚げが禁止されている。
・（ 過 去 に 事 例 の あ る ）漁 礁 等 を 数 多 く 残 置 す る 事 は 出 来 な い 事 か ら 、活 用 が 出 来 な
いこと、等がある。
・洋上撤去から陸上撤去までワンストップで手掛けるとなると、工業省が発行する
リ サ イ ク ル の ラ イ セ ン ス （ 106） が 必 要 と な る 。 実 際 は 環 境 影 響 評 価 の 実 施 や 周
辺 NGO の 反 対 が 想 定 さ れ 、 ハ ー ド ル が 非 常 に 高 い 。
2.3.3

財政面の現状及び課題

今回の調査で明らかとなった、タイ国における海洋ガス生産設備撤去に係る財政面の現状と課題を以下のとおり纏める。
・石油・ガス価格の下落により撤去コスト負担が重たくなっている。
・石油法にて、積立金を用意する事が規定されていたが、古い法律のため現在の撤去費用を十分に賄える金額では無かった。

－ 7 －

・2007 年 の 改 正 石 油 法（ No.6）の 第 80 条 1 及 び 2 に お い て 、撤 去 費 用 を 含 む 撤 去計画の提出、保証金並びに課徴金の支払いが規定された。
・さ ら に 、2016 年 の 石 油 法 に 係 る エ ネ ル ギ ー 省 省 令 に お い て 、コ ン セ ッ シ ョ ン 撤 去
時 の 必 要 資 料 の 内 容 が 規 定 さ れ 、 撤 去 計 画 （ Initial Decommissioning Plan 及 び
Final Decommissioning Plan）、 撤 去 費 用 試 算 、 撤 去 環 境 影 響 評 価 書 、 環 境 オ プ
ションレポートの提出が要求される事になった。
・ Chevron タ イ は 、 撤 去 費 用 を 抑 え る 手 法 を 標 準 化 す べ く 、 リ グ の 漁 礁 へ の 利 用 、
海 上 WHP の 上 載 設 備 の 移 設 等 を 実 施 し て い る 。 漁 礁 等 を 数 多 く 残 置 す る 事 は 出
来 な い 事 、 DMF 年 次 報 告 書 （ 2018） に よ る と 海 上 WHP の 上 載 設 備 の 移 設 は 費
用面の課題があるとされている事から、どちらの方法も抜本的な解決には繋がらないと考えられる。

－ 8 －

3

海洋ガス生産設備撤去に関する法制度及びガイドラインの情報収集調査

3.1

石油法

石油法（Petroleum Act）は、1971 年に制定されてから下表のとおり、現在まで 6 回の改定を経
ている。
表 3-1

石油法の改訂状況

法令名制定・改訂年

Petroleum Act, B.E. 2514

1971 年

Petroleum Act（No.2）, B.E. 2516

1973 年

Petroleum Act（No.3）, B.E. 2522

1979 年

Petroleum Act（No.4）, B.E. 2532

1989 年

Petroleum Act（No.5）, B.E. 2534

1991 年

Petroleum Act（No.6）, B.E. 2550

2007 年

Petroleum Act（No.7）, B.E. 2560

2017 年
出典：DMF

石油法のうち、石油ガス生産設備撤去関連については、これまでコンセッション期間の変更（20年プラス 10 年延長）を定めた 1979 年石油法（No.1）、撤去計画及び保証金を定めた 2007 年石油法（No.6）が挙げられる。下表に、石油法における石油ガス生産設備撤去関連の条項の抜粋を示す。
表 3-2
該当条項
26
Amended by the

石油法における石油ガス生産設備撤去関連の条項の抜粋
内容

要点

コンセッ ・コンセッションの期間は 20 年間を超過してはいけない
ション

・最長 10 年間の延長可能、ただし 1 度のみ

Petroleum Act（No.4）, 期間
B.E. 2532（1989）
80/1

撤去

Added by the計画

Petroleum Act

・承認のための省令ルール、手続き、及び条件に則した撤去費用を含む撤去計画を提出すること。
・技術、機器、資材の変更があった場合、撤去計画もしくは撤去費用の修正を（No. 6）, B.E. 2550

提案すること。

（2007）

・承認された計画に基づき、撤去を完了させること。
・意に反する影響により撤去が不可能もしくは撤去が遅延する場合、セクション 80/2に記載される保証にて代理もしくはコンセッショナーと共同して撤去される。
80/2

Added by thePetroleum Act（No. 6）,
B.E. 2550（2007）

保証金

・保証は、現金、タイ国債、銀行保証もしくはその他の形式で可能である。
・全ての保証金が支払らえない場合、コンセッショナーは全体金額 2%の課徴金を毎月支払わなければならない。
・それでもなおコンセッショナーが保証金及び課徴金を支払うことができない
場合、コンセッションは却下される。
出典：石油法より受託者が作成

－ 9 －

3.2

石油法に係るエネルギー省省令

石油法に係るエネルギー省省令のうち、石油ガス生産設備撤去関連については、これまでコンセッション終了時のコンセッショナーの責務（1981 年省令 No.2）、コンセッションの終了の定義（1989 年省令 No.17）、コンセッション時の撤去に係る必要書類（2006 年省令番号不明）が挙げられる。下表に、石油法に係るエネルギー省省令における石油ガス生産設備撤去関連の条項の抜粋
を示す。
表 3-3

石油法に係るエネルギー省省令における石油ガス生産設備撤去関連の条項の抜粋
該当条項

内容

要点

省令 No.12（1981）,

コンセッション

・コンセッショナーはその場所を元通りに復元すること

40 条

終了時のコンセ

・全ての設備に対し政府により使用不可と判断される場合は、ッショナーのコンセッショナーの実費負担により 3 か月内に撤去しなけ

責務

ればならない。

省令 No.17（1989）,

コンセッション ・コンセッションは次に該当する場合に終了しなければならない

15 条

の終了

（a）石油生産期間の終了時（b）コンセッションの該当エリアが、石油法の規定に基づく
コンセッショナーの退去、もしくは、コンセッショナーの自発的な退去により、休止となる場合（c）コンセッション取り消しの場合（d）コンセッショナーの法人格が終了となる場合
・コンセッションの終了時には、財務もしくは履行されなかった
特別優位責務及び終了後実施すべきコンセッションの条件を除き、行政とコンセッショナー間の全ての責務は終了となる。
・石油生産期間もしくは更新された石油生産期間の最後５年間に、コンセッショナーは、政府の事前承認がある場合を除き、次項で述べられるすべての資産を撤去、売却、放置、譲渡、廃棄してはならない。
・石油の探索、生産、貯留、及び、輸送に係り必要な道路、
鉄道、石油パイプライン、ポンプ、機械、プラットフォー
ム、貯留タンク、ステーション、サブステーション、ター
ミナル、工場、港、設備、及びその他の施設、また、生産エリアに繋がっている電気、ガス、水、通信システムなどの一般共通設備、利用不可な資産は、政府の指示に従い、コンセッショナーによって指示を受けてから 3 か月以内に撤去しなければならない。

石油産業の設備撤去

コンセッション

・コンセッショナーは、以下の書類を提出しなければならないに係る計画、費用試時の撤去に係る- 撤去計画（Initial Decommissioning Plan 及び Final

算、保証金を規定する

必要書類

Decommissioning Plan）

省令 B.E. 2559

- 撤去費用試算（2016）- 撤去環境影響評価書- 環境オプションレポート
出典：石油法に関するエネルギー省省令より受託者が取り纏め－ 10 －

3.3

石油ガス開発・生産設備に係る撤去ガイドライン

DMF 年次報告書（2018 年）によると、撤去に関するガイドライン・マニュアルとして、以下のとおり技術面と環境面のガイドラン・マニュアルが整備されている。
技術ガイドライン・マニュアル・ 石 油 ガ ス 生 産 設 備 撤 去 に 関 す る 監 理 マ ニ ュ ア ル （ 2013 年 ） ／Manual for petroleum decommissioning supervision（ 2013）
・ 撤 去 費 用 の 評 価 マ ニ ュ ア ル （ 2015 年 ） ／Manual for decommissioning expenditure assessment（ 2015）
・ 撤 去 に 係 る 一 般 要 求 事 項 及 び 基 準 （ 2018 年 ） ／General decommissioning requirements and standards（ 2018）
環境ガイドライン・マニュアル・ 石 油 ガ ス 生 産 施 設 撤 去 に 環 境 管 理 ガ イ ド ラ イ ン （ 2010 年 ） ／Environmental management guidelines for decommissioning（ 2010）
・撤 去 環 境 ア セ ス メ ン ト（ Decommission Environmental Assessment: DEA）報 告
書 作 成 マ ニ ュ ア ル （ 2015 年 ） ／ Manual for DEA report preparation（ 2015）
・ 実 施 可 能 な 最 適 な 環 境 オ プ シ ョ ン （ Best Practicable Environmental Option:
BPEO） 報 告 書 作 成 マ ニ ュ ア ル （ 2017 年 ） ／Manual for preparation of decommissioning BPEO report（ 2017）
このうち、撤去環境アセスメント（DEA）の手続きの概要が入手可能であった事から、概要は
下図の通り、3 つの段階に分かれる。第一段階では、コンセッショナーは、実施可能な撤去オプシ
ョンについて、それぞれのオプションにて、想定される環境影響とその緩和策を取り纏めた DEA
報告書を作成する。次に第二段階として、実施可能な最適な環境オプション（BPEO）について比較・検討を行い、オプションを選定し、同オプションに対する環境管理計画（Environmental
Management Plan: EMP）を策定する。第三段階として、策定した EMP に準拠して、撤去の実施を行う。撤去後は EMP が適切に履行されたかのモニタリングを実施する。撤去の実施時、撤去後にそれぞれ第三者による監査を行い、撤去に係る環境配慮が適切に履行された事を確認する。

－ 11 －

図 3-1

撤 去 環 境 ア セ ス メ ン ト （ DEA） の 手 続 き の 概 要
出典：Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（2012 年）

3.4

その他関連法規制

その他の撤去に係る関連法規制は以下のとおりである。
その他適用される法令を所轄する省庁
・工業省：リサイクルライセンス、有害廃物管理、処理、輸送
・天然資源環境省：環境影響評価、汚染管理

3.5

関連条約

海洋石油ガス生産設備撤去に関する条約としては、以下の 3 つの条約がある。それぞれの条約の概要を下表に示す。
・国連海洋法条約・ IMO ガ イ ド ラ イ ン・ロンドン条約－ 12 －

表 3-4

海洋石油ガス生産設備撤去に係る関連条約

条約

概要

要点

国連海

排他的経済水域で放棄又は利用されなくなった施設又は構築物は、権限を有する国際

洋法条の施設の除去につ機関が施設又は構造物の除去に関して定める国際的基準を考慮し約いて規定（第６０て、航行の安全を確保するために除去する。

条第３項）

その除去に当たっては、漁業、海洋環境の保護並びに他の国の権利及び義務に対しても妥当な考慮を払う。完全に除去されなかった施設又は構築物の水深、位置及び規模については、適切に公表する事
とする。

IMO ガ

1989 年ガイドラ1）水深 75m（1998 年 1 月 1 日以降に設置された場合は、100m）

イドラ

インにおいて大陸以浅に設置、大気中重量 4,000 トン未満（デッキ及び上部構造物

イン

棚及び排他的経済を除く）の設備・建造物は完全撤去（自然の海底面上に存在する

水域における海洋

総ての設備を撤去）が原則、ただし、以下の場合では、設備・建施設・構造物の撤造物の総て又は部分を残すことを認めることが可能。

去に関する指針及・新たな用途（例えば生物資源の増加）として利用されること

び基準

・他の海洋利用の不当な妨げの原因にならないこと
2）技術的に不可能又は膨大な費用がかかる、あるいは人員又は海洋環境に容認できないリスクを伴う場合には、沿岸国は完全撤去を要求しないこと
3）残置するものの適切な管理が必要であり、船舶の航行の安全を確保するために、水中の全ての残置物の上面から水面までの距離を55m 以上確保すること
4）1998 年 1 月 1 日以降、設備・建造物が廃止後に完全撤去できる
設計及び建設とすること

ロンド

廃棄物その他の物

1）「1996 年議定書」では、陸上起源の廃棄物その他の物の海洋（海ン条約の投棄による海洋

底下も含む）投棄及び洋上焼却を原則禁止とし、海洋投棄を検討

汚染の防止に関すすることができる廃棄物その他のものを同議定書附属書Ⅰに限る条約

定列挙するとともに、同議定書附属書Ⅱ（廃棄物評価フレームワーム）において、附属書Ⅰで限定列挙する廃棄物その他の物を海洋投棄する場合には、当該廃棄物その他の物の海洋投棄が海洋環境にもたらす影響を予測・評価し、その上で規制当局による許可の発行を規定している。海洋掘採施設は、同議定書附属書Ⅰに掲
げる海洋投棄を検討することが可能な廃棄物に掲げられている。
故意に処分することのみを目的としてプラットフォームその他の人工海洋構築物を遺棄し、又はその場で倒壊させることは「投棄」に該当し、一方で、単なる処分の目的以外の目的で配置された物（例えば、ケーブル、パイプライン、海洋調査機器）を海洋へ遺棄すること」は、「投棄」に該当しないとされている。
また、2007 年には、1996 年議定書附属書Ⅰに定める投棄可能な廃棄物その他の物に、「海底下地層に貯留される二酸化炭素」が追加されている。
出典：海洋掘採施設等の廃止措置に関する基本的考え方について（2012 年）－ 13 －

4

海洋石油ガス生産設備撤去コスト及び撤去需要調査

4.1

海洋石油ガス生産設備撤去コスト

海洋石油ガス生産設備の撤去コストについては、各種調査が実施されているが、場所、水深、設
備内容、廃棄物処理費用などによって大きく異なる事から、あくまでも参考値として取り扱われている場合が多い。本調査においては、入手した以下の公開資料を基に情報を取り纏めた。
・ Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（ DMF、 2012 年 ）・ Introduction of Offshore Asia Pasffic （ Dr. Brian Twomey、 2009 年 ）Thailand Decommissioning of E&P Installations Project では、水深（60-68m）と支柱数（4本）、重量（1,400-2,500 トン）の条件を揃えて、東南アジア、メキシコ湾、北海（英国）における平均的なプラットフォーム撤去コストを比較している。比較結果は下図のとおりであるが、一番低いのがメキシコ湾（3 百万ドル）で、次いで東南アジア（4 百万ドル）、最も高いのが北海（英国、12 百万ドル）となっている。このコストの違いによる考察は示されていないが、場所、水深、設備内容、廃棄物処理費用等によるものであると想定される。
$14,000,000$12,000,000

プラットフォーム撤去の$12,000,000

代表的なコスト（USD）$10,000,000$8,000,000$6,000,000$4,000,000$4,000,000$3,000,000$2,000,000
$0
東南アジア

図 4-1

メキシコ湾

北海（英国）

東南アジア、メキシコ湾、北海（英国）における平均的なプラットフォーム撤去コストの比較
出典：Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（2012 年）

Introduction of Offshore Asia Pasffic では、アジア太平洋地域の 819 のプラットフォームの撤去事例から、プラットフォームの重量別に 1 基当たりの平均撤去コストを試算している。結果は、下図のとおりで 1,500 トンクラスのプラットフォームの撤去については、上記の東南アジアの平均コストの 1.5 倍程度の 5.9 百万ドル（約 7 億円）となっている。プラットフォームが大型になるにしたがい撤去コストも増加し、20,000 トンクラスになると費用が 112 百万ドル（約 130 億円）となる。

－ 14 －

$120,000,000$100,000,000$112,500,000
プラットフォーム1基当たりの平均撤去コスト（USD）$80,000,000$60,000,000$47,598,000$40,000,000$26,977,500$20,000,000$759,600$3,108,400$5,912,800$10,467,300$14,985,600

$0

図 4-2

ア ジ ア 太 平 洋 地 域 の 重 量 別 の プ ラ ッ ト フ ォ ー ム 1 基 当 た り の 平 均 撤 去 コ ス ト（ 試 算 ）出典：Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（2012 年）

4.2

タイ国における海洋石油ガス生産設備撤去計画

タイにおける石油ガス開発の生産許可年数は、石油法 No.1（1973）下でのコンセッション（ThaiI）では 30 年の生産（10 年延長）、石油法 No.4（1989）以降のコンセッション（Thai III）では、
20 年の生産（10 年延長）と規定されている。下表は、石油法 No.1（Thai I）及び石油法 No.4（1989）
で 2040 年半ばまでに終了する海洋のコンセッションリストで、2022 年 4 月に最初のコンセッショ
ン契約が終了し、その他のコンセッションも順次契約が切れる予定となっている。鉱区がカンボジ
アと重複しているため一時停止されているコンセッションを合わせると、2040 年までに全体 22 の海洋コンセッション契約のうち 12 のコンセッション契約が終了を迎えることとなる。
コンセッション契約期限が切れた場合は、再入札を行う事になるが、2.2 節に示したとおり、最初にコンセッション契約が切れる鉱区の一つである G1/61 鉱区 （Erawan）においては、プロジ
ェクト権益が Chevron タイ及び MOECO から、PTTEP Energy Development Co., Ltd 完全に移行される事から、2022 年の 4 月までの移行期間に相当数量のプラットフォームの撤去が必要となる見込みである。さらに、ガス、コンデンセート、油の残存量も年々減少している事から、コンセッション終了を待たずに設備撤去となるプラットフォームが存在すると想定される。
DMF 年次報告書（2018）によると、撤去環境評価レポート（DEA Report）が 5 件（うち海上設備が 4 件）、撤去の工法を選定する Best Practical Environmental Option （BPEO）レポート
が 3 件（うち海上設備が 2 件）レビュー中である。

－ 15 －

表 4-1
コンセッション
の種類
Thai I

2040 年 半 ば ま で に 契 約 終 了 を 迎 え る コ ン セ ッ シ ョ ン リ ス ト

コンセッショナー

鉱区

Chevron, MOECO

GOT -12-13

生産状況
Production

コンセッション終了時期
23 Apr. 2012

（Gas/Oil/Condensate） Extended to 2022
Thai I
Thai I
Thai I

Chevron, MOECO,

GOT

Production

23 Apr. 2012

PTTEP

-10-11-12-13（Gas/Oil/Condensate） Extended to 2022

Chevron, MOECO,

GOT

Production

PTTEP-10A-11A（Gas/Oil/Condensate） Extended to 2022

PTTEP, Total, BG

GOTProduction

15（23 Apr. 2012）-15-16-17（Gas/Condensate）

Extended to 2022

23 Apr. 201216-17（7 Mar. 2023）
Extended to 2023
Thai IPTTEP Siam

Thai I

Chevron, MOECO,

GOT – B6/27

Thai I

Chevron & Others
Pearl OilThai I
Thai I

5 Feb. 2023

（Oil- Suspend）（Extension 2033）

GOT –B12/27 Production

PTTEP, HessThai III

Production

GOT - B8/32
GOT -B5/27（Gas/Condensate）（Extension 2038）

Production

31 July 2020

（Oil, Gas）

（Extension 2030）

Production

8 Aug. 2031

（Oil）

（Extension 2041）

PTTEP, Chevron,

GOT

Production

2036

MOECO

-14-15A-16A（Gas/Condensate）（Extension 2046）

BG, Chevron

GOT, Block

PendingOCA（Overwrapping

7-8-9
Thai I

14 Jan. 2028

Chevron, MOECO,

Claimed Area）

GOT -12-13

Pending

OCA

GOT -5-6

Pending

OCA

PTTEP
Thai I

Chevron

出典：Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（2012 年）

4.3

アジアにおける海洋石油ガス生産設備の撤去需要と市場規模

海洋石油ガス生産設備の市場規模については、各種調査が実施されているが、Introduction of
Offshore Asia Pasffic（Dr. Brian Twomey（2009 年））によると、2009 年時点でアジア太平洋においてはプラットフォームが 1,751 基存在し、これらの撤去事業に係る市場規模は 2009 年時点の概算で 15-32Billion USD（約 1.7-3.5 兆円）と見積もられている。その後さらに新規のプラットフ
ォームの建設があることから、さらに市場規模は大きくなっている。
また、新聞記事（Energy Voice, 2019.12）によると、東南アジアで 2030 年までに 1,500 基のプ
ラットフォーム、7,000 カ所の井戸の撤去が必要となり、3.3 兆円～11 兆円の市場規模と想定され、タイにおいても 400 基のプラットフォームの撤去が見込まれる事から、1 兆円規模の市場が見込まれる。

－ 16 －

4.4
4.4.1

北海における海洋石油ガス生産設備の撤去の動向
北海における海洋石油ガス生産設備の概要

北海における海洋石油ガス生産設備撤去については、Westwood Global Energy Group が2017-18 年に Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study を実施している。同調査の結果によると、2017 年時点の北海における海洋石油ガス生産設備の総数は 393 基で、下図に示すとおり 308 基が固定式の生産プラットフォーム（Fixed Production Platform）、42 基が浮体式生産プラットフォーム（Floating Production Platform）、43 基が海洋掘削リグ（Offshore DrillingRigs）となっている。

出典：Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study（2018 年）

図 4-3

4.4.2

北海における海洋石油ガス生産設備の概要

北海における海洋石油ガス生産設備撤去の概要

Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study によると、北海における 2012 年から2021 年の 10 年間のプラットフォームは、下図のとおり固定式が約 330 基から 290 基に減少し、浮体式が 43 基から 46 基に増加している（うち 2018 年以降は予測値）。固定式は年 5 基のペースで減少しており、浮体式は撤去より建設数の方が上回っている事が分かる。

－ 17 －

図 4-4北海における海洋石油ガス生産プラットフォーム数（ 2012 年 -2021 年 、 左 ： 固 定 式 プ ラ ッ ト フ ォ ー ム 、 右 ： 浮 体 式 プ ラ ッ ト フ ォ ー ム ）出典：Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study（2018 年）

また、1977 年から 2017 年の期間での浮体式プラットフォームの種類別の撤去数と撤去方法を
下図（左）に、2017 年時点の掘削施設の稼働状態を下図（右）に示す。浮体式プラットフォームについては、1979 年からの約 30 年間で 35 基の撤去が実施されており、うち 16 基が FPSO（浮体式海洋石油・ガス生産貯蔵積出設備）、18 基が FPSS（セミサブ型海洋石油・ガス生産設備）、1
基が TLP（緊張係留式プラットフォーム）となっており、撤去方法は移設（Relocated）が 18 基、残置（Laid up）が 11 基、密閉（Shut in）が 1 基、撤去が 5 基となっている。また、掘削施設は、
101 基が存在し、内訳はジャッキアップ方式が約 55 基、セミサブ方式が約 40 基、ドリルシップが約 5 基となっている。そのうち、約 55 基が稼働しており、46 基が Warm Stacked（アイドリング状態）もしくは Cold Stacked（停止状態）の状態となっている。

図 4-5

北海における海洋石油ガス生産設備撤去の現状（ 左 ： 浮 体 式 撤 去 の 実 績 （ 1977 年 -2017 年 ）、 右 ： 掘 削 施 設 の 稼 働 状 況 （ 2017 年 ））出典：Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study（2018 年）－ 18 －

4.4.3北海における撤去需要と市場規模

Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study によると、北海の生産プラットフォー
ムの撤去と費用は下図のとおりで、2019 年までは年 5-10 件、2020 年以降は年 10 件～15 件とコンスタントに需要があり、2026 年は年 30 基以上の撤去が見込まれている。撤去費用については、
2024 年までは年間 1,000-3,000 百万 USD（1,100-3,300 億円）で推移し、その後増減を繰り返す。
最大は 2033 年で年間約 7,000 百万 USD（7,700 億円）となる。
また、2017-2040 年の北海の市場規模（プラットフォーム撤去、掘削施設撤去、坑井撤去、陸上
解体、支援船等の撤去費含む）は、84bilUSD（約 9 兆 2400 億円）と見込まれ、巨大な市場となる。

図 4-6

北 海 に お け る 海 洋 石 油 ガ ス 生 産 プ ラ ッ ト フ ォ ー ム 撤 去 数 と 費 用 （ 2017 年 -2040 年 ）出典：Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study（2018 年）

4.4.4

陸上解体施設の状況と政府の振興策の事例

Offshore Floating Asset Decomissioning Market Study によると、撤去は設備を海上から陸上の専用港まで輸送して、ドライデッキでの作業が主流となっている。北海周辺では、英国（3 か所）、
ノルウェー（2 カ所）、オランダ（1 カ所）でそれぞれ民間の専用港を有している。
一方、スコットランド自治政府は、撤去の分野で世界をリードする事を目標とした「石油ガス撤去アクションプラン」を策定し、技術イノーベーションを支援する Decommissioning Challenge
Fund（DCF）を通じた支援を行っている。2020 年 1 月までに 28 案件で合計 10.3M€（約 13 億円）の支援がされている。同アクションプランには、関連情報プラットフォームの整備、関連サプライ
チェーンの強化、技術革新、技術の獲得及びトレーニング、インフラ施設の整備等から構成されている。

－ 19 －

5

海洋石油ガス生産設備の撤去、撤去作業船、関連舶用機器の技術動向の整理5.1

海洋石油ガス生産設備の撤去に係る技術動向整理の概要

本調査では、海上石油ガス生産設備の撤去で必要な技術の整理として我が国の技術優位性が発揮出来る可能性のある技術の事例調査として、水中切断技術、海底・深海作業技術、大型重量物の吊り上げ・運搬技術、プラットフォームの更新技術に関する情報収集を行うとともに、撤去用作業船
並びに舶用機器の潜在需要について、調査を行った。なお、タイ国においては、平均水深が約 58mなので、固定式のプラットフォームの撤去を主な調査対象とした。

5.2
5.2.1

撤去技術の整理
海洋石油ガス生産設備の設備名称

海洋石油ガス生産設備は、地下に賦存する石油ガスを掘採・採取するための海洋掘採施設（プラットフォーム及び坑井）及びこれに付帯する輸送施設（パイプライン）から構成される。タイ国において一般的な鋼製固定式の海洋掘採施設の構成を下表及び下図に示す。
表 5-1
大項目
プラットフォーム

海洋石油ガス生産設備の概要

中項目
上載設備

小項目
掘削設備、採油ガス設備、油ガス処理設備、居住設備、発電設備その他の付帯設備

坑井

下部構造物

ジャケット、パイル-

コンダクター
出典：海洋掘採施設等の廃止措置に関する基本的考え方について（2012 年）－ 20 －

図 5-1

海洋プラットフォームの施設一般図（固定式）

出典：海洋掘採施設等の廃止措置に関する基本的考え方について（2012 年）

5.2.2

撤去の手順及び適用される技術

撤去の区分については、大別すると、①坑井の廃坑，②プラットフォームの分解・トップサイド
取り外し，③運搬バージなどへの積載，④陸上への輸送，⑤廃棄・その他の手順がある。
坑井の廃坑については、キルウェル＆プラギング作業により油層の遮断作業を行い、遮断作業が完了した後は，ケーシングパイプを切断し、引き抜き作業を行う。北海の例では、海底面下５m 以深の位置で全てのケーシングを切断し、回収する。また、切断されたコンダクターおよびケーシン
グはすべて抜管・回収・処分を行う。その後、坑井が適切に遮断されており、正しい方法で分離されているか検査を行う。下図に廃坑（Plug & Abandament）のイメージを示す。

－ 21 －

図 5-2廃 坑 （ Plug & Abandament） の イ メ ー ジ 図

出典：Plug & abandonment of offshore wells: Ensuring long-term well integrity and cost-efficiency（Journal of
Petroleum Science and Engineering No. 173, 2019 年）

プラットフォームの分解・トップサイドの取り外しについては、最初にプラットフォームのシャットダウン・洗浄を行う。この際、重金属や有機溶剤コンパウンド，放射性物質など，様々な物質の付着状況を確認し、適切な運搬・処理・処分を行う必要がある。その後、分解・撤去作業に入るが、一般的には、トップサイド（上載設備）を切断・撤去した後に、下部構造物を自然の海底面下で切断・撤去し、自然の海底面上の施設を全て取り除いた状態にする。切断・撤去した施設のうち、上載設備は全て陸上に運搬して処分し、下部構造物は陸上に運搬して処分するか又は人工魚礁等に再利用若しくは海洋へ投棄する。また、この場合、下部構造物の切断箇所から下の部分については残置のまま廃棄することとなる。これらの作業において、水中切断技術、海底・深海作業技術及び大型重量物の吊り上げ・運搬技術が使用される。下図に日本で実施されたプラットフォーム撤去の事例を示す。

－ 22 －

図 5-3

海洋プラットフォーム撤去の手順の例
出典：磐城沖プラットフォーム撤去の概要（石油技術協会誌、2012 年）

パイプランの撤去については、パイプライン内部の洗浄、海洋プラットフォームからの切り離し
及びパイプランの密閉・埋設などの措置を行った上で残置することが一般的である。この場合、当該パイプラインはそのまま廃棄するケースもあるが、海底敷設面から引き上げて陸上で処分する方法もある。タイにおいては Thailand Decommissioning of E&P Installations Project（DMF、2012年）によるとパイプラインも管内を洗浄し、再利用可能な場合でも撤去が求められるが、近年では他国に倣って残置のパイロットプロジェクトを実施している。これらの作業において、水中切断技術及び海底・深海作業技術等が使用される。

5.3

設備撤去技術の概要

Decommissioning Methodology and Cost Evaluation （ICF International 社、2015）によると撤去の技術は、1. Well P&A（止栓及び廃鉱）、2. Well Intervention Vessels and Systems（坑井介入船及びシステム）、3. Cutting and Severing（水中切断技術）、4. Heavy Lift Technologies（大型重量物吊り上げ技術）に大別される。以下に、各技術の代表的な技術の概要及び写真を示す。
また、プラットフォームの更新については、利活用の事例を収集した。

－ 23 －

5.3.1

止栓及び廃鉱関連技術

止栓及び廃鉱関連技術としては主なものとして、坑井介入技術（油圧改修）と洗浄、セメント充填等が挙げられる。
（ 1） 油 圧 改 修
撤去時における油圧改修は、デッドウェルにチューブの取付け、取外しに使用される坑井介入技術で、「デッドウェル」とは、表面張力がゼロの坑井で、坑井内に重い液体または泥が存在するか、
自然の流れを維持できない状況となっている。油圧改修は、坑井の仕上げ、廃坑、廃棄、切削作業、および配管またはケーシングの修理など、様々な用途がある。下図は、油圧改修ユニットを示して
いる。

図 5-4

撤去時における坑井介入技術（油圧改修）

出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation （ICF International 社、2015）（ 2） セ メ ン ト 充 填セメント充填技術として使用されるコイルチューブユニットは、下図に示す通り、坑井の生産停
止、管内の砂、パラフィンの洗浄、または配管やケーシングが破損した場合のセメント充填として使用される。コイルチューブのサイズは通常、直径が 1.25 インチ（3.2 センチメートル）から 3.5インチ（8.9 センチメートル）とされている。これらの作業は、掘削リグや生産設備を通じて実施可能である。

－ 24 －

図 5-5

撤去時におけるセメント充填技術（コイルチューブユニット）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）

5.3.2

坑井介入船及びシステム

坑井介入船及びシステムの事例として、プラットフォーム方式と船舶方式、坑井介入システムの事例を記載する。
（ 1） 坑 井 介 入 船 （ プ ラ ッ ト フ ォ ー ム 方 式 ）下図は、Helix 社の Well Ops Q4000 坑井介入船で、
メキシコ湾の水深 6,500 フィート（約 2,000m）
での介入作業の実績がある。船舶の ROV は水深 10,000 フィート（約 3,300m）まで、動作可能であり、同船は、安定したプラットフォーム下で、海底の仕上げ、廃止措置、コイル管の配備等の作業が可能である。

－ 25 －

図 5-6坑井介入船（プラットフォーム方式）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）（ 2） 坑 井 介 入 船 （ 船 舶 方 式 ）下図は、Oceaneering International Inc.が傭船している Olympic Intervention IV の写真で、同船は、アンビリカル（海底坑口装置を制御するための電力・油圧・信号ケーブルからなる複合ケーブル）、ツリー（海底井戸開閉・圧力制御装置）、ジャンパー（圧力制御装置とパイプライン終端を接続するパイプ）、フライングリード（各種配線）、およびマニホールド（複数のバルブを統合する装置）などの海中ハードウェアの設置が可能である。また、同船は検査、修理、保守（Inspection,
Repair Maintanance : IRM）の作業が可能で、各種ワイヤーの敷設、プラグおよび廃坑作業などの坑井介入作業が可能である。

図 5-7

坑井介入船（船舶方式）

出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）－ 26 －

（ 3） 坑 井 介 入 シ ス テ ム
下図は、Expro International Group が開発した軽量の坑井介入システム（AX-S システム）で、船舶上に配備可能な同システムは、最大 10,000 フィート（3,000m）の水深で作業可能で、坑井介入時間の大幅な短縮が可能である。リグを使用した標準的な坑井介入システムの必要稼働期間（12〜15 日）に対して、8～10 日で作業可能となっている。また、同システムは廃坑作業も可能である。

図 5-8

坑井介入システム

出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）

5.3.3

水中切断技術

海洋掘採施設及びパイプラインの撤去にて適用可能な水中切断技術は、爆破切断技術（Explosive
Charges）及び非爆破切断技術に大別される。近年では、海洋への環境配慮の観点から、非爆破切断方法が主流となっている。以下に、非爆破切断技術として、ダイヤモンドワイヤー切断技術、ギ
ロチン式のこぎり切断技術、アブレッシブジェット切断技術、機械切断技術の概要を示す。
（ 1） ダ イ ヤ モ ン ド ワ イ ヤ ー 切 断 技 術
ダイヤモンドワイヤー切断システム（Diamond Wire Cutting System : DWCS）は、ジャケッ
トの脚、パイル等の部材を水中で切断出来るシステムで、ダイバーまたは遠隔操作船（ROV）が切断を行う。下図は、ダイバーによる切断を行う DWCS で、鋼製クランプユニットとダイヤモンド
ワイヤーカッターで構成される。フレームは、切断される部材を固定するように設計されており、切断ワイヤーは、直径約 0.25 インチの鉄製ワイヤロープで構成され、その中にダイヤモンドが埋め込まれたスチールリングが挿入されている。また、切断システムは、ワイヤーがフレームの周囲に沿って回転できるように設計されている。

－ 27 －

図 5-9ダイヤモンドワイヤー切断システム（ダイバーによる切断）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）

また、ROV を使用する場合は、切断する部材の適切な位置にレッグクランプとカッターを設定することが可能となっており、DWCS のワイヤー速度、使用圧力、および流量を船上から制御可能である。下図に ROV タイプのダイヤモンドワイヤー切断システムを示す。

図 5-10ダ イ ヤ モ ン ド ワ イ ヤ ー 切 断 シ ス テ ム （ ROV 船 に よ る 切 断 ）出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）（ 2） ギ ロ チ ン 式 の こ ぎ り 切 断 技 術
ギロチン式のこぎり切断技術は、下図に示すとおり、基本的にのこぎりの動作と同様に左右に動く単一のブレードを備えた油圧式、電気式、または空気圧式により切断を行うものである。また、深海では ROV 油圧式による操作が、浅海ではダイバーによる操作が可能で、ダイヤモンドワイヤ
ー切断技術と同様である。

－ 28 －

図 5-11ギロチン式のこぎり切断技術
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）（ 3） ア ブ レ ッ シ ブ ジ ェ ッ ト 切 断 技 術
アブレッシブジェット切断（研磨切削）は、下図のとおり、切削材料をウォータージェットに注入し、鋼を研磨して磨耗させるメカニズムを採用した技術である。現在、主に使用されているのは、２つのタイプで、大容量-低圧もしくは低容量-高圧システムである。大容量-低圧タイプは、大量の砂またはスラグを水と混合して分散させ、4,000〜10,000 psi（270～680 気圧）の比較的低い圧力で毎分 80〜100 ガロン／分の水を供給する。高圧タイプは 15,000 psi（15,000 気圧）で、マルチストリ
ングコンダクター（ドリルパイプやビット等を連結した一連のパイプ）の切断等に使用される。

図 5-12

アブレッシブジェット切断技術

出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）－ 29 －

（ 4） 油 圧 機 械 切 断 技 術
機械切断は、油圧を使用してジャケットの構造部材を切断する。下図は、油圧機械切断設備で、橋梁解体用に開発され、最大で直径 48 インチ（約 120 センチ）のマルチコンダクターが切断可能である。陸上及び水中で作業可能であるものの、海洋では使用実績が限られている。

図 5-13

油圧式機械切断技術

出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）

5.3.4

大型重量物吊り上げ技術

大型重量吊り上げ技術のうち、重量物運搬船（HLV）については、固定式および浮体式プラットフォームの積載重量により、撤去可能な HLV の数が限られる。海洋石油ガス生産設備の設置海域が深海域に移行するに従いより大型の HLV が必要となる。大型重量物吊り上げ技術の選定、すなわち HLV の選定においては、水深及び重量、海象等の条件を基に決定する必要がある。
Offshore Magazine’s 2014 Worldwide Survey of Heavy Lift Vessels によると、2014 年 11 月現在、100 ショートトン（91 トン）以上の吊り上げ能力を有する HLV は、世界に 107 隻存在する。
下表に、2,000 ショートトン以上の吊り上げ能力を有する HLV リストを示す。なお、Sapura 3000は磐城沖でのプラットフォーム撤去事業で使用されている。下図に、代表的な重量運搬船としてセミサブ型クレーン船二隻の写真を示す。

－ 30 －

表 5-2重 量 運 搬 船 リ ス ト （ 2,000 シ ョ ー ト ト ン 吊 り 上 げ 能 力 以 上 、 2014 年 11 月 時 点 ）船名

船会社

能力（トン）

種類

Pioneering Spirit

AllseasTopside – 48,000; Jacket – 25,000

Twin Hull

TML

SeaMetric

20,000Twin vessels

Thialf

Heerema

14,200（2 *7,100 tons）

Semi

Saipem 7000

Saipem

14,000（2 *7,000 tons）

Semi

Bottom Feeder

Versabar

10,000

Dual Barges

SvanenBallast Nedam

8,800

Catamaran

HermodHeerema

8,165（1 *4,536, 1 *3,629）

Semi

7500 Barge

ZPMC

8,500

Monohull

Balder

Heerema

6,350（1 *3,629, 1 *2,722）

Semi

Borealis

Nordic

5,000

MonohullOleg Strashnov

Seaway5,000

Monohull

Bottom Feeder

Versabar

4,000

Twin barges

DB 50

J. Ray3,992

MonohullRambizScaldis3,300

Catamaran

Asian Hercules II

Smit

3,200

Monohull

DB 101

J. Ray

3,185

Semi

DB 30

J. Ray2,800

Monohull

Sapura 3000

Acergy2,800

Monohull

Stanislav Yudin

Seaway2,500

Monohull

出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）

図 5-14

代表的な重量運搬船：セミサブ型クレーン船（ 左 ： Saipem 社 Saipem7000、 右 Heerema 社 Thialf）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）－ 31 －

（ 1） 大 型 バ ー ジ 船
Heerema 社が建造した大型バージ船 Heerema H-851 のイメージ図を下図に示す。同船は、長さ 750 フィートの大型バージ船であり、最大積載量は 35,000 トン（トップサイド）／40,000 トン（ジャケット）である。

図 5-15大 型 バ ー ジ 船 イ メ ー ジ 図 （ Heerema H-851 Cargo Barge）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）（ 2） 吊 り 上 げ シ ス テ ム （ Versatruss Jacket Lifting System）
下図は、Versabar 社が開発した吊り上げシステム（船名：Versatruss）であり、以下の 3 つの設備で構成されており、トラス構造を利用して最大 7,500 トンの貨物を吊り上げることが可能である。
・貨物バージ（吊り上げ用プラットフォーム）
・スチール A フレーム
・油圧ウィンチ

図 5-16ジ ャ ケ ッ ト ・ ト ッ プ サ イ ド 吊 り 上 げ シ ス テ ム （ Versatruss Jacket Lifting System）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）－ 32 －

（ 3） Bottom Feeder 吊 り 上 げ シ ス テ ム （ Versabar Bottom Feeder Lift Systems）
Versabar 社が開発した Bottom Feeder 吊り上げシステムは、2 つのカーゴバージを橋梁トラスで繋げた形状をしており、海底からの機材回収等が可能である。1,250 トンの鉄製のトラスフレー
ム 2 つが貨物バージに取り付けられており、4 つの 200 トンウィンチを動力として、4,000 トンの吊り上げ能力を有する。2008 年より、メキシコ湾にて 50 以上のサルベージの実績がある。

図 5-17

Bottom Feeder 吊 り 上 げ シ ス テ ム （ Versabar Bottom Feeder Lift Systems）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）（ 4） 双 胴 タ ン カ ー 船 吊 り 上 げ シ ス テ ム
Excalibur Engineering, BV 社が設計した Allseas 社 Pioneering Spirit（前 Pieter Schelte）は、下図のとおり 2 つの大型タンカーとプラットフォームを繋げた形状をしており、最大で 48,000 トン（トップサイド）／25,000（ジャケット）を吊り上げ、撤去することが可能である。Pioneering
Spirit は北海で実績があり、2020 年 2 月現在、二隻目を建造中である。Allseas 社のウェブサイト
には過去の撤去のビデオや現在の撤去場所が示されている。

図 5-18

双胴タンカー船ジャケット・トップサイド吊り上げシステム（ Allseas Pioneering Spirit Lifting System Topsides/Jacket）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）－ 33 －

（ 5） 双 胴 船 型 吊 り 上 げ シ ス テ ム （ TML Lift System）
SeaMetric 社の双胴船型吊り上げシステム（Twin Marine Lifter: TML）は特徴的な形状をしており、クレーンではなく 2 つの同型船（459 フィート x 131 フィート x 35 フィート）にある計 8
本のリフティングアームを使用して、22,000 トンを吊り上げることが可能である。

図 5-19双 胴 船 型 吊 り 上 げ シ ス テ ム （ Seametric International Twin Marine Lifter）
出典：Decommissioning Methodology and Cost Evaluation（ICF International 社、2015）

5.3.5

プラットフォームの更新の事例

先行事例である北海では、これまで撤去作業時に施設や資機材の売却益が見込めるという考え方がなされてきた。しかしながら、近年はࠊ施設や資機材を安価に処分・廃棄する方法が主流となっている。更新の事例としては、以下が挙げられる。
（ 1） 他 の フ ィ ー ル ド へ の 再 利 用海洋石油ガスプラットフォームの他のフィールドへの再利用は、開発技術の進歩で油田・ガス田の経済寿命が延びているメキシコ湾や北海においては一般的である。タイにおいては、Chevron タ
イが 2017 年頃に海上ウェルヘッドプラットフォーム（WHP）の上載設備の移設の試行を実施した
が、移設は費用面の課題があるとされている。
（ 2） そ の 他 の プ ラ ッ ト フ ォ ー ム の 利 用 法
例えば、トップサイドやジャケットのような施設は石油業界以外の場所でも転用が可能である。
転用可能な例としては以下が挙げられている。
・娯楽用施設：健康施設、スポーツフィッシング場、アドベンチャーセンターなど
・研究施設：気象台、化学プラント、危険物質処分場など
・新エネルギー生産所：風力発電所
しかしながら、転用の際には、劣化の状態や環境汚染防止のために内部の洗浄を完全に実施する必要がある事から、転用の実現には課題が残る。

－ 34 －

6

まとめ及び今後の課題

6.1

まとめ
・タ イ 国 で の ヒ ア リ ン グ の 結 果 、政 府 機 関（ DMF）と し て は 、海 上 石 油 ガ ス 設 備 の撤去は、必要な規制等を順次進めており、技術面及び財政面での問題は無いとの言及があった。しかしながら、実際には様々な問題に直面しているようである。
水銀処理を始めとする環境問題については、知見が無い事から日本への技術協力の期待が寄せられた。
・ タ イ 国 初 の 本 格 的 な 撤 去 事 例 で は 、 権 益 が 再 入 札 に よ り Chevron タ イ -MOECO
か ら 国 営 企 業 で あ る PTTEP に 移 っ た 事 か ら 、問 題 が 複 雑 に な り 、DMF と の 協 議が 続 い て お り 、オ ペ レ ー タ ー 側 と し て は 、課 題 が 山 積 し て い る と い う 認 識 で あ る 。
・環境問題（悪臭、住民対応等）を解決すべく、洋上での撤去・処理のアイディアの提案があった。実現には水銀処理の洗浄水の確保等の財務的・技術的な課題も残る。
・今後、タイ国内での石油ガス生産設備の撤去需要は間違いなく増加し、市場規模も大きい事から、洋上での撤去・処理が技術的に可能となれば、撤去分野で日本の技術を活用し、日本からのインフラ輸出の可能性が十分にある。また、インド
ネ シ ア 、 ブ ル ネ イ 、 ベ ト ナ ム 等 も 同 様 の 問 題 を 抱 え て お り 、 ASEAN 全 体 の 課 題でもある。
・ 北 海 で は 、 ス コ ッ ト ラ ン ド 地 方 政 府 が 撤 去 技 術 世 界 一 を 目 指 す べ く 、「 Oil & Gas
Decommissioning Action Plan 」 を 策 定 し 、 技 術 イ ノ ー ベ ー シ ョ ン を 支 援 す る
Decommissioning Challenge Fund（ DCF） を 通 じ た 支 援 を 行 っ て い る が 、 現 時
点で撤去の技術は発展途上である。
・北海では地質の関係から東南アジア地域で発生している水銀の問題はクローズア
ップされておらず、北海の適用している技術がそのまま転用出来ない可能性が高
い。

6.2

今後の課題
・洋上での撤去・処理のアイディアの実現には、洋上プラットフォーム建造や撤去に係る廃棄物処理技術などの調査が必要である。
・タイ国が撤去に係る各種規制が進んでいる事から、日本が技術協力を行い、タイ
国 が こ の 分 野 で ASEAN 諸 国 を リ ー ド す る 事 に な れ ば 、Win-Win の 関 係 に な る 可
能性がある。
・北 海 で は 、ス コ ッ ト ラ ン ド 地 方 政 府 が 撤 去 技 術 世 界 一 を 目 指 す べ く 策 定 し た「 Oil& Gas Decommissioning Action Plan」 の 取 組 に つ い て は 、 日 本 国 内 で も 参 考 に出来る点がある事から、さらなる実態調査を行う事が望ましい。
以上－ 35 －

添付資料-1：
報告書要約－ 37 －

－ 38 －

－ 39 －

－ 40 －

－ 41 －

－ 42 －

－ 43 －

－ 44 －

－ 45 －

－ 46 －

－ 47 －

－ 48 －

－ 49 －

－ 50 －

－ 51 －

－ 52 －

添付資料-2：
タイ国の石油ガス開発のコンセッションリスト

－ 53 －

－ 54 －

－ 55 －

－ 56 －

出典：DMF Annual Report 2018

－ 57 －

添付資料-3：
タイ国の海上石油ガス開発生産エリアリスト－ 59 －

－ 60 －

－ 61 －

－ 62 －

－ 63 －

出典：DMF Annual Report 2018

－ 64 －

添付資料-4：
タイ国の海上石油ガス生産設備（井戸）リスト－ 65 －

出典：DMF Annual Report 2018

－ 66 －

この報告書は、ボートレース事業の交付金による日本財団の助成金を受けて作成しました。

タイ王国海洋石油・ガス生産設備撤去に関する情報収集調査報告書
2020 年（令和 2 年）3 月発行
発行

一般社団法人 日本中小型造船工業会〒100-0013 東京都千代田区霞が関 3-8-1 虎ノ門三井ビルディング
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一般財団法人 日本船舶技術研究協会〒107-0052

東京都港区赤坂 2-10-9 ラウンドクロス赤坂
TEL 03-5575-6426 FAX 03-5114-8941

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