は じ め に（社）日本舶用工業会では、我が国造船業・舶用工業の振興に資するために、
ボートレースの交付金による日本財団からの助成金を受けて「造船関連海外情報収集及び海外業務協力」事業を実施しております。その一環としてジェトロ関係
海外事務所を拠点として、海外の海事情報収集を行い、収集した情報の有効活用を図るため各種報告書を作成しております。
本 書 は 、（ 社 ） 日 本 舶 用 工 業 会 と 日 本 貿 易 振 興 機 構 （ ジ ェ ト ロ ） が 共 同 で 運 営
しているジェトロ・シンガポールセンター舶用機械部（村岡英一所員）が、海洋における石油・天然ガス開発の現況並びに海洋構造物及び海洋構造物の運用に不可欠なオフショア作業船についての建造現況、技術課題及び舶用製品導入の可能性を調査したものです。
本書が、関係者の皆様の参考になりましたら幸いです。
ジ ェ ト ロ ・ シ ン ガ ポ ー ル ･セ ン タ ー 舶 用 機 械 部
ディレクター

村岡 英一

目
1.

次

世界のオフショア産業の概況 ·····································

1

オフショア産業の歴史 ········································

1

1.2

オフショア石油ガス開発産業の概要 ····························

41.3

海洋における石油及び天然ガス開発の主要企業 ··················

6

1.4

石油ガス開発企業 ···········································

6

1.5

試掘企業 ···················································

8

1.6

生産プラットフォーム運営会社 ································

8

1.7

最近の傾向 ················································· 11

2.

1.1

1.7.1

大水深 ················································· 11

1.7.2

ブラジルのプレソルト ···································· 11

1.7.3

メキシコ湾下部第三系地層 ································ 12

1.7.4

西オーストラリア州、ストランデッドガス田（Stranded Gas）

1.7.5

非在来型ガス ··········································· 1312海洋構造物・オフショア作業船の建造の推移と需要の見通し ·········· 15
2.1海洋構造物・オフショア作業船の種類 ·························· 15

2.1.1

掘削リグ ··············································· 15

2.1.2

オフショア生産システム ·································· 18

2.1.3

オフショア作業船 ······································· 27

2.2海洋構造物・オフショア作業船の建造推移と見通し ·············· 362.2.1

掘削リグ ··············································· 36

2.2.2

浮体式生産設備 ········································· 40

2.2.3

オフショア作業船 ······································· 47

2.3

主要建造企業とその設備増強計画について ······················ 49

2.3.1

ケッペルオフショア＆マリン ······························ 49

2.3.2

セムコープマリン ······································· 51

2.3.3

現代重工 ··············································· 53

2.3.4

サムスン重工 ··········································· 54

2.3.5

大宇造船海洋エンジニアリング ···························· 56

2.3.6

STX コーポレーション ···································· 57

2.3.7

CIMC ラッフルズオフショア ······························· 60

2.3.8

COSCO 造船グループ ······································ 612.3.9中国船舶重工集団公司（CSIC） ···························· 62

2.3.10中国船舶工業集団公司（CSSC） ··························· 64

2.3.11

Technip ··············································· 65

2.3.12

McDermott ············································· 66

2.3.13

Kellogg Brown & Root ·································· 68

2.3.14

Gulf Island Fabrication ······························· 69

2.3.15

Bergen Yard ··········································· 69

2.3.16

Heerema ··············································· 70

2.3.17OSX Brazil ············································ 71

2.4

エンジニアリング会社、海洋構造物設計会社 ···················· 72

2.5海洋における石油及び天然ガス開発に係る海洋構造物及び支援船建造技術 ································ 73

3.

2.5.1

海洋石油掘削概説 ······································· 73

2.5.2

海洋石油開発・生産概説 ·································· 74

2.5.3

大水深開発技術の動向 ···································· 75

2.5.4

大水深開発技術の技術課題 ································ 77

2.5.5

海洋構造物建造技術について ······························ 81

海洋構造物・オフショア作業船で主に使用されている
設備・機器の概要 ·············································· 84
3.1

3.1.1

掘削機器 ··············································· 84

3.1.2

浮体式生産構造物(件)の機器類 ···························· 90

3.34.

海洋構造物で使用されている主な設備・機器 ···················· 84

オフショア作業船で使用されている主な設備・機器 ·············· 99

海洋構造物・オフショア作業船への我が国舶用機器導入可能性 ········ 101

4.1

海洋構造物に対する舶用機器の潜在需要 ························ 101

4.2

オフショア作業船に対する舶用機器の潜在需要 ·················· 107

5.

東南アジア主要国およびメキシコにおけるオフショア産業支援策 ······ 108
5.1

シンガポール ··············································· 108

5.2

マレーシア ················································· 109

5.3

インドネシア ··············································· 110

5.4

タイ ······················································· 111

5.5

フィリピン ················································· 112

5.6

ベトナム ··················································· 112

5.7

ブラジル ··················································· 113

別

添

１.

主なオフショア油ガス田のリスト ································ 117

２.

石油ガス開発企業の主な試掘開発案件 ···························· 135３.

主な試掘企業の概要 ··········································· 147

４.

主な生産プラットフォーム運営会社の概要 ························ 163

５.

主なエンジニアリング・設計会社の概要 ·························· 183

1.

世界のオフショア産業の概況

1.1
オフショア産業の歴史
海底での石油・ガス資源の探鉱は 1800 年末頃に始まったが、海洋（オフショア）での石油ガス生産は、1940 年頃からである。オフショア開発用の掘削船の建造は 1956 年のことで、セミサブ（半潜水型）リグは 1964 年である。1980 年代の、オフショア石油ガ
ス開発での「大水深」というと 800 フィート（約 243 メートル）程度をさしていた。今日では 1500 フィート（457.2 メートル）は浅い水深とされ、1500 から 7000 フィート
（2133.6 メートル）が大水深、7000 フィート以上は超大水深とされる。 1
1960 年代には 100 万バレル/日程度で始まったオフショア石油生産は、2005 年には2,500 万バレル/日となり、世界の原油生産の３分の１を占めるまでになった。これまで、オフショアでの原油生産は落ち込むことなく、年々伸びている。
100万バレル/日

世界の陸上での原油生産量

図 1- 1

世界の海上での原油生産量

陸上、海洋での原油生産量の推移
出所：Oil & Gas Journal March 2007

また、図 1-2 に示すとおり、1980 年代に大水深で石油ガス田が発見されてから、1990
年代後半からはその量が大きくなっていることがわかる。

1 Oil and Gas Journal March 2007 Exploration Trend show continued promise in world's

offshore basins－ 1 －図 1- 2石油ガス田の発見の推移と石油ガス田の平均規模
出所：Oil & Gas Journal March 2007

これは、1990 年代に、技術革新とコスト削減によりオフショア石油開発は急速に大水深海域へ進展したためである。従来は、メキシコ湾とブラジル沖で、シェルとペトロブラ
スが競うように大水深海域での開発をリードしてきたが、北海と北大西洋、西アフリカでも多くの石油開発プロジェクトが進展しつつある。東南アジアは、これらの地域と比べてフィールド数は少ないが、水深 1,000m 級の開発も行われている（図 1-3 世界の大水深
油ガス分布参照）。

図 1- 3

世界の大水深石油ガス田分布

出所：「海洋石油開発の動向について」（独）海洋研究開発機構 2006

1

－ 2 －

オフショア石油開発システムの設置水深の推移は図 1-4 のとおりである。水深 1,000m
を 超 え る 海 域 に は 、 SPS 、 FPSO ／ FSO 、 TLP 、 及 び 、 SPAR が 多 く 使 わ れ て い る 。
（これらの海洋構造物の説明は、2.1 海洋構造物・オフショア作業船の種類を参照。）
SPAR は最も新しい浮体式生産システムであり、建造コストが低く、プラットフォーム
上での坑井改修が可能なため、急速な延びを示すようになった。

図 1- 4

オフショア石油開発システム設置水深の推移
出所：「海洋石油開発の動向について」（独）海洋研究開発機構 2006

また、2007 年時点の記録では、掘削最大水深記録は 3054 メートル、海底仕上げ最大
水深記録は 2747 メートル、洋上生産設備最大水深記録は 2414 メートルとなっている。

図 1- 5

海洋石油開発における大水深記録

出所：「最近の大水深掘削技術」石油技術協会平成 20 年度講演会資料

2

－ 3 －

今日、地上で新たに発見される石油ガス田は非従来型（後述）を除き減っており、近年発見された大型の石油ガス田は海底がほとんどで、しかも大水深である。
主なオフショア石油ガス田のリストは別添１「主なオフショア石油ガス田のリスト」のとおり。
1.2
オフショア石油ガス開発産業の概要
さて、オフショア石油ガス開発産業とは、言うまでもなく、海底に埋蔵される石油や天然ガスを探鉱、掘削し、石油やガスを海面まで持ち上げ海上に敷設された生産貯蔵設備で精製したり、海底パイプラインで地上の生産貯蔵設備まで輸送したりする一連の業務に関わる産業である。この一連の業務にはさまざまなプロセスがあるが、その流れを大まかに示すと以下のとおりとなる。

図 1- 6

オフショア石油ガス開発産業の分野
出所：インタビュー、デスクリサーチより作成

こうした業務にはさまざまな企業が関与するが、主な分野は、次のとおりである。


石油ガス開発企業：石油ガス田の開発を行う企業。
エンジニアリング会社：石油ガス田の開発に関わるプロジェクトは多岐にわたるため、エンジニアリング会社といってもさまざまな分野に渡る。開発段階で、開発システムの設計、施工などを行う会社、開発の中でも海底システムに特化している会社など得意分野は企業によって異なる。
海洋構造物設計会社：海洋リグや最先端の TLP, SPAR などは、設計デザインが特許となっている場合があり、これらの設計を行っているのは、欧米企業が多い。
3

－ 4 －



海洋構造物建造会社：掘削に使われる海洋リグ、海洋での生産・貯蔵に使われるオフ
ショア生産設備など の建造を行う。シンガポールではリグの建造や FPSO や FSOの既存のタンカーからの改造が多い。韓国の造船所は全ての分野に進出しているが特に掘削船は韓国が強い。中国の造船所も参入してきている。FPSO や FSO に搭載される精製プラントを含む、建造は、欧米企業が多い。また、船殻を必要としない
TLP, SPAR などは、造船所ではなく「建造ヤード」と呼ばれるドックを持たないヤードで建造されることが多い。エンジニアリング会社が自ら建造ヤードを持って建造する場合もある。
 地質調査会社：石油ガス開発の前に、埋蔵量の有無などを調べる。
 試掘会社（掘削コントラクター）：試掘用の掘削リグを所有し、掘削を行う。
 生産プラットフォーム運営会社：海洋での石油ガス生産に必要な海洋構造物（FPSO,TLP, SPAR など）を所有、運営する会社。
以上を図式化してみると図 1-7 のとおり。

探鉱

開発

生産

石油ガス開発企業
主な企業：Shell, BP, ExxonMobil, Chevron, Total など
地質調査
主な企業：
・CGGVeritas
・Fugro・Petroleum GeoServices
など
日系なし

試掘企業
主な企業
・Transocean・Nabors Industries
・Noble Drilling・Seadrill
・ENSCO Internationalなど
日系ー日本海洋掘削

生産井の掘削輸送・運搬
海洋現場でのコミッショニン
グパイプライン敷設
Subseaシステム構築など

生産プラットフォーム運営会社
主な企業
・SBM Offshore
・BW Offshore
・Maersk FPSOs
・Prosafe
・Bluewaterなど
日系ー三井海洋開発(MODEC)

エンジニアリング会社 (分野により様々）
主な企業：McDermott, Technip など （日系なし）

リグ ：主な企業
Baker Marine,
LeTourneau,
Friede & Goldman
日系なし

海洋構造物設計会社

生産プラットフォーム ：主な企業
Technip
Atlantia Offshore (SBM Group)など。
日系MOＤＥＣ

海洋構造物製作会社
主な企業：Keppel, SembCorp Marine, Hyundai Heavy Industries, Samsung, Daewoo
Technip, J Ray McDermott, など
日系：現在はなし

図 1- 7

オフショア石油ガス開発産業に関わる主な企業分類
出所：インタビュー、デスクリサーチより作成

4

－ 5 －

1.3 海洋における石油及び天然ガス開発の主要企業
海洋における石油ガス開発には様々な分野の多くの企業が関与するが、石油ガス開発企
業 の 中 核 は 、 い わ ゆ る 「 メ ジ ャ ー 」 と 呼 ば れ る Shell, BP, Exxon Mobil, Chevron,
Total や、独立系と呼ばれる企業規模の小さい会社などがある。発展途上国の場合、国営企業が自国内の石油ガス田の開発を一手に担っていることもある。

1.4 石油ガス開発企業
石油ガス開発企業（オペレーターとも呼ばれる）のうち、総資産のトップ 10 社は以下のとおりである。
表１－１
Total
Asset

石油ガス開発企業総資産トップ 10 社
Total
Revenue

Million $Company

Worldwide
Oil
Production

Worldwide
NaturalGas
Production

Worldwide
Oil
Reserves

Worldwide
NaturalGas
Reserves

Million bbl

Bcf

Million bbl

Bcf

2009

2009

2009

2009

4,031.0

49,055.0

2009

2009

Royal Dutch
Shell

292,181.0

278,188.0

577.1

2,324.1

OAO Gazprom

275,986.1

94,215.6

230.7

16,297.4

BP PLC235,968.0

246,138.0

925.3

3,097.0

ExxonMobil
Corp.

233,323.0

310,586.0

725.0

2,383.0

PetroleoBrasileiro SA

200,270.0

91,869.0

770.7

0.9

10,302.0

13,039.0

Total SA

184,041.0

156,431.0

552.6

2,121.7

5,689.0

26,318.0

PetroChina
Co., Ltd

176,143.2

149,221.9844.0

2,112.0

11,263.0

63,244.0

ENI

167,215.7

117,517.9

367.6

1,596.5

3,463.0

17,850.0

Chevron Corp.

164,621.0

171,636.0

674.0

1,821.0

26,049.0

ConocoPhillips

152,588.0

152,840.0

341.0

1,906.0

18,965.0NA

171,176.0
5,658.0

40,388.0

34,442.0

出所：Oil & Gas Journal Sep 6, 2010 より作成
註：上記数字にはオンショアも含まれる
5

－ 6 －

このうち、Petro China はオンショアのみである 2 。Petro China 以外のトップ 9 社の試掘開発案件は別添２「石油ガス開発企業の主な試掘開発案件」のとおり。
1.5 試掘企業
掘 削リ グ、 掘 削船 など を所 有、 運 営 する 試掘 企 業（ 掘削 コン トラ ク タ ーと も言 わ れ、
英語では Drilling Contractor）が、石油ガス田の権益を持つオペレーターから依頼を受け、試掘を行う。業界紙の Rig Zone のウェブサイトに掲載されたリグデータによると、所有リグの数の業界トップ 7 社は以下のとおりである。

表１－２

主な掘削コントラクター：リグ所有数

Jackup Drillship Semisub

Drill
Barge

InlandBarge

Platform Tender SubmeRig
rsibleTotal

Transocean

66

23

50

0

2

0

0

0

141

NaborsIndustries

16

0

0

0

6

53

0

0

75

Noble
Drilling

43

10

14

0

0

2

0

2

71

Seadrill

21

6

10

0

0

0

17

0

54

ENSCO
Internation
al

41

0

8

1

0

0

0

0

50

KCA
DeutagDrilling

3

0

0

0

0

39

7

0

49

DiamondOffshore

13

1

32

0

0

0

0

0

46

出所：Rigzone ウェブサイトデータより作成
これら７社の概要は別添３「主な試掘企業の概要」のとおりである。
1.6 生産プラットフォーム運営会社
オフショア石油ガス田の開発・生産には、生産プラットフォームが使われる。生産プラッ
トフォームも開発システムも固定式生産システムと浮遊式生産システムの 2 つに大別される。

2 中国でのオフショア開発は別の国営企業 CNOOC が担っている。

6

－ 7 －

浮体式システム（Floating System）の中では、FPSO が使われることが最も多く、全体の 65％を占める。TLP（Tension Leg Platform）, SPAR は新しいタイプで、世界でもそれぞれ 20～30 しかない。Offshore Technology 誌の 2010 年８月号によると、世界で 186 隻の FPSO がリストされている。

図１-８

浮体式システムの内訳

Floating Production Systems

その他
の浮体
式シス
テム 35%

FPSOs,
65%

出所：Offshore Technology 誌 2010 年 8 月号

FPSO は、タンカーなどを改造する場合と、新しく建造する場合があるが、改造のほうが納期が早いなどの理由で、改造のほうが多くなっている。

図１-９

FPSO の建設方法の内訳

FPSO Construction Type

改造

新造

64%

36%

出所：Offshore Technology 誌 2010 年 8 月号
7

－ 8 －

また、浮体式システムの運営は、石油ガス田開発会社（オペレーター）が浮体式システムを所有あるいはリースして自ら運営する場合と、浮体式システムを所有する会社が、運営まで行う場合とあり、FPSO の場合でみると、後者が全体の 58％となっている。

図１-１０

FPSO の所有タイプ

FPSO Ownership

Contractor
Owned
58%

Operator
Owned
42%

出所：Offshore Technology 誌 2010 年 8 月号

業界関係者へのインタビューによると、代表的な浮体式システムの所有・運営会社は
以下のとおりである。
••

SBM Offshore
BW Offshore （子会社の APL）

•
•
•
•

Maersk FPSOs
ProsafeBluewater
MODEC（三井海上開発）

こ れらの 会社 の概 要は 別添 ４「 主な 生産 プラッ トフ ォー ム運 営会 社の 概要 」の とお り。

8

－ 9 －

1.7
最近の傾向
1.7.1 大水深
前述のように最近の傾向として顕著なものは大水深開発である。大水深開発は 1970 年
代に始まったが、特に 1990 年代、技術革新とコスト削減により海洋石油開発は急速に拡大した。
1.1 に記述したとおり、現在、アフリカ、南アメリカをはじめ、世界各地で大水深のプ
ロジェクトが進展中である。
なお、「大水深」は 1000 フィート（約 300 メートル）以上、「超大水深」が 7000 フ
ィート（約 2100 メートル）以上である。
1.7.2 ブラジルのプレソルト
もう１つ、大水深開発で最近注目を浴びているものが、ブラジルの開発である。ブラジ
ルでは国営石油ガス開発会社のペトロブラスが、2007 年にサントス盆地で Tupi 石油ガス田を発見したのを皮切りに、プレソルト 3 で相次いで石油ガス田を発見している。
サントス海盆下のプレソルト層では、相次いで探鉱井の掘削が行われており、桁外れに分厚いペイ･ゾーン 4 が多くの場所に存在することが判明している。しかし、これらの探鉱
プロジ ェク トの 大半 は、試掘 井と 同じ よう な速い 掘削 速度 で進 めら れて いる とは い え 、
2012 年以前にその成果を見られることはないと思われる。というのは、プレソルトの開発や生産は既にカザフスタンのテンギス油田などで行われており、硫化水素の除去や炭酸塩岩の油層圧力の維持など難しい点はあるものの、技術面では確立しているが、、ブラジ
ル沖合のプレソルトは水深、掘削深度ともに深く、開発は困難が予想され、ばく大なコストがかかると考えられるからである。また、本格的な開発には多数の開発井が必要となる。
プレソルト層の油田の多くは、いくつかの開発段階を経て試掘用 FPSO を使って生産を開 始 す る こ と に な る と 思 わ れ る 。 こ う し た 油 田 は 、 Tupi 、 Guara 、 Azulao 、 Iara 、
Jupiter など数多くある。
現時点での控え目な推定でも、ブラジルのプレソルト層には石油換算で 300 億バレル相当の可採埋蔵量があると推定されているが、この地域全体の埋蔵量は 800 億バレルに達するとも言われている。ブラジル海域における従来の開発では専用の浮体式生産設備が好んで使われているが、現在は FPSO 組立ヤードが不足気味となっており、今後は改造型の設備が使われる割合が増え、またホスト FPSO にタイ・バックした海中インフラがより多く使われることになると思われる。
これらの発見油田は極端に高温･高圧のものはほとんどないが、埋蔵資源が位置する深度そのものは、既存の海中機器や押圧式（プッシュ･ドリリング）掘削技術の限界を試すものとなるであろう。従来からプロジェクトを実施してきたこともあり、広範な水深域での経験を有するペトロブラスは、今後も深海オペレータとして注目すべき存在であり続け

3 プレソルトとは、「下部白亜系岩塩層直下の炭酸塩岩を貯留岩とする大水深・大深度の新たな探鉱対象層」で、硫化水素の除去や炭酸塩岩の油層圧力の維持など難しいとされる。
4 油層または経済的に炭化水素を生産することができる油層

9－ 10 －

るであろう。ペトロブラスは、今年初めから 2015 年にかけて 1000 億ドルを超える予算支出を行うと宣言している。
Tupi 油田は現在開発中で 2010 年後半に生産開始が予定されているが、ここでの試掘
用 FPSO のパフォーマンスは特に目を離せないものの一つとなる 5 。
1.7.3 メキシコ湾下部第三系地層
メキシコ湾は、世界でも最も成熟した炭化水素海盆の一つである。ここでは広範な地域
にわたり既にインフラが存在するが、それらの資産がすぐにでも利用できることは強みである。また一方では既存インフラの一部は、今後三年の段階で取り替える必要があり、ビジネス･チャンスが見込める。オフショア石油ガス産業調査会社の Infield 社の試算では、
メキシコ湾内で操業しているプラットフォームの 41％は設置後 25 年を超えており、これらの施設とそれに繋がるパイプライン網は総点検を必要としている。
現在進行中および今後計画されている深海プロジェクトの大半は、下部第三系地層に位置しており、生産に漕ぎ着けるためには石油ガス開発会社（オペレータ）は様々な取り組
みを組み合わせていく必要に迫られることが考えられる。
また、メキシコ湾では Macondo 油田事故の影響が今後注目される。これは、2010 年
4 月に BP の Macondo 油田で試掘中のリグが爆発炎上しその後水没、海底の油井から原油を汲み上げるパイプが破損し、そこから大量の原油が流出したもので、これを受け、米国政府は深海油田の開発凍結措置を実施していたが、その後 10 月に解除した。安全対策の 強 化 と し て 、 米 国 政 府 は 深 海 油 田 を 掘 削 す る 際 の 原 油 流 出 防 止 装 置 （ Blowout
Preventer : BOP）の機能強化を義務付けたほか、認証手続きを厳格化した。また事故がおきた際の原油の最大流出量の試算提出などを求める新たな安全基準を導入した。エク
ソン・モービル、シェブロン、コノコ・フィリップス、ロイヤルダッチ･シェルの石油メジャー４社はこれを受け、新基準に沿った BOP の共同開発に着手した。業界関係者へのインタビューによると、こうした安全対策強化は米国から、さらに欧州には広がる可能性が高いが、アジアなどの途上国では 2011 年 1 月現在、動きはまだないとのことである。
しかし、長期的にはこうした安全対策強化が世界的に広がる可能性がある。
1.7.4 西オーストラリア州、ストランデッド石油ガス田 6 （Stranded Gas）
オーストラリアの主要オペレータは、エクソン・モービル、シェブロン、シェルおよび
ウッドサイドである。経済成長により資源需要が高まる南アジア、東アジア、中国とオーストラリアは地理的に近いため、オーストラリアでの開発ニーズは高い。
今後稼働が計画されている大規模 LNG プラントプロジェクトとしては、バローアイラ
ンド周辺を基地とする Gordon プロジェクトがあり、シェブロン、エクソン･モービルおよびシェルによるコンソーシアムによって開発が進行中である。これらのプロジェクトは、2014 年に国内市場向けに生産を開始することが予定されている。Browse 海盆のシェル

5 Floating Production Market Update Report to 2014, Infield, 2010
6 経済的、地理的な理由から事業化が進んでいない中小規模のガス田のこと

10－ 11 －

の Prelude 油田開発では、世界初の FLNG による開発が決まり、Shell は Technip とサムスン重工に建造を発注した 7 。
オーストラリアのガス埋蔵量の 50％近くがストランデッドガスであるとも言われており、今後もストランデッドガス開発の技術革新と FLNG のような新しい開発手法のニーズが見込まれる。 8
1.7.5 非在来型ガス 9非在来型の炭化水素鉱床は、世界における潜在的エネルギー供給量のかなりの部分を占めると考えられている。従来、こうした鉱床は、開発コストの高さ、効率の悪さ、環境に対する潜在的影響といった理由により開発対象からは外されてきた。しかし、近年の技術的進歩のおかげで、非在来型資源の開発にもスポットライトが当てられるようになっている。 特に、 北ア メリ カ地域は、シ ェー ル･ガ ス、 炭層 メタンおよび タイ ト･ガス（密封 ガス）などの非在来型ガス鉱床の開発に関してはパイオニア的な役割を担っている。現在、世界各国も非在来型ガス開発において自国がどのような役割を担えるかについて検討を続けるなか、それが従来型の海洋石油ガス産業に与える広範な影響についても真剣に検討する必要があるといえる。
（1） シェールガス
石油産業と同様に、ガス産業も世界規模のガス生産量を拡大させるために探鉱･開発活動の場を海洋へと移してきている。しかし、一方、シェール･ガス 10 の開発も急激な高まりを見せており、陸上の非在来ガス鉱床に対する関心が再び盛り上がりつつある。
シェール･ガス開発は主に北アメリカでまず増加した。独立系のオペレータが先導したが、国際エネルギーメジャー各社が、2009 年以後、相次いでこれらの企業を買収し、欧州、中国など世界各地で探鉱作業に乗り出した。ドイツでのエクソン･モービル、ポーラ
ンドでのコノコ・フィリップスの動きがそれを示している。日本でも、三菱商事がカナダ
Penn West Energy Trust のシェールガス開発プロジェクトへの参画を 2010 年８月に発表した。
こうした「シェール･ガス現象」の結果、北アメリカでの国内ガス供給量は急激な増加を見せている。この増加と、世界的なガス需要の減少（世界的な景気停滞の結果）が相俟
って、ガス余りの状況が生まれており、それによりガス価格も下げ方向への圧力が強まっ

7 Floating Production Market Update Report to 2014, Infield, 2010
8 オーストラリア科学技術庁 2008 年 6 月
9 通常の油田・ガス田以外から生産される天然ガス。すでに一部では商業生産が行われているもの（タイトサンドガス、炭層メタン、バイオマスガス、シェールガス）および今後商業生産が期待されるもの（メタン・ハイドレート、地球深層ガスなど）を含む。従来から石油産業にある技術では採掘できないものも多く、今後の技術開発に負うところが大きい。
1 0 地中の岩盤層に含まれる天然ガス。埋蔵地域は世界中に分散している。技術革新によってこれまで採掘できなかったシェールガスの開発が可能となり、米国では 2000 年に入って商業生産が本格化。世界のエネル
ギー地図を塗り替える需給構造の大変換が起きた。

11－ 12 －

ている。こうしたガス価格の動向は短期的には大きく変わることはないと見られており、そうした状況から、海洋および陸上でのプロジェクトの多くに対して影響を及ぼす可能性が高くなると考えられる。
（2） 炭層メタン
もうひとつの非在来型ガス開発の対象である炭層メタン 1 1 鉱床も、オフショアガス開発
産業に影響を与えると見られている。北アメリカ以外では、炭層メタン鉱床の開発方法についてもっとも商業的に利用可能なアイデアを持っているのはオーストラリアであり、こ
こでは炭層ガス（coal seam gas、CSG）と呼ばれている。クィーンズランド州ではいく
つもの鉱床を商業化することを目的とした多くの LNG 液化プロジェクトが提案されている。しかし、こうした大型プロジェクトの多くはまだ単に提案段階にとどまっており、提案されている最終的な規模の大きさからみれば、依然として先駆的なプロジェクトの域を出ない（プロジェクトの例としては、GLNG、クィーンズランド・カーチス LNG、フィッシャーマンズ・ランディングなど）。こうした状況のなか、比較的低水準で推移している最近のガス価格がこのまま続くとした場合、上記のような CBM（炭層メタン）プロジ
ェクトの費用は実行可能性が低いと考えられる可能性がある。その一方で、これらのプロ
ジェクトが将来的に継続されるならば、陸上でのガス開発の一つの代替案となり、さらに海洋での在来型ガス開発にも影響を与えるとともに、オーストラリア北西大陸棚や東チモールとの協同開発地区などのより遠隔地の費用もかかる困難なオフショアガス開発プロジ
ェクトにもきわめて大きなインパクトを与える結果になると思われる。

1 1 石炭化の過程で生成されたメタンガスが石炭層中に貯留されたもの

12－ 13 －

2.

海洋構造物・オフショア作業船の建造の推移と需要の見通し

2.1
海洋構造物・オフショア作業船の種類
2.1.1 掘削リグ
海洋における掘削リグは着底式と浮遊式に大別される。いずれもある地点で一定期間掘削 し た 後 、 別 の 掘 削 現 場 へ 移 動 す る こ と か ら 、 英 語 で は MODU （ Mobile Offshore
Drilling Unit）と呼称されている。ジャッキアップリグとサブマーシブルリグは着底式で、セミサブリグとドリルップ（船型リグ）は浮遊式である。着底式掘削リグは、比較的浅い海域に用いられる。ジャッキアップ式掘削リグの最大稼動水深は、190 メートルと言われている。ジャッキアップ式は、一般に 3 脚のレグでハルを支える構造となっていることから、120 メートル以深で稼動可能なリグは少ない。下図に示したサブマージブル式掘削リグは浅海域用であり、水深が数メートル程度の海域で利用される。サブマージブル式掘削リグは現在はほとんど使われておらず、専門誌 RigZone のデータベースでは世界に 6 基しかなく、いずれも稼動していない。

図 2- 1

各種掘削リグ

出所：「海洋石油開発の動向について」平成 17 年度海洋研究開発機構研究報告（1） ジャッキアプ
ジャッキアップ・リグは、移動式海洋掘削装置の一種で、掘削場所に曳航された後、三脚あるいは四脚の「足」を海底まで下ろして固定し、船体部を海面上に持ち上げて作業を行う。足を海底に固定させるため、安定しているが、水深の深い場所には適さない 1 2 。ジャッキアップの稼働限界水深は、昇降装置の改良、使用鋼材の高張力化などにより少しず
つ増大はしているが、他型式との経済比較により、現在では 90 ～ 100 メートル が限界となっている。 1 3

1 2 Naturalgas.org ウェブサイト
1 3 JOGMEC ウェブサイト

13－ 14 －

写真

HAKURYU-10 ジャッキアップ型リグ

出所：日本海洋掘削ウェブサイト

（2） セミサブマーシブル・リグ（セミサブ・リグ、半潜水型海洋掘削装置）
移動式海洋掘削装置の一種であり、セミサブ海洋掘削装置と呼ばれる。この型式は、ロワーハル（またはワーディング）、コラム、ブレースおよび掘削装置などを搭載したデッキより成っている。移動時には、ロワーハルにより浮上し、曳航時の抵抗を少なくする。
稼働時には、ロワーハルのバラスト・タンクに注水しコラム部まで喫水を沈めた半潜水の状態になり、波の影響を受けにくい。この型式の特徴は、比較的大水深においても稼働可
能であることと、動揺特性に優れており、気象・海象の厳しい海域でも高い稼働率を持つことであり、北海、アラスカなどではセミサブ・リグが主流となっている。セミサブの稼
働水深は位置保持装置により、アンカーを用いた係留方式では約 500 メートル といわれており、それ以上の水深では DPS （自動船位保持）方式が用いられる。現在、DPS 方式を用いたセミサブ・リグの最大稼働水深は 3,000 メートル である 1 4 。
写真

NAGA 1（旧「第三白竜」）セミサブ型リグ

出所：日本海洋掘削ウェブサイト

1 4 JOGMEC ウェブサイト

14－ 15 －

（3） 掘削船
掘削船はその言葉のとおり、掘削のために建造された船である。通常の大型の外航船にはない 機器 で掘 削船 に搭 載さ れて いる もの は、掘 削装 置と デッ キの 中央 にあ るデ リ ッ ク（油井やぐら）である。また、掘削船には船殻を突き破る「穴」（ムーンプールとも呼ばれる）があり、これは掘削機を船から水中に入れるためのものである。掘削機はライザーを使って、掘削井につなげられる。掘削船は、大水深、超大水深での掘削に使われることが多いが、そうした場所は波もあらい。そのため、電気モーターつき DPS を装備し、どの方向にでも進むことができるようにしている。これらのモーターは船のコンピューター
システムに統合され、衛星位置情報技術とセンサーを用いて、常に船が掘削井の真上にとどまるようにしている 1 5 。自動船位保持方式の掘削装置の大部分は掘削船で占められている。掘削船はセミサブマーシブルに比べ、建造コストが小さい、曳航抵抗が少なく移動性に優れている、バリアブル・ロードが大きいなどの特徴を持つが、半面、波浪中の動揺特性が悪く、厳しい気象・海象条件下では稼働率が悪化する。そのため北海やアラスカなど
ではセミサブマーシブルが使用される例が多い。 1 6
写真

掘削船

出所：RigZone ウェブサイト

1 5 Naturalgas.org ウェブサイト
16

Weblio ウェブサイト

15－ 16 －

2.1.2 オフショア生産システム
オフショア生産システムにも固定式と浮体式があるが、水深 10,000 フィートで掘削されるようになると、従来の固定式オフショア・プラットフォームは最先端の大水深生産設
備に取って代わられつつある。 1 7（1） 固定式 （着底式） 1 8「固定式プラットフォーム」（FP）は、作業員の宿泊設備などのスペースを設けるために上に甲板（デッキ）を載せたジャケット（海底に打ち込まれたパイルで支えられる管状のスチール製部材からなる背の高い垂直な構造）、掘削リグおよび生産施設から構成される。固定式プラットフォームは、水深 1,500 フィートまでの水域に設置される場合に採算がとれる。
「コンプライアント･タワー」（CT）は、幅の狭いフレキシブルなタワーと、掘削および生産活動のための従来型のデッキを支えることができるパイル式基礎から形成される。固定式プラットフォームとは異なり、水平方向に大きく撓むことによって大きな横方向荷重に耐えることができるコンプライアント･タワーは、水深 1,000 フィートから 2,000 フィートの水域で使われるのが一般的である。
「緊張係留 式プ ラッ トフ ォーム」 （TLP）は 、パ イル で固 定された テン プレ ート で 海底につながれた垂直の張力がかかった複数の索（tendons）で位置を保持される浮体式構造物からなる。張力がかかった索によって、TLP は広範な水深域で垂直方向の動きを最小限に抑えながら稼働することができる。4,000 フィート近い水深にも配備されて問題なく稼動している大型の TLP も存在する。
TLP は、1980 年代に導入されて以来、最も成功をおさめ、また最も多く採用されている生産方法のひとつである。ただし近年では、特に水深が 1500 フィートを超える地域にある油田ではスパーやセミサブの生産システムのほうがオペレータの選択する生産方式となっており、TLP が使われることは少なくなっている。 1 9「ミニ緊張係留式プラットフォーム」（ミニ TLP）は、比較的安価に建造できる浮体式のミニ緊張係留式プラットフォームで、従来型の大水深生産システムを使って生産するのが経済 的で より 小規 模な 大水 深鉱 床の 生産 のため に開 発さ れた もの であ る。 また 、 ミ ニ
TLP は、より大規模な大水深での発見鉱床のためのユーティリティ用、サテライト用あるいは早期生産用のプラットフォームとして使うことも可能である。世界初のミニ TLP
は、1998 年にメキシコ湾に設置された。

1 7 American Petroleum Institute
1 8 American Petroleum Institute1 9 Floating Production Market Update Report to 2014, Infield, 201016

－ 17 －

（2） 浮体式 2 0「スパー・プラットフォーム」（SPAR）は、上部にデッキを載せた 1 本の大口径の垂直型円筒構造である。スパーは、標準的な固定式プラットフォーム・トップサイド（掘削および生産用の機器を備えた甲板）、3 種類のライザー（生産、掘削および積出用）ならびに 6－12 本の索で海底に固定されてピンと張ったカテナリー（懸垂）システムで係留される船体からなる。スパーは、現在では最大水深 3,000 フィートまでの水域で使用されているが、既存の技術でも水深 7,500 フィートまで稼働水域を延ばすことは可能である。
「セミサブ設備による浮体式生産システム」（Floating Production System : FPS）は、掘削および生産用の機器類を装備したセミサブ設備からなる。位置の固定には、ワイヤ･
ロープとチェーンで固定するか、さもなければ回転する推進装置を使って動的に船位を保持することもできる。海底坑井からの生産物は、プラットフォームの動きを吸収するように設計された生産ライザーを通して甲板部へと運ばれる。FPS は超大水深でも使うことができる。
「海中システム」（Subsea System : SS） は、単一の海中坑井からの生産物を近隣のプ
ラットフォーム、FPS または TLP へ送るものから、複数の構成からの生産物を遠距離の生産施設にマニホールドとパイプラインを介して送るものまでその種類は多岐にわたる。
こうしたシステムは現在、水深が 5,000 フィートを超える水域で使用されている。
「浮体式生産貯蔵積出システム」（FPSO）は、洋上に係留される大型のタンカー形式の船舶からなる。FPSO は、近隣の海底坑井からの生産物を処理・積み込み、貯蔵しておいた石油を定期的に小型の定期往復タンカーに積み出すように設計されている。定期往復
タンカーは積み出した石油をさらなる処理のために陸上の施設へ運び込む。FPSO は、
パイプライン・インフラを備えていない遠隔地の大水深水域に位置する経済的採算性が限界領域にあるような油田での使用に好適である。

2 0 American Petroleum Institute17－ 18 －

図 2- 2

オフショア石油ガス開発システムの種類
出所：American Petroleum Institute18－ 19 －

（3） オフショア生産システム詳細説明
前述のうち、浮体式システムの FPSO、セミサブ、SPAＲ及び固定式でも比較的水深の深い場所でも対応できる TLP について詳しく説明する。
①FPSO
FPSO（Floating Production, Storage and Offloading system: 浮体式生産貯蔵積出システム）は、洋上で生産した原油を設備内のタンクに貯蔵して、直接輸送タンカーへの積出を行う設備である。FPSO は浮体式の海洋石油・ガス生産設備の 6 割以上を占める最も一般的な生産設備で、現在世界で約 150 基の FPSO が稼動している。 2 1

図 2- 3FPSO の概念図
出所：三井海上開発（MODEC） ウェブサイト

2 1 三井海上開発（MODEC） web site19

－ 20 －

図 2- 4FPSO の概念図

出所：「水深 2,000m を超えた生産井─油・ガス田開発の進歩」JOGMEC 2006 年 9 月

FPSO は、坑井からの生産物を処理するだけでなく、定期往復タンカーへの積み込みに先立ち一時的に貯蔵しておくことができる。船舶型設備の利点の一つとしては、比較的広いデッキスペースが確保できることがある。また、貯蔵施設も大きくとることができる（最大 200 万バレルまで）。FPSO は、世界中で一般的に見られる海上生産方法の一つであるが、メキシコ湾や中東およびカスピ海ではその姿はほとんど見られないのが特徴的である。
FPSO は、油田での稼働期間が終了すると他のプロジェクトでの再使用に回すことができるという利点がある。ただし、FPSO では坑井へ直接はアクセスできないため、必ずしもあらゆる油田に適しているとはいえない。FPSO は比較的穏やかな海域でも波の方向には敏感であるため、より安価な多点係留システムですませられる西アフリカのようなごく静穏な環境を除いて、タレットやスイブル・システムなどの使用が必須となる。最新のスイブル設計では最大限 100 本のライザーを収容でき、また過酷な環境における信頼性も立証されている。
坑井へ直接アクセスが行えないことが FPSO の短所の一つであると言われるのは、使用中の海底坑井を改修する際に高価な掘削リグを借り上げる必要があり、それだけ保守費用が高くつくからである。
②セミサブによる浮体式生産システム
セミサブは、トラス構造（三角形を基本にした構造）やラーメン構造（四角形を基本にした構造）の構造物の下部が半分海面下に沈み込んでいる半潜水式の浮体構造物である。
浮体構造の上に掘削リグや石油・ガス生産設備を搭載して使用する。セミサブは、中に掘20－ 21 －

削機器を組み込むことができ、大きなデッキスペースを持つとともに、数多くのライザーを簡単に収容することが可能で、かつ運動性能も優れている。ただし、貯蔵能力については限られた容量あるいはゼロのものもあり、坑井へのアクセスの容易さとデッキの積載能力などについても限られた性能しか有していない。セミサブは、基本的には水面下で大型のポンツーンによって支持される浮体式船舶である。デッキ部分（水面からかなり高い位置にある）は何本かのスチール製の支柱を介してポンツーンと接続されている。セミサブの大きな利点の一つは、ほぼどのような水深でも操業可能なことである。こうした設計上の特性により、波の動きに同調して上下に自由に動くことができる。また、セミサブは海面で切断したときの構造物の断面積が船型（箱型）の構造物に比べて小さいため、波や潮流による上下動や水平移動の応力が少なく、悪天候の海象条件でも安定した状態を確保することができる。
セミサブはほとんどの場合、6 本から 12 本の錨鎖で海底に係留され、水面上での位置の保持 はコ ンピ ュー タ制 御に よっ て行 われ る。セ ミサ ブに 特有 の短 所と して は、 ウ ェ ット・ツリーにしか接続できないことである。そのため、生産設備、安全装置および制御機
器がすべて、プラットフォーム構造体の内部にあるのではなく、そこからかなり離れた場
所である海底に配置されていることである。
セミサブの特徴のひとつとして、設置場所に強固に固定されておらず、また水深にも左右されないため、設備としての転用が容易に行えることがある。セミサブの場合は、装備の改良 など のた めに 波止 場に 戻す こと や、 必要と あれ ば重 量物 起重 機を 使わ ずと も ド ラ
イ･ドック（乾ドック）に入れて作業を行うことが可能である。また、そうした作業のためにトップサイドをはずす必要もない。
セミサブの浮体式生産システムは、従来から世界中の海洋油田開発で広範囲に採用されてきている。なかでもより小型のセミサブ浮体式生産システムの多くは、掘削用のセミサ
ブから改造されたものである。セミサブは、従来からも、海底坑井と組み合わせることで、さまざまな水深と環境での小規模もしくは中規模の油田の商業的開発に使用されてきている実績がある。
セミサブは実質的にどのような水深においても稼働できるため、非常に広範な生産環境での使 用が 可能 とな る。 セミ サブ に特有のも うひ とつ の利 点は 、必 要と なる 資本 支 出 が
FPSO に比べて少なくて済むことである。沖合での設置に際してもあまり場所をとらずに簡単に行えるため、他のタイプのプラットフォームほどは、沖合の遠隔地での重量物起重機による揚重作業を必要とせず、またそうした設備を使って接続や組み立て作業を行わなくてすむ。
セミサブの主たる用途は、掘削リグを搭載して海底石油ガス田の掘削作業を行うことである。この場合、一つの鉱区の掘削が終了すると別の鉱区に移動して掘削作業を行う。一方で近年では石油ガス田のある海域にセミサブを係留して海洋石油・ガス生産設備として転用されるケースも増えてきている。 この場合、揺れの少ないセミサブの特徴を利用して、海底の抗井を制御するウェルヘッド（Well Head）と呼ばれる坑口装置（水道の蛇口のような機能）を海面上に設置するためのプラットフォームとして主に使用される。
石油・ガス生産設備用のセミサブは、固定式プラットフォームの使用が困難な大水深海域（水深 1,000 メートル超）での使用に適している。坑口装置を海面上に設置することに21－ 22 －

より、1,000 メートル超の深海油田でも陸上油田と同じ手法で抗井の管理とメンテナンスを容易に行なうことが出来る。セミサブは貯油設備を持たないため、貯蔵積出機能を有す
る FSO と併用したり、パイプラインに接続して原油・ガスの積出を行う。現在ブラジルや北海を中心に約 40 基のセミサブ式の生産設備が稼動している 2 2 ｡セミサブリグからの改造が多い（全体の 90％） 2 3

図 2- 5

セミサブの FPS 概念図

出所：水深 2,000m を超えた生産井─油・ガス田開発の進歩

JOGMEC2006 年 9 月③SPAR（スパー）
スパーとは、喫水の深い浮体式ケーソンのことで、非常に大型のブイ（浮標）にも似た
中空 の円筒 形の 構造を持つ。 スパ ーは 、胴体部、係 留部 、甲 板部およびライザー部の 4
つの主要なシステムから構成される。 2 4
スパーはその中に掘削機器を収容でき、掘削または生産、あるいはその両方に利用することができる。坑井へのアクセスも良好で、従来型のスチール製ライザーも使え、水深の深い地域でも操業できる。しかし、貯蔵能力には限界があり、デッキの積載能力もあまり高くなく、海中に降ろせるライザーの本数も限定される。さらに、過酷な環境での操業を念頭において設計されていない。
スパーは、TLP と同様に海底に係留されるが、TLP が上下方向に張力を持たせた繋索を持つのに対し、どちらかと言えば在来型の係留索が使われる。SPAR では、構造体の2 2 MODEC Web site
2 3 JOGMEC 水深 2,000m を超えた生産井─油・ガス田開発の進歩
2 4 Azur Offshore Ltd 資料22－ 23 －

質量の大半が海底面に載るため、本質的に TLP よりも安定していることから、係留に依存しなくても自らの姿勢を直立させておくことができる。また、スパーは、水平方向にも動くことができ、メインのプラットフォームの位置からかなり離れた海底の坑井の上に自らの位置を合わせることができる。
大水深および超大水深にプラットフォームを設置する場合、TLP よりもスパーのほうが好まれるという傾向がある。過去 10 年の傾向をみても、性能が同レベルであればスパーのほうが TLP よりも安価につくため、多くのオペレータがスパーのほうを選択している。スパーが使用されるのは、ほぼこれらの水深水域に限られるが、それは鋼鉄の必要量
が TLP と比べて少なくて済むため、より大きな利益幅を享受できるからである。また、スパーは浮体式生産プラットフォームとしては最も安全性が高い構造のひとつであるとも
考 え ら れ て い る 。 25 構 造 体 の 安 定 性 が 確 保 さ れ る こ と か ら 、 主 甲 板 で の 「 ド ラ イ ･ ツ リー」の使用が可能となる。 2 6

図 2- 6SPAR

写真

SPAR（The Genesis Spar Patform）

出所：Cronus Technology ウェブサイト

出所；Offshore Technology ウェブサイト 2 7

2 5 Infield Floating Production Platform Report 2010
2 6 Azur Offshore Ltd 資料

27 Offshore-technology.com ウェブサイト

23－ 24 －④TLP
TLP（Tension Leg Platform: 緊張係留式プラットフォーム）は、強制的に半潜水させた浮体構造物と海底に打設した基礎杭とをテンドンと呼ばれる鋼管で接続し、強制浮力
によって生じる緊張力（Tension）を利用して係留される洋上プラットフォームである。
TLP の浮体構造物は、作業台となる上部構造物、浮力体となる下部構造物及び両構造物を連結するコラム（Column）と呼ばれる 1 本ないしは複数の支柱で構成され、下部構造物の外側に張り出した部分でテンドン（Tendon）と接続される。TLP の上甲板に備えられる施設（処理施設、パイプライン、海上ツリーなど）ならびにほとんどの日常業務については、従来型の固定式プラットフォームの場合と変わらない。
浮体構造物には常時垂直方向に対して 1,000 トン超の強い力がかかるため、TLP は水平・垂直方向への動揺が小さな範囲にとどまり、台風等の悪天候の海象条件でも安定した状態を確保することができる。
TLP は 1980 年代から使用されるようになった大水深海域の開発に適した海洋石油・ガス生産設備である。現在メキシコ湾を中心に世界で約 20 基の TLP が稼動している。 2 8
TLP は、掘削施設を備えている場合も多く、坑井へのアクセスも良く、さらに在来型のスチール製ライザーを使えるという利点もあるが、その設計には高い費用がかかり、また貯蔵施設を持たないこと、稼働可能な水深やデッキ積載量について制限があるという短所がある。TLP の裏にある概念は、浮力を持つプラットフォームを、自由に動けるようにする代わりに、何本かの高張力鋼管索を使って海底に据え付けたテンプレートに繋ぎ固定するものである。TLP では、係留繋索にかかる張力による作用のために積載量に対して敏感であり、そのため、通常は貯蔵設備として使うことは出来ない。
「拡張型緊張係留式プラットフォーム（ETLP）」と呼ばれる設計も導入されてはいるが、プラットフォームの固定に必要な鋼鉄の量や重量が非常に多くなるため、商品市況が高い時期には他の設計方式と比べて、そのコストパフォーマンスが疑問視されるようになっている。

2 8 三井海洋開発（MODEC）

ウェブサイト24－ 25 －

図 2- 7TLP の概念
出所：三井海洋開発（MODEC）ウェブサイト

2.1.3 オフショア作業船
海洋石油・ガス市場ではオフショアにおけるインフラストラクチャーの設置および保守のために多くの船舶設備を投入する必要がある。それぞれ専門的な業務を行うために必要な設備を備えた多くの種類の作業船がある。これを構成するものとしては、パイプ敷設船、建設支援船（重量物起重船）、マルチ・サービス船、潜水支援船、パイプ埋設/溝堀船、重量物運搬船、および補給船などである。これらの船舶が必要とされる作業は様々で、また 1 つで複数の作業をこなすこともあるし、1 つの作業で複数のタイプの船舶を必要とす

25－ 26 －

ることもある。そのため、船舶の「供給」と「市場」を 1 対１で対比できないことに留意する必要がある。下記は調査会社 Infield 社のレポートで使用されている分類である。
表 2- 1

オフショア作業船のタイプと用途タイプ（供給サイド）
タイプ
宿泊設備船

タイプ（英語）
Accommodation Vessel（AC）

建設支援船（重量物起重船）

Construction
Vessel（ CV ） （ Or Heavy Lift
Vessel）

潜水支援船

Diving Support Vessel（DSV）

高機能アンカーハ ン
ドリングサプライ船

HighEnd
AnchorHandling
Tug
Suply
Vessel （High End AHTS）

重量物運搬船Heavy
Transport
Vessel （HT）

パイプ敷設船Pipelay Vessel （LAY）

多目的支援船Multipurpose
Support
Vessel （MSV）

パイプ埋設/溝堀船

Pipe Burial & Trenching
Vessel （PBT）

坑井刺激介入船

Well
Stimulation/Intervention
Vessel （WS）

概要
オフショア設備の設置、開発に際して必要な人員に対する宿泊を提供する船。バージ、
セミサブ、通常の船舶と同じ形状のこともある
様々な水深 で複数の役 割を果たすこ とができるように設計されている。主として、オフシ
ョアでの建設作業、構造物の持ち上げ、パイプの敷設などにも使われる。大型のクレーンを備えている。
検査・修繕・メンテナンスや、プラットフォー
ム の設 置 、 撤 去 など の 際 に 必要 と な る潜 水業 務 の た め の船 で 、 ROV そ の 他 の 特 殊 な機器を備える。
通常の AHTS のうち、10,000bhp で、掘削機を船から水中に入れるための穴（ムーンプール）を備えているもの。
オフショア構造物のトップサイド、モジュール
や、リグ、バージなどの重量物を運搬するための船。
パイプの敷設を主な目的として建造された船で、バージ、船舶の形状のものがある。パ
イプ敷設方法（S-Lay, J-Lay など）により能力や搭載されるリールやタワーが異なる。
潜水支援、海中作業支援などの複数の業
務 に 使 用 さ れ 、 ク レ ー ン 、 ROV 、 ダ イ ナ ミ ックポジショニングシステムなどを備えた船。
AHTS を改造してクレーンを備えたりすることもある。
海中のパイプラインを保護するために（特に浅瀬の場合）パイプラインをカバーする作業を行う船。
坑井刺激とは、坑井内から坑井周辺の採取
層 に人 為 的 に 変 化 を起 こ さ せ 、生 産 能 力 の向上を図ること。坑井介入は、地上から坑井内に機器を降下して行うあらゆる種類の坑 井 作 業 の 総 称 29 。 こ う し た 作 業 に 使 わ れるのが坑井刺激介入船で、海中作業用の様々な機器が搭載されている。

2 9 石油開発時報 No. 157（08.05）

26－ 27 －

用途の種類（需要サイド）
検査・修繕・メンテナンス

Inspection, Repair andMaintenance （IRM）

ライン設置

Line Install

パイプ埋設/溝堀Pipe Burial & Trenching （PBT）

プラットフォーム設置

Platform Install

プラットフォーム撤去

Platform Removal

一点係留Single Point Mooring （SPM）

海中設置

Subsea Install
出所：Specialist Vessels Market Report to 2014, Infield, 2010 より作成

このうち特に重要性が高いと考えられるパイプ敷設船、建設支援船（重量物起重船）、多機能船について概要を説明する。
(1) パイプ敷設船 3 0海底にパイプを敷設する方法としては主に、S-Lay 方式、J-Lay 方式および Tow-in
方式の 3 つがあり、パイプ敷設船を使って行われる。
①Tow-In 方式によるパイプラインの設置
Tow-in（けん引、曳航の意味）による設置では、その名前が示すとおり、パイプは浮揚モジュールによって水中に吊り下げられ、1 隻または 2 隻のタグボートによって設置予
定地へけん引されていく。現場に到着すると、浮揚モジュールを外すか、あるいはパイプ
中に注水してパイプをゆっくりと海底へと沈めていく。

3 0 Rigzone ウェブサイト

27－ 28 －

写真

水上曳航（surface tow）によるパイプラインの設置
出所：Rigzone ウェブサイト

②S-Lay 方式によるパイプラインの設置
S-lay 方式でパイプラインを設置する場合、敷設船が前進するにつれてパイプは船体から水中に緩やかに繰り出されていく。船尾から水中に入ったパイプは、海底の「着地点」
もしくは最終的な海底の設置位置に到達するまでは、下向きに湾曲したままになる。船上でさらにパイプが溶接でつなげられ、それが水中へ繰り出されていくと、一つながりのパ
イプは水中で「S 字」形に撓んだ状態になる。

図 2- 8

S-Lay 式 パイプ敷設
出所：Rigzone ウェブサイト

28－ 29 －

敷設船の船尾には、繰り出されるパイプを支えかつ水中のパイプの湾曲度を制御するためのスティンガーと呼ばれる長さ 300 フィート（91 メートル ）ほどの構造物が付設されている。パイプ敷設用バージのなかには、水深に応じてスティンガーの長さを調節できるようになっているものもある。

写真

S-lay 方式でスティンガーの上を水中へ送り出されるパイプ
出所：Rigzone ウェブサイト

S-lay 方式での作業中は、パイプに適度な張力を持たせておく必要がある。パイプが座屈しないように、テンション・ローラーや推進力を調節して張力を維持する。S-lay 方式
では、水深 6,500 フィート（1,981 メートル ）まではパイプを敷設でき、また、1 日に敷設できるパイプ延長は 4 マイル（6 キロメートル ）に達する。
③J-Lay 方式によるパイプラインの設置
S-lay 方式による敷設で支障となっていた点が改良された J-lay 方式では、水中に送り込むパイプラインの角度をほぼ垂直に近づけてあるため、パイプにかかる応力が少なくなっている。パイプは船上に設けられた背の高いタワーから吊り下げるようにして水中へ差し込まれる。湾曲が 2 箇所で生じる S-lay 方式と異なり、J-lay 方式では、水中のパイプ
ラインは横から見ると「J 字」形を保つようになる。
29－ 30 －

図 2- 9J-Lay 式パイプ敷設
出所：Rigzone ウェブサイト

パイプにかかる応力が軽減されたことで、J-Lay 方式はより水深の大きい水域でもパイプラインを敷設できる。また、J-Lay 方式で敷設されるパイプラインは、S-lay 方式で敷設されるものと比べて、より大きな動きや水面下の潮流などにも耐えることができる。

写真：J-Lay 方式のパイプ敷設船 S7000
出所：Rigzone ウェブサイト

30－ 31 －

こうしたパイプ敷設業務に使われるパイプ敷設船には主に 3 種類ある。まず、J-lay 方
式や S-lay 方式のバージがある。溶接ステーションと揚重用クレーンを船体上に備えており、40 または 80 フィート（12 または 24 メートル ）のパイプの溶接を風や水に影響されない閉鎖環境で行うことができる。この種のバージでは、パイプは 1 度に 1 セクシ
ョンずつアセンブリー･ライン方式で敷設される。
一方、リール式バージは、パイプを巻き付けるための垂直または水平方向のリールを有している。リール式バージは、小径のパイプやフレキシブル･パイプの設置に使用される。
水平リールのバージは S-lay 方式でパイプ敷設を行うが、垂直リールのバージは S-lay
方式と J-lay 方式のどちらでもパイプラインを設置することができる。

写真：垂直リールを備えたバージ
出所：Rigzone ウェブサイト

リール式バージを使用する場合、設置コストを下げるために、パイプの各セクション同士間の溶接は陸上で行われる。リールに巻き取られたパイプは、リールごとドックで船に積み込まれ、設置現場でリールから送り出されて敷設される。リールからすべてのパイプが送り出されるとバージは、再び岸壁へ戻って別のリールを積み込むか、あるいは一部の
バージはクレーンを備えており、輸送船が運んでくる新しいリールを受け取り、空のリー
ルを戻すことで時間や経費の節約を図っているものもある。

31－ 32 －

(2) 建設支援船（重量物起重船） 31
海洋での様々な建設に使われる船で、合計揚重能力が何百トンにも達するクレーン大型
ク レ ー ン を 備 え 、 非 常 に 重 量 の 大 き い も の を 扱 う た め 、 重 量 物 起 重 船 （ Heavy Lift
Ship）、あるいはクレーン船とも呼ばれる。これらの船舶は超重量貨物を簡単に吊 り上げ、また最大 100 メートル超の長尺貨物を主甲板上に載せて運ぶこともできる。箱型をした船倉は、手を加えて複数の甲板に変えることもできる。この種の船は、オフショア石
油ガス開発プロジェクトに使う貨物や機器を丸ごと運搬するのに適した船舶である。
「重量物起重船」は、重量物または大型貨物の運搬用にも使われる。完全組立式プラン
トおよび／もしくは機器の一括またはモジュラー方式による運搬の需要が拡大するなか、その需要を満たすのがこれらの船舶である。重量物起重船の大半は、多岐にわたる貨物を扱える自立型の船舶である。この種の船は、構台（ガントリー）や伸縮式の補助クレーンを装備に加えて、従来型のロールオン・ロールオフ用の積込み／陸揚げに対応させることもできるし、また、水上で積み下ろしを可能にするために半潜水能力を持たせることもできる。なかには、複数車輪と自走能力を加えて陸上も移動可能にして、貨物の製造地から最終目的地までの運搬を 1 台でこなせる運搬装置に改造しているオペレータもいる。
「heavy lift ship」という用語は曖昧である。ある定義では、heavy lift ship とは、屋根のない広いデッキを水面下かなり深くまで沈ませ、その上に別の船舶を移動させてきて、甲板上に設えられたドライドック様の構造物の上にその船舶を載せることができるように設計された外航船のことを指している。そして、バラスト・タンクから水をポンプで排出することによって甲板が水面上に浮かび上がり、ちょうど浮体式ドライドックのように他船舶を甲板上に載せることができ、さらに、そのままの状態で目的地まで運搬することができる。この種の船舶は、より正確にはフロートオン・フロートオフ（FLO-FLO）船とも呼ばれることがある。
また別の定義によれば、heavy-lift ship は、重く嵩張る物体を積み下ろしできるように特別に設計された船舶であると定義される。典型的なものとしては、1 回に 100 トン
を超える重量を揚重できるようなブームを持つものが想定されている。このような船の場
合は、「クレーン船」とも呼ばれる。「クレーン船」の任務は、海上や、あるいは積み下ろし設備が皆無か不十分な港などで非自立型の貨物船からコンテナその他の特大の貨物を荷揚げすることである。
石油･ガス産業からの需要の拡大にともない、この種の船の受注数は増加している。これらの船舶では、1 基 800 トンを超えるクレーンを使ったリフトオン･リフトオフ方式による重量物の運搬や陸揚げに使用されている。

3 1 Globalsecurity ウェブサイト

32－ 33 －

写真：建設支援船
出所：Nautic Expo ウェブサイト

（3） 多目的支援船
多目的 支援 船は、複数の役割 を果たすた めに 、「接続すればす ぐ使 えるような（plugand play）」機器を備えた設計となっているのが一般的である。これらの支援船が行う業務としては、海上救助活動の支援、タンカー支援、曳航、油田支援ならびにデッキ貨物
や「液体」貨物からリグや生産プラットフォームの陸揚げなどがある。また、石油ガス田
でのスタンバイ作業用の装備を設けることもできる。
石油･ガス産業向けには、主として補給や一般的な支援、建設支援、保守支援、および水中パイプラインの点検などを行う。また、2 次的な役割としては、プラットフォームでの消火作業や冷却作業、汚染防止のための油処理剤の散布作業、ならびにスタンバイ作業や救助活動などが含まれる。潜水支援船の機能を備えていることもある。
「緊急支援・坑井改修船」（FSIV）は、作業員運搬／補給用の高速船である。この船は、石油産業のために重量物を運搬するばかりでなく、海上における消防船や救助船としても活動する。
「 多目 的 補 給 船」 ［MPSV ］は 、 油 田に お け る非常 に 多 岐に わた る 保 守業 務 が 確 実に遂行されるようにするための汎用船である。これらの船が提供する機能としては、自動船位保持、防火活動、深層海洋における作業、プラットフォーム用ヘリコプター、機器・人員の大量運搬能力などといったものがある。
「潜水支援船」は、職業ダイバーによるプロジェクトを支援する船舶である。こうした潜水支援船の需要が生まれたのは、業界の歴史によれば、石油生産プラットフォームが北海やメキシコ湾で見られるようになった 1960 年代および 1970 年代である。海洋での石油･ガスの生産計画の数が増加するにつれて、船舶オーナーやオペレータ各社は、潜水活動とそのシステム機器のためにデッキ上の貴重なスペースを使わせることに次第に関心を持つようになり、これが移動式石油掘削プラットフォーム、バージなどから潜水作業を行うという初期の傾向の発端となった。「潜水支援」船の機能としては、まず、トランスポ
33－ 34 －

ンダや多方向推進器を使って潮流や風の大きさを把握しながら潜水場所で行う動的船位保持がある。次に、加圧下での窒素による麻酔作用を回避するために船内に設置されている
飽和潜水システムがある。釣鐘形潜水器は、この飽和システムと、遠隔作業機（ROV）
その他の重量作業機器などのシステムによって支援される作業現場のダイバーとの間を結ぶ橋渡し的な役割を果たすものである。
2.2
海洋構造物・オフショア作業船の建造推移と見通し
2.2.1 掘削リグ
（1） 建造推移と見通し
2005 年以降、エネルギー企業各社がより収益性の高い潜在石油ガス田を求めて水深の深い地域へ関心を向けていったが、海洋掘削業界は大水深用および超大水深用リグに従来十分な投資を行ってこなかったため、需要に応えることができなかった。また海洋掘削業
界が石油ガス探査のための十分な掘削機器を持っていなかったため、本来できたはずの深海権益の探査や評価作業が大幅に制約されることととなった。リグを奪い合う激しい競争が起き、その結果、最も性能の高いリグのデイ･レート（1 日の借り賃）は、数年の間にほぼ垂直の軌跡を描いて 1 日 150 万米ドルから数年のうちに 600 万米ドル／日へと跳ね上がったのである。このような需要の急激な高まりを招いた主な要因は、2002 年にはバレル当り 26 米ドルが 2008 年には 100 米ドル／バレルに達した石油価格の高騰であった。
どの点から見ても、2004 年以後は、リグへの投資を行う環境としては完璧な条件を備えていたと言える。資産獲得競争は激しさを増していたし、石油価格は絶え間なく上昇し続けており、融資も簡単に利用可能であった。実際、2008 年後半までは、リグ保有数の拡大の唯一ともいえる阻害要因は、造船所の建造能力が不足していたことだけであった。
そうした状況のなか、石油ガス開発会社がこぞって新規のリグを発注しており、また、リグオペレータも建造すればすぐにでも稼働先が見つかるとの投機的観測のもと建造を続けていた。ところが、そうした急速な伸びは、特に超大水深用リグでは必要であったにしろ、
2008 年後半に市場を揺るがせた急激な経済的下降の影響を他では考えられないほどまともに受けてしまったのである。
実際、この新規リグの狂乱的な建造ブームの只中に、世界経済はメルト･ダウンへと突入していった。海洋石油産業を襲ったその後の連鎖反応は、2 重の意味で業界を傷め付けた。まず、融資資金へのアクセスが干上がり、それに伴い、オペレータ各社も自らの抱えるプロジェクトのための資金調達に苦しむこととなった。第 2 に、世界経済の収縮は、エネルギー需要の急激な減少を意味し、石油価格も 2008 年夏の 147 米ドルから、2009
年 1 月には 35 米ドルへと暴落した。こうした悪条件により、多くの石油会社はそれまでの資本支出の契約を見直すこととなり、その結果、2009 年にはあちこちの会社でサプラ
イチェーン・マネジメントとより積極的なコスト交渉が広く見られるようになった。この結果、2009 年を通してあらゆる種類のデイ･レートや稼働率が 2008 年のピークから急速に下がった。
2010 年に入ってからは、メキシコ湾の事故とそれに続く米国の深海油田の開発凍結措
置で、掘削業界はピンチに陥り、ナスダック上場のシーホーク・ドリリングは破綻、米連邦破産法 11 条の適用を申請するに至った。しかし、2010 年後半からは新興国を中心と
34－ 35 －

する景気の急速な回復、年末からは中東情勢の悪化、さらには日本の原発事故による原発離れの可能性などの要因もあり、油価は 2011 年 3 月 23 日現在、1 バレル 100 ドルを超えている。オペレータ各社も自信を回復させ、2010 年の探鉱･生産の資本支出も従来予想された水準を上回るようになっている。こうした上向き傾向を裏付ける兆候が次第に形をとって現われ始めている。
（2） 建造国・建造量
ここでは、海洋掘削リグのうち、ジャッキアップ、セミサブ、掘削船について分析する。
①ジャッキアップ専門誌 Rigzone のデータベースに掲載されているジャッキアップ式のリグは建造中のものを含み、2010 年 12 月現在、523 基あり、そのうち 158 基が米国建造、153 基がシンガポール建造となっており、この 2 カ国で 60％を占める。また、米国建造のものは1980 年代が 75 基とピークを向かえ、2000 年代には 20 基建造されているが、シンガポ
ールよりも少ない。シンガポールでは、2000 年代に 56 基と建造数がピークとなっている。ジャッキアップ式リグの建造拠点が米国からシンガポールに移っていることがわかる。
その他建造数が増えている国は、中国、アラブ首長国連邦などである。

80
70

米国
シンガポール

60

日本

50

中国
UAE

40

フランス
スコットランド

30

ブラジル

20

カナダ
その他

10
0
1950s

1960s

1970s

図 2- 100

1980s

1990s

2000s

2010s

ジャッキアップ・リグの年代別建造国
出所：RigZone データベースを元に作成

35－ 36 －

表 2- 2
建造国
米国
シンガポール
日本
中国
UAE
フランス
スコットランド
ブラジル
カナダ
その他

1950s

ジャッキアップ・リグの年代別建造国

1960s
6

1970s
47
24
7

1
9
1
2
7

2

1

1980s
75
45
43
6

1

1990s
4
7

2000s
20
56

2010s
6
21

12
3

12
12

11
8
9
41

2
5

5

12

合計
158
153
50
30
15
12
11
11
11
72

出所：RigZone データベースを元に作成②セミサブ・リグ専門誌 Rigzone のデータベースに掲載されているセミサブ式のリグは建造中のものを含み、2010 年 12 月現在、222 基あり、ジャッキアップ式と同様、米国が最も多くシンガポールが第 2 位となっている。しかし、ジャックアップ式は米国とシンガポールで全体の 60％を占めていたが、セミサブの場合は両国の合計シェアは全体の 31％で、韓国や日本も健闘している。年代別にみると、米国建造のセミサブ・リグは 1970 年代に建造され た も の が 最 も 多 く 、 こ れ に 対 し て シ ン ガ ポ ー ル で は 2000 年 以 降 が 多 い 。 韓 国 で は1980 年代から建造されており、2000 年以降も建造している。日本では 1980 年代に 14基建造されて以降は、ほとんど建造されていない。また、2000 年以降、中国での建造が伸びている。

25

20

米国
シンガポール
韓国

15

日本
ノルウェイ
フィンランド

10

中国
フランス
その他

5

0
1950s

1960s

1970s

図 2- 111

1980s

1990s

2000s

2010s

セミサブ・リグの年代別建造国
出所：RigZone データベースを元に作成

36－ 37 －

建造国
米国
シンガポール韓国
日本
ノルウェイ
フィンランド
中国
フランス
その他

1950s

表 2- 3

セミサブ・リグの年代別建造国

1960s

1970s
22
1
7
14
6

0

1
0

3
9

1980s
3
2
16
14
5
6
1
4
17

1990s
8
1

2000s
3
15
9
1
2

2010s

3
3
3

9

15
6

1

5

7

合計
36
33
32
22
21
13
13
11
41

出所：RigZone データベースを元に作成③掘削船
専門誌 Rigzone のデータベースによると、掘削船は建造中のものを含め、2010 年 12月現在で 91 隻あり、その 64％は韓国で建造されており、韓国が圧倒的に多い。日本でも 1970 年代、80 年代に建造されていたが、それ以降は建造されていない。「その他」に 含 ま れ る 2010 年 代 の 2 隻 は 中 国 で の 建 造 に よ る も の で 、 １ 隻 は 韓 国 の STX
Corporation の大連造船所で、もう 1 隻は COSCO 造船の大連ヤードで建造中である。

40
35
韓国

30

日本

25

オランダ

20

シンガポールフィンランド

15

スペイン

10

その他

5
0
1950s

1960s

1970s

1980s

図 2- 122

1990s

2000s

2010s

掘削船の年代別建造国
出所：RigZone データベースを元に作成

37－ 38 －

表 2- 4
建造国
韓国
日本
オランダ
シンガポールフィンランド
スペイン
その他

1950s

0

1960s

0

掘削船の年代別建造国

1970s

1980s

6
2

1
1
1
3

5

2

1990s
4

2000s
15

1
2

1
1
1

2010s
39

2
2

2

合計
58
7
4
4
3
3
12

出所：RigZone データベースを元に作成（3） 建造需要①建造についての見通し
過去 5 年間の建造ブームにもかかわらず、リグの新規建造入札は依然として続いている。業界で注目している新規建造は、ペトロブラスによる 28 基のブラジル製リグの入札である。入札は何度か延期された後、ようやく 2011 年 2 月に最初の 7 基（掘削船）が、現代重工が出資する Estaleiro Atlântico Sul （EAS）ヤードが合計 46 億 3,700 万米ドルで受注した。最初の掘削船は 2015 年から稼動する予定である 3 2 。
わずか 5 年間という比較的短い期間に掘削市場は 180 度の方向転換を経験してきた。
2006 年時点で最初に予想された利用可能設備の払底は、今や多くの部門で供給過剰の状態に陥っている。この下降傾向が最も早く感じられたのは、チャーター期間が比較的短くかつ掘削業務運営のために債券ベースの資金調達が一般的で、そのため 2009 年の実績がまともに逆風を受けたのは浅海域リグ市場であった。大水深部門も同様にマイナスの影響を受 けたが 、そ の回復力は速 かっ た。 しかし、新規 建造 分や 現行チャーター分が今後 2年間で市場に入ってくることを考えれば、この市場にも将来への見通しが利かない状況は依然として残っている。とは言うものの、探鉱活動の基本的な推進要因は、しっかりと根付いており、また、石油価格の高止まり、堅調なエネルギー需要そして資本市場の流動性の高さを背景にしたこの分野でのますます勢いづく活動によって、掘削業界の各市場は堅調に推移するものと思われる。
2.2.2 浮体式生産設備（1） 建造推移と見通し
金融危機後の経済的混乱や石油価格の乱高下があったにもかかわらず、浮体式生産設備の市場は依然として堅調な活気を呈している。2009 年には資本支出の落ち込みが見られたが、2010 年から 2014 年までは安定した成長が予想される。
浮体式生産設備の設置台数の歴史的な推移状況を見てみると、それが各地域固有の環境
およびインフラ面の特性や推進要因によって影響されていることがわかる。当初、浮体式
プラットフォームは、パイプラインその他の必要なインフラが十分でないために従来の固

3 2 11 February 2011

AE Brazil Newswire

38－ 39 －

定式生産プラットフォームでは莫大な費用がかかる地域での、石油の貯蔵用に採用されていたものである。こうした設備がはじめに設置されたのは、主に中東、西アフリカおよび
東南アジアの浅海域で、その設備もほとんどが船舶改造型設備が一般的であった。生産施設を備えた最初の浮体式プラットフォームの Poleng FPSO バージがインドネシアの沖合に設置されたのは、1978 年になってのことである。
この時期以降、浮体式生産設備市場は、様々な技術やプラットフォームが様々な地域で覇を競うように登場したことによって世界的規模で一大成長を遂げた。
今日でもアジア地域では依然として数多くの浮体式生産設備が設置されている。アジア
地域には、炭化水素の輸送に必要な付帯サービス付きのインフラを備えていない遠隔地の油田が数多く存在している。そうした地域のそれぞれに長いパイプラインを引くことは費用的にも不可能であるため、浮体式の貯蔵･積出施設（FSO）が必要となるのである。それとは対照的に、開発の進んだ海盆である米国領域内のメキシコ湾における浮体式生産設
備市場は、大きく異なる。米国領域内のメキシコ湾では過去長年にわたり生産が継続的に行われており、何千本ものパイプラインが沖合のプラットフォームと陸上ターミナルを縦横に結んでいる。この高度に発展したパイプラインシステムは、米国領内のメキシコ湾の大深度プレイで生産を活発に行っているオペレータ各社によって利用されている。これは、米国の浮体式生産設備では、生産物をポンプによりパイプラインを介して陸上へ輸送するに先立って、原油を（貯蔵庫に貯蔵せずに）生産および処理するのが一般的であることを表している。実際、この地域で貯蔵と積出の施設を持つプラットフォームとして配備されているのは、ペトロブラスの BW Pioneer FPSO のみである。このように、米国においては、浮体式生産設備市場を推進する第一の要因は、大水深であり、設置設備は通常は生産と処理を行い、貯蔵を行う必要はない。
開発が進んだもう一つの海盆である北海では、浮体式生産設備の多様性がさらに進んでいる。ただし、スパー式プラットフォームは少ない。
（2） 建造国・建造量
世界的な供給能力という観点から見た場合、東アジアおよび東南アジアは、浮体式プラットフォーム市場では一大供給地域となっている。これらの地域、特に韓国とシンガポー
ルは、世界的な基準から見ても最大級かつ最も生産性の高い造船ならびに建造ヤードを有する。特に、シンガポールの造船所、なかでもセムコープマリン社のジュロン造船所やケッペルグループのケッペル造船所などは、施設の面積や新規建造トン数という点では比較的小規模な造船所であるにもかかわらず、かなり多くの件数の FPSO 改造工事を受注する実力を持っている。また、こうした FPSO の新造により注力している造船所の大部分
は、韓国ならびに近年力をつけてきている中国の大規模造船所である。
浮体式プラットフォームの船体とトップサイドを供給できる造船所は、より大規模で装備の充実した造船所および建造ヤードに限られることから、オペレータおよびリース各社の発注戦略は、固定式プラットフォームの場合とはかなり異なる。その理由の一つは、浮体構造のサイズが従来のものより大きくなってきているという事情もある。比較的小規模
で経験も少ないヤードでも建造できる固定構造のジャケットとは異なり、浮体式設備の船体部分の建造にはより広い作業面積、通常はドライ・ドックが必要になるが、そうした施
39－ 40 －

設は簡単かつ安価に建設できるものではない。これがこの市場への新規参入をより難しいものにする要因となっており、相対的に経済力が弱くまた経験の少ない国が市場参入することは難しい。その結果、供給ベースの集中化をもたらしている。こうした供給ベースの寡占化は、浮体構造の建造段階に付随する諸リスクを考慮すると、その傾向はさらに進むものと考えられる。というのは、オペレータとリース各社は、船舶設備の引渡しが遅れた
場合、それが予算で想定した範囲内であるにせよ適切な基準内であるにせよ、損害を蒙ることになるからである。したがって、より豊富な経験を持つヤードに建造を発注してリスクを最小限に抑えることになる。
多くの国、特に西アフリカの国々では、現地調達率（ローカル･コンテンツ）をより高めて地元の企業により多く建造に参加させようとする動きが進みつつある。しかし、そうした企業は経験や能力といった面で必要とされる条件を十分に満たしていないケースが多く、オペレータが浮体式生産設備の建造を外国の造船所に発注する状況は現在も依然として続いている。2006 年 10 月 13 日に発布されたナイジェリア現地調達局の指令では、「すべての FPSO 発注契約はトップサイドの結合をナイジェリア国内で実施することを条件に入札を行うこと。FPSO のトップサイドのモジュールの組み付けについては、少なくとも総トン数の 50％はナイジェリア国内で行わなければならない」と定められている。しかし、ナイジェリアのこの指令では、「すべてのコンクリート製バージおよびコン
クリート製の浮体式プラットフォームは国内で建造すること」と定めているが、船体をコンクリートを使って建造しない限り、浮体式構造の船体部についての契約方法に関しては
特に制限を課していない。現実には、こうした規則はオペレータ、そしてナイジェリアの組み立て請負業者にとっても厳密に遵守することが極めて難しいものであり、そのため、
FPSO のトップサイドの組み付けは 2006 年以降も依然として海外の造船所で行われているのが実状である。たとえば、2009 年第 1 四半期に生産開始に漕ぎ着けた Akpo FPSOの建造契約は、Technip 社と現代重工のコンソーシアムが落札しているが、この浮体式構造の船体部は、韓国・木浦（モッポ）にある現代重工の造船所で建造されたものであり、
一方、トップサイドの建造と組み付けは韓国の蔚山（ウルサン）で行われている。実際には、（プロジェクト開発全体に対して）延べ約 1500 万時間にものぼるエンジニアリングと建造作業がナイジェリア国内で行われたにもかかわらず、作業全体の大部分は韓国内で完成されたものである。Akpo FPSO のオーナーであるトタル社は、従来から自社の浮体式生産設備の建造契約を現代重工に発注しており、Usan FPSO も 16 億米ドルで現代重工が受注している。
浮体式プラットフォームはこのように建造できる国･ヤードが限られており、どの地域のオペレータやリース会社の発注においてもアジアの造船･建造ヤードが中心的な役割を果たしている。ただし、その例外は中東とカスピ海で、これらの地域では、小型の浮体式
プラットフォームのほとんどがルーマニアの Aker Tulcea 社と Braila 社ならびにロシ
アの Astrakhanskyi Korabel 社によって建造されている。また、ブラジルでも現地調達の引き上げを狙い、国内での建造能力を高めている。
浮体式プラットフォームの建造に関して言えば、アフリカ、アジア、オセアニア太平洋
諸国、ヨーロッパ、中南米、そしてある程度までは北アメリカも含めてすべて、東アジアと東南アジアに依存している。アジアの造船所、特に、中国の造船所は、他の建造能力を40－ 41 －

持つ地域にドライ･ドックや受注余力が無いために、浮体式プラットフォームの船殻の建造契約を受注することが多くなっている。これは言い換えれば、浮体式プラットフォームのトップサイドは、設置対象となる国で建造されていることを意味し、それだけ現地調達
率の引き上げに貢献していることになる。しかし、一部の地域では、依然として浮体式プ
ラットフォームのトップサイドを建造するために必要なインフラや能力が十分でないところもあり、そのような場合は、トップサイドに加えて船体部の契約についても海外の造船所が請け負う。こうした状況は西アフリカ地域において顕著に見られ、この地域で稼働するプラットフォームの建造作業のほとんどはアジアの造船所で行われているのが実状であ
る。

北米

アフリカ

アジア

中東

南米

オセアニア
太平洋諸国

欧州

欧州

南米

中東

アジア

北米

設置地域

図 2- 133

浮体式設備に関する地域間の供給依存関係

出所：Floating Production Market Update Report to 2014, Infield, 2010

なお、リグと異なり、オフショア生産プラットフォームについては建造国のデータをまとめたものがない。オフショア生産プラットフォームのオペレーターは、所有するプラットフォームのデータをウェブサイトなどで公開しており、搭載されている設備の情報は掲載されているが、建造国、建造ヤードが掲載されていることは少ない。なお、前述のように、一般的にタンカーなど FPSO への改造はシンガポールが多く、FPSO などをゼロから建造するのは韓国が多い。また、SPAR や TLP などのように船殻を必要としないプラットフォーム、またトップサイドに組み込まれる、機器などが入ったモデュールは、欧州の エ ン ジ ニ ア リ ン グ 会 社 の 建 造 ヤ ー ド で 建 造 さ れ る こ と も 多 い よ う で あ る 。 Offshore
Technology Magazine の 2010 年に発表しているデータでも、全ての生産プラットフォームについての情報が網羅されているわけではないが、参考までに分析結果を下記のとお
り記す。

41

－ 42 －FPSO
Offshore Technology Magazine の 2010 年のデータによると、稼動中、建設中、改造中の FPSO は、稼動していないものを含み 186 隻のリストが発表されている。このう
ち改造船か、新造かが判明しないものもあったが、情報が判明している範囲では、タンカーなどから改造された FPSO104 隻のうち、36 隻はケッペル、25 隻はセムマリングルー
プのジュロン造船（18 隻）あるいはセンバワン造船（7 隻）が占める。次いで多いのはドバイの Drydocks World（8 隻）、中国の Cosco グループ（5 隻）で、シンガポール
勢が圧倒的に多いことがわかる。また、新造船のうち情報が判明した 59 隻についてみると、船殻（ハル）の建造はサムソン重工の 12 隻、現代重工の 8 隻、大連造船の 4 隻がト
ップ 3 社で、その他は欧州、日本、シンガポール、中国、観光の造船所がそれぞれ 1～3
隻づつとなっており、船殻の建造は分散化しているといえる。トップサイドの建造には多くの企業が関わるので、分析が難しいが、現代重工が 6 隻で単独では最も多い。その他に は 欧 州 の ア ー ケ ル 、 米 国 大 手 の McDermott の 名 前 が 挙 が っ て い る ほ か 、 Sevan
Marine, MODEC などの FPSO オペレーターの名前も見られる。FPSO オペレーターが自社技術で設計は行い、建造の監督を行いながら実際の建造そのものは各国の造船所や建造ヤードに委託しているものと思われる。
表 2- 5FPSO の改造・新造船ヤード

改造
造船所

新造船（ハル）
件数

造船所

件数

Keppel36

サムスン重工12

Jurong （SembCorp Marine 子会社）

18

現代重工

8

Drydocks World Dubai

8

大連造船

4

Sembawang （SembCorp Marine 子会社）

7

上海外高桥

3

COSCO

5

CIMC Raffels

3

MMHE

3

大宇造船

2

その他

27

Harland & Wolff

2

合計

104

石川島播磨

3

青島北海造船2Keppel

2

日立造船

2

その他

16

合計

59

出所：Offshore Technology Magazine データより作成

SPAR
Offshore Technology Magazine のデータによると、SPAR は 19 基しかなく、建造ヤードは、ハル、トップサイド双方とも、マレーシアの MMHE が１基建造している以外
は、欧米系のエンジニアリング会社が建造している。

42－ 43 －

表 2- 6
ハル

SPAR の建造ヤード
トップサイド

組み立て

J.Ray McDermott

9Technip

13

Technip

11

Gulf Island
Fabrication
Gulf Marine
Fabricators
Malaysia Marine &Heavy Engineering（MMHE）KBR

4

J.Ray McDermott

3

Technip/ Kiewit

1

2

Gulf Island
Fabricators
Malaysia Marine &Heavy Engineering（MMHE）

2

J Ray McDermott

3

1

Gulf Island
Fabricators

2

Malaysia Marine &Heavy Engineering（MMHE）
Litton Ingalls
Shipbuilding
（USA）

1

1

1

Aker

1

Kiewitt Offshore

1

1

出所：Offshore Technology Magazine データより作成

TLP
Offshore Technology Magazine のデータによると、TLP は 24 基しかなく、建造ヤードは、ハル、トップサイド双方とも、欧米系のエンジニアリング会社と韓国勢、及びケ
ッペルグループも一部建造している。
表 2- 7
ハル

TLP の建造ヤード
トップサイドJ. Ray McDermott
Gulf Island
Fabricators
サムスン重工Kiewit Offshore
Services
Heerema2

Gulf Marine

2

Omega Natchiq

1

アセンブリー

6

Belleli Offshore

53

サムスン重工52

大宇造船
Gulf Island
Fabricators
Keppel FELS

2

4

3

Heerema
Gulf Marine
Fabricators
J. Ray McDermott

2

Aker Gulf Marine22

サムスン重工2

Dragados Offshore
HighlandFabricators Far

1

Keppel FELS

1

1

不明

4

McDermottScotland Ltd.
Keppel Brafels

1

J. Ray McDermott

1

1

Keppel Amfels

1

Keppel FELS

1

Keppel Brafels

1

Aker Stord

1

Signal International

1

Aker Gulf Marine

1

不明

1

不明

1

8

3

出所：Offshore Technology Magazine データより作成

43－ 44 －

（3） 建造需要
タイプ別の分析
浮体式生産プラットフォームの多くは、4 つの設計概念、即ちセミサブ、船舶型 FPSO、
TLP（緊張係留式プラットフォーム） 3 3 およびスパーのいずれかである。各設計概念はそれぞれ固有の長所と短所を持っており、その選択基準は、坑井の数、生産対象物が液体か
ガスか、あるいはその両方などといった油田の条件によって決められる。
セミサブは、その中に掘削機器を組み込むことができ、また、大きなデッキスペースを持てるとともに、数多くのライザーを容易に収容することが可能であり、かつ動きに対する反応にも優れているが、貯蔵能力や坑井へのアクセスの容易さなどについては限られた性能しか有していない。
逆に、FPSO の場合は、大きな貯蔵容量と広いデッキ空間を確保でき、一つの油 田での稼働期間が終了した後でも簡単に他のプロジェクトへ流用することができる。ただし、抗井へ直接にアクセスすることはできない。
FPSO は比較的穏やかな海域であっても波の方向には敏感である。そのため、より安価な多点係留システムで済ませられる西アフリカなどのような極めて静穏な環境以外では、
タレットやスイブル・システムなどの使用が必須となる。最新のスイブル設計では最大限
100 本までのライザーを収容することができ、また過酷な環境における信頼性も立証されている。
TLP は、掘削施設を持つこともでき、抗井に対するアクセスも良好で、従来型のスチール製ライザーを使用することができるが、その設計にはコストがかかり、石油の貯蔵設備を持たず、使用可能な水深やデッキ積載量に制限があるという弱点がある。
SPAR も掘削機器を収容でき、抗井へのアクセスも良好で、従来型のスチール製 ライ
ザーも使え、水深の深い地域でも操業できる。しかし、貯蔵能力には限界があり、デッキの積載能力もあまり高くなく、収容可能なライザーの本数も限定される。さらに、過酷な環境での操業を念頭において設計されていない。
その他の浮体式設備には、上記以外のすべての浮体式生産設備、たとえば、FPS バー
ジやその他の船舶式およびセミサブ浮体式設備が含まれる。
浮体式生産システムは、その台数と建造支出額の面で過去 10 年の間は着実な伸びを見せている。過去 5 年に限って言うと、大水深および超大水深油田の開発が増加したことを受けて、この面での成長率は従来にも増してさらに加速している。
浮体式プラットフォームの設置の推移状況は、各地域が持つ固有の環境的およびインフ
ラ面の特性や水深要因によって決まってくる。浮体式プラットフォーム設置の主要推進要因についてはすでに前述のとおりで、当初は浮体式プラットフォームは、パイプラインその他の必要なインフラが不十分なために従来からの固定生産プラットフォームを使って極めて高額な費用がかかる地域での石油の貯蔵用に採用されていたが、現在では、その使われ方はより多様化してきている。

3 3 前述のように TLP は厳密には浮体式ではないとされている。

44－ 45 －

今後の傾向としては、米国領内のメキシコ湾を除き、FPSO は今後も世界中で最 も好まれる浮体式生産システムであり続けると思われる。FPSO の設置数は今後 5 年間を見ても全般的には増加し続けると予想される。また、2010 年から 2014 年の間に設置されるプラットフォーム全体のなかで FPSO の占める割合は 60％にのぼるとも予想されている。
2.2.3 オフショア作業船 3 4（1） 建造推移と見通し 3 5
前述のようにオフショア作業船には様々なタイプ、また用途があり、それぞれの船舶設備の機能によって、複数の用途に活用できる、いわば流動的な資産である。つまり、世界のオフショア作業船市場は、需要側の条件に対応するために提供されるさまざまな性能やサービ スに よっ て非 常に 多様 なも のと なっ ている 。こ の市 場を 構成 する もの とし て は 、
2.1.3 の表 2-1 のとおりである。この種の船舶の供給市場は高機能船と低価格船に二極化している。高機能市場の船舶設備は、より複雑、大規模かつ高額なデイ･レートを要するものとして位置付けられたプロジェクト向けであり、一方、低価格帯の船舶設備のほうは、
過去数年間にわたって市場の低迷に苦しんでおり、一部では収入を得るために従来よりもさらに不利な契約条件を受け入れざるを得ない状況にある。
この市場で供給量が多いのは、パイプ敷設船と建設支援船（重量物起重船）で、これらの設備は一般的にデイ･レートも他の船よりも高く、オフショア石油ガス開発には不可欠であると見なされている。また、震探契約分野への参入などに見られるように、専用船オ
ペレータが種類の異なるサービスを満遍なく提供することを目指して事業の多角化をはかるなか、最近では多機能船舶資産（深海潜水船（DSV）／マルチ・サービス船（MSV）
がかなりの伸びをみせている。
現在のところ、この市場における供給量の中で最大のシェアを占めているのは、パイプ敷設船である。パイプ敷設船については今後も増加は見込めるものの、長期的に見た場合、多機能船や潜水支援船としても利用可能な設計の船舶の供給量が増えると考えられる。
多機能型の船舶数が次第に増えてきていることは、広範囲の作業をこなせる設備資産が従来以上に求められていることを反映したものである。船舶オペレータ各社は、複数の市場をまたいで使用可能なより用途の広い設備資産を提供しようと心がけるようになってきている。
オフショア作業船は、既存船の改造、新造船の 2 通りがあるが、新規建造量を見ると、2000 年以降、オフショア石油・ガス産業の拡大及び地域的広がりを見せるなか、船主や船舶オペレーターによる船隊拡充が顕著になった。石油ガス田のオペレーターから提示される船舶のデイ・レートも上昇し、船主や船舶オペレーターの投資意欲が高まった。

3 4 本稿で対象としているオフショア作業船は、Infield 社の Offshore Specialist Vessel レポートに基づくもので、通常の AHTS やバージなどの付加価値の低い船舶は含まれていない。
3 5 Specialist Vessels Market Update Report to 2014, Infield, 201045

－ 46 －

しかし、今後の動向としては、この新造船市場についてはあまり大きな伸びは期待できない。融資資金へのアクセスにも厳しい条件が付けられるなど簡単ではなく、また内部資金で新造船を建造できるオフショア作業船オペレータもほとんどいないことがその背景である。
（2） 建造国・建造量
オフショア作業船の建造国、建造量に関するデータは存在しない。専門誌の Offshore
Technology Magazine が、2009 年 11 月にパイプ敷設船、2010 年 11 月に重量物起重船などの世界で稼働している船舶のリスト、オーナー、オペレーター、仕様の一覧表を発表しているが、そこには建造国や建造ヤードは記されていない。また、オペレーターのウェブサイトに掲載されている所有船隊の仕様書にも、建造国や建造ヤードは掲載されていない。浮体式生産設備と同様、重要なのは船舶に搭載される機器や大型クレーンであると考えられていると思われる。
デスクリサーチから判明した建造国は、パイプ敷設船で 113 隻中 16 隻、重量物起重船で 72 隻中 8 隻でその内訳は以下のとおりである。

表 2-8

パイプ敷設船、重量物起重船の建造国

パイプ敷設船オランダ
ノルウェー
ノルウェー/ポーランド
スペイン
英国
韓国
日本
不明
合計

重量物起重船
8
3
1
1
1
1
1
97
113

日本
シンガポール韓国
イタリア
スウェーデンフィンランド
不明
合計

2
2
1
1
1
1
64
72

出所：Offshore Technology Magazine および各社ウェブサイトなどより作成

なお、日本による建造 3 隻は、三井造船によるもので、1978 年に建造されている。
（3） 建造需要
前述のように、オフショア作業船は多様な種類の船が多様な作業に対応しており、船舶別に需要を見ることは難しい。用途別の需要は、必要とされる隻日で計ることができる。
従来から最も旺盛な需要が見られているのは北アメリカ地域である。2014 年までの期
間にアジアおよびアフリカでもかなりの需要増が見られるとも予想される。

46－ 47 －

2.3

主要建造企業とその設備増強計画について

シンガポール
2.3.1 ケッペルオフショア＆マリン
ケッペル・グループは、シンガポールに本拠を置き、世界 35 カ国に事業を展開している。主な事業は造船・オフショア関連、エネルギー・インフラ関連、不動産、通信などである。
ケッペルグループの造船・オフショア部門を管轄するのが、ケッペルオフショア＆マリン （Keppel O&M）で、2002 年５月にケッペル FELS とケッペル日立造船（99 年 1 月に日立造船シンガポールとケッペル造船所とが合併）を統合して設立された。
シンガポール国内には、造船のケッペル造船、リグ建造のケッペル FELS、小型 の特
殊 船 建 造 の ケッ ペル ・ シ ン グマ リ ン が あ る 。 ケ ッ ペ ル 造 船 は 、本 部 機 能 を有 す る Tuas
Yard 、 Benoi Yard 及 び Gul Yard の ３ ヤ ー ド を 有 す る 。 Tuas Yard は タ ン カ ー のFPSO 及び FPO への改造を得意とするが、掘削船、セミサブ、多目的支援船などの建造にも実績がある。Benoi Yard は旧日立造船シンガポールであり、アジアにおける LNG、
LPG の修繕拠点であるほか、多様な船種の修繕、改良、大型化、改造などを行っている。
Gul Yard は中・小型船の修繕、改造、新造を行っている。
また、世界 20 ヵ所の造船所ネットワークを持ち、そのうち、オフショア石油ガス開発に関連しているのは、次のとおり。
表 2- 8Keppel O&M のオフショア関連造船所、設計会社

オフショア関連
Keppel AmFELS Inc

Keppel FELS BrazilSA

米国

オフショア・リグ建造･修繕
元々は、Marathon LeTourneay の造船所として設立されたが、1985 年に米国企 業に 売却 され 、そ の後 1991 年にKeppel FELS に 売 却 さ れ た 。 ジ ャ ッキアップリグ、セミサブ、掘削バージなどの建造、及び改造・改修も行う。
オフショア・リグ建造･修繕
Keppel FELS Brasil は、南米で最も大 き な 造 船 所 の １ つ 。 2000 年 にKeppel O&M の 100％子会社として設立した。リオデジャネイロに立地。他
社に先駆けてブラジルに進出した造船所として、ブラジルの政府系石油会社
ペトロブラス社とは良好な関係を持っている。2010 年 2 月には、ペトロブラ
スとシェブロンが共同運営するオフショ ア 油 田 向 け の P-61 テ ン シ ョ ン レ ッ
グ・ウェルヘッド・プラットフォーム（TLWP）を受注した。

ブラジル

47

－ 48 －

Keppel Verolme BV

オランダ

Keppel Norway AS

ノルウェー

Caspian Shipyard
Company

Keppel Kazakhstan
LLP

ジャッキアップリグ、セミサブの建造、FPSO 改造、新造船、修繕
1957 年 に 設 立 さ れ た オ ラ ン ダ の 造 船所 。 2002 年 に Keppel O&M が 買 収
し、 Keppel Verolme と なっ た。スコットランドとノルウェーのオフショア
油田に近いオランダのロッテルダムに立地。欧州でも最大級のドックを持つ。

オフショア・リグ建造･修繕
オフショア石油ガス開発、海洋関連向けに掘削技術と自動化、電気関連の研究開発、ソリューション提供、エンジ
ニアリングサービス、建造を行う。西ノルウェーに建造ヤードも持つ。
アゼルバイジャン オフショア・リグ建造
Caspian Shipyard Company は ア ゼ
ルバイジャンで最初の国際的なリグの建 造 、 修 理 、 修 繕 ヤ ー ド 。 1997 年 にKeppel FELS と ア ゼ ル バ イ ジ ャ ン の
国営石油会社の合弁により設立された。
カザフスタン
2003 年にカザフスタンで操業する石油ガス大手企業向けのビジネスのために設立。オフショアモジュール、構造物、掘削ユニットの設計、建造、改造、修繕、およびタグボートやサプラ
イボートなどの建造を行う。カザフス
タンの Aktau 港の隣接地に立地する。

Bintang Offshore

インドネシアモジュールブロック建造
インドネシアのビンタン島（シンガポールからフェリーで 1 時間程度）に立地するオフショア構造物のモジュール
ブロックを建造するヤード。2006 年に設立された。鉄鋼構造物の建造と艤装を行う。

Flora Tec LLC

米国

McDermott と の 合 弁 会 社 で 、 大 水 深の石油ガス生産設備の設計などを行う。2005 年に設立された。

48－ 49 －

特殊船建造Keppel Nantong
Shipyard
Keppel Singmarine
Brasil中国

オフショア支援船とタグボートの建造とエンジニアリングを行う

ブラジル2010 年にブラジルの Santa Catarina のNavegantes にある Estaleiro TWB 造船を
TWB ぐループから買収し、Keppel
Singmarine Brasil と社名を変更した。
Keppel OM の子会社でオフショア産業向け
特殊船など建造の Keppel Singmarine が経営する。AHTS 船、プラットフォームサ
プライ船などを建造するほか、オフショア
構造物のモジュール建造設備も備える。

拡張計画
ケッペルオフショア＆マリングループでは、ブラジルの海洋資源開発向け船舶需要の獲得に向けて、ブラジルの海運会社 TWB グループの造船所「エスタレイロ TWB シップヤード」の買収を 2010 年４月に発表した。同社はこれに先立つ 3 月にも、アゼルバイジャ
ンに同国国営石油会社（SOCAR）など 2 社との合弁で新造船所を設立することを発表した。
（1） SOCAR-Keppel Shipyard
アゼルバイジャンの Keppel O&M とアゼルバイジャン国営石油会社 SOCAR との合弁による SOCAR Keppel Shipyard の建設が 2010 年 3 月に開始した。２、３年かけて完成される予定。オフショアサポート船、タンカーの建造、船舶修繕や改造を行う。
（2） Keppel Singmarine Brasil2010 年にブラジルの Santa Catarina の Navegantes にある Estaleiro TWB 造船を
TWB グ ル ー プ か ら 買 収 し 、 Keppel Singmarine Brasil と 社 名 を 変 更 し た 。 Keppel
OM の子会社でオフショア産業向け特殊船など建造の Keppel Singmarine が経営する。
AHTS 船、プラットフォームサプライ船などを建造するほか、オフショア構造物のモジ
ュール建造設備も備える。
2.3.2 セムコープマリン
政府系企業セムコープグループの海洋部門子会社。シンガポール国内に 5 ヵ所の造船所 （ ジ ュ ロ ン 造 船 所 、 セ ン バ ワ ン 造 船 所 、 ジ ュ ロ ン SML 造 船 所 、 PPL 造 船 所 、
SMOE）を持つ。1963 年に石川島播磨とシンガポール経済開発庁の合弁事業として設立さ れ た ジ ュ ロ ン 造 船 所 が 、 1968 年 に 英 国 海 軍 の 跡 地 に 設 立 さ れ た セ ン バ ワ ン 造 船 所 を1997 年に買収。その後政府系企業の再編のためセムコープグループが設立され、その傘下海洋事業を管轄するセムコープ・マリンを持ち株会社とする現在の組織となった。
シンガポール国内のグループ造船所の概要は以下のとおり。

49－ 50 －

（1）ジュロン造船所
小 さ な 湾 を 隔 て て 隣 接 す る Tanjong Kling と Pulau Samulun に 造 船 所 が あ る 。
Tanjong Kling はオフショア関連が多く、ジャッキアップリグ、セミサブ海洋掘削装置などを建造。Pulau Samulun では主に修繕を行っている。それぞれ 2 つの乾ドックを持つ。
（2）センバワン造船所
英国海軍の跡地を引き継ぎ 1968 年に設立された。修繕が多くシンガポール北部に立地。
年間 220 隻、35 ヵ国の船舶を修繕する。タンカー、LPG ガスキャリア、クルーズ船、バルク船、リグ、オフショア船など大型船を含め様々なタイプの船舶を修繕することができる。特に LNG キャリア、旅客船、ケミカルタンカー、LNG ガスキャリア、軍艦などの難しい修繕を得意とすることで知られている。
（3）ジュロン SML
1988 年に当時上場していたセンバワン・マリタイム社の船舶修繕部門として発祥し、1994 年に SML Pte Ltd として設立された。グループ企業の所有船舶を修繕していた。
1999 年にセムコープ・マリンのグループ会社となった。セムコープ・マリングループ内の 再 編 で 、 SML は 、 ジ ュ ロ ン SML と 合 併 し 、 現 在 の ジ ュ ロ ン SML と な っ た 。
10,000DWT、長さ 126 メートルまでの船舶修繕を得意とする。
（4）PPL 造船所
1970 年代から操業している。元はタグボートの建造や船舶チャーターに従事していたが、1980 年代にリグ建造ブームが始まるとリグ建造に参入。その後一時は修繕や建造を行っていたが、現在はリグ設計、建設に特化している。シンガポール西部に立地。
（5） SMOE
シンガポール北部に立地。石油ガス産業向けのオフショア生産プラットフォームなどを建造している。
また、オフショア石油ガス開発に関連する海外の関連造船所は次のとおり。
（1）Karimun Sembawang Shipyard（インドネシア）
SembCorp Marine の 100％子会社。シンガポールから南西に 40km にある Karimun
島の 30.7 ヘクタールの土地に立地。鉄鋼の加工、ブロックの建造、多目的船、宿泊施設
船などを建造する。
（2）PT SMOE Indonesia （インドネシア）
Batam 島の 52 ヘクタールの土地に立地。石油ガス産業向けのオフショア生産プラッ
トフォームなどを建造する SOME の子会社。
（3）Sembcorp-Sabine Shipyard Inc. （米国）
テキサス州に立地。2005 年に米国の Sabine Industries を買収して子会社化した。メ
キシコ湾に近い。リグの建造、修繕、改造、その他のオフショア開発向け鉄鋼構造物の建造などを行っている。
（4）Mac Laren Shipyard（ブラジル）
2008 年にブラジルのオフショアの石油ガス関連プロジェクト向けの造船事業を共同で実施することで提携した。
50－ 51 －

拡張計画（1） シンガポール
セムコープマリンは 2009 年 11 月、シンガポール最西部のトゥアス地区に巨大総合造
船・修理施設を建設する計画を発表した。206 ヘクタールの用地を 3 期に分けて 12 年間で開発する。第 1 期は 73.3 ヘクタールで 7 億 5000 万シンガポールドルを投資、12 月に着 工 し て 2013 年 の 完 成 を 見 込 む 。 第 一 期 工 事 の 完 成 時 に は ジ ュ ロ ン 造 船 所 の Pulau
Samulun ヤードを移転する。その後 2024 年までかけて開発し、他の造船所も徐々に移転する計画である。全工程が完成すればドックの能力は載貨総トン数で年間 308 万 DWTと、現在の 190 万 DWT から 62％増える。第一期の用地は現在の 20 ヘクタールから 3倍増、ドライドックの能力は 155 万 DWT と 4 倍増、埠頭の長さは 3.5 倍の 3408 メー
トルに延長し、VLCC が 4 隻入渠できるようになる。第 1、第 2 フェーズは修繕を中心に行い、第 3 フェーズでジュロン造船所の Tanjong Kling ヤードが移転したら、リグなどのオフショア関連も行う可能性もある。新施設は新技術を駆使した統合設備で効率を高め、能力を拡大する。生産性は 15-20％高まる見込み。2010 年 6 月に新造船所の建設を開始した。
（2） Estaleiro Jurong Aracruz （ブラジル）
2010 年２月にはブラジル中南部エスピリサント州アラクルスに 100%出資の新造船所を建設し、プラジルの海洋資源開発市場への参入を強化すると発表した。2011 年中に稼動する予定で、完成後には、掘削船、セミサブリグの建造、FPSO の組み立て、トップ
サイドモジュールの建造、またリグや船舶の修繕、改造などを行う。
（3） Sembmarine Kakinada Ltd （インド）
2009 年 に は イ ン ド の カ キ ナ ダ 港 と 合 弁 で 、 船 舶 ・ オ フ シ ョ ア の 合 弁 会 社「Sembmarine Kakinada Ltd （SKL）」をアンドラプラデシュ州に設立することで合意した。
韓国
2.3.3 現代重工
1972 年に設立された大手財閥現代グループの会社で、造船、オフショア＆エンジニア
リング、産業用プラント＆エンジニアリング、エンジン＆機械、電気電子システム、グリーンエネルギー、建設機械の 7 つの事業部門に分かれる。世界最大の造船所で、造船市場の 15％を占める。オフショア＆エンジニアリング部門は現代重工のオフショアビジネ
スは 1976 年にサウジアラビア向けに 89 基のジャケット、デッキ構造物を建造したのが始まり。造船部門とも協力し、オフショア石油ガス業界向けにエンジニアリング、調達、建造、据付（EPIC）を提供している。各種建造物の建造だけでなく、ジャケット、トッ
プサイドデッキ、モジュールなどの組み立ても行う。大水深向けの FPSO, FSO, TLP,SPAR にも対応している。現在重工全体では、韓国国内にドライドック 9 ヵ所を持つ。

51－ 52 －

乾ドック
No. 1

長さ
（m）
390
165

No. 2

500

No. 3

672

No. 4

380

No. 5

380

No. 6

265

No. 7

170

No. 8
No. 9
No. 10
（群山）

460
460
700

表 2- 9 現代重工のドック
幅
深さ
クレーン
（m）
（m）
1 x 1290T ｺﾞﾗｲｱｽ
80
12.7
2 x 450T ｺﾞﾗｲｱｽ
47
12.7
2 x 40T ジブ
80
12.7
2 x 30T ジブ
1 x 1290T ｺﾞﾗｲｱｽ
2 x 450T ｺﾞﾗｲｱｽ
1 x 150T ジブ
92
13.4
1 x 80T ジブ
2 x 30T ジブ
1 x 20T ジブ
65
12.7
2 x 350T ジブ
1 x 200T ジブ
65
12
1 x 150T ジブ
1 x 80T ジブ
1 x 200T ジブ
43
12
1 x 150T ジブ
25
11
1 x 20T ジブ
70
12.7
1 x 900T ｺﾞﾗｲｱｽ
1 x 900T ｺﾞﾗｲｱｽ
70
12.7
1 x 1650T ｺﾞﾗｲｱｽ
115
18
1 x 40T ジブ

最大建造能力500,000 DWT
700,000 DWT

1,000,000 DWT

400,000 DWT
400,000 DWT
150,000 DWT
15,000 DWT
500,000 DWT
500,000 DWT
1,300,000 DWT
出典：現代重工ウェブサイト

造船部門で建造する船は VLCC、コンテナ船、バラ積み船、Ro-Ro 船、軍艦など。また造船子会社として 1975 年に設立した Hyundai Mipo Dockyard Co., Ltd があり、プロダクトタンカー、Ro-Ro 船、コンテナ船、バルク船、掘削船、ケーブル敷設船、パイプ敷設 船、 FPSO など を建 造し てい る。 1996 年 に 新 造船 に参 入し て以 来 、各 種船 舶を500 隻以上建造してきた。現在では中型船の世界的大手となっている。ベトナムに、ベト
ナム国営造船所と合弁で 1999 年に設立した現在ビナシン造船がある。
オフショア＆エンジニアリング部門は韓国の釜山港に 229 エーカーの建造ヤードを持つ。
拡張計画
2010 年 3 月に韓国の群山に新しい工場を開設。造船と風力タービンの製造工場で、造船所は 180 万平方メートルの広さを持ち、年間造船能力は 24 隻。130 万 DWT のドライドックと 1650 トンのゴライアスクレーンがある。
ま た 、 オ フ シ ョ ア 開 発 が ブ ー ム と な っ て い る ブ ラ ジ ル で は 、 新 設 の 造 船 所 、 OSX
Brail に対して技術供与を行うことで合意している。また、現代重工は OSX Brazil の株
式 10％も取得している。

52－ 53 －

2.3.4 サムスン重工
サムスン重工は 1974 年に設立され、造船・オフショア部門、エンジニアリング・建設
部門、発電・コントロールシステム部門、風力発電部門、技術開発部門から成る。総従業員数は 2010 年 3 月末現在 12760 人である。サムスン重工は、掘削船、大型コンテナ船、
LNG キ ャ リ ア 、 FPSO な ど の ハ イ テ ク 船 舶 分 野 で は 世 界 有 数 の 会 社 で 、 LNG-FPSO,
LNG-FSRU や破氷コンテナ船などの新技術を駆使した造船でも知られる。オフショア関
連では、掘削船、FPSO の新造船で世界最大の建造隻数を誇る他、固定式プラットフォーム、TLP なども建造。トップサイドの設計と建造技術も有する。また、世界で最大のセミサブリグを建造した。LNG-FPSO はサムソン重工が世界で始めて開発したもので、ロイヤルダッチシェル向けに向こう 15 年間、LNG-FPSO を供給することになっている。
韓国国内には、巨済に造船所がある。
表 2- 10
分野

巨済造船所の概要

造船

オフショア＆鉄鋼構造物

建造能力5,400,000 GT/yr

160,000 mt/yr

製品

原油タンカー

オフショアプラットフォーム

コンテナ船

掘削船, FPSO, FLNG トップサイド,

クルーズ船、フェリー

TLP, セミサブリグ

ガスキャリアマテリアルハンドリング機器（LNG,LPG）

海水淡水化プラント

FPSO, 掘削船等建造実績（2009）

造船 : 61 隻

オフショア＆プラント: 12 ユニット
出所：サムスン重工ウェブサイト

分野
Dock No. 1
Dock No. 2
Dock No. 3

G1 Dock （浮き）
G2 Dock （浮き）
G3 Dock （浮き）

表 2- 11 巨済造船所の設備
長さｘ幅
クレーン
283m x 46m
200t LLCX1
120t LLCX2
390m x 65m
600t GCX2
640m x 97.5m 450t GCX2
200t LLCX1
250t LLCX1

最大揚げ能力440 トン
1200 トン
1350 トン

270m x 52m
400m x 55m

3000/3600t
浮きクレーン

3600 トン

400m x 70m
出所：サムスン重工ウェブサイト

53－ 54 －

海外には中国の浙江省寧波と山東省荣成市に建造子会社があり、寧波では主に造船、解撤、鋳造、鉄鋼構造物の建造、建設機械の製造などを、荣成では主に船舶用ブロックを建造している。また、サムスン重工は、オフショア開発が進むブラジルにも進出している。
ブラジル北東の Pernambuco 州には合弁の Atlantico Sul 造船所に 10％出資している。
Atlantico Sul 造船所は、ブラジルの大手コングロマリットの Camargo Corrêa 社、ブラジルの大手建設エンジニアリング企業 Queiroz Galvão と、造船・オフショア分野専門の投資会社 PJMR が 2005 年に合意して設立したもので、当初、サムスンが技術供与を行い、その後、2008 年に同社の株式 10％を買収し、株主となった。Atlantico Sul 造
船では 、50 万 DWT ま での 規模 の船 舶 、 セミサ ブ 式 のオ フシ ョア プラ ッ ト フォー ム 、
FPSO, TLP, SPAR などを建造する。また船舶やオフショアプラットフォームの修繕も行う。ヤードの面積は 162 万平方メートル。

図 2-13Atlantico Sul 造船所
出所：Atlantico Sul 造船所ウェブサイト

2.3.5 大宇造船海洋エンジニアリング
大宇造船海洋エンジニアリング（DSME）は、大宇重工から 2000 年に分離独立して設立された。DSME は現在、造船、船舶修繕、及びプラント建設に従事している。韓国国内の造船所は、巨済島の Okpo に立地する。
造船では、LNGC, LPGC, コンテナ船、FPSO, リグ、掘削船、オフショア掘削プラッ
トフォームなどを建造。特に LNG キャリア分野では世界をリードしている。
海外では、中国の山東省煙台市に 2005 年に設立した造船所の DSME 山東と、ルーマ
ニ ア に 1997 年 に 合 弁 で 設 立 し た 大 宇 マ ン ガ リ ア 重 工 （ Daewoo Mangalia Heavy
Industries S.A. –DMHI）がある。DSME 山東は総面積は 1 平方キロメートルで、オフ
ショア掘削プラットフォームと船舶ブロックを主に生産している。

54－ 55 －

拡張計画（1）ロシアDMHI は、黒海付近で有数の造船、船舶改造、修繕ヤードである。また、大宇はロシ
ア の United Shipbuilding Corp （ USC ） と 合 弁 で 、 ウ ラ ジ オ ス ト ッ ク の 近 郊 のBolshoy Kamen に、新 Zvezda 造船所を設立する計画を進めている。2010 年 6 月に合意した。両者は既に 2009 年に Zvezda 造船所を近代化する合意をしていた。新造船所は2012 年に完成する予定である。既存の造船所は軍艦の建造と修繕を行っているが、新造船所では、Shtokman, Yamal とサハリンのオフショア石油ガス田で使う LNG キャリア、
浮体プラント、掘削船などを建造する。大宇造船は現在、ロシアの国営船舶研究所と共同で、Shtokman の大規模油田向けのアイスクラスの LNG キャリアの開発を行っている。
（2）アンゴラ
DSME はまた、大水深オフショア石油ガス開発が活発化する西アフリカ市場を視野に入れ、アンゴラの Porto Amboim Estaleiros Navais Limitada 造船所に出資し、30％の株式を取得する。Porto Amboim Estaleiros Navais Limitada 造船所は現在、アンゴラの国営石油会社の傘下企業でアンゴラの石油ガス田のコンセッションを独占している
Sonangol Holdings の子会社だが、2012 年までに新たな埠頭、2,000 トンのクレーンなどに投資をする予定。DSME とオランダの SBM オフショアと Sonagol Holdings 併せて 1 億米ドル程度を投資する計画。
（3）南アフリカ
DSME は ま た 、 南 ア フ リ カ の 大 統 領 の 甥 Khulubuse Zuma が 所 有 す る 海 運 会 社
Impinda Group の株式 49％を取得することで、2010 年 7 月に合意した。Zuma が所有する別の会社は 2010 年 6 月にコンゴから Albert 湖のブロック１と２の石油探査権を取得している。
（4）オマーン
中東では、オマーンドライドックカンパニーが Duqm に建設中の造船所の 10 年間の運営委託を受注した。新造船所は 2011 年に完成予定で、ULCC サイズの 2 つのドライドック（410 m×95 m、410 m×80 m）を備える。
（5）ブラジル
DSME もオフショア開発が進むブラジルへの進出を計画している。2009 年 7 月に、ブラジルの造船所に 20％の出資を計画していると報道された。その後、出資が実現したかどうかは報じられていない。しかし、ブラジルのエネルギー・インフラ・建設エンジニ
アリング大手の Odebrecht、土木建設大手の OAS、建設会社の UTC Engenharia のコ
ンソーシアムがブラジル北東部の Bahia に建設中の第規模造船所に、技術パートナーとして参画していると報じられている 3 6 。

3 6 9 July 2010

Upstream55－ 56 －

2.3.6 STX コーポレーション
STX コーポレーションは、双竜重工（Ssangyong Heavy Industries）の名称で、ディーゼルエンジンや産業機械メーカー、石油ガス産業への投資、船舶管理会社として1976 年に設立された。2001 年に現在の STX Corporation に名称が変更された。STX
グループは今日、造船・機械部門、海運・貿易部門、プラント・建設部門、エネルギー部
門の 4 つの事業に従事している。
このうち造船・機械部門は、STX グループの売り上げの 61％を占める重要な部門で、STX オフショア＆造船、STX エンジン、STX 重工、STX メタル、STX ヨーロッパ、
STX 大連の 6 つの子会社から成る。2008 年には欧州の老舗造船所、Aker ヤードを買収、グループ会社となり、商業船、クルーズ船からオフショアプラント、軍艦まで全ての船舶分野に対応できる世界唯一の企業グループとなった。2009 年 12 月現在、グループ全体
で 18 の造船所を持つ。
表 2- 12

分野
商船
クルーズ、
フェリー

オフショア

造船所名
Brattvaag shipyard
Florø shipyard
Helsinki shipyard
Lorient shipyard
Rauma shipyard
St. Nazaire
shipyard
Turku shipyard
Aukra shipyard
Bralia shipyard
Brevik shipyard
Busan shipyard
Dalian shipyard

国
ノルウェー
ノルウェー
フィンランドフランス
フィンランドフランス

会社名
STX Norway Offshore AS
STX Norway Florø AS
STX Finland Oy
STX France Lorient SAS
STX Finland Oy
STX France SA

フィンランド
ノルウェー
ルーマニア
ノルウェー
韓国
中国

Jinhae shipyard
Langsten shipyard
Niteroi shipyard 3 7
Søviknes shipyard
Tulcea shipyard
Vung Tau shipyard

韓国
ノルウェー
ブラジル
ノルウェー
ルーマニア
ベトナム

STX Finland Oy
STX Norway Offshore AS
STX OSV
STX Norway Offshore AS
STX Shipbuilding Co Ltd
STX（Dalian）Shipbuilding
Co LtdSTX Shipbuilding Co Ltd
STX Norway Offshore AS
STX Brazil Offshore SA
STX Norway Offshore AS
STX OSV
STX Vietnam Offshore Ltd

Source: STX ウェブサイト、報道などより作成

37

STX が Aker AS を買収する以前、Niteroi ヤードは Aker Promar （Aker とブラジルのパートナー

Promar の合弁会社）が運営していたため、古い資料では Promar ヤードと称されていることもある。（ ロイター2007 年 1 月 27 日）

56－ 57 －

*STX OSV – STX Europe の子会社。
また、STX 造船・機械部門の 6 つの子会社は以下のとおりである。
（1）STX オフショア＆造船
STX オフショア＆造船は 1967 年に Dong Yang 造船として設立され、973 年に社名を Daedong Shipbuilding と 変 更 。 2001 年 に STX Corporation に 買 収 さ れ 、 STX
Shipbuilding Co Ltd となった後、2009 年に現在の STX Offshore & Shipbuilding
Co. Ltd となった。LNG キャリア、大型コンテナ船、VLCC、オフショアなどを建造している。造船所は韓国の鎮海と釜山にある。鎮海では主に VLCC や LNG キャリアなどを建造し、釜山では LPG キャリア、プロダクトタンカー、特殊船を建造している。
（2）STX エンジン
STX エンジンは 1976 年に設立され、中速のエンジンを製造しており、韓国の国内市
場シェア 70％を占める。エンジンの用途は軍需、船舶、機関車、発電などである。
（3）STX 重工
STX 重工は、エンジン、造船、セメント、環境、発電、鉄鋼、プロセスプラント、水処理など幅広い事業を行っている。造船とオフショアに関連しているのは、エンジン部門と造船部門で、これらの部門で大型ディーゼルエンジン、デッキハウス、鉄鋼構造物の建造 、 船 殻 の ブ ロ ッ ク な ど を 生 産 し て い る 。 大 型 デ ィ ー ゼ ル エ ン ジ ン 製 造 で は 、 Man
B&W と技術提携している。
（4）STX メタル
ディーゼルエンジンの中核部品と原材料の製造を行う。
（5）STX ヨーロッパ
STX グループは、2008 年に欧州の老舗造船所 Aker 造船を買収して名称を STX ヨー
ロッパに変更した。クルーズ船、フェリー、商船、オフショアプラント、特殊船を建造している。STX ヨーロッパは、フィンランド、フランス、ノルウェーに合計 6 つの造船所を持ち、さらに子会社の STX OSV ホールディングスを通じて 9 つの造船所（ノルウェ
ー5 ヶ所、ルーマニア 2 ヵ所、ブラジル 1 ヵ所、ベトナム 1 ヵ所）を持つ。STX OSV は
シンガポールで上場しており、主にオフショア向け特殊船や LNG を動力としたフェリー、
海軍や海上保安部向けの特殊線、特殊機能のついた破氷船、漁船などを建造している。
（6）STX 大連
中国の大連に設立した造船所。世界最大のドライドックが 5km の埠頭に建設されている。鉄鋼の加工工場も併設し、年間加工能力は 100 万トン。バラ積み船、カーキャリア、
タンカーの建造と、原料の鋳造、鍛造、エンジンやエンジン部品、及び固定式及び浮体式のオフショア構造物の建造工場がある。
拡張計画
2010 年 5 月に、ブラジルの船舶海運分野の投資会社 PJMR Empreendimentos Ltda（PJMR）と合弁で、1 億米ドルを投じる新造船所をブラジルの Pernambuco に建造することで合意した。造船所の建設は 2011 年に開始し、2013 年に完成する予定だが、完成を待たずに一部のヤードで 2012 年から建造を開始する。建設コストの 75％は、ブラ
57－ 58 －

ジ ル の 産 業 支 援 フ ァ ン ド に よ る も の で 、 残 り の 25 ％ は STX OSV が 50.5 ％ 出 資 し 、
PJMR が 49.5％を出資する。
ブラジル以外では、STX OSV は 5000 万米ドルを投じて、ルーマニアとベトナムの造船所の改良を行う。ルーマニアは船殻建造だけでなく、オフショアプラットフォームの建造にも従事できるようにする。またブラジルの造船所も大型船に対応できるように拡張する。

中国
2.3.7 CIMC ラッフルズオフショア
CIMC Raffles は 、 1977 年 に Shandong Yantai 造 船 と し て 設 立 さ れ た 。 そ の 後
1994 年にシンガポールの Yantai Raffles Shipyard と合弁で Yantai Putai 造船所を設立。さらに２年後の 1996 年には Yantai Taisun 造船所を設立した。Yantai Raffles 造
船 という名称で、シンガポールに本社をおき中国の造船所で操業していたが、2008 年にコ ン テ ナ 、 ト レ ー ラ ー 、 タ ン ク 製 造 の China International Marine Container（Group） Ltd（CIMC）に買収され、名称が CIMC Raffles Offshore （Singapore）
Limited となった。CIMC の主要株主は中国海運最大手で造船部門も持つ COSCO と、
国営海運会社の China Merchant Marine Holdings である。
CIMC ラッフルズは、セミサブリグ、ジャッキアップリグ、支援船、パイプ敷設船など、オフショア石油ガス開発向けの船舶や構造物を製造している。また、設計から建造、
コミッショニングまでの幅広いサービスを提供している。現在、山東省の Yantai 地区に
3 つの造船所（Yantai, Haiyang －2008 年に買収, Longkou －2009 年に買収）に持つ。
３つの造船所に保有する設備は、30 万トンのドライドック、2 万トンの揚げ能力のガントリークレーンなどである。
表 2- 13

CIMC ラッフルズの設備

ドライドック

L 380m×W 120m ×D 14m

屋根つきドライドック

L 205m×W 45m×D 8.3m

大水深バースL 530m×W 20m×D 18m

クレーン

20,000 トンクレーン

セミサブ進水バース

1,900 トン Pedestal Crane
2 万トン揚げ能力の 2 本の進水バース
Defu 1 （60m×35m×8m）
Defu 2 （111m× 67m×8m）.

ジャッキアップレッグ建造ヤード
出所：CIMC Raffles ウェブサイトより作成

58－ 59 －

写真：セミサブ進水バース

写真：ドライドック

現在、CIMC ラッフルズは、セミサブリグプラットフォームの建造ヤードとしては世界
第 3 位（受注残ベース）である。
2.3.8 COSCO 造船グループ
中 国 有 数 の 造 船 所 グ ル ー プ で 、 大 手 海 運 COSCO グ ル ー プ の 傘 下 。 1988 年 にNantong Zhong Yuan Shipyard として設立された。2001 年に組織改革され、COSCO
Shipyard と名前を変えた。大連（遼寧省）、南通（江蘇省）、舟山（浙江省）、広東省、上海、連雲港（江蘇省）に造船所を持つ。グループ全体の造船所総面積は 425 万平方メートル。新造船、船舶修繕、改造、またシンガポールのセムコープマリンからの技術提供を受け、FPSO や半潜水式海洋構造物などの改造や修繕も行っている。
表 2- 14COSCO Shipyard Group の造船所一覧

COSCO 大連造船

浮きドック×2 （180,000 dwt and 300,000 dwt）
ドライドック×1 （80,000 dwt）
埠頭×14 （total 3.7 km）
ワークショップ×10 （total 143,418 sq m）
船台×2 （265m×114m and 269m×100m）
建造能力 560,000 dwt

COSCO 連雲港造船

浮きドック×1 （80,000 dwt）
埠頭×3 （total 660 m）
ワークショップ×4 （total 22,809 sq m）
建造能力 80,000 dwt

COSCO 南通造船

浮きドック×2 （80,000 dwt and 150,000 dwt）
埠頭×4 （total 968 km）
ワークショップ×11 （total 33,419 sq m）
船台×1 （214m×35m）
建造能力 230,000 dwt

59－ 60 －

COSCO 鳥東造船

ドライドック×1 （200,000 dwt）
埠頭×1 （total 400 m）
船台×1 （350m×110m）
建造能力 200,000 dwt

COSCO 上海造船

浮きドック×1 （35,000 dwt）
埠頭×2 （total 280 m）
ワークショップ×11 （total 4,759 sq m）
建造能力 35,000 dwt

COSCO 船山造船

COSCO 広東造船

ドライドック×3 （80,000 dwt, 230,000 dwt and
400,000 dwt）
埠頭×7 （total 1,742 m）
ワークショップ×13 （total 253,664 sqm）
船台×2 （250m×45m and 250m×45m）
建造能力 710,000 dwt
浮きドック×2 （80,000 dwt and 150,000 dwt）
埠頭× 6 （total 1,195m）
ワークショップ×9 （total 38,454 sq m）
船台×2 （125.7m×35m, 435m×40m and 435m×40m）
建造能力 230,000 dwt
出所：COSCO 造船ウェブサイト

このうち、大連、南通、広東、船山、連雲港の造船所には、シンガポールのオフショア
リグ、プラットフォーム大手のセムコープマリンが出資しており、FPSO、オフショアプ
ラットフォームなど石油ガス開発向け船舶／海洋構造物の建造も行っている。また、
COSCO 鳥東造船は後述するように、2011 年完成予定だが、オフショアプラットフォー
ムの建造も行う計画である。
拡張計画
COSCO 造船は、2008 年、江蘇省鳥東市投資会社と合弁で、船舶修繕、改造、オフショアプラットフォーム建造の合弁会社、COSCO 鳥東造船を設立することで合意した。新造船所は 2011 年に完成する予定である。
2.3.9 中国船舶重工集団公司（CSIC）
中国船舶重工集団公司（China Shipbuilding Industry Corporation）は 1999 年に設立された国営造船所で、中国最大規模の造船・修繕グループ。46 の事業子会社、28 の研究開発機関を傘下に持つ。総従業員数は 14 万人、傘下には造船所、ディーゼルエンジン
メーカーが含まれる。傘下の主な造船所としては、•大連船舶重工業集団有限公司（Dalian Shipbuilding Industry Co., Ltd）、•渤海船舶重工業集団責任有限公司（Bohai Shipbuilding Heavy Industry Co., Ltd）、•武昌船舶重工業集団有限責任公司（Wuchang Shipbuilding Industry Co., Ltd）、
60－ 61 －

•山海关船舶重工有限責任公司（Shanhaiguan Shipbuilding Industry Co., Ltd）、•青島北海船舶重工有限責任公司（Qingdao Beihai Shipbuilding Heavy Industry Co.,
Ltd.,）がある。
（1） 大連船舶重工業集団有限公司
大連船舶重工業は、国内最大規模の造船所で、現在は 2 つの建造ヤード、工場、及びオフショア構造物の建造ヤードも準備中であり、総面積は 340 万平方メートル、総従業員は 15,000 人である。VLCC、大型ケミカルタンカー、大型コンテナ船、大型 Ro-Ro
船、FPSO、セミサブリグ、ジャッキアップリグなどの建造能力を持つ。
（2） 渤海船舶重工業集団責任有限公司
1954 年に設立された造船所で、総面積は 360 万平方メートル、総従業員数は 10,000
人。40 万 DWT までの船舶の建造が可能で、年間建造能力は 200 万 DWT に上る。
（3） 武昌船舶重工業集団有限責任公司
1934 年 に 設 立 さ れ た 造 船 所 。 軍 艦 、 商 船 か ら 海 洋 構 造 物 ま で 手 が け る 。 子 会 社 に 、
2006 年に設立した青島武昌重工業がある。青島武昌重工業では、リグやオフショア構造
物の船殻を建造している。また、同社はオフショアエンジニアリング大手の McDermottと合弁で、Qingdao McDermott Wuchuan Offshore Engineering Company Ltd を設立した。
（4） 山海关船舶重工有限责任公司
1972 年に設立された造船所で、総面積は 216 万平方メートル（136 万平方メートルが陸地で 80 万平方メートルが海上）主な事業は船舶修繕、造船、改造、舶用部品製造で、これまでにタンカー、リグ、バルク船、貨物船、Ro-Ro 船、コンテナ船、冷蔵船、鉄鉱石運搬船、浮きクレーン、救助船、支援船、ケミカルタンカー、特殊船、オフショア構造
物などを建造してきた。新たな 73 万 5,000 平方メートルの造船所を建築中。新造船所は430m×96m×13m のドライドックを備え、埠頭長さは 882.5 メートル、600 トンのガ
ントリークレーン２基、32 トン、25 トンのクレーンを備える。

61－ 62 －

図 2- 14

山海关船舶重工有限責任公司の新造船所
出所：山海关船舶重工有限责任公司ウェブサイト

（5） 青島北海船舶重工有限責任公司
1898 年に設立された古い造船所で、造船、修繕、改造、オフショア構造物の建造と修理、GRP ボートの設計と建造などを手がけている。総面積は 330 ヘクタールで、2 つのドライドック（50 万 DWT と 30 万 DWT）、2 つの修繕用ドライドック（30 万 DWT と15 万 DWT）、及び浮きドック 1 つ（10 万 DWT）を備える。
2009 年に海西湾に新たな修繕ヤードを開設した。18 万トンのバルク船に対応可能。
拡張計画
傘下の武昌船舶重工業集団有限責任公司がオフショアエンジニアリング大手の
McDermott と 合 弁 で 、 Qingdao McDermott Wuchuan Offshore Engineering
Company Ltd を設立。オフショア構造物のトップサイドを建造する。
2.3.10 中国船舶工業集団公司 （CSSC）
中国船舶工業集団公司（China State Shipbuilding Corporation）は 1999 年に設立された国営企業で、傘下には造船所、修繕ヤード、研究設計機関、舶用機械メーカーなど
約 60 社を抱える。このうち造船子会社は 14 社あり、軍艦から LNG キャリア、VLCC、ケミカルタンカー、Ro-Ro 船、大型コンテナ船、LPG キャリア、オフショア石油ガス開発向けの海洋構造物など様々な造船/海洋構造物を建造している。海洋構造物を建造してい る 子 会 社 は 主 に 、 上 海 外 高 橋 造 船 有 限 公 司 （ Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding
Co., Ltd）、上海船厂船舶有限公司）Shanghai Shipyard Co., Ltd）で、また建造中の広州の Longxue Shipbuilding Base でも、造船、修繕と共に海洋構造物の建造も行う予
定である。

62

－ 63 －

（1） 上海外高橋造船有限公司（Shanghai Waigaoqiao Shipbuilding Co., Ltd）
1999 年に設立された造船所で、総面積は 500 万平方メートル。年間 700 万 DWT を建造する。FPSO やセミサブリグなどの海洋構造物も手がける。オフショア部門の雇用人数は 250 人。
子 会 社 に 上 海 江 南 長 興 造 船 有 限 責 任 公 司 （ Shanghai Jiangnan-Changxing
Shipbuilding Company Limited ） 、 上 海 外 高 橋 造 船 海 洋 工 程 有 限 公 司 （ Shanghai
Waigaoqiao Shipbuilding & Offshore Co Ltd）、上海欣业船舶海洋工程设计有限责任公司（Shanghai Xin Ye Marine Design Co Ltd）がある。上海外高橋造船海洋工程有限公司はオフショア構造物に特化した設備で、現在建設中。総面積 100 万平方メートル。
完成時には、年間２基のセミサブリグ、２基のジャッキアップリグ、1000 のブロック、
宿泊モデュール 50 個の建造が可能なヤードとなる。2002 年に設立された上海外高橋造船海洋工程有限公司は、貨物船や VLCC などの船舶から、セミサブリグや FPSO、掘削
プラットフォームなどのオフショア海洋物の設計を行う。
（2） 上海船厂船舶有限公司（Shanghai Shipyard Co., Ltd）
1962 年に設立された。10 万トンまでの船台、8 万トン、3 万 5,000 トンの浮きドック
それぞれ 1 つ、修繕用の浮きドック 2 つ（10 万トン、4 万トン）を持つ。造船、修繕、
海洋構造物の建造を行う。
拡張計画
前述のとおり、上海外高橋造船有限公司がオフショア構造物に特化したヤードを設立中である。また、広州にも Longxue Shipbuilding Base を設立中である。こちらは造船、修繕、オフショア構造物の建造など幅広い業務を行う。総面積は 510 万平方メートルで、商船建造地区、修繕地区、特殊船建造地区、海洋エンジニアリング地区の 4 つに分けられる。このうち海洋エンジニアリング地区は 50 万平方メートルを占め、南中国では最大の海洋エンジニアリングヤードとなる。

欧米
2.3.11 Technip
石油ガス業界向けのエンジニアリング、技術、プロジェクトマネージメント会社の大手。
パリに上場。世界の 48 ヵ国で操業し、23,000 人を雇用している。2009 年の売り上げは６５億ユーロ、営業収益は 6 億 7,700 ユーロに上る。海中エンジニアリング、オフショ
アエンジニアリング、陸上（オンショア）エンジアリングの３つの事業で、Technip グ
ループの売り上げの 97％を占める。海中エンジニアリング部門では水深 3000 メートル以上の水圧、温度環境で作動できる機器の開発を行っている。オフショア部門では、オフ
ショアプラットフォームの設置時間短縮技術、新たなプラットフォームモデルなどを開発している。石油ガス開発産業向けに、エンジニアリング、調達、建設、プロジェクトマネ
ージメントまでの一連のサービスを提供、また、オフショア開発では、ジャケットなどの固定式プラットフォーム、FPSO、トップサイドの建造も行っている。オフショア生産プ

63－ 64 －

ラットフォームの SPAR などの技術では特許も有している。特に、メキシコ湾で稼動している SPAR15 基のうち 12 基は Technip が設置したもので、13 基目を建造中である。
Technip の最新の SPAR や TLP などのトップサイドの建造の中心となっているのはフィンランドの Pori の建造ヤードである。そのほか、フレキシブルパイプやアンビリカ
ルの建造工場をブラジル、フランス、ナイジェリア、英国、米国の 5 ヵ所に持つ。さらに 2010 年 11 月には、マレーシア国営石油会社ペトロナス子会社の MISC との合弁で新た な フ レ キ シ ブ ル パ イ プ の 生 産 拠 点 を 開 設 し た 。 Technip の 生 産 拠 点 の 立 地 は 以 下 の表・地図のとおり。
表 2- 15

Technip の建造ヤード/生産拠点

建造ヤード

国

敷地面積

Pori

フィンランド50 万平方メートル

Vitoriaブラジル

50 万平方メートル

Le Trait

フランス

16 万平方メートル

Rumuolumeni

ナイジェリア

16 万平方メートル

Newcastle

英国NA

Panama City

米国

NA

Tanjung Langsat

マレーシア

NA

出所：Infield、及び Technip ウェブサイトより作成

64－ 65 －

図 2- １5

Technip の拠点
出所：Technip ウェブサイト

拡張計画
前述のように、2010 年 11 月、Technip はマレーシアにフレキシブルパイプ工場を開設した。さらに、2011 年 1 月にはブラジルの Angra dos Reis でフレキシブルパイプの生産拠点を設立することを発表した。建設は 2011 年に開始し、総投資額は 3000 万ユー
ロに達する見込み。
2.3.12 McDermott
石油ガス、電力、など幅広い分野を手がける総合エンジニアリング会社。オフショア石
油ガス産業向けの建造は、子会社の J. Ray McDermott が行う。オフショア生産設備の設計、エンジニアリング、建造、設置、海底パイプライン、海中エンジニアリングシステ
ムなど、オフショア石油ガス開発の幅広い分野で事業を行っている。従業員数は総勢16,000 人。パイプ敷設船も持ち、海底パイプラインや海中エンジニアリング機器、海上設備の設置なども行う。
McDermott の建造ヤードは北米、アジア、中東、カスピ海に、建造中のものも併せて
合計 7 ヵ所ある。

65－ 66 －

表 2- 16
ヤード名

McDermott 建造ヤード
面積（ｴｰｶｰ）

場所

最大
ｼﾞｬｹｯﾄ
（ﾄﾝ）

最大
ﾃﾞｯｷ
（ﾄﾝ）

Batam Lisland
200+
17,00018,000Indonesia
Dubai,
150
6,000
16'000UAE
Morgan City,
300+
26,00025,000LA
Tampico,
100
N/A
N/A
MexicoBaku,
16,000Azerbaijan
Tub-Karagansky Bay,
49
N/A
N/A
Kazakhstan
JV FPSO Facility at Qingdao, China -plans toestablish a new 111-acre fabrication facility

Batam
Jebel Ali
Morgan City
Altamira¹
Baku²
Baitono³
Qungdao註：

1 最初のプロジェクトを 2008 年第 1 市半期に開始
2 アゼルバイジャン国営石油会社 SOCAR の設備の一部を利用
3 2008 年第 3 四半期に設備を設立

出所：2008 年 10 月、McDermott Caspian Contractors Inc.

拡張計画
現在建設中は、カザフスタンに建造ヤード、中国の FPSO の合弁会社がある 3 8 。 カザフスタンでは 2008 年に国営ガス会社 JSC NC KazMunaiGas の子会社 TenizService
LLP と 、 建 造 ヤ ー ド を 建 設 、 運 営 す る こ と で 基 本 合 意 し た 。 ヤ ー ド は 、 TenizService
LLP が埋め立てる 20 ヘクタールの土地に建設される 39 。McDermott はエンジニアリ
ング、建設、建造設備を提供し、ヤード設備を調達、カザフ人を雇用、育成する。建造ヤードの名称は Bautino ヤード 4 0 。2011 年に完成予定である 41 。
中 国 で は 2008 年 6 月 に 、 中 国 国 営 の 中 国 船 舶 重 工 集 団 公 司 （ CSIC ） と 合 弁 で 、
Qingdao McDermott Wuchuan Offshore Engineering Company Ltd を設立することで合意した。青島の 111 エーカーの土地に建設する。McDermott と CSIC 傘下の武昌
船 舶 重 工 業 集 団 有 限 責 任 公 司 が 折 半 出 資 す る 。 McDermott Wuchuan Offshore
Engineering は、CSIC グループの青島武昌重工や渤海船舶の隣接地に立地する。オフ

3 8 McDermott Annual Report2009

3 9 Kazinform National Company

2008 年 9 月 10 日

4 0 Offshore Technology Magazine 2008 年 9 月 10 日
4 1 McDermott Caspian Contractors 資料2009 年 10 月

66

－ 67 －

ショア生産プラットフォームのトップサイドの建造や、船殻とトップサイド及びその他の機器の組み立てを行う。 4 2

図 2-16

McDermott Wuchuan Offshore Engineering の立地場所
出所：2010 年 10 月 McDermott International 資料

2.3.13 Kellogg Brown & Root
Kellog Brown & Root はテキサスに本社を置き、世界で 4 万人を雇用するエンジニア
リング大手。石油ガスの上流、下流分野でのインフラ、鉱業、発電、防衛など幅広い分野
で事業を行う。石油ガス産業向けに固定式プラットフォーム、浮体式システム、LNG シ
ステム、構造物建造のプロジェクトマネジメント、エンジニアリングサービスを提供している。耐台風、地震設計にも強い。メキシコ湾、米国西海岸、トリニダード、サハリンなどのプロジェクトで実績がある。
主なオフショア関連の子会社は以下のとおり。
（1）Energo Engineering
石油ガス産業向けに固定式プラットフォーム、浮体式システム、LNG システム、構造物建造のプロジェクトマネジメント、エンジニアリングサービスを提供している。耐台風、地震設計にも強い。メキシコ湾、米国西海岸、トリニダード、サハリンなどのプロジェク
トで実績がある。
（2）Granherne
Graheme は 1984 年に設立されたエンジニアリング会社で、陸上、オフショア、大水深の石油ガス開発向けに初期フェーズエンジニアリングのコンサルティングサービスを行う。

4 2 Rigzone

2008 年 6 月 17 日

67

－ 68 －

（3）GVAGVA はスウェーデンに本社をおく。1970 年代に設立され、当初は造船所を所有し、GVA 型セミサブを開発、建造していた。造船所は 1989 年に閉鎖され、設計・コンサル
ティング会社として存続している。20 カ国で 100 以上のプロジェクトに従事した経験を持ち、セミサブ、その他の浮体式生産設備などを設計する。
2.3.14 Gulf Island Fabrication
Gulf Island Fabrication は石油ガス開発、海洋産業向けの特殊な鉄鋼構造物や船舶を建造している。NSADAQ 上場企業。ルイジアナ州に 2 ヵ所、テキサス州 4 ヵ所の建造ヤードを持つ。
表 2- 17 Gulf Island Fabricatoin の造船所の総面積
総面積（エーカー）
開発面積（エーカー）
屋根付工場（平方フィート）

ルイジアナ
630
283
406,000

テキサス
372
372
333,000

合計
1002
655
739,000

出所：Gulf Island Fabrication ウェブサイト

拡張計画
2,700 万米ドルを投じて、造船所を拡張中。
2.3.15 Bergen Yard
ベルゲングループはノルウェーのベルゲンに本社を置く。BMV, Kimek, Halsnøy 及び Hanøytangen の 4 つの造船所から成っていたベルゲンヤードホールディングスが 19
社のオフショア海洋関連企業を買収、再編して、ベルゲングループとなった。2008 年にはオスロ株式市場に上場。従業員数は 1,900 人。造船所としての歴史は 100 年以上に上る。
現在は、造船部門、海洋サービス部門、オフショア部門、技術部門の 4 つに分かれている。造船部門の子会社は、次の 3 つである。
表 2- 18

造船部門
Bergen Group Fosen

Bergen Group BMV AS

Bergen Group
Shipdesign AS

ベルゲングループの造船・オフショア子会社

ノ ル ウ ェ イ 。 1918 年 に 設 立 。 オ フ シ ョ ア 、 地 質 調 査 、Ro-Ro 船 、 ク ル ー ズ 船 な ど の 新 造 船 、 改 造 、 修 繕 を 行う。
ノ ル ウ ェ イ 。 Bergen Mekaniske Verksted の 社 名 で2002 年 に 設 立 さ れ た 。 地 質 調 査 船 、 そ の 他 の 特 殊 船 な
どをオフショア石油ガス開発産業向けに建造している。
ノ ル ウ ェ イ 。 2009 年 に 設 立 さ れ た 船 舶 設 計 会 社 。
Bergen グループの 2 つの造船所と協力して、船舶の設計から試運転まで行う。
68－ 69 －

オフショア部門
Bergen Group
Rosenberg AS

ノ ル ウ ェ イ 。 オ フ シ ョ ア 構 造 物 の 建 造 、EPCIC （ エ ン
ジニアリング、調達、建造、据付、試運転）プロジェク
トに従事する。

Bergen Group
Hanøytangen AS
Bergen Group Kimek
Offshore AS

ノルウェイ。世界でも有数の大型ドライドックを備え（125m × 125m × 17m）、大型のオフショアプロジェク
ト向けに、リグや船舶の修繕を行う。
ノ ル ウ ェ イ 。 2000 年 設 立 。 石 油 ガ ス 産 業 、 特 に 北 極 に近いバレント海のプロジェクト（修繕など）を扱う。
出所：ベルゲングループウェブサイト、報道などより作成

拡張計画
オフシ ョア 部門の子会社、Bergen Group Hanøytangen AS（ ノルウェー）に 1 億
5,000 万 NOK を投じ、欧州で最も優れたオフショアプラットフォームの修繕、改造セン
ターにする計画である。Bergen Hanoytangen はこれにより、より大型のリグやモバイ
ルユニット、浮体式プラットフォーム、ROV、潜水船、建設船の修繕ができるようになる。新たな水深 20 メートルの埠頭の建設が 2008 年 9 月に開始した。2009 年 6 月の報
道によると、向こう 2 年間で埠頭をもう 1 ヵ所建設する計画もある。この改良工事には３年から 5 年を要する予定。 4 3
2.3.16 Heerema
Heerema グループは、オフショア石油ガスプロジェクト向きに各種施設を設計、建造、輸送、設置などを行う。本社はスイスのジェノバとオランダのハーグにある。60 年以上にわたり、北海、メキシコ湾、西アフリカ、アジア、ブラジルで石油ガス会社にサービスを提供してきた。
Heerema Group は 、 オフ シ ョ ア 設備 の 輸 送 、 設 置 、 撤 去 を 行 う Heerema Marine
Contractors と、オフショア設備を建造する Heerema Fabrication Group に分かれる。
建造ヤード・工場はオランダ、英国、ポーランドにあり、従業員は 1000 人。
2009 年にポーランドに建造工場を稼動させており、現在のところ拡張の情報はない。
表 2- 19

ヤード名
Heerema Zwijndrecht
B.V

4 3 2009 年 6 月 1 日

Heerema グループの建造ヤード

国
オランダ

概要
面積 14 万 5,000 平方メートル。2 つの大きな組み立て工場、配管工場、屋根付の吹きつけ、塗装工場がある。オフショ
ア開発向けのプラットフォーム、ジャケット、モジュールを建造。

Oil and Gas Field

69－ 70 －

ヤード名
Heerema Vlissingen
B.V.

国
オランダ

Heerema Hartlepool Ltd

英国

HFG Polska SP.z o.o

ポーランド

概要
面 積 20 万 平 方 メ ー ト ル 。 組 み 立 て 工
場、配管工場、屋根付の吹きつけ、塗装工場がある。オフショア石油ガス産業の生産設備向けの鉄鋼構造物の設計、建造、設置、試運転などを行う。
面積 97,000 平方メートル。2 つの組み立て工場、屋根付の吹きつけ、塗装工場がある。トップサイド、掘削設備、デッ
キ、モジュール、FPSO の生産設備、ジャケット、海底マニフォールドなどを建造。
面積 6,775 平方メートル。小型の配管、
鉄 鋼 構 造物 な ど 建 造。 2009 年に 稼 動 した。
出所：Heerema ウェブサイトより作成

2.3.17 OSX Brazil
OSX ブラジルはブラジルの投資会社 EBX グループが 2009 年に設立した会社で、ブラジル証券取引所に二部上場している。
OSX ブラジルには造船部門、リース部門、サービス部門がある。造船部門は、リオデ
ジャネイロ近郊の Acu に造船所を建設中である。生産プラットフォーム、掘削リグ、その他船舶の造船、組み立てなどを行う計画で 2012 年に稼動予定。2011 年 2 月に、環境庁から暫定ライセンスを取得したところである。現代重工から技術供与を受けており、現代重工が造船所の建設、開発、オペレーション、人材育成などでノウハウを提供する。現
代重工は OSX ブラジルの株主にもなっている。
Acu 造船所では年間 18 万トンの建造能力の工場、さらに将来的には年間 22 万トンの鉄鋼を加工できる工場も増設する計画。敷地は十分あり、ニーズによっては年間 46 万トンまで拡張することも可能である。
OSX グループではリオデジャネイロの南の Biguacu にも建造ヤードをつくることを検討中である。

70－ 71 －

図 2- 145

OSX ブラジルの建設中/検討中造船所の立地
出所：OSX ウェブサイト

2.4 エンジニアリング会社、海洋構造物設計会社
オ フシ ョア 石 油ガ ス開 発プ ロジ ェ ク トを 実行 す るに はさ まざ まな エ ン ジニ アリ ン グが必要となる。また、海洋構造物の設計を行う会社がある。エンジニアリングや設計を行う会社の中には設計専門のところ、両方を行うところ、エンジニアリングのみの会社などさまざまあるが、その多くは欧米系企業である。主なエンジニアリング・設計会社の概要は別添６主なエンジニアリング・設計会社の概要のとおり。企業によってはエンジニアリン
グのみ、設計のみ、あるいはその両方に携わっている場合もあるようで、エンジニアリン
グ会社と海洋構造物設計会社の明確な分類は現在のところ調査しきれていない。

71－ 72 －

2.5 海洋における石油及び天然ガス開発に係る海洋構造物及び支援船建造技術
2.5.1 海洋石油掘削概説
海洋における掘削リグは着底式と浮遊式に大別される。生産システムとは異なり、いずれもある地点で一定期間掘削した後、別の掘削現場へ移動することから、英語では MODU
（Mobile Offshore Drilling Unit）と呼称されている。ジャッキアップリグとサブマー
シブルリグは着底式で、セミサブリグとドリルシップ（船型リグ）は浮遊式である。着底式掘削リグは、比較的浅い海域に用いられる。ジャッキアップ式掘削リグの最大稼動水深は、190m と言われている。ジャッキアップ式は、一般に 3 脚のレグでハルを支える構造となっていることから、120m 以深で稼動可能なリグは少ない。下図に示したサブマージ
ブル式掘削リグは浅海域用であり、水深が数 m 程度の海域で利用される。 44

図２－１６

石油掘削リグ

出所：「海洋石油開発の動向について」平成 17 年度海洋研究開発機構研究報告会 JAMSTEC2006

4 4 海洋石油開発の動向について

平成 17 年度海洋研究開発機構研究報告会 JAMSTEC2006

72－ 73 －

2.5.2 海洋石油開発・生産概説 4 5
海 底設置 型の シス テム は大 水深 開発 は適 せず、 大水 深開 発に 適用 され てき たシ ス テ ム
は、ほとんどが浮遊式である。FPS 4 6 や FPSO および SPAR 4 7 などの浮遊式生産システムの係留には、ワイヤロープ、チェーン、ポリエステルロープなどが用いられる。材料費が安く、設置が容易で、水深が増加しても構造物のコストはほとんど変わらず、係留索鎖のコスト増加も小さい。
図 2-17

オフショア石油ガスの開発システムのオプション

出所：Deepwater Petroleum Exploration and Production, PennWell Corporation, 2003

上 記 図 の TLP, TLP, FPSO, Spars に つ い て の 説 明 は 、 別 添 の ” Deepwater
Petroleum Exploration and Production” 4 8 からの抜粋参照のこと。

4 5 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

水深 2,000m を超えた生産井―油・ガス

田開発の進歩（JOGMEC 2006 年）。
4 6 Floating

Production System （半潜水型浮遊生産システム）セミサブを用いた浮遊式生産シ

ステム
4 7 直立円筒型海洋石油ガス生産システム。動揺が小さく、掘削、ワークオーバーリグを搭載できる。
48

Deepwater Petroleum Exploration & Production – Non-technical guide, PennWell

Corporation, 2003

73

－ 74 －

2.5.3 大水深開発技術の動向 4 91) 探査技術
3D 探査法の発達により、試掘成功率が 2D の 20％程度に対し 30-50％に向上。最大では 70-90％とも。3D のデータの精度と情報量の工場は、探査船の測位技術の向上、ストリーマー曳航能力の向上、コンピューターの情報処理能力の向上によって可能となった。

図 2-18３次元探査法2) 掘削技術
代 表的 な革 新 は、 水平 掘削 （ horizontal drilling ） と 大偏 距 掘 削 （ Extended Reach
Drilling）。水平坑井により生産性と回収率がアップ。垂直坑井分程度にまで減少できる例もあり、油層が薄く埋蔵量が小さい油田の開発も可能となった。水平坑井は、垂直坑井に比べて油層内での接触面積が大きいため、１坑井当たりの生産性は垂直坑井の 20 倍程度といわれている。
大偏距掘削は、一つの場所から大偏距掘削は、一つの場所から広い範囲の油層に到達することを可能にし、生産処理用のプラットフォームの数を減らし、隣接フィールドの開発を可能にした。

4 9 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

水深 2,000m を超えた生産井―油・ガス

田開発の進歩（JOGMEC 2006 年）。
原文は http://oilgas-info.jogmec.go.jp/report.pl?area=%E3%82%B0%E3%83%AD%E3%83%BC%E3%83%90%E3%83%AB&baitai=2&field=&freeword=%E3%82%A2%E3%83%8A%
E3%83%AA%E3%82%B7%E3%82%B9&frommonth=&fromyear=&tomonth=&toyear=&pa
ge=2&sort=field&sortidx=0 よりダウンロード可能。

74－ 75 －

図 2-19

水平掘削と大偏距掘削

また、M W D（ Measurement While Drilling）の小型化と検知能力の向上により、ビットの制御が向上した。掘削方向を自由に変えて正確な掘削が可能となり、薄い油層から効率的に生産できるようになった。
3) 開発技術
開 発技術 の要 は、 石油 やガ スを 生産 する プラッ トフ ォー ムの 大水 深対 応、 フレ キ シ ブルライザーおよび海底仕上げ井とその遠隔操作、さらに海中作業用の R O V（ Remotely Operated Vehicle）等で大水深ではこれらの曳航・輸送・設置工事は重要な技術である。

図 2-20大水深開発に必要な技術

出所：特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

水深 2,000m を超えた生産井―油・ガス田開発の進歩（JOGMEC 2006 年）

75－ 76 －

今後の動向3000m を超えた深海に石油ガスがあると考える人は少なく、フロンティアとされてきた極地、寒冷地の開発が注目される。

2.5.4 大水深開発技術の技術課題 50
JOGMEC の資料「深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服」には、大水深開発の技術課題としては次が挙げられる
•
•
•
•
•
•

地層圧力と地層破壊圧力の関係
地層温度および海水温度の影響
大水深の浅部地層の特徴
水深そのものの影響
リモートエリアであること
掘削コストへの影響（詳細は原文 5 1 参照）

これらの課題に対してなされている技術開発については以下のとおり。
••

MPD（managed pressure drilling）
ケーシング計画 →ライザーレス掘削 5 2 、Logging While Drilling, Pressure
While Drilling などが関連

5 0 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服。JOGMEC 2006 年 9 月
原 文 は http://oilgas-info.jogmec.go.jp/report.pl?area=%E3%82%B0%E3%83%AD%E3%83%BC%E3%83%90%E3%83%AB&baitai=2&field=&freeword=%E3%82%A2%E3%83%8A%
E3%83%AA%E3%82%B7%E3%82%B9&frommonth=&fromyear=&tomonth=&toyear=&pa
ge=2&sort=field&sortidx=0 よりダウンロード可能。
5 1 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服。
5 2 ライザーレ ス掘削は、 二重比重（ デュアルグ ラディエン ト）掘削シ ステムに対 して提案さ れた最初のコンセプトで、海底上部の海水による水頭圧と坑内のアニュラス圧力を等しく制御するため、海底にマッドリフトポンプを使用するものである。これは裸坑部のオーバーバランスを維持するため、海底下には比重を高めた泥水を使う。
http://www.weblio.jp/content/%E3%83%A9%E3%82%A4%E3%82%B6%E3%83%BC%E3%
83%AC%E3%82%B9%E6%8E%98%E5%89%8A

76－ 77 －

•

•

•
•

53

ジオハザード（geo-hazard）対策 →シャローガス、シャローウォーターフロー、
天然メ タン ハイ ドレ ー ト 層な どの 浅部ト ラブ ル層 を避 け る 。検 地で きない 、避けられない場合の対策
 パイロットホールの掘削
 LWD/PWD ツールを用いたトラブル層の検知
 ライザーレス掘削での加重泥水の使用
 特別な 設計 の海 底 坑 口 装 置（ 異常 高 圧層 や出 水層 中 で の ケ ーシ ン
グセメンチング）
サブシー機器 サブシーウェルヘッドシステム 5 3
 サブシーBOP スタック 5 4
 ライザーパイプ 5 5
 ライザーテンショナ 5 6
 サブシーBOP コントロールシステム 5 7
 ROV 5 8掘削リグ上の掘削機器
大型化・大容量化／機械化・自動化に集約
掘削リグの位置保持
ダイナミックポジショニングシステム（DPS）が主流だが、アンカー係留も有効なオプション

通常の坑口装置とは、坑井の地上部分をコントロールするために、ケーシング頭部に取り付けられる装 置をいう。坑口装置は、図に示 されるように、ケーシング・ヘッド、ケーシング・ス
プール、チュービング・スプール、クリスマス・ツリーなどから構成されている。
最近、水深の大きな海 域でドリル・シップやセミサブマーシブル・リグを使用して海洋掘削を行う場合は、坑口装置を海底面に設置する。海底坑口装置（subsea

wellheadassembly）と呼ばれている。
5 4 浮遊式掘削リグ（セミサブ型掘削リグやドリルシップ）では、数種類のBOP（防噴装置）を組

み合わせて一体化させた形でサブシーウェルヘッドの真上に接続する。この一体化させた BOP 軍
をサブシーBOP スタックという。
5 5 サブシーBOP スタックから掘削リグまで連結されている大径のパイプをさす。
5 6 ライザー パ イプの 自重 、ライザー パイプ内の 泥水の重 量 、潮流 など による 外 力 に見合 っ た 上 向

きの力でライザーパイプを吊り上げる機器
5 7 サブシーBOP

スタックを制御するための装置。電気信号や流体圧力を介して BOP 及び各種バ

ルブ BOP の種類の１つで 9-5/8“または 13-3/8”サイズのケーシングパイプを切断できるように開発された特殊なのの。一般的なシアラム BOP はドリルパイプの切断に限定される
5 8 Remotely Operated Vehicle = 船上・陸上から遠隔操作される 水中ロボット77－ 78 －

••

安全管理、環境保全
対策： ハー ドウ ェア に 長 い冗 長性 を持た せる 、危 険作 業 か ら人 間を 遠 ざ ける（ド リル フロ アの パ イ プハ ンド リング の機 械化 、自 動 化 ）、 体系 的 な リ
スク管理
作業時間短縮に関する技術
直接の 大水 深掘 削技 術 と は限 らな いが作 業時 間の 短縮 を 目 指す 技術 として は、次のものがある。
 デュアルアクティビティ（dual activity）
 ウェルヘッド関連ツール
 生産試験･坑井仕上げ関連技術：（詳細は原文 5 9 参照）

これらの技術課題について、JOGMEC 以外の関連資料は次のとおり。
Managed Pressure Drilling に関する資料
・ 掘削技術の進歩： Managed Pressure Drilling （MPD） （JOGMEC） 6 0
・ Managed Pressure Drilling－ A new way of looking at drilling
hydraulics…
…Overcoming conventional drilling challenges 6 1 （SPE 6 2 Foundation）（ Texas A&M
・ Managed pressure drilling techniques and tools 6 3
University）
・ Managed pressure drilling and successful applications （ OSEA 2010
Conference）
ライザーレス掘削に関する資料
ライザーレス掘削・ Riserless Drilling - Applications of and Innovative Drilling Method andTools （Offshore Technology Conference 2005） 6 4

5 9 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服。
6 0 掘削技術の進歩： Managed Pressure Drilling

JOGMEC http://oilgas-

info.jogmec.go.jp/report_pdf.pl?pdf=0903_out_managed_pressure_drilling.pdf&id=2530
61

http://www.spe.no/stavanger/doc/Past%20Events/SPE%20DL%20Managed%20Pressure%20Drilling%20Don%20Hannegan.pdf
6 2 Society of Petroleum Engineers
6 3 http://repository.tamu.edu/handle/1969.1/3884
6 4 http://nautilusoffshore.com/docs/Riserless_Drilling.pdf

78－ 79 －

・ Riserless drilling with casing: GOM well design model requires change fordeepwater drilling 65 （Drilling Contractor 2009）
Logging While Drilling に関する資料
・ How Does Logging-While-Drilling （LWD） Work （Rigzone） 6 6
ROV に関する資料
・ A Little ROV goes a long way 6 7 （Petromin Magazine 2010）
・ ROVs Proving Their Worth 6 8 （Offshore Technology 2010）
その他の大水深開発技術の課題
また、JOGMEC の資料に掲載された課題以外に、次のような課題と技術開発も他の文献に紹介されている。
・ Robot Run Rig （Robot-run, subsea rig developing, May 26, 2010） 6 9・ Microhole Technology （Pennwell Corporation, 2005） 7 0
・ Modular Rig （Compact, lightweight modular rigs offer, built-in flexibility,
cost savings up to 40%, Drilling Contractor 2006） 7 1
・ Zero discharge riserless Drilling （ Zero discharge riserless drilling –alternative to pumping and dumping, Offshore Technology Conference2005） 7 2・ Aluminium alloy Risers （SPE/IADC Drilling Conference, 23-25 February
2005, Amsterdam, Netherlands） 7 3
・ Riser integrity monitoring system （Review and Evaluation of Riser
Integrity Monitoring Systems and Data Processing Methods, Deep Offshore
Technology 2006） 7 4

6 5 http://www.successful-energy.com/July09-RiserlessDWC.pdf
6 6 http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=297&c_id=1
6 7 www.petromin.safan.com/mag/pmayjune10/t50.pdf
6 8 http://www.offshore-technology.com/features/feature89023/
69

http://www.greeningofoil.com/post/Robot-run-subsea-rig-developing.aspx

7 0 http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/EP/Microhole/OGJ50010-

019.pdf
7 1 http://www.iadc.org/dcpi/dc-septoct06/Sept06-polaris.pdf
7 2 http://e-book.lib.sjtu.edu.cn/otc-2005/pdfs/otc17671.pdf
7 3 http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=00092559&soc=SPE
7 4 http://www.2hoffshore.com/documents/papers/pap3008.pdf

79－ 80 －

・ Arctic SPAR （ Engineering the future for polar regions, 1 Aug 2010
Offshore Technology Magazine） 7 5・ Enhanced Vertical Deepwater Tree-EVAT （ FMC Technologies Earns
Spotlight On New Technology Award For Its Enhanced Vertical Deepwater
Tree, 11 May 2008 Oil and Gas Online, etc） 7 6
・ Shale Gas Drilling （ Shale Gas Drilling Techniques Revolutionize Oil
Shale Drilling, 5 October 2010, Rigzone） 7 7・ Torpedo piles as an alternative mooring anchor system （Study Underway
Into Torpedo Piles Application Offshore Brazil, September 28, 2010,
Rigzone） 7 8
・ Sevan Stabilized Platform （World’s first circular ultra-deepwater drillingrig delivered with DNV, 2 Dec 2009） 7 9 , （The SSP A New Class of Hull for
the Oil Industry 8 0 ）・ ドリルパイプの軽量化（大水深掘削に活躍する TenarisNKKTubes 先進のドリル
パイプ、時期不明） 8 1
2.5.5 海洋構造物建造技術について
海洋構造物 建造技術にての書籍、文献は少な い。基礎的な建造技術 は” Constructionof Marine and Offshore Structures” 8 2 （Gerwick, Ben C. ）に掲載されている。
また、リグの建造については、Keppel の技術が Petromin Magazine に紹介されている。技術資料の”Rig Solutions in the Era of Difficult Oil” 8 3 及び Driving Solutions
for New Horizons” 8 4 を参照のこと。

7 5 http://www.offshore-mag.com/index/article-

display/0506568838/articles/offshore/volume-70/Issue-8/Arctic/Engineering-the-futurefor-polar-regions.html
7 6 http://www.oilandgasonline.com/article.mvc/FMC-Technologies-Earns-Spotlight-On-

New-0001?VNETCOOKIE=NO
7 7 http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=99693
7 8 http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=99090
7 9 www.dnv.com/searchresult/index.asp?query=sevan
8 0 http://otc.nfmf.no/public/news/2251.pdf
8 1 www.tenaris.com/files/multimedia/4294.doc 82
8 3 Petromin Magazine May/June 2009
8 4 Petromin Magazine July/Aug 200980

－ 81 －

表 2-21

技術資料リスト

脚注

資料添付ファイル名

6「海洋石油開発の動向について」平成17 年度海洋研究開発機構研究報告会
JAMSTEC2006

海洋石油開発の動向について

7

特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 水深 2,000m を超えた生産井―油・ガス田開発の進歩（JOGMEC 2006 年）

水深 2,000m を超えた生産井

10

Deepwater Petroleum Exploration
and Production, PennWell
Corporation, 2003

Deepwater Chapter 3 Exploring the
Deepwater
Deepwater Chapter 4 Drilling andCompleting Wells
Deepwater Chapter 5 Development
Systems
Deepwater Chapter 6 Fixed
Structures
Deepwater Chapter 7 Floating
Production Systems
Deepwater Chapter 8 Subsea Systems

11

特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業 掘削分野の技術革新―水深3,000m を克服

掘削分野の技術革新

22

掘削技術の進歩： Managed Pressure
Drilling （MPD） （JOGMEC）

掘削技術の進歩 Managed Pressure
Drilling

23

Managed Pressure Drilling －A
new way of looking at drilling
hydraulics…
…Overcoming conventional drillingchallenges

Managed pressure drillingwww.spe.no

25

Managed pressure drilling
techniques and tools

managed pressure drilling 2006 httprepository.tamu.edu

26Managed pressure drilling andsuccessful applications

Managed pressure drilling andsuccessful applications

26

Riserless Drilling - Applications ofand Innovative Drilling Method andTools

Riseless drilling - application of an
innovative drilling method and tools81－ 82 －

水深 3000ｍを克服

脚注

資料

添付ファイル名

27

Riserless drilling with casing: GOM
well design model requires change
for deepwater drilling

Riseless drilling with casing

28

How Does Logging-While-Drilling（LWD） WorkHow Does Logging-While-Drilling（LWD） Work

29

A Little ROV goes a long way

A Little ROV goes a long way

30

ROVs Proving Their Worth

ROVs Proving Their Worth31

Robot Run Rig

Robot Run Rig

32

Microhole Technology

Microhole Technology

33

Modular Rig

Modular Rig

34

Zero discharge riserless Drilling

Zero discharge riserless drilling

35

Aluminium alloy Risers

Aluminum alloy riser

36

Riser integrity monitoring system

Riser integrity monitoring system

37

Arctic SPAR

Arctic SPAR by Technip

38

Enhanced Vertical Deepwater TreeEVAT

Enhanced Vertical Deepwater Tree
（EVDT

39

Shale Gas Drilling

Shale Gas Drilling Techniques
Revolutionize Oil Shale Drilling

40

Torpedo piles as an alternative
mooring anchor system

Torpedo Piles Application Offshore
Brazil41

Sevan Stabilized Platform（World’s first circular ultradeepwater drilling rig delivered
with DNV, 2 Dec 2009

World’s first circular ultra-deepwater
drilling rig delivered with DNV

42The SSP A New Class of Hull for
the Oil Industry

The SSP A New Class of Hull for the
Oil Industry

43

ドリルパイプの軽量化

ドリルパイプ軽量化が課題

44

Construction of Marine andOffshore Structures

Construction of Marine and Offshore
Structures

45

Rig Solutions in the Era of Difficult
Oil

Rig Solutions in the Era of Difficult
Oil

46

Driving Solutions for New Horizons

Driving Solutions for New Horizons

82－ 83 －

3.

海洋構造物・オフショア作業船で主に使用されている設備・機器の概要

3.1
海洋構造物で使用されている主な設備・機器
3.1.1 掘削機器
オフショア掘削リグには、主にジャッキアップ型、セミサブ、掘削船の 3 種類がある。
ジャッキアップ型は最大水深 300‐400 フィートまで稼働可能であり、セミサブと掘削船はさらに深い水深でも作業できる。最新型（第 6 世代）は最大 10,000-12,000 フィートまで操業可能である。
以下で説明する機器は、セミサブと掘削船という浮体式リグにのみ該当する係留設備/
推進器を除き、上記 3 種類すべてに共通するものである。

ジャッキアップ型リグ

セミサブリグ

掘削船（1） 掘削パッケージ 8 5
掘削パッケージには、掘削に必要な主要構成要
素がすべて含まれる。具体的には以下を含む。
デリック（油井やぐら）
約 50 フィートの高さのデリックは、掘削リグのなかでも最も見分けのつく機能で、掘削パイ
プなど重量物を吊り下げるために使われる。
最近の掘削船やセミサブリグには、作業効率を上げ るため に 2 組の デリ ック を備えるもの もある。

図 3-1 掘削パッケージの図解

8 5 Howstuffworks.com

83－ 84 －

巻上げシステム 8 6
坑井の中に様々な物を降ろしたり、それらを制御された方法で引き上げるには、ドローワーク（くみ上げ機械）と呼ばれる大型のウィンチを使って行う。ドローワークは大径の鋼製スプール、ブレーキその他種々雑多な補助装置から構成される。また、新設計のもののなかには、ウィンチとワイヤ･ロープの代わりに油圧ラム（つち打ち機）が使われている
ものもある。

87

油圧ラムと油井やぐら

セミサブリグ

泥水システム掘削の際には、ドリル用ビットの潤滑を行い、掘削を円滑に進めるために井戸に各種の流体を圧送する。掘削流体は、「マッド」または「掘削マッド」と呼ばれ、「マッド・ピット」に貯蔵される。マッドは、水性、油性あるいは合成系のものが使われる。泥水システムは、大型ポンプおよびマッドの混合・処理･搬送用の補器類から構成される。

トップドライブ

8 6 巻上げシステムは、デリック内に収容される機器である。
8 7 Aker Solutionsの掘削機器 2010 –MHラム･リグ

84－ 85 －

回転システム
掘削パイプを回転させるシステムである。主なタイプ
は、掘削リグの床面で掘削パイプに接続する回転テー
ブルと、掘削パイプの頭頂部に繋がるトップ･ドライ
ブの 2 種類がある。ほとんどのリグは、回転テーブルを有している。一部のリグではそれに加えて、より効率の高い掘削を行うためにトップ･ドライブを備えるものもある。 8 8

ロータリーテーブル

掘削パッケージの製造メーカー
掘削市場は、長年にわたり多くの小規模な企業を買収してきた 2 大メーカーがほぼ独占するところとなっている。一つは、National Oilwell Varco または略称 NOV。業界
では、NOV は“No Other Vendor” （他の供給メーカーはいらない）とか“Number
One Vendor” （No.1 供給メーカー）の略だと皮肉る向きもある。NOV は主力製品の掘削パッケージの他にも、傘下の 40 を超すブランドを通じてその他の機器も生産している。
2 番 目 に 大 き い メ ー カ ー は 、 Aker Solutions で 、 こ こ は 主 と し て Maritime
Hydraulics （MH）ブランドを通じて掘削パッケージを供給する能力を持っている。
この市場には、より小規模な企業である Huismann と TTS Sense の 2 社が参入している。TTS Sense は TTS グループに属し、従来から主にジャッキアップ型リグを提供している。
Huismann は 、 独 自 の デ ザ イ ン の 掘
削パ ッ ケ ー ジ を 生 み出 し 、 オ ープ ン･デリック構造に代わってコンパクトな閉鎖型タワーを売り出している。同社の設計による小型掘削船は、この方式を採用することで寸法と重量を削減でき る 利 点 が あ る 。 現 在 、 Noble
Drilling 社が発注した 2 基が中国のSTX 造船所で建造中である。
HuisDrill 12000

8 8 Aker Solutions の掘削機器 2010 –トップ･ドライブ & Wirth油圧回転テーブル85－ 86 －

表 3-1

HuisDrill 12,000 と在来型の掘削船の比較

HuisDrill 12000 従来型の掘削船
全長

189m

228m

全幅

32m

42m

排水量

54,000mt

100,000mt

推進器出力

6×3.5 MW

6×5.5 MW
出所：Huismann 社ウェブサイト 8 9（2） 掘削ライザー「掘削ライザー」とは、掘削パイプを中に収め、海底面の「噴出防止装置（BOP）」と掘削リグの間を結ぶ大口径パイプである。リグに戻される流体とガスはライザーを介して回収される。最新のリグで使われるライザーの
全長は 10,000-12,000 フィートに達するものもある。 9 0（3） 噴出防止装置 （BOP）
BOP は、緊急時の坑井からの流体の噴出を掘削リグが止めることを可能にするために海底面に設置される安全装置である。BOP は、数層にわたる代理機能構造を組み込んだ一連の複数の弁とラムから構成される。「アニュラー・プリベンター（円形防止器）」は掘削パイ
プの周囲を密封す
るように設計され
図 3-2 掘削ライザーの図解ている。この部分が機能停止になると、 「ブライ ンド･ラム」が作動して、流れを止め、最後の手段としては、掘削リグを切断する「せん断ラム」が使われることになる。BOP の制御機器は、掘削リグから操作され る 他 に も 、 「 遠 隔 作 業 機 （ ROV ） 」 を 使 っ て遠隔操作することが出来る 9 1 。
図 3-3 噴出防止装置の図解

8 9 Huismann 12,000 掘削船 9 0 シュランベルジャー油田用語集
9 1 シュランベルジャー油田用語集86－ 87 －

掘削ライザーと BOP の製造メーカー
BOP 市場のリーダーは、市場占有率約 50％を誇る Cameron である。その他のメーカー
としては、Shaffer ブランドを有する NOV ならびに Hydril ブランドを有する GE がある。
掘削ライザーの製造メーカーには、Cameron、NOV、Aker、Drill-Quip などがある。
（4） 測位システム
ジャッキアップ型リグは自分で位置決めができ、脚柱を伸ばして海底面に着地できる。浮体式掘削リグ（セミサブと掘削船）の位置決定システムの主なタイプとしては、自動船位保持と固定係留の 2 種類がある。
固定係留「セミサブ」と「掘削船」は、通常はチェーン、ワイヤ及び／若しくはポリエステル･ロープなどの係留索でリグに繋がれたアンカー（錨）を海中に沈める固定係留によって一定の位置に船体を保持することができる。通常の係留設備では、天候状況にもよるが、8－12 本 の 係 留 索 が 使 わ れ る 。 係 留 作 業 に は 、 ア ン カ ー を 投 下 ・ 巻 上 げ る た め の 揚 錨 船（AHT）と呼ばれる専門の支援船が必要になる。
（固定係留索のリグへの設置・接続の方法についての動画は、次のサイトを参照のこと。
http://www.diamondoffshore.com/ourCompany/ourcompany_semiVideo.php）
自動船位保持一部の「セミサブ」や「掘削船」では、固定係留に加えてあるいはそれに代えて、自動船位保持（DP）システムが使われている。DP システムは、プロペラや推進器に接続した精巧なコンピュータ制御機器を使って風や波の影響を打ち消してリグを同一位置に保持するものである。DP システムは、GPS（全地球測位システム）その他の測位システムに対して自動的に反応して、リグを正しい位置に保持する。DP システムが健全に働く限り、固定係留や付随する AHT などは不要になる。ただし、DP の推進器を作動させておくにはかなり燃料を消費する。DP システムは、代理機能の数によって、以下の 3 種類に分けられる：
DP 1 – 代理機能なし。単一の障害が起きるだけで位置を見失う可能性がある。
DP 2 – 作動システムの一つが故障しただけでは位置確定不能状態にはならないような代
理機能を備える。そのためには推進器、発電機、配電盤などの追加の機器類が必要になる。
DP 3 – 一つの区画で火災や水害が起きた場合でも位置を確定できるような代理機能や隔離措置がとられている。これには独立した制御室と機器室が 2 つ必要になる。

87－ 88 －

図 3-4

DP1 の図解 92

船位保持システムの製造メーカー
固定係留設備については、数多くの企業がロープ（ワイヤまたは合成繊維）、チェーン及び ウ ィ ン チ を 供 給 し て い る 。 最 大 手 の 4 社 と し て は 、 ParkerScanrope 、 Bridon 、Redaelli および ArcelorMittal がある。
Parker Scanrope – ロープ･メーカーの最古参企業の一つで、創業は 1796 年。ノルウェ
ーの Tonsberg にある同社の係留索製造施設は、輸出用の施設として水深の深い埠頭と250 トン級クレーンを備えている。この製造施設は独立した製造ラインを 2 本有している。同社は 2007 年に Parker Hannifin に買収されている。
Bridon – ワイヤ･ロープの最古参メーカーの一つで、創業は 18 世紀後半に遡る。同社は、世界中の７ヵ所に生産拠点を持ち、９カ国（英国、米国、ドイツ、ロシア、インドネシア、
中東、シンガポール、中国およびアンゴラ）に 12 の営業所を構えている。2006 年に同社は、Marlow Ropes のオフショアおよび実用船舶関連の資産を製造施設も含めて買収
し、繊維系ロープの供給に足場を確保した。その後 2008 年に同社は Melrose PLC に買収されている。
Redaelli – イタリアの最古参の引抜鋼管メーカーで、創業は 1819 年に遡る。同社は、1970 年代にスチール･ワイヤ分野に進出して以来、オフショア部門へのワイヤの大手供給メーカーの地位を確保している。本社はミラノに置かれ、ワイヤ･ロープの工場は9 2 Marine-Technologies – DP パンフレット

88－ 89 －

Gardone Val Trompia と Trieste にある。2008 年同社は、Severstal-Metiz グループに買収された。
ArcelorMittal – ArcelorMittal Wire Solutions 社の歴史は 20 世紀初頭にまで遡る。
フランス の Bourg en Bresse にある同 社のワイヤ生産プラントが操業を 始めたのはは
1906 年である。同社は、2001 年に Arbed、Aceralia および Usinor との合併の後、さらに 2006 年に Mittal との再合併により生まれた ArcelorMittal の 100％子会社である。
ArcelorMittal は現時点では世界最大の鉄鋼企業である。
船 位 保 持の 制 御 シ ス テ ム を 製 造 す る メ ー カー に は 、 Kongsberg 、Converteam、 お よ び
Maritime-Technologies などがある。制御システムは、Rolls Royce や Wartsilla が供給する動力･推進機器に組み込まれる。
3.1.2 浮体式生産構造物（件）の機器類
現在、全世界では 200 基を超える浮体式生産設備が稼動中である。
FPS には主に次の 4 種類がある：
FPSO （65%） – FPS のほぼ 2/3 は、浮体式生産貯蔵積出設備（FPSO）によって占められている。FPSO は、既存の石油タン
カーを 改造 する か も し く は新 規に 建 造さ れる 。FPSO は 、 船 体
内部に石油を貯蔵できること、広いスペースと大きな重量トンを持ち、自前で推進できるとともに、ハリケーン／台風時には係留システムから切り離す設計など、数多くの利点を持っている。
セミサブプラットフォーム（18%） – 次に良く見られるのは、生産用セミサブプラットフォームである。これらのプラットフォーム
も既存のセミサブ掘削リグから改造するかあるいは新規に建造される。
ただし、この設備は自前の貯蔵設備を持たないため、パイプライン
または浮体式貯蔵積出（VSO）設備に接続する必要がある。セミサブは安定した構造であり、非常に多くの海底からのライザーを支えることができるが、デッキ･スペースと重量トンについては限られたものしか有していない。このタイプの設備が最も多いのは、北海、ブラジルおよびメキシコ湾である。
緊張係留式プラットフォーム（TLP）（9%） - セミサブと類似の設備であるが、セミサブではカテナリー係留であるのに対し、こちらは緊張係留方式である。緊張係留式プラットフォームまたは TLP は、
貯 蔵 設 備 は 持 た ず 、 最 も よ く 見 ら れ る の は メ キ シ コ 湾 で あ る 。 TLPの場合、係留設備が障害を起こすと、転覆する可能性があり、実際、
Typoon という TLP ではそうした事故が起きている。
89－ 90 －SPAR （8%） - SPAR または「一点固定ライザー」は、大水深プロジ
ェクト、その大半はメキシコ湾内で使用されている。TLP とは異なり、
SPAR は、 係留 設備に 障害 が起 きて も転 覆す るこ とは ない 。ただ し、
SPAR の設 置に は、船 体と トッ プサ イド を別個に 運搬 して 海上で 重量物クレーンや専用のフロートオーバー設備を使い組み立てるため、作業が複雑で費用もかかる。

上記 4 種類の FPS に搭載される機器類は、どの場合もほぼ同じであるが、係留システムには違いがある。それらの機器の沖合いでの設置・使用のために好適化するには、必要な付属装置とともに安全装置、通路や梯子などをすべて備えたスキッド上にモジュラー化す
る場合も多い。このモジュールを１つずつ持ち上げて FPS に載せて、各システム（水、火力、ガス、電力など）に接続する。モジュラー化は一部メーカーで行われるか、もしくは専門の組み立てヤードで建造される。
（1）ガス･タービン発電機およびガス･タービン圧縮機
坑井からの余剰ガスは、ガス･タービンで燃焼させてオ
フショアでの様々な用途に使うことができる。主要な 2つの用途は、発電とガス圧縮である。
ガス･タービンは、航空機のジェット･エンジンに使われている。まず、エンジンに取り込まれた空気は圧縮され、燃料と混合してから点火される。そこから生じる高温ガスは高速で膨張し、燃焼で生じたエネルギーがブレードの間を通って出力軸を回転させる。高温の排気ガス
中の残留熱エネルギーは、様々な産業プロセス用に利用できる。航空機の場合、排気ガスは推進力を生む。

図 3-5

ガスタービン

オフショアでの用途としては、ガス･タービンの出力は発電機に接続され動力を発生させるか、圧縮機へ導いてガスを圧縮する。
（この過程の動画は次のサイトにある。
http://mysolar.cat.com/cda/files/252655/7/vchtw.wmv） 9 3

9 3 Solar Turbines90－ 91 －

ガス･タービン発電機とガス･タービン圧縮機の製造メーカー
ガス･タービンの大手供給メーカーは、Rolls Royce、Solar、General Electric （GE）
および Siemens である。これらのメーカーではタービンを発電機や圧縮機と組み合わせることもできる。
表 3-1

ガスタービンメーカー製品の型式と容量
会社名

Solar Turbines

Rolls-Royce（Avon,
Coberra,RB211）

Siemens

GE

型式
Saturn 20
Centaur 40/50
Taurus 60/70
Mars 90/100
Titan 130
Titan 250
501
Avon 200
RB211
Trent 60
SGT-100
SGT-200
SGT-300
SGT-400
SGT-500
SGT-600
SGT-700
SGT-750
SGT-800
LM500
LM1600LM2500LM2500+LM2500+G4
LM6000容量
1 MW
3-5 MW
6-7 MW
8-10 MW
15 MW
20 MW
5MW
15MW
30MW
60MW
5 MW
7 MW
8 MW
13 MW
19 MW
25 MW
31 MW
36 MW
47 MW
5 MW
15 MW
25 MW
30 MW
35 MW
40 MW
出所：各社ウェブサイトより作成

Solar Turbines - ヒューストン本社。オフショア市場向けガス･タービンの最大手の一つ
で、5MW 以下の市場では圧倒的な優位にある。同社は Caterpillar グループの 1 社である。
Rolls Royce - 英国企業。大容量タービンの主要メーカーである。同社のタービンは同社の航空機用ジェット･エンジンを応用したものである。
Siemens - Westinghouse と Alstom 両社のタービン部門を買収している。それ以前に
Alstom は、EGT と Ruston のタービン事業を吸収している。これらの事業は現在、統合されて Demag Delaval の名称のもとで引き継がれている。
GE - 米国の巨大コングロマリットである GE は、広範な石油・ガス事業を保有している。
同社のガス・タービンも同社の航空機部門のものを利用している。

91－ 92 －

この他に、上記のようなガス・タービンと組み合わせられる圧縮機あるいは電気で駆動され る 圧 縮 機 の メ ー カ ー も 数 多 く 存 在 す る 。 こ の よ う な メ ー カ ー と し て は 、 Cameron 、Ariel、および Dresser-Rand などがある。
Cameron – 同社の歴史は、1800 年代末の Superior Engine and Compressor 社にまで遡るこ とが でき 、長 年の 間に 買収 を通 じて 企業規 模を 大き くし た。 同社 の圧 縮機 部 門 は
11 のブランドを有する。
Ariel Corporation – 同社は、ガス圧縮機に特化した非公開企業である。1966 年に創業者の Jim Buchwald により設立された会社で、現在の CEO は同氏の娘が務めている。
Dresser-Rand – この会社も 1800 年代末まで遡る歴史を持っている。圧縮機の製造を開始したのは 1899 年で、やはり買収を通じで会社の規模を大きくしている。
MCO – オフショア圧縮機市場の新参企業である三菱重工コンプレッサー株式会社は、三菱重工業株式会社の 100％子会社である。2010 年 9 月、同社は、Solar 社からガス注入
圧縮機の発注を得ている。この契約については、MCO が製造する圧縮機を Solar が自社のガス・タービンに組み込むことになっている。
（2） ボイラーと蒸気タービン
ガス・ ター ビン によ る電 力を 発生 の代 替案 として は、 ボイ ラー で水 を沸 騰さ せ（ ガ ス 、
HFO （ Heavy fuel oil の 略 。 訳 注 ： 比 重 の 高 い 燃 料 油 で 、 C 重 油 相 当 ） 、 MDO（Marine diesel oil の略。訳注：A 重油相当） あるいは油田からの原油さえ使って） 、その蒸気をタービンに通す方法がある。FPS 上では蒸気は、原油を温めたり、プロセス
分離モジュールでの利用といった他の用途にも使えことができる。
ボイラーとガス燃焼システムの製造メーカー
FPS 用のボイラーとガス燃焼システムの主な供給メーカーは、Hamworthy、Aalborg、および Saake の 3 社である。3 社とも、既存ボイラーのガス燃焼システムへの改造、
FPS に 設 置 す る モ ジ ュ ラ ー 化 ボ イ ラ ー 完 成 品 の 供 給 を 行 っ て い る 。 市 場 で 有 力 な の は
Hamworthy と Aalborg の 2 社になる。
Hamworthy Combustion Engineering Limited – 英国企業である Hamworthy は、
低圧から 220 トン／時の蒸気を発生する高圧のボイラーまでを製造している。独自開発
したガス燃焼システムも持っている。
Aalborg Industries –Aalborg は、最大 130 トン／時の蒸気を発生する低圧ボイラーを製造しているデンマークの企業である。同社はまた、ガスを燃焼させるボイラー燃焼シス
テムの製造メーカーの Gosfern を買収している。

92－ 93 －

Saake Marine Systems - ドイツ企業の Saake も従来から FPSO 用のボイラーとガス
燃焼システムを数基納入した実績を持つ。
蒸気タービンの製造メーカー
船舶用タービンのメーカーの数は多い。しかし、FPS 用途のタービンについては、主要メーカーは次の 2 社である：
Dresser Rand - 2008 年に Dresser Rand が買収されるまでは、Peter Brotherhoodと い う 英 国 企 業 で あ っ た 。 1907 年 以 来 、 蒸 気 タ ー ビ ン を 設 計 ・ 製 造 し て い る 。 ま た 、FPS への設置を容易にするタービンのモジュラー化も行っている。FPSO 用としては最大 27MW までのタービン の納入実績がある。
株式会社シンコー –1-15MW の蒸気タービンを製造する日本企業。製品の信頼性は高いが、現在モジュラー化は提供していない。
（3） 係留TLP、セミサブ、および SPAR は回転運動はしないが、一部の FPSO では風向きと天候によって 360 度向きを変えることができる。FPSO を回転させるにはタレットと呼ばれる専用の係留設備が必要で、タレットは海底にアンカーで固定される。船との接合は、船首に外部的に接続するか、あるいは船体下に内部的に接続するかいずれかの方法で行われる。
図 3-7 FPSO のタレット

図 3-6

タレット係留の仕組み

タレットの製造メーカー
タレットのメーカーとしては、SBM、Sofec、Bluewater、APL、および LMC の各社がある。
SBM – SBM または Single Buoy Moorings 社は、1970 年代に設立されたタレット市
場のパイオニアでありリーダーである。現在までに、係留システム（タレット）の 80％以上を供給している。SBM は、自社のタレットを石油会社、他の FPSO 請負企業、あるいは自社が請け負う FPSO 用に供給している。本社はモナコにあり、オランダの証券市場に上場している。
93－ 94 －

Sofec – タレット供給メーカーとしては 2 番目の規模の Sofec はヒューストンに本社を置く企業であり、主に FPSO メーカーの MODEC（三井海洋開発株式会社）への製品納入が多いが、一部はサード･パーティへのタレット供給も行っている。同社は、過去にはFMC グループの傘下にあったが、現在では FPSO メーカーMODEC に買収されている。
APL –APL または Advanced Production Loading は、北海向けの係留システムの開発のために 1993 年に設立されたノルウェー企業である。その後の成長を遂げ、2007 年にFPSO メーカーの BWOffshore1 に買収された。APL は、2010 年に 5 億米ドルで NOVに売却された。
Bluewater –Bluewater は、Heerema 家が株を保有するオランダ籍の非公開企業である。
同社は、タレット係留、特に北海でのそれのパイオニアの一社である。Bluewater 社は
FPSO の供給メーカーでもあり、従来からサード･パーティへの供給を行っている。
LMC – London Marine Consultants は、FSO および FPSO 用の簡単なタレットを設計している。2008 年に EMAS グループによって買収された。それ以前は、設計のみを行っていたが、現在ではタレット完成品をターン・キー契約で提供している。
（4）スイベル
スイベルと呼ばれる特殊機器を使うことで、流体、気体、制御信号および電力を地表面の静止物体から回転物体へと移動させることができる。スイベル
は、複数を積み重ねて配置される。スイベ ル ･ ス タ ッ ク は、 海上 で の修 理 が困難なため、FSO/FPSO 上の要 素のなかでも最も重要なものの一つである。
故障防止のために、スイベルには複数のシールや安全機構が組み込まれている。

図 3-8 各種のスイベル

タレットは、FPSO を係留システムにつなぐ構造である。流体や気体はスイベルを通って流れる。スイベルはタレットの内部に納められている。

94－ 95 －

スイベルの製造メーカー
タレットの大手メーカーは、LMC を除いて、すべて自社製のスイベルを持っている。しかし、スイベル業界のリーダーであり最先端のスイベルを提供しているのは、ノルウェー企
業の Framo Engineering AS である。同社のスイベルの信
頼性は最も高い評価を得ているが、同時に価格も最も高い。

図 3-9
組み立てられたスイベル（5） ダイナミック･ライザー
ダイナミック･ライザーとは、坑井から FPS へ、ならびに FPS から坑井（ガスまたは水の注入用）へと流体を搬送するためのフレキシブルなパイプである。ライザーは、層状に形成される。何層を重ねるかは適用用途によって異なる。単純な中程度圧力で水を搬送する場合なら 4 層程度になるし、より複雑な流体、温度および／もしくは圧力を扱う場合には 15 層かそれ以上になる。
一般的なライザーの構造を以下に示す。この例では、8 層構造になっている。

図 3-10

ライザーの構造
出所：MMS Workshop 2008

ダイナミック･ライザーは、掘削リグで使われるライザーとは別のものである。掘削ライ
ザーは、水深にしたがってセクションごとに組み立てられる。また、掘削リグが水深の大きさに対して相対的に小さい動きしかしないことから、掘削ライザーはほとんど静止状態にあるということができる。
生産ライザーは、一つながりの連続したライザーで、潮汐や天候による FPSO の動きや回転につれて湾曲するように設計されている。
95－ 96 －

ライザーの製造メーカー
フレキシブル・ライザーの主要な製造メーカーとしては、Technip、Wellstream およびNKT の 3 社がある。
Technip – ライザー設計のパイオニアでかつ最大の供給メーカーである。同社が最初にライザーを利用したのは、1973 年のコンゴの Elf のパイプライン用であった。それ以来、同社は延べ 9,000 キロメートル を超えるライザーを製造・設置している。ライザーは、同社がオフショア部門に製造･供給する数多くの製品の 1 つである。
Wellstream – ライザー･メーカーとして 2 番手に位置する同社は、1983 年に米国にて創 業 さ れ て 以 来 、 オ ー ナ ー が 4 回 ほ ど 変 わ っ て い る 。 1995 年 に 買 収 し た Dresser
Industries は、1998 年に同社を Halliburton に売却した。2003 年に経営陣が親会社から事業を買収し、最終的には 2007 年にロンドン証券市場に上場する公開企業となった。
Wellstream は、2010 年に 13 億米ドルで GE に買収されている。
NKT – 大手 3 番目のメーカーはデンマーク企業の NKT である。同社はライザーと自噴線用の高圧および中圧のフレキシブル･パイプの大手メーカーである。同社は 1960 年代末に設立された。NKT は自社をフレキシブル･パイプのメーカーとしては完全に独立した企業と喧伝しているが、その株式の 49％は供給パイプライン（umbilical）、ライザ
ーおよび自噴線の設置における主要プレイヤーである AcergySubsea7 が保有している。
（6） アンビリカル（供給パイプライン）
アンビリカルは、FPS と海中システムの間を結ぶ供給ラインで、坑井作業を制御するための電力、油圧、注入薬剤を送り込むものである。基本的には一般的な外径が 140－170
ミリのフレキシブルなホースで、その中に高圧油圧ホース、電線、光ケーブル、薬剤注入
ホースなどを収めたものである。
海中アンビリカルの大手供給メーカーとしては、
Aker
Solutions 、 Technip
Duco 、
Oceaneering、Parker Hannifin、JDR および Nexans などがある。

図 3-11

アンビリカル

Oceaneering – ヒューストンに本社をおく同社は、アンビリカルの供給者としては最大の企業である。アンビリカル製品ラインは Multiflex のブランドで提供している。製品
ラインは、熱可塑性チューブとスチール･チューブの両タイプのアンビリカルが含まれる。

96－ 97 －

Aker Solutions – スチール･チューブ製アンビリカル･システムの大手供給業者であり、またカーボン繊維－スチール･チューブ製アンビリカル開発の第一人者である。同社の製品としては、電気油圧式アンビリカル、カーボン繊維強化大水深用アンビリカル、センタ
ー･チューブ統合型サービスまたは生産用アンビリカル、および高圧電源アンビリカルがある。アンビリカルは、海洋石油･ガス供給プロセス全体を包含する一大生産ラインの一部をなすものである。
Technip – 同社もアンビリカルの供給における主要プレイヤーの一つである。アンビリ
カルの生産は、同社の子会社である Duco ならびにそのなかの一部はさらにもう一つの子会社である Angoflex が管理している。
Parker Hannifin - Parker Hannifin 内 の 2 つ の グ ル ー プ （ Parker Scanrope とParker Cabett） がアンビリカルの製造とオフショア産業への供給を行っている。
JDR – 同社は、海洋石油･ガス部門および海洋再生可能エネルギー市場向けに熱可塑性樹
脂製のアンビリカルを製造している。製品ラインには、各種の海中送電線とアンビリカルが含まれる。JDR は、緊急時および改修時制御アンビリカルを石油･ガス部門へ供給する企業のなかでは最有力であると自認している。ヒューストンに本社を置く同社は、2007
年 9 月に英国の非公開投資会社の Vision Capital によって買収された。
Nexans – 同社は、石油･ガスその他産業部門向けの電源ケーブルとアンビリカルを供給するノルウェーの大手メーカーである。ノルウェーは Halden にある同社プラントでは、
スチール･チューブ・アンビリカルと複合素材ケーブルの製造と供給を行っている。同社の発表によれば、同社のアンビリカル事業は、初期段階のエンジニアリングおよびスチー
ル管の溶接などから、認定試験から連結接続までにわたる完全に統合化されているという。
同社はまた、アンビリカルの設置に使われる極めて先進のケーブル敷設船や ROV も保有している。
（7） 浮きホース
石油を FPSO からオフテイク（引き取り）タン
カーに移送するために使われるホースである。通常、このホースは FPSO の船首か船尾に接続し、さらにオ フテイク･タ ンカー（ 普通の石油タ ンカ
ーでは船体中央部、あるいは定期往復積出タンカ
ーの場合は船首）のマニホールドへと繋がれる。

図 3-1297－ 98 －

ホースの使われ方浮きホースは主に単一カーカスと二重カーカスの 2
種類に分かれる。二重カーカス･ホースでは 、内側のカーカスから漏洩が起きても外側のカーカスによって石油の漏出を防ぐように設計されている。二重カーカス･ホースは、内側のカーカスの障害 を検知する特殊な電子センサー･システムを備えて おり、
ホースの損傷部分を同定してそれを交換できる。
浮 き ホ ー ス の 主 な メ ー カ ー は 、 Dunlop 、Yokohama 、 Trelleborg 、 Parker ITR 、 Manuli 、
Flexomarine、および SeaWing（グッドイヤー）がある。

ホースでつないだ船

3.3 オフショア作業船で使用されている主な設備・機器第２章で紹介したとおり、オフショア産業ではオフショア設備の建設および建設支援に携わる高機能船舶は、さまざまなものがある。これらの船舶でも固定式係留や、それよりも一般的なものとして自動船位保持システムが使われる。また、これら専用船舶のほとん
どがクレーンを少なくとも 1 基は備えていることが多い。

パイプ敷設船重量物起重船（1） クレーン –建設、パイプ敷設、宿泊船
オフショアの過酷な環境下で人員と資材を安全に輸送するためには、特別に設計されたクレーンが必要となる。ほとんどの企業では、クレーンの設計と建造に関しては米国石油協会（API）の 2C 規格に適合させることを義務付けている。
クレーンにはさまざまなサイズのものがある。もっとも一般的なものとしては、以下のようなものがある。
- 人員輸送／資材運搬 – 5-20 トン、ブーム長 35 メートル
- 重量物揚重 – 500-2000+ トン、 ブーム長 100 メートル98

－ 99 －

クレーン関連用語 9 4
補巻き（ホイップ･ラインまたはファスト･ライン）: 揚重能力が主ブロックより軽容量の補助的ロープ･システム。
ブーム: クレーンの上部構造に連結されて、巻上げ滑車装置を支える。
ブーム･ホイスト: ブームを上げ下げする。
ブーム支持装置: ブームを支持するために使われるワイヤ･ロープ、滑車、軸、ブロックその他の巻き揚げ部品。
キャブ : ク レ ー ン 制 御 す る 操 作 員 が 納 ま る 機 室 。
ガントリー: ブームを支えるロープを通すフレーム。
キングポスト: プラットフォームと連結する部分で、
図 3-12上部構造の回転中心線となる。
台座: 上部構造が載せられる下部構造。
回転上部構造: 回転する枠組み構造および搭載される作業機械。

クレーンの図解

キングポスト型と非キングポスト型の間に、使われる部品や機能の点に関しては基本的には相違はない。主な違いは、静止している台座部分に回転部分を連結する方法である。
クレーンの製造メーカー
クレーンを製造するメーカーの数は多い。クレーン以外の吊上げ装置を製造する NOV、
Aker、Huismann などでもクレーンも生産している。特殊専門用途のクレーン･メーカ
ーには、陸上用と海上用の両方を製造するところもあるし、オフショア用クレーンに特化しているところもある。
Favelle Favco – マレーシアとオーストラリアの工場で年間約 80 基のオフショア用クレーンを製造している。製造するクレーンの揚重能力は 5-2000 トンである。
Liebherr – 最大揚重能力 2000 トンまでの重量物クレーンのメーカーとしてよく知られているオーストリア（欧州）の企業。ただし、揚重能力 5 トンといった小型のクレーンも製造する。
Seatrax – 回転する上部構造が静止台座からはずせないためにより安全と考えられているキングポスト型クレーンの大手メーカー。この型のクレーンを過去 35 年にわたりヒューストンおよび現在では英国でも製造し続けている。

9 4 API 2C 規格99－ 100 －

4.

海洋構造物・オフショア作業船への我が国舶用機器導入可能性

4.1 海洋構造物に対する舶用機器の潜在需要（1） 掘削リグ
前述のように、オフショア石油ガス掘削は、さらに大水深へと向かっているが、その技術課題としては次のようなものがあげられている 9 5 。
• 地層圧力と地層破壊圧力の関係• 地層温度および海水温度の影響• 大水深の浅部地層の特徴• 水深の影響• リモートエリアであること• 掘削コストへの影響
これらの課題を克服する為に、様々な技術開発への努力が続けられている。例としては
次のものがある。
① MPD（managed pressure drilling）
掘削時において、坑壁と掘管の間（アニュラス、泥水の柱）の圧力を正確に制御できる
適応性のある掘削プロセスのこと。坑井内環境の限界を把握して、それに対応したアニュ
ラスの圧力プロファイルを掘削ウインドウ内に収めるのが MPD の目的。
MPD には次のような機器が使われる
RCD： アニュラスの圧力をしっかりと保持した上で、掘管の上げ下げができる。即ち坑
井内圧力をコントロールするバリアとして機能する。
Non Return Valves： 掘削中に坑井内流体の戻りを制御することで坑井内圧力をコントロールする。掘管接続時にも坑底圧を一定に保つ働きをする。掘管編成に随時取り付ける。
Choke Manifold： アニュラスにかかる背圧をコントロールすることで、掘削に必要な坑底圧のコントロールへ結びつける。手動と自動のチョーク操作法がある。
CCS： Continuous Circulation System の略。掘管接続時のアニュラスの圧力
ECD: Equivalent Circulating Density 等価泥水比重に掘削泥水の摩擦圧力損失を加えたもの）を制御する装置のこと。泥水温度を維持できるので、高温・高圧下で有効とされる。Continuous Circulation Device（CCD）とも呼ばれる。 9 6② ケーシング計画
ケーシングとは掘削の進行に伴って、掘られたままで地層が露出している坑井（裸坑）に内枠をつけること。ケーシング材料としては丈夫な鋼管（ケーシング・パイプ）が使用される。ケーシングに際しては、その強度、長さを決めるために、石油会社は地質専門家
や掘削技術者の提案や地球物理学的情報をもとにして、ケーシング計画を作成する。使用

9 5 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服。JOGMEC 2006 年 9 月
9 6 掘削技術の進歩： Managed Pressure Drilling （MPD）

100－ 101 －JOGMEC2009 年 3 月

される情報で一番確かなのは近くに掘られた井戸の記録で、それがない場合には似たような地域での記録が使用されたり、物理探査で得られたデータなどが利用される。ケーシン
グ計画を大きく左右するものは、坑の直径、目的層の深さ、そしてその潜在産出能力などである。これらはケーシングのサイズ、タイプ、材質の選択に大きな影響を与える。井戸が深くなり、掘進に日数がかかると、上部の坑壁は長期間裸坑のままにされ崩壊の可能性が高くなる。このため坑井の掘進にあたっては、ある深度あるいは日数まで掘進した後にいったんそこまでケーシングおよびセメンチングを施して、その後そのなかを通る径のビットでさらに下部を掘り進み、第 2 段のケーシングをする、というように、ケーシング
は大口径から次第に径を減ずる複数段となるのが通常である 9 7 。
大水深掘削ではオペレーションウインドーが狭いため、このケーシング計画の面からの対策がなされる。正攻法としてはケーシングの段数を増やすことになるが、当然限界があり、ケーシング段数の増加は作業時間およびコストの増加につながる。できるだけ海底下
深い深度までライザーレスで掘削 9 8 することによってケーシング計画に余裕を与えるという考 え方も ある が、 次に述べるジ オハ ザー ド（geo-hazard） 9 9 を考慮に入れた ケー シン
グ計画が重要である。
最新の LWD/PWD（logging whiledrilling 1 0 0 /pressure while drilling 1 0 1 ）ツールを使って坑内圧力管理を厳密に行い、MPD の実践を前提にすれば、ケーシング計画時の安全マージンを小さく取ってケーシング計画を楽にすることも可能になった。
③ ジオハザード（geo-hazard）対策 →シャローガス、シャローウォーターフロー、天然メタンハイドレート層などの浅部トラブル層を避ける。検地できない、避けられない場合の対策

9 7 Weblio ウェブサイト
9 8 ライザーレ ス掘削は、 二重比重（ デュアルグ ラディエント）掘削シ ステムに対 して提案さ れた最初のコンセプトで、海底上部の海水による水頭圧と坑内のアニュラス圧力を等しく制御するため、海底にマッドリフトポンプを使用するものである。これは裸坑部のオーバーバランスを維持するため、海底下には比重を高めた泥水を使う。
9 9 地質学上の観点から見られる危険因子。シャローガスやシャローウォーターフローは、ジオハ

ザードに含まれる。（特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服。JOGMEC 2006 年 9 月）
1 0 0 MWD（measurement

while drilling：掘削同時計測伝送システム）技術を用いて、掘削作業中に坑内センサーで地質データを取得し、リアルタイムで地表に取得データを伝送するシステム。掘削作業の効率化および安全性向上に有効なシステム。（特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業
1 0 1 MWD

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克服。JOGMEC 2006 年 9 月）

技術を用いて、掘削作業中に坑内センサーで坑内圧力データを取得し、リアルタイムで地表に取得データを伝送するシステム。掘削作業の効率化および安全性向上に有効なシステム。
（特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業
服。JOGMEC 2006 年 9 月）

101

－ 102 －

掘削分野の技術革新―水深 3,000m を克 パイロットホールの掘削
 LWD/PWD ツールを用いたトラブル層の検知
 ライザーレス掘削での加重泥水の使用
 特別な設計の海底坑口装置（異常高圧層や出水層中でのケーシングセメン
チング）④ サブシー機器
大水深掘削に用いるサブシーシステムは、海底面から海上の掘削リグへ向かう順に、サブシーウェルヘッド（subsea well head） 1 0 2 、サブシーBOP スタック（subsea BOP
stack ） 1 0 3 、 ラ イ ザ ー パ イ プ （ riser pipe ） 1 04 、 ラ イ ザ ー テ ン シ ョ ナ ー （ riser
tensioner） 1 0 5 、サブシーBOP コントロールシステム（subsea BOP control system）
10 6 などがある。これらの機器も大水深に対応したものが必要となる。
また、大水深でのサブシーシステムの運用には ROV 1 0 7 が不可欠である。
なお、メキシコ湾での事故を受け、米国政府は BOP（原油流出防止装置）の機能強化を義務付けており、新基準に沿った製品開発も大手メジャーが共同して実施中である。
⑤ 掘削リグ上の掘削機器
掘削リグ上に装備される各種掘削機器に関する大水深対応のために、大型化・大容量化
および機械化・自動化される。長大なライザーパイプをはじめとするサブシーシステムのためのハンドリング機器、泥水ポンプをはじめとする泥水循環のための機器やパイプライ
ンなどは、そのすべてが重量・容量のより大きなものに変わってきている。
⑥ 掘削リグの位置保持
ダイナ ミッ クポ ジシ ョニン グシ ステム（ DPS） が主流だが、アン カー 係留も 有効 なオ
プションである。アンカー係留方式の掘削リグは大水深対応のためのアップグレードが施102

通常の坑口装置とは、坑井の地上部分をコントロールするために、ケーシング頭部に取り付けられる装置をいう。坑口装置は、図に示されるように、ケーシング・ヘッド、ケーシング・ス
プール、チュービング・スプール、クリスマス・ツリーなどから構成されている。
最近、水深の大きな海域でドリル・シップやセミサブマーシブル・リグを使用して海洋掘削を行う場合は、坑口装置を海底面に設置する。海底坑口装置（subsea

wellheadassembly）と呼ばれている。
1 0 3 浮遊式掘削リグ（セミサブ型掘削リグやドリルシップ）では、数種類のBOP（防噴装置）を組み合わせて一体化させた形でサブシーウェルヘッドの真上に接続する。この一体化させた BOP
軍をサブシーBOP スタックという。
1 0 4 サブシーBOP スタックから掘削リグまで連結されている大径のパイプをさす。
1 0 5 ライザーパイプの自重、ライザーパイプ内の泥水の重量、潮流などによる外力に見合った上向

きの力でライザーパイプを吊り上げる機器
1 0 6 サブシーBOP スタックを制御するための装置。電気信号や流体圧力を介して BOP 及び各種バ

ルブ BOP の種類の１つで 9-5/8“または 13-3/8”サイズのケーシングパイプを切断できるように開発された特殊なのの。一般的なシアラム BOP はドリルパイプの切断に限定される
1 0 7 Remotely Operated Vehicle = 船上・陸上から遠隔操作される 水中ロボット

102－ 103 －

されたものがほとんどであり、大水深での係留を可能にするために高把駐力アンカー、高強度合成素材の軽量係留索、アンカー・係留索の事前設置（pre-set mooring） 10 8 などさ
まざまな工夫がなされている。
一方、DPS 掘削リグは大型化・大容量化だけではなく、あらゆる面で冗長性の追加が施されて、信頼性が増している。
⑦ 安全管理、環境保全
大水深での掘削作業は、浅水深掘削に比べて安全管理や環境保全上、より問題が大きい。
そ れ ら の リ ス ク に 対 し て は 、 ハ ー ド ウ ェ ア に 高 い 冗 長 性 を 求 め る こ と （ 特 に DPS や
BOP コントロールシステムなど）、危険作業から人間を遠ざけること（ドリルフロアのパイプハンドリングの機械化・自動化）、体系的なリスク管理を日常のものとすること、などにより対処している。
上述のような課題やその対策のための技術を取り入れた機器に対する潜在需要は高いと考えられる。
しかし、掘削リグに関連する機器は現在のところ、欧米企業がほぼ独占している。掘削
パッケージは 1980 年代には三菱でも生産していたが撤退。その後の技術革新もあり、そう簡単には参入できない。
また、上記のほかにリグに使われる機器としては（オフショア作業船にも使われるが）、
特殊な大型クレーンがある。ナックルブームクレーンというもので、重くて長尺もので、支点が複数あるタイプのものである。掘削パイプなどを持ち上げるためのものである。業界関係者によると、日本ではすぐに設計することは難しいのではないかとのことである。
掘削パッケージについては、前述のとおり、2 社が独占している。1980 年代には三菱グループが Continental EMSCO のライセンス生産をしていた。業界関係者によると、1980 年代の技術者が引退する前であれば、再参入も可能ではないかという。
その他、チェーンやポンプでは既に日本企業も参入している。（チェーン：浜中チェー
ン、ポンプ：SHINKO）（2） 浮体式生産システム
浮体式生産システムのトップサイドで使われているのは、石油化学などのプラントの技術である。石油化学プラントでは日本のエンジニアリング会社も世界各国で活動をしている。

1 0 8 アンカー（anchor）および係留索（ワイヤロープやチェーンなど）を使用して位置保持を行う

セミサブ型掘削リグでは、通常掘削ロケーシ ョンに到着 してからアンカー設置のための作業を開始する。プリセットムアリングは、掘削リグ が掘削ロケーションに 到着する 前 にアンカー設置作業を終了しておく方法 を指す。この方法を採用することにより、掘削リグはロケーション到着後 、事前設置したアンカーと係留索 を接続するのみの作業となるため、作業時間 を 短縮することがで
きる。

103

－ 104 －

東洋エンジニアリングは、資源大手の BHP ビリトン社向けにオーストラリアで操業して い る FPSO ト ッ プ サ イ ド を 建 造 し た 実 績 （ 2006 年 ） が あ り 、 ま た 、 三 井 開 発 開 発（ MODEC ） と 共 同 で シ ン ガ ポ ー ル に MODEC and TOYO Offshore Production
Systems Pte. Ltd.を設立している。2008 年には西アフリカ・アンゴラ向け洋上原油処
理設備設計業務を受注、また、2010 年 11 月にはブラジル向け FPSO の洋上原油処理設備の受注が内定した。さらに 2010 年 3 月には MODEC と共同で、ブラジルのペトロブ
ラスと中小規模 GTL 開発の協力契約を締結し、実証設備の建設を開始した。ペトロブラ
スは、ブラジル国内における洋上原油生産に随伴するガスやへき地にある石油ガス田の天然ガスを GTL により液体転換することで原油の増産を意図している。
日揮は西アフリカのアンゴラで、カビンダ・ガルフ・オイル社向け洋上 LPG 処理設備
（LPG FPSO:Floating Production Storage and Offloading）プロジェクトや、インドネシア領ナトゥナ海上の大型洋上ガス処理設備など、オフショア石油ガス生産設備を受注した実績がある。
また、千代田化工建設は 2009 年、SBM オフショア社と共同でブラジル向け年産 270
万トンの洋上天然ガス液化装置（洋上 LNG）の基本設計業務を受注した。
このように、日本のエンジニアリング会社は数はそれほど多くないものの、オフショア
石油ガス開発の生産プロジェクトにも参入している。日本のプラント資材・機器メーカー
が、日本のエンジニアリング会社を通じてオフショア石油ガス開発に参入することは可能
で あ る 。 し か し 、 こ れ ら の 設 備 は 設 計 仕 様 が 、 米 国 の API （ American Petroleum
Institute）の基準に即していることが多いため、日本のメーカーはその仕様にあわせなければならない。それでも、掘削リグに比べれば、技術力の高いプラント機器メーカーは既に日本にもあり、ビジネスチャンスはあるものと考えられる。業界関係者によると、コンプレッサーでは三菱重工、前川製作所などが対応可能であり、またコベルコも米国の会社を買収して参入を検討している。
また、前述のように、オフショア生産設備では電気をつくるため、ガスタービン発電機が使われるが、この分野では GE や Rolls Royce が強い。川崎重工や三菱重工も参入を希望しているが、実績重視であるため、参入はそれほど簡単ではないという。
一方、オフショア石油ガス設備は、地上のものよりさらに、腐食対策に投資を惜しまないという。20 年以上使用され、地上と異なり修理も大変であるし、5 年おきにドックに入って修理ができる普通の船舶とも事情が異なる。こうした腐食対策で、高い効果のある技術が開発できれば、市場参入も可能であろう。
また、大水深化がすすむ中、今後の技術ニーズとしては次のものが考えられる 1 0 9 。
① フレキシブルライザーの軽量化・高強度化（複合材料、高張力鋼）② TLP のテンドンの軽量化・高強度化（複合材料、チタン合金）③ 防熱・加温による流路保全（Flow Assurance）④ 大水深の生産性向上を図る海底セパレーター 1 1 0 の開発

1 0 9 特集：深海へ向かう世界の石油・天然ガス開発事業水深 2,000m を超えた生産井─油・ガス田開発の進歩、JOGMEC 2006 年 9 月

104－ 105 －

①のような素材の分野では日本精鉱など日本でも競争力の高い企業がある。ただし同じ素材でもテンドンの素材はカーボンスティールで、かつては住友金属がつくっていたが、価格競争が厳しく撤退している。また、この他にも、CO2 圧入攻法に代表される原油回収率向上技術、メタンハイドレートなどの非在来型石油ガス田開発技術、GTL, NGH な
どの油ガス有効利用技術、環境調和型石油ガス田開発技術などが注目されることになろう。
こうした分野の研究や実現に使われる機械機器の需要は高まると思われる。
もう１つ、業界で最近注目の話題は、洋上 LNG プラント（FLNG）である。現在、ガスは陸上までパイプラインに持っていって、陸上で LNG 化し、輸出される。これに対し、
海底石油ガス田から採掘した天然ガスをその場で液化天然ガス（LNG）にする設備である。パイプライン敷設が不要のため石油ガス田が小規模だったり、遠洋にあったりする場
合でも機動的に事業化しやすい。逆に、基地上に建設する液化設備の大型化に限界がある
ため、大規模な石油ガス田では量産効果が十分に働かない。石油ガス田の規模や立地に応じて従来方式と洋上 LNG 基地のすみ分けが進むとみられている。日本企業も洋上ＬＮＧ
基地の関連市場に相次ぎ参入している。三菱重工業や日揮、千代田化工建設などが設備の受注活動を本格化させている 1 1 1 。また、石川島播磨重工は、FLNG 向け貯蔵タンクを、
従来の 3 分の 1 のコストで生産する技術を開発している。SPB 方式と呼ばれるタンクで、
サムスン重工や大宇造船などに採用を持ちかけているという 1 1 2 。 FLNG の実用化には多くの解決すべき技術要素があり、複合的に絡みあっている。一つ一つの要素は既存の技術でも、それらを最適に組合せて全体を統合する技術が必要となる。特徴的な技術的課題
として、波浪揺動による液化能力への影響（液化効率低下、プラント稼働率低下、寿命短
縮、事故可能性）、貯蔵への影響（タンク内液面スロッシングによる事故可能性）、出荷への影響（稼働率低下、事故可能性）があり、これらの問題への対策が重要となる。限られた大きさの船体の上に液化・貯蔵・出荷設備を搭載しなければならないので、陸上基地
よりも FLNG は設備密度が高くなり、事故の際のダメージが大きく、FLNG 特有の安全性対策が必要となる。また、限定されたスペースでは設備保全も困難である。 液化プロセスの選定一つをとっても液化効率・プラント稼働率・設備費･運転操業費・安全性・設備保全性等あらゆる面の検討を行って総合的に評価することが重要となる 1 13 。

1 1 0 坑井からの産出流体を油、水、ガス、砂に分離。例えば、海底でガスが分離できると貯留層へのガス圧入という（貯留層圧の維持を通して）採油増進につながる。砂の分離は、砂によるパイ
プライン・チョーク・バルブの侵食の防止や軽減につながる。また、洋上施設のセパレーター配管が砂により詰まることを防ぐ。水の分離は、配管内のハイドレート防止、小径パイプラインの適用、腐食の低減、貯留層への水圧入ほかにつながる。海底セパレーターは重力式（重力分離）とサイクロン式（各相がサイクロン内で加速され分離）に大別。（JOGMEC 2009 年 5 月）
1 1 1 日経やさしい経済用語の解説
1 1 2 2011 年 1 月 12 日

日経産業

1 1 3 千代田化工ウェブサイト

105－ 106 －

実用化にいち早く乗り出しているのは、シェルで、サムスン重工に 3 隻の FLNG を発注した。また、前述のように千代田化工と SMB オフショアは共同で、ペトロブラスから
FLNG の基本設計業務を受注している。今後 5 年間で 10 隻の FLNG の建造が見込まれている 1 1 4 。
また、FPSO に GTL を搭載するマイクロ GTL（中小規模 GTL）という技術も開発が進められている。規模の小さい石油ガス田を対象に、圧力と化学反応を一緒に GTL の中で行うものである。GTL 設備の設置面積を従来の 6 分の 1 程度に小型化できる可能性があり、FPSO（浮体式海洋石油・ガス・生産・貯蔵・積み出し設備）上に搭載し、海洋石油ガス田開発の新たなツールを提供することができる。前述のように、三井海洋開発、東洋エンジニアリングがペトロブラス向けの実証実験を行うことになっている。また、両社は米国の技術開発ベンチャーでマイクロプロセス技術分野における先駆的開発会社である
Velocys Inc.と共同で、洋上 GTL 設備の開発・商用化のための共同開発協定も 2007 年に締結している。
こうした分野で必要とされる素材、機器などは今後のニーズが見込まれる。
4.2 オフショア作業船に対する舶用機器の潜在需要
オフショア作業船には多くの種類があり、その従事する業務も多様だが、比較的共通して必要となる機器には大型クレーンがある。前述のように、オフショア石油ガス開発が大水深へとシフトし、オフショア構造物も大型化すると、オフショア作業船の大型クレーンの需要も増えることが考えられる。
オフショア作業船は 30 年ほど前までは、物資輸送だけだった。現在ではアンカーハン
ドリングの機能をつけた AHTS が増え、ジャッキアップリグや FPSO の錨をうつのに使われる。そのためには 100 トンくらいの大型のウィンチが使われる。ジャッキアップリ
グの場合、4 点で錨をうつが、FPSO は 24 本必要となる。AHTS やそれに搭載されるウィンチも、オフショア構造物 の需 要が増えれば、そ れに 応じて増える。ま た、 DPS、 普通の船よりも大型の水深装置（Thruster）、救助、消防などの機能を持つ AHTS もある。
オフショア作業船にはパイプ敷設船があるが、ここではクレーンのほかに、テンショナ
ーやパイプ芯出し機が使われる。テンショナーはパイプの張力を保つためのもので、ノウハウの塊であり、欧米企業で独占している。パイプ芯出し機は溶接の際にパイプをまっす
ぐに出していくためのもので、日本では日本車両が製造している。
欧米企業の中には、こうしたオフショア作業船の設計だけを行い、船舶の建造はアジアで行っているところもある。設計と機器は欧州から供給して、建造はアジアで、というパターンである。そうした設計専門会社の代表的なところでは、Ulstein などがある。
日本企業も、オフショア分野に参入する場合、設計に特化するなど発想の転換が必要となろう。

1 1 4 2011 年 1 月 12 日

日経産業

106

－ 107 －

5.

東南アジア主要国およびメキシコにおけるオフショア産業支援策

オフショア石油ガス産業が活発化する中、開発に使用される海洋構造物や支援船のニーズも高まっている。しかし、東南アジアでは、修繕やバージの建造などに従事しているヤードはあるものの、シンガポールや一部マレーシアの造船所を除き、高度な海洋構造物や支援船の建造ができるヤードは少ない。オフショア石油ガス産業向けの造船業に特化した支援策も少ない。以下、オフショア石油ガス産業向けの造船業にも適用可能な各国の支援策をまとめた。
5.1
シンガポール
シンガポールはリグ建造、FPSO の改造では世界トップクラスを誇る。セムコープマリンとケッペルオフショア＆マリンという 2 つの政府系企業がオフショア構造物に強い造船所として、世界的にも有名である。また、支援船の建造や修繕に従事する中堅の造船所も多い。こうした造船所の活動をサポートする、船級協会、設計、エンジニアリング、舶
用機械、サービスなどの企業が数多くあり、その多くは外資系企業の子会社や販売サービ
ス代理店である。シンガポールの場合、こうした外資系企業が進出しやすい環境を整えている、という点も、オフショア石油ガス産業の振興に一役買っているといえる。
このようにシンガポールのオフショア産業の競争力は強いが、さらに競争力を強化するために研究開発や人材育成に力をいれている。例としては次のとおり。これらはオフショア産業に特化したものではないが、オフショア産業も対象となっている。
（1） シンガポール海事研究所（Maritime Institute）
2010 年９月にシンガポール海事港湾庁（MPA）が設立を発表したもの。海運、港湾、海事サービス、オフショア（海洋資源開発支援）、造船など多分野にわたる海事関連産業の研究開発（R&D）や学術研究、政策に関する戦略・計画を策定するシンクタンクとして新設される。シンガポールの海事関連業界の人材育成、研究開発力、競争力の底上げを目指すもので、MPA は新研究所に向こう 10 年間で 2 億シンガポールドルの資金拠出を行う方針。また経済開発庁（EDB）、科学技術研究庁（A*STAR）の両政府機関も助成を行う。
（2） 海事産業基金（Maritime Cluster Fund - MCF）
オフショア産業や造船だけでなく、海事産業全般（海運、船舶売買、船舶金融、海事仲裁
法、港湾管理・開発、海事保険、船員など）が対象になる基金。2002 年に設立された。
人材育成やビジネス開発を支援する基金。
（3） 海事革新・技術基金（Maritime Innovation & Technology （MINT） Fund）
MPA が 2003 年に創設した海運・造船業界のＲ＆Ｄ促進のための 1 億ドルの基金。この中には、学生向けの海事産業インターンシッププログラム（MIAP）、高等教育機関や研究機関における海事産業関連の研究開発に MPA が資金援助をする高等教育機関共同研究
や MPR 研究開発プログラム、産学共同研究に MPA が資金援助をする海事産業技術プロ
107－ 108 －

フェッサーシップ、シンガポールの港や海事施設を使って海事産業関連の研究開発成果の実証実験を支援する海事産業新技術実証実験プログラムがある。
（ 4 ） 海 事 作 業 地 場 企 業 高 度 化 プ ロ グ ラ ム （ The Marine Group Local Industry
Upgrading Programme -LIUP）
1995 年に EDB と大手造船所が立ち上げた、地場の造船裾野産業支援策。人材育成、生産性向上、新技術の導入、作業工程の改良などの面で、大手造船所による下請け企業育成
を EDB が資金面を含み支援するもの。
5.2
マレーシア
マレーシアには約 70 の造船所があるが、小規模な造船所が大部分を占め、国内市場向けの新造船や修繕が多い。マレーシアは石油ガス産業が盛んなため、石油ガス向けの支援船の建造を専業としている造船所や、軍用など政府向けの建造や修繕を主業務としている
造船所も多く、マレーシアの造船業は国内の石油ガス産業と政府調達への依存率が高い。
石油ガス産業向けとはいっても、大型タンカーやオフショア開発向けのリグやオフショア
生 産 プ ラ ッ ト フ ォ ー ム の 建 造 が で き る 造 船 所 は 少 な く 、 オ フ シ ョ ア 供 給 船 （ Offshore
Supply Vessels）で、大型のクレーンなどは積まない中型船である。一般にマレーシア
国内の需要であっても、大型船や技術的に高度なものは、外国の造船所に発注されることが多い。
造船業はマレーシアの経済にとって重要で、工業化マスタープランでも造船業は対象となっているが、マレーシアでは超大型船の建造能力をつけることを目指しているわけではない。新造船では 3 万 DWT までの船舶に特化しその分野での能力を高めること、メイ
ンテナンス、オーバーホール、改装などの修繕能力も、大型化ではなく、既存の設備の改良などで技術力、人材の能力を高めることや、オフショア構造物建造の活動を拡大することが目標となっている。工業化マスタープランでは、こうした目標を達成するために次の点を掲げている。
①
スキルアップ• 地場造船所の技術レベルを向上するための技術プログラムの実施• 船舶設計、エンジニアリング、金属学、腐食管理分野のスキル向上• 教育機関への専門家の派遣、• 造船業先進国との協力②
インフラ、サポート施設の充実• 特 別なグ レ ー ド・ 仕様 の鉄 板の 供 給 、金型 の 製 造、 機械 加工 、鋳 造 そ の他 の造船作業向けサービスの強化。これを達成するために次を行う。
• 海洋設計、R&D、マーケティングのスキルと能力を開発する• 必 要とさ れ る 基準 と品 質の 部品 や 部 材を生 産 す るた めに 機械 や機 器 の アッ プ
グレードを奨励する• 生 産コス ト 削 減が でき るよ う、 共 同 開発あ る い は共 同購 入で きる よ う な部 品や部材を探す。

108－ 109 －

③④

資金支援
• 造船所や裾野産業の設計能力を高めるための活動に資金支援を行う。
オフショア構造物の建造拡大• オフショア生産プラットフォームの設計の能力を高める。
• 国内のオフショア生産プラットフォーム建造業者の国際プロジェクト参画を
支援する。

5.3
インドネシアインドネシアの造船産業は旧オランダ植民地時代の修理ドックを政府が 1960 年に接収し、国営企業として運営を続けている造船所やその後新たに設立された国営造船所が中心となっている。中でも大手は、オランダから接収した造船所 3 ヶ所と 1960 年代に設立した造船所 4 ヶ所が合併した DKB Shipyard （Dok Perkapalan Kodja Bahari）で、同社は本社をジャカルタに置き、サバン（北スマトラ）、パダン（西スマトラ）、パレンバ
ン（南スマトラ）、バンジャルマシン（南カリマンタン）、ジャカルタ（5 ヤード）、シレボン（西ジャワ）、スマラン（中部ジャワ）の各地に造船所を保有している。また、ス
ラバヤの海軍造船所を改築して 1980 年に設立された国営の PT Pal は、最新の設備を有し、大型船、軍艦、特殊船舶、海洋オフショア構造物の建造能力を持つインドネシア屈指の造船所である。
一方、シンガポールからフェリーで 40 分に立地するバタム島では、多くのシンガポー
ル系造船所が立地し、インドネシアでの一大造船集積地を形成している。シンガポールは土地面積や労働者数などの面で事業拡大がしにくくなっていたが、バタム島には土地があり、シンガポールの造船所の事業拡大には格好の選択肢となったわけである。1990 年以降、60 社を超える合弁企業が設立されたが、合弁の相手は多くがシンガポールの造船所である。シンガポールにはリグ建造、FPSO 改造、その他オフショア支援船の造船所があるが、バタム島にはシンガポールの造船所のサポートとして、リグの櫓の建造など、鉄鋼構造物に従事するヤードが多い。しかし、バタム島の造船業は民間主導で発達してきており、政府からの支援があったわけではない。
バタム島以外にある大手造船所は、政府系がほとんどであり、そのため、経営難に陥っても政府からの支援がある。例えば PT PAL は資金難に陥っているが、2010 年９月に1700 億ルピーの財政支援を受けた。PT PAL 向けには総額 4500 億ルピアの財政支援が計画されており、残りは 2011 年に支払われる。しかしこれは業界支援というより国営企業救済である。
なお、インドネシア政府はカボタージュ政策導入を 2005 年に決定し、船舶種別ごとに順次、施行している。そのため、国内で船舶需要が高まっているが、国内の造船各社はあまり恩恵を受けていない。その理由としては、資金借入コストの高さ、資金不足、輸入原材料への過度の依存、土地所有権をめぐる紛争により、増産できずにいる。業界団体のイ
ンドネシア造船オフショア産業協会（IPERINDO）と産業省の試算によると、建造能力拡大のためにインドネシアの造船業界は 2009 年から 2014 年までに 28 兆 5000 億ルピ
アが必要だとされている。また、IPERINDO は、インドネシアの造船業界の競争力を高めるため、国内で建造した船舶に対する 10％付加価値税の政府負担を求めている。具体109－ 110 －

的には工業省の予算で、造船所が支払うべき付加価値税の肩代わりをしてはどうかと言う提案で、2010 年５月 IPERINDO は提案の詳細を検討中である。
こうした中、カボタージュ原則のオフショア部門適用の特別措置を求める声が出ていた。
リグ、パイプ敷設船などのＣ区分の船舶に対するカボタージュ適用が施行されると、現在稼動中の海洋構造物がインドネシア海域で操業できなくなり、インドネシアのオフショア
石油ガス産業に打撃となる。これに対して、インドネシア国会は 2011 年３月に、オフシ
ョア石油ガス開発で使用される船、海洋構造物は、人や物資を運ばないのであれば、カボ
タージュ規制の対象外と法改正を可決した。これにより、オフショア石油ガス開発向けの海洋構造物の国内建造能力を早急に高める必要はなくなった。
5.4
タイ
タイには 200 余りの造船所が立地しているが、小規模零細企業がほとんどで、造船産業は発達していない。造船所の多くはチャオプラヤ川沿いに立地しており、環境の面からも問題となっている。また、浮きドックなどの造船に必要な施設・設備もタイには不足している。こうした中、タイでは 2006 年から 2008 年にかけて、造船振興政策の策定や、造 船 振 興 工 業 団 地 の 設 立 が 検 討 さ れ た 。 そ の 際 、 国 立 経 済 社 会 開 発 庁 （ National
Economic and Social Development Board : NESDB）は造船業振興のための提言と業界現状の調査結果を 2006 年 1 月に発表したが、そこではオフショア開発については言及していない。造船産業一般に対しては、2007 年に投資庁（BOI）がゾーン 2 とゾーン 3（*註）に造船所を設立する場合、8 年間の法人税を減免とする措置を導入した。前述のようにタイの造船所はゾーン 1 のチャオプラヤ川沿いで、拡張の余地はなく、造船産業を育成するには、ゾーン 1 以外の場所に立地することが望ましい。また、BOI は機械機器の輸入関税も免税とする。対象となるのは以下のとおり。
 500GT 以上の鉄鋼製船舶を建造する造船所
 500GT 以下の船舶（木造、鉄鋼以外）を建造する造船所
造船振興工業団地についてはその後の動きは見受けられない。タイでは政治の不安定な状況が続いたこともあり、進展していない可能性は高い。
註：タイのゾーニング 1 15
第 1 ゾーン：バンコク首都圏 6 県
バンコク、サムットプラカーン、サムットサコーン、パトゥムターニー、ノンタブリー、
ナコンパトム
第 2 ゾーン：首都圏周辺 11 県およびプーケット
サムットソンクラーム、ラチャブリ、カンチャナブリ、スパンブリ、アントーン、アユタ
ヤ、サラブリ、ナコンナーヨック、チェチェンサオ、チョンブリ、ラヨーン、プーケット、
レムチャバン工業団地
第 3 ゾーン：低所得とインフラの開発度が低い残り 58 県

1 1 5 ジェトロウェブサイト

110－ 111 －

シーサケート、ノンブアランプー、スリン、ヤソトーン、マハサラカム、ナコンパノム、
ローイ エッ ト、 カラ シン 、サ コンナコ ン、 ブリラ ム、 アムナー トチ ャル ーン 、プ レ ー 、
パヤオ、ナーン、サトゥン、パッタニ、ヤラー、ナラティワート、ノンカイ、 ウボンラ
チャタニ、チャイヤプーム、ムクダハーン、ウドンタニ、ルーイ、コンケーン、 ナコン
ラチャシマ、ペチャブーン、ピチット、スコタイ、チェンラーイ、メーホンソン、 ウッ
タラデ ィッ ト、 ター ク、 ピサ ヌロ ーク 、カ ムペー ンペ ット 、ラ ンパ ーン 、チ ェン マ イ 、ランプーン、トラート、チャンタブリ、プラチュアプキリカーン、プラチンブリ、ロッブ
リ、 シンブリ、チャイナート、ウタイタニ、ナコンサワン、サケーオ、パンガー、ソン
クラー、 クラビ、スラータニ、チュンポーン、トラン、パッタルン、ナコンシータマラート、 ラノーン
5.5
フィリピン
フィリピンの造船所は零細企業が多い。外資系の大型造船所もあるが、オフショア石油ガス開発向けの構造物建造を主業務とはしていない。フィリピンでは 2006 年の「フィリピン造船･船舶修繕産業の強化および同産業の発展促進に向けた取組みの策定」と題する行政命令があるが、そこにはオフショア石油ガス産業向けの船舶や構造物については言及されていない。
5.6
ベトナム
ベトナムには国防省、漁業省、運輸省に属する造船所や民間の造船所があるが、造船所の総数については確かな統計がない。最大の造船所グループは、運輸省の管理下にあるベ
トナム造船公社ビナシン（Vietnam Shipbuilding Industry Corporation）である。
ビナシンは 1996 年に設立された国営造船所で、傘下の造船所の多くは北部のハイフォンに立地しており、同グループの主力造船所は北部のバクダン造船所、ハロン造船所、ナムチュー造船所である。ホーチミン郊外にもサイゴン造船所やサイゴンシップマリン等の造船所がある。この他、韓国の現代グループとの合弁の船舶修繕ヤードの現代ビナシン造船所を持つ。最近ではクアンガーイ省のズンクアット造船所をはじめとする中部の造船所も開発した。
ベトナム政府は造船業を戦略産業と位置づけているが、造船業の中核となっているのは、ビナシンであり、これまで、ベトナムの造船産業振興策＝ビナシンの拡張計画だった。しかしビナシンは、急速な拡張、事業の多角化、資金運用の失敗により、2010 年、負債総額 44 億ドルを抱え、破綻寸前にまで追い込まれた。報道によると、クレディ・スイスの取りまとめで 2007 年に設定された融資総額６億ドルのうち、最初の実行分である 6000
万ドルについて、2010 年 12 月の返済期限にデフォルト（返済不履行）に陥った。放漫経営の責任で、幹部が何人も逮捕された。政府はビナシンの再建を支援する方向で、現在ビナシンの再建計画策定中である。政府は 2012 年までにビナシンの赤字を食い止め、
2015 年までに同グループが安定的に発展できるようにすることを目指しているという。
なお、報道などから収集したこれまでのビナシン傘下の造船所で建造している船は、貨物船が多く、オフショア石油ガス向けの船舶や構造物については、ほとんど経験がない。ビ
ナシン 傘下 の中 でも 大手 のナ ムチ ュー 造船 所で、 ベト ナム 初の 浮体 式貯 蔵積 み出 し 施 設
111－ 112 －

（Floating Storage and Offloading system : FSO）を、国営石油会社ペトロベトナムの子会社向けに建造したが、2008 年末には納入予定から大幅に遅れて、2010 年 8 月に完成した。
政府は今のところ、オフショア石油ガス開発や石油精製所の建設に力を入れているものの、造船業については、ビナシン再建に手一杯で、オフショア構造物などの振興策まで手が回らないものと思われる。
5.7
ブラジル
ブラジルは 1980 年代には世界でも有数の造船国であったが、その後、過度な保護主義が裏目に出て凋落した。しかし 1990 年代に入ると、国営石油会社ペトロブラスに、石油ガス開発に必要な船やオフショア構造物などに現地調達を求める州政府の動きなどが現れた。1998 年に Kellogg Brown & Root （KBR）が、Barracuda Caratinga プロジェ
クトを 150 億米ドルで受注した際には 40％の現地調達率が課された。
ブラジルの造船業界はさらに、1999 年のシンガポールの Keppel FELS による投資で進展することになる。世界有数のリグ建造ヤードである Keppel FELS は既存の造船所を長期リースして、名前を Brasfels と変更。Brafels は、Barracuda Caratinga プロジェ
クト向けに、2 つの FPSO 改造、トップサイドの建造とインテグレーションを手がけた。
その後同ヤードは、Technip を共同でセミサブの建造も受注した。
さらに、ブラジル政府は、ブラジルにおける石油ガス開発産業における自国企業の参画の拡大、地元経済の活性化、人材育成を目指し、石油・ガス国内産業育成支援政策（ Program of Mobilization of Brazilian Oil and Gas Industry ： PROMINP ） を
2003 年に立ち上げた。これは政府、国営石油会社のペトロブラス、エンジニアリング技
術会社の AVEVA との協力によるもので、業界に必要なスキル人材の育成や、現地調達
率の引き上げを行う内容となっている。ブラジルでは石油ガス開発が盛んになってきているが、人手不足の問題がある。人材コンサルタント会社の Hay Group の調査によると、ブラジルでは業界に必要な人材の 15％にあたる 35,000 人が不足しているという。
PROMINP はそのギャップを埋めるために、地場産業を育てるためのプログラムでもある。「ブラジルでできることはブラジルで」というスローガンの下、地場産業の育成して、石油ガス開発産業に必要なサービスや製品を輸入するのではなく、ブラジル国内で供給することを目指している。そのため、ペトロブラスの調達計画には、高い現地調達率が課されている。現状ではブラジルにはその全てに応えるだけのノウハウ、技術力が足りな
いため 、海 外企 業と の技 術提 携、 合弁 など も奨励 して いる 。シ ンガ ポー ルの ケッ ペ ル は
PROMINP プログラムの立ち上げ前からブラジルに進出しているが、最近、シンガポー
ルの SembCorp や韓国の造船所がこぞってブラジル進出や提携に積極的なのは、こうしたブラジル政府の現地調達政策がある。
また、ペトロブラスは造船産業の育成のため、2006 年にブラジル南部の Rio Grandeに、大型のドライドック施設を持つ造船所の建設・リースバックの入札を発表して、ブラジルの造船業界を驚かせた。今では Rio Grande は造船関連企業が集積しつつあるが、当時は造船産業の集積地といえば Niteroi と Rio De Janerio であり、Rio Grande はこ
れらの地域から何千キロも離れて いたからである。この 入札は、サンパウロの WToore
112－ 113 －

が受注した。同社は 2007 年に、SembCorp Marine 傘下のジュロン造船所と合弁で、建設、運営を行う MOU を結んでいたが、最終的には合弁には至らず、その 2009 年にはKeppel に 70％の株式を売却すると報じられていた。しかし、納期の遅れ、資金難などから、2010 年 11 月に Engevix Engenharia に造船所を売却した。これにより、同造船
所 へ の シ ン ガ ポ ー ル 勢 の 参 画 は な く な っ た よ う で あ る 。 2010 年 11 月 、 Engevix
Engenharia はペトロブラスから８隻の FPSO を受注。Engevix Engenharia に造船の経 験 が な い こ と か ら 、 プ ロ ジ ェ ク ト 遂 行 能 力 を 危 ぶ む 声 も あ る が 、 Engevix
Engenharia はスウェーデンのオフショアエンジニアリング会社 GVA と中国の Cosco
Shipyard か ら 技 術 支 援 を 受 け て プ ロ ジ ェ ク ト を 遂 行 に 当 た る 。 ペ ト ロ ブ ラ ス か ら は70％の現地調達率が条件として課せられている。 1 1 6（1） 現地調達率
前述のように、PROMINP プロジェクトにより、石油ガス産業の現地調達率が規定されている。しかし、個々のプロジェクトの現地調達率条件をほとんど公開されていない。投資家はしばしば、どれくらいの業務を現地のサプライヤーに発注していいかわからないという。Prominp のウェブサイトには、現地調達比率の計算方法が細かく定められているが、それは非常に複雑でわかりにくい。さらに、探鉱と生産かによっても違い、またプロ
ジェクトによっても異なる。一般的には、探鉱で、陸上のプロジェクトの場合は 70％、オフショアで 100 メートルまでの場合は 37％、100 メートルから 400 メートルのオフシ
ョアの場合は 37％だとされる。生産の場合は、陸上で 77％、100 メートルまでのオフショアで 63％、100 メートルから 400 メートルまでのオフショアで 55％といわれている。
また、ブラジルの現地調達率の枠組みは複雑であるで、現地調達率要件を満たさなければならない規制は複数ある。
 国家石油庁（ANP）の現地調達比率
 ペトロブラスによるオフショア構造物・船舶など建造のユニットごとの現地調達
率 ブラジル開発銀行（BNDES）の融資を受ける場合の現地調達率要件
入札の際には、ブラジルの企業全てに同等の機会を与え、入札企業は、現地ベンダー、サプライヤー名をリストに加え、技術情報をポルトガル語で提出しなければならない。
他に、税制優遇もある。石油ガス関連の機器の輸入完全は平均 14％だが、1999 年に、2020 年までの免税の特別スキームが導入された。これにより、ウェットクリスマスツリ
ー、ある種の船舶、浮きクレーン、tow boat、ライザー、ROV は輸入関税とのその他一部の税が免除される。
なお、ペトロブラスの 2006-2010 年の戦略における現地調達率の達成目標は、同社全体
で 65％となっている。2011 年 1 月の報道ではペトロブラスはこの目標を 35％に引き下げるように政府に提言したとされるが、ペトロブラスはそれを否定している。実際に達成できた現地調達率は公表されていない。

1 1 6 9 July 2010 Upstream, 19 November 2010 Upstream, 12 November 2010 Upstream113－ 114 －

（2） 造船所融資
ブ ラ ジ ル 政 府 は 2004 年 に 、 ブ ラ ジ ル の 造 船 所 に 対 す る 融 資 ス キ ー ム 、 MerchantMarine Fund （FMM）を設立した。ブラジルの海運会社がブラジルの造船所で建造、改造、大型化、近代化、修繕などを行う場合のブラジルの海運会社に対する融資、同様の場合、ブラジルの造船所に融資するものとあり、いずれもプロジェクトコストの 90％を上限に融資が行われる。
さらに政府は、2008 年、FMM 融資を行う金融機関にリスクに対応する保証基金、造船保証基 金（ FGCN） を設 立し た。 保証 期間 は、建 造期 間中 に限 定さ れる 。こ れに よ り 政
府は、ＦＭＭの運営機関による円滑な資金供給を目指している。
FGCN ファンンドはブラジルの造船所が、ブラジル国内で使用される船舶などを建造する場合に適用される。

114－ 115 －

別添１.

主なオフショア油ガス田のリスト－ 117 －

－ 118 －－ 119 －

2008

2006

1999

2006

2004

2005

2004

N.A.

1997

1997 (Tombua) 2001
(Landana)

1998

1998

Bl 14 BBLTBl 14 Kuito

Bl 15 Kizomba A

Bl 15 Kizomba B

Bl 18 Greater Plutonio (Platina,
Plutonio, Galio, Paladio, Cromio
and Cobalto)

Bl 17 Pazflor (Perpetia, Zinia,
Acacia and Hortensia)

Bl 17 Dalia

2011

2006

2011

2007

1998 (Lirio), 1999
(Cravo, Orquidea
and Violeta)

1997

2000 (Perpetua),2002 (Zinia), 2003
(Acacia andHortensia)

1999 (Platina andPlutonio), 2000
(Galio, Paladio,
Cromio and Cobalto)
III

III

III

III

IV

Xikomba A2003,
Xikomba B2006

1999

Bl 15 Xikomba

Bl 17 CLOV (Cravo, Lirio,
Orquidea and Violeta)

III

2008

2000

II

II

IV

IV

IV

V

II

ReserveGroup

Bl 15 Kizomba C

Bl 14 Tombua-Landana

Bl 17 Girassol + Jasmim + Rosa

Bl 04 Gimboa

First Oil

2001

Year of Discovery(Field)1996 (Girassol),
1998 (Rosa), 2001
(Jasmim)

AngolaAfricaField name主要オフショア石油田

FPSO vessel

FPSO vessel

N.A - Field underdevelopment. Expectedpeak production of
850,000 bopd.

2 FPSO vessels

80,000 bpd (estimatedpeak production)

1

250,000 bopd (expectedpeak production)

FPSO vessel

BP

Total

N.A - Field underdevelopment. Expected
718 m - 1,030 m
FPSO vessel
peak production of(2,369 to 3,399ft)
200,000 barrels of oil and
150 MMcf/d of gas
1,200 to 1,500m

Total

Total

ExxonMobil

ExxonMobil

FPSO vessel

1,500m (4,950 ft) 240,000 bopd (2007)

1,341m (4,425 ft)

2,400 ft (732 m) 100,000 bpd (estimated)

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=248

http://www.offshoretechnology.com/projects/greater_ N.A.
plutonio/

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/pazflora
ject.aspx?project_id=326
ngola/

http://www.offshoretechnology.com/projects/dalia/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=324

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/xikomba
ject.aspx?project_id=639/

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/kizomba
ject.aspx?project_id=639/

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/kizomba
ject.aspx?project_id=639/

Combination of asurface wellhead
platform and subsea
wells tied back to an
FPSO vessel.

3,300 to 3,400 ft
250,000 bpd (targeted)(1,006 to 1,036 m)
ExxonMobil

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/kizomba
ject.aspx?project_id=639/

http://subseaiq.com/data/Project. http://www.rigzone.com/news/artic
aspx?project_id=539
le.asp?a_id=84450

http://www.offshoreN.A.
technology.com/projects/bblt/
http://instrumentation.co.za/article
http://www.gasandoil.com/goc/co.aspx?pklArticleId=1949&pklCate
mpany/cna94154.htm
goryId=62

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=306

Combination of dry tree
Extended Tension Leg
Platform (ETLP) andExxonMobil
subsea completions
tied back to an FPSO

Block 17 - 84 miles(135 kilometers)
offshore Angola

Block 18 - 160km
northwest of Luanda

Additional Reference (if any)

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=325

Weblink

3,300 to 4,200 ft 130,000 bpd (August(1,006 to 1,280 m) 2005)

1,365m (4,505 ft)

Block 17 - 150km off
the coast of Angola

Sonangol

Compliant Piled Tower Cabinda Gulf Oil Co.
Ltd. (Chevron)(CPT)
Fuel production,
storage and offloading Chevron Texaco(FPSO) vessel

FPSO

Total

Developer

17,000 bpd (Dec. 2009),
Compliant Piled Tower
with expected peak
Chevron Texaco
production of 100,000 bpd (CPT)by 20111,260 ft 100,000 bopd (2000)

1,218 ft

Production Type270,000 bopd (total
FPSO
average peak production)

Production Volume

60,000 bopd and 37
700 m (2,310 ft) MMcf/d (1 MMcm/d)(2008)
200,000 bpd (estimated1,280ftpeak production-2008)

1,350m (4,455 ft)

Water depth

Block 17

Block 15 - 230 miles(370 kilometers)
northwest of Luanda

Block 15

Block 15

Block 15

Block 14 - Easternsection of deepwater
Block 14Block 14 - Offshore
Cabinda Province

Block 17 - 93 miles(150km) offshore
AngolaBlock 4/05 - 53 miles(85km) offshore
AngolaBlock 14 - Lower
Congo Basin

Sea Area

主要オフショア石油プロジェクト

－ 120 －

2011

2005

2010

2009

2012

2006

1998 (Chota), 2001
(Bolia)

1996

2001

N.A.

2003 (Egina 1), 2004
(Egina 2), 2006
(Egina 3 and 4) and2007 (Egina 5)

1999

Bonga & Bonga NWBonga SW-Aparo

Baobab

2001

2005

2008

1995

Moho-Bilondo

Cote D’Ivoire/Ivory Coast

2009

2002

2005

N.A.

Azurite Marine

Congo–Brazzaville

Other Africa

Yoho & Awawa

Usan-Ukat

Erha (Erha and Erha North)

Egina (Egina 1, Egina 2, Egina 3,
Egina 4 and Egina 5)

Bosi

2011
(estimated)

2008

2000

Akpo

1998 (Ukat), 2002
(Usan)

2008

1998

Agbami

Bolia + Chota

2003

First Oil

1996

Year of Discovery(Field)Abo

Nigeria

Field name

IV

IV

V

IV

III

III

III

IV

IV

II

IV

III

III

IV

ReserveGroup
Production Volume200,000 bopd (July 2007)

120,000 bpd (estimatedcapacity)

95 m (314 ft) 160,000 bopd

N.A - Field underdevelopment. Peakproduction expected to1,550m (5,115ft)
reach 150,000 bpd. Start
production expected in2015.
190,000 bopd and 300
1,200m (3,960ft) MMcf/d of natural gas(2006)
N.A - Field underdevelopment. Peak
750m (2,475 ft) production expected toreach 180,000 bpd by
2012.

N.A.

Block CI-40 - 16
miles (25 kilometers)
offshore Coted'Ivoire

1,219m (4,023ft)

Total

Floating Production
Unit (FPU)

Canadian Natural

MurphyFPSO vessel

70,000 bopd (estimated FPSO vessel
2009)

2

Elf Petroleum Nigeria
Ltd.

ExxonMobil

Total

ExxonMobil

Combination of 2
wellhead platforms andExxonMobil
1 Fuel Storage
Offloading (FSO)
vesselFPSO vessel

FPSO vessel

FPSO vessel

N.A.

SNEPCOSNEPCO

Shell - ConocoPhillips

N.A. - Field underdevelopment

FPSO vessel

Total

ChevronENI

Developer

FPSO vessel

N.A. 350,000 bopd (estimated) FPSO vessel

1,030m (3,399ft)

1,325m (4,373ft)

FPSO vessel

Production Type250,000bopd (estimated FPSO vesselend 2009)

175,000 barrels ofcondensate a day and
320 MMcf/d of gas(estimated - 2009)
N.A. - Field underdevelopment. Estimated1,100 mproduction capacity is
50,000 bpd

1,462m (4,825 ft)

800m 9,000 bopd (2008)

Water depth

N.A. - Mooring
Mer Profonde Sud
depth of FPSO is at 40,000 bopd (expected
Block - offshore
4,594 feet (1,400 peak production)
Republic of themeters)Congo
50 miles (8090,000 bopd (peakkilometers) off the
1,100m (3,630ft) production estimate coast of the Republic
2008)
of Congo

Nigerian OML 104

Gulf of Guinea Nigerian OPL 222 100km South of Port
Harcourt

60 miles (97kilometers) offshore
Nigeria

Block OML 130 Niger Delta

Nigerian OPL 212 75 miles (120km)
offshore Nigeria
Nigerian Oil Mining
Lease (OML) 118
OGL 209 - Offshore
south, Southwest
Coast of Nigeria

Nigerian OPL 219

Nigerian Blocks Oil
Mining License(OML) 127 and 128 70 miles (113 km)
offshore Niger River
Delta
Nigerian Block OML
130 - 124 miles (200kilometers) from Port
Harcourt

Nigerian Block Oil
Prospecting License(OPL) 316 - NorthWestern sector

Sea Area

主要オフショア石油プロジェクト

Additional Reference (if any)

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=250

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=622

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=341

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=278

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=305

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=370

http://www.offshoretechnology.com/projects/yoho/

http://www.offshoretechnology.com/projects/usan/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=658

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
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http://www.offshoretechnology.com/projects/bonga/

http://www.thenationonlineng.com/dynamicpage.asp?id=74149
http://www.oilgasarticles.com/artic
http://www.rigzone.com/news/arti
les/85/1/Investment-in-Nigeriacle.asp?a_id=30193
Oil-and-Gas-Sector/Page1.html

http://www.offshoretechnology.com/projects/bonga/

http://www.addaxpetroleum.com/_
http://www.thefreelibrary.com/The
media/Analysts_Day_Nov_Part3.
+Shell-Led+Group.-a0167520421
pdf

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=252

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/agbami/ ject.aspx?project_id=249

http://www.pennenergy.com/index
http://www.eni.com/en_IT/media//petroleum/internationalpresspetroleumreleases/2003/04/Eni__Abo_Cen
encyclopedia/display/114960/ipes
tral_Field_on_stre_07.04.2003.sh/online-research-center/volumetml?menu2=media1998/issuearchive&menu3=press-releases
1/encyclopedia/africa/nigeria.html

Weblink

－ 121 －

2008

2003

1997

2003

2005

1989

1990

1994

Barracuda

Bijupira-Salema

Caratinga

2001

2008

2006

2003

1991

1994

2012

1988

N.A.

2003

2001

1985

1987

2003

Espadarte

Frade

Golfhino

JubarteMarlimMarlim Sul (South)

Papa Terra

Brazil2000

1972

Albacora

Peru

South America

Tiof

III

I

I

IV

III

IV

IV

IV

IV

II

II

IV

V

IV

2007

2006

IV

Reserve
Group

2000

First Oil

2001

1999

Year of Discovery(Field)Chinguetti + Tevet

Mauritania

NPG-Okume complex*

Ceiba

Eq Guinea

Field nameProduction Volume

Northern Campos
Basin - 75 miles(121 kilometers)from the coast of thestate of Rio deJaneiroBlock BES-100 Espirito Santo Basin- 50 miles (80kilometers) awayfrom Vitoria, Espirito
Santo offsouteastern coast of
BrazilNorthern Campos
Basin in Block BC60 - 70km offshore
the state of Espírito
Santo, Brazil
68 miles (110kilometers) offshore
Rio de Janeiro
Campos Basin - 75
miles (120kilometers) off thenorthern shore of
Rio de Janeiro
BC-20 Block Campos Basin - 68
miles (110kilometers) offshore
Rio de Janeiro is the
Papa Terra

Campos Basin-eastof Bonito and Bicudo

1,200m (3,960ft)

1,920m (6,336ft)

3

N.A. - Production tocommence in 2013

910m (3,003ft) 390,000 bopd

Petrobras

Petrobras

ChevronCombination of 1 Mini
TLP and 1 FPSO - both Petrobras
under construction

Combination of 4 semi
Petrobras
submersibles and 5
FPSO vessels
Combination of 3 semi
submersibles, 1
Petrobras
Floating Production
Unit (FPU) and 1 FPSO
vessel

FPSO

200,000 bopd (combined
2 FPSO vessels
production capacity)

1,350m (4,455ft)

FPSO vessel

85,000 boepd and 30
MMcf/d (1 MMcm/d) of
natural gas (estimatedpeak production - 2011)

1,300m 18,000 bopd (2008)

PetrobrasEnterprise

Petrobras

BPZ Energy

N.A.

Petronas

Hess

Developer

Subsea wells, tie-backPetrobras
to FPSO vessel

FPSO vessel

1,128m (3,722ft)

2,461 to 4,921 feet
45,000 bopd (peak(750 to 1,500
production 2003)
meters)1,100m (3,630ft) 141,000 bopd

Campos Basin-99
miles (160 km) eastof MacaeFPSO vessel

Fixed platform - underconstruction

N.A.

FPSO vessel

FPSO vessel

Production Type70,000bopd and 2 million
FPSO vessel
MMcm per day of gas

1,575ft to 2,900ft

1,980 to 3,300 feet(600 to 1,100 170,000 bopd
meters)N.A. N.A.

950-1,400 m N.A.

800m (2,640ft) 8,844 bopd (June 2008)

More than 100,000 bopd
2,200m (7,260ft) (2006 combined total
average production)

Water depth

250km east offshore
Rio de Janeiro

Campos Basin-57
miles (95 km) east of
Macae

Block Z-1 - offshore
northwest Peru

N.A.

Block 4, PSC Area B- 80km west offshore
Mauritania

Rio Muni Basin Blocks G and F 35km offshore
Equatorial Guinea

Sea Area

主要オフショア石油プロジェクト

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=295

Additional Reference (if any)

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=568

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/marlim/ ject.aspx?project_id=371

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/marlimp
ject.aspx?project_id=299
etro/

http://www.offshoretechnology.com/projects/jubarte- N.A.
field/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
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http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=313

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/barracu
ject.aspx?project_id=272
da/
http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/espedar
ject.aspx?project_id=282
te/

http://www.offshoreN.A.
technology.com/projects/bijupira/

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/barracu
ject.aspx?project_id=272
da/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
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oject.aspx?project_id=550

http://www.offshoretechnology.com/projects/Chingue N.A.
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technology.com/projects/okume/

http://www.offshoretechnology.com/projects/ceiba/

Weblink

－ 122 －

2010

2006

1999

N.A.

N.A.

1996

Peregrino

Piranema

Roncador

V

1991

2007

1999

2002

1983

1997

1997

AmberjackAnduin

Angus

2004

1998

2007

1994

2006

1998

2008

1995

1996

1998

1987

2001

1991

2001

Ariel

ArnoldAtlantis

Auger

BalboaBaldpate

Blind Faith

Apen

V

2006

2005

Allegheny South

V

V

V

IV

III

V

V

V

V

V

1999

1991

V

I

IV

IV

IV

ReserveGroup

Allegheny

Gulf of Mexico

2011

First Oil

2000

Year of Discovery(Field)Parque de Conchas (BC-10)

Field nameSea Area
100,000 boepd and 50
MMcfd (capacity)

Production Volume
FPSO vessel

Production Type
Shell

Developer

27,500 bopd and 45
MMcf/d (1.27 MMcm/d)(production capacity)
Mini TLP

Mini TLP

200,000 bopd and 180
MMcf/d (5.10 MMcm/d)(estimated peak
production)

Moored Semi
submersible

Fixed platform

Semi submersible

Semi submersible

65,000 bopd and 55
6,500ft (1,981m) MMcf/d (1.6 MMcm/d)(2008)

Mississippi Canyon
Blocks 696 and 695

4Compliant tower

50,000b/d and502m (1,657ft) 150,000MMSCFD(estimated 1999(

ChevronHess

Mariner

ShellBP

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/blindfait
ject.aspx?project_id=119h/

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/baldpate
ject.aspx?project_id=131/

http://subseaiq.com/data/Project.
N.A.
aspx?project_id=118

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=139

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/atlantisp
ject.aspx?project_id=144
latform/

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_id=136#imgD N.A.
esc
Dynamic Offshore
Resources

N.A.

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=136

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=161

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=116
http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=168

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=116

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/roncado
ject.aspx?project_id=348r/

http://www.sevanmarine.com/inde
http://www.offshoretechnology.com/projects/piramen x.php?option=com_content&task=a/view&id=14&Itemid=140

BP

Dynamic Offshore
Resources

Subsea tie-back to
Bullwinkle fixed
platform

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=365

Additional Reference (if any)

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=432

http://www.offshoretechnology.com/projects/bc-10/

Weblink

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=126

ATP

Stone Energy

ENI

ENI

Petrobras

Petrobras

Subsea tie-back toGomez FPU

100,000 bopd and 300
Tension Leg Platform
872 m / 2,878 ft MMcf/d (8.5 MMcm/d)(capacity)
N.A. - The discovery wellonly completed in Nov.
2009, subsea tie back toSpar3,352ft
Boomvang truss spar
expected to be completed
in Q4 2010.

1,869 m / 6,168 ft

584 m / 1,927 ft 20,000 boep/d.

10,000 barrels of oil per
1,890 m / 6,237 ft day (estimated peak
production)

600 m / 1,980 ft 20,000 boepd

914m (3,016ft)

2,400 bpd and 30 MMcfe
Fixed platform
314m (1,036ft)
per day (2009)

1,000 m / 3,300 ft

328 m / 1,082 ft

1,200m to 1,600m

8,000bpd and a gas
compression capacity of
Cylindrical FPSO
800,000 cubic metres perday (end 2009)
Combination of pumpplatform, FSO, 2 semi
1,800m (5,940ft) 460,000 bopd (Nov. 2009)submersibles and 2
FPSOs,

N.A. - Estimated minimum
initial production capacity
Combination of 2 fixedof 100,000 bopd, and 7.5120m (396ft)
platform and 1 FPSO
StatoilHydro
MMcf/d (0.22 MMcm/d)
vesselonce production starts in
Q4 2010.

1,780m (5,874ft)

Water depth

Garden Banks Block259 and 260 -195
miles (314kilometers)southwest of New
Orleans

East Breaks Block597, 10km from
Boomvang field

Garden Banks 426,
427, 470, 471

Green Canyon 698,
699, 700, 742, 743,
744 - 150 miles (241kilometers) south of
New Orleans

Ewing Bank 963

Mississippi Canyon
429Green Canyon 113,
157

Mississippi Canyon
Blocks 108 and 109
Mississippi Canyon
Block 755 - Outer
Continental Shelf,
Gulf of Mexico

Green Canyon 298

Green Canyon Block
254 - south of New
Orleans

Campos Basin - 78
miles (125kilometers) offshore
BrazilAlagoas Basin offshore Aracaju,
Sergipe

BM-C-7 Block Campos Basin - 53
miles (85 km)
offshore Brazil

Campos Basin offshore Espirito
Santo state

主要オフショア石油プロジェクト

－ 123 －

2006

1996

2002

2007

2004

2000

2007

2000

2003

2003

N.A.

1997

2002

2000

1990

2000

1994

1989

CooperCrosbyDeimosDevil’s Tower

Diana

EntradaEuropaFourier

2009

2003

ChinookConstitution

2009

2002

Cascade

1979

1989

1983

Bullwinkle

N.A.

2001

1988

BrutusCognac

2002

2001

Boris

2009

2001

1999

BoomvangWest

2005

2002

1988

Boomvang East

Clipper

2001

First Oil

1997

Year of Discovery(Field)Boomvang

Field name

V

V

IV

V

V

IV

V

V

IV

IV

V

IV

IV

IV

IV

V

V

V

V

ReserveGroup

Mississippi Canyon
522

Mississippi Canyon
890, 891, 934, 935

Garden Banks 782

Mississippi Canyon
Block 773 - 140
miles south east of
New Orleans
East Breaks 945,
946,988, 989- 160
miles (258km) southof Galveston

Mississippi Canyon
806

Mississippi Canyon
Block 898 and 899

Garden Banks Block
388

Mississippi Canyon
108, 151, 194, 195
Green Canyon
Blocks 679 and 680- 190 miles
southwest of New
Orleans

Green Canyon Block299 and 300

Walker Ridge Blocks
469 and 206 - 160
miles (257kilometers) south of
the Louisiana

Walker Ridge Blocks
205, 206, 249 and
250

Green Canyon 65

Fixed platform

Subsea tieback to
Front Runner spa

FPSO

FPSO

Fixed platform

80,000 bopd and 200
MMcf/d (5.7 MMcm/d)

1,417 m / 4,676 ft

5

N.A - Field development
cancelled
220,000 bopd and 220
1,189 m / 3,924 ft MMcf/d (6 MMcm/d)(capacity)
110,000 bopd and 425
2,137 m / 7,052 ft MMcfd (estimated peak
production)

1,420 m / 4,686 ft

ExxonMobil

Semi submersible

Tension Leg Platform
(TLP)

Shell

Shell

N.A. - Field
Callon Petroleum Co.
development cancelled

Subsea manifold, tieback to Deep Draft
Caisson Vessel

ENI

Shell

Shell

Anadarko

Shell

ATP

Petrobras

Petrobras

GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=152

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=126

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=141

http://www.rigzone.com/news/arti
N.A.
cle.asp?a_id=70083

http://www.offshoreN.A.
technology.com/projects/hoover/

http://www.offshoretechnology.com/projects/devil/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=141

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=149

US GOM deepwater fields.xls

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/constitut
ject.aspx?project_id=150
ion/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=137

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=354

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/cascade
ject.aspx?project_id=124chinook/

http://www.offshoretechnology.com/projects/cascade N.A.
chinook/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=136

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=140

Dynamic Offshore
Resources

Tension Leg Platform(TLP)
Tension Leg Platform(TLP)

GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls
GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls

http://subseaiq.com/data/Project.
N.A.
aspx?project_id=607

US GOM deepwater fields.xls

US GOM deepwater fields.xls

http://www.offshoretechnology.com/projects/brutus/

Newfield

5,000 bopd and 5 MMcf/d
1,710m (5,643ft) (.14 MMcm/d).
Truss spar
(2005)

4,400 feet (1,341
20,000 bopd
meters)220,000 bopd and 220
915 m / 3,020 ft MMcf/d (6 MMcm/d)(capacity)

Additional Reference (if any)

http://subseaiq.com/data/Project.a
http://www.offshoretechnology.com/projects/nansen/ spx?project_id=118

Weblink

Shell

Helix ERT

Kerr Mcgee

Kerr Mcgee

Anadarko

Developer

Semi submersible

40,000 bopd and 75
Truss spar
MMcf/d (peak production)

2,097ft NA

1,554m (5,128ft)

312 m (1,030ft) N.A.

80,000 bopd (estimatedtotal average,
8,250ft (2,500m) Cascade+Chinnok Production expected to
begin in Q1 2010)
80,000 bopd (estimatedtotal average,
8,250ft (2,515m) Cascade+Chinookproduction will only begin
in Q1 2010)
N.A. - Field under
1,055m (3,482ft) development, noestimates yet.

412 m / 1,360 ft 4,000 boepd

60,000bpd and 90 MMcft
Tension Leg Platform
1,036m (3,419ft) of natural gas per day(TLP)(Feb. 2002)

Green Canyon
Blocks 158 and 202- 165 miles (266kilometers)southwest of New
Orleans

Floating Production
Unit

SubseaGreen Canyon 282

3,749ft N.A.

East Breaks Blocks
641, 642 and 686

SubseaTruss spar

Production Type30,000 barrels of oil, 72
727 m / 2,399 ft MMcf/d (2.03 MMcm/d)(capacity)

3,795ft N.A.

East Breaks Block
688

Production Volume

160 MMcf/d (4.5
3,450ft MMcm/d) and 32,000
bopd (as at Feb 2010)

Water depth

East Breaks 598,
599, 642, 643, 68 South of Galveston,
Texas

Sea Area

主要オフショア石油プロジェクト

－ 124 －
V

2004

2002

2002

1984

1998

2006

1999

2005

2002

1989

1999

1976

1998

2003

1995

1998

1998

King Kong

King/HornMt

Lena

Llano

LorienMacaroni

Mad Dog

Madison

Kepler

V

V

IV

V

V

V

V

IV

V

V

2005

V

IV

1999

2004

1999

Holstein

V

K2

2004

2000

Gunnison

IV

1989

2010

2002

Great White

V

1981

2006

1997

Gomez (Anduin, Anduin West,
Gomez, Gladden)

V

Jolliet

2005

2004

Goldfinger

V

2000

2007

2005

Genghis Khan

IV

1997

1999

1988

GenesisIV

ReserveGroup

Hoover2004

First Oil

2001

Year of Discovery(Field)Front Runner (Front Runner,
Front Runner south, Quatrain,
Daniel Boone)

Field nameProduction Volume

Alaminos Canyon
24, 25

Green Canyon 825,
826, 738, 739, 781,
782, 783

Garden Banks 602

6100,000 bopd and 300
1,128 m / 3,722 ft
MMcf/d (8.5 MMcm/d)
100,000 bopd and 60
2,073 m / 6,841 ft MMcf/d (1.7 MMcm/d) of
natural gas
100,000 bopd and 325
1,618 m / 5,339 ft MMcf/d (9.20
MMcm/d)(capacity)

664 m / 2,191 ft 20,000 boep/d

25,000 bopd and 75
2,600 ft MMcf/d (2.1 MMcm/d)(peak production)

65,000 bopd and 68
MMcf/d (2 MMcm/d)

1,000 ft

1,653 m / 5,455 ft

Tension Leg Well
Platform (TLWP)BP

Anadarko

Shell

ATP

Additional Reference (if any)BP

ExxonMobil

Deep Draft Caisson
VehicleShell

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=315

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=148

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=136
http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=139

Dynamic Offshore
Resources

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=139

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=146
GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls
http://www.offshoretechnology.com/projects/llano/

US GOM deepwater fields.xls

http://www.offshoretechnology.com/projects/horn/

http://www.epmag.com/archives/
GOM
worldMap/3567.htm

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/k2-field/ ject.aspx?project_id=130

http://www.osti.gov/energycitations/product.biblio.jsp?osti_id=7117 N.A.
811

http://www.offshoreN.A.
technology.com/projects/hoover/

http://www.subseaiq.com/data/Pro
http://www.offshoretechnology.com/projects/holstein/ ject.aspx?project_id=307

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=157

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=125

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=161

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=152

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/genghis
ject.aspx?project_id=130
khan/

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/genesis/ ject.aspx?project_id=159

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=120

Weblink

Shell

ExxonMobil

BP

ENI

Anadarko

ConocoPhillips

Spar

Tension Leg Platform

Tension Leg Platform

Tension Leg Platform

Compliant tower

Spar

NA

50,000 boepd (estimated Subsea tie-back to
peak production)
Marco Polo TLP

3,900-ft (1,190-m) NA

4,326 ft

1,718 ft

Garden Banks
Blocks 385 and 386-200 miles
southwest of New
Orleans
Green Canyon 199

Truss spar

Spar

Spar

Semi submersible

ENI

BHP Billiton

ChevronMurphyDeveloper

80,000 bopd and 200
Subsea trees, tie-back
4,800ft (1,463m) MMcf/d (5.7 MMcm/d) (as to Deep Draft Caisson ExxonMobilat Oct. 2009)
Vessel (DCCV)MC 280

Green Canyon
blocks 472 and 473 150 miles (241 km)
southeast of New
Orleans
Mississippi Canyon
127

Grand Canyon Block645 - 200 miles
South of New
Orleans
Alaminos Canyon
blocks 25 and 26 160 miles (258km)
south of Galveston
Green Canyon
Blocks 184 and 185- Offshore Louisiana
Green Canyon
Blocks 518 and 562- 175 miles south of
New Orleans

Garden Banks 667,
668, 669

20,000 bopd and 60
MMcf/d (capacity)
100,000 bopd and 200
2,438 m / 8,045 ft MMcf/d (6 MMcm/d)(capacity)
30,000 bopd and 180
960 m / 3,168 ft MMcf/d (5 MMcm/d)(2003 peak production)
100,000 bopd and 90
MMcf/d (2.5 MMcm/d)
1,324m (4,369ft)(estimated peak
production)
914 m / 3,016 ft

Mississippi Canyon
Block 711
Alaminos Canyon
812, 813, 814, 857,
858, 900, 901

Subsea manifold, tieback to Marco Polo
TLP

Truss spar

Truss spar

Production Type5,000 bopd and 5 MMcf/dTruss spar(.14 MMcm/d) (2005)

1,653 m / 5,455 ft

20,000 b/d and 300
4,300ft (1,311m) MMcf/d (8 MMcm/d)(capacity)

60,000 bopd and 72
790m (2,607ft) MMcf/d (11 MMcm/d)(2000)

60,000 bopd and 110
1,006 m / 3,320 ft MMcfp/d (3.1 MMcmp/d)(capacity)

Water depth

Mississippi Canyon
Block 773

Green Canyon
Blocks 160, 161 and205 - 150 miles (241kilometers)southwest of New
Orleans
Grand Canyon Block652 - 120 miles(192km) offshore
Louisiana

Green Canyon 338,
339

Sea Area

主要オフショア石油プロジェクト

－ 125 －

V

2001

2001

1996

1993

1998

1989

1991

1999

MarlinMarshall

Mars

Ursa

Matterhorn

2003

2001

1998

2001

1997

2005

2001

2005

2000

1987

1994

1998

1990

1989

1999

1995

1997

1999

2003

1995

N.A.

1981

MedusaMica

MorpethNansenNeptune (Atwater)

Nile

OreganoPerseusPetronius (petronius + perseus)

Pilsner

Pompano

2003

II

2004

2000

Marco Polo

IV

V

IV

V

V

V

V

V

V

V

IV

II

V

V

V

V

1999

1988

Manta Ray

V

Reserve
Group

2004

First Oil

1999

Year of Discovery(Field)Magnolia

Field name

ExxonMobil

Deep Draft Caisson
Vessel platform(DDCV)

40,000 barrels of oil
equivalent per day

35,000 bopd (estimatedpeak production)

1,108 ft N.A.

East Breaks Block
161 and 205
Viosca Knoll 989

1,290 ft N.A.

750,000 bopd and 70
1,754 ft MMcf/d (2 MMcm/d)(peak production 2005)

UNOCALBP

Fixed platform +subseaTexacoSubseaCompliant tower

ChevronCompliant tower

Viosca Knoll Block786, 130 miles(208km) south-eastof New Orleans

Viosca Knoll 830

Shell

Garden Banks 558,
559

Tension Leg Platform
(TLP)

BP

Tension Leg Platform(TLP)

1,077 m / 3,554 ft

40,000 bpd and 250
MMcf/d (capacity)
100,000 bopd and 300
1,036 m / 3,419 ft MMcf/d (8.5 MMcm/d)(capacity)
50,000 bopd and 70
1,116 m / 3,683 ft MMcf/d (2 MMcm/d)(peak production 2005)

Viosca Knoll 914

BHP Billiton

Tension Leg Platform
(TLP)

ENI

BP

Murphy

Total

Shell

4,250 ft 50,000 bopd (July 2008)

Mini Tension Leg
Platform

Fixed platform

Spar

Mini Tension Leg
Platform

Tension Leg Platform(TLP)

Anadarko

40,000 bopd and 200
3,678 ft MMcf/d (6 MMcm/d)(2002)

1,709 ft (518m)

40,000 bopd and 110
671 m / 2,214 ft MMcf/d (3 MMcm/d)(capacity)
15,000 bopd and 150
1,326 m / 4,376 ft
MMcf/d (4.2 MMcm/d)

869 m (2,868 ft)

150,000 bpd and 400
1,218 m / 4,019 ft Mmcf/d of gas (capacity)(peak production - 2000)

21,000 bopd and 25
Tension Leg Platform
896 m / 2,957 ft million cftd of natural gas.
(TLP)
Shell

BP

Tension Leg Platform

250 MMcf/d and 40,000
bpd (capacity)

Anadarko

ExxonMobil

Tension Leg Platform
(TLP)

N.A

50,000 bopd and 150
million cfd of natural gas

100,000 bopd and 325
1,334 m / 4,402 ft MMcf/d (9.20 MMcm/d)(capacity)

986 m / 3,254 ft

4,300 ft

Developer

Tensions Leg Platform ConocoPhillips

Production Type

Truss spar

Mississippi Canyon
167, 211
Ewing Bank (EW)
blocks 921, 964 and965 - offshore
Louisiana
East Breaks Block602, 150 miles off
HoustonAtwater blocks 573,
574, 575, 617, and618, 120 miles off
the coast ofLouisiana

Mississippi Canyon
538, 582

Mississippi Canyon
808, 809, 810, 852,
853, 854
Mississippi Canyon
Block 243 - 170km
southeast of New
Orleans

Mississippi Canyon
762, 763, 806, 807,
850, 851

East Breaks 948,
949

Green Canyon Block608 - 160 miles
south of New
Orleans
Blocks 871 and 915- Viosca Knoll - 75
miles offshore
Louisiana

1,850ft N.A.

Ewing Bank Block
1006

Production Volume4,729 ft 50,000 bopd (estimated)

Water depth

180 miles south of
Cameron, Lousiana
Garden Banks
Blocks 783 and 784- 180 miles south of
CameronSea Area

主要オフショア石油プロジェクト

Additional Reference (if any)

GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=149

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=141

US GOM deepwater fields.xls

US GOM deepwater fields.xls

GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls
GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls

http://www.offshoretechnology.com/projects/petroniu N.A.
s/

http://subseaiq.com/data/Project.
N.A.
aspx?project_id=117

http://subseaiq.com/data/Project.
N.A.
aspx?project_id=139

http://subseaiq.com/data/Project.
N.A.
aspx?project_id=147

http://www.offshorehttp://subseaiq.com/data/Project.atechnology.com/projects/neptune
spx?project_id=123/

http://subseaiq.com/data/Project.a
http://www.offshoretechnology.com/projects/nansen/ spx?project_id=166

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/morpeth
ject.aspx?project_id=153/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=162

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=158

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/matterh
ject.aspx?project_id=171
orn/

http://www.offshoretechnology.com/projects/ursa/

http://www.offshoretechnology.com/projects/mars/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=315

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=147

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/marcop
ject.aspx?project_id=130
olo/

US GOM deepwater fields.xls

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/magnoli
ject.aspx?project_id=151a/Weblink

－ 126 －

2013

1997

2008

2010

2005

2008

2002

2008

N.A.

1985

2002

2003 (St Malo, 2004
(Jack)

2001

2002

1984

2004

Puma

Ram-Powell

Shenzi

Swordfish

TahitiTahoe/SW Tahoe

Thunder Hawk

2008

2006

1997

2000

Thunder Horse(2008), Thunder
Horse North (2009)

N.A.

N.A.

1998

Ticonderonga

TroikaTyphoonThunder Horse (Thunder Horseand Thunder Horse North)

St Malo (Jack + St Malo)

2002

First Oil

1998

Year of Discovery(Field)Pompano II

Field name

V

IV

V

II

IV

V

III

V

IV

IV

V

IV

IV

ReserveGroup
Production Volume1,841m (6,075ft) 260,000 bopd (2009)

Mississippi Canyon
Blocks 776, 777 and
778 - 150 miles (241kilometers)southeast of New
Orleans

Green Canyon 244
unit-150 miles
offshore Louisiana
Green Canyon
blocks 236 and 237100 miles offshore
Louisiana

Grand Canyon Block
768

Mini Tension Leg
Platform

40,000 bopd and 60
million cfpd of gas
2,000 ft(estimated peak
production)

8

8 slot subsea manifoldwith tie back to
Bullwinkle platform

SubseaSemi submersible

Semi submersible

Fixed platform

Truss Spar

Spar

2,700 ft

5,272ft

60,000 bopd and 70
1,745 m / 5,759 ft MMcf/d (1.9 MMcm/d)(capacity)

Mississippi Canyon
734

1,370 m / 4,521 ft

Viosca Knoll Blocks
783 and 827 - 106
miles south of
Mobile, Alabama

Green Canyon 640,
641, 596, 597

BHP Billiton

Tension Leg Platform(TLP)

ChevronKerr McgeeBP

MurphyShell

ChevronAnadarko

Chevron

Shell

BP

BP

Developer

Tension Leg Platform(TLP)

N.A - Field underdevelopment

Fixed platform +subseaProduction Type

N.A. - Production to startend 2010. Estimated peak
2,134 m / 7,042 ft production of 150,000
Semi submersible
bopd and 37.5 MMcf/d (1MMcm/d) of natural gas.

1,341 m / 4,425 ft 120,000 bopd (2009)

N.A - Field under
4,129 ft development. Production
expected to start in 2013
60,000 bopd and 200
980 m / 3,234 ft MMcf/d (6 MMcm/d)(capacity)

2,032ft

Water depth

25,000 bopd and 100
MMcf/d (3 MMcm/d)
125,000 bopd and 70
1,219 m / 4,023 ft MMcf/d (2 MMcm/d)(estimated 2009)30 MMcf/d (0.85
MMcm/d) of natural gas
1,500 ft and 1,000 bpd ofcondensate.

Viosca Knoll 917,
961, 962

Walker Ridge 678,
758, 759

Green Canyon 609

Viosca Knoll 911,
912, 955, 956, 957

Grand Canyon 823

Mississippi Canyon
Blockn 029

Sea Area

主要オフショア石油プロジェクト

Additional Reference (if any)
GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls
GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=175

N.A.

GOM prod forecast > GOM
Production Forecast 20092018.xls

http://www.offshoreN.A.
technology.com/projects/typhoon/

http://www.offshoretechnology.com/projects/troika/

US GOM deepwater fields.xls

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=129

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=368

http://www.offshoretechnology.com/projects/tahoe/

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=127

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=176

http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=340

http://www.offshorehttp://www.subseaiq.com/data/Pro
technology.com/projects/rampow
ject.aspx?project_id=188
ell/
http://www.subseaiq.com/data/Pr
N.A.
oject.aspx?project_id=133

US GOM deepwater fields.xls

US GOM deepwater fields.xls

Weblink

－ 127 －

2008

2003

Stybarrow + Eskdale

2011

2003

1996

1998

Merah Besar

West Seno

2010

2003

Gumusut+Kakap

IV

IV

IV

V

V

IV

IV

Reserve
Group

Blocks J and K offshore Sabah

120km northwest of
the island of Labuan,
offshore Sabah

Production Type1,220m135,000 bpd (production
capacity)

1,341m (4,425 ft) 120,000 bpd (2008)

Semi submersible

Combination of FPSO
vessel and truss spar
(Dry Tree Unit (DTU))

3. All information are gathered from publicly available sources only.

9

2.3. The list of oil and gas fields listed are picked based on their "Reserve Group" i.e their Ultimate Recoverable Reserves (URR), defined as follows:
Reserve GroupURR Range
I>2Gb
II
1<URR<2Gb
III
0.5<URR<1Gb
IV
0.1<URR<0.5Gb
V<0.1 Gb
Source: page 149, Appendix A - Projects Included in Deepwater Oil Production Forecast, "Giant Oil Fields - The Highway to Oil", Fredrick Robelius, Uppsala Universitet

2.2 The list is based on the following tables published in "Giant Oil Fields - The Highway to Oil":2.2.1 Table 2: Deepwater projects in Angola (OFN) (page 150)
2.2.2 Table 3: Deepwater projects in Nigeria (OFN) (page 150)
2.2.3 Table 4: Deepwater projects in other Africa (OFN) (page 151)
2.2.4 Table 5: Deepwater projects in Asia–Pacific (OFN) (page 151)
2.2.5 Table 6: Deepwater projects in Brazil (OFN, GF) (page 152)
2.2.6 Table 7: Deepwater projects in the US Gulf of Mexico (page 153)
2.2.7 Table 8: Deepwater projects in the US Gulf of Mexico (pages 154 to 155)

ChevronChevronBHP Billiton

Woodside Energy Ltd.

Developer

Shell

MurphyCombination of 2 TLPs
Chevronand 1 FPU

N.A.

2,000 feet (609.47
N.A.
meters)

40,000b/d

N.A.

4,319 ft N.A.

FPSO vessel

74,000 bopd (Sept. 2006) FPSO vessel

Production Volume

825m 72,900 bpd (Sept. 2008)

Water depth

Mahakam Delta,
Makassar Strait PSC 2,400ft to 3,400ft
off Kalimantan

Offshore East
Kalimantan,
Indonesia
Northeast ofBalikpapan Makassar Strait

Block WA-32-L,
Exmouth sub-basin 65km from Exmouth
offshore northwestern Australia

Permit Block WA-28L in Offshore
Northwestern
Australia

Sea Area

2 This list of oil and gas fields is based on the tables first published in " Giant Oil Fields - The Highway to Oil", written by Fredrick Robelius, and published by Uppsala Universitet.
2.1 The source weblink is: http://uu.diva-portal.org/smash/record.jsf?pid=diva2:169774

Remarks:
1 This list is not exhaustive.

2008

2002

Kikeh

Malaysia

2009

1999

Janaka North

Indonesia

2006

First Oil

1999

Year of Discovery(Field)Enfield

Australia

Asia PacificField name主要オフショア石油プロジェクト

Additional Reference (if any)

http://www.subseaiq.com/data/Pro
ject.aspx?project_id=283
http://www.shell.com/home/conte http://www.bergennt/aboutshell/our_strategy/major_ chamber.no/uploads/240407Deep
projects_2/gumusut/
waterMalaysia.pdf

http://www.offshoretechnology.com/projects/kikeh/

http://www.pennenergy.com/index/petroleum/internationalhttp://www.offshorepetroleumtechnology.com/projects/west_se encyclopedia/display/113949/ipes
no//online-research-center/volume2000/issue-1/encyclopedia/asiapacific/indonesia.html

http://www.atimes.com/atimes/So
utheast_Asia/GG20Ae03.html

http://www.gasandoil.com/goc/dis
cover/dix93068.htm

http://www.offshoretechnology.com/projects/stybarrow/

http://www.mitsui.co.jp/en/release http://www.mitsui.co.jp/en/release//2006/1175500_1210.html
2007/1176465_1769.html

Weblink

－ 128 －

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

South Pars Phases 15 & 16

South Pars Phases 17 & 18

South Pars Phases 19, 20 & 21

South Pars Phases 22, 23 & 24

Khuff (Dalan)

N.A

South Pars Phases 9 & 10

N.A

N.A

South Pars Phases 6, 7 & 8South Pars Phases 13 & 14

N.A

South Pars Phases 4 & 5

N.A

N.A

South Pars Phases 2 & 3South Pars Phase 12

N.A

South Pars Phase 1

N.A

1990

South Pars Project(consist of 24
phases of development detailed
below)South Pars Phase 11

1967

1971

Year of
Discovery(Field)North Pars

IranNorth Field (also knows as North Dome
field or Dolphin Project)

Middle East
Qatar

Field name．

N.A

2019 (estimated project still at
bidding stage)
2019 (estimated project still at
bidding stage)

2012 (estimated)2012 (estimated)2012 (estimated)2010 (estimated)

Estimated firstgas 2008,
delayed

2008

2008

2004

2001

2004

From 2003
onwards (various- refer below)

N.A - Field underdevelopment

2007

First Gas

6.4 Tcf of gas

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

62 miles offshore Iran Persian Gulf

N.A

120 kilometers south eastof Bushehr - Persian Gulf

47.2 tcf of natural gas(2002 estimate)

80 km offshore Qatar
northeast coast - Khuff
Zone - Persian Gulf

Sea Area

14 trillion cubic metersof natural gas and 18
billion barrels ofcondensates (whole
field)

239 trillion cubic feet(tcf) of recoverable
natural gas reserve(2002 estimate)

Estimated Reserve

Production Type

3.6 bcfpd of gas(estimated)

N.A - Field underdevelopment

1.3 billion cubic feetper day (bcfpd) of
Combination of 2 fixednatural gas;
platform
expected to increase
to 20 bcfpd by 2012

Production Volume

N.A

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

70m / 231 ft

50 MMcmpd of
natural gas and80,000 barrels ofgas condensate

Additional Reference (if any)

http://www.pogc.ir/NorthParsGasField/tabid/155/Defa
ult.aspx

500 Mmcf/d of nonassociated gas,along with the
120,000 bbl/d ofcrude oil (estimated)

80 MMcmpd oftreated gas(estimated)
75 MMcmpd oftreated gas(estimated)1

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
Still at bidding staged=284

http://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=284
Still at bidding stage

Combination of 5 fixed
platforms (planned)
Combinations of 3 fixed
platforms (planned)

and Iranian Offshore
Engineering andConstruction
Company (IOEC)

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

Under development
phase- 4 drilling
platforms

Industrial
Development andRenovation
Organization of Iran
(IDRO), Oil Industries
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
Engineering and
d=284
Construction (OIEC)

50 MMcmpd of
natural gas and80,000 b/d ofcondensate(estimated)

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

Combination of 2 fixedGharargah Khatam-ol http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
platforms (offshore gas
Anbia
d=284
production platforms)

50 MMcmpd of
natural gas and80,000 b/d ofcondensate(estimated)

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

Combination of 4 fixed
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
platforms (offshore gas
JV - Shell and Repsol
production platforms)
d=284(planned)

N.A

http://www.petropars.com/tabid/64/Default.aspx

Combination of 3 fixed
platforms (offshore gas
production platforms)

78 MMcmpd of
natural gas(estimated)

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=284

JV - Total andPetronas; project now
taken over by China http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=87312
d=284
National Petroleum
Corp. (CNPC),
awarded in 2009

Combination of 2 fixed
platforms (offshore gas
production platforms)

2,000 MMcfpd ofgas (estimated)

Petropars

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

JV - GS Group, Oil
Industries Engineeringand Construction
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i(OIEC) and Iranian
d=284
Offshore Engineeringand Construction
Company (IOEC)

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

Combination of 2 fixed
platforms (offshore gas
production platforms)

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=284

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=284

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=284

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Iran/NaturalGas.h
d=284
tml

http://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Qatar/NaturalGas.
d=612
html

Weblink

http://www.offshoretechnology.com/projects/southpars/

Statoil

ENI

Total

Petronas

Pars Oil and Gas
Company- owner,
developer andoperator for wholefield

N.A - Field underdevelopment

Dolphin Energy Ltd.

Developer

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=284

104 MMcmpd of
natural gas

14 MMcmpd of
natural gas

Combination of 2 fixed
platforms (2 x offshore
gas production
platforms)
Combination of 2 fixed
platforms (2 x offshore
gas production
platforms)
Combination of 3 fixed
platforms (3 x offshore
gas production
platforms)

2 bcfd of natural
gas and 80,000
barrels ofcondensate per day

Combination of 3 fixed
platforms (1 x
28 MMcmpd (2004)
production platform, 1 xof gasprocessing platform and1 x residential platform)

820 MMcmpd(estimated total
Fixed platforms (various
70m / 231 ft
natural gas
phases - refer below)
production for whole
field - refer below)

2 to 30
meters

N.A

Water
depth

主要オフショアガスプロジェクト

Additional Reference (if any)

Remarks

－ 129 －

2003

1998

North BardawilWest Delta Deep Marine Concession(Scarab and Saffron fields)

N.A

2006

N.A

N.A

Marjan (oil)KaranArabiyah

Hasbah

Sakhalin III ( Kirinsky, Ayashsky,
Vostochno-Odoptinsky and Kirinskoye
fields)Sakhalin II (consist of PiltunAshtokhskoye and Lunskoye fields)

Shtokman (Shtokmanovskoe)

RussiaRussiaKashagan

Kazakhstan

Shah Deniz

Central Asia
Azerbaijan

Al - Khafji

Dorra

N.A

1999 (PiltunAshtokhskoye),2008 (Lunskoye)

1984(Lunskoye),1986 (PiltunAshtokhskoye)

N.A

2013 (estimated)

Under
Construction
since 2007

2006

N.A

2017 (estimated)2014 (estimated)2014 (estimated)2012 (estimated)

N.A

N.A

N.A

2003

2009

2008 (Phase 1,
Phase 2 underdevelopment)

1966

2008

N.A

N.A

First Gas

1988

2001

1999

N.A

N.A

Zuluf (oil)Middle East Multi Country

N.A

Safaniya (oil)

Saudi Arabia

2004

1963

Taurt

Egypt

Zakum

UAE

Bukha (part of Block 8 project)

1979

N.A

Ferdowsi

Oman

N.A

Year of
Discovery(Field)GolshanField name

N.A

N.A

70 KM offshore Iran Persian Gulf

70 KM offshore Iran Persian Gulf

2 platforms (type notmentioned)

1 platform (type notmentioned)

2,000 MMcfd of gas(targetedproduction)

500 MMscfd of gas(targetedproduction)

24 m / 79 ft

600,000 bopd

800 mmftpd(production
capacity)

0.8 Bcf/d (estimated)

1.0 Bcf/d (estimated)

1.8 Bcf/d (estimated)>500,000 bpd(2002)(production
capacity)
270,000 bpd (2002)(production
capacity)

1.4 trillion cubic meters

Offshore Sakhalin Island Sea of Okhotsk

Offshore Sakhalin Island Sea of Okhotsk

N.A

30m / 99ft

N.A - field underdevelopment

395,000 boed
(estimated peak
production)

N.A.

1 billion barrels of oiland 17.6 trillion cubicfeet (500 billion cubic
meters) of natural gas(total, both fields)

3 m / 10 ft

164 and 110 Bcf (3 Bcm) and
1,969 feet 9 tons (0.8 tonnes)(50 and 600
of condensate
meters)(2007)

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A - field underdevelopment Exploratoration works
estimated to last until
year 2020

Combination of 3 fixed
platform and 1 FSO

Combination of 2 semi
submersibles

A shallow draft barge rig
was contracted to drill
five exploration wells

Fixed platform

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i http://www.gazprom.com/production/projects/deposits
d=476
/shp/

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=418

2

Gazprom

http://www.gazprom.com/production/projects/deposits/sakhalin3/

Sakhalin Energy
http://www.gazprom.com/production/projects/deposit http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
Investment Company
s/sakhalin2/
d=293Ltd. (Sakhalin Energy)

ShtokmanDevelopment AG

Eni

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=415

http://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.zawya.com/middleeast/projects/project.cfm/pid130307120958

BPhttp://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.zawya.com/middleeast/projects/project.cfm/pid240210013526

Al-Khafji Joint
Operations (KJO)

http://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
uralGas.html
http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
uralGas.html
http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
uralGas.html
http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
uralGas.html

http://www.eia.doe.gov/cabs/pgulf2.html

http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
uralGas.html

http://www.saudiaramco.com/irj/portal/anonymous?fa
http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
vlnk=/SaudiAramcoPublic/docs/Our+Business/Oil+O
uralGas.html
perations/Oil+Fields+%26+Reserves/Safaniya&ln=en

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=602

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=79605
d=519

Additional Reference (if any)

Al-Khafji Joint
Operations (KOJ)

Saudi Aramco

Saudi Aramco

Saudi Aramco

N.A - Field underdevelopment
N.A - Field underdevelopment
N.A - Field underdevelopment

Saudi Aramco

Saudi Aramco

Burullus Gas Co.

Petrobel

Saudi Aramco

N.A

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=592

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=380

Gulf of Suez
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
Petroleum Company
d=491(Gupco)

ADOC (NOC)RAK Petroleum

http://www.pogc.ir/Default.aspx?tabid=156

http://www.pogc.ir/Default.aspx?tabid=156

SKS Oil & Gas
International (SKSOG,
a wholly-owned
subsidiary ofPetrofield)

Weblink

Developer
SKS Oil & Gas
International (SKSOG,
a wholly-owned
subsidiary ofPetrofield)

N.A

N.A

N.A

Subsea tie back to Idku
onshore terminal

750 MMcf/d (21.23
MMcm/d) androughly 3,000
barrels per day ofcondensate(production
capacity)

1.4 million bopd
(2007)

Subsea tie back to
Barboni platform

Subsea tie backinstalling twocompressors and debottlenecking the GTP

95 MMcf/d (2.7
MMcm/d)(estimated)

N.A

600,000 bopd

70 bcm of natural
gas and 0.6 mln
tonnes of gas
condensate(estimated annual
production)

North Caspian Sea
approximately 50 miles(80 kilometers) offshore
AtyrauCaspian Sea

Saudi Arabia Neutral
Zone, Kuwait - Persian
Gulf
Saudi Arabia & Kuwait
Neutral Zone

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

N.A

850 m /
2,805 ft

Block WDDMC - 56 miles(90 kilometers) from the
Nile Delta shoreline Mediterranean sea

265 km north of Saudi
Aramco headquarters,
Dhahran - Persian Gulf

350 m /
1,155 ft

North Bardawil
Concession - Nile Delta
offshore Egypt Mediterranean sea

Ras El Bar concession 44 miles (70 kilometers)
100 m / 330
offshore in the northeast
ftof Part Said, East Nile
Delta - Mediterranean sea

50 miles (80 kilometers)
northwest of Abu Dhabi,
the oil field spans morethan 288,000 acres (450square miles)

Subsea tie back to
Bukha fixed platform

Production Type

Production Volume

28 MMcf/d (.79
Offshore Oman - Persian
MMcm/d) and 5,000
90 m / 297 ft
Gulf
to 10,000 bpd ofcondensate

Water
depth

Sea Area

19 billion barrels of oil
600 km northeast off theequivalent (boe) (3.8
trillion cubic meters of city of Murmansk, Russia 320 - 340 m- Barents Sea
gas and 53.3 million
tons of gas condensate)

16 billion (potential
recoverable reserves)

30 Tcf (1 Tcm) of gas
and 1.5 billion barrels ofcondensates

N.A

13 tcf of natural gas

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

19 billion barrels of oil

4 tcf of gas

N.A

N.A

N.A.

N.A

N.A

N.A

Estimated Reserve

主要オフショアガスプロジェクト

Additional Reference (if any)

Remarks

－ 130 －N.A

N.A

HasbahAl - Khafji

N.A

N.A

N.A

South Venture

Alma (Sable Project)

Glenelg (Sable Project)

2003

2003

2005

2002

2003

2005

2004

2002

2005

2001

Atlas and Atlas North West

Spiderman

Q Field

Merganser

Jubilee

Mondo North WestSan Jacinto

VortexCheyenne

Callisto

Independence project (consist of Atlas,
Atlas North West, Spiderman, Q,
Merganser, Jubilee, Mondo North West,San Jacinto, Vortex, Cheyenne andCallisto fields, detailed below)

Refer below

N.A

North Triumph

USA

1979

1998

VentureThebaud

Sable Offshore Energy Project (SOEP)
consist of 6 fields, detailed as follows:

North America
CanadaSABLE OFFSHORE ENERGY
PROJECT (SOEP)

Refer below

N.A

Arabiyah

Dorra

N.A

Zuluf (oil)

2006

N.A

Safaniya (oil)

Karan

N.A

Leningradsky (Leningradskoe)Marjan (oil)

N.A

N.A

Rusanovsky (Rusanovskoe)

1992

Year of
Discovery(Field)Kirinskoye field (Part of Sakhalin III
Project)

Field name

N.A

N.A

N.A

2008

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A - Field underdevelopment
drilling

2007

2007

2007

2007

2007

2007

2007

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A - Field underdevelopment

2007

Saudi Arabia Neutral
Zone, Kuwait - Persian
GulflPersian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

Persian Gulf

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

265 km north of Saudi
Aramco headquarters,
Dhahran - Persian Gulf

N.A
N.A

Kara Sea

Kara Sea

N.A

Water
depth

800 mmftpd(production
capacity)

600,000 bopd

0.8 Bcf/d (estimated)

1.0 Bcf/d (estimated)

1.8 Bcf/d (estimated)>500,000 bpd(2002)(production
capacity)
270,000 bpd (2002)(production
capacity)

1.4 million bopd
(2007)N.A

N.A

N.A - field underdevelopment

Production Volume

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

2,416 m /7,973 ft
2,408 m /7,946 ft
2,682 m /8,851 ft
2,549 m /8,412 ft
2,392 m /7,894 ft
2,543 m /8,392 ft

Blocks 36 & 37 - Atwater
ValleyBlocks 305 & 349 Atwater Valley & Blocks
265 & 309 - Lloyd Ridge US Gulf of Mexico
Blocks 1 & 2 - Lloyd Ridge
Blocks 618 & 619 DeSoto Canyon - US Gulf
of Mexico
Blocks 217 & 261 Atwater Valley & Blocks
177 & 221 - Lloyd Ridge US Gulf of Mexico

Block 876 - Mississippi
Canyon - US Gulf of
Mexico2,406 m /7,940 ft

2,739 m /9,039 ftN.A

2,700 m /8,910 ft

N.A - Field underdevelopment drilling

N.A

N.A

N.A

Block 399 - Lloyd Ridge US Gulf of Mexico

N.A - Field underdevelopment

Fixed platform

Fixed platform

Fixed platform

Fixed platform

Fixed platform

3

Anadarko

Anadarko

Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible
N.A - Field underdevelopment drilling

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Anadarko

Exxonmobil

Exxonmobil

Exxonmobil

Exxonmobil

Exxonmobil

Exxonmobil

Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible

Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible
Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible

Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible

Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible
Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible
Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible
Subsea tie back to
Independence Hub semi
submersible

900 MMcf/d (2008 Subsea tie back from all
total production for wells to Independence
Hub semi submersible
all fields)

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

2,700 m /8,910 ft

8,000 feet
(2,439meters)N.A

67 m / 221 ft

23m / 76ft

76m / 251ft

22m / 73ft

30m / 99ft

Blocks 5,49 & 50 -Llyod
Ridge Blocks - US Gulf of
MexicoBlocks 620 & 621 DeSoto Canyon - US Gulf
of Mexico
Block 961 - Mississippi
Canyon - US Gulf of
MexicoMississippi Canyon Block
920 - Mississippi Canyon- 110 miles (180 meters)from the Mississippi River
Delta - US Gulf of Mexico

Canadian Atlantic

Canadian Atlantic

Canadian Atlantic

Canadian Atlantic

Canadian Atlantic

Canadian Atlantic

Exxonmobil

Al-Khafji Joint
Operations (KOJ)

Al-Khafji Joint
Operations (KJO)

Saudi Aramco

Saudi Aramco

Saudi Aramco
Saudi Aramco

N.A

Saudi Aramco

Saudi Aramco

N.A

N.A - Field underdevelopment
N.A - Field underdevelopment
N.A - Field underdevelopment

N.A

N.A

N.A

N.A

Gazprom

N.A - field underdevelopment Exploratory drilling
started in July 2009 via
semi submersible
drilling platform
N.A

Developer

Production Type400 MMcf/d (1185 billion cubic meters of 99 to 186 miles (160 to
66 to 262
MMcm/d) (2009 total Combination of 5 fixed
300 kilometers) off therecoverable gas
feet (20 toplatforms (refer below)
production for all
east coast of Nova Scotia
reserves (total for all
80 meters)
fields)- Canadian Atlantic
fields)13 tcf of natural gas

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

19 billion barrels of oil

N.A

N.A

2007

Sea Area

75.4 billion cubic meters
Offshore Sakhalin Island of gas and 8.6 million
Sea of Okhotsk
tons of gas condensate

Estimated Reserve

2003

2004

1999

1999

1999

Refer below

2017 (estimated)

N.A

2014 (estimated)2014 (estimated)2012 (estimated)

N.A

N.A

N.A

N.A

N.A

2014 (estimated)

First Gas

主要オフショアガスプロジェクト

Additional Reference (if any)

http://www.offshoretechnology.com/projects/independence/specs.html
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http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=121
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d=121

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d=121

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http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=492
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http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Saudi_Arabia/Nat
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http://www.offshore-environment.com/russianoil.html

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http://www.gazprom.com/production/projects/deposits/sakhalin3/

Weblink

Additional Reference (if any)

Remarks

－ 131 －

1974

1982

N.A

N.A

1997

1984

Sleipner West (part of Sleipner project)

Gungne (part of Sleipner project)

Loke (part of Sleipner project)

Alpha North (part of Sleipner project)

Ormen Lange

Snohvit

2002

2007

1982 (east),
1997 (west)

Yttergryta

Sigyn

2009

1995

Tune South (Tune Sor) (part of Oseberg
Centre project)

2009

1996

2002

2007

2007

2004

1993

1996

1996

1998

1979

N.A.

1979

Tune (part of Oseberg Centre project)

OSEBERG CENTRE PROJECT

1981

1972

N.A.

1976

1999

2004 (Devil's
Tower), 2005
(Goldfinger &Triton), 2008
(Bass Lite)

2000 (Devil's
Tower), 2001
(Bass Lite),
2004(Goldfinger &Triton)

1998

2002

Sleipner East (part of Sleipner project)

EuropeNorwaySLEIPNER PROJECT

Chuchupa

Columbia

Belem

BrazilCantarell

Central and South America
MexicoDulcimer

Devil's Tower (consist of Devil's Tower,
Goldfinger, Basslite and Triton fields)

Lost Ark

2001

329 m /
1,086 ft

Block 367 - Garden Banks- 150 miles (241kilometers) offshore
Louisiana - US Gulf of
MexicoN.A

11 Mmboe of gas

N.A

N.A

Block 16/7 - North Sea

Subsea tie back to Tune
subsea system

1.5 MMcm/d(estimated peak
production)

Subsea tie back to
Sleipner A platform

Subsea tie back to
Asgard B semi
submersible

Subsea tie back to
Oseberg D platform

Subsea tie backSubsea tie back4

Exxonmobil

Statoil

Statoil

Statoil

Statoil

Statoil

Statoil

Statoil

Subsea tie back to
Sleipner T platform

Statoil

Subsea tie back to
Sleipner A platform

Statoil

Statoil

Chevron

OGX

PeltexMariner

ENI

Subsea tie back to
Sleipner A platform

Combination of 3 fixed
platforms

Combination of 3 fixed
platforms

N.A.

Drilling is still inprogress

tied to a total of 38
wellhead platforms

Tie back to GB 236
Platform

SPAR platform

Samedan Oil

Subsea tie back to East
Breaks 110 fixed
platform

N.A

201 Bcf (5.7 Bcm) of
LNG (estimated total
annual production)

2.5 Bcf/d (70MMcm/d) of natural
gas and 50,000
barrels ofcondensate a day

N.A

N.A

123.6 MMcf/d (3.5
MMcm/d) (peakproduction)
64 MMcf/d (1.8
MMcm/d) and
70 m / 231 ft
21,000 barrels ofcondensate per day

Blocks 30/5, 30/6, 30/8 - 6
miles (10 kilometers) west 312 feet (95meters)of the Oseberg Center North Sea
Block 30/8, PL 190 miles (10 kilometers)
N.A
southwest of the Oseberg
field - North Sea
Block 6507/11 297 m / 980
Haltenbanken area ft
Norwegian Sea

340 m /
1,122 ft

N.A

N.A

83 m / 274 ft

Blocks 7120/6, 7120/7,
6.8 Tcf (193 Bcm) of
natural gas, 113 million 7120/8, 7120/9, 7121/4,
barrels of condensate 7121/5, 71 - 7 miles (140
and 5.6 million tons (5.1 kilometers) northwest of
million tonnes) of natural Hammerfest-Hammerfest
Basin-North Sea
gas liquids (NGL)

14 Tcf (397 Bcm) of
natural gas

350 and 400 million
cfpd

Drilling is still inprogress

40,000 barrels ofcondensate daily
and 777 MMcf/d (22MMcm/d)55,000 barrels of
110 m / 363 condensate daily,ft
and 777 MMcf/d (22MMcm/d)82 m / 271 ft

N.A.

1,100 m /3,630 ft

Block 15/9 - 149 miles(240 kilometers) west of
Stavanger - North Sea
Block 15/9 - 149 miles(240 kilometers) west of
Stavanger - North Sea
Block 15/9 - 149 miles(240 kilometers) west of
Stavanger - North Sea

Block 15/9 - 149 miles(240 kilometers) west of
Stavanger - North Sea

Block 15/9 - 149 miles(240 kilometers) west of
Stavanger - North Sea

N.A.

Blocks 6305/4, 6305/5,
6305/7, 6305/8 - 75 miles(120 kilometers)
northwest of Kristiansund- Norwegian Sea

45 Bcf (13 Bcm) of gas
and 32 million barrels ofcondensate.

more than 800 million
cfpd

60 MMcf/d (1.7
MMcm/d) of naturalgas

5,000 bopd and 5
MMcf/d (0.14
MMcm/d) (2005)

40 MMcf/d (1.1
MMcm/d)Anadarko

Enterprise

SPAR platform

120 MMcf/d (3MMcm/d) (estimatedpeak production)

MarinerATP

Developer

Fixed platform

Subsea tie back toSpectacular Bid (GB 72
Platform A)

115 MMcf/d (3MMcm/d) (2009)

N.A (estimated that62 miles (100 kilometers)
Cantarell will
off the coast of the
35 m / 116 ft
continue to decline
Yucatan Peninsula in theroughly 10% a year)
Gulf of Mexico

1,653 m /5,455 ft to
2,028 m /6,692 ft

823 m /
2,716 ft

Blocks 771, 772 & 773 Mississippi Canyon andBlocks 380,381, 425 &
426 - Atwater Valley - US
Gulf of Mexico

Block 464 - East Breaks US Gulf of Mexico

Production Type

Combination of subsea
500 MMcf/d (14tie back from all fields toMMcm/d) (estimatedCanyon Station fixedpeak production)
platform

Production Volume

175 MMcf/d (51,052 m /3,472 ft to MMcm/d) of natural
1,269 m / gas equivalent (peakproduction)
4,188 ft

53 miles (85 kilometers)
135 m / 446
Drilling is still in progress off the coast in Block BMft
S-56

35 billion

N.A

80 to 150 Mboe

N.A

Blocks 579, 580, 623, 668& 759 - East Breaks - US
Gulf of Mexico

175 to 240 Bcf (5 to 7
Bcm) in gas andcondensate reserves(Falcon), 55 to 80 Bcf(1.6 to 2.3 Bcm) of
natural gas reserves(Harrier)

2003 (Falcon),2004 (Harrier,
Raptor &Tomahawk)

Falcon Corridor (consist of Falcon,
Harrier, Raptor and Tomahawk fields

2001 (Falcon),2003 (Harrier,
Raptor &Tomahawk)

1,615 m /5,330 ft

Block 877 Garden Banks southeast of Sabine Pass,
Texas - US Gulf of Mexico

250 bcf of natural gas

823 m /
2,716 ft

Block 462 - Garden Banks- US Gulf of Mexico

2004

Water
depth
1,890 m /6,237 ft to
2,404 m /7,933 ftSea Area
Blocks 173, 217, 305 &
348 - Mississippi Canyon
and Blocks 177 & 133 DeSoto Canyo - US Gulf
of Mexico

2001

100 Bcf (3 Bcm) of gas

900 Bcf (25 Bcm) (totalreserves for all fields)

Estimated Reserve

Red Hawk

2009

2002

1993 (King'sPeak), 1995
(Aconcagua &Camden Hills)

2008

First Gas

Year of
Discovery(Field)Geauxpher

Canyon Express (consist of Aconcagua,
Camden Hills and King's Peak fields)

Field name主要オフショアガスプロジェクト

Additional Reference (if any)

Additional Reference (if any)

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=203

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=359

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=78363
d=479

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http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=223

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=222

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=374

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d=374

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http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Colombia/Natural http://www.bnamericas.com/news/oilandgas/Low_De http://www.chevron.com/Documents/Pdf/ColoGas.html
mand_Keeps_Chuchupa_Gas_Field_Output_Low
mbiaFactSheet.pdf

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=827

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=535

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_id=169

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=152

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=170

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=163

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=173

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=414

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=115Weblink

Remarks

－ 132 －

1997

1978

1984

KristinGreater Gullfaks Area

Snohvit

1986

1990s

2000

1971

1972

1992

TangguhGajah Baru

Arun

Bekapai

Kuala Langsa

1,300 to1,600 m

15 km off the Mahakam
delta

N.A.

Under Development

1974

Under
Development
2,500mN.A.

N.A.

N.A. (estimated that it
has depleted 90 percentof the recoverable
reserves)

N.A.

82 m / 271 ft

West Natuna Block A in
the West Natuna Sea

Under Development

26 kb/d10 MMt/y (487 Bcf/y)

N.A.

N.A.

40 MMcf/d andGlagah Kambuna
roughly 4,000 bopd
Technical Assistance
40 m / 132 ft
of condensate
Contract (TAC) - offshore(estimated peakNorth Sumatra
production)

325 Bcf (9 Bcm)

Under
Development

50,000 boepd(estimated)

153 MMcf/d (4.3
MMcm/d)N.A

Blocks 29/5b, 22/30b and
175,000 bpd of
22/30c - 149 miles (240condensate and
93 m / 307 ft
kilometers) east of
547.4 MMcf/d (15.5
MMcm/d) of gas
Aberdeen - North Sea

Blocks 3/19a, 3/20a,
3/24a, 3/25a, 3/18, 3/19b,
125 m / 413
3/24c - 12 miles (20ftkilometers) south ofDunbar - North Sea
Block 3/15 - 6 miles (10113 m / 373
kilometers) east of theft
Dunbar field - North Sea

Blocks 3/15 and 3/14A - 6
135 m / 446
miles (9 kilometers) southftof Dunbar - North Sea

N.A.

14.4 trillion cubic feet

N.A.

21.7 MMcf/d
30 m / 99 ft (average production
2009)

UKCS Blocks 14/29a,
100 MMcf/d (2.8
20/4b, 20/3b - 65 miles
MMcm/d), and more
122 m / 403(105 kilometers) fromthan 10,000 barrels
ftNortheast Scotland of gas condensate a
Outer Moray Firth - North
day (estimated)
Sea

Offshore Netherlands North Sea

N.A.

87 miles (140 kilometers)
northwest of Hammerfest,
Norway, in the
Hammerfest Basin
340 m /
1,122 ft

N.A

centered on the Bintuni
Bay area of Papua

30 Mmboe of gas

2009

2009

800 Mmboe (totalreserves for all fields)

2001 (Elgin &Franklin fields),
2007 (WestFranklin)1986 (Franklin),1991 (Elgin),
2003 (WestFranklin)

KambunaSouth East Asia
Indonesia

Elgin / Franklin

170 Mmboe of gas

N.A

N.A

500 billion cubic feet ofgas reserves and 17
million barrels of gas
condensate

32 Bcf (1 Bcm) of gas

N.A.

N.A. (estimated thatroughly 90% of thereserves have been
produced)

2008

2001

1994

2004

2009

2007

1986

N.A.

N.A.

N.A.

collecting gas from thereservoir, then send it
through sub-sea
pipelines to an LNG
processing facility on thesouth shore
subsea wells tied-backto a central processing
platform and a wellhead
platform that areconnected by a bridge,
and gas being exported
via a 16-inch-diameter
export pipeline
measuring 2 miles (3kilometers) long

Fixed platform

Combination of 3 fixed
platforms

Subsea tie back to
Alwyn B platform

Subsea tie back to
Alwyn B platform

Subsea tie back to
Dunbar platform?? Platform

Fixed platform

six remotely operated
subsea manifolds

Three gravity-baseconcrete and steel
topside production
platforms

5

Premier

Total

Pertamina

PremierBP

Salamander Energy

Total

Total

Total

Total

Shell

Cirrus Energy

Statoil

Statoil

Statoilsemisubmersible
production platform
which is fully equippedwith processing facilities
for gas and condensate

10 MMcm/d (353MMcf/d)Statoil

StatoilDeveloper

Combination of 1
138,000 bopd and120Mmscm/d of gas condeep platform and 2semi submersibles(2008)

Blocks 34/7, 34/8, 34/10
and 33/12 (Norwegian 138 m / 455 ft
North Sea)

370 m /
1,221 ftsouthwestern part of theHalten Bank in the
Norwegian Sea

43 billion cubic meters

Blocks 31/2, 31/3, 31/5
and 31/6 - 65km west of
Kollsnes, near Bergen North Sea

1.8 trillion cubic metresof natural gas and 2
billion barrels of oil

1995 (Troll West- first oil), 1996
(Troll East)2005

315-345m

Haltenbanken area Norwegian Sea

205 MMcf/d (5.8
722 feetMMcm/d) of natural(220 meters)gas (peak
production)

2003

Production Type
Subsea tie back to
Asgard B semi
submersible

Production Volume

Water
depth

Sea Area

Estimated Reserve

989 Bcf (28 Bcm) of drygas and 40 million
barrels of condensate

First Gas

2006

1972

Nuggets (part of Greater Alwyn project)Jura (part of Greater Alwyn project)

1973

1996

Ellon (part of Greater Alwyn project)

GREATER ALWYN PROJECT

Goldeneye

UK

M7-A

1996

1979

Troll (consist of Troll East and Troll
West fields)

Netherland

1987

Year of
Discovery(Field)MikkelField name主要オフショアガスプロジェクト

Additional Reference (if any)

Additional Reference (if any)

http://www.total.com/en/about-total/ourhttp://search.datapages.com/data/open/offer.do?targ
businesses/upstream/exploration--production/asia- et=/specpubs/fieldst2/data/a012/a012/0001/0450/045
pacific-922629.html
9.htm
http://www.slideshare.net/plsderrick/premier-oilindonesia-north-sumatra-block-a-update

http://www.eia.doe.gov/cabs/Indonesia/NaturalGas.h http://www.thejakartapost.com/news/2010/11/01/arun
tml-faces-options-survival-after-no-more-gas.html

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=403

http://www.hgs.org/attachments/calendarevents/90/A http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryI http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryIbstract_Tangguh.pdf
d=9004779&contentId=7008759
d=2012968&contentId=7054378

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=498

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=287

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=227

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=227

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=227

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=309

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=391

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=223

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=198

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=202

http://www.offshore-technology.com/projects/troll/

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=358

Weblink

Operation will be ceased
in 2014Remarks

－ 133 －

2009

2009

N.A.

JinZhou (JZ 20-2N)

QHD 35-4

Yacheng 13-1

Bayu Undan

Casino Henry (Casino, Henry andNetherby fields)

Bassgas (Yolla gas field)

2006

N.A.

N.A.

N.A.

2001

2002

Under
Development

2008

N.A.

2008

N.A.

2000

2003

N.A.

N.A.

2001

First Gas

1995

2004

2006 (Casino),
2002 (Casino), Henry & Netherby
2005 (Henry)underdevelopment

1985

1995

QHD 32-6

Oceania
Australia

1999

2005

N.A

Peng Lai

North Asia
China

Gujarat State Petroleum

South Asia
India

ArthitThailand

Maharaja Lela / Jamalulalam field

N.A.

N.A.

Belumut area consists of four fields,
East Belumut, West Belumut, Lerek andChermingat in the Malay Basin

Brunei

N.A.

N.A.

N.A.

BintangDuyong

N.A.

Lawit

Resak

N.A.

N.A.

Year of
Discovery(Field)Jerneh B

Malaysia

Terang/Sirasun

Field name

400 million barrels ofcondensate and 3.4 Tcf
of gasN.A

28 million barrels ofcondensate and LPG
liquids

10.6 Tcf

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Under Development

N.A

N.A.

20 to 25 MMbbl (East
Belumut); 7 MMbbl(Chermingat); 4 MMbbl(West Belumut)

N.A.

N.A.

1 Tcf

N.A.

N.A.

N.A.

Estimated Reserve

N.A.

N.A.
N.A.

18,583 feet
(5,664
meters)10 MMcf/d

N.A.

N.A.

120.0 mmscfd

335 Mmcf/d

900 million cubic feet

150 MMcf/d

N.A.

Production Volume

184 to 236
feet (56 to
72 meters)

80 m / 264 ft

N.A.

26 m / 86 ft

N.A.

10 Bcf (annual
production - Casino
only)

17.6 petajoules (PJ)of sales gas,726,000 barrels of
associatedcondensate and50,000 tonnes of
LPG

124 Bcf/y

N.A.

1.1 Bcf of gas and
115,000 barrels of
Timor Gap PSC 03-12,
combined03-13 - 310 miles (499
80 m / 264 ft
condensate,kilometers) northwest of
propane and butane
Darwin - East Timor Sea(production
capacity)

VIC/P 44 and VIC/L 24 19 miles (30 kilometers)
off the coast of Victoria

T/L1 and T/RL 1 - 91
miles (147 kilometers)from Kilcunda - Bass
StraitN.A.

north central Bohai Bay

16 m / 53 ft

N.A.

central to northern part ofthe Bohai Bay, 81 miles
31 m / 102 ft(130 kilometers) from thecity of Tianjin

East China's Bohai Bay

28,200 bopd

1.6 million-acre (6,475
square-kilometer)
Bozhong Block 11/05 in 23 m / 76 ft
approximately 75 feet (23meters) of water

KG-OSN-2001/3 Block in
the Krishna Godavari
109 m / 360
basin off the coast ofUnder Developmentft
Andhra Pradesh in the
Bay of Bengal in 358 feet(109 meters) of water

370 MMcf/d (10.5
Blocks B14A, B15A andMMcm/d) of natural
B16A - 143 miles (230
80 m / 264 ft gas and 19,800 bpd
kilometers) offshoreof condensate
Songkhla - Gulf ofThailand(2008)

N.A.

335,000 acres about 185
miles (298 kilometers)
61 m / 201 ft
offshore Kemaman,
Terengganu

N.A.

N.A.

N.A.

150 miles (240kilometers) offshore
Terengganu
N.A.

N.A.

150-300 m

Water
depth

N.A.

N.A.

Sea Area

http://www2.prnewswire.com/cgibin/stories.pl?ACCT=104&STORY=/www/story/8430
1&EDATE=
http://www.oilgasarticles.com/articles/266/1/Malaysias-Natural-Gas-Reserves---Production-andConsumption/Page1.html
http://www.icis.com/Articles/2000/02/14/105053/petr
onas-arm-starts-up-resak-gas-field-for-chemfeedstock.html
http://www.thejakartapost.com/news/2002/07/25/indonesia-ready-export-gas-malaysia.html

http://www.exxonmobil.com/MalaysiaEnglish/PA/Newsroom/MY_NR_20070503_JernehB-Award-Contract.asp

http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=9999
0

ConocoPhillips

Gujarat StatePetroleum

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=336

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=444

PTT Exploration & http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
Production (PTTEP)
d=288

Total

N.A.

Combination of 2 fixed
platforms and 1 FSO

SPAR platform

Fixed platform

N.A.

N.A.

6

ConocoPhillips

Santos Ltd.

Origin Energy

CNOOC

CNOOC (NOC)

CNOOC China Limited

Additional Reference (if any)

http://docs.google.com/viewer?a=v&q=cache:L6eg0b
SwoP4J:www.kgu.or.kr/download.php%3Ftb%3Dbbs_017%26fn%3Dday3_0502b.pdf%26rn%3Dday3_05
02b.pdf+EAST+JAVA+GAS+PIPELINE+RECTIFICA
TION+PROJECT,+A+CHALLENGE+FROM+TECHNI
http://www.slideshare.net/FrostandSullivan/strategic- CAL+TO+PROJECT+MANAGEMENT&hl=en&gl=sg
review-of-the-asia-pacific-offshore-rigs-market&pid=bl&srcid=ADGEESiF8LpBj26BpS4GocEZdnHpf
UBl2-xOCSL8bTAgHxa911NkfwvF1w8x3FznU7QaPrTigPCxW1TjTVhvWLZfNCtWFaBow2WI4bWc7IudKg1neNllx5c
hhUY6u_L_3Uq9Lu7dDe&sig=AHIEtbQQcUytrh2ViN
3yADYrtLnKiqS8Nw

Weblink

Serving as operator of
the permit is Newfield,
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
owning a 60% interest;
d=785&AspxAutoDetectCookieSupport=1
Carigali owns 40%.

Petronas

Petronas

ExxonMobil

Exxon

ExxonMobil

BP

Developer

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=665

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=554

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=82332
d=591

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=481
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=503
http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/China/NaturalGas.html46 production wells tiedback to six producing
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
wellhead platforms with
CNOOC China Limited
production transported
d=417
to the Bohai Shi Ji
FPSO

subsea pipe that isconnected to thefacilities

Under Development

Combination of 1 fixed
platform and 1 FPSO

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

production from theunmanned facility will betransported by a 16-in.
pipeline to the mainmanned Jerneh A
platform

N.A.

Production Type主要オフショアガスプロジェクト

Additional Reference (if any)

Remarks

－ 134 －1981

Gorgon

1999

1990

2003

1998

Akom

Amenam Kpono

Egina

Agbami

1999

2000

1998

2009

2008

2009

2002

Kizomba, Block 15

Pazflor

CLOV

Cabaca Norte

SangosManganes

PSVM

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

2003

2001

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

100 million barrels

725 million barrels

900 million barrels

N.A.

expected tocommence in
2015

N.A.

N.A.

N.A.

2008

N.A.

N.A.

N.A.

500 m /
1,650 ft

1,349 m /4,452 ft

N.A.

N.A.

1,365 m /4,505 ft

2,000 m /6,600 ft

N.A.

N.A.

80,000 bopd

1,203 m /3,970 ft
762 m /
2,515 ft

Block 15 (4,000 square
kilometers)
90 miles (150 kilometers)
offshore Angola
northwest sector ofAngola's offshore Block17
Block 15/06 in 1,640 feet(500 meters) of water, 217
miles (350 kilometers)
North of Luanda, offshore
AngolaBlock 15/06, which islocated 217 miles (350
kilometers) north of
LuandaBlock 18/06 in deep
waters offshore Angola,roughly 124 miles (200kilometers) away from thecity of Luanda
northeast sector of thelicense about 249 miles(400 kilometers) from
Luanda and in waters
measuring 6,562 feet
(2,000 meters)
N.A.

200,000 bopd

250,000 barrels

1,462 m /4,825 ft

1,350 m /4,455 ft

N.A.

1,550 m /5,115 ft

Block 17, Girassol islocated 93 miles (150kilometers) offshore

roughly 500 square milesin the Niger Delta in BlockOML 130
45,000 acres and islocated some 70 miles(113 kilometers) offshore
the Niger River Delta

60,000 bopd

100,000 bopd

subsea pipeline
connecting the buoy tothe floating production,
storage and offloading(FPSO) and the subsea
flexible hoses linking the
FPSO and buoy to eachend of the pipelin
TLPs and platforms to acentral processing
platform on the shallowwater Elon field and,then, through a 15-mile(24-kilometer) subsea
pipeline to the alreadyexisting Sendje Ceiba
FPSO nearby

Fixed platform

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

subsea wells areconnected via flowlines
to three riser towers,
which deliver recoveredhydrocarbons to the
FPSO, then, oil isexported via two rigid
midwater pipelines to anexport buoy
wells tie-back to theleased Xikomba FPSO

N.A.

N.A.

125,000 bopd
(Phase I); additionaltransporting natural gas
40 m / 132 ft 50,000 boepd or 300
via pipeline to shore
Mcf/d of natural gas(Phase II)

500 m /
1,650 ft

34 miles (55 kilometers)southwest of Bata and155 miles (250kilometers) south of
Malabo, Blocks G and F
are located in the Rio
Muni Basin

131 feet (40 meters) of
water 19 miles (30kilometers) offshore
Nigeria

2,200 m /7,260 ft

22 miles (35 kilometers)
offshore Equatorial
Guinea, 150 miles (241kilometers) south of
Malabo254 petajoules (PJ)
PML 38146 - Kupe
14.7 million barrels ofof natural gas, 1.1
light oil/condensate and Central Field Area (CFA) million tones of LPG
35 m / 116 ft
Taranaki Basin - offshore
1.1 million tonnes ofand 14.7 million
New ZealandLPG
barrels of light crude
oil

2003

2000

2000

2009

43 to 87 miles (70 to 140
kilometers) off thenorthwestern coast ofWestern Australia
1,300 m /4,290 ft

7

BP

Petrobras

Eni

Eni

Total

Total

Esso

Total

Chevron

Total

Total

Hess Corp

Hess

Origin Energy

Chevron

N.A.

Under
Development

VIC/P54 - Gippsland
Basin
Nexus

N.A

ENI

Developer

Subsea tie back

Production Typesubsea developments
will be tied-back to theonshore Barrow Island
LNG plant via pipelines
and control umbilicals

Production Volume

30 terajoules per
56 m / 185 ft day and 430 bpd ofcondensates

Water
depth

Fixed platform

Sea Area

933 billion standard
WA-279-P - Bonaparte
22 Bcf/d (650cubic feet of gas and 5.7
Basin - offshore Australia 50 m / 165 ft MMcm/d) (estimatedmillion barrels of- Timor Sea
initial production)condensate

Estimated Reserve

2009

2009

First Gas

Remarks:
1 This list is not exhaustive.
2. The names of the fields are compiled from Energy Information Administration of the US government (www.eia.gov)
and other information is supplemented with desk research.

1996

Girassol

AngolaNigeria

1999

Ceiba

AfrucaEquatorial Guinea

Kupe

1986

1995

Longtom

New Zealand

2001

Year of
Discovery(Field)Blacktip

Field name主要オフショアガスプロジェクト

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=253

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=597

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=333

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=681

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=324

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=639
http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=326

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=325

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=249

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=662

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=318

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=295

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=295

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=448

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=271

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=454

http://www.subseaiq.com/data/Project.aspx?project_i
d=445

Weblink

Additional Reference (if any)

Additional Reference (if any)

Remarks別添２.

石油ガス開発企業の主な試掘開発案件－ 135 －

－ 136 －－ 137 －ExxonMobil

HebronExxonMobil holding
100 percentt equity
itinterest.

Rockefeller
Field
Fi ld

Block

RussiaAngolaCountry

160 milesUSA
off
ff theth coastt off
Texas

offshoreeastern
RussiaAngola coast

Place

Production /Development

Production /DevelopmentStatusWater
Depth/(m)1995 10 to 60
meters1994 Kizomba B 3,300 to
4,200 ft((1,006,to1,280 m)Start ofDevelopment

5.4 million Developmen
2007 NAbarrelstb
l off
oilequivalentdesigned to Developmen Originally 92mrecovert
2002 byover 600
Chevron,millionshenbarrels of oil
shelved.
Restarting2009

5 billion oil
equivalentbarrels

ProvenReserve

ExxonMobile 36%,
Hebron Field
offshore
CanadaChevron Canada
Newfoundland
Resources (26.7%),.
Petro-Canada (22.7%),
StatoilHydro (9.7%) andthe public-sector Energy
Corporation of
Newfoundland andLabrador (4.9%)
OTher info : ExxonMobil has many fields in GOM. Six miles from the company’s Hoover Diana development in the Gulf of Mexico, a new well is expected to more thantriple existing natural gas production
production. The gas pockets are in a field called Rockefeller
Rockefeller, one of several surrounding the Hoover Diana offshore platform
platform, which began
production in 2000.

Exxon Mobil

U.S. Gulf of
MexicoMiNational Oil Co. of India, ONGC
Videsh Ltd. (20%)

Exxon Neftegas Ltd. (30%
Exxon Neftegas
Chayvo,interest) Partners - Japan's
Limited (ENL), a
Odoptu, andSakhalin Oil and Gas
subsidiary ofDevelopment Co. Ltd.-principal Arkutun Dagi.
Exxon Mobil
Future phases:
shareholders INOC, JAPEX,
Itochu, and Marubeni (30%);
Corporation, isArkutun-Dagi
Russia's Rosneft affiliates: RN- fields andoperator of theAstra ((8.5%)) and
Sakhalin 1 Project Sakhalinmorneftegas
Sakhalin-1
Chayvo Phase
2(SA4NG)Shelf (1 1.5%); andXikombafield,Kizomba
A, Kizomba B,
and Kizomba C*The
development of
two of theremaining
fields is
progressing

Field

Russia —Sakhalin-1

Agip Angola Production
BV (30%)BP Angola (26.67%)
p
ExxonMobil Corporation(40%)
Mavuka Engineering(Pty) Ltd
Statoil (13.33%)

Owners/Interests

Esso Angola

Operator

Angola —Block 15

Project Name

ExxonMobil

http://www.sakhalin1.ru/Sak
halin/RussiaEnglish/Upstream/about.aspx

－ 138 －Shell

Operator

Field

Walker Ridge
508

N.A.

USA

USA

Gulf of Mexico USA

AlaskaShell

Malaysia

Country

Browse Basin, Australia
475km northnortheasttht off
Broome,Western
Australia.

offshore
Malaysia

Place

Chukchi Sea

StonesPrelude and WA-371-P
Concerto gas
fi ld
fieldsBlock

AlaskaShell 35%
Marathon andPetrobras 25% ENI
15%Shell 100%

Shell 33%
Gumusut(operator),
ConocoPhillips
Sabah 33%,
33%
Petronas Carigali
20%, Murphy Sabah
Oil 14%

Owners/Interests

Beaufort Sea Shell

Prelude and Shell
Concerto gas
fi ld
fields

Gumusut

Project Name

Shell
Start ofDevelopment

drilling
commenced in
January 2008

Development Development

StatusN.A.

Exploration

Exploration
approved

Exploration
The Beaufort
approved
Sea isestimated tocontain 8.22
billi bl offbillionbarrels
oil and 27.64
trillion cubic feetof natural gas,according to
MMS.

N.A.

contract for thedesign, construction
and installation ofmultiple FLNG
facilities over a periodof up to 15 years,
based upon Shell’s
proprietary design.

Containing an Development In July 2009, Shellawarded aestimated 2 toconsortium of
3 Tcf
T f off
Technip andrecoverable
Samsung Heavy
Industries thegas,

Reserve

2,300 m

1,220mWater
Depth(m)Shell is planning to develop
its Prelude and Concerto
gas fields
fi ld off
ff th
the northwestthtcoast of Western Australia
using its exciting Floating
Liquefied Natural Gas(FLNG) technology.

－ 139 －ExxonMobile

BP

BP

BP

Block 18
West

PSVM

WND Gas

Total

CLOV

Kizomba
Satellites
Phase 2

Total

PazflorExxonMobile

BP

Liberty

ClochasMavacola

Operator

Project Name

BP

17

17

Perpetua,
Hortensia andZinia (Upper
Miocene), andAcacia(Oligocene)
Cravo and Lirio(Oligocene), andOrquidea andVioleta (Miocene)

31

N.A.

60% (North
Alexandria); North Alexandria
80% ( West and West Med
Med
Deepwater
Deepwater
Concession
Concession)

26.67%

Plutão, Saturno,Vênus and Marte(PSVM) fields

15

18

N.A.

15

N.A.

Liberty (light oilfield)

N.A.

Block

Field

Platina, Chumbo
and Cesio fields

N.A.

26.67%

26.67%

16.67%

16.67%

100%

Working
Interest

Angolanorth of theCongo basin-150 kilometres
off the coast ofAngolaWest Nile Delta

offshore Angola

Lower Congo
Basin

1

Egypt

AngolaAngolaAngolag

AngolaLower Congo
Basin-150 kilometres
off the coast ofAngolanorth of theCongo bC
basin
i

AngolaUSAsome five miles
offshore in the
Beaufort Sea,
AlaskaLower Congo
Basin-150 kilometres
off the coast ofAngolaCountry

Place

Start ofDevelopment

NA

N.A.

Agreement with
Egypt
government in2010

Development 2011 (Scheduled)

Evaluation fordevelopment

Explorationp

Development 2012 (Scheduled)

Development 2014 (Scheduled)

Development 2011 (Scheduled)

Development 2011 (Scheduled)

Statusestimated5
trillion
Development
cubic
feet of
gas

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

ReserveN.A.

approximately
2000

up to 1700

N.A.

up to 1400

up to 1400

up to 1200

N.A.

Water
Depth(m)In July 2010 BP announced
a major agreement with the
Egyptian Ministry ofPetroleum and Egyptian
General Petroleum
Corporation (EGPC) todevelop an estimated 5
trillion cubic feet of gas at
an estimated $9 billion of
investment in the two
deepwater conces

－ 140 －
N.A.

BP

BP

BP

Mad Dog
Phase 2

Na KikaPhase 4

Kaskida100%

50%

60.50%N.A.

Fourier field
N.A.

N.A.

N.A.

Kepler and Ariel
fields, Fourier
field

BP

Na KikaPhase 3
Mad Dog field

N.A.

N.A.

67%
(Isabela);
46.5%(MC519/563)

BP (Isabela),
Noble(MC519/563)

Galapagos

50%

N.A.

the Azeri-ChiragDeepwater
Gunashli fieldUSA

the Gulf of
Mexico

2

USA

USA

USA

USA

the Gulf of
Mexicothe Gulf of
Mexicothe Gulf of
Mexicothe Gulf of
MexicoChirag - Deep
Water Gunashli Azerbaijan(DWG) area

Indonesia

N.A.

Sanga
Sanga
bl k
block

N.A.

37.43%

37.80%

Indonesia

N.A.

Berau-Bintuni
Bay, West
Papua

Country

N.A.

Place
Egypt

N.A.

Block
N.A.

Satis

Field

BP

VICO

Sanga Sanga
CBM

37.16%

Working
Interest

Chirag Oil
Project (COP)BP

BP

Operator

Tangguh
Expansion

Nile Delta

Project Name

BP

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Reserve

Development

Development

Development

Development

Development

Development

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

COP wassanctioned in
February 2010.

The first step towards CBM
production at Sanga-Sanga
is an appraisal programmecommenced in 2010 tod tdeterminei th
the CBM
production capacity of theblock.

The project commenced
LNG production in June
2009. BP and its partners
are reviewing options to
expand Tangguh
operations.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

approximately COP was sanctioned in
170
February 2010.

N.A.

Exploration

The first step
towards CBM
production at
Sanga-Sanga is
an appraisal
programmecommenced in2010 todetermine theCBM production
capacity of theblock.

Water
Depth(m)
N.A.

N.A.

Start ofDevelopment
90m

The projectcommenced LNG
production inJune 2009. BP
Production /and its partners
Development
are reviewing
options to expand
Tangguhoperations.

Development

Status－ 141 －

BP

BP

BPTT

N.A.

Q204

Serrette

JuniperBP

Valhall
Redevelopme

Clair Ridge

BP

Skarv

BP

BP

Mississippi
Canyon 771

KinnoullBP

Atlantis
Ph
Phase
3

BP

BP

Horn
MountainPhase 2Devenick

Operator

Project Name

BP

N.A.

Corallita andLantana fields

N.A.

N.A.

N.A.

70%

N.A.

N.A.

N.A.

UK

UK

UK

UK

UK

UK

N.A.

3

Trinidadand Tobago

Northern Areaof theTrinidad
Columbus
and Tobago
Basin

North Sea

North Sea

North Sea

North Sea

9/29a
9/29
and
9/24b

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

North Sea

North Sea

USA

USA

the Gulf of
M i
MexicoGulf of Mexico

USA

Country

the Gulf of
Mexico

Place

N.A.

N.A.

Skarv and Idun
fields

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Block

Kodiak

N.A.

N.A.

Field

36%

28.60%

77%

88.70%

35.95%

30%

56%

100%

Working
Interest

Exploration

Development

Development

Status

NA

N.A.

N.A.

Start ofDevelopment

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.
N.A.

N.A.

Development

Development

Development

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Development 2012 (Scheduled)

Development

Development 2011 (Scheduled)

120
mmbbl
oil/conde
Development 2011 (Scheduled)nsate
and 1.4
tcf wet
gas

N.A.

N.A.

N.A.

Reserve

N.A.

285 feet

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

1,500 m

N.A.

N.A.

Water
Depth(m)－ 142 －

95

70

40

Nsiko

Alder

Rosebank/Lochnagar

20

Atlanta and Oliva

20

30

Maromba

Aparo Field and theBonga SW Field

37 5
37.5

Papa-Terra
Papa
Terra Field

30

75

Wheatstone naturalgas
project

Usan Project47.3

Gorgon Project

55

N.A.

Mafumeira Sul

BuckskinWorking
Interest

Project Name

Chevron

N.A.

N.A.

N.A.

Aparo andBonga SW

Usan

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Atlanta andOliva
Buckskin

N.A.

NA
N.A.

N.A.

N.A.

Block 1

Block

N.A.

Papa-Terra
Papa
Terra

Wheatstone

N.A.

N.A.

Field

NigeriaUKUK

145 km off the coast of the western
Niger Delta region
27 km to the west of the Britannia
Field, North Sea
130 km northwest of the Shetland
Islands

1

Nigeria

Nigeria

100 km off the coast in the eastern
Niger Delta region
113 km off the coast of the western
Niger Delta region

USA

BrazilBrazilBrazilGulf of Mexico

off the southeastern shore of Brazil

offshore northeast of Rio de Janeiro

offshore northeast of Rio de Janeiro

AustraliaAustraliAt lia

130 kilometres
kil
t
off
ff theth north-westthtcoast of Western Australia
offshore northwest Australia

Angola

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

NA
N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Country Reserve

31 km off the Angolan coastPlace

Feasibility studies

Develoment

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

A preliminary
unitization agreement
was extended
explorationlate 2011

N.A.

N.A.

N.A.

2013

N.A.

Develoment

Develoment

Evaluation

Evaluation

Develoment

Develoment

2014

N.A.

Front-end engineeringand design
Develoment

Start ofDevelopment

Status

1,115

N.A.

1,768

1,131

750

N.A.

N.A.

N.A.

1 189
1,189

N.A.

N.A.

less than
61

Water
Depth(m)－ 143 －

100%
N.A.

Eni

Eni

Eni

Eni

Eni

Eni

Eni

Block 15/06

Area 4

North Port Said

Mississippi Canyon 459
Block

Walker Ridge 508

Keathley Canyon Block1008

Appaloosa

50%

Operator Cardón
IV S.A., a joint
operatingcompany formed
byy Eni and
Repsol

Eni

Eni

Eni

Eni

Eni

Total

Eni

Eni

Cardón IV

Block BM-S-4

Block BM-CAL-14

Marulk project

Golliat Project

Norwegian North Sea

Shetland Islands

Abruzzo offshore area

Cassiopea 1

N.A.

N.A.

Cassiopea 1

Colle Sciarra 1

N.A.

N.A.

Laggan- Tormore

Total E&P UL Ltd(operator, 80%),
Dong E&P UK Ltd((20%),),

Italy

approximately 22
kilometres off theAgrigento coast

1

Italy

NorwayAbruzzo offshore area

1,969 feet (600 meters),roughly 87 miles (140kilometers) northwest of
the Shetland Islands

165 kilometres from thetown of Bergen

N.A.

Afrodite gas andcondensate deposit

45%

NorwayNorwayBraziloffshore area of theCamamu-Almada basin
Nor

BrazilVenezuela

US

US

US

US

US

Egypt

Mozambique

AngolaCongo

Country

offshore area of theSantos basin

Gulf of Paria

Barents Sea

MarulkN.A.

N.A.

Belmonte Gas Field
etc
N.A.

N.A.

Beaufort Sea

Gulf of Mexico

N.A.

Gulf of Mexico

N.A.

Gulf of Mexico

Gulf of Mexico

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

Place

blocks MC 459
and 460 and apart of blocks
MC 503 and
504

N.A.

NA
N.A.

N.A.

Cardón IV

Nikaitchuq

Appaloosa

Hadrian Southprospect

Stones-3

Appaloosa

Faryouz deposits

Area 415-JunCabaça Norte-1;
Nzanza-1 andCinguvu-1

N.A.

N.A.

Block

N.A.

Field

Goliat

65%

20%

100%

100%

100%

Eni

Alaska

100%

100%

100%

70%

35%

90%

Eni

Marine XII

Working Interest

Operator

Project Name

Eni

N.A.

N.A.

N.A.

Development

80 and 120 millionboeestimated
reserves of 174
Mmbo

Exploration

Exploration

Development

Development

Development

Development

Development /Exploration

Exploration andappraisal

Development

Development

Exploration

Exploration

Exploration

Development

Exploration

N.A.

N.A.

N.A.

180 million barrels

N.A.

N.A.

N.A.

NA
N.A.

N.A.

N.A.

Exploration

Exploration

N.A.

N.A.

StatusReserve

N.A.

N.A.

2010

N.A.

2009

2010

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

2008

N.A.

N.A.

NA
N.A.

N.A.

N.A.

2012

N.A.

Start ofDevelopment

560 m

N.A.

600 m / 1,980 ft

373 m

400m

365m

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

850 m

2419m

NA

853m

N.A.

2,600 m

1,400 m (Nzanza-1
and Cinguvu-1)

N.A.

Water Depth(m)600,000 cubic metres(equal to 3,700 boe) and500 barrels

－ 144 －Operator

Eni

Eni

Eni

Project Name

Argo 2 well

JPDA 06-105

Area C

Eni

50%

41%

60%

Working Interest

N.A.

Kitan 1 & Kitan 2

Argo 2

Field

N.A.

N.A.

Block

2

N.A.

Saudi Arabia

Australia

Italy

20 kilometres off thecoast of Agrigento
Timor Sea

Country

Place

N.A.

N.A.

N.A.

Reserve

Exploration

Development

Exploration

Status

N.A.

2009

N.A.

Start ofDevelopment

N.A.

Discovery at 3,658
metresN.A.

Water Depth(m)－ 145 －Petrobras

Petrobras

Petrobras

Guara

Raukumara Basin

Petrobras

Cascade andChinookdevelopment

Sergipe-Alagoas
Basin

Petrobras

Santos Basin
Southern Pole
Discoveries

Petrobras

Petrobras

Campos Basin

Tupi Oilfield

Petrobras

Operator

Santos Basin

Project Name

Petrobras

Cascade Field
Chinook Field

Tiro e Sídon, Cavalo
Marinho, Caravela, Estrela
do MarNA

Petrobras,
45%; BG
Group 30%;
Repsol 25%.
NA

Guara

Piranema Field andsurrounding areas otherdiscoveriesUSA

Brazil28 km off the coast of theState of Sergipe,
Northeastern Brazil

1

East Coast of NZ

NZ

BrazilBraziloffshore province crossing
the Espírito Santo,
BrazilCampos and Santos
basins300km ((180 miles)) southof the Louisiana coast

Block BMBM- Santos basin prepre-salt
salt
S-9
offshore Brazil in B

NA

WalkerRidge
block

block BMS-4

Start ofDevelopment

NA

Exploration

Development

Exploration,
15 million
Developent,barrels
ProductionNA

2,100 m (6,889 ft),
250 m (820 ft)
from the waterline.

100(Garoupa);
greater than
2000(Albacora)

300-1,500

Water Depth(m)

NA

NA

NA

2010 2,141 m / 7,065 ft

800m

2,170 m / 7,161 ft

Development /StartedDevelopment
2 690 m / 8
2,690
8,877
877 ftproduction in
Dec2010Development

Production /Development

Production /Development

Status

14 billion
Development NAbarrels

Country Reserve

Braziloff the northern coast of
Rio de Janeiro

Place

Garoupa, Nomorado,
Enchova, Albacora, Marlim,
Roncador, Barracuba,
Caratinga, Jabarte andCachalote fields

Block

BrazilField

Varius fields

Petrobras 65%
BG Group
Tupi Field
25%, Galp
Energia 10%

50% and
66.67%

Working
Interest

27 000ft
27,000ft

7,500

海底深さ(m)－ 146 －別添３.

主な試掘企業の概要－ 147 －

－ 148 －Drilling Companies
Transocean .......................................................................................................................... 2
Noble Corporation ............................................................................................................... 4
Nabors Industries................................................................................................................. 5
Seadrill Ltd .......................................................................................................................... 6
Ensco Plc ............................................................................................................................. 7
KCA Deutag Drilling .......................................................................................................... 9
Diamong Offshore ............................................................................................................. 12

Transocean_Fleet_Directory_January.2010.pdf
Noble Corporation_FleetStatus.xls
Nabors Industries marketed_rigcount3Q_2010.xls
SEADRILL FLEET STATUS REPORT.pdf
Ensco Fleet Status Report 15Dec2010.pdf
KCA rig list.xls
Diamond offshore rig report.xls

1－ 149 －

Transocean
We are the world’s largest offshore drilling contractor and leading provider of drilling
management services worldwide. With a fleet of 140 mobile offshore drilling units, plus three
announced ultra-deepwater newbuild units, our fleet is considered one of the most modern
and versatile in the world due to its emphasis on technically demanding sectors of the offshore
drilling business. We have approximately 19,300 personnel worldwide.
Since launching the offshore industry’s first jackup drilling rig in 1954, we have achieved along history of “firsts.” These innovations include the first dynamically positioned drillship,
the first rig to drill year-round in the North Sea, the first semisubmersible rig for Sub-Arctic,
year-round operations and the latest generations of ultra-deepwater drillships andsemisubmersibles.
(AR 2009)
The company’s ordinary shares are traded on the New York Stock Exchange under thesymbol “RIG" and on the SIX Swiss Exhange under the symbol "RIGN."(web site)
Transocean Ltd. (together with its subsidiaries and predecessors, unless the context requires
otherwise, “Transocean,” the “Company,” “we,” “us” or “our”) is a leading international
provider of offshore contract drilling services for oil and gas wells. As of
February 2, 2010, we owned, had partial ownership interests in or operated 138 mobile
offshore drilling units. As of this date, our fleet consisted of 44 High-Specification Floaters(Ultra-Deepwater, Deepwater and Harsh Environment semisubmersibles and drillships), 26
Midwater Floaters, 10 High-Specification Jackups, 55 Standard Jackups and three Other Rigs.
In addition, we had five Ultra-Deepwater Floaters under construction. We believe our mobile
offshore drilling fleet is one of the most modern and versatile fleets in the world. Our primarybusiness is to contract our drilling rigs, related equipment and work crews predominantly on a
dayrate basis to drill oil and gas wells. We specialize in technically demanding segments of
the offshore drilling business with a particular focus on deepwater and harsh environment
drilling services. We also provide oil and gas drilling management services on either a dayrate
basis or a completed-project, fixed-price (or “turnkey”) basis, as well as drilling engineeringand drilling project management services, and we participate in oil and gas exploration andproduction activities.
Transocean Ltd. is a Swiss corporation with principal executive offices located at Blandonnet
International Business Center, Chemin de Blandonnet 2, Building F, 7th Floor, 1214 Vernier,
Switzerland. Our telephone number at that address is +41 22 930-9000. Our shares are listedon the New York Stock Exchange (“NYSE”) under the symbol “RIG.” On February 16, 2010,
we announced our intention to list our shares on the SIX in the second quarter of 2010,
subject to the approval of the SIX. Our shares will continue to be listed on the NYSE. For
information about the revenues, operating income, assets and other information related to ourbusiness, our segments and the geographic areas in which we operate, see “Item 7.
Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations”
and Notes to Consolidated Financial Statements—Note 23—Segments, GeographicalAnalysis and Major Customers.
(AR 2009)
Sales
2－ 150 －

Please refer toTransocean_Fleet_Directory_January.2010.pdf
For the details of rig fleet of Transocean.

3－ 151 －

Noble Corporation
Noble Corporation begins its 90th year in 2010. Very few companies, and even fewer drilling
contractors, can claim this milestone. The Company's proactive style of management has
guided it from a one rig operation in 1921 to one of the largest offshore drilling contractors in
the world today. The Company's growth since the time of its spin-off from Noble Affiliates in1985 has come about through a series of strategic acquisitions of offshore drilling assets andancillary, non-capital intensive businesses around the world.
Noble is a leading offshore drilling contractor for the oil and gas industry. Noble performs,
through its subsidiaries, contract drilling services with a fleet of 69 offshore drilling units(including five drilling rigs currently under construction or to be constructed), locatedworldwide, including in the Middle East, India, the U.S. Gulf of Mexico, Mexico, theMediterranean, the North Sea, Brazil, West Africa and Asian Pacific. Noble also owns andoperates a dynamically positioned floating production, storage, offloading vessel. Noble's
shares are traded on the New York Stock Exchange under the symbol "NE".

Please refer toNoble Corporation_FleetStatus.xls
For the company’s rig fleet

4－ 152 －Nabors Industries
http://www.nabors.com/Public/Index.asp?Page_ID=3

The Nabors companies own and operate approximately 554 land drilling and approximately
728 land workover and well-servicing rigs in North America. Nabors' actively marketed
offshore fleet consists of 38 platform rigs, 13 jack-up units and 3 barge rigs in the UnitedStates and multiple international markets. In addition, Nabors manufactures top drives anddrilling instrumentation systems and provides comprehensive oilfield hauling, engineering,
civil construction, logistics and facilities maintenance, and project management services.
Nabors participates in most of the significant oil, gas and geothermal markets in the world.
Please refer toNabors Industries marketed_rigcount3Q_2010.xls
For the company’s rig fleet

5－ 153 －

Seadrill Ltd
http://www.seadrill.com/
The company operates a versatile fleet of 54 units for operations in shallow to ultra-deepwater
areas in harsh environment and benign environments,•Semi-submersibles•Deepwater drillships•Jack-ups•Semi-tender rigs
•Tender rigs
Seadrill has some 9,300 skilled and highly competent employees, representing some 50
nationalities, operating in 15 countries on four continents.
Seadrill is listed on the New York Stock Exchange and the Oslo Stock Exchange.
Sales

Fleet activities
Please refer to the attached fleet status report
SEADRILL FLEET STATUS REPORT.pdf

6－ 154 －

Ensco Plc
http://www.enscous.com
Ensco plc (NYSE: ESV) brings energy to the world as a global provider of offshore drilling
services to the petroleum industry. Our fleet of eight ultra-deepwater semisubmersible rigs
(including three under construction) and 40 premium jackup rigs are strategically located in
the most prolific oil and gas markets around the world and are managed through four major
business units: Deepwater, Asia & Pacific Rim, Europe & Africa and North & South America.
Nearly 4,000 Ensco employees work around the clock for our customers.
Highlights
We recently achieved important milestones in its ultra-deepwater expansion. In 2009,
ENSCO 8500 and ENSCO 8501, the first two of seven ultra-deepwater semisubmersibles in
the $3 Billion+ ENSCO 8500 Series® newbuild program, commenced drilling operations in
the Gulf of Mexico.
The proprietary design of the ENSCO 8500 Series® ultra-deepwater semisubmersibles wasdeveloped with extensive input from customers to address the drilling requirements ofvirtually all deepwater fields around the world. Rated for work in 8,500' of water, the new
ultra-deepwater semisubmersible rigs may be modified to operate in water depths up to
10,000'. The uniform design streamlines operations across all of the 8500 Series rigs tocontrol costs and enhance reliability for our customers.
Ensco’s 40-rig premium jackup fleet is one of the world's largest and most capable. Ten new
jackup rigs were added over the past decade and more than $1.3 billion has been invested to
upgrade the capability of the jackup fleet.
In December 2009, Ensco redomesticated to the UK and, in March 2010, we changed ourname to Ensco plc to commemorate the opening of our new global headquarters in London.

7－ 155 －

Please refer to
Ensco Fleet Status Report 15Dec2010.pdf
For the company’s rig fleet.

8－ 156 －KCA Deutag Drilling
http://www.kcadeutag.com/
Head Office Country: Scotland

KCA DEUTAG is a wholly-owned subsidiary of Abbot Group. In March 2008, Abbot Groupplc was acquired by First Reserve Corporation, a US-based private equity firm. As aconsequence, Abbot Group plc was re-registered as a private company and changed its nameto Abbot Group Limited.
First Reserve is the largest, most experienced energy industry focused private equity company
in the world. The company is committed to investing in KCA DEUTAG and its sistercompany, Bentec, to ensure that we continue to grow in our key markets worldwide. This will
give us the opportunity to expand our portfolio of rigs to meet client demand, and to further
enhance our performance improvements systems and key support functions to the benefit of
our clients.
KCA DEUTAG’s headquarters are in Aberdeen, Scotland. We have a major hub office in Bad
Bentheim, Germany, where our central technical support function is located, and regional
offices in all of our key operational areas - Russia, the Middle East, the Caspian region and
Norway.
History
The company has a history of over 100 years of drilling and engineering activities across theglobe, and undertakes projects in some of the most harsh and demanding environments in theworld, including the deserts of the Middle East and North Africa, arctic conditions in Siberia
and Kazakhstan, tropical regions, and the challenging offshore conditions in the North Sea
and offshore Sakhalin Island, far Eastern Russia.
Services
KCA DEUTAG is one of the few contractors with its own facilities and engineering services
group, RDS, which has a workforce of 500 with a track record spanning 30 years, making it
one of the leading providers of greenfield and brownfield rig design engineering for platforms
and mobile units.
KCA DEUTAG currently manages more than 100 drilling and workover rigs.
KCA DEUTAG is responsible for over 30 managed offshore platforms in the North Sea,
Caspian, Angola, and Sakhalin. We also own and operate the North Sea’s only modular
drilling and well workover rig, and have 10 mobile offshore drilling units (MODU) undermanagement, including three wholly-owned jack-up rigs, and four part-owned and threemanaged self-erect tender assist rigs.
KCA DEUTAG owns a fleet of more than 60 land rigs.

9－ 157 －

Operations
MODUs
KCA DEUTAG has 10 mobile offshore drilling units (MODUs) under management. The
company wholly owns three cantilever jack-up rigs - the Ben Avon, Ben Loyal and Ben
Rinnes, rated at 250ft, 300ft and 350ft water depth respectively.
The Ben Loyal is currently contracted to PEMEX in the Gulf of Mexico for two years.
The Ben Rinnes is contracted to CABGOC for three years offshore Angola until September
2010, and the Ben Avon commenced a three-year contract with CNR on the Olowi field,
offshore Gabon, in 2008.
Self-erect tender rigs
We are also a part owner with Marlin Offshore of the Charley Graves, WD Kent, Searex IX
and Searex X tender assist rigs; and with Global Tender Barges of three more tender rigs,
Global Sapphire (ex. Alligator), Global Jade (ex. Barracuda), Global Emerald (ex. Al Baraka 1). KCA DEUTAG provides management services for each of these rigs.
Petronas has awarded a contract for the Searex IX and Global Sapphire (ex. Alligator) tenderassist rigs to work offshore Malaysia, commencing Q1 2009 and Q3 2009 respectively. The
Charley Graves is in Thailand under contract to Chevron, and in Indonesia, the Global Jade(ex. Barracuda) commenced a two-year contract with Total E&P Indonesia in April 2008. The
Global Emerald (ex. Al Baraka -1) started a three-year contract with Brunei Shell Petroleumin Q4 2008 and the Searex X is working under a two-year contract to Sonangol in Angolafrom April 2008.
Offshore Platforms
KCA DEUTAG has a long history of offshore operations. The company has been operating
platform rigs in the North Sea for more than 30 years and in the BP/AIOC Azeri Field in the
Caspian Sea, since 1998.
KCA DEUTAG is the largest platform drilling contractor in the North Sea and Caspian Sea.
Currently, KCA DEUTAG is responsible for more than 30 managed offshore platforms in the
North Sea, Caspian, Angola, and Sakhalin. Many of these platforms have been designed byour engineering division RDS, which continues to support our clients with rig refurbishment
and upgrade projects ranging from minor modifications to large detailed design projects.
North Sea clients
We work for a wide range of North Sea clients including BP, CNR International, ExxonMobil,
Nexen, StatoilHydro, Talisman, Lundin and Total; other international clients include Agip
KCO, AIOC/BP, Chevron and Sakhalin Energy Investment Company.
KCA DEUTAG also owns and operates the North Sea’s only modular drilling and well
workover rig, the Rubicon 2000, which is currently under contract to Talisman for its
Montrose platform.

10－ 158 －

Please refer to the
KCA rig list.xls
for details of rigs and its operation area.

11－ 159 －

Diamong Offshore
http://www.diamondoffshore.com/
Diamond Offshore Drilling, Inc., a leading deepwater drilling contractor, owns and operates
one of the largest fleets of offshore drilling units in the world. The company's diverse fleet
consists of 32 semisubmersibles, 13 jack-ups and one dynamically positioned drillship.
Diamond Offshore provides contract drilling services to the energy industry around the globe
and is a leader in deepwater drilling. Configured to achieve the optimum balance of flexibility
and performance, Diamond Offshore's fleet has built its reputation on more than four decadesof real-world global drilling experience. Its crews have honed their skills in the harshest
environments. From the North Sea, the Gulf of Alaska, the Straits of Magellan, the south
China Sea and Australia's Bass Strait, Diamond Offshore's industry veterans know how tomeet the most formidable challenges.
Diamond Offshore employs approximately 5,500 men and women worldwide to offer acomplete spectrum of offshore drilling services tailored to our customers' needs.
Headquartered in Houston, Texas, the Company also maintains primary regional offices inAustralia, Brazil, and Scotland, with local offices in other countries as required to support
operations.
Our History
Diamond Offshore traces its beginnings to the earliest days of the offshore drilling industry.
Today, after decades of innovation and multiple company and rig acquisitions, Diamond
Offshore provides contract drilling services to the energy industry around the globe and is aleader in deepwater drilling.

The predecessor companies: ODECO, Zapata, and Diamond M

ODECO
Diamond Offshore’s roots date back to May 1953, when Alden J. (Doc) Laborde founded
Ocean Drilling and Exploration Co. (ODECO) in New Orleans. Laborde had designed what
was probably the first submersible drilling rig. After finding a financial backer in Charlie
Murphy of Murphy Oil Co., a grateful Laborde built the rig in 1954 and named the unit Mr.
Charlie in honor of his benefactor. Today, the Mr. Charlie is a museum and training facility in
Morgan City, La.
After noticing the stability of submersible rigs when they were only partially submerged forrelocation, Laborde designed and constructed the first purpose-built semisubmersible rig,
Ocean Driller, in 1964.
ODECO rigs continued to rack up “firsts” in the industry in the 1970s, with Ocean Viking
discovering the giant Ecofisk Field for Phillips Petroleum in the North Sea, and Ocean
Victory discovering the Piper and Claymore fields, also in the North Sea, for Occidental
Petroleum.

12－ 160 －

Zapata Petroleum Corp.
Zapata Petroleum Corp. was an oil exploration company formed in West Texas in the early
1950s by a partnership of young entrepreneurs, including George H.W. Bush (the 41st U.S.
President), John Overbey, J. Hugh Liedtke, and his brother William (Bill) Liedtke.
The fledgling company formed an offshore exploration company, Zapata Off-Shore Co., in
1954, with Bush as its president. The company split in 1959 into Zapata Petroleum (headedby the Liedtke brothers and later to become a part of Pennzoil) and Zapata Off-Shore (headed
by Bush). The offshore company’s name was changed to Zapata Corp. in 1982, and it waspurchased by Arethusa (Offshore) Ltd. in the early 1990s.
Diamond M Drilling Co.
In the early 1960s, an onshore drilling company, Brewster-Bartle, went bankrupt. The banks
that had become the owners of the company’s rigs contacted Don McMahon, a Texas rancher
and oil man, and asked him to take over the failed company. McMahon accepted thechallenge and formed Diamond M Drilling Co. in 1964. He named the company after
Diamond M Acres, his ranch near Simonton, Texas.
McMahon took his company public in 1970 and expanded into offshore waters with thebuilding and purchase of jack-up, barge, and semisubmersible rigs. In the early 1970s,
Diamond M was one of the largest owners of barge rigs in the energy industry. The company
continued to drill both on land and offshore.
In the late 1970s, Western Oceanic tendered an offer to buy Diamond M. Unwilling to bepurchased, Diamond sought and found a “white knight” in Kaneb Services, Inc.

Putting together the pieces
After the oil collapse of the 1980s, Kaneb was fighting bankruptcy. Jim Tisch of Loews Corp.,
New York, (a diversified holding company) had been buying drilling rigs at distress prices.
He approached Diamond M’s president, Bob Rose, in 1989 with an offer to buy a rig. Rose
instead suggested that Tisch buy substantially all of the company’s assets, which Tisch did.
In an opportunistic transaction in 1992, Diamond M Corporation, under Loews' ownership,
purchased all of the outstanding stock of ODECO Drilling Inc. from ODECO Oil and Gas Co.,a subsidiary of Murphy Oil. Through the transaction, Diamond M acquired a total of 39 rigs
– almost half of which remain in our fleet today. Among the 39 rigs were 19
semisubmersibles, 14 jack-ups, one drillship, three platform units and two submersibles.
[Note: Diamond acquired only a 50 percent leasehold interest in the Ocean Alliance] The total
price was approximately $372 million, roughly half the cost of a single new-build deepwater
semisubmersible today. Shortly thereafter, Diamond M Corp. briefly changed its name to
Diamond M-ODECO Drilling Inc. before becoming Diamond Offshore Drilling, Inc., in 1993.
Until October 1995, Diamond Offshore remained a wholly owned subsidiary of Loews Corp.
Then Loews sold 30 percent of the company in an initial public offering, and Diamond
Offshore began trading on the New York Stock Exchange under the ticker symbol “DO.”In April 1996, Diamond Offshore acquired Arethusa (Offshore) Ltd. (including eightsemisubmersibles and three jack-up rigs) with stock, reducing Loews’ ownership in the13－ 161 －

company to 54 percent. Since that time, Loews’ share in the company has remained constant,and the remaining public shares have been reduced through stock buybacks. In December
1996, Diamond Offshore sold its land division, Diamond M Onshore, to DI Industries, Inc.
Diamond Offshore Drilling, Inc.:
A world leader in offshore drilling
All of the barge, platform, and land rigs acquired in earlier transactions have been sold, andadditional semisubmersibles have been acquired. As a result, our fleet stands today at 46 rigs,
including 32 semis, one drillship and 13 jack-up rigs, making Diamond Offshore one of thelargest drilling contractors in the world.
Please refer to the Diamond offshore rig report.xls for the details of the rig and operation area.
Please refer to
Diamond offshore rig report.xls
For the details of the rig fleet by the company.

14－ 162 －

別添４.

主な生産プラットフォーム運営会社の概要－ 163 －

－ 164 －Production Platform Operators
SBM Offshore ..................................................................................................................... 2
BW Offshore ....................................................................................................................... 6
APL ................................................................................................................................. 7
Maresk FPSOs ..................................................................................................................... 9
Prosafe ............................................................................................................................... 10
Bluewater .......................................................................................................................... 12
MODEC ............................................................................................................................ 13
SOFEC .......................................................................................................................... 181－ 165 －

SBM Offshore
http://www.sbmoffshore.com/
Headquarter country : Holland

SBM Offshore N.V. is a pioneer in the offshore oil and gas industry. Worldwide, we haveover 5,000 employees representing 47 nationalities, and are present in 15 countries. Our
activities include the engineering, supply, and offshore installation of most types of offshore
terminals or related equipment. In addition, SBM Offshore owns and operates its own fleet of
Floating (Production) Storage and Offloading units. SBM Offshore has a track record ofdeveloping innovative, cost-effective solutions for the ever-changing needs of its Clients.
Each company of the group contributes its technical expertise, making SBM Offshore amarket leader.
SBM Offshore N.V.
All of the following companies are 100% owned by SBM Offshore N.V.

Gusto BV

SBM Atlantia Inc

Marine Structure
Consultants (MSC)
BV

Houston, USA

Schiedam,
Netherlands

SBM Malaysia Sdn
Bhd

Single Buoy Moorings
Inc
Marly, Switzerland
Principality ofMonacoKuala Lumpur,
Malaysia

Turnkey Supply
Since 1959, SBM Offshore has been involved in the supply of a great number of tanker
loading and offloading mooring points. Over the years SBM Offshore supplied various typesof mooring systems but the most common mooring point is the Catenary Anchor Leg
Mooring (CALM) system. In 1972, SBM Offshore provided the first system to permanently
moor a tanker based Floating Storage and Offloading System. Since that date the company
has been involved in the supply of numerous FSOs and FPSOs. SBM Offshore also supplies
seabed pre-tensioned Tension Leg Production (TLP) units, Semi-submersible Production
Units and seabed fixed Mobile Offshore Production Units (MOPU). These systems aresupplied on a turnkey basis.
2－ 166 －

Lease and Operate
SBM Offshore provides the offshore oil and gas industry with high quality production
services through the leasing and operation of Floating Production Storage Offloading (FPSO)
units, Floating Storage and Offloading (FSO) units, Mobile Production Units (MOPU) andSemi-Submersible Production units (Semi-sub).
Capitalising on the resources of the Group, the Company provides safe, reliable, and costeffective solutions for offshore oil field development needs, minimizing capital andoperational expenditure for its clients.
SBM Offshore provides tailor-made solutions for both short term and life-of-field needs based
on:
•
•
•
•

cumulative vessel operating experience of more than 145 years, during which in excess
of 2,200,000,000 barrels of oil were exported;financial strength enabling attractive financing of large capital intensive units;a large pool of experienced project managers;
in-house availability of all engineering disciplines required for the design of total
integrated production and storage facilities;

SBM Offshore manages the fleet operations from its Monaco office and through shore basesin the countries where the units are located.
This specific approach to leasing and operating fit-for-purpose production and storage
facilities has proved to be most successful in addressing the needs of the industry throughout
the world.
List of Floating Structure Leased and Operated
a. Leased units 19• Nkossa II• Kuito• Yetagun FSO• Espadarte FPSO• FPSO Brasil• FPSO XIKOMBA• FPSO Marlim Sul• Sanha LPG FPS• FPSO Kikeh• FPSO Mondo• FPSO Saxi Batuque• Thunder Haw• FPSO Espirito Santo• FPSO Capixaba• YME MOPUstor• Deep Panuke• FPSO Aseng• FPSO Cidade de Paraty• FPSO Falcon
3－ 167 －

b. Operating units 4• FSO Unity• FPSO Serpentina• FPSO Fradec. Previously leased units 12• FPSO VI• FSO XV Domy
• Nkossa I• Tantawan Explore• FPSO II• FPSO Firenze• FPSO Rang Dong I• Okha• Jamestown• FPSO Mystras• MOPU Saparmyrat Türkmenbaş
• FSO Oguzhan
d. Future operated units• P-57
Others
TLP, FPSO, MODU, DeepDraft Semi-submersible Floating Production Unit, FSO, Mooring
System などのターンキーも手がける

4－ 168 －

5
－ 169 －

BW Offshore
http://www.bwoffshore.com
Headquarter country : Norway
BW Offshore is one of the world's leading FPSO contractors and a market leader within
advanced offshore loading and production systems to the oil and gas industry. BW Offshore
has 25 years' experience and has successfully delivered 14 FPSO projects and more than 50
turrets and offshore terminals.
BW Offshore's technology division APL is a market leader and has delivered solutions for
production vessels, storage vessels and tankers in a wide range of field developments.
Adapting through competence, in-house technology, solid project execution and operational
excellence, BW Offshore ensures that customer needs are met through versatile solutions foroffshore oil and gas projects. BW Offshore has as a global network with offices in Europe,
Asia Pacific, West Africa and the Americas. The company has app. 1,100 employees and islisted on the Oslo Stock Exchange with ticker code BWO. BW Offshore is part of the BW
Group, one of the world's largest maritime groups.
Our business
BW Offshore is one of the world’s leading Floating Production Storage and Offloading(FPSO) contractors and a market leader within advanced offshore loading and production
systems to the oil and gas industry. BW Offshore has more than 25 years’ experience and has
successfully delivered 14 FPSO projects and more than 50 turrets and offshore terminals.
Adapting through competence, in-house technology, solid project execution and operational
excellence, BW Offshore ensures that customer needs are met through versatile solutions foroffshore oil and gas projects. BW Offshore’s technology division APL delivers solutions for
production units, storage vessels and tankers in a wide range of field developments. The APL
STP technology is the world's leading disconnectable turret system with an unparalleled trackrecord of more than 1,700 disconnect/connect operations.

(Annual Report 2009)6－ 170 －

List of Floating Structure Leased and Operated
Leased• Sendje Berge• Berge Helene• YÙUM K'AK'NÀAB• BW Cidade De São Vicente• Belokamenka• BW Pioneer
Operated• BW Nisa• BW Athena (former BW Carmen)
Note: BW Ara is currently a conversion candidate. It is a VLCC vessel type with a storage
capacity of 2m barrels.
関連会社の APL は、オフショア石油ガス生産向けのテクノロジープロバイダー
APL
http://www.apl.no/Our-Business/
Our Business
APL is a world class provider of technology to offshore oil and gas production developments.
Based on its cost efficient and innovative cutting edge technology APL has become a leading
player within the growing market for system development for offshore production andtransfer of oil and gas. APL is showing a substantial growth, with deliveries of more than 50
production and terminal systems and close to 130 shipboard and vessel systems.

7－ 171 －

Industry know-how
For more than two decades, APL has been envisioning the possibilities and capabilities oftechnology relative to the needs and aspirations of our clients and the industries in which they
compete – from system development, design and engineering, fabrication, marketing andsales.

8－ 172 －

Maresk FPSOs
http://www.maersk-fpsos.com/
Headquarter country : Denmark
Maersk FPSOs owns and operates mobile oil and gas production units for oil companies
around the world.
We develop, build, install and operate systems that match the needs of each field, thus
reducing investment costs for our customers before production begins.
Maersk FPSOs – formerly named Maersk Contractors – was established in 1995.
Fleet
Maersk FPSOs owns and operates a fleet 4 Floating Production, Storage and Offloading(FPSO) and Floating Gas Storage and Offloading (FGSO) vessels around the world. One
additional FPSO is currently under construction for delivery in 2009.
We work closely with customers to build solutions and vessels for specific fields andenvironments. As an example of our creative solutions our fleet also includes a combined
drilling and production unit.
Maersk FPSOs are also experienced in management of operator-owned vessels. Our latest
project included assisting Marathon Petroleum in Norway in converting the tanker ODIN into
an FPSO, and we are now operating the vessel.
List of platforms owned and operated by Maersk FPSO are
3 FPSOs• MAERSK Curlew• North Sea Producer• MAERSK NGUJIMA-YIN
1 FGSO• NKOSSA II
1 Production Jackup• MAERSK Inspirer

Financials not available

9－ 173 －

Prosafe
http://www.prosafeproduction.com/
Headquarter country : Singapore
Prosafe Production is a leading owner and operator of Floating Production, Storage andOffloading vessels (FPSOs). Prosafe Production has 25 years of operational experience fromseveral of the world’s largest oil and gas provinces. The company has a good operational
uptime track record and possesses a range of proprietary FPSO-related technologies. Prosafe
Production operates globally and employs approximately 1,000 employees from more than 40
countries. Headquartered in Limassol, Cyprus, Prosafe Production is listed on the Oslo Stock
Exchange with ticker code PROD.
Prosafe Production's core business lies in the design, engineering, conversion and operation of
FPSO/FSO vessels. The company currently operates a fleet comprising eight FPSOs and two
FSO units.
Fleet
Gas
Oil
compressio Storage
productionn capacity capacity
capacity (in
(in
(bbl)
bbl/d)
mmscfd)Water
Contract
depth First oil
Operator Country
Period(m)

FPSO
Cidade deSao Mateus

35,000353

700,000

763

2009

9+6

Petrobras

BrazilFPSO Espoir
Ivoiries

40,00060

1,100,000

120

2002

10+10

CNR

Cote
d'Ivorie

40,00018

1,400,000

1,400

2009

7+8

MurphyCongo

20,0003

1,080,000

142

2002

13+2

VaalcoGabon

63,00080

650,000

350

2010

7+8

ApacheAustrali
a

n/a

n/a

633,000

n/a

2000

11

KodecoIndonesia90,0007,51,600,000

100

2007

7+8

Devon

Braziln/an/a

550,000

n/a

1997

14

Aban

India

50,00025

773,245

120

2,007

8+7

AWE

New
Zealand

VLCC M/T
Takaman/an/a1,939,983

n/a

n/a

n/a

n/a

n/a

FPSO Abo

44000

44

930,000

550

2003

8+2

Agip

Nigeria

FDPSO
AzuriteFPSOPetroleo
Nautipa
FPSO
Ningaloo
Vision
FSO Madura
Jaya
FPSO Polvo
FSO
Endeavor
FPSO
Umuroa10－ 174 －

11
－ 175 －

Bluewater
http://www.bluewater-offshore.com/
Headquarter country : the Netherlands
Company Profile
Since its foundation in 1978, Bluewater has built a technological lead specialising in design,development, lease and operation of tanker-based production and storage systems, and has
become a leading provider of innovative Single Point Mooring systems.

Bluewater currently owns and operates a number of Floating Production Storage andOffloading Systems (FPSOs): the Glas Dowr, the Uisge Gorm, the Bleo Holm, the Hæwene
Brim, the Munin and the Aoka Mizu, which are producing in the UK, Norwegian Sector,
South Africa and China.
Bluewater also designs and supplies innovative Mooring and Transfer Systems for clientsworldwide including:Single Point Mooring (SPM) Systems such as Catenary Anchor Leg Mooring (CALM) Buoys
External and Internal Turret Mooring Systems complete with their fluid Swivel Assemblies
Tower Mooring Systems
Conventional Buoy Mooring Systems (CBMs)
Fleet list
• Bleo Holm FPSO
• Glas Dowr FPSO
• Haewene Brim FPSO
• Munin FPSO
• Uisge Gorm FPSO
• Aoka Mizu FPSO
No financial available

12－ 176 －

MODEC
http://www.modec.com/
Head Office Country : JapanFounded in 1968, MODEC is a general contractor specializing in engineering, procurement,
construction and installation of floating production systems including Floating Production
Storage and Offloading (FPSO) vessels, Floating Storage and Offloading (FSO) vessels,
Tension Leg Platforms (TLPs), Production Semi-Submersibles, Mobile Offshore Production
Units (MOPUs) and other new technologies which will meet the challenges of various typesof gas production floaters.
MODEC provides Floating Production System operation and maintenance services around theworld.
MODEC is headquartered in Tokyo, Japan and three main offices are located in Tokyo,
Houston and Singapore. MODEC has regional offices in Angola, Australia, Brazil, Belgium,
China, Cote d'Ivoire, Ghana, Indonesia, Mexico, Nigeria, Thailand and Vietnam.
MODEC has some 2,000 employees with citizenship from more than 25 countries.
MODEC holds 51% of the shares in SOFEC, Inc and 20% of the shares in Cameron Japan Ltd.
MODEC, Inc. is traded on the Tokyo stock exchange under the symbol 6269.
Floating Production Storage and Offloading (FPSO)MODEC FPSO/FSO Projects
MODEC has delivered more than 20 FPSO/FSOs – quite a track record in the industry – andmore are under construction.
TLP
MODEC is a leader in TLP Technology.
MODEC has designed and delivered five TLPs.
.
Semisubmersibles
The MODEC CP Semi (Central Pontoon Semi-submersible) is a cost-efficient new generation
design for deep and ultra deepwater oil and gas production. This low-cost platform isdesigned to operate in hurricane, cyclonic or mild environments.
The CP Semi is easily scalable for the desired payload and can be used for a stand-alone or a
hub facility. It can be used with wet and/or dry trees.
The CP Semi consists of a continuous octagonal central pontoon structure and four radiallyoriented columns outboard of the pontoon. The radial orientation of the columns enhances thestability of the platform during quayside integration of the topsides while minimizing thedisplacement needed. Because the pontoon structure is inboard of the columns, thecompartmentation requirement is less onerous, which allows the hull steel weight to be
substantially reduced.
13－ 177 －

A box girder system at the top connects the four columns, which in turn support a
conventional truss deck. The box girders enhance the fatigue strength at the connections
between the column and the deck as well as columns and pontoon.
The MODEC CP Semi design is a result of a continued working relationship between
MODEC and WorleyParsons Sea.
.Hull Advantages
Optimal displacement/payload ratio:
For the same payload, the CP Semi requires less displacement than conventional production
semis.
Optimal mooring design:
For the same payload and environment, the CP Semi requires smaller-sized moorings.
Cost savings:
The CP Semi is less expensive than comparable conventional designs due to efficient
displacement/steel weight ratio and optimal mooring. The pontoon structure is inboard of thecolumns, which makes the compartmentation requirement less onerous, thereby resulting in a
substantial reduction of lower hull steel weight.
Optimal stability:
The radial orientation of the columns enhances the stability of the platform during quayside
integration of the topsides while minimizing the displacement needed.
High SCR fatigue lives:
The deep draft during operation provides for Steel Catenary Risers (SCR) friendly motions.
Topsides Advantages
Efficient deck structure:
Optimal deck supports minimize deck steel weight.
Efficient design process:
The deck and hull designs can be performed independently of each other resulting in a more
efficient design process. This is due to a box girder system employed at the top of thecolumns which sustains the pry and squeeze loads.
Deck design:
Can be modular or integrated.
Schedule/Construction Advantages
Construction-friendly design:
Maximizes schedule efficiencies.
Flexibility:
Payload changes can occur during the project without impacting hull design/topsides design
and ultimately, the construction schedule. Talk to us about the unique advantages that the CP
Semi design has in this area.
Flat panel fabrication:
Ideal for the shipyard panel line and results in better quality/faster construction schedule.
Conventional truss deck
Installation/Operation Advantages
Flexibility:
Topsides can be mated to column tops by lifting or float-over methods.
Inboard or outboard:
SCR's or flexible risers can be supported inboard or outboard of the pontoon structure.
Central moonpool:14－ 178 －

Allows for SCR pull-in and CT interface.
Wet trees and/or dry trees:
The CP Semi can be used with either or both.
No seachests:
This eliminates the possibility of inadvertent and uncontrolled flooding.
Constant draft:
The CP Semi constant draft provides sufficient air gap and eliminates the need for deballasting to a storm draft.
Gas Processing and Storage
With more than 20 years of experience in the FPSO industry, MODEC is capable ofdelivering floating facilities for gas processing and storage such as:
Floating LNG (FLNG) / LNG FPSO
Floating LPG (FLPG) / LPG FPSO
Floating Storage Regasification Unit (FSRU)

実績
Type

Unit Name

Field NameCountryFirst
Oil

Current Status

Owned
by
MODE
C

Operate
d by
MODEC

FPSO

Anoa Natuna

Anoa

Indonesia

1990

In Operation

O*999

O*999

FPSO

Baobab
Ivoirien MV10

Baobab

Cote
d'Ivoire

2005

In Operation

O

O

FPSO

Buffalo
VentureBuffalo

Australia

1999

Relocated

O*2

O*2

FPSO

Cidade deAngra dos
Reis MV22

Tupi

Brazil2010

In Operation

O

O

FPSO

Cidade deNiteroi MV18

Jabuti

Brazil2009

In Operation

O

O

FPSO

Cidade deSantos MV20

UruguaBrazil2010

In Operation

O

O

FPSO

Cidade de
Sao Paulo
MV23

Guara

Brazil2012

Under
Construction

O

O

FPSO

Cidade do
Rio deJaneiroMV14

Espadarte
Sul

Brazil2007

In Operation

O

O

FPSO

Cuulong MV9

Su Tu Den

Vietnam

2003

In Operation

O*5

O*5

FPSO

Fluminense

BijupiraSalema

Brazil2003

In Operation

O*999

O

FPSO

JasmineJasmineThailand2005

In OperationOO/Tambau15－ 179 －

Type

Unit Name

Field NameCountryFirst
Oil

Current Status

Owned
by
MODE
C

Operated by
MODEC

Venture MV7
FPSO

Kakap
NatunaKakap KH

Indonesia

1986

In Operation

O*6

O*999

FPSO

Kwame
Nkrumah
MV21

Jubilee

Ghana

2010

Under
Construction

O*999

O

FPSO

MODEC
Venture 1

Elang/Kakatu
aAustralia

1998

Decommissione
d

O*4

O*4

/Kakatua
North

/East
Timor

FPSO

MODEC
Venture 11

MutineerExeter

Australia

2005

In Operation

O

O

FPSO

MV8 Langsa
VentureLangsaIndonesia

2001

In Operation

O

O

FPSO

NanhaiSheng Li

Liuhua 11-1

China

1996

In Operation

O*999

O*999

FPSO

PSVM

Plutão,Saturno,Vênus andMarte

Angola2011

UnderConstruction

O*999

O*999

FPSO

Pyrenees
VenturePyrenees

Australia

2010

In Operation

O*999

O

FPSO

Ruby
Princess

Ruby

Vietnam

2002*

In Operation

O*999

O*1

FPSO

Song Doc
Pride MV19

Song Doc

Vietnam

2008

In Operation

O

O

FPSO

Stybarrow
VentureMV16

Stybarrow

Australia

2007

In Operation

O

O

FPSO

Whakaaropai

Maui B

New
Zealand1996

Relocated

O*999

O*999

FSO

Cidade deMacae MV15

Marlim Sul,

Brazil2007

In Operation

O

O

FSO

Escravos
LPG FSO

Escravos

Nigeria

1997

In Operation

O*999

O*999

FSO

Kome Kribi 1

Offshore
Cameroon

Cameroon

2003

In Operation

O*999

O*999

FSO

Madiela

Tchatamba
Marine-1

Gabon

1998

Decommissione
d

O*3

O*999

FSO

NanhaiSheng Kai

Lufeng 13-1

China

1993

In Operation

O*999

O*999

1

Roncadorand Marlim
Lestes16－ 180 －

Type

Unit Name

Field NameCountryFirst
Oil

Current Status

Owned
by
MODE
C

Operate
d by
MODEC

FSO

PathumabahaBongkot

Thailand2003

In Operation

O*999

O*999

FSO

Rang Dong
MV17

Rang Dong

Vietnam

2008

In Operation

O

O

FSO

Rong Doi
MV12

Rong Doi

Vietnam

2007

In OperationOO/Rong Doi
Tays

FSO

Ta'Kuntah

Cantarell

Mexico1998

In Operation

O

O

FSO

Vietsovpetro
01

White Tiger

Vietnam

2000

In Operation

O*999

O*999

MOP
U

Tchatamba A
MOPU

Tchatamba
Marine-1

Gabon

1998

In Operation

O*999

O*999

TLP

Marco Polo
TLP

Marco Polo

USA

2004

In Operation

O*999

O*999

TLP

Okume/Eban
o TLP

Okume/EbanoEquatorial
Guinea2006

In Operation

O*999

O*999

TLP

Oveng TLP

Oveng

Equatorial
Guinea2006

In Operation

O*999

O*999

TLP

Prince TLP

PrinceUSA

2001

In Operation

O*999

O*999

TLP

Shenzi TLP

Shenzi

USA

2009

In Operation

O*999

O*999

*1 FPSO Ruby Princess
MODEC provided operation and maintenance services from 2002 to 2006.
*2 FPSO Buffalo Venture
MODEC provided time charter service from 1999 to 2004.The unit was renamed FPSO Jasmine Venture MV7.
*3 FSO Madiela
Decommissioned in 2003.
*4 FPSO MODEC Venture 1
MODEC provided time charter service from 1998 to 2007.
*5 FPSO Cuulong MV9
MODEC provided time charter service from 2003 to 2008. The FPSO was purchased by the client in October 2008.
*6 FPSO Kakap Natuna
MODEC owned the unit until 2009.

17－ 181 －

SOFEC
Subsidary
http://www.sofec.com/
SOFEC, Inc. is a leader in the development and supply of Single-Point Mooring (SPM)
systems, and is engaged in research involving new and improved tanker mooring systems andassociated components. Projects range from preliminary design studies to major engineering,
fabrication, and procurement projects that include installation and commission.
Projects supplied by SOFEC include marine terminals for product import / export and turretand spread moorings for tanker based floating production, storage and offloading (FPSO /FSO) systems installed in water depths ranging from 30 feet to 5,000 ft.
SOFEC, Inc. (previously FMC Technologies Floating Systems Inc.) became part of the
MODEC Group on January 1, 2007.
MODEC and SOFEC have enjoyed a 26-year relationship and look forward to future growth.
Products and Services•Floating production systems for FSOs and FPSOs including:•Permanent and disconnectable internal turret moorings•External turret moorings•Spread moorings•Marine import/export terminals (CALM and SALM buoys)•Riser systems•Swivel systems•Control and service buoys•LNG transfer systems•KIT (Keel Integrated Transfer) systems
Quality, Health, Safety, Environment•ISO-9001 certified quality systems•Designed and executed in accordance with international quality standards•Committed to protecting the health and safety of employees as well as the environment
Global Experience•Wide range of world class projects, completed on time and on budget•Systems in operation in most major oil and gas producing areas of the world•Extensive project management experience, including design, fabrication, integration,
installation and commissioning•Unsurpassed commitment to customer service18－ 182 －

別添５.

主なエンジニアリング・設計会社の概要－ 183 －

－ 184 －Offshore Engineering and Design Companies

McDermott .......................................................................................................................... 2
Technip ................................................................................................................................ 6
Aker Solutions ................................................................................................................... 15
Sevan Marine..................................................................................................................... 18
FloaTEC LLC .................................................................................................................... 20
IntecSea ............................................................................................................................. 23
SBM Atlantia..................................................................................................................... 25Friede & Goldman ............................................................................................................. 27
LeTourneau Technologies ................................................................................................. 30

1－ 185 －

McDermott
http://www.mcdermott.com/（エンジニアリング）
McDermott is a leading engineering, procurement, construction and installation (“EPCI”)
company focused on executing complex offshore oil and gas projects worldwide.

Providing fully integrated EPCI services for upstream field developments, we deliver fixedand floating production facilities, pipelines and subsea systems from concept tocommissioning.

Our customers include national and major energy companies.

Operating in more than 20 countries across the Atlantic, Middle East and Asia Pacific, ourintegrated resources include more than 16,000 employees and a diversified fleet of marine
vessels, fabrication facilities and engineering offices.

McDermott has served the energy industry since 1923.
Turnkey Services
We have dedicated more than 85 years to engineering and constructing offshore production
facilities in every oil and gas producing region of the world.
Through our integrated engineering, procurement, construction and installation services, weunderstand what it takes to deliver certainty for our clients’ complex and demanding offshore
project requirements.

Our project management approach to project execution complements our strong commitment
to a superior safety culture, proven processes and procedures, and a culture of strong businessethics.

This solid framework and our performance driven behavior ensures safe, efficient, costeffective solutions for our clients.

Our engineering, procurement, construction and installation services; our comprehensive
knowledge and experience, our assets, and shared lessons learned bring a depth and breadth toour project execution abilities that are unmatched in the industry.

2－ 186 －

Engineering Excellence
McDermott is well-versed in most every type and size of offshore project around the world.
From shallow-water structures to floating facilities and subsea systems in waters thousands offeet deep, our engineers help bring offshore exploration into production.
We have pioneered many innovations that have become industry standards, and earned
hundreds of U.S. and international patents. Our engineering capabilities cover the entire
project life cycle: from Concept Studies to Commissioning.
Engineers experienced in all disciplines deliver solutions for fixed platforms, floating
facilities and SURF projects. Our teams located in Houston, New Orleans, Singapore, Dubai
and Chennai – closely coordinate with project management and our other EPCI resources
throughout the company to ensure project success.
Our technical capabilities are strengthened by our engineers' inherent familiarity and close
association with fabrication and installation practices.
Our project cost estimates are based on data from our years of offshore experience worldwide,
and our designs reflect actual construction and installation practices to ensure reliable,
efficient, quality project delivery.
Construction Capabilities
Strategically positioned in established oil and gas producing regions of the world, ourfacilities can fabricate or loadout nearly any size module or substructure. The capabilities ofeach facility are multiplied when combined across regions, enabling fast-track, complex
project completion that may not otherwise be possible.
We are renowned for dependable fabrication capabilities and the ability to handle multiple,
large-scale, fast-track projects worldwide.
Supporting our vast construction capability through pre-commissioning of multiple structures,large integrated topsides and subsea components are robust management systems,
standardized fabrication processes and procedures, advanced welding technology, superiormaterial handling and comprehensive craft training.
Our modern, fully equipped fabrication facilities promote an industry-leading project-centricculture, aggressive controls and consistent attention to quality and productivity.
Our commitment to continuous improvement of equipment and infrastructure, material flow
and management of our existing facilities, provides the blueprint for new yards in our
expanding market regions.
Throughout our operations, our exemplary safety performance is world class. It is
accomplished through a relentless pursuit of excellence, comprehensive training and an indepth, far-reaching culture dedicated to safety.
McDermott fabrication facilities are located throughout the Atlantic, Asia Pacific, the Middle
East and Caspian:■Atlantic: Morgan City, Louisiana, USA and Altamira, Mexico■Asia Pacific: Batam Island, Indonesia and Qingdao, China■Middle East: Jebel Ali, Dubai, UAE and in the Caspian: Baku, Azerbaijan
3－ 187 －

Installation Fleet
Our fleets’ capability to perform pipeline, subsea and above-surface facility installation, andto mobilize where needed, optimizes productivity, reduces costs and mitigates risks across ouroperations and our clients’ projects.
Active in the shallow, coastal waters of the Gulf of Mexico during the 1950s, our offshore
operations expanded to greater depths around the world, installing almost every structure in
Qatar’s North Field and setting pipelay records throughout the South China Sea. In the
Caspian, our installation services have played a dynamic role supporting offshore fielddevelopments since the early 1990s.

Our versatile fleet of construction, pipelay, cargo and support vessels is growing. Plans areunder way to further enhance our subsea and deepwater capabilities by upgrading ourderrick/pipelay vessel DB50. Additionally, we have added the subsea specialty marine
construction vessel North Ocean 102 (NO102) and are building a second specialty marine
construction vessel North Ocean 105 (NO105). Our new pipelay vessel (LB32) supports
shallow-water work that still dominates many areas of the world.

We perform installation, repair and salvage of substructures, topsides, pipelines and subsea
systems, and our DB50 has a single lifting capacity of 4,400 tons. For structures above thisweight, alternative, economically viable solutions from our installation engineers include dual
lifts and float overs for large topsides. As a core technology with an 18-year history, our floatover capability has advanced through upgrades and customization of our I-650 installation
barge.

Pipelay systems include S-Lay, J-Lay, Flex-Lay and Reel-Lay. Our high-quality welding andexcellent production rates meet stringent welding criteria through our advanced Automatic
Welding Systems (AWS), complemented by welding development centers worldwide and a
dedicated Multi-Joint Welding facility.

A team of professional divers assists on worldwide projects. Three saturation diving systems
are transferable to all our major construction vessels and dive support vessels are strategically
based across our regions.

Today, our installation services are expanding to deeper waters of the Atlantic region,
offshore Brazil and West Africa.
Construction Vessels in the Fleet:■DB50 - dynamically positioned, premier heavy-lift (up to 4,400 tons) and pipelay vessel;
Reel-Lay and J-Lay installation up to 12-inch and 20-inch diameter, respectively.
■DB16 - shallow and deep-water flexibility in installing structures or laying pipe withdynamic positioning, and S-Laying up to 48-inch diameter pipe.
■DB30 - derrick/lay vessel with 3,080-ton lift and 60-inch diameter pipelay capability.
■DB101 - semisubmersible structural installation vessel with 3,500-ton lift capacity.
■DB27 - versatile, 2,400-ton lift capacity combination barge for S-Laying pipe up to 72
inches in diameter.
4－ 188 －

■DB26 - versatile, mid-size combination barge with a lift capacity up to 900 tons and 48inch pipelay capability■KP1 - medium water depth vessel for S-Laying pipe up to 60-inch diameter, and joints of
40 and 60 feet, with a 660 ton lift capacity.
■LB32 - new-build vessel designed to S-Lay pipe up to 60-inch diameter.
■NO102 - modern, high payload, dynamically positioned, fast transit, flexible-product,horizontal-reel (7,700-ton-capacity carousel) cable and pipelay vessel for subsea construction
and installation, and deepwater moorings installation for floating facilities. Upgrades plannedfor 2011 will increase its deepwater capabilities.
■NO105 - high-capacity, rigid-reeled vertical pipelay vessel, with 2,976-ton payload reelcapacity for subsea construction and installation, and deepwater moorings installation;
expected to be available 2012.
■Agile, Bold Endurance, Emerald Sea and Thebaud Sea - dynamically positioned
construction and dive support vessels for worldwide SURF activities.
■Fleet of harsh-weather, multifunctional support vessels, including standby, tow, ROV andsupply through Secunda Marine Services, a McDermott company.
■Intermac 600 - ideally configured to launch heavy jackets (up to 17,472 tons) and transportlarge structures (up to 22,000 tons) worldwide.
■Intermac 650 - large float-over installation vessel, modified with rapid ballast system andcapable of handling float over of large decks and deepwater jacket launch, typically up to
22,000 tons and 27,500 tons, respectively.

5－ 189 －

Technip
http://www.technip.com/en（エンジニアリング、設計）
At a Glance
A world leader in engineering, technologies and project management for the oil and gas industry.
Backed by more than 50 years of experience and thanks to the expertise and know-how of its teams, Technip is a
key contributor to the development of technologies and sustainable solutions for the exploitation of the world’s
energy resources.
Technip is listed on Euronext Paris (EURONEXT: FR0000131708).

Key Figures 2009
A workforce of 23,000 people in 48 countries
Industrial assets on five continents
A fleet of 19 vessels by 2011
Operating income from recurring activities: €677 million
Revenues: €6.5 billion
A Worldwide Presence
Technip executes projects throughout the world.
Breakdown of 2009 revenues by region

Our Sector: Oil and Gas
Technip operates in three segments of the world oil and gas market: Subsea, Offshore andOnshore.
This market represents 97% of the Group’s revenues.
On behalf of its clients, for the most part international and national oil companies; Technip
executes infrastructure projects that are increasingly ambitious, complex and demanding:ultra-deep waters, extreme climates, mega-sized projects, non-conventional resources andoptimization of environmental performance.
Breakdown of 2009 revenues by activity

6－ 190 －

Broad Technological Expertise
The increasing complexity of the projects in which Technip is involved requires theimplementation of state-of-the-art technologies. The Group’s technological portfolio and its
recognized expertise are strategic assets, essential to its competitiveness.
The Group has made a strong commitment to the development of innovative technologies andexpertise, in each of its segments of activity.
In the Subsea segment, Technip engineers work to develop equipment capable ofwithstanding the extreme pressure and temperature conditions of hydrocarbon fields at water
depths beyond 3,000 meters.
In the Offshore segment, the Group is developing platform installation methods that reduce
installation time and cost, as well as new platform models adapted for the exploitation ofhydrocarbon fields in extreme climates such as the Arctic Ocean.
In the Onshore segment, research and development efforts have enabled the capacity of megasized LNG complexes to be increased, the upgrade and refining of non-conventional resources
and improvements in the environmental performance of industrial installations.

7－ 191 －

Range of Services
Full-range services from basic engineering to global solutions
Technip provides all or part of the services for basic and detail engineering, procurement,
construction and project management, at optimized costs. The Group has a long track record
in implementing large turnkey contracts and arranging related international financing on
behalf of its clients. In particular, in the offshore segment, Technip is in a position to fulfill
the expectations of operators wanting to entrust the largest possible range of services to asingle contractor able to manage all aspects of a major field development.
The Group frequently works with partners of various nationalities and has developed aninternational shopping around policy, notably through an e-procurement site which allows it
to obtain the most competitive prices.
Feasibility studies and master plans
Process studies
Floaters, fixed platforms and topsides design and construction
Project management and execution
Basic and detailed engineering
Procurement
Fabrication and laying of subsea rigid and flexible pipelines and umbilicals
Construction
8－ 192 －

Installation works and maintenance of subsea equipment
Start-up
Personnel training
Operation and maintenance
Financial engineering

Area of Activity - Offshore
Offshore field development
Technip is one of the few groups able to provide at the lowest cost, either on an integrated or segmented
basis, the near totality of services for offshore oil and gas production.
The Group is well positioned to carry out subsea construction works, it holds proprietary technologies
for the fabrication of platforms, including the Spar, the type most commonly used in the Gulf of Mexico,and the TPG 500, a self-installed fixed platform suitable for shallow waters. In addition, Technip has thecapabilities to design and construct FPSO units.

Areas of activity
Field architecture:
Development solutions screening/benchmarking.
Production facilities:
Design, fabrication, installation and commissioning of offshore platforms
Fixed platforms (jackets)
FPSOs
Dry completions units
TopsidesThanks to this full suite of capabilities and global coverage, the Group is able to provide on
any offshore field development the optimal solution to its clients anywhere in the world.
Multi-disciplinary teams in a global project approach allow best management of criticalinterfaces, pipeline systems/platforms, topsides/structures, fabrication/offshore installation.
Technip solutions are based on standard technologies but also supported by a suite ofproprietary innovations, results of a sustained R&D effort combined with more than 25 yearsof operational experience in all regions of the world.
Proprietary technologies
Spar (Truss and Cell Spar)TPG 500
MOSS
Unideck
EDP
IDV
Jackdeck

Fixed platforms
Technip designs, constructs and installs in shallow waters, fixed platforms for the production
and processing of oil or gas.

9
－ 193 －

The Group is well positioned on this market and holds outstanding proprietary technologies
for shallow water environments.
Areas of activity
Production units
Design, fabrication, installation and commissioning of offshore platforms
Fixed platforms (jackets)
FPSO’sDry completion units
TopsidesTechnip solutions are based on standard technologies and are also supported by a suite ofproprietary innovations, results of a sustained R&D effort combined with more than 25 yearsof operational experience in all regions of the world.
Proprietary technologies
TPG 500, self-installing platform
Unideck®, topsides installation method by floatover a nd jacking
IDV, floating installation unit for large topsides
Jackdeck, production deck self-installing system
TPG 500
The TPG 500 is a self-installing fixed platform which is constructed,
equipped and tested onshore and then towed to site.
In 2006, Technip delivered its third operational TPG 500 platform, in
the Caspian Sea.

Surface installations (Topsides)
With the Unideck® technology for the installation of topsides by
floatover and hydraulic jacking, platform decks are completely
assembled and tested onshore, thus reducing hook-up andcommissioning operations at sea.
In the last 20 years, Technip has performed 13 floatover installations,
including 4 by the Unideck® floatover method. At the end of 2005,
Technip broke a world record with the floatover of an 18,000-tonne
deck in the Gulf of Guinea.

Floating platforms
Technip designs, constructs and installs in deep or ultra deepwater, floating platforms for the
production and processing of oil or gas. These floating platforms are anchored at the offshore
10－ 194 －

production site and are mainly of two types: those designed for developments with wet trees,
and those using dry trees.
Technip holds proprietary technologies for the fabrication of platforms, including the Spar,the type most commonly used in the Gulf of Mexico. In addition, Technip has the capabilities
to design and construct FPSO units.
Areas of activity
Production facilities
Design, fabrication, installation and commissioning of offshore platforms
Dry completion units
TopsidesSemi-submersible platforms
FPSO’sTechnip solutions are based on standard technologies and are also supported by a suite ofproprietary innovations, results of a sustained R&D effort combined with more than 25 yearsof operational experience in all regions of the world.
Proprietary technologies
Spar (Truss and Cell Spar)
EDP
Spar deep water floaters
The SPAR is a deepwater production and/or drilling platform. The structure comprises
a hull with a circular cross-section that sits vertically in the water, stabilized by amidsection structure hanging from the hard tanks. If necessary, stability may besupplemented by solid ballast placed in compartments at the keel. The vessel is heldin place by a taut catenary mooring system, providing lateral station keeping. The
SPAR platform allows ‘dry-tree’ technology, where the wellhead equipment isprincipally located on the platform rather than on the seabed, reducing the cost andtime involved in common maintenance work.
Technip has engineered 12 out of the 15 Spars installed in the Gulf of Mexico, and iscurrently building its thirtheen Spar.
Furthermore, Technip designed and installed the first-ever Spar platform outside theGulf of Mexico, offshore Malaysia.

Semi-submersible floaters
Semi-submersible floating platforms were conceived as a response to
the oil industry’s interest in seeking potential oil resources in deep
water. The main advantages of this type of platform compared to amore conventional floating platform (vessel) are that they are very
stable during operations and the deck surfaces are adapted to receive
the type of equipment required for drilling and or production
operations.
One of the largest semi-submersible production platforms ever built,
and the first assembled by Technip, has been installed off the coast of
Brazil, for the development of the Roncador field in the Campos basin.
The mating of the 17,500-tonne hull with the 25,000-tonne topsides
was completed for the first time ever in open but protected seas close to
Rio de Janeiro in June 2006. This operation, which was carried out

11－ 195 －

successfully, was one of the most delicate phases of the project. The
platform is now installed at a water depth of 1,800 meters and went into
production in the second half of 2007.
A contract for a second similar platform (P-51) was awarded toTechnip in May 2004. It is installed offshore Brazil in 1,255 meters ofwater and started production during the first half of 2009.

Floating Production, Storage and Offloading Systems
In addition to the large fixed and semi-submersible platforms describedabove, Technip is also active in the design and installation of Floating
Production, Storage and Offloading Systems (FPSO). These systems, inwhich production and storage facilities are housed in a ship hull, areappropriate for developing large deposits in deep or ultra deepwaters,in order to start early production for operators’ needs, and also adapted
to regions where few subsea export infrastructures exist such as inWest Africa or offshore Canada, in Newfoundland.

Technology
The objective of Technip’s Research and Development activities is to anticipate future clientneeds and to improve the Group’s competitiveness. The Group draws up development andengineering programs in advanced technical domains related to oil and gas production andtransformation, in particular deep offshore activities.
TPG 500: a fixed platform
The TPG 500 is a proprietary technology for a self-installing fixed
platform. It is constructed, equipped and tested onshore and then towed
to site.
Once on site, the platform’s legs are jacked down to the seabed up to
500 feet below the surface (suitable for many North Sea fields) and thehull is subsequently raised into its final position. Although the TPG 500
is a fixed and not floating structure, the installation can be reversed andthe platform re-installed at a new site.

Deepwater floaters

12－ 196 －

Spar platforms
The Spar is a drilling and production platform suitable for deepwater
environments.
In May 2005, Technip and Kerr-McGee received the prestigious
Offshore Technology Conference (OTC) award in Houston. The
Distinguished Achievement Award rewards the partnership developed
between Technip and Kerr-McGee for the development of three
generations of Spar platforms for the deep waters of the Gulf of
Mexico.
EDP: a semi-submersible floating unit
The EDP (Extendable Draft Platform) is a new concept in easily
installed, high capacity, deep-draft, semi-submersible platforms
designed for deep waters or the harsh environments of the North Sea.
Wellheads can be placed on the surface. The seabed-to-surface liaisonsdeveloped for the Spar platform are directly applicable to this concept.
This type of platform is designed for use in West Africa, the Gulf of
Mexico, in the North Sea, in the Asia Pacific region or in Brazil. Thisnew technology allows the onshore construction, assembly andpreliminary commissioning of the platform and deck, thus minimizing
the use of a crane barge at sea.

Floatover of surface installations (topsides)
Thanks to the vast technological expertise of its engineers and highly
skilled technicians, Technip develops its own technologies, designs andbuilds its own products and associated equipment for shallow or
deepwater applications.
With the Unideck® technology engineered for the installation of
topsides by floatover and hydraulic jacking, platform decks arecompletely assembled and tested onshore, thus reducing hook-up andcommissioning operations at sea. The Unideck® technology is entirely
reversible during installation and is particularly well suited to theAfrican long swell.
In November 2006, Technip successfully completed the world’s first
open sea catamaran floatover topsides installation on the first-ever Sparoutside the Gulf of Mexico, in the deepwater field of Kikeh, offshore
Malaysia. The catamaran concept is based on 2 barges, with thetopsides resting on top. The catamaran is centered above the submerged
Spar hull which is anchored at its final production site. The Spar hull isballasted, then deballasted as fast as possible. The hull can lift the deckup and separate the topsides from the catamaran barges.
Advantages of this installation method are several. It allows a highproportion of the hook-up and pre-commissioning work to becompleted onshore prior to load-out, significantly reducing both theduration and cost of the offshore commissioning phase. The
significance of Technip’s success of this world first operation is thatthe technique can also be used for future large deck integrations wellbeyond lifting contractors’ capacities.

13－ 197 －

The Floatover High Air Gap (FOHAG) concept is derived from the
Unideck® and TPG 500 technologies. It allows deck floatover
installation where a higher air gap is required, ie. when platforms are
exposed to large wave amplitudes (Canada, Sakhalin island) or
cyclonic conditions like in South East Asia. During installation, thedeck is elevated well above the air gap, it is positioned above the jacket
and lowered down in place.

Mooring services
Technip provides mooring installation services, mainly in the Gulf of
Mexico.
These services include:
Pre-set mooring installation
Mooring design and installation engineering
Permanent moorings for floating production systems.
Technip has also developed a patented anchoring system : theSectionEmbedded Plate Anchor (SEPLA)

14－ 198 －

Aker Solutions
http://www.akersolutions.com（エンジニアリング、設計）

Corporate structure
Aker Solutions ASA, through its subsidiaries and affiliates ("Aker Solutions"),
is a leading global provider of engineering and construction services,
technology products and integrated solutions. Aker Solutions' businessserves several industries, including oil & gas, refining & chemicals, mining &metals and power generation. The Aker Solutions group is organised in a
number of separate legal entities. Aker Solutions is used as the common
brand/trademark for most of these entities.
Aker Solutions' parent company is Aker Solutions ASA. Aker Solutions has aggregated annual
revenues of approximately NOK 54 billion and employs approximately 22 000 people in about 30
countries.
Aker Solutions is part of Aker (www.akerasa.com), a group of premier companies with a focus onenergy, maritime and marine resource industries. The Aker companies share a common set ofvalues and a long tradition of industrial innovation. As an industrial owner controlling 40.27
percent of the shares in Aker Solutions through Aker Holding AS, Aker ASA takes an active rolein the development of Aker Solutions.

15－ 199 －

Products and Services

Floating oil & gas facilities
Floating oil and gas exploration and production facilities developed and delivered by Aker Solutions are a central
part of some of the largest offshore field developments projects taking place around the world today. This is no
coincidence.
Aker Solutions has more than 40 years’ experience from the design and construction of floating facilities, including
some of the world’s most advanced semi-submersible drilling and production platforms, floating production
storage and offloading vessels and tension leg platforms”
Aker Solutions has more than 40 years’ experience from the design and construction of floating facilities,
including some of the world’s most advanced semi-submersible drilling and production platforms, floatingproduction storage and offloading vessels and tension leg platforms.
We have delivered in deep and shallow waters, in harsh and benign environments. We have provided complete
and integrated floating facilities, hulls, topside production and drilling systems, complemented by leading-edge infield systems.
We are using this heritage as a basis for continuing to innovate and provide effective and safe products andservices for the energy sector. Consequently we are able to meet the ever greater challenges posed bydevelopments in deep waters and harsh environments.
Our customers show commitment and vision when they seek to reach and exploit hydrocarbon reserves inincreasingly challenging conditions. We respond by demonstrating the same qualities and offering the provensolutions they seek.

16－ 200 －

Our portfolio of products and services is testimony to a proud track record of technological innovation. As a global
company, we have a large network of offices and facilities in key locations. And we call on the expertise andresources of the wider Aker Solutions family to offer integrated solutions when needed.
Most importantly, we have the people. What we offer our customers is based first and foremost around our staff.
Our expertise, experience and diligence are behind the success story that is Aker Solutions. All our people
operate in a safe and healthy environment, as HSE is a core value in everything we do.
Our priority is to use all these resources at our disposal to sustain Aker Solutions as a leading provider of floating
facilities worldwide. We offer value-added service to make sure operators have the best possible support
throughout the entire lifecycle of these facilities.

17－ 201 －

Sevan Marine
http://www.sevanmarine.com/index.php/company（設計）
Business Model
Sevan Marine ASA (the ‘Company’) is listed on Oslo Børs (ticker SEVAN) and has
developed a cylinder shaped floater, suitable for all offshore environments. Presently, Sevan
Marine has four FPSO contracts, including the Goliat Sevan 1000 FPSO, and three drilling
contracts with clients.
The Company’s primary focus is to create value for its shareholders by delivering products
and solutions to the offshore industry, utilizing its core competencies within the areas ofdesign, engineering and project execution. The basis for the products and solutions is theSevan technology.
So far, the Company has concentrated its efforts in utilizing the Sevan technology for floatingproduction and drilling applications. However, due to its versatility, the Sevan design may
also be used for other applications, including Gas to Wire (GTW), FDPSO (Floating Drilling& Production), floating LNG (FLNG) and accommodation. Going forward, the Company will
evaluate the potential for such complementary uses of the Sevan technology.
The business model has traditionally been based on a build-own-operate scheme, whereby theCompany takes the responsibility for the construction, ownership and operation of the Sevan
units. Co-ownership with third-party partners may be considered if deemed beneficiary.
Operations may be carried out by in-house personnel or in cooperation with recognized
operations and maintenance contractors. Under the build-own-operate scheme, the Sevan
units will typically be leased to clients under multi-year contracts, under which the Sevan
Marine Group undertakes to carry out the production or drilling activities on a specificoffshore location. Under this model, the Company’s remuneration typically consists of anagreed day rate, which the client (i.e. the oil company) pays for the bareboat or time charter ofthe unit. Such day rate will typically consist of one operating element and one capital element.
The Company aims at minimizing the amount of reservoir risk in the remuneration it receives.
The license model is an alternative business model which may be attractive for some projects.
Should the client prefer to be the owner of a Sevan unit, the Company will evaluate this on acase-by-case basis, taking into consideration factors such as risk, profitability, availability offinancing and construction and engineering capacity.

18－ 202 －

Business Areas
Floating Production
The activities within the Floating Production area relate to the design, engineering,
construction, and operation of the Sevan platforms. This includes the project phase of theSevan 1000 Goliat FPSO as well as FPSO Sevan Piranema which has been operating for
Petrobras since October 2007; FPSO Sevan Hummingbird which has been operating forCentrica Energy Upstream since September 2008; FPSO Sevan Voyageur which is contracted
to E.ON, and the FPSO hulls Sevan 300 no. 4 and 5.
Drilling
The activities within Drilling mainly relate to the design, engineering, construction andoperation of the Sevan drilling units. This includes Sevan Driller which has been operating for
Petrobras since June 2010 under a 6-year contract and Sevan Driller II which has been
contracted to Petrobras on a 6-year contract. Topside and Process Technology

The Topside and Process Technology area consists of the activities of KANFA AS and its
subsidiaries KANFA Mator AS, KANFA-TEC AS (49.9% owned by KANFA AS) and
KANFA Aragon AS (50% owned by KANFA AS). The primary business activities of the
Kanfa group relate to the provision of services and equipment to the processing plants of theSevan FPSOs and external clients.

19－ 203 －

FloaTEC LLC
http://www.floatec.com/（設計）
FloaTEC, LLC is a 50:50 joint venture company created by McDermott and Keppel FELS todesign, build and deliver deepwater floating production systems (FPS). FloaTEC, LLC is the
only company to offer a full complement of FPS solutions for its clients - encompassing Spar,
Semi, and TLP technology solutions.

FloaTEC, LLC's Project Execution Philosophy
FloaTEC, LLC provides unbiased and concept-neutral engineering to support early decision
making. Whether the field development dictates a TLP, Spar, or Semi FPS solution, FloaTEC,
LLC can take an unbiased look at what works best. FloaTEC, LLC has built an industry
recognized capability regarding the technology related to its products. The highly efficient
tools and procedures for design and analysis of hulls, risers and moorings produce efficient
fit-for-purpose floating system designs with optimum performance. The tools can assess theindividual components, combinations of components or the fully integrated system.
After the facility selection process is complete, FloaTEC, LLC can transition a project
seamlessly from Front-End Engineering Design (FEED) to actual EPC Project Execution and20－ 204 －

Delivery. Through execution of technical feasibility studies, conceptual design and FEED,
FloaTEC, LLC's objective is to ultimately capture EPC contracts and create pull throughopportunities for its parents through a structured approach of developing a winning execution
and contracting strategy, fully aligned with our client's goals and values. FloaTEC, LLC has
the distinct advantage of having its parents' respective fabrication and shipyard facilities at its
disposal, enabling FloaTEC, LLC to optimize execution planning and strategy. FloaTEC,
LLC is unique in that it represents a partnership that enables the fabrication of any hull form
to be executed in multiple locations.

Worldwide Shipyards & Fabrication Facilities
FloaTEC, LLC has the distinct advantage of having its parents’ respective fabrication andshipyard facilities at its disposal. This enables FloaTEC, LLC to optimize execution planningand strategy. FloaTEC, LLC is unique in that it represents a partnership that enables the
fabrication of any hull form hull to be executed in multiple locations. Click on the links below
for an overview of these facilities.
New Deepwater Construction Capabilities in Mexico
McDermott and KOM both have firm plans to invest in and operate major new fabrication andshipbuilding facilities in Altamira. Both companies are investing substantial amounts ofmoney and resources to develop world-class yards. They have identified the Port of Altamira,as the preferred site for the strategic expansion of their worldwide network of yards. The Port21
－ 205 －

provides export proximity to the global deepwater E&P customer base, good infrastructure, askilled labor work force, and room for future expansion.
The Port of Altamira is the most modern port on the East coast of Mexico. With a total area of
9,695 hectares, it is the largest port development in the country. The port is also the site of asignificant petrochemical industrial hub in Mexico. The airports and ports of Tamaulipas(specifically, the Port of Altamira) will provide the necessary logistical support for the yards.

22－ 206 －

IntecSea
http://www.intecsea.com（エンジニアリング、設計）
About Us
INTECSEA is a global company within the WorleyParsons Group and offers all the Group’s
capabilities for floating systems, offshore pipelines and subsea production systems. Combinedwith WorleyParsons Group, we offer clients complete project expertise from subsea wellhead
through onshore processing and distribution.
INTECSEA’s diverse geographical locations and highly skilled professional staff of over 800
enables the company to execute multi-office international projects, providing clients with thehighest level of technical excellence, execution efficiency and local content.
For over 25 years, INTECSEA has provided frontier technology leadership for the energy
industry’s most challenging offshore field development and pipeline projects. INTECSEA has
designed pipelines and subsea production systems in water depths once thought impossible toreach and in locations as diverse as the Black Sea, the Arctic Ocean, the Gulf of Mexico,offshore West Africa and the South China Sea.
When the industry considered "deepwater" to be 600 ft (190 m), we were developing
technologies for 3,000 ft (900 m). We designed the current world record depth for subsea
production at the Atlas field in 9,200 ft (2,700 m).
INTECSEA’s core areas of expertise include:•Subsea Systems•Offshore Pipelines•Marine Riser Systems•Floating Systems•Arctic Development

Expertise
For 25 years, INTECSEA has provided frontier technology leadership for the energy
industry’s most challenging offshore field development and pipeline projects. INTECSEA
brings innovative and cost effective solutions to clients around the world, from studies to fullscope Engineering, Procurement, Project, and Construction Management (EPCM) services on
major projects.
•Offshore Pipelines•Subsea Systems•Floating Systems•Systems Engineering•Flow Assurance•Marine Production Riser Systems•Tendon and Mooring Systems•Arctic Development
23－ 207 －

•Marine and LNG Terminals•Survey and GIS•Pipeline Equipment Design•Materials Engineering•Interface Management•Construction Management•Project Management
INTECSEA is a global company within the WorleyParsons Group and combines all thegroup’s capabilities for floating systems, offshore pipelines and subsea production. We offer
our clients a full service solution for any offshore application.

Floating Systems
INTECSEA has more than 20 years of extensive experience on all types of floating systems—
TLP, Spars, Monohulls, Semi-Submersibles, and Small Waterplane Area Twin Hull
(SWATH). Key INTECSEA technical staff has 30+ years of experience on various types offloating systems and are considered to be industry leaders and pioneers in their respective
field of expertise.
INTECSEA engineers were active participants in the design of sixteen (16) of the twenty-one(21) TLPs sanctioned to date. INTECSEA project experience includes project in all continents
and the Arctic region. This experience puts INTECSEA in a unique position to handle
projects in varying environmental conditions and provides the ability to handle issues arisingout of varying cultural, economic and political situations. Our staff has extensive experiencein working on projects with multiple stake holders and simultaneously interfacing withregulatory agencies without compromising our corporate commitment for quality and safety.
INTECSEA assists owners from the conceptual evaluation phase to installation of the floating
system facility. This ability to serve our clients in all phases of the project provides a vital linkfor project knowledge, avoids unnecessary delays and saves project schedule and budget.
INTECSEA has worked with small oil companies to very large companies on projects withconstruction costs as small as $5 million to more than $2 billion. INTECSEA staff is required
to follow internal processes (Quality Control and Quality Assurance Program) and tools(Computer Hardware and Software, including proprietary software) to achieve the desired
project quality and results within the project schedule and budget.

24－ 208 －

SBM Atlantia
http://www.sbmatlantia.com（設計）
SBM Atlantia is one of a group of multinational companies, known as SBM Offshore N.V.,
which sells systems and services to the global oil and gas industry. We provide mooring
technology, process engineering, project management, after-sales services, design and supply
of deepwater production systems, and the design and supply of deepwater semisubmersible
drilling units. Our engineering, procurement, construction and installation services are offeredprimarily to customers with deepwater operations in the Gulf of Mexico and in the Atlantic
offshore North and South America.

Products & Services

Capitalizing on the resources of our parent company, SBM Atlantia provides safe, reliable andcost-effective solutions for offshore oil and gas field development needs, minimizing capitaland operational expenditure for our clients.
Floating Solutions
Whether the waters are shallow, ultra-deep, benign, harsh, or anywhere in between,
SBM Atlantia offers the oil and gas industry floating solutions that feature projectspecific technologies designed to meet the challenges encountered in the field.
SBM Atlantia has a long track record in the supply of floating production, storage andoffloading (FPSO) facilities, tension leg platforms (TLP), semi-submersible platforms,
mobile offshore production units (MOPU), and turrets and mooring systems. Morethan 100 of these various systems have been delivered to date, each engineered to suitclient specifications and the meet the rigors of the offshore environment in which they
operate.
Drilling Solutions
GustoMSC, a pioneer in the offshore industry, and a leading design and engineering
company, is involved in all types of drilling units, both onshore and offshore,
including the delivery of associated equipment. GustoMSC is an alliance of Gusto
B.V., Gusto Projects B.V., Marine Structure Consultants (MSC) B.V. and GustoMSC
Houston (a division of SBM Atlantia).

Our projects are aimed at the offshore exploration, construction and production
markets. The innovative solutions are centered on all types of jackup units,
semisubmersibles, mono-hull vessels as well as non-vessel based solutions.
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GustoMSC is committed to building strong relationships with clients and developing
solutions to meet Clients’ requirements to provide high integrity, cost effective andsafe answers to the toughest challenges. Successfully following this strategy has
allowed GustoMSC to achieve an industry leading position.
Terminals
With more than 500 systems installed to date, the Catenary Anchor Leg Mooring or
CALM is the most popular and widely used type of Offshore Loading Terminal.
CALMs have been deployed worldwide for a variety of applications, water depths andvessel sizes ranging from small product carriers to Very Large Crude Carriers (VLCC).
The CALM’s safe and easy berthing and un-berthing operations have made it thepreferred offshore terminal of Mooring Masters and Tanker Captains.
SBM Offshore pioneered the development of the CALM more than six decades ago.
Since then, we have delivered over 400 CALM Offshore Terminals and remain theprinciple innovator and market leader in loading and offloading terminals in the oiland gas industry today.
…
Fluid Transfer Systems
Fluid Transfer Systems are integrated in all the SBM Offshore products. As
exploration and production moved to deeper waters, we discovered there was a need totransfer both unstabilized and stabilized fluid products between deepwater systems
near the surface. Based on in-house technology, two type of fluid transfer systems
were developed: the Gravity Actuated Pipe or GAP™ for unsterilized crude, andTrelline™, an oil offloading line or OOL, for stabilized crude.
Services
SBM Atlantia has the knowledge, expertise, and experience to carry out a thorough
FEED study, not only to ensure a more accurate estimate of project costs, but also
identify and address potential problems early on, when potential impact to the projectis less. SBM Atlantia’s design and project execution team has unequaled experienceand in-house capabilities including metocean, naval architecture, process facility, riser
design and integration specialists, and fabrication and installation teams.
SBM Atlantia provides full-service, turnkey project capabilities. We manage, hold,and integrate the contracts for all subcontractors, so we can effectively manage project
costs. Whether you’re looking for a company to conduct a FEED study, EPC/EPCI
services, operations services, or maintenance, parts, and repair, SBM Atlantia has thetools to get the job done.

26－ 210 －

Friede & Goldman
http://www.fng.com/about-us（設計）
Building upon innovative spirit and experience, F&G has maintained its place as anengineering leader throughout Oil’s dynamic evolution. Each new generation of Friede &Goldman drilling units was designed based upon the lessons learned from the operation ofearlier units.
The small cooperation that began over 60 years ago between Vladimir M. Friede and Jerome
L. Goldman is today a thriving company of over 90 employees. More than 100 mobile
offshore drilling and production units have been built according to F&G designs for operation
around the world. Currently, there are over 40 units under construction in shipyards that span
the globe, from Singapore, India & China in the East, to Mexico and throughout the Middle
East. The long and productive lives of these structures bear witness to F&G’s commitment toquality.

Designs
Jack-upTowards the end of the 1990’s, F&G began designing the JU2000 class jack-up in order tomeet the industry’s requirement for jackups that could drill deeper and withstand harsher
environments. While F&G’s L-780 series, introduced during the 80’s was a resounding
success, these new requirements called for more than a simple upgrade to the design.
One of the first and most important enhancements designed by F&G for the JU-2000 was a
result of trying to include a larger and farther-reaching cantilever. The task of keeping the rig
to a minimum size for cost efficiency while at the same time making room for a larger
cantilever on board required F&G to produce innovative solutions to numerous design
challenges. The F&G engineers designed the deckhouse quarters, traditionally locatedamidship, to wrap around the forward leg. This concept made it possible to keep the rig at aminimum size and thereby reduced not only the initial cost of the rig, but the operating cost as
well.

Enhanced Leg Design•Reduced leg drag and storm loads•Reduced leg weight that maintains a high stiffness to weight ratio•Reduced number of welded connections in leg construction•Increased strength to cost ratio

Extended Reach Cantilever•Provides maximum reach of 75 feet aft of transom
27－ 211 －

•Accommodates maximum combined drilling load of 2600 kips on centerline at 75 feetextension•Designed for 40’ x 40’ derrick to accommodate state-of-the-art drill string handling tools•Drill floor can be skidded 15’ either side of longitudinal center line of rig•Increased pipe rack space allows for option of horizontal pipe handling system

Modular Hull Design•Comprised of three basic modules•Streamlines construction process•Provides for cost effective construction.

Semisubmersibles
Friede & Goldman’s presence in the category of semi-submersible design is long and wellestablished in the offshore industry. During the 70’s, 80’s, and 90’s, F&G’s world-class
Pacesetter and Trendsetter designs enjoyed unparallel success with over 48 semi-submersiblesof these types built.
With the approach of the new millennium, however, the operational requirements for semisubmersible designs were changing. Accommodating the increasing demands for rigs to drill
deeper and in harsher environments, while keeping the exploration costs to a minimum,brought new challenges to the industry, and F&G undertook to design a new class of semisubmersibles.
One of the primary challenges for F&G in accommodating the demand for deeper drilling was
the need to increase deck space to allow for additional riser storage and mud capacity. Moredeck space meant increased cost to build and operate, potentially making this an unaffordable
option for the drilling contractors. However, the F&G engineers came up with the innovative
idea of storing the risers vertically in the upper hull.
This major change in deck design was just the beginning of many new advancements F&G
made to their new Millennium Class semi-submersible design.

DPS-3, DPS-3 Limited, or DPS-2 Classification – Enhanced riser and pipe handling:•Vertical riser handling•Dual load paths for enhanced open water operations•HPPH System – three-way tubular handling and moonpool hand off capability•Rotary table versatility – 120” and 60.5” with dedicated spider storage•Riser fairing handling capability at rig floor or moonpool levels•Enhanced moonpool functionality:•Two way access to moonpool area28
－ 212 －•Efficient completion tree staging, testing, and handling capability•Tubular make-up and hand off capability•FSR (free-standing riser) handling ready with secondary riser spider support facility•In-line slip joint riser tensioning ready•High capacity wire-line riser-tensioning system•Centralized high capacity mud handling AC powered drilling equipment•Centralized BOP and MOCOMP auxiliaries and controls•Enhanced mud storage capabilities•Dedicated brine and base oil storage•Ergonomic quarters arrangement•Pontoon shape optimized for low current drag thereby reducing station keeping loads

Floating Production Systems
During the mid to late 1990s, Friede & Goldman engineers recognized the focus on marginal
field development was becoming an industry priority. The development of such discoveries
would depend greatly on F&G’s capability to develop new and better technology that allowed
cost-effective field development with innovative solutions. To achieve this goal, F&G
developed and designed the Floating Production Facility called the Centurion MVP.
The primary goal of the new F&G FPF design was to keep new-build construction costs andoperating costs to a minimum, without sacrificing functionality, flexibility, or design life.
The Centurion was designed with most of the machinery and equipment located above deck
so that the costs and time for construction would be significantly reduced. In addition, themodular production facilities can be installed and pre-commissioned alongside theconstruction pier. F&G’s superior knowledge of fabrication gave them the ability to create
hull designs with the most efficient construction and minimal costs.
In an effort to maintain F&G’s hallmark design feature of flexibility, provisions have been
included to facilitate the future addition of production modules and risers to meet specificneeds of future fields. The Centurion was designed for ease of movement to different
locations, but also has the ability to remain at an operating site for 20 years without
drydocking.

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LeTourneau Technologies
http://www.letourneautechnologies.com/about/（設計）
LeTourneau Technologies, Inc. (”LeTourneau”) is a global group of best-in-classorganizations specializing in the design, manufacture, implementation, and effective use ofadvanced technologies for onshore and offshore oil and gas drilling, forestry, mining, andsteel markets.
Although LeTourneau has evolved significantly throughout the past, the company’s corevalues, customer focus, and dedication to leadership through innovation have not changed.
Today more than ever, LeTourneau represents a better way of doing business, and a
dedication to progress. Supporting this vision, LeTourneau exemplifies advancements intechnology, regardless of industry or application.
While the company is comprised of six distinct organizations, it is committed to one singularfocus: to remain centered on its customers by ensuring its advanced products and systems
meet their specific challenges day in and out.
Altogether, LeTourneau stands for innovation, commitment, product performance, andcustomer focus.
Businesses

Offshore Products
Strong Rigs. Stronger Company.
Since the fabrication of the first LeTourneau jack-up rig in 1955, LeTourneau has built rigs
that lead the industry for strength and longevity. In fact, there are LeTourneau jack-up rigs
that have been providing superior service for more than 30 years and are still going strong.
Whether it is design, engineering, fabrication, rig kits and licensing packages, or components
and renovation, LeTourneau provides systems, products, and services that set the industry
standard for performance and reliability. LeTourneau offers five distinct rig models designed
to operate in even the harshest offshore environments, and drilling in depths that range from300 feet to 550 feet of water.
Rig Design30－ 214 －

Drilling Equipment
Reliable Drilling Equipment
LeTourneau Technologies Drilling Systems, Inc. possesses a strong dedication to building
equipment and systems with advanced technology, high performance, strength and reliability
for customers.
No matter how challenging the environment, you can count on equipment from LeTourneau
Technologies Drilling Systems, Inc. ("LeTourneau Drilling Systems") which offers a range ofdrilling equipment designed for high-performance, high-reliability, and low-maintenance
operation. From the direct-driven top drive designed without a gearbox, to advanced AC geardriven drawworks, to the heavy duty mud pumps, LeTourneau Drilling Systems builds
reliable drilling equipment to meet the challenges of today's drilling market.
LeTourneau Drilling Systems builds equipment and systems for one purpose: enhanced
drilling performance. The main focus at LeTourneau Drilling Systems is to build advanced
equipment for customers' drilling needs.

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オフショア産業向け舶用市場調査
2011 年（平成 23 年）3 月発行
発行 社団法人 日 本 舶 用 工 業 会〒105-0001 東京都港区虎ノ門 1-15-16 海洋船舶ビル
TEL 03-3502-2041 FAX 03-3591-2206
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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