平成28年度二国間クレジット取得等インフラ整備 調査事 …API American...

経済産業省 御中   

平成２８年度二国間クレジット取得等インフラ整備

調査事業（ＪＣＭ実現可能性調査） 

メキシコ、陸上油田におけるＣＣＳプロジェクトへの

ＪＣＭ適用に向けた技術的検討 

調査報告書（日本語版）

2017 年 3 月 16 日

東洋エンジニアリング株式会社

ii

目 次

1． 序論 ................................................................................................................................... 1

経緯 ........................................................................................................................... 1 1.1

2． CCS モニタリング ............................................................................................................ 2

メキシコの炭化水素測定の技術ガイドライン ........................................................... 2 2.1

2.1.1 計測の実施者（技術ガイドライン第 7 条） ............................................................... 2 2.1.2 提出すべき情報（技術ガイドライン第 10 条） .......................................................... 4 2.1.3 計測システムと計測場所（技術ガイドライン第 19 条） ........................................... 4 2.1.4 流量の測定（技術ガイドライン第 21 条~第 25 条） .................................................. 5 2.1.5 性状の測定（技術ガイドライン第 26 条~第 29 条） .................................................. 5

他国での CCS プロジェクトにおけるモニタリング手法と頻度 ................................ 6 2.2

2.2.1 欧州でのモニタリング手法 ......................................................................................... 6 2.2.2 米国でのモニタリング手法 ......................................................................................... 8

JCM の観点から必要なモニタリング項目 ................................................................. 9 2.3

2.3.1 地上設備からのリークに対するモニタリング手法 ................................................... 10 2.3.2 坑井からのリークに対するモニタリング手法 .......................................................... 10 2.3.3 油層からのリークに対するモニタリング ................................................................. 11 2.3.4 操業後（CO2 圧入終了後）のモニタリング ............................................................ 11

他国での基準及び JCM の観点から必要なモニタリング項目の比較 ....................... 11 2.4

候補となるモニタリング機器 .................................................................................. 12 2.5

2.5.1 機器一覧 .................................................................................................................... 12 2.5.2 本邦モニタリング機器 .............................................................................................. 14

3． 廃坑計画と廃坑基準の調査 ............................................................................................. 16

各国の廃坑基準について ......................................................................................... 16 3.1

3.1.1 英国の廃坑基準 ......................................................................................................... 17 3.1.2 ノルウェーの廃坑基準（NORSOK スタンダード） ................................................ 24 3.1.3 米国の廃坑基準 ......................................................................................................... 32 3.1.4 CO2-EOR における坑井の健全性、SACROC の例 ................................................. 35

まとめ ...................................................................................................................... 37 3.2

4． CO2 による腐食対策の調査 ............................................................................................ 38

石油鉱業の腐食に関する一般的な基準 .................................................................... 38 4.1

4.1.1 腐食評価モデルに基づく腐食速度の評価 ................................................................. 38 4.1.2 坑井における腐食対策 .............................................................................................. 39 4.1.3 フローライン、ギャザリングライン ........................................................................ 40 4.1.4 生産設備 .................................................................................................................... 40 4.1.5 分離した CO2 の圧入設備 ........................................................................................ 41 4.1.6 生産したガス、流体の輸送パイプライン ................................................................. 41

まとめ ...................................................................................................................... 41 4.2

iii

5． CCUS-Technology-Roadmap とメキシコにおける温暖化政策 .................................... 43

CCUS Technology Roadmap ................................................................................... 43 5.1

5.1.1 概要 ........................................................................................................................... 43 5.1.2 CO2 の回収 ............................................................................................................... 43 5.1.3 CO2 の活用・貯留 .................................................................................................... 43 5.1.4 公共政策 .................................................................................................................... 44

メキシコの気候変動政策 ......................................................................................... 48 5.2

5.2.1 メキシコの GHG 排出量と削減目標 ......................................................................... 48 5.2.2 具体的排出削減政策 .................................................................................................. 50

考察 ......................................................................................................................... 53 5.3

5.3.1 CO2 回収事業者と CO2 貯留事業者にとっての、CO2 回収・貯留事業を実施するイ

ンセンティブ ............................................................................................................. 54

iv

図 目 次

図 3-1 遮断用バリアーの位置 ............................................................................................. 18

図 3-2 遮断用バリアーの位置 ............................................................................................. 18

図 3-3 遮断用バリアーの長さ ............................................................................................. 19

図 3-4 坑井の廃坑例 ............................................................................................................. 20

図 3-5 水平坑井の廃坑例 ..................................................................................................... 23

図 3-6 ケーシングセメントによる遮断 ............................................................................. 26

図 3-7 単一油層としてバリアーを設置する例 ................................................................. 26

図 3-8 オープンホールの廃坑例 ......................................................................................... 27

図 3-9 搾孔部がある場合の廃坑例 ..................................................................................... 28

図 3-10 スロッティドライナーあるいはサンドスクリーンのある多層仕上げの廃坑例

............................................................................................................................................ 29 図 3-11 2 つ以上の層がある場合の廃坑例 ......................................................................... 30

図 3-12 UIC Class VI で推奨される廃坑のイメージ ......................................................... 34

図 3-13 坑井 49-6 から採取されたケーシング、セメントのサンプル .......................... 37

図 5-1 火力発電所からの CO2 回収の Roadmap ................................................................ 43

図 5-2 CCUS Technology Roadmap in Mexico（CO2-EOR） ............................................. 44

図 5-3 CCUS Technology Roadmap in Mexico（公共政策） .............................................. 47

図 5-4 メキシコの 2013 年 GHG 排出量の内訳 ................................................................. 48

図 5-5 メキシコの GHG 排出量の推移（1990-2012 年） ................................................. 49

図 5-6 メキシコの 2030 年 GHG 排出削減目標（部門別） ............................................. 49

図 5-7 メキシコ、2050 年までの GHG 排出削減シナリオ .............................................. 50

図 5-8 排出権取引制度 ......................................................................................................... 52

v

表 目 次

表 2-1 液体炭化水素の市場への供給条件 ........................................................................... 5

表 2-2 ガスの市場への供給条件 ........................................................................................... 6

表 2-3 モニタリング手法 ....................................................................................................... 6

表 2-4 モニタリング項目とモニタリング頻度の例............................................................ 8

表 2-5 平成 27 年度調査で検討したモニタリング項目 ...................................................... 9

表 2-6 各国のモニタリング要求項目比較 ......................................................................... 12

表 2-7 CO2-EOR 及び CCS 実行の際に必要なモニタリング項目とその手法 .............. 12

表 3-1 各国の廃坑基準 ......................................................................................................... 16

表 3-2 セメントバリアー健全性評価のガイドライン ...................................................... 22

表 3-3 セメントバリアーの機能と目的 ............................................................................. 25

表 3-4 図 3-8~図 3-11 に示されている Table 22 の表 ...................................................... 31

表 3-5 図 3-8~図 3-11 に示されている Table 24 の表 ...................................................... 32

表 3-6 API セメント区分 ..................................................................................................... 35

表 3-7 SACROC セメントサンプル諸元 ............................................................................ 36

表 4-1 石油会社及び大学の腐食評価モデル ..................................................................... 39

表 4-2 Material Selection for Wells ........................................................................................ 40

表 5-1 CCUS 関連法規制に網羅すべき主要項目 .............................................................. 46

表 5-2 化石燃料種別課税額 ................................................................................................. 51

vi

単 位 ・略 称 の一 覧

本報告書では、以下のとおり単位、及び略称の統一を図る。

単位

本報告書での表記 意味 備考

acre エーカー 1acre = 4,046.9m2

bbl バレル

1bbl = 159l

1,000bbl は Mbbl、100 万 bbl は MMbbl

と記載。

bbl/STB 油容積係数, Bo

cp 粘性, μ 1cp = 1mPa・s

degAPI API 比重

degC 温度（摂氏） degC = 5/9*（degF-32）

degF 温度（華氏） degF = 9/5*degC + 32

ft フィート 1ft = 0.3048m

inch

” インチ

1inch = 25.4mm

13 3/8” = 13 と 3/8 インチ

MJ メガジュール 1MJ は 100 万 J

lb ポンド 1lb = 0.454 kg

md 浸透率 1md = 9.87×10-16m2

Mol% モル分率

MPA 腐食速度（Mils per Annual） 1MPA = 0.025 mm/yr

Pa パスカル 1Pa = 0.000145psi

Peso メキシコペソ

ppf 1 フィートあたり 1 ポンド（Pound per

feet 1.488 kg/m

ppm 百万分率 1ppm = 0.0001%

psi 1 平方インチあたり 1 ポンド（Pound

per square inch（圧力の単位） 約 6,895Pa = 0.068 気圧

psia 絶対圧 ゲージ圧にその地域での大気圧を足し

たもの。

psig ゲージ圧

scf 標準立法フィート

1scf = 0.0283m3

1,000scf は Mscf、100 万 SCF は MMscf

と記載。

STB ストックタンクバレル 標準状態（60degF、14.7psi）での原油の

体積を示す。

t-CO2 CO2 の重量

t-CO2e CO2 換算トン 温室効果ガスを、CO2 に換算した重量

USD 米国ドル

vii

/d 一日あたり 1bbl/d = 一日あたり一バレル

/yr 一年あたり 1bbl/yr = 一年あたり一バレル

略称

本報告書での表記 正式名称・意味など

API American Petroleum Institution

API-MPMS API Manual of Petroleum Measurement Standards

APS-PNG Accelerator Porosity Sonde - Pulsed Neutron Generator

ASEA Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente、炭化水素部門における産業安

全及び環境保護局

ASTM American Society for Testing and Materials

Bo Volume factor of oil、油容積係数

CAPEX Capital Exenditure

CBL Cement Bond Logging、セメントボンドログ

CCS Carbon Capture and Storage

CCUS Carbon Capture, Utilization and Storage

CDM Clean Development Mechanism、クリーン開発メカニズム

CEEMS Chugai Environmental Effect Monitoring System、CO2 地上漏洩常時監視シ

ステム

CEL Certificados de Energía Limpia、クリーン・エネルギー証書

CER Certified Emission Reductions、認証排出削減量

CET Cement Evaluation Tool

CFE Comision Federal de Electricidad、メキシコ電力公社

CIBP Cast Iron Bridge Plug、鋳鉄ブリッジプラグ

CNH Comision Nacional de Hidrocarburos、メキシコ炭化水素委員会

CO2-EOR 炭酸ガス圧入攻法

CPET Corrosion Protection Evaluation Tool

CPGLV Complejo Procesador de Gas La Venta、セントラル原油処理・出荷設備

CPQ Cang Complejo Petroquímico Cangrejera

CPQ Cos Complejo Petroquímico Cosoleacaque、Cosoleacaque アンモニア工場

CRA Corrosion Resistant Alloy

CSG Casing, ケーシング

DOE Department of Energy、米国エネルギー省

ECS Elemental Capture Spectroscopy

EOR Enhanced Oil Recovery, 増進回収法

EPA Environmental Protection Agency、米国環境保護庁

ESP Electrical Submersible Pump

ETS Emission Trading System、排出権取引制度

viii

FBG Fiber Bragg Grating

GHG Greenhouse Gas

GOR Gas Oil Ratio、ガス油比

IEPS Impuesto Especial sobre Producción y Servicios、生産・サービス特別税

InSAR Interferometric Synthetic Aperture Radar

IOR Improved Oil Recovery、改良型採収法

IRR Internal Rate of Return、内部収益率

ISO International Organization for Standardization

JCM Joint Crediting Mechanism、二国間クレジット制度

LACT Lease Automated Custody Transfer

LFMN

Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Federal Law of Metrology and Standardization、計測と標準化に関する連邦

法

MDEA Methyl Diethanolamine、メチルジエタノールアミン

MRV Monitoring, Reporting and Verification

NPV Net Present Value、正味現在価値

OPEX Operating Expenditure

PEMEX メキシコ国営石油会社 Petroleos Mexicanos

PEP PEMEX の子会社 Pemex Pexploration and Production

PDD Project Design Document、プロジェクト設計書

PPQ Pemex Petroquímica、PEMEX Petrochemical

PRM Permanent Reservoir Monitoring、貯留層連続モニタリング

RENE Registro Nacional de Emisiones、国家排出登録簿

RESTEC Remote Sensing Technology Center of Japan、一般財団法人リモート・センシ

ング技術センター

RITE The Research Institute of Innovative Technology for the Earth、公益財団法

人地球環境産業技術研究機構

RST Reservoir Saturation Tool

TBG Tubing、 チュービング

TEG Tri-Ethylene Glycol、トリエチレングライコール

TDT Thermal Decay Time Log

TOC Top of Cement

UKOOA UK Offshore Operations Association

USDW Underground Source of Drinking Water

USI Ultra-Sonic Imager

VCS Verified Carbon Standard

VDL Vriable Density Log、バリアブル・デンシティ・ログ

VSP Vertical Seismic Profiling

1

1． 序論

経緯 1.1

メキシコの原油生産量は 2005 年の 3.55 百万 bbl/d から、2016 年現在では 2.3 百万 bbl/d ま

で減退している。この大きな理由は、2000 年前半に 2 百万 bbl/d 程度の生産量を誇っていた

Cantarell 油田の急激な減退（2016 年現在での生産量は 0.34 百万 bbl/d）と複数の陸上油田の

減退である。そのため、既生産油田における原油生産量の維持及び増強を図るべく、CNH

（Comision Nacional de Hidrocarburos）は、”The future of Oil Production in Mexico. Advanced and

Enhanced Recovery IOR-EOR”の資料にて、メキシコの油田に対する IOR/EOR の重要性を指

摘している。一方、メキシコの国営石油会社である PEMEX も、CO2 の有効利用と原油生

産量の維持・増強という観点から、EOR の一つのオプションである CO2-EOR の重要性を述

べると共に、CO2 削減・温暖化対策という観点から、CO2-EOR の実施が将来的な大規模

CCS プロジェクトの実現に貢献できることを 2012 年に発表している（EOR as a Driver for

CCS Projects in Mexico, 2012）。

これらの動きを受けて、エネルギー省（Sener）は、環境省（Semarnat）、PEMEX、メキシ

コ電力公社（CFE）らと共に CO2-EOR を含む CCUS（Carbon Capture, Utilization and Storage）

の長期的取組計画“CCUS Technology Roadmap in Mexico”を 2014 年 3 月に策定し、国とし

て CCUS に積極的に取り組んでいる。また、2015 年に国連に提出した 2030 年の約束草案に

おいても CO2 貯留を温室効果ガス排出削減の目標達成手段の一つとして位置付けている。

具体的な CO2 貯留対象としては、Tampico エリア、Poza Rica エリア、Magallanes-Sanches

エリアに数多く存在する枯渇油田がその候補として挙げられる。PEMEX はこれらの枯渇油

田に対して、CCUS Roadmap に基づく CO2-EOR/CCS のパイロットテスト及び商業運転を実

施する計画を立てており、その第一歩として南部陸上油田に対する CO2-EOR 計画を策定し

た。

一方、平成 27 年度地球温暖化対策技術普及等推進事業の一つとして、JCM（Joint Crediting

Mechanism、二国間クレジット制度）実現を目的に、PEMEX の協力のもと、株式会社三菱

総合研究所、三井物産株式会社が実施した「メキシコ、陸上油田における CCS の可能性検

討」では、JCM 方法論の検討や南部陸上油田に対する CO2-EOR 計画の技術評価等を行った。

本調査はこの検討結果に引き続き、CCS プロジェクトの JCM 適用に向けた技術的検討を実

施するものである。

2

2． CCS モニタリング

CCS プロジェクトでは、CO2 がリークした際は、環境への甚大な影響・被害が想定され

ると共に、CO2 の貯留量に影響を与える為、CO2 のリークが起こらないように、またリー

クが発生した場合はそれを検知する為に、モニタリングを実施する必要がある。本章では、

まずメキシコの法律を確認した上で、他国のモニタリング基準、JCM の観点から必要なモ

ニタリング項目を比較しすることを目的とする。

メキシコの炭化水素測定の技術ガイドライン 2.1

CCS プロジェクトにおいて、CO2-EOR のステージでは CO2 の圧入及び生産が行われ、

CCS のステージでは CO2 の圧入のみが実施される。メキシコにて CCS プロジェクトを実施

するにあたっては、CO2 圧入量の計量、生産量（原油、ガス、水、CO2）の計測に関して、

メキシコ連邦法である LFMN（Ley Federal sobre Metrología y Normalización：Federal Law of

Metrology and Standardization、計測と標準化に関する連邦法）に則った技術ガイドライン

（Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos：Technical guidelines for the

measurement of hydrocarbon、以下技術ガイドラインとする。）を遵守しなければならない。

この技術ガイドラインでは、計測方法、計測システムの設計、設置、計測システムの保全に

関する基準が定められており、その主な記載事項について以下に述べる。

尚、SEMARNAT 及び PEMEX へのヒアリング結果より、LFMN は、将来のメキシコでの

CCS の実施を考慮し改訂される予定であり、改訂に際しては、CNH（Comisión Nacional de

Hidrocarburos、炭化水素委員会）、ASEA（Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente、炭化水

素部門における産業安全及び環境保護局）及びエネルギー省の承認が必要である。法改正は

2019 年頃となる見込みである。

2.1.1 計測の実施者（技術ガイドライン第 7 条）

炭化水素の生産を実施するオペレーターは計測に関する次の基準、手続きを遵守しなけれ

ばならない。

(1) 規格・スタンダード

準拠しなければならない計測に関する基準は技術ガイドラインのアネックス II に記載さ

れている。それによると、以下の項目に関して、準拠すべきメキシコの基準、API MPMS

基準（API MPMS：API Manual of Petroleum Measurement Standards）、ISO 基準を参照してい

る（参照している各基準の番号は技術ガイドラインのアネックス II に記載されているが、

ここでは割愛する。）。

(1) 計測システムの設計、設置、機器に関する一般基準

(2) タンク内の炭化水素の静的計量1に関する基準

(3) 液体炭化水素の動的計量2に関する基準

1 静的計量：タンクに貯留された、流れの無い流体の計量

3

1) 設計

2) 流量測定器の種類

3) 測定機器

4) パイプタイプの測定機器

5) 計算

6) 流量計算の諸条件

(4) ガスの動的計量に関する基準

(5) 炭化水素の性状に関する基準

1) 液体炭化水素

2) ガス状炭化水素

(6) 炭化水素の払い出しと受け入れに関する基準

(7) 供給先の取り分に関する基準

(8) 計測に関する管理基準

(9) 計測システムの設置、安全性、耐久性に関する基準

(2) 計測システム

オペレーターは LFMN の規定に基づき炭化水素の計測システムを構築・維持しなければ

ならない。その際、次の点に留意する必要がある。

計測システムの選定 1）

計測機器、計測システムは流体の性状や操業条件に応じ、前記の基準に沿って選定しなけ

ればならない。

計測機器の選定 2）

計測機器及びシステムは、技術ガイドラインの規定に基づき、その設置場所の決定、機器

の選定を行わなければならない。

較正（キャリブレーション） 3）

計測機器は定期的な較正が必要である。較正頻度は、計測機器の仕様及び技術ガイドライ

ンのアネックス II に従う。 特別な要求が無い限り、一年に一回以上較正する必要がある。

メンテナンス 4）

計測機器はその仕様と手順書に従い、メンテナンスされなければならない。

確認 5）

計測システムが正常に作動していることを確認しなければならない。

2 動的計量：流速を持つ流体の計量

4

(3) スタッフのスキル

計測を行うオペレーターのスタッフは、業務経験並びにメキシコあるいは海外の機関によ

るトレーニング若しくは教育に基づくスキルを有している必要がある。

2.1.2 提出すべき情報（技術ガイドライン第 10 条）

原油・ガスのオペレーターは、以下に従い炭化水素の計測に関する情報を CNH に提出し

なければならない。

毎日提出する情報：オペレーターは計測地点における炭化水素の流量、圧力、温度、

密度、成分を提出しなければならない。

毎月提出する情報：オペレーターは次の情報を翌月の第 5 営業日以内に CNH に提出

しなければならない。

原油・ガスのオペレーターが生産した原油、コンデンセート、天然ガス、水の平

均日産量（圧力、温度、流量、密度）とその性状組成

油ガス田別の生産量（CNH が指定した場合）

坑井、油田、測定地点までの各ポイントにおける原油、コンデンセート、天然ガ

スの流量

自消ガス量あるいはフレアガス量

例外的に大気放散された天然ガスの量

毎年提出する情報：オペレーターは次の情報を翌年の第 30 営業日以内に CNH に提

出しなければならない。

契約で規定されている一般情報

代表者名

原油・天然ガス・水の平均日産量及び年生産量

次年度の生産量予測

計測システムと計量機器のリスト、測定点

事故、計測機器の故障といった計測システムに変化を及ぼした事象

坑井、油田、計測地点までの各ポイントにおける炭化水素の流量

計測に関して参照した規則、スタンダード、手順書、使用した計測システム

オペレーター組織の責任者、教育体制

2.1.3 計測システムと計測場所（技術ガイドライン第 19 条）

オペレーターは、計測の場所に関して以下の要求を満たす必要がある。

計測システムの場所：計測の場所は CNH の指示に基づき、契約エリアの内部または

外部に設置する。

計測システムの容量：オペレーターは、計測システムが継続的に作動すること、並列

に設置された計測機器が故障した場合でも 大流量を測定できる容量を持つことを

保証しなければならない。

5

遠隔操作システム：オペレーターは、計測場所における炭化水素の計量結果を随時監

視できるような遠隔監視システムを使用する必要があり、またそのシステムには

CNH が特に費用負担無くアクセスできる状態にする必要がある。

性状：オペレーターは炭化水素の性状が要求値を満足していることを、技術ガイドラ

イン第 28 条に従って保証しなければならない。

LACT Unit：計測場所には、LACT Unit（Lease automated custody transfer Unit）と呼ば

れる、流量、圧力、温度、比重を自動で計測しデータを転送する機器を設置する。

LACT Unit は、計測情報の変更・改ざんができない機能、及び故障した場合でも、情

報の喪失を防止する機能を備えなければならない。また、CNH が LACT Unit にアク

セスできることを保証する必要がある。

2.1.4 流量の測定（技術ガイドライン第 21 条~第 25 条）

炭化水素の計量は体積または質量で行われ、本技術ガイドラインに基づき、CNH に報告

する。温度，圧力、密度の計測機器は技術ガイドラインアネックス II の規定に従う。随伴

水については体積又は質量で測定できるが、体積にて報告しなければならない。天然ガスに

ついては生産量、自消量、圧入量、フレア量を測定しなければならない。多相流流量計を使

用する場合は、オペレーターは開発計画にその使用を記載し、CNH から承認を得る必要が

ある。

2.1.5 性状の測定（技術ガイドライン第 26 条~第 29 条）

(1) 液体炭化水素

坑井あるいはセパレーター：密度、粘度、塩分濃度、硫黄分、含水率、重金属の量を測

定する。

計測場所：計測場所では、市場への供給条件を満足しなければならない。そのため、

CNH の技術ガイドラインは次の要件を定めている。

表 2-1 液体炭化水素の市場への供給条件

項目 基準

含水量と堆積物の量（炭化水素以外の不純物） 2%未満（体積比）

硫化水素（H2S） 1ppm 以下

塩分 200mg/L 以下

硫黄分 5%未満（質量比）

タンクの蒸気圧 80kPa 以下

パイプラインの蒸気圧 パイプライン設計圧力及び操業圧力による

出所）CNH 技術ガイドライン

(2) ガス

坑井あるいはセパレーターでは、密度、含水率、成分を測定し、計測場所では、市場への

供給条件を満足しなければならない。そのため、CNH の技術ガイドラインは次の規定を定

6

めている。

表 2-2 ガスの市場への供給条件

項目 基準

含水率 100mg/m3（6.5lb/MMscf）以下

硫黄分 150mg/m3 以下

硫化水素（H2S） 6mg/m3 以下

熱量 37.30~43.60 MJ/m3

CO2 3%（体積比）以下

O2 0.2%（体積比）以下

出所）CNH 技術ガイドライン

他国での CCS プロジェクトにおけるモニタリング手法と頻度 2.2

CCS プロジェクトにおけるモニタリング手法は、圧入した CO2 の油層内での挙動の把握、

坑井及び地層への CO2 のリークの検知、環境への影響の検知を目的に、各国・機関にて提

唱されている。一例として制度の整備が進んでいる欧州と米国の例を示す。

2.2.1 欧州でのモニタリング手法

(1) モニタリング項目

European Commission では、下表に示すモニタリング手法を提唱している。実際には全て

を実施するわけではなく、対象としている貯留層、CO2 圧入量、圧入圧力および地層圧の

状況等からモニタリング項目を決定し、管理当局の承認を受ける。

表 2-3 モニタリング手法

出所）Implementation of Directive 2009/31/EC on the Geological Storage of Carbon Dioxide, Guidance Document

7

2, European Commission, 2011 より抜粋

操業におけるモニタリング 1）

圧入坑井及び生産井の圧力、CO2 圧入量、生産量、油層の圧力といった CO2-EOR でモニ

タリングする項目が CCS でもモニタリングされる。

圧入 CO2 の移動拡散のモニタリング 2）

油層内の CO2 の挙動を把握するため、水飽和率の変化の測定を目的とした検層、油層内

の CO2 のフロントの進み具合を測定するためのオフセット VSP 等の検層のほか、坑井間ト

モグラフィの測定、場合によっては CO2 分布の把握を目的とした震探も実施される。

坑井及び地層への CO2 リークのモニタリング 3）

圧入した CO2 のリークを検知するため、坑井ではアニュラス圧力、坑内機器の腐食をモ

ニタリングする。また、断層あるいはキャップロックへのリークの検知のために、マイクロ

サイスミックが実施される場合もある。

環境影響に対するモニタリング 4）

地表面の隆起、地表面での CO2 濃度、植生への影響等のモニタリングが推奨されている。

(2) モニタリング頻度

モニタリング頻度に関する規制は特に無く、管理当局にモニタリング計画を提出する際に、

その頻度も明記した上で承認を受ける必要がある。モニタリング計画の例を下表に示す。ま

た、モニタリング結果は EU 加盟国当局が定める頻度（年 1 回以上）で報告しなければなら

ない。

8

表 2-4 モニタリング項目とモニタリング頻度の例

出所）Implementation of Directive 2009/31/EC on the Geological Storage of Carbon Dioxide, Guidance Document 2,

European Commission, 2011

(3) 操業後のモニタリング

操業後（Post injection）においてもモニタリングを実行することが求められる。規定はない

が、表 2-4 のように自主的にモニタリング項目と頻度を定め、管理当局の承認を受ける必要

がある。

2.2.2 米国でのモニタリング手法

米国では、米国環境省が 2010 年に飲料水安全法に基づく安全規制プログラムに CCS 用圧

入井のカテゴリー（Underground Injection Control（UIC）Class VI Program）を制定し、サイ

ト選定、建設材料、モニタリング、事業者の財務状況等に関する要求事項を定めている3。

3 電力中央研究所「各国における CCS に係る長期的責任の取り扱い」

Mandatory Required Contingency

Pre-inj Inj Post-inj Long term

Injectionrate

Flow meter × Cont Well head

WellPressure

Pressuredevice

× Baselinedata

Cont Cont Every year Well head

ReservoirPressure

Pressuredevice

× Baselinedata

Cont Cont Every year Down hole

Temperature

Thermometer ×

Baselinedata Cont Cont Every year

Well head& Down

holeInjectedgascomposition

Gassamples

× Cont Well head

Repeated3D seismic ×

Baselinesurvey

Order ofyears,

based onmodeling

Possiblesurveyafter

severalyears

Possiblesurveryafter

severalyears

Fault area

Aqueouschemistry

× Roughlyyearly

Observation well

Annuluspressure

× Order offer months

Well bore

Wirelinelogging

× Order offer months

Well bore

Opticalwelllogging

×Order of

fer months Well bore

Cementbondlogging

×Order of

fer months Well bore

Microseismicmonitoring

Geophonesbehindcasing ofwells

× Baselinedata

Cont (Cont) Injectionwell

Wellintegrity

Category of monitoring Project phase and FrequencyLocation

Parameterto be

monitored

Techniqueadopted

Faultintegrity

9

(1) 許認可申請時

モニタリング計画の提出が求められる。

(2) CO2 圧入中のモニタリング項目

圧入期間中は次のモニタリングが求められる。

CO2 の圧入圧力、圧入レート、累積圧入量、アニュラス圧力及びケーシング圧力の

モニタリング（坑井改修期間を除いて常時）

坑井材料の腐食のモニタリング（四半期に 1 回）

遮蔽層より上部の地化学的変化及び地下水の水質の定期的モニタリング（定期的）

坑井の機械的健全性の実証（坑井封鎖まで年 1 回以上）、ケーシング調査検層（UIC

Program Director が要求した場合、十分な頻度を試験・モニタリング計画で設定）

フォールオフ試験4（少なくとも 5 年に 1 回）

油層における CO2 分布の範囲と圧力上昇の有無の検査・モニタリング

地表大気あるいは土壌ガスのモニタリング（UIC Program Director が要求した場合、

頻度はベースラインデータにより設定）

(3) 操業後のモニタリング

UIC Program では 50 年間以上のモニタリングが求められている。ただし、モニタリング

期間は、地下水源に影響をおよぼさないと認められた場合、短縮が可能である。実際にイリ

ノイ州で実施されている CCS プロジェクトは、モニタリング期間を 50 年から 10 年に短縮

することが認められている。

また、米国のエネルギー省（US Department of Energy, DOE）は、圧入後 5 年間は油層圧力

のモニタリングを行うことを推奨している。

JCM の観点から必要なモニタリング項目 2.3

平成 27 年度調査では JCM の観点から必要なモニタリングについて検討した。検討したモ

ニタリング項目は大きく二つに大別される。1 つは排出削減量を算出する為のモニタリング、

もう 1 つは CO2 リークを検知する為のモニタリングである。本章では CO2 リークのリスク

を 小化する為のモニタリングを検討している為、後者について以下に記す。

表 2-5 平成 27 年度調査で検討したモニタリング項目

モニタリング項目 頻度 モニタリング機器

地上設備

流量、圧力、温度、 毎日 流量計、圧力計、温度計

成分分析 定期的 クロマトグラフ

腐食モニタリング 定期的 ケミカルテスト

4 坑井周辺の浸透率、スキンファクターを算出する為の試験。場合により断層の存在の検知も可能

（JOGMEC 用語辞典）。

10

地上 地上での CO2 濃度 必要に応じ実施 濃度計

坑井

圧入 CO2 量、成分 毎日 流量計、クロマトグラフ

チュービング圧力、アニュ

ラス圧力

毎日 圧力計

生産流体中の CO2 濃度 定期的 濃度計

圧入井、生産井のセメン

トの健全性の評価

必要に応じ

CO2 圧入前に一度実施

セメントボンドログ（CBL-VDL5）

や USI 検層6

油層 圧入 CO2 の分布 必要に応じ実施 検層、坑井間トモグラフィ、地震

探査

2.3.1 地上設備からのリークに対するモニタリング手法

通常の原油生産における生産流体、圧入流体の計量、流体成分分析、生産機器、圧入機器

の圧力、温度のほか、必要に応じて腐食速度を測定するテストクーポン法あるいは流体中の

腐食による鉄分濃度を測定するアイアンカウントによる腐食のモニタリングシステムを設

置する。

尚、これらは CO2 圧入中に行われるモニタリングであり、CO2 圧入終了後（油田閉鎖後）

地上設備は撤去されている為、地上設備からのリークの可能性は無く、モニタリングも必要

ない。

また、必要に応じ地上での CO2 濃度を測定する。

2.3.2 坑井からのリークに対するモニタリング手法

CO2 圧入前に、セメントの健全性（セメントが固化しており、ケーシングとセメント、

地層とセメントがそれぞれ密着している状態）を評価する為に、超音波を用いたセメントボ

ンド検層（CBL-VDL）あるいは Ultra sonic imager tool（USI）検層（Schlumberger 社の USI

等）で確認される。評価後、健全性が不十分な場合にはスクイズセメンチング7が行われる。

CO2 圧入中は、油井の坑口圧力、坑口温度、チュービングとケーシングの間の圧力（外

圧）、チュービング圧（内圧）が定常的にモニタリングされる。また、圧入井、生産井では、

圧入量、生産量（原油、ガス、水、ガス中の CO2 濃度）もモニタリングされる。

CO2 圧入終了後は、油層圧力は上昇しない為（Jewell ら、2012）8キャップロックが破壊

されないこと、セメントは長期間に渡り地層からの CO2 のリークを防止できること（Zhang

ら、2011）9、坑井の廃坑が適切に実施された場合、安定的に地層中に貯留されることが確

5 Cement Bond Log and Variable Density Log の略 6 Ultra Sonic imager tool 検層の略 7 スクイズセメンチングとは、ケーシングや地層とセメントの間に隙間が生じている場合に、隙間にセメ

ントを圧入することである。 8 S. Jewell, B. Senior, 2012, “CO2 Storage Liabilities in the North Sea, An Assessment of Risks and Financial Consequences,” Summary Report for DECC 9 M. Zhang, S. Bachu, 2011, “Review of integrity of existing wells in relation to CO2 geological storage: What do

11

かめられていること（NETL、2010）10から、モニタリングは必要ない。

2.3.3 油層からのリークに対するモニタリング

CO2 圧入にともなう圧力挙動および、CO2 の分布挙動を把握するため、CO2 圧入中は下

記の項目についてモニタリングを行う。尚、モニタリングと併せ、シミュレーションによる

油層の圧力挙動予測、CO2 分布状況予測を行う。

(1) 油層圧力のモニタリング

シミュレーションモデルで予測した油層挙動と CO2 圧入時の実際の油層の挙動がマッチ

しているかどうかを評価するため、圧入井、生産井、観測井で適宜坑底圧力を測定し、油層

挙動を評価する。

(2) 圧入井、生産井、観測井における生産流体中の CO2 濃度のモニタリング

シミュレーションモデルで予測した CO2 の分布を把握するため、圧入井、生産井、観測

井では、生産流体中の CO2 濃度を定期的に測定する。

(3) 圧入井における圧入 CO2 分布のモニタリング

通常、油層は浸透率の異なった層が積み重なって構成されている（layering）。このような

状況下で、圧入井に CO2 を圧入すると各層準における圧入量が、浸透率、各レイヤーの層

厚で異なってくる。各層準に圧入された CO2 分布を測定し、シミュレーションモデルの予

測に反映させるため、CO2 圧入井で検層（油層中の CO2 分布を測定する中性子検層 、TDT

検層 、VSP 検層 ）を実施する場合もある。

(4) 震探による油層内 CO2 分布のモニタリング

油層に分布する CO2 を評価するために、4D 震探（3D 震探を定期的に実施する方法）を

実施する場合もある。ただし、震探にかかるコストは非常に高い（陸上の場合、20 万 USD/km2

程度）ことから、巨大油田での EOR 以外では、ほとんど実施されない。

2.3.4 操業後（CO2 圧入終了後）のモニタリング

前述の通り、平成 27 年度調査の検討結果では、操業後のモニタリングは必要ないと結論

付けている。

他国での基準及び JCM の観点から必要なモニタリング項目の比較 2.4

前項までの調査結果を踏まえ、欧州、米国の廃坑基準、JCM におけるモニタリング要求

we know?,” International Journal of Greenhouse Gas Control, Volume 5, Issue 4, pp. 826-840 10 2010, “Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery,” National Energy Technology Laboratory, U.S. Department of Energy

12

項目の比較結果を下表に纏める。

表 2-6 各国のモニタリング要求項目比較

候補となるモニタリング機器 2.5

2.5.1 機器一覧

通常の原油生産の際に実施する圧力、温度、流量、産出量、流体成分のモニタリングに加

えて、CO2-EOR、CCS 実行の際（CO2 圧入中）に必要なモニタリング項目とこれらの各項

目に対するモニタリング手法を下記の表に示す。

表 2-7 CO2-EOR 及び CCS 実行の際に必要なモニタリング項目とその手法

No. 必要なモニタリング項目 モニタリング手法

1 腐食モニタリング

圧力・温度変化からの腐食によるリークの検知

テストピース・腐食クーポンによる腐食進行の検知

電気化学・抵抗測定

2 圧入井、生産井のセメント

の健全性の評価

検層（CBL, CET, USI, CPET など）

セメント内に光ファイバーを設置し温度、圧力、応力変

化の検知

モニタリング機器 EU US JCM坑井のセメントの健全性 CBL-VDL、USI △ ○ △チュービング圧力、アニュラス圧力、ケーシング圧力

圧力計 △ ○ ○

各坑井の原油比重 比重計 × × ○各坑井におけるガス中のCO2濃度

ガスクロマトグラフ／濃度計 × × ○

坑内機器の腐食アイアンカウント、テストクーポン

△ ○ ○

坑底圧力及び温度 圧力計、温度計 △ × ○坑井近傍の水飽和率 Pulsed neutron log △ × ×

ギャザリングライン、生産設備

腐食アイアンカウント、テストクーポン

× × ○

CO2圧入設備圧入圧力及び温度、圧入量、圧入流体のCO2濃度

圧力計、温度計、流量計、ガスクロマトグラフ／濃度計

△ ○ ○

セパレーター圧力、温度、ガスと流体の分離量、分離したガスのCO2濃度

圧力計、温度計、流量計、ガスクロマトグラフ／濃度計

× × ○

その他機器 圧力、温度、流量 圧力計、温度計、流量計 × × ○隆起 Tiltmeter, InSar △ × ×CO2濃度 濃度計 △ ○ △

植生への影響Hyperspectral、Multi-SpectralImaging

△ × ×

坑井間トモグラフィ4D地震探査Permanent ReservoirMonitoringVSP検層マイクロサイスミックフォールオフテスト

貯留層の上部帯水層

遮蔽層より上部の地化学的変化及び地下水の水質の定期的モニタリング

サンプリング、地化学調査 × ○ ×

欧州：European Committeeにより提唱されているモニタリング項目 ○ 必要US： Underground Injection Control Class VI programで要求されているモニタリング項目 △ 必要に応じ実施JCM：平成27年度調査で作成した方法論ドラフトにおいて要求しているモニタリング項目 × 不必要

×

対象

地上設備

地上

地下

貯留層圧入したCO2の分布 △ ○ △

坑井

断層あるいはキャップロックへのリーク検知

△ ○

13

3 CO2 の圧入による油層内の原油飽和率の変化 検層（RST, APS, ECS など）

4 圧入した CO2 の分布

シミュレーションモデルによる CO2 移動の予測

坑井間トモグラフィ

4 次元地震探査

貯留層連続モニタリング（PRM）

マイクロサイスミック

5 地上の CO2 濃度（地上へのCO2 リーク） 地表 CO2 濃度計

6 地表形状の変化のモニタリング 地表変形調査（InSAR, tiltmeter）

(1) 腐食モニタリング

油ガス田やパイプラインなど石油関連設備での防食のためには、適切なケーシング・チュ

ービングなどの材質選定、中和剤や防食剤の注入、犠牲陽極などの電気防食法（陰極防食法

（Cathodic Protection）や陽極防食法（Anodic Protection））が実施される。さらに、定期的な

腐食モニタリング手法として、テストピース・腐食クーポンや電気化学・抵抗測定など多種

にわたるモニタリング手法が確立されている。坑井内のケーシング・チュービングの定期的

な腐食モニタリング手法としては、CPET (Corrosion Protection Evaluation Tool）などの電気

検層も行われる（近年では、高感度の腐食モニタリングセンサーやプローブ式腐食モニタリ

ング技術などを用いて腐食をリアルタイムで監視、データの解析を行って予防的防食管理を

行うオンライン防食システムの開発も試みられている。）。

(2) 圧入井、生産井のセメントの健全性評価

圧入井・生産井のセメントの健全性の評価のためには、定期的な検層に加え、光ファイバ

ーによる連続的な温度・圧力・応力変化の検知も研究・実証されてきている。検層種目とし

ては、音波を用いた CBL（Cement Bond Logging）、CET（Cement Evaluation Tool)や USI

（Ultra-Sonic Imager）などがある。また、光ファイバー FBG（Fiber Bragg Grating）歪セン

サーや温度・圧力センサーを用いて坑井内のケーシングセメントの変形を連続的にモニタリ

ングする技術も実証化されている。

(3) CO2 の圧入による油層内の原油飽和率の変化

CO2 の圧入による油層内の原油飽和率の変化は 3 次元油層シミュレーションモデルによ

って予測が行われるが、実際の原油飽和率の変化は坑井における検層によって観測される。

検層機器としては、RST（Reservoir Saturation Tool）、APS（Accelerator Porosity Sonde）ECS

（Elemental Capture Spectroscopy）など熱・熱外中性子線（thermal/epithermal neutron）を用

いて Sigma（Neutron Capture Cross Section）、水と比較した水素原子密度の比率（Hydrogen

Index）、ニュートロン孔隙率、ガス検知効果（gas excavation effect、ガスによるニュートロ

ン孔隙率・水素原子密度の低下）、及び、中性子線の原子核への吸収・衝突により発生する

ガンマ線スペクトルを計測し、原油飽和率を含めた油層性状を測定する。

14

(4) 圧入した CO2 の分布

圧入した CO2 の分布については、3 次元油層シミュレーションモデルによって予測が行

われる。実際の CO2 分布のモニタリングには、油層を通過する弾性波の速度を精度よく測

定する坑井間トモグラフィが も有効と考えられるが、この手法では坑井間での CO2 分布

把握が主な目的となる。より広く CO2 分布を把握するためには、CO2 圧入前に 3 次元地震

探査を行い、CO2 圧入開始後に時間をおいて繰り返し 3 次元地震探査を行ってデータの比

較を行う、いわゆる 4 次元地震探査が行われる。近年では、地表付近に受信計を埋設、もし

くは、海底に受信器ケーブルを常設し、短い間隔でバイブロサイス（陸上震源）やエアガン

（海上震源）を用いて地震探査を行う、いわゆる貯留層連続モニタリング（PRM, Permanent

Reservoir Monitoring）も行われている。常設された受信計を用い、受動的に微小振動を観測

し、CO2 圧入に伴う地下での割れ目の発生や油層の物性変化を検出する技術（マイクロサ

イスミックなど）も CO2 分布のモニタリングに有効な手法と考えられる。

名古屋大学のグループや日本原子力研究開発機構東濃地科学センターが中心となり、地震

予知や活断層の調査を目的に、正確な時刻同期を用い信号周波数を精密に制御した能動的監

視システムとして開発・研究が進められてきた ACROSS 震源と常設された受信計を用いた

PRM 技術の実証試験がカナダ Aquistore CCS プロジェクトで行われている。本プロジェクト

では、震源信号の再現性はすでに立証されており、CO2 移動のモニタリングにおける有効

性実証の段階にある。

(5) 地上の CO2 濃度（地上への CO2 リーク）

地上への CO2 リーク検知については、中外テクノス（株）が CO2 地上漏洩常時監視シス

テム（CEEMS）を開発し、ACROSS システムと同じくカナダ Aquistore CCS プロジェクト

で実証試験が行われている。本システムでは、太陽光発電による独立電源ユニットを装備し

た CO2 濃度観測ステーションを多数設置し、観測データを無線通信で送信することにより、

CO2-EOR/CCS 事業地における地上への CO2 リーク検知を目的とした CO2 濃度の多点観測

が行われている。

(6) 地表形状の変化のモニタリング

InSAR （Interferometric Synthetic Aperture Radar）は衛星からの 2 つの合成開口レーダー画

像を用いて、干渉処理により地形の標高や変動量を求める技術であり、CO2 ガス圧入に伴

う地表変形の検知の有効性は、アルジェリアの Salah CCS プロジェクトにおいて実証され

ている。地表変形の検知には、火山活動や地滑りのモニタリングにも使われている傾斜計

（tiltmeter）の利用も検討されている。

2.5.2 本邦モニタリング機器

日本において開発が行われている CO2-EOR/CCS モニタリング技術・機器としては下記の

ものがある。これらの技術は、まだ技術開発・実証化段階ではあるが、メキシコにおける

CCS プロジェクトにおいても、有効なモニタリング手法となりうることから、その積極的

な活用が望まれる。

15

光ファイバー（FBG, Fiber Bragg Grating）による地層の温度・圧力・ひずみ・変形監

視システム

地球環境産業技術研究機構（RITE）では、深度方向に連続的に測定できる分布

型光ファイバーを用いて圧入中の変形を監視する技術開発を行っている。

アクロス震源による PRM システム

精密に制御した一定の地震波を発生させることで、地下構造の時間変化を連続的

に解析する。JOGMEC がカナダにおいて実証試験を行っている。

地上での CO2 ガス量の検知

中外テクノス（株）による地上での CO2 ガス量の検知システムで、多地点に CO2

ガス量を検知するセンサーを設置し、無線で情報伝達を行うことで広いエリアの

データを集取する。カナダの CO2-EOR プロジェクトにてパイロット試験実施中

である。

InSAR（レーダー)による地表変化のモニタリング

衛星からの 2 つの合成開口レーダー画像を用いて、干渉処理により地形の標高や

変動量を求める技術で、宇宙システム開発利用推進機構（Jspacesystems）、リモ

ート・センシング技術センター（RESTEC）によって CCS 事業地での地表変形

変動の検知実証が行われている。

その他、マイクロサイスミック、坑井間トモグラフィなどの技術開発・研究も行われてい

る。

16

3． 廃坑計画と廃坑基準の調査

本章では、各国の廃坑基準に関する調査結果について述べる。

各国の廃坑基準について 3.1

石油、ガスの生産井は、生産の停止、油田の廃山に伴い廃坑されるが、その廃坑の方法に

ついては各国が基準を設けている。下表に主な国の廃坑基準を示す。

表 3-1 各国の廃坑基準

国 州 廃坑基準

デンマーク A Guide to Hydrocarbon Licenses in Denmark

フランス Article 49 (part of Degree No. 2000-278 (RGIE,

2000)

ノルウェー NORSOK Standard D-010

オランダ The Mining Legislation and of the Working

Conditions Regulation

英国 Guidelines for the Suspension and Abandonment of

Well by UKOOA

オーストラリア

Western Australia Schedule of Onshore Petroleum Exploration and

Production Regulation-1991

Queensland Petroleum and Gas (Production and Safety)

Regulations 2004

カナダ Alberta The Well Abandonment Guide Described in Directive

20 of the Energy Resources Conservation Board

中国 Control Rules on offshore Oil Well Abandonment

Operations of the People’s Republic of China

日本

Well Abandonment Regulations by the Japanese

Ministry of Economy, Trade and Industry（鉱山保安

法）

米国

US EPA Regulations on Plugging and Abandoning

Injection Wells for Class II wells

API guidance

Alaska The Alaska Administrative Code

California Section n1723 from the California Code of

Regulations

Texas Rule 3.14 from the Texas Administrative Code

International

Conventions

London Convention 1972 and 1996 Protocol OSPAR

Convention

上記の廃坑基準のうち、主要な石油産出国である英国、ノルウェー、米国の廃坑基準につ

いて述べる。

17

3.1.1 英国の廃坑基準

英国の廃坑基準は陸上の坑井、海洋の坑井で異なるが、より厳しい基準が定められている

海洋の坑井の廃坑基準について述べる。UK Offshore Operations Association（UKOOA）は、

1995 年に Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment により、海洋の坑井の

廃坑基準を定めた。

坑井の廃坑の目的は、炭化水素の胚胎層、帯水層を遮断して、流体が上部の海洋、あるい

は地上に流出することを防ぐことであり、そのために、坑内に設置する恒久的遮断バリアー

の要件として、

恒久的遮断バリアー用材料

恒久的遮断バリアーの数

恒久的遮断バリアーの健全性の確認

廃坑に対する考慮

がこの基準に記載されている。以下はその内容である。

(1) 恒久的遮断バリアー用材料

廃坑の恒久的遮断バリアー用材料は下記の性状を有していなければならない。

遮断バリアーは、流体が通過しないよう極めて小さい浸透率であること

長期間劣化しない材料であること

流体、ガス（CO2, H2S 等）で劣化しないこと

坑井の温度、圧力への耐性を有していること

ケーシングと地層間において収縮がないこと

遮断バリアー用の材料としてはセメントが使用されるが、その補助材料として、ブリッジ

プラグあるいは高粘性ピル（泥水）も使用される。

(2) 恒久的遮断バリアーの数

地層中の浸透性の層が炭化水素の胚胎層、高圧層、あるいは水層の場合、少なくとも 2

つの恒久的遮断バリアーを地層と地上、あるいは海底面の間に設置しなければならない。

(3) 恒久的遮断バリアーの要件

恒久的遮断バリアーの位置 1）

1 番目のバリアー（Primary barrier）は油層、ガス層のできるだけ直上に設置する。その場

合、ケーシングあるいはライナーのセメントとオーバーラップしていなければならない。2

番目のバリアーは 1 番目のバリアーのバックアップであり、その位置は、ケーシングのセメ

ントの状況による。

18

図 3-1 遮断用バリアーの位置

出所）Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment より抜粋

図 3-2 遮断用バリアーの位置

出所）Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment より抜粋

恒久的遮断バリアーの位置は、実際の地質状況、すなわち浸透性のゾーン、キャップロッ

19

クの位置によって決定される。図 3-2 では Sandstone A, B が浸透性のゾーンで、キャップロ

ック L が油層（Reservoir）の圧力を保持できず、キャップロック K が Sandstone B の圧力を

保持できない場合であり、その結果、2 つの恒久的遮断バリアーが設置されている。

遮断用バリアーの長さ 2）

遮断用バリアーの長さは、セメンチングの良好な長さとして 100ft が必要とされており、

一般には、500ft の遮断用バリアーが設置される。ケーシング外のセメントの良好な部分は

ケーシング内のセメントプラグと少なくとも 100ft 以上オーバーラップさせる。もし、二つ

の浸透性のゾーンを一つのセメントプラグで遮断する場合は、以下の要件を満たす必要があ

る。

セメントコラム（良好なセメント部分）の長さは 200ft 以上で、一般には 800ft 以上

必要である。

ケーシング外のセメントの良好な部分はケーシング内のセメントプラグと少なくと

も 100ft 以上オーバーラップさせる。

図 3-3 遮断用バリアーの長さ

出所）Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment より抜粋

廃坑の一例を図 3-4 に示す。

20

図 3-4 坑井の廃坑例

出所）Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment より抜粋

(4) 恒久的遮断バリアーの健全性の確認

恒久的遮断バリアーの健全性は、設置される深度及びそのシーリング能力及び個々の坑井

の条件で判断される。

セメントバリアー 1）

セメントバリアーの健全性は次によって確認される。

セメントジョブ作業記録（ポンプ量、ポンプ圧力、リターン量、ピル等）。

セメントスラリーの強度の確認。ジョブ前の事前テストのほか、ジョブ中のサンプル

を採って参考とする。

セメントトップにパイプを接することによるセメントトップの位置の確認。

セメントバリアーに対してバリアー以深の圧入圧力より 500psig 以上高い圧力で、圧

力テストを行う。ただし、ケーシング外の 1 次セメントにダメージを与える圧力以下

でなければならない。

廃坑後に想定される 大差圧によるインフローテストを行う（インフローテストの概

要については Oil & Gas UK Well Integrity Guideline に記載があるがここでは割愛す

る）。

21

ケーシングアニュラスセメント 2）

ケーシング背後のアニュラスセメントのトップの位置（TOC: Top of Cement）を確認しな

ければならない。TOC の確認は次のいずれかで実施する。

検層（Cement Bond Log, 温度検層、音波検層、その他）による確認

セメンチング作業記録（ポンプ量、セメンチング作業の間のリターン量、差圧等）に

よる確認

セメントのシール能力は次の記録で確認される。

検層（Cement Bond Log, 温度検層、音波検層、その他）

坑井の外圧（Production Casing 外側の圧力）の異常の有無

ケーシングシューをドリルアウトした時のリークオフテスト結果

セメンチング作業の異常の有無

セメンチング作業のリードセメント（Lead Cement）、テールセメント（Tail Cement）

の比重、ケーシング外圧力の状況等

上記の情報から結論を出せない場合は、検層の実施、あるいはスクイズセメンチング等を

検討する必要がある。

セメントバリアーの健全性に関するガイドラインを表 3-2 に示す。セメントバリアーの

種類毎に設置場所、シール能力の確認方法が記載されている。

22

表 3-2 セメントバリアー健全性評価のガイドライン

23

出所）Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment より抜粋

(5) 廃坑に対する考慮

下記に、主な場合について述べる。

水平坑井 1）

基本的に廃坑方法は、垂直井と変わらない。水平坑井の廃坑の例を下図に示す。

図 3-5 水平坑井の廃坑例

出所）Oil & Gas UK Guidelines for the Suspension and Abandonment より抜粋

24

高温高圧の坑井 2）

高温高圧の坑井の廃坑の場合、1 次セメントバリアーに関しては、温度による劣化を考慮

しなければならない。

地層流体が CO2 を含む場合 3）

このガイドラインは CCS を想定したものではない。CO2 濃度が高い場合、CO2 がセメン

ト、メカニカルプラグに影響を与える可能性がある（なお、CO2 がセメントに影響を与え

る可能性については後述する）。

坑内機器 4）

坑内機器は、廃坑がこの基準に則っている場合は、除去しなくても良い。

コントロールライン、ESP ケーブル、ゲージケーブル 5）

坑内のコントロールライン、ESP ケーブル、ゲージケーブルはリークの原因となることか

ら、撤去しなければならない。

3.1.2 ノルウェーの廃坑基準（NORSOK スタンダード）

NORSOK スタンダードは坑井の健全性確保を主目的に制定されており、その適用範囲は

坑井からの流体を生産するライフサイクル（坑井の掘削、仕上げ、坑井テスト、生産、ワイ

アーライン作業、ポンピング作業、坑井のサスペンション、廃坑等）全般である。下記に

NORSOK に記載されている廃坑基準について述べる。

(1) ウェルバリアー

ウェルバリアーの機能と目的 1）

坑井の廃坑に際しては、坑井内への流体の流入を考慮する必要がある。1 次バリアー、2

次バリアー、あるいはその他のバリアーの機能、目的を次に記す。

25

表 3-3 セメントバリアーの機能と目的

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

ウェルバリアーの位置 2）

ウェルバリアーは坑内への流体の流入の可能性のある層にできるだけ近い位置に設置す

る。1 次バリアー、2 次バリアーは、バリアーのベース面での地層のフラクチャー圧力が地

層からの流入圧力より大きくなる深度に設置する。

バリアーの材料 3）

バリアーの材料は長期間にわたってバリアーが接する環境（温度、圧力、流体性状等）と

荷重に対応できる材料でなければならない。

(2) 恒久的な廃坑

廃坑する場合、長期的な視点でウェルバリアーを設置しなければならない。油層、ガス層、

あるいは流出の可能性の地層がある場合は、2 つのウェルバリアーが必要である。

ウェルバリアーの要件は次のとおりである。

浸透性がないこと。

長期間にわたって健全性を有すること。

縮小しないこと。

脆弱でないこと、荷重、衝撃に耐性があること。

H2S、CO2、 炭化水素に耐性があること。

ケーシングとの接着が確実にあること。

メカニカルプラグは、セメントにより補強されていない場合、恒久バリアーとは認め

られない。また、メカニカルプラグのシールエレメントは恒久バリアーとならない。

坑井の全体がセメントされていること。図 3-6 の右の図のようにケーシングセメン

26

トのみの場合、垂直方向の応力には対応可能であるが、水平方向の応力には対応が出

来ない為、図 3-6 の左の図のように、ケーシングセメントに加えセメントプラグも

必要である。

図 3-6 ケーシングセメントによる遮断

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

坑内機器はウェルバリアーの要件を満足する場合、撤去する必要は無い。

コントロールケーブル、その他のケーブルは垂直方向のリークの可能性があるので撤

去すること。

同じ圧力範囲にある多層油層あるいは削孔部が、ウェルバリアーで遮断されている場

合は、一つの油層として 1 次バリアー、2 次バリアーを設置すること。

図 3-7 単一油層としてバリアーを設置する例

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

(3) ウェルバリアーの様々な例

次に、ウェルバリアーの例を示す。

27

オープンホールの廃坑例 1）

図 3-8 オープンホールの廃坑例

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

28

搾孔部がある場合の廃坑例 2）

図 3-9 搾孔部がある場合の廃坑例

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

29

スロッティドライナーあるいはサンドスクリーンのある多層仕上げの廃坑例 3）

図 3-10 スロッティドライナーあるいはサンドスクリーンのある多層仕上げの廃坑例

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

30

2 つ以上の層がある場合の廃坑例 4）

図 3-11 2 つ以上の層がある場合の廃坑例

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

図中の表で Table 22，Table 24 は 以下の表を示している。Table 22 ではケーシングセメン

トに関してその密閉性を担保するという観点からその要求事項、許容条件等を規定しており、

31

Table 24 では同様に、セメントプラグに関して規定している。

表 3-4 図 3-8~図 3-11 に示されている Table 22 の表

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

32

表 3-5 図 3-8~図 3-11 に示されている Table 24 の表

出所）NORSOK standard D-010 より抜粋

3.1.3 米国の廃坑基準

米国では、環境保護庁（Environmental Protection Agency（EPA））が圧入井に関する廃坑に

関する法律を定めている。また、米国石油協会（American Petroleum Industry （API））は坑

井全般の廃坑に関する規格を定めており、より詳細な廃坑手順が記載されている。

(1) 環境保護庁（Environmental Protection Agency(EPA)）

EPA は圧入井を次の 5 つのクラスに区分し、それぞれのクラスについて基準を定めてい

る。

33

クラス I ：工業用排水、都市排水を飲料用帯水層（USDW, Underground Source of

Drinking Water）以下の深度に圧入する坑井

クラス II ：油ガス田の坑井で、EOR あるいは天然ガスの貯蔵用の圧入井

クラス III ：鉱物抽出用の流体を圧入する坑井

クラス IV ：有害物質あるいは放射性物質を USDW の 1/4 マイル以内の地層にす

る坑井。クラス IV の圧入井は撤去される。

クラス V ：上記のカテゴリーにない圧入井

クラス VI ：CO2 貯留用の圧入坑井

以下は、クラス VI の坑井の廃坑手順である。

(1) 廃坑の実施の 60 日以前に EPA へ廃坑の実施を通告し廃坑計画の承認を受ける。

(2) 廃坑する坑井内の流体の洗浄、坑底圧力の測定、坑井の健全性のテストを実施する。

(3) 廃坑のプラギングをセメントプラグにて実施する。

セメントの設置場所 1）

セメントの設置場所は、EPA に提出する廃坑計画に記載する。連続したセメントプラグ

を実施する必要は無いが、貯留層と USDWs（Underground Sources of Drinking Water：飲料用

の地下水源）の間を流体が導通する事を防ぐ為にプラギングしなければならない。具体的に

は、貯留層の上部、各飲料用の帯水層の上部及び下部、ケーシング下部、Across any casing

stubs (pulled casing sections)、地表面である。また、セメントの長さについては、帯水層

（USDWs）下部から 100ft 以上の長さであることが推奨される。

34

図 3-12 UIC Class VI で推奨される廃坑のイメージ

出所）EPA、「Underground Injection Control (UIC) Program Class VI Well Plugging, Post-Injection Site Care, and

Site Closure Guidance, 2016

セメントプラグの材質 2）

セメントプラグの材質については、API や ASTM の規格に従うことが推奨されている。

次項にて API の廃坑規格概要について述べる。

(2) API（American Petroleum Institute）

米国の廃坑規格は 1930 年以降に規定されたが、その後 API（American Petroleum Institute）

が、1952年に坑井に使用するセメントを坑井の深度別に 8クラスに区分することによって、

大幅に更新された。

35

表 3-6 API セメント区分

出所）Plugging and Abandonment of Oil and Gas Wells：National Petroleum Council , Operations and Environment

Task Group の報告書より抜粋

その後も随時、廃坑規格は更新され、API をベースに各州がバリアーの長さ、バリアーの

材質等について、独自の基準を付加的に設けている（表 3-1 参照）。

恒久的バリアー 1）

恒久的バリアーの設置に関しては、地質及び流入流体の性状を考慮し、次に要件を満たす

必要がある。

予想される 大荷重に耐えること

圧力、温度、機械的応力に耐えること

外部への炭化水素の流出を防ぐこと

恒久的バリアーの数 2）

恒久的バリアーの数は遮断する炭化水素層の状況により変わってくるが、地層からの炭化

水素の流入予想される場合は、1 次バリアー、2 次バリアーを設置する。

3.1.4 CO2-EOR における坑井の健全性、SACROC の例

SACROC 油田は米国テキサス州の西側、Permian 堆積盆の北東に位置している。本油田は

1952年に開発が開始され、その後 1972年からCO2-EORを実施してきた。CO2-EORの結果、

油層中に貯蔵された CO2 の量は 68 百万トン以上である。本油田に対して Carey らは 2007

年に CO2 によるセメントの劣化状況を調査するため、坑井 49-6 から Side core sample を取

得した。坑井 49-6 は 1950 年に掘削され、1972 年より 10 年間生産井、7 年間 CO2 圧入井と

36

して稼働し、2007 年までに 30 年間 CO2 と接触してきた。

下記は同坑井のセメントサンプルに関する諸元である。2 つのサンプルが採取され、サン

プル No. 1 は CO2 圧入層の 10-12ft 上部から取得したもの、サンプル No. 2 は CO2 圧入層の

1,400ft 上部から取得したものである。

表 3-7 SACROC セメントサンプル諸元

出所）Summary of Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery(CO2-EOR) Injection Well Technology より抜粋

このサンプルから Carey らは次のような観察結果と考察を得るに至った。

両セメントサンプルとも 0.1md 程度の空気浸透率のオーダーであり、大量の CO2 リ

ークを起こさない。

CO2 圧入層の 10~12ft 上部のサンプル No.1 はケーシング-セメント間、ケーシング-

シェール間に沿って CO2 の移動が認められたが、セメント内での移動は認められな

かった。CO2 圧入層の 1,400ft 上部のサンプル No.2 では CO2 の移動はなかった。

酸への耐性が無いにも関わらず、50 年経過し、CO2 に 30 年間曝されていても、初期

の状態を維持していた。

CO2 の移動量について、正確に不明ではあるが、30 年で少なくとも 12ft 移動したと

推測される。ただし、0.1md 程度では大量の CO2 の移動を起こさない程度のシール

能力があると言える。

ケーシングは若干の腐食がみられるが、良好な状態であった。

37

図 3-13 坑井 49-6 から採取されたケーシング、セメントのサンプル

出所）Long Term Integrity of CO2 Storage–Well Abandonment より抜粋

以上から、Carey らは SACROC 49-6 坑井は 30 年間の CO2 接触環境において坑井の健全

性を保持したと結論している。この結論は天然 CO2 の生産井に関する Crow ら（2008 年）

の評価と同じである。

EPA の廃坑基準では CO2-EOR や CCS における廃坑の手順等については規定されている

が、セメントの材質については明確に規定されていない。また、API や ASTM の規格も貯

留層の種類ごとにセメントの材質について規定しているが、CO2-EOR や CCS を実施する場

合の規定は明確には存在しない。Carey 及び Crow らのスタディ結果に基づけば、CO2-EOR

や CCS を実施する場合においても、EPA、API 及び ASTM に規定されている油ガス田の坑

井の廃坑基準が適用可能と推察できる。

まとめ 3.2

各国の廃坑基準を比較した結果、以下の点が確認できた。

遮断バリアーについては 1 次バリアー、2 次バリアー、3 次バリアーの設置が求めら

れており、設置場所、バリアーの長さについて規定されている。

米国 SACROC CO2-EOR プロジェクトにおける CO2 によるセメントの劣化状況の調

査によれば、1972 年から 30 年以上 CO2 と接触しているセメントは、通常のセメン

ト（酸への耐性を特別に考慮していないセメント）でありながら、CO2 による劣化

は発生していない為、通常使用されるセメントであればメキシコにおいてもセメント

の CO2 による劣化は起こらない。

従って、CCS プロジェクトにおいて、各国の廃鉱基準にて進めることで問題ないと考え

られる。

38

4． CO2 による腐食対策の調査

CO2-EOR/CCS における腐食対策は、CO2 パイプライン圧入設備、生産設備、坑井、生産

流体のパイプライン、昇圧設備等、流体中に CO2 が混在するすべての機器、装置に対して

考慮されなければならない。石油鉱業では、生産流体中に腐食性成分（CO2, H2S 等）が含

まれる場合の腐食対策に関して、オイルメジャーを含む各石油会社は独自の基準を設定して

いる。本章では、坑井、生産設備、パイプライン等の腐食対策について、石油鉱業における

通常の腐食対策を記述した。

石油鉱業の腐食に関する一般的な基準 4.1

腐食を引き起こす主な要素は、

流体に含まれる腐食性成分、 CO2, H2S, O2 等

流体の水分

であり、腐食速度に影響を与える主な要素は、

流体の流量、フロー形態

流体の温度、圧力

流体中のソリッド分

流体中の水に含まれる有機酸、pH

流体の処理、輸送に用いる設備の材質

である。

腐食対策としては、

流体中の腐食成分の除去

材質による対策

腐食防止剤（インヒビター）による対策

コーティング、ペイントによる対策

が主なものである。どの腐食対策を用いるかは流体が流れる設備、温度、圧力等によって異

なる。以下に、石油鉱業の坑井、生産設備、パイプラインの腐食対策について述べる。

4.1.1 腐食評価モデルに基づく腐食速度の評価

腐食対策を検討するうえで、その腐食環境が設備に及ぼす影響を評価することが重要とな

る。オイルメジャーは腐食評価モデルを用いて、対象となる油ガス田の生産時の腐食速度を

評価し、坑井、生産設備、パイプラインの腐食対策を規定している。下記は各石油会社及び

大学の腐食評価モデルの例である。

39

表 4-1 石油会社及び大学の腐食評価モデル

出所）IFE/KRE-2009/003, Guideline for prediction of CO2 corrosion in oil and gas production systems より抜粋

腐食評価モデルは、腐食に影響を与える各種の要因（腐食成分とその濃度、pH、温度、

圧力、流体の流量とフロー形態等）を入力して、腐食速度（mm/yr）を評価し、材質選定、

インヒビター注入等による適切な腐食対策の検討を行うモデルである。

次に、石油鉱業における各設備の一般的な腐食対策について述べる。

4.1.2 坑井における腐食対策

坑井における腐食条件は、温度、圧力が高いことから腐食環境としては も厳しい条件下

にあると言える。坑井という特殊な環境、すなわち腐食が発生した場合、坑内の機器の入れ

替え作業が必要になることを考慮して、材質による腐食対策が一般的である。腐食性流体と

直接接触するチュービング、パッカー、ニップル類、坑口装置等に対して、生産流体の CO2,

H2S 濃度、温度、圧力を勘案して材質が選定される。

下記は、ノルウェーの基準である NORSOK Standard M-101 に記載されているチュービン

グ及び坑内機器の材質選定リストである。NORSOK M-101 によると、腐食性流体を扱う生

産井（生産流体中には必ず水分が含まれ、CO2 と接触して腐食性流体となる。）の材料選定

は 13Cr を基本として検討すること、とされている。

40

表 4-2 Material Selection for Wells

出所）NORSOK M-101 より抜粋

4.1.3 フローライン、ギャザリングライン

坑井から生産された流体は、フローライン、ギャザリングラインから生産処理設備に輸送

される。この段階では、生産流体から腐食性成分は除去されておらず、腐食環境にある。フ

ローライン、ギャザリングラインの腐食対策としては材質による方法、あるいはインヒビタ

ー注入による方法のどちらかの対策が取られる。耐腐食性材質は高価であることから、材質

としては炭素鋼を用い、インヒビター注入による腐食対策の方が一般的である。

4.1.4 生産設備

生産設備まで輸送された生産流体は、 初にセパレーターでガスと液体に分離され、ガス

はガス処理設備、液体は水分離設備に送られ、原油と水に分離される。セパレーターに入っ

41

た流体中の腐食性成分（CO2、H2S 等）はそのほとんどがガス中に含まれ、液体中に含まれ

る CO2, HS2 は微量となる。分離されたガスを生産物として販売する場合、ガス中の CO2,

H2S は（ガス量、CO2, H2S 濃度にもよるが）、化学吸収法、物理吸収法、膜分離法あるいは

その組み合わせにより除去される。販売ガス中の CO2 濃度、H2S 濃度に関しては、各国が

その基準を定めているが、CO2 濃度 3%以下、H2S 濃度 5ppm 以下としていることが多い。

なお、メキシコの場合は、CNH 技術ガイドラインの規定（表 2-2 参照）より、CO2 濃度 3%

以下、H2S 濃度 6mg/m3（約 4ppm）以下とする必要がある。

生産設備では、腐食成分を含む生産流体を受け入れるマニフォールド、セパレーター、酸

性ガス除去装置及びその間の配管の腐食環境が も厳しいと言える。腐食対策としては、各

機器、配管を耐腐食性の材質とする方法とインヒビター注入による方法があるが、腐食環境

が厳しい油ガス田では、耐腐食性の材質（CRA：Corrosion Resistant Alloy あるいはクラッド

鋼）が用いられることが多い。

原油生産の場合、セパレーター圧力は 100psig 以下であることが多く、分離されたガスも

低圧ガスである。分離されたガスから CO2, H2S を除去する場合、低圧ガスのままでは分離

設備の容量が大きくなり、また吸収剤の流量も大きくなることから、除去装置の前に昇圧設

備を設けるが、この昇圧設備でも通常、耐腐食性の材質が用いられる。

4.1.5 分離した CO2 の圧入設備

CO2-EOR では、濃度 95%以上の CO2 を圧入することが多い。米国での CO2-EOR では

CO2 ガス田からの CO2 をプロジェクトの初期段階から圧入しているが、CO2 ガス田からの

CO2 は脱湿されており、CO2 の輸送パイプライン、圧入用昇圧設備、圧入ラインに関して

は、特段腐食対策は必要ない。一方、生産流体から分離された CO2 を再圧入する場合は、

その腐食環境は厳しくなる。その対策としては、脱湿、材質選定、インヒビター注入等が挙

げられるが、既存の圧入設備において材質による腐食対策が取られていない場合は、腐食対

策のための追加設備の検討をしなければならない。

4.1.6 生産したガス、流体の輸送パイプライン

パイプラインの腐食対策を材質で行うことは、コストの面から現実的でなく、一般には、

インヒビターの注入とピグによる内部クリーニングにより腐食対策を行っている（なお、外

部腐食に対してはコーティング及び電気防食等の対策が別途必要となる）。

まとめ 4.2

石油鉱業における通常の腐食対策について調査した結果、以下の点が確認できた。

腐食対策には、流体中の腐食成分の除去、材質による対策、腐食防止剤（インヒビタ

ー）による対策、コーティング、ペインティングによる対策等があり、腐食評価モデ

ルを使用して、各設備での腐食対策方法を検討する。

坑井の腐食対策は、腐食発生時の坑内機器交換作業が必要になり、その分コストが増

42

加することから、Corrosion Resistance Alloy（CRA）の使用が一般的である。

CO2-EOR を実行する場合、生産井には水と CO2 が含まれる為、CRA の使用が

一般的である。

他方、圧入井に関しては、脱湿した CO2 を圧入する場合、腐食性流体では無い

ため、腐食対策は必要ない。

フローライン、ギャザリングラインの腐食対策は、インヒビター注入が一般的である。

生産設備では、腐食成分を含む生産流体を受け入れるマニフォールド、セパレーター、

酸性ガス除去装置及びその間の配管の腐食環境が厳しいことから、CRA の使用が一

般的である。

43

5． CCUS-Technology-Roadmap とメキシコにおける温暖化政策

CCUS Technology Roadmap 5.1

5.1.1 概要

メキシコエネルギー省（SENER）は、同国が地球温暖化対策の一つとして掲げる CO2 の

回収・活用・貯留（CCUS）の着実な導入の為、環境･天然資源省（SEMARNAT）・メキシ

コ石油公社（PEMEX）・メキシコ電力公社（CFE）・研究機関らと共に“CCUS Technology

Roadmap in Mexico”（Roadmap）を策定し、2014 年 3 月にこれを公表した。Roadmap の中心

施策は、メキシコの温室効果ガス（GHG）排出量の 19%を占める火力発電所からの CO2 回

収、CO2-EOR を活用した CO2 の地中貯留、及び CCUS 導入に伴う関連法規の整備などの

CCUS 導入・推進の為の公共政策であり、2020 年頃からの CCUS 商業化を目指している。

現在、エネルギー省と関係者は、世界銀行の協力を得ながら CCUS 導入に向けて取組んで

いる。主要施策の取組状況は以下の通りである。

5.1.2 CO2 の回収

Roadmap では、CO2 回収技術は 初に火力発電所に導入する計画である。パイロットテ

スト、実証プロジェクトと段階的に CO2 回収の実証実験を火力発電所において行い、商業

化に進む段階で他産業に CO2 回収を広げる計画である。これは、商業化段階に至る頃まで

に、CO2 回収コストや実施インセンティブ等、CO2 回収を普及させるに際しての課題が解

決していると想定している為である。

図 5-1 火力発電所からの CO2 回収の Roadmap

出所）SENER“CCUS Technology Roadmap in Mexico”

5.1.3 CO2 の活用・貯留

エネルギー省は、CO2 貯留案件に排出権プロジェクト制度を適用することにより、排出

権を創出することを検討している。CO2-EOR 案件も、EOR に活用後の CO2 を恒久的に油

44

田に貯留することにより排出権を創出することが可能である為、同省は、CO2-EOR 案件か

らの排出権創出に際して必要な検討事項の調査を世界銀行に委託した。調査報告書では、重

要なポイントとして、恒久的な CO2 貯留に適切な油田の選定や CO2 貯留の定期的なモニタ

リング・報告・検証（MRV）などを挙げており、特に MRV に関しては、リスクに合わせた

段階的対応を提案している。油層の圧力・温度・CO2 の挙動は常時モニタリングし、CO2

漏洩の可能性が判明した時点で油層の上部、次いで地表近くや地表へとモニタリング範囲を

広げる方法である。Roadmap においても、適切な CO2 のモニタリングは、CO2 の恒久貯留

の安全性を国民に示す、 も重要な点の一つと位置付けられている。

図 5-2 CCUS Technology Roadmap in Mexico（CO2-EOR）

出所）SENER“CCUS Technology Roadmap in Mexico”

5.1.4 公共政策

(1) 法規制

CCUS の導入に際して検討すべきもう一つの重要な点は、CO2 貯留のモニタリングや CO2

漏洩の責任を含む法規制である。エネルギー省は世界銀行の協力を得ながら、先行的に

CCUS の関連法規を導入した豪州・米国・カナダ・EU の事例を参考に、CCUS の実施にお

いて検討すべき法規制 38 項目を、現行のメキシコの法制度と照らし合わせて確認した。そ

の結果、以下の内容を主に、現行法の改正・追加が必要であることが確認された。

CO2 の分類（廃棄物、汚染物質、取引可能な商品、CCUS の為の CO2 など）

CCUS 活動への環境影響評価と環境影響評価時のパブリック・コメントの取得

小規模 CO2 排出者への排出量報告制度の適用拡大

CO2 回収・輸送・貯留活動の許認可や輸送条件（温度・量など）の規定

CO2 貯留は、一定期間・条件の下に責任はエネルギー省に移管し、土地も収用する

など

45

現在、メキシコ政府は、指摘事項をどのように現行法に反映させるかを協議しており、今

後 2 年程度をかけて、CO2-EOR の商業化までに法整備を完了する予定である。

46

表 5-1 CCUS 関連法規制に網羅すべき主要項目

出所）SENER “Development of a regulatory framework for carbon capture, utilization and storage in Mexico”

(2) 排出権の創出

メキシコ政府は、それ自体では収益性が低い CO2 の回収・貯留を促進する為、CCUS に

適切な MRV を適用して CO2 の恒久貯留を実証することにより、排出権を創出・販売する

ことを目指している。CCUS への排出権プロジェクト制度の適用は、プロジェクト終了後も

長期に亘る MRV が必要なことや、費用対効果が見合わないこと、実施国における法整備な

47

どの課題があり、これまでに世界で前例が無い。国連では、CCUS 案件に CDM11を適用す

る為のルールを作成してきたが、ルール検討のきっかけとなった 10 余年前の方法論申請以

降、具体的案件は無い。

2014 年 7 月、メキシコ政府と日本政府は二国間クレジット制度（JCM）に関する二国間

文書を締結し、CCUS プロジェクトへの JCM 適用に関する実現可能性調査を延べ 4 件（本

調査を含む）実施してきた。CO2-EOR 案件の方法論も既に検討されており、JCM 適用に向

けた準備は進んでいる。

メキシコ政府はまた、2018 年に排出権取引制度を導入し、将来は米国カリフォルニア州

やカナダ ケベック州・オンタリオ州の排出権取引制度とリンクすることを目指している（詳

細後述）。カリフォルニア州排出権取引制度では、American Carbon Registry（ACR）を含む

3 つの認証基準に合致する排出権を目標達成の為に使用することを認めているが、ACR で

は 2015 年 4 月に米国・カナダの油田への CO2 貯留に関する方法論を承認しており、今後、

同方法論の適用範囲がメキシコの油田に広げられ、且つ創出された排出権をカリフォルニア

州やカナダの排出権取引制度で使用することが承認された場合には、メキシコの CCUS 案

件から創出された排出権は北米の排出権市場に販売することが出来る。

図 5-3 CCUS Technology Roadmap in Mexico（公共政策）

出所）SENER“CCUS Technology Roadmap in Mexico”

11 CDM：クリーン開発メカニズム。国連気候変動枠組条約の京都議定書で認められた排出権プロジェクト

制度。

48

メキシコの気候変動政策 5.2

5.2.1 メキシコの GHG 排出量と削減目標

(1) GHG 排出量

メキシコの 2013 年 GHG 排出量は 665 百万 t-CO2e であった。この内、173 百万 t-CO2e は

森林により吸収された為、純排出量は 492 百万 t-CO2e となる。部門別では、運輸部門の排

出量が も多く 26.2%、次いで電力部門 19%、産業部門 17.3%、石油・ガス部門 12.1%と続

く。2013 年の GHG 排出量は 1990 年比 40%増加しているが、なかでもエネルギー起源の排

出量の伸び率は大きく、1990 年から 2010 年まで 63%増加した。また 2002 年から 2012 年ま

での GHG の年間平均増加率は 2.5%であったが、同期間の GDP の年間平均増加率が 2.4%で

ある為、同国の GHG 排出量の増加率は GDP に連動していると考えられるが、2012 年以後

2 年連続で GHG 排出量が減少しており、この傾向は変わりつつある。

図 5-4 メキシコの 2013 年 GHG 排出量の内訳

出所）UNFCCC“Mexico’s Climate Change Mid-Century Strategy”

49

図 5-5 メキシコの GHG 排出量の推移（1990-2012 年）

出所）UNFCCC“Mexico’s Climate Change Mid-Century Strategy”

(2) GHG 排出削減目標

メキシコは、2016 年 9 月にパリ協定（2020 年以降の気候変動対策に関する国連の新枠組

み。2016 年 11 月 4 日に発効）を批准した。同国は、2030 年までに GHG 排出量を、気候変

動対策を導入しなかった場合と比べて 22%、黒色炭素を同 51%削減、また海外からの技術

協力や資金支援等に関する国際合意がある場合には GHG 排出量を 36%、黒色炭素を 70%削

減することを目標に掲げている（気候変動対策を導入しなかった場合の 2030 年の排出見込

量は GHG が 973 百万 t-CO2e、黒色炭素 137 百万 t-CO2e である）。この目標の前提として、

2030 年には GDP 当たりの GHG 排出量は 2013 年比 40%削減、GHG 純排出量は 2026 年をピ

ークに減少に転じ，再生可能エネルギー電源や CCUS の活用によりクリーン電力が全体の

43%を占めることを想定している。

（単位：TgCO2e）

図 5-6 メキシコの 2030 年 GHG 排出削減目標（部門別） 出所）UNFCCC“Mexico/Intended Nationally Determined Contribution 2020-2030”

50

2016 年 11 月、“North American Climate, Clean Energy and Environment Partnership”を締結

する米国・カナダ・メキシコの 3 ヶ国は、2020 年までに国連への提出が求められている長

期目標をいち早く提出した。メキシコは2050年までにGHG排出量を2000年比50%削減し、

排出量を 313 百万 t-CO2e に抑えることを目標としている。

図 5-7 メキシコ、2050 年までの GHG 排出削減シナリオ

出所）UNFCCC“Mexico’s Climate Change Mid-Century Strategy”

5.2.2 具体的排出削減政策

(1) 概要

メキシコの気候変動政策の基本となるのは2012年10月に発効した気候変動に関する一般

法（General Law on Climate Change）である。同法は、競争力ある持続可能な低炭素社会の

実現を目指しており、具体的数値目標として、GHG 排出量を 2020 年までに、削減努力をし

なかった場合と比較して 30%削減（2010 年に国連に提出した 2020 年削減目標と同じ）、2050

年までに 2000 年比 50%削減すること、また総発電量に占めるクリーン電源比率を 2024 年

までに 35%に引上げることを定めている（2014 年の再生可能エネルギー電源比率は 17.6%）。

更に、GHG 排出量の多い事業者に対して GHG 排出量の報告を義務付ける国家排出登録簿

の導入を規定し、自主参加型の排出権取引制度の導入や海外との排出権取引を認めている。

同法推進の具体的施策として、政府は 2013 年 6 月に国家気候変動戦略（National Strategy

on Climate Change）を、翌年 4 月に第 2 次気候変動特別プログラム（Special Program on Climate

Change（2014~2018））を発表した。前者は、今後 10 年・20 年・40 年の気候変動対策の取

組ガイダンスであり、後者は 2018 年までに取組むべき 26 の戦略と 199 の具体的なアクショ

ンを挙げている。尚、気候変動に関する一般法は、排出削減政策を 10 年毎に、温暖化によ

る被害を未然に防ぐ“適応”政策は 6 年毎に見直すことを定めている。

(2) 国家排出登録簿（National Emissions Registry（RENE））

気候変動に関する一般法の規定に基づき、メキシコ政府は 2015 年より、同国の GHG 排

51

出量に関する統計データの収集、及び各社の排出量の把握を目的として排出登録簿を導入し、

企業に GHG 排出量の報告義務を課した。同制度は、年間 25,000t-CO2e 以上の GHG（CO2、

CH4、N2O、SF6、PFCs、HFCs、NF3）と黒色炭素を直接・間接に排出する施設・企業に対

して、排出量を毎年報告すること、及び報告内容を 3 年毎に検証することを義務付けるもの

である。対象となる分野は、エネルギー、産業、商業、廃棄物、農業、輸送である。また、

国内の案件より取得した排出権（対象となる排出権は CDM、VCS12等の排出権プロジェク

ト制度より創出されたもの）に関しては任意で登録が可能である。報告書を提出しない場合

の罰金は 2,200~13,500 USD、虚偽の報告は 13,500～45,000 USD が課される。

(3) 炭素税（生産サービス特別税（IEPS））

メキシコ政府は、化石燃料の輸入量と国内使用量を引下げる為、酒類・タバコ等の販売に

課される生産サービス特別税の課税対象に化石燃料を追加し、2014 年より適用した（炭素

税）。炭素税は、天然ガス以外の化石燃料の販売に対して、販売価格の 3%を上限に約 3.5 USD

/t-CO2e（39.80 ペソ/t-CO2e）13が化石燃料の炭素含有量に応じて、化石燃料の輸入者と生産

者に課される。同税の導入により、政府は年間 10 億 USD の歳入を見込んでいる。炭素税

の興味深い点は、メキシコ国内の CDM 案件より創出された CER14クレジットによる納税を

認めていることである。納税するCERクレジットの価値は納税時のCER市場価格で評価し、

CER クレジットの価値相当分が総納税額から差し引かれる仕組みである。現在、財務省が

CER による代替納税制度の細則を検討中であり、導入時期は未定である。

表 5-2 化石燃料種別課税額

出所）SEMARNAT“Carbon Tax in Mexico”

12 VCS：Verified Carbon Standard。自主的な排出権取引において排出権の品質を保証する為に設定された測

定・認証基準。 13 当初案は税率 USD5/t-CO2e。 14 CER：認証排出削減量。CDM より創出される排出権クレジット。

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(4) クリーン・エネルギー証書（Clean Energy Certificate（CEL））

クリーン・エネルギー証書制度は、2014 年 8 月に成立した電力産業法（Electricity Industry

Law）において、総発電量に占める再生可能エネルギー電源比率を 2024 年までに 35%、2050

年までに 50%を実現する手段として導入が規定された。同制度は、再生可能エネルギー等

のクリーン電源からの発電（クリーン電力）に対してクリーン・エネルギー証書を発行する

一方、大口電力需要家や電力小売事業者に対して一定割合以上の消費/販売電力をクリーン

電力で賄うことを義務付けるもので、クリーン電力の購入や電力卸売市場を介して取得した

クリーン・エネルギー証書を規制当局に譲渡（償却）することにより目標達成を証明する仕

組みである。クリーン・エネルギー証書の発行対象となる電源は、2014 年 8 月以降に操業

開始した風力・太陽光・地熱やバイオマス発電等の再生可能エネルギー発電とコジェネレー

ションで、発電量 1MWh 当たり 1 証書が 20 年間発行される。クリーン・エネルギー証書の

発行と達成義務は 2018 年より開始され、クリーン電力の義務比率は実施年の 3 年前に発表

される。2018 年の義務比率は総電力需要量の 5%以上、2019 年は 5.8%以上となった。先行

的にクリーン・エネルギー証書の取引が始まり、2016 年に実施されたメキシコ電力公社に

よる 初のオークションでは 24USD/MWh（同時に購入されるクリーン電力価格は

47USD/MWh。合計 71USD/MWh）の上限価格が設定された。

(5) 排出権取引制度

クリーン・エネルギー証書制度が GHG の間接排出に対して規制を設定したのに対して、

GHG の直接排出に対して規制を設ける仕組みとして、メキシコ政府は排出権取引制度を、

2018 年より産業界を対象に導入することを検討している。

排出権取引制度とは、制度の対象となる企業が、政府より分配された GHG「排出枠」内

に GHG 排出量を収める制度である。企業は、GHG 排出量が排出枠を超過する場合は他社

より排出枠を購入し、反対に GHG 排出削減策を講じて排出枠が余剰となった場合には他社

に販売することが出来る為、自社に見合った削減策を選択することが可能である。尚、政府

が認めた場合、JCM クレジット等の排出権取引制度外の排出権（オフセット・クレジット）

を目標達成に使用することも可能である。

図 5-8 排出権取引制度

国家排出登録簿制度の導入により企業の GHG 排出量報告が義務化され、排出権取引制度

53

導入に向けた事前準備は整いつつあるものの、気候変動に関する一般法で認めている排出権

取引制度は自主参加型である為、義務的な制度導入には慎重な対応が求められている。

メキシコ環境・天然資源省は、排出権取引制度の対象候補企業が制度に慣れる為に、また

制度設計の参考にすることを目的に、2017 年より金銭授受を伴わない自主参加型のシミュ

レーションをメキシコ証券取引所と共同で実施予定である。シミュレーションの対象者は、

発電、石油・ガス、鉄鋼、セメント、窯業、石油化学、運輸、航空など GHG の直接排出量

が多い分野の企業 100 社程度である。シミュレーション期間は 1 年間を予定しており、2~3

ヶ月毎に段階的に難易度を上げていき、 終的には、政府が 2020 年頃のリンクを目指して

いる米国カリフォルニア州とカナダ ケベック州の排出権取引制度と同様の制度を適用する

予定である。

メキシコ政府は 2014 年にカリフォルニア州と排出権取引制度を含む気候変動対策の将来

の協業に向けた MOU を、2015 年にケベック州と同州の排出権取引制度の情報共有に関す

る MOU を締結した。カリフォルニア州とケベック州は共に、年間 25,000t-CO2e 以上を排

出する事業者を対象とした排出権取引制度を 2013 年に導入した。両制度の特徴は、国際競

争に晒される一部産業への排出権の無償割当を除き、事業者は必要な排出枠を年 4 回開催さ

れるオークションにより有償で取得することである。2014 年に両制度をリンクし、排出枠

の相互利用や、合同オークションが実施されている。2016 年の排出枠価格は 13 USD /t-CO2e

前後。2018 年には、その前年より排出権取引制度を導入するオンタリオ州ともリンクする

予定である。メキシコ政府は、これら北米 3 州の排出権取引制度とリンクすることにより排

出権の輸出を目指している。

メキシコの排出権取引制度の制度設計は現在協議中だが、排出枠の割当方法（メキシコは

過去の排出実績に基づく無償割当となる可能性あり。）や排出枠の供給量と目指す価格帯等

により、北米 3 州の制度とどのようにリンクするかが今後の課題となる。

一方、メキシコ政府は排出権取引制度が適さない/適用されない分野・事業に対しては、

排出権プロジェクト制度を適用し、オフセット・クレジットとして海外市場に販売すること

により排出削減を促進する方針である。2014 年 7 月、メキシコ政府は日本政府と二国間ク

レジット制度（JCM）に関する二国間文書に署名し、JCM を活用した国内排出削減案件の

開発促進を目指している。同制度の下、日墨合同で CO2-EOR や省エネ案件など延べ 14 件

の実現可能性調査（本調査を含む）と設備補助事業（2 件）が実施されてきた。更に、メキ

シコが北米 3 州の排出権取引制度とリンクした場合、メキシコ国内の排出削減プロジェクト

から創出される排出権をオフセット・クレジットとして北米 3 州の排出権取引制度に供給で

きる可能性もある。

考察 5.3

メキシコ政府は、CO2-EOR 事業に排出権プロジェクト制度を適用し、創出された排出権

を海外に販売・移転して見合いの収益を取得する方針である。その場合、CO2 回収から CO2

貯留までの一連の流れを検討する必要がある。CO2 回収事業者が回収した CO2 を CO2 貯留

事業者に販売する場合、CO2 削減価値も共に CO2 貯留事業者に移転すると考えられる為、

CO2 回収事業者は、実際には CO2 を排出削減しているものの、CO2 は排出削減していない

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と見做される。CO2 回収事業者から CO2 を受取った CO2 貯留事業者は、CO2 を恒久的に

貯留して排出権を創出し、これを海外に移転・販売する。パリ協定では、国際的な排出削減

量の移転に関して、排出削減量の二重計上を禁止している為、CO2 回収・貯留により発生

した排出権を海外に移転した場合、排出権を取得した海外企業が排出削減を認識し、メキシ

コでは排出削減がなされていないと見做される。

CO2 回収 CO2 貯留 排出権の移転先

（火力発電所等） （CO2-EOR 事業者） （海外企業）

CO2-EOR の排出権プロジェクト実施

前の排出量（①）

10 0 -

CO2-EOR の排出権プロジェクト実施

後の排出量15（②）

0 ▲10 ▲10

CO2 排出削減量（①-②） ▲10 ▲10 ▲10

排出削減量の認識 0 0 ▲10

収益源 CO2 販売益 原油の販売益 -

（CEL の販売益） 排出権の移転・販売益

5.3.1 CO2回収事業者とCO2貯留事業者にとっての、CO2回収・貯留事業を実施するイ

ンセンティブ

CO2-EOR 事業の場合、石油会社は CO2-EOR により生産された原油の販売収益に加えて

排出権の移転・販売による収益がある為、一定水準以上の油価と排出権価格の場合には、恒

久的CO2貯留の為にCO2貯留後も一定期間求められるであろうモニタリング等のコストを

カバーできると考えられる（但し、CO2 漏洩責任は、その程度によりカバー出来ない可能

性もある。）。

一方、CO2 回収事業の場合、CO2 回収コストは事業により異なるが、火力発電所の CO2

回収コストはまだ高く、CO2 販売収益だけでは CO2 を回収するインセンティブにはなり難

い。対応策として、メキシコ政府は、CCUS を伴う火力発電はクリーン電力と見做して、ク

リーン・エネルギー証書を発行することを検討している模様（ガス火力発電にアミン法を適

用した場合の CO2 回収コストは現在 7,400 円/t-CO2 程度である。例えば、クリーン・エネ

ルギー証書価格が 24 USD /MWh、ガス火力発電の排出係数が 0.376t-CO2/MWh の場合、CO2

回収により得られるクリーン・エネルギー証書の価値は 64 USD /t-CO2 となり、これを市場

に販売することにより CO2 回収コストの多くがカバーできる。）。

火力発電所などの CO2 回収事業者は、回収前は CO2 を排出している為、現在メキシコ政

府が検討中の排出権取引制度の規制対象候補であり、制度導入により CO2 排出削減義務が

生じる。排出権取引制度において、CO2 回収が CO2 削減として認められない場合、CO2 回

収事業者は排出枠を購入してでも排出削減目標を達成する必要があり、新たなコスト負担に

なる。対応策として、CO2 を回収した場合には、回収した CO2 相当の排出枠を無償割当す

る、或いは排出権取引制度においては、CO2 回収は CO2 削減と見做す等が考えられる。前

15 簡略化の為、CO2 回収・貯留の為に起因する排出量は 0 と見做している

55

者は、無償割当された排出枠を販売することにより CO2 回収コストをカバーすることが出

来るが、メキシコは将来、北米 3 州の排出権取引制度とリンクする予定である為、CO2 削

減の二重計上になり得る（CO2 回収に対して無償割当された排出枠を購入した北米、及び

同じ CO2 を使用した CO2-EOR 事業から創出された排出権を取得した国の二ヶ国において

同じ CO2 を排出削減と認識する。）。一方、後者の場合、クリーン・エネルギー証書の譲渡

を受けられる火力発電所以外の CO2 回収事業者にとっては、CO2 販売以外の収益が無い為、

何等かの配慮やインセンティブが必要となる。

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平成２８年度二国間クレジット取得等インフラ整備調査事業

（ＪＣＭ実現可能性調査） メキシコ、陸上油田におけるＣＣＳプロジェクトへのＪＣＭ

適用に向けた技術的検討 報告書 2017 年 3 月

東洋エンジニアリング株式会社

資源エネルギー事業本部

TEL (047)454-1725