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1 한국자원공학회지 (J. KSMER), Vol. 50, No. 3 (2013) pp ISSN (print) ISSN (Online) 기술보고 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 김자경 2) 양동우 1) 장대준 2) 임종세 3) * 서유택 2) * Effects of Well Fluids Characteristics on the Design of Offshore Gas Production System: Case Studies of Western Australian Gas Fields Jakyung Kim, Dong Woo Yang, Daejun Chang, Jong-Se Lim* and Yutaek Seo* Abstract : This paper discusses the effect of chemical and physical properties of produced fluids on the design of offshore gas-condensate production system. The status of Western Australian gas projects is reviewed along with the expected composition of natural gas from offshore wells. NWS, Pluto, and Gorgon projects in Carnarvon Basin are reviewed and then Browse and Ichthys projects in Browse Basin are reviewed as well. It is noted that the carbon dioxide concentration in natural gas from Gorgon wells is 14.0 mol%, which is higher than that of any other gas wells in Carnarvon basin. When selecting the field development concept, it needs to consider the product, reservoir production strategy, surface production facilities, and production rate. This paper details each topics considering the status of Western Australian gas fields. During the design of offshore production facilities flow assurance issues has to be considered. Among various issues of flow assurance, hydrate, wax, and corrosion are discussed in this paper along with the detailed design modification in one of Western Australian offshore gas fields. Key words : Natural gas fields, production system, Flow Assurance, fluids characteristics 요약 : 이논문에서는천연가스생산을위한해양플랜트설계과정에서생산유체의물리화학적특성이미치는영향을살펴보았다. 서호주지역에서진행중인가스전프로젝트들의진행상황을살펴보고, 생산되는천연가스의조성을통해생산유체의특성을논하였다. Carnarbon Basin 의 NWS, Pluto, Gorgon 프로젝트를살펴보고, 이어서 Browse Basin 의 Browse 와 Ichthys 프로젝트를살펴보았다. Gorgon 가스전의경우생산되는천연가스의이산화탄소농도가 14.0 mol% 로가장높았으며, Browse와 Ichthys 가스전도각각 9.8, 8.5 mol% 로높다. 따라서이산화탄소의분리및주입프로젝트가별도로진행중이다. 가스전개발을계획하는단계에서의고려사항과생산시스템설계에서유동안정성확보를위해고려해야할사항을함께고찰하였다. 하이드레이트와왁스, 부식문제를중점적으로살펴보았으며, 실제가스전설계에서해당문제들을해결하기위해적용된설계사례를고찰해보았다. 모든서호주가스전에서하이드레이트문제로인해 MEG 주입및재생공정이생산시스템에추가되었으며, 왁스의경우에는특정가스전에서만문제시되는경향이있다. 부식의경우천연가스에포함된이산화탄소의농도가높은경우문제가되기때문에, 이를해결하기위해부식억제합금을배관에적용하고있다. 주요어 : 천연가스전, 생산시스템, 유동안정성확보, 유체특성 2013 년 2 월 22 일접수, 2013 년 5 월 12 일심사완료 2013 년 6 월 13 일게재확정 1) 지식경제부자원개발전략과 2) KAIST, 해양시스템공학전공 3) 한국해양대학교에너지자원공학과 *Corresponding Author( 서유택, 임종세 ) ; Address; Division of Ocean Systems Engineering, KAIST, Daejeon, Korea Department of Energy and Resources Engineering, Korea Maritime University, Busan, Korea 서 천연가스는동일한에너지를얻고자할때석탄에비해 45%, 석유에비해 30% 적은이산화탄소를배출하기때문에청정화석연료로각광을받고있다. 국제에너지기구 (IEA, International Energy Agency) 는 2011 년천연가스가에너지시장에서차지하는비중이 21% 이며, 향후지속적으로증가하여 2035 년에는 25% 에이를것으로예측하고있다.(IEA, 2011) 론 409

2 410 김자경 양동우 장대준 임종세 서유택 Energy Quest(Energy Quest, 2011) 사의분석에의하면 2011 년전반기 OECD 국가들의천연가스수요는 2010 년에비해 1% 감소하였지만, 일본에서는 5.3%, 한국에서는 15.1% 증가하였다. 이에따라한국, 일본, 중국등동북아시아지역의 LNG 수입이크게증가하여 2011 년 3 월기준으로 2010 년대비 3.0% 증가하고, 특히한국의 LNG 수입은 13.5% 가증가한것으로조사되고있다 년 3 월부터 2011 년 3 월까지 1 년간한국의총 LNG 수입은 11,816 kt 이며평균수입가격은 GJ 당 USD 9.84 이다. 주요수입국은카타르 ( 연간 2,388kt) 이며, 인도네시아 ( 연간 1,552kt), 오만 ( 연간 1,413kt), 말레이시아 ( 연간 1,377kt) 등의국가들도주요수입국임을알수있다. 국내에서는동해 -1 가스전에서생산되는천연가스가공급되면서, 해당가스전의최적운전을위한연구가많이이루어져왔다.(Ryu and Sung, 2000; Kwon et al., 2001; Ryu et al., 2001) 신흥 LNG 수출국으로떠오르고있는호주에서는연간 436 kt 을수입하는데그치고있지만, 향후서호주지역의많은가스전개발계획을고려해보면, 향후수입양은증가할것으로예측된다 년현재서호주 Carnavon basin 의 North West Shelf(NWS) 프로젝트에서는총 16,422kt 의 LNG 를생산하였으며, Bonaparte basin 의 Bayu-Undan 프로젝트에서는 3,416 kt 의 LNG 를생산하였다. 향후 Pluto 프로젝트와 Gorgon, Wheatston, Prelude 프로젝트들의진행에따라연간 LNG 생산량은 2015 년이후 50 Mtpa 에이를것으로예측되고있다.(Department of Mines and Petroleum, 2011) 서호주는자원개발의보고로서많은자본과인력, 다양한신기술들이투입되고있다. 한국의기업들또한천연가스자원확보또는생산시스템제작참여등을목표로서호주지역에진출하고있다. 하지만아직까지가스전개발의전체과정을이해하고, 이를바탕으로생산시스템을설계할수있는능력은완벽하게갖추어지지못한것으로평가되고있다. 천연가스생산정에서생산되는유체는생산조건에따라다양한상거동을보인다. 서호주와같은해상가스전의경우, 생산정에서생산된유체는플랫폼까지배관을통해이송되는과정에서온도와압력의변화를겪게되므로, 가스와물, 콘덴세이트등의삼상 (3 phases) 으로이루어진다. 이러한다상유동이일어나는배관에서유동안정성확보 (flow assurance) 를위해다양한장애요인을극복해야한다. 기상과액상의유속차이로인해발생할수있는슬러깅 (slugging) 을피해야하며, 배관막힘현상을유발할수있는고체상의하이드레이트, 오일에포함되어있는파라핀성분으로인해역시배관막힘현상을유발할수있는왁스, 유기 성화합물질로인해나타나는스케일, 배관의수명을크게단축시키는부식문제등이가스전생산과정에서극복해야할장애요인들이다. 이장애요인들을극복하기위해가스전운영기업들은자신들만의고유한생산시스템설계철학을가지고있다. 하이드레이트를방지하기위해전기적으로열을가하는방법을선호하는기업이있는반면, 억제제를주입하는화학적인방법을선호하는기업들도있다. 이러한기업들의철학에따라생산시스템의설계가달라지며, 결과적으로프로젝트비용도달라진다. 따라서가스전에서생산되는유체의특성을정확하게파악하고, 이로인해발생할수있는생산장애요인을분석하여, 이를극복할수있는생산시스템을경제적으로제작하는것이성공적인가스전개발에중요한요인으로작용하고있다. 이논문에서는서호주지역에서진행되고있는가스전개발프로젝트들을중심으로개발계획과진행상황등을살펴보고, 생산정에서생산되는유체의특성에따라천연가스생산시스템설계가어떤영향을받는지를살펴보고자한다. 서호주지역가스전프로젝트현황 Carnarvon Basin 현재서호주지역에서 LNG 를생산하고있는프로젝트는상기한 NWS 와 Bayu-Undan 이다. NWS 가스전은 Woodside 에의해운영되고있으며, 생산기간을연장하기위한일련의조치들이취해지고있다. 같은지역에서의 Greater Western Flank 개발프로젝트는 2012 년초에최종투자의사결정 (FID, Final Investment Decision) 이실시될것이며, 현재생산중인 Goodwin A 플랫폼남서쪽에서 14 개의신규생산정을개발해 3tcf 의천연가스와 100 MMbbl 의콘덴세이트를추가로생산할계획이다. 또한압력이낮아진 North Rankin 과 Perseus 가스전에서의추가생산을계획중인 North Rankin 개발프로젝트도진행중이어서 NWS 에서는 2040 년까지지속적인 LNG 생산이가능할것으로예측되고있다.(Energy Quest, 2011) North Rankin 가스전의남서쪽에서는 4.3 Mtpa 의 Pluto LNG 프로젝트가 Woodside 에의해운영되고있으며, 현재생산단계로접어들고있다. 이프로젝트에는 Pluto 와 Xena 가스전에서의생산이포함되며, 2012 년전반기에완전생산단계에이를것이다 년 3 월육상천연가스배관의가스를이용해가스터빈발전기들의작동을시작했으며, 4 월에는육상 LNG 플랜트와해상플랫폼을연결하는 240 km 의해저배관에대한가압 한국자원공학회지

3 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 411 을실시하였다. 가스를생산하는 12 개의생산정은 Burrup 반도에서 190 km 가량떨어진수심 400~1000 m 에위치하며, 천연가스 4.1tcf 와콘덴세이트 42MMbbl 을생산할것으로예측된다. Table 1 에 NWS 가스전과 Pluto 가스전의조성을나타내었다. Pluto 가스전이다른 NWS 가스전에비해 CO 2 농도가낮은것을알수있다. Pluto 가스전의생산단계는 phase I, II, III 로구성되며, Phase I 및 II 에는 950MMscfd 의가스생산량이예상된다. 응결수 (condensed water) 생산량은 2,000bbl/day 로예상되며, 생산수 (formation water) 는 Phase III 부터생산될것으로예상된다. Fig. 1 에서호주의주요가스전개발프로젝트가진행되고있는지역을나타내었다.(Department of Mines and Petroleum, 2011) Pluto 가스전의서쪽에서는 15 Mtpa 의 Gorgon 과 Jansz 가스전개발계획이진행중이다. Barrow 섬으로부터 60km, Dampier 의서쪽으로부터 200km 에위치하고있는 5 개의대형가스전으로이루어져있으며, 2014 년에 가스생산을시작할것으로예측된다. Gorgon 프로젝트는 Chevron 이 50% 의지분을가지고있으며, ExxonMobil 과 Shell 이각각 25% 의지분을소유하고있다. 생산된 LNG 중 6.5Mtpa 는 Chevron 이판매계약 (SPAs, Sale and Purchase Agreements) 을획득하였으며, Osaka Gas 와 Tokyo Gas, Chubu Electric, Nippon Oil, GS Caltex 등과판매계약을체결하였다.(Energy Quest, 2011) Shell 과 ExxonMobil 은 3.75 Mtpa 의판매계약을획득하였으며, PetroChina, BP, Petronet 등의기업들과계약을체결하였다. Gorgon 가스전의개발을위해수심 200m 에위치한 8 개의생산정을개발할예정이며, Jansz 가스전의경우에는 10 개의심해생산정을개발할예정이다. Table 1 에 Gorgon 과 Jansz 가스전의가스조성을나타내었다. Gorgon 가스전의경우이산화탄소농도가 14~15% 로매우높기때문에육상플랜트에서이산화탄소를분리, 포집하여 Barrow 섬의 Dupuy formation 에주입할예정이다. Gorgon 과 Jansz 가스전주변지역에대한탐사활동또한활발히이루어져추가가스전의존재를확인하였으며, LNG 플랜트의확장가능성을검토하고있다. Fig. 1. Oil and gas fields development projects in Western Australia. (Department of Mines and Petroleum, 2011) Browse Basin Browse LNG 프로젝트는 Woodside 에의해운영되고있으며, Browse basin 의 Brecknock, Calliance, Torrosa 등세개의가스전개발을포함하고있다 년 2 월에 FEED(Front-End Engineering Design) 단계를시작하였으며, 2011 년말까지완료될예정이다. 최종 FID 는 2012 년중순에이루어질예정이었지만, 2013 년으로연기된상태이다. 현재프로젝트목표는 12 Mtpa 이며, 대만의 CPC 등을포함한기업들과판매계약을논의중에있다. 세개의가스전은 Broom 에서 425 km 정도북쪽에위치하며, 수심 500~700 m 에생산정이위치하고있다. 총 12 개의생산정에서생산을시작하여최대생산단계까 Table 1. Composition of natural gas from Western Australian gas fields Component Pluto (mol %) NWS (mol %) Gorgon (vol. %) Jansz (vol. %) Browse (mol %) Ichthys (mol %) N CO CH C 2H C 3H C 4H C 제 50 권제 3 호

4 412 김자경 양동우 장대준 임종세 서유택 지총 50 개의생산정을개발할예정이며, 40 년간 13.3tcf 의천연가스와 363 MMbbl 의콘덴세이트를생산할예정이다.(Department of Mines and Petroleum, 2011) Table 1 에생산되는천연가스의조성을나타내었다. 이산화탄소의농도가 9.8 mol% 로높은편이며, 육상플랜트에서이산화탄소를분리, 농축하여 Calliance 저류층에주입할계획을세우고있다. 이를위해두개의이산화탄소주입정을개발할예정이다. Calliance 저류층은강한 aquifer drive 특성을가지고있어서생산수가많을것으로예측되는데반해, Brecknock 저류층는 depletion drive 특성으로인해생산수의생산은없을것으로예측된다. Brecknock 저류층의낮아진압력을보충하기위해 inlet compression 을계획하고있다. Torosa 저류층역시 depletion drive 특성을가지고있으며, 생산수는거의생산되지않을것으로예측된다. Inlet compression 을통해가스생산량을유지할계획이다. Ichthys 프로젝트는 Inpex 에의해운영되고있으며, Browse basin 에위치하고있다. 8.4 Mtpa 의 LNG 와 1.6 Mtpa 의 LPG, 0.1 MMbbl/day 의콘덴세이트생산을목표로하며, 2011 년 5 월현재육상및해상플랜트에대한 FEED 단계에있다. 가스전은해양가스처리설비 (CPF, Central Processing Facilities) 와부유식원유생산저장하역설비 (FPSO, Floating Production Storage and Offloading Facility) 를통해생산할예정이며, 최종단계까지총 50 개의생산정을개발할계획이다.(Ito and Sugaya, 2010) Table 1 에생산되는천연가스의조성을나타내었다. 가스전은 Brewster 저류층과 Plover 저류층에서천연가스를생산할예정인데, Brewster 저류층에서생산되는천연가스의이산화탄소농도는 Table 1 에서나타낸바와같이 8.5 mol% 이며, Plover 저류층에서생산되는천연가스는 17.0 mol% 이상의높은이산화탄소를함유하고있는것으로알려져있다. 따라서육상플랜트건설계획에는이산화탄소의지중저장을위한설비가포함되어있다. Brewster 저류층은생산수의생산이심각하지않을것으로예측되지만, Plover 저류층의경우생산수의생산이예측된다. 가스전개발계획시고려사항 가스전의발견과개발가능성이현실화되면, 어떤방식으로개발할것인지에대한논의가이루어져야한다. 가스전은일반적으로 20 년이상의생산기간을위해설계가되기때문에, 충분한검토와논의를통해가스전개발계획과시스템설계가이루어질필요가있다. 가스전의개발개념 (Development Concept) 설정단계에서는 i) 생산제품, ii) 저류층생산전략, iii) 해상생산설비, iv) 제품생산량등을고려하여개발이익을극대화하기위한주요결정들을내려야한다. 생산제품생산된천연가스는가정용가스로호주정부에판매될수있으며, LNG 로전환하여수출할수도있다. 기술의발전으로인해메탄올이나천연가스액체연료화 (GTL, Gas-to-Liquids) 공정을통한디젤연료로의전환도가능하다. 이때가스전의규모와해당제품의전세계시장상황이함께고려되어야한다.(Lake, 2006) 메탄올의경우이미확립된안정된기술이라는장점이있으나, 서호주지역의대규모가스전에서메탄올을생산하기에는전세계메탄올시장이그리크지않다는단점이있다. GTL 공정을적용하는경우생산된천연가스와콘덴세이트, LPG 등은모두육상플랜트로보내지고, 콘덴세이트와 LPG 를분리한후천연가스를이용하여디젤을생산하게된다. Sasol Oryx 프로젝트로인해가스전을이용한대규모디젤생산이대안으로고려되었으나, Oryx 의플랜트에서심각한지연이발생하고기술적인어려움들이알려지면서, GTL 공정이기술적으로미성숙한것으로판단되고있다. 생산된가스를가정용가스배전관에연결하여판매하는것도고려대상이될수있으나, 서호주의가스시장은규모가너무작아서 Gorgon 이나 Ichthys 가스전들을가정용가스공급만으로사용하기에는경제성이맞지않는것으로평가된다. 따라서서호주의대규모가스전들은기술적으로완성도가높고, 현재성장단계에있는 LNG 시장을공략하는것으로계획을수립하고있다. LNG 와더불어 LPG 의생산도가능한데, 최종제품으로서분별공정을실시하는경우와실시하지않는경우를생각할수있다. 분별되지않은 LPG 의경우 LPG 공정을위한추가설비를최소화할수있다는장점이있지만, 제품으로시장에판매하기에는제약조건이많다는단점이있다. 따라서프로판과부탄으로분별공정하는고가의설비를추가하더라도, 구매자의요구에따라 LPG 사양을자유롭게조절하여가치를올리는분별된 LPG 가더나을것으로판단된다. 저류층생산전략생산전략은주로생산정의압력을유지하고가스전으로부터의생산량을최대화하기위해수립한다. 생산전략에는생산되는가스의일부를생산정에다시주입하여압력을유지하는 Partial Gas Recycle 을먼저고려할수있다. 이경우 LNG 플랜트에공급되는가스의양을줄여야하고, 압축과재주입을위한추가설비가요구되므 한국자원공학회지

5 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 413 로대규모가스전개발에는적합하지않을수있다. 가스전에서콘덴세이트등의액체연료만회수하는 Full Gas Recycle 도고려할수있지만, 역시가스를재주입하기위한추가설비가요구되며, 지층의투과도가너무낮은경우가스재주입으로인해저류층에손상이발생될수도있다. 따라서안정적으로가스를생산하여 LNG 로전환하기위해서는가스의재주입없이가스전의압력감소전략을이용하는것이유리할수있다. 이경우저류층손상에대한위험도를최소화하고, LNG 와 LPG, 콘덴세이트생산을최적화하여제품들의시장상황변화에유연하게대처해야한다. 해상생산설비서호주의대규모가스전들은대부분육상에서수십 km 이상떨어진해상에위치하고있다. 이를생산하기위해서는해상플랫폼, 심해배관등의생산설비를구축하기위해많은초기투자가이루어져야한다. 생산설비의선택에는 HSE(Health, Safety, and Environment) 와기술적인안정성, 제작스케줄, 경제성등이고려되어야한다. 고정식해양설비 (Fixed Platform) 의경우지반안정성이확보되는경우가장적합한설비이지만, 안정성이보장이되지않는경우에는다른설비를고려하는것이옳다. 반잠수식해양설비 (Semi-submersible Platform) 는해상상황에맞추어규모의선택이가능하고, 생산되는가스의 1 차적인공정이가능하다는장점이있다. FPSO 는유전생산설비로서는많이운용이되고있으나, 가스전생산설비로서는아직까지기술적으로증명되지못한상태이다. Ichthys 가스전의경우해양가스처리설비로서반잠수식해양설비를선택하였지만, Browse 가스전개발에는수심 100 m 의천해지역에고정식해양설비를해양가스처리설비로사용할예정이다.(Ito and Sugaya, 2010) Brecknock, Calliance, Torosa 저류층을위해서는각지역에 TLP(Tension Leg Platform) 를설치하여 1 차적인기 - 액분리를실시할계획이다.(Department of Mines and Petroleum, 2011) 최근노르웨이주변북해지역을중심으로해저에서생산된가스를육상으로직접송출하는 Gas-to-Beach 개념이부각되고있다.(Wilson et al., 2004) 플랫폼등의생산설비를모두육상플랜트에설치하고, 육상플랜트와해저생산정을배관으로연결하여운전하는것이기본개념이다. 서호주가스전의경우 Table 1 에서알수있듯이이산화탄소의농도가높기때문에이로인한배관의부식문제가심각하다. 따라서부식에대한저항성이강한특수재질의배관을설치하기위한비용이추가적으로발생할수있으며, 가스와함께운송되는콘덴세이트가운전상에어려움을야기할 수도있다. 따라서 Gas-to-Beach 개념을적용하여가스전을개발하기위해서는경제성이확보되거나이러한단점들을극복할수있는생산기술의개발이요구된다. LNG 생산량 LNG 생산량은가스전의규모와시장상황, 운전전략등을종합적으로고려하여수차례에걸쳐반복하여계산할필요가있다. 보통 3.4 Mtpa 또는 5.0 Mtpa 를 single train 으로생산하는것이가능하지만, 가스전의규모에따라서생산량이너무적을수있고, single train 만사용하는것은여유생산이어렵다는단점이있다. 따라서 3 Mtpa 또는 4 Mtpa 의 two train development 가유리하다. Browse 가스전의경우 4Mtpa 3 trains 로 FEED 가진행중이며, Ichthys 가스전의경우 4Mtpa 2 trains 로개발계획이진행중이다. 생산시스템설계와유동안정성확보 해저에위치한가스전에서생산되는유체는배관을통해공정설비로이송되면서온도와압력변화를겪게된다. 이러한변화와유체특성에따라하이드레이트, 왁스, 아스팔틴, 그리고스케일등의고형물이발생하여배관내부의유체흐름을방해할수있다. 이러한고형물집적과더불어콘덴세이트또는물이유발할수있는액체슬러깅 (slugging), 가스성분중이산화탄소또는 H 2S 로인해발생하는부식문제등을복합적으로고려하여, 20 년이상의가스전운전기간동안생산중단없이시스템을운전할수있도록설계하는작업이매우중요하다 년대이후심해저유전및가스전의개발이본격적으로이어지면서상기한문제들을체계적으로해결할수있는방법이연구되어왔으며, 이러한노력의결과로유동안정성확보 (Flow Assurance) 라는새로운기술분야가태어났다. 유동안정성확보의가장중요한목표는생산기간동안배관막힘현상없이지속적인생산이가능하도록하는것이다. 이를위해서는먼저생산유체의물성과생산시스템의열 - 유체역학적분석을통해유체의온도와압력변화에대한정확한정보가얻어져야한다. 이를바탕으로하이드레이트, 왁스, 아스팔틴, 스케일등의고형물집적문제에대한고찰이이루어져야하며, 문제가발생할소지가있는경우이를해결할수있는수단을제공해야한다. 또한부식, 모래또는불순물로인해발생할수있는침식, 배관내의액체흐름으로인해발생할수있는슬러깅 (slugging) 등에대한문제파악및해결방안도유동안정성확보의중요한부분으로자리잡고있 제 50 권제 3 호

6 414 김자경 양동우 장대준 임종세 서유택 다. 시스템엔지니어링측면에서살펴보면, 유동안정성확보작업의결과물은주로 wellbore 와 tree assembly, manifolds, 배관, 그리고 riser 의설계에필요한데이터이며, 플랫폼에서의분리기와수송관설계에도일정부분데이터를제공하게된다.(Bai and Bai, 2010) Fig. 2 는유동안정성확보작업도를나타내고있다.(Kaczmarski and Lorimer, 2001) 기본적으로작업을시작하기위해서는생산유체의물성과저류층거동, 예측되는생산량프로파일이필요하다. 이를바탕으로먼저하이드레이트상평형파악과왁스침전속도측정, 구름점 (Cloud Point) 및유동점 (Pour Point) 측정, 아스팔틴안정성평가, 그리고얻어진물을분석하여스케일침전가능성을파악한다. 생산유체및저류층특성분석결과는다음단계에서실시되는열 - 유체역학적분석과함께사용되어유동안정성확보위험도분석에사용된다. 열 - 유체역학적분석을통해생산정에서생산된유체의온도및압력변화에대한데이터가얻어지면, 이를바탕으로하이드레이트, 왁스, 아스팔틴, 스케일등의침전가능성을파악한다. 이때온도 - 압력변화는시스템의일상적인정상상태운전과시동및운전정지상황별로분석해야하며, 정확한시뮬레이션결과가시스템설계에반영되는것이중요하다. 얻어진결과를바탕으로배관내경을설정하고, 단열여부를판단하며, 하이드레이트또는왁스침적을방지하기위한억제제의주입여부에따라필요한시스템을설계해야한다. 억제제주입또는배관단열이결정되는경우, 배관에서의액체유동특 Fig. 2. Flow Assurance work process. (Kaczmarski and Lorimer, 2001) 성변화를다시계산해서열 - 유체역학적분석을실시해야하며, 단열을통해배관의안정성이어떤영향을받는지도추가적으로분석되어야한다. 이러한모든분석결과에대한최적화가진행되어야최종적으로시스템설계에데이터로사용하는것이가능하다. 유동안정성확보의많은어려움중시스템설계에가장많은영향을미치는하이드레이트와왁스, 부식등에대해서좀더소개하고자한다. 하이드레이트 (Hydrate) 하이드레이트는저온과고압의조건에서메탄, 에탄, 프로판, 이산화탄소등의가스분자가물분자와결합하여형성하는고체화합물이다. 하이드레이트의생성에는네가지필수요인이필요한데, 물, 가스, 낮은온도, 높은압력이필수요인들이다. 이들중한가지만충족되지않아도하이드레이트의생성은피할수있다. 하지만, 심해가스전의경우위의네가지요인을피하기란쉽지않다. 먼저 500 m 이상의심해로들어가면해수온도가 4 o C 정도로유지되며, 가스전의압력은보통 100 기압이상인경우가많다. 천연가스는하이드레이트생성에유리한메탄, 에탄, 프로판등으로구성되며, 가스전에서생산되는가스는수분으로포화되어있는경우가많다. 따라서해저가스전에서생산된천연가스가배관을통해플랫폼으로이송되는과정에서수분이응축되고, 응축된물분자와가스분자가결합하여저온및고압의조건에서하이드레이트를형성하게된다. 생성된하이드레이트는얼음과유사한형태이며, 가스유속에따라갑작스럽게배관막힘현상을유발하기도하고특정위치예를들어배관의굴곡점등에천천히침적되는경우도있다. 배관내에서하이드레이트의생성조건이충족되면즉시막힘을유발한다는것이산업계의일반적인생각이기때문에, 이를방지하기위한많은노력이이루어진다. 먼저생산유체의정확한하이드레이트상평형도가얻어져야한다 년대이후하이드레이트상평형을위한열역학모델개발과실험데이터의지속적인확보로상평형을정확하게예측할수있는소프트웨어의개발이이루어졌다. 많은기업들이 Infochem MultiFlash 또는 Calsep PVTSim 을이용하여하이드레이트상평형을계산하고있다. 이소프트웨어들은생산유체의가스조성을입력하면온도 - 압력으로표현되는하이드레이트상평형도를계산한다. 기업들은생산유체를모사한실험실용가스를이용하여실험실에서하이드레이트상평형데이터를얻음으로서이모델의정확성을파악한다. Fig. 3 은 Table 1 에서제시된서호주가스전생산유체들의하이드레이트상평형도를열역학시뮬레이션소프트웨 한국자원공학회지

7 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 415 어인 Infochem MultiFlash 를이용하여계산한결과를나타내고있다. 상평형곡선을기준으로왼쪽이하이드레이트가생성될수있는온도및압력구간이다. Table 1 에제시된가스전중한곳의경우초기생산압력은 140 기압이며, 중기에는 70 기압, 후기에는 45 기압으로압력이변할것으로예측된다. 응축되는물의양은 3.0bbl/MMscf 이상일것으로예측된다. 생산정에서의유체온도는 120 o C 일것으로예측되지만, 배관을통해이송되면서해수와의열교환을통해 10 o C 정도로온도가내려갈것으로예측된다. 따라서하이드레이트상평형도에의하면생산후기까지하이드레이트생성위험을가지고있을것으로판단된다. 또다른가스전의경우초기생산압력은 250 기압이며, 중기에는 150 기압, 후기에는 50 기압까지압력이낮아질것으로예측된다. 생산정에서의유체온도는 120 o C 이상이지만, 배관에서는 15 o C 이하로온도가내려갈것이다. 생산초기부터 10,000 bbl/day 이상의물이생산될것으로예상되므로, 역시하이드레이트생성위험을피할수없을것으로판단된다. Fig. 3 에는가스전들의생산중단조건 (shut-in condition) 을함께제시하고있다. 생산중단운전시에는배관의압력이높은상태에서해수온도까지떨어지기때문에하이드레이트생성이가장위험한상황으로여겨진다. Fig. 3 에서보는바와같이생산중단운전시에는하이드레이트생성위험이매우높은것을알수있다. 하이드레이트생성을피하기위해서는상기한바와같이온도, 압력, 물, 가스등의어느하나에변화를주어야한다. 천연가스생산과정에서물과가스의존재는피할수없고가스전의운전압력에대해서도큰변화를주기어렵기때문에, 일반적으로온도에변화를주어서하이드레이트생성을피하는것이일반적인산업계의접근 Fig. 3. Hydrate equilibrium curves of natural gas from Western Australian gas fields. 방법이다. 즉, 운전압력에서배관의온도가하이드레이트생성온도이하로내려가는것을방지하기위해배관을단열하는것이한방법이다. 하지만이방법은배관의해저안정성을해칠수있고, 장기간생산중단시에는배관내유체의온도하강을막을수없다. 또한단열재의추가로인해드는비용이높아장거리이송을위한배관의경우경제성에심각한악영향을줄수있다. 따라서심해저가스전개발에많이사용되는방법은메탄올또는 MEG(Mono Ethylene Glycol) 과같은유기성억제제를주입하는경우이다. 메탄올또는 MEG 이주입되는경우주입되는양에따라서하이드레이트상평형조건이변하게된다. 따라서가스전에서생산되는유체의특성을알고, 운전조건을통해최고압력과최저온도조건이파악되면, 상용소프트웨어 (Calsep PVTSim, Infochem Multiflahs) 를이용하여하이드레이트생성곡선을계산할수있다. 이곡선을이용하여운전조건의하이드레이트생성을방지하기위한억제제주입농도를계산할수있다. 계산된억제제주입농도와생산되는물의양 ( 응결수 + 생산수 ) 을기준으로억제제주입양을파악한다. Fig. 3 에서제시한 Shut-in condition B 경우, 운전정지시나타날수있는최저온도즉해수온도는 10 o C 로설정하고, 운전정지압력을 300 기압으로설정한경우하이드레이트생성을피하기위해주입되어야하는 MEG 의양은 1.3bbl MEG/bbl water 로계산되었다. 생산되는물의양이 15,000bbl/day 로예측되기때문에주입되어야하는 MEG 의양은 ,000 = 19,500bbl/day 즉, 130 m 3 /hr 에이르게된다. 하이드레이트억제제로서메탄올과 MEG 은고유의특징을가지고있다. 메탄올은 MEG 에비해하이드레이트저해성능이뛰어나고 2005 년기준으로 ton 당 USD 300 정도로가격이저렴한장점을가지고있으며, 점성이낮아서심해저생산시스템에주입이용이하다. 반면에독성을가지고있으며, 인화성물질이라는이유로해상플랫폼작업환경에서는사용이쉽지않다는단점이있다. (Cameron, 2011) 가장큰단점은기상으로손실되는양이많아서이를보충하여주입을해주어야하며, 생산되는천연가스를 LNG 플랜트로송출하기전에기상으로증발된메탄올을반드시제거해야한다는것이다. 이에반해 MEG 은독성이없고인화성으로취급되지않으며, 기상으로손실되는양은매우미미하다 년기준으로 ton 당 USD 900 정도로가격이높지만, 재생플랜트를통해손실되는양을최소화할수있다. 다만점성이높아서심해저시스템에는주입이어려운경우도있다. 메탄올과 MEG 중어느것을선택할지는운영회사고유의운전철학과경험에의해좌우되는경우가많다. 제 50 권제 3 호

8 416 김자경 양동우 장대준 임종세 서유택 Fig. 4. Closed-loop full stream MEG regeneration process in natural gas production system. (Brustad et al., 2005) (Brustad et al., 2005) 일반적으로는메탄올의경우재생이필요하지않고적은양의억제제를주입되는경우가많은유전이나한시적으로억제제의주입이요구되는가스전에서많이사용되고, 지속적으로일정량이상의억제제를계속주입해주어야하는가스전의경우에는재생플랜트와함께 MEG 의사용을선호하는경향이있다. Pluto, Gorgon, Jansz, Browse, Ichthys 등의서호주가스전들의경우하이드레이트문제를피하기위해모두 MEG 을주입하여재생플랜트를통해재사용하는것을선택하였다. 재생플랜트를육상플랜트의일부로할지, 해상플랫폼의일부로할지에대해서도경제성과기술적어려움등을고려하여결정할필요가있다. Fig. 4 에서전통적인방식의 MEG 회수공정을천연가스생산시스템과함께나타내었다. (Brustad et al., 2005) 왁스 (Wax) 파라핀계탄화수소가생산정에서배관을통해이송되면서온도강하를거치면서유체의온도가특정온도이하로내려가면왁스결정이침전되기시작하는데, 이특정온도를구름점 (cloud point) 이라고부른다. (Bai and Bai, 2010) 왁스는주로파라핀으로구성되는데, 파라핀은양초에사용되는화학적으로비활성포화탄화수소이다. 선형파라핀은가스크로마토그래프를이용해쉽게측정이가능하기때문에탄소수 20 이상의 n-alkane 이오일또는콘덴세이트에함유된왁스함유량으로보고된다. 일정량이상의시료를실험에사용할수있는경우, 시차주사열량측정법 (DSC, Differential Scanning Calorimetry) 또는편광현미경 (CPM, Cross Polarized Microscopy) 등을 이용하여구름점 (cloud point) 을직접측정할수있다. 일반적으로는 CPM 이더정확한것으로보고되며, 충분히느린냉각속도에서잘처리된시료를이용하는경우실험오차는 1 도이하인것으로알려지고있다. (Bai and Bai, 2010) 실험또는열역학적모델링을통해구름점이정해지면, 생산시스템의온도는구름점보다 20 o C 이상으로유지되어야한다. 따라서가스전에서생산되는콘덴세이트가왁스문제를포함하고있다면, 연구실에서정확한구름점을측정하고이데이터로부터최소운전온도를결정해주어야한다. 하지만콘덴세이트에따라서측정되는구름점은제각각이다. 서호주의 North West Shelf 지역가스전들은왁스문제가없는것으로판단되지만, Browse basin 가스전들의경우왁스문제를해결하기위해배관에단열을해줄필요성이제기되었으며, 이경우단열로인해발생할수있는배관의안정성문제를다시계산해주어야한다. Browse basin 가스전중한곳에서는이문제가심각하여구름점이 30 o C 이상으로측정되었다. 해당가스전운영회사에서는측정오차를고려하여왁스를피하기위한디자인값을설정하였다. 그러나전체생산시스템을 30 o C 이상으로유지하는것은어렵기때문에실질적으로는일정량이상의왁스가침적될수있는온도를측정하였다. 이때 cold fingers 또는 pipe loop 를이용하는것이가능하다. 해당가스전의경우 15 o C 이하로내려갈때왁스침적량이 wt% 일것으로측정되었으므로, 가스전에서생산되는유체의온도가 15 o C 이하로내려가지않는정상상태운전기간동안에는왁스문제를피할수있을것으로예측된다. 다만운전정지기간 한국자원공학회지

9 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 417 Fig. 5. Wax deposition rate in waxy condensate. 에는온도가 15 o C 이하로내려가면서왁스문제가나타날수있지만, 생산이시작되어다시유체의온도가올라가면침전되어있는왁스는다시용해될것으로판단되었다. Fig. 5 에해당가스전유체의온도에따른왁스생성예측도를나타내었다. 생산되는유체의양이감소하는후기에는두개의배관중하나만이용하여유체를이송하는것도고려하고있으며, 왁스억제제를주입할수있는설비도차후에고려할예정이다. 왁스결정이생성되는경우유체흐름내에서입자형태로나타나기도하고, 배관벽면처럼온도가낮은표면에침적되어두께가점점증가하는 build-up 형태로나타나기도한다. (Jang et al., 2007) 왁스침적이배관벽에서발생하는경우흐름이완전히막히는경우는많지않으며, 침적이진행되면서배관내부의압력차가증가하게된다. 침적된왁스의두께가일정량이상이되어압력차가크게증가하면 pigging 을통해벽면에침적된왁스를제거해주어야한다. 그러나 pig 작동시에앞쪽에 viscous slug 가발생하기때문에 pig 를작동하기위한압력차이가충분하지않은경우배관이완전히막히게될수도있다. 이때는 coiled tube 와같은기계적인방법을동원하여왁스를제거해주어야한다. 부식 (Corrosion) 해저생산정에서생산되는천연가스와물, 콘덴세이트등은공정설비를갖추고있는플랫폼까지는배관을통해이송되는것이일반적이다. 이때설치된배관이천연가스에포함되어있는이산화탄소와 H 2S 에의해부식이되기시작한다면, 가스전개발프로젝트의전체수명을크게단축시킬수있는심각한문제가된다. 이산화탄소가부식을일으킬수있는주요요인이되는경우를 sweet corrosion 이라하는데, 최악의경우부식율이수 mm/year 에이를수있다. 보통이산화탄소가물에용해되어탄산이되면서부식성을띄게된다. 이산화탄소의 부식성은온도, 이산화탄소농도, 유동양상, ph, 그리고배관의재질등에따라다양하게나타날수있기때문에배관의안정적인운영을위해서는부식을방지하기위한효과적인방법을찾아미리평가하는것이중요하다. 부식문제가심각하다고판단되는경우이를막기위해오히려부식침전물을유도하여배관내부에보호막을입히는것이유리한경우가많다. 이산화탄소가물에용해되면탄소강배관의표면에서 Fe 성분과반응하여탄산철 (FeCO 3, iron carbonate) 이라는침전물로배관표면에침전된다. 이침전물은더이상의부식을막아주는필름역할을수행할수있다. 이반응은높은온도또는높은 ph 에서나타날수있기때문에 ph 안정화방법으로알려져있으며, 노르웨이의 Troll 가스전에성공적으로적용된사례가있다. (Olsen et al., 1999) Troll 가스전은북해의대형가스전으로 1996 년부터운전에들어갔으며, 천연가스중이산화탄소농도는 0.3% 이하이므로, 해상플랫폼에서는 free water 만을제거하여천연가스를육상플랜트로이송하기로결정하였다. 따라서이산화탄소가함유된습성가스가 65km 의길이의배관을통해이송되어야했으며, 배관의직경은 36in 이었다. 목표부식율은 0.2mm/yr 이하로유지하는것이었다. 가스전생산초기에는배관내의 ph 가 6 정도로유지되면서부식침전물이공정설비에서문제를일으키는경우가발생했기때문에, NaOH 를주입하여 ph 를 7.4 로증가시켜서부식율을 0.1mm/yr 이하로감소시키고, 부식침전물로인한더이상의심각한피해를방지하였다. 서호주의 Gorgon 가스전같은경우에도 ph 를높이기위해 MDEA(Methyl Diethanolamine) 를주입하는방법을선택하였다. 앞서설명한바와같이서호주의가스전들은높은 CO 2 농도를보여주는경우가많기때문에부식문제에대처하기위해여러가지방법을적용하고있다. 그러나이러한보호피막은가스전의운전상황에따라충분한보호막을제공하지못할수있다. Gorgon 가스전의경우상당기간동안생산수가생산되지않을것으로예측이되지만, 만일생산수가나오기시작하면포함되어있는유기성화합물로인해보호피막이제역할을수행하지못할것으로판단되고있다. 이경우지엽적인부식 (localized corrosion) 이일어나게되며, 전면부식일때보다문제가더욱심각할수있다. Gorgon 가스전의경우 MDEA 주입을통해 ph 를조절하면서부식문제를해결하고, 만일생산수가생산되기시작하는경우에는해당생산정의생산을중단하려는계획을가지고있다. 따라서가스전운영엔지니어들은지속적으로생산수와부식율을모니터링해야하는임무를부여받은상태이다. ph 안정화가적용되기어려운경우탈산소제 (oxygen 제 50 권제 3 호

10 418 김자경 양동우 장대준 임종세 서유택 scavenger) 또는부식억제제 (corrosion inhibitor) 의주입을통한화학적처리를생각해볼수있다. 이방법은대부분유기성화합물을 ppm 단위로주입하면서배관표면에부식을방지할수있는보호막을형성하는것이다. 이때가스전의유체특성에따라최적화된억제제를찾는것이가장중요하다. 천연가스의조성과유체특성, 유동양상등의정보를바탕으로부식율에대한정확한모델링을실시하고, 억제제의성능을실험실규모의장비를이용해서정확하게평가해야한다. 이들억제제의성능은실험을통해정해진주입농도를일정하게유지할때확신할수있으며, 주입이중단되는경우수시간또는수일이내에배관의부식이시작될수있다. 부식을최소화할수있는재질의배관을이용하는것도부식문제를피할수있는방법이다. 천연가스이송을위해서는탄소강을이용하는것이경제적이지만, 부식문제가심각하다면부식억제합금 (CRA, Corrosion Resistant Alloy) 파이프를생각해볼수있다. Duplex 22Cr 의고강도스테인리스강, 904L, alloy 825 등의니켈합금, 티타늄, 그리고 9010 CuNi 의구리합금등이이용가능하다. CRA 파이프의부식에대한저항성은함유된메탈의성분에따라다르며, 내공식지수 (PREN, Pitting Resistance Equivalent Number) 로평가된다. PREN 이 45~50 으로부식저항성이가장좋은것이 27Cr alloy 이며, 22Cr 또는 904L 은 PREN 30~40 으로저항성이우수하고, 13Cr alloy 가 PREN 12~14 로저항성이보통인것으로평가된다. Table 1 의가스전중 CO 2 농도가높은가스전의경우부식억제제와더불어 18in CRA rigid 배관을이용해천연가스를플랫폼으로이송할예정이다. 재질은 22.6 mm 두께의탄소강이지만, 내부에 CRA layer 로 3.0 mm 두께의 alloy 825 를추가할계획이다. 천연가스생산시스템설계지금까지하이드레이트, 왁스, 부식등이어떤문제를야기하고, 이를해결하기위해어떤시스템설계가추가적으로발생하는지알아보았다. 이제전체천연가스생산시스템설계방안을살펴보고, 유동안정성확보문제들이어떤추가적인설계변경요인을가져왔는지살펴보자. Ichthys 가스전의경우해상플랫폼을통해천연가스를생산한후처리공정을거쳐육상 LNG 플랜트로송출할예정이다. 해저생산시스템은 250 m 정도의비교적천해에설치될예정이지만, 50 개의생산정이 13 개의 manifolds 로연결되며, 각각의 manifolds 에서해상플랫폼까지는 10 개의 18in dual 배관이설치된다. 배관은다시 10 개의 12in riser 를통해해상플랫폼에연결된다. 전 원과각종억제제등의화학물질을주입하기위해 7 개의 umbilical 이설치될예정이다. (Ito and Sugaya, 2010) 해상플랫폼에서는생산정에서생산된천연가스와물, 콘덴세이트를분리하는것이주요임무이다. 1 단계분리기 (1st stage separator) 에서먼저기상과액상을분리하여, 천연가스는탈습장치에서수분을제거하고, 다시수송컴프레서를거쳐육상 LNG 플랜트로 export 배관을통해송출된다. 1 단계분리기에서분리된액상은물과콘덴세이트가혼합되어있다. 따라서다시 3 상분리기와코어레서 (coalescer) 를거치면서콘덴세이트와물을분리한후, 콘덴세이트는탱커또는배관을통해수요처로판매하고물은불순물을처리하기위한별도의처리시설로보내진다. 이가스전은하이드레이트와왁스, 부식문제를모두가지고있다. 먼저하이드레이트문제를해결하기위해선택한방법은 MEG 주입이다. 따라서 rich MEG 을위한저장탱크 (MEG 농도 50% 이하 ), lean MEG 탱크 (MEG 농도 90% 이상 ), MEG 주입을위한펌프, MEG 재생플랜트 (MEG regeneration plant) 등이해상플랫폼에추가되었다. MEG 저장을위해서는 85,000bbl 의탱크를이용한다. MEG 은해상플랫폼에서 50 개의각생산정모두에주입되어야하므로, MEG 을이송하기위한별도의 6in 배관 4 개가해상플랫폼에서해저 distribution manifold 까지추가되었다. 왁스의경우구름점 (cloud point) 이 35 o C 로나타났기때문에 manifold 와해상플랫폼을연결하는배관에대한단열을실시한다. 단열은 0.25 mm FBE, 0.25 mm adhesive, 15 mm solid PP, PP foam 40 mm, 다시 solid PP 3.0 mm 로이루어진다. 이단열은 50 개의생산정과해상플랫폼을연결하는총연장 60km 의배관전체에이루어지므로, 추가적으로발생한가격이매우높다. 이와더불어해상플랫폼의 1 단계분리기에서는분리된천연가스에왁스성분이섞여있을가능성에대비하기위해가스의온도를 60 o C 수준에서유지하여왁스생성을피하고자하며, 1 단계분리기와콘덴세이트분리기 (condensate separator) 의연결라인은 70 o C 이상으로유지할계획이다. 따라서추가적인열교환장비가요구된다. 해상플랫폼의 chemical injection skid 에왁스억제제가소포제 (antifoam), 메탄올, 스케일억제제등과함께준비되어있을예정이다. 부식문제를피하기위해서는배관의내부에 CRA layer 를추가하였으며, 해상플랫폼의 chemical injection skid 에탈산소제 (oxygen scavenger) 와 ph controller 가대기상태에있을예정이다. 중요한점은부식문제는상 한국자원공학회지

11 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 419 Fig. 6. Process flow diagram to process natural gas from wells. 기한하이드레이트문제와밀접한관련이있다는점이다. ph 제어에사용되는화학물질은하이드레이트억제제인 MEG 에용해되어주입된다. 따라서 MEG 이재생플랜트를거쳐다시생산정에주입되면, 함께재생이되어주입되기때문에일정량이상의 ph 안정제를재생할수있는장점이있다. 반면에 MEG 재생플랜트에문제가발생하여작동이중지되면, ph 제어기능도중단되므로전체생산시스템이하이드레이트와부식문제에동시에노출되는단점이있다. 또한배관의부식에의해생성된탄산철이 MEG 재생플랜트에유입되는경우플래시분리기 (flash separator) 에침적이되면서재생플랜트운전의장애를유발할수있으며, 이로인한전체생산시스템의중단과보수 / 유지를위한추가비용이필요해진다. 따라서부식문제와하이드레이트문제를전체시스템의운전과함께생각하여설계하는것이중요하다. Fig. 6 에서가스전에생산되는천연가스를 processing 하기위한공정흐름도를나타내었다. 하이드레이트와왁스, 부식문제로인해추가된시스템들을확인할수있다. 결 이논문에서는천연가스생산을위한해양플랜트설계과정에서생산유체의물리화학적특성이미치는영향을살펴보았다. 먼저서호주지역에진행중인가스전프로젝트들의진행상황을살펴보고, 생산되는천연가스의조성을통해생산유체의특성을논하였다. 이어서가스전개발을계획하는단계에서의고려사항과생산시 론 스템설계에서유동안정성확보즉 Flow Assurance 를위해고려해야할사항을함께고찰하였다. 이와더불어서호주지역의가스전프로젝트진행과정에서상기한사항들에어떻게대처하고있는지를기술하였다. 이논문의고찰결과는다음과같이요약할수있다. 1. 서호주가스전프로젝트현황 : Carnavon basin 의 NWS, Pluto, Gorgon 프로젝트현황과생산되는천연가스의조성을살펴보았고, Browse basin 의 Browse, Ichthys 프로젝트현황과천연가스의조성을살펴보았다. 2. 가스전개발계획시고려사항 : 프로젝트의개발개념설정단계에서는생산제품, 저류층생산전략, 해상생산설비, 제품생산량등이고려되어야한다. 서호주지역에서는가스전의규모및특성상 LNG 생산을선호하고있으며, pressure depletion 전략이적용될예정이다. 해상생산설비와제품생산량은프로젝트를진행하는기업의설계철학과가스전규모에따라달라진다. 3. 생산시스템설계와유동안정성확보 : 해저생산정에서생산된유체가해상생산설비로이송되는과정에서겪을수있는유동안정성확보관련여러가지문제들중하이드레이트와왁스, 그리고부식문제의원인과해결방안, 생산시스템설계에미치는영향을살펴보았다. 서호주지역의가스전들이해당문제점들에대해어떤해결방안들을선택하였는지살펴보았다. Ichthys 가스전의경우하이드레이트 제 50 권제 3 호

12 420 김자경 양동우 장대준 임종세 서유택 문제를해결하기위해서는 MEG 주입및재생공정을선택하였고, 왁스문제를피하기위해서는배관에대한단열을실시하였으며, 부식문제에대응하기위해서는탄소강배관에 CRA layer 를추가하는방안을선택하였다. 가스전개발의실제설계에대해고찰함으로서향후관련연구및사업추진에유용한정보로활용가능할것으로사료된다. 사 This work was supported by Industrial Infrastructure Program (Infrastructure for Offshore Plant Resources R&D Center) through The Korea Institute for Advancement of Technology (KIAT) grant funded by the Korea government Ministry of Knowledge Economy (N ). This research was also partially supported by WCU (World Class University) program through the National Research Foundation of Korea funded by the Ministry of Education, Science and Technology (R ). This research was also partially supported by a Grant-in-Aid for Strategy Technology Development Programs from the Korea Ministry of Knowledge Economy ( ). This work was also partially supported by the Global Leading Technology Program of the Office of Strategic R&D Planning (OSP) funded by the Ministry of Knowledge Economy, Republic of Korea. ( ) 사 References Bai, Y. and Bai, Q., 2010, Subsea Engineering Handbook, 1st Ed., Vol. 1, Elsevier, Massachusetts, USA. Brustad, S., Loken, K. -P. and Waalmann, J. G., 2005, Hydrate Prevention using MEG instead of MeOH: Impact of experience from major Norwegian developments on technology selection for injection and recovery of MEG, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, May 2-5, OTC Cameron, 2011, Current Gas Hydrate Flow Assurance Strategies, Cameron, Texas, USA, pp Department of Mines and Petroleum, 2011, Petroleum in Western Australia, Department of Mines and Petroleum, East Perth, Western Australia, pp Energy Quest, 2011, Energy Quarterly, Energy Quest, Adelaide, South Australia, pp International Energy Agency, 2011, World Energy Outlook, IEA, Paris, France. Ito, S. and Sugaya, S., 2010 Outline of the Ichthys project in Australia and the Abadi project in Indonesia undertaken by Inpex, 16th International Conference and Exhibition on Liquefied Natural Gas, ITE Group Plc., Oran, Algeria, April 18-21, Paper PS5-4. Jang, Y. H., Blanco, M., Creek, J., Tang, Y. and Goddard, W. A., 2007, Wax Inhibition by Comb-like Polymers: Support of the Incorporation-Perturbation Mechanism from Molecular Dynamics Simulations, J. of Physical Chemistry, Vol. 111, No. 46, pp Kaczmarski, A. A. and Lorimer, S. E., 2001, Emergence of Flow Assurance as a Technical Discipline Specific to Deepwater: Technical Challenges and Integration into Subsea Systems Engineering, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, April 30-May 3, OTC Kwon, O.K., Ryu, S.S. and Sun, D.S., 2001, Studies on production optimization and compressor installation with an integrated reservoir-network model for Donghae-1 gas field, J. of the Korean Institute of Mineral and Energy Resource Engineers, Vol. 38, No. 6, pp Lake, W. L., 2006, Petroleum Engineering Handbook, 1st Ed., Vol. 6, Society of Petroleum Engineers, Texas, USA. Olsen, S., Dugstad, A.,Lunde, O. and Gassanlegs, K., 1999, ph-stabilization in the Troll Gas-Condensate Pipelines, CORROSION 99, NACE International, San Antonio, Texas, April 25-30, Paper No. 19. Ryu, S.S., Sun, D.S. and Kwon, O.K., 2001, A study on development options of Donghae-1 gas field Block 6-1, Offshore Korea, J. of the Korean Institute of Mineral and Energy Resource Engineers, Vol. 38, No. 2, pp Ryu, S.S. and Sung, W.M., 2000, A study on the engineering aspects for the development of offshore gas fields, J. of the Korean Institute of Mineral and Energy Resource Engineers, Vol. 37, No. 6, pp Wilson, A., Overaa, S. J. and Holm, H., 2004, Ormen Lange Flow assurance challgens, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, May 3-6, OTC 한국자원공학회지

13 해양가스전생산시스템설계시고려할유체특성 : 서호주가스전사례연구 421 김자경 양동우 2012 년 KAIST 기계공학과공학사 현재 KAIST 해양시스템공학전공석사과정 ( ; 현재산업통상자원부자원개발전략과사무관 ( ; 장대준 1991 년 KAIST 화학공학과공학사 1993 년 KAIST 화학공학과공학석사 1997 년 KAIST 화학공학과공학박사 임종세 1991 년 2 월서울대학교자원공학과공학사 1993 년 2 월서울대학교대학원자원공학과공학석사 1998 년 2 월서울대학교대학원자원공학과공학박사 현재 KAIST 해양시스템공학전공부교수 ( ; 현재한국해양대학교에너지자원공학과교수 ( ; 서유택 1997 년 KAIST 화학공학과공학사 1999 년 KAIST 화학공학과공학석사 2003 년 KAIST 화학공학화공학박사 현재 KAIST 해양시스템공학전공부교수 ( ; 제 50 권제 3 호

<4D F736F F F696E74202D2035BBF3C6F2C7FC5FBCF8BCF6B9B0C1FA2E BC8A3C8AF20B8F0B5E55D>

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