천연가스 지하저장 및 고갈가스전의 지하저장시설 활용에 대한 고찰
이정환1)* · 한정민1)· 신창훈1)· 안승희1)· 이영수2)· 성원모2)
A Study on the Underground Natural Gas Storage and the Conversion of Depleted Gas Reservoir into Underground Storage
Jeonghwan Lee
*, Jeongmin Han, Changhoon Shin, Seunghee An, Youngsoo Lee and Wonmo Sung
Abstract : It has been investigated and analyzed the characteristic and the condition of a conversion of depleted gas reservoir, aquifer, salt cavern, and artificial cavern, etc. to a underground natural gas storage along with the operation status of field application. The results show that underground storage in depleted gas reservoir is so safe and economic type that about 81.6% of the world’s working gas is stored in this type. It is strategically used in Russia and other countries because of its merit of huge storage capacity for natural gas compared to other storage types. In detail, 606 underground storages are storing working gas of 303,134×106 m3. In the case of USA, working gas capacity of 100,847×106 m3 is confirmed which is significantly overwhelming that of Russia's 63,533×106 m3. Moreover, we have derived the technical particulars for a conversion of depleted gas reservoir to underground storage facilities in order to utilize as preliminary material for analysing technical feasibility in the event of the conversion of Korea’s Donghae-1 gas field to underground storage facilities. These results of the study can be effectively utilized in deciding a method to secure storage facilities for PNG import from Russia which is currently in discussion.
Key words : Natural gas, Underground storage, Depleted gas reservoir, Working gas, Cushion gas, Peak shaving 요 약 : 본 연구에서는 고갈가스전, 대수층, 암염공동 및 인공공동 등 천연가스 지하저장 방법에 관한 특성 및 적용조건을 분석하고, 전 세계적으로 실제 현장에 적용되고 있는 운영현황에 대해 고찰하였다. 분석결과, 고갈가스전에 저장하는 방식은 전 세계 워킹가스(working gas)의 약 81.6%를 차지하는 매우 안전하고 경제적인 방법이며 다른 방식에 비해 많은 양의 가스를 저장할 수 있는 장점이 있어 러시아 등의 국가에서 전략적인 가스 저장에 많이 활용되고 있다. 전체 국가별로는 총 606개의 지하저장설비에서 약 303,134×106 m3의 워킹가스를 저장하고 있으며, 특히 미국의 워킹가스 용량은 100,847×106 m3으로 러시아의 63,533×106 m3에 비해 압도적으로 많은 것을 확인하였다. 또한 고갈가스전을 저장시설로 전환하기 위해 고려해야하는 필수적인 기술검토 사항을 도출함으로써 국내 동해-1 가스전의 지하저장시설 전환시 기술적 타당성 검토에 활용코자 하였다. 본 연구의 결과는 향후 국내 도입이 논의되고 있는 러시아로부터의 PNG 공급에 대한 저장시설 확보 대안방법 선정에 활용 될 수 있을 것으로 판단된다.
주요어 : 천연가스, 지하저장, 고갈가스전, 워킹가스, 쿠션가스, 피크저감
2008년 11월 20일 접수, 2009년 2월 24일 채택 1) 한국가스공사 연구개발원
2) 한양대학교 지구환경시스템공학과
*Corresponding Author(이정환) E-mail; [email protected]
Address; R&D Division, Korea Gas Corporation, 638-1, Il-dong, Sangnok-gu, Ansan, Kyunggi-do, 426-790, Korea
서 론
천연가스 지하저장이란 대수층, 암염공동, 고갈된 가 스전 등의 지하구조에 천연가스를 저장하여 사용하는 것
으로 주로 천연가스 소비에 대한 수요와 공급의 균형을 맞추기 위하여 이용된다. 천연가스 지하저장시설의 기능 은 첫째, 공급과 수요의 편차를 극복하기 위해서 하절기 에 잉여물량을 저장하고 수요가 많은 동절기에 비축된 물량을 사용하기 위한 완충공간을 제공하는 것이다. 둘 째는 단기적으로 일간 또는 주간 단위로 발생하는 피크 수요에 대한 피크저감(peak shaving)을 위해서 사용되며 피크저감을 위해서는 소비처와 근접한 곳에 저장소가 위 치하게 되어 배관망을 통해 공급한다. 셋째로 공급중단 장기화에 대비하기 위하여 국가적 차원에서 일정량의 가 해 설
Fig. 1. Pattern of natural gas requirements, supply, and storage (한국가스공사 2006).
스를 전략적으로 비축하기 위해서 저장시설을 사용하는 경우이다. 특히, 급격한 국제 원유값 상승으로 에너지 수 급에 위기를 맞이하고 있는 국제적 상황에서는 오일 대 비 가스 사용량이 점차 증가할 것으로 예상되는 바, 천연 가스 지하 저장은 계절적인 수급 변동을 조절하여 안정 적으로 가스를 공급할 수 있는 대안으로 부상하고 있다 (Dolader, 2003).
국내의 경우, 국내소비 천연가스의 100%를 해외 LNG (Liquified Natural Gas)에 의존하고 있었으나, 동해-1 가 스전이 개발되어 2003년 12월부터 전국 배관망에 연결 됨에 따라 경남･북 일부지역에 동해가스전에서 산출된 천연가스의 공급이 가능해졌다. 그러나 이는 생산량을 기준으로 볼 때 가스 생산국으로서의 상징적 의미가 있 을 뿐 ’03년 전체 수요의 약 2% 정도로서 LNG 수입 대 체효과는 미미한 편이다. 반면 매년 도시가스 동･하절기 수요편차가 심화되어 LNG 저장시설 증설이 지속되고 향후 저장탱크 건설을 위한 적절한 부지 확보가 곤란한 상황에서 동해-1 가스전을 저장시설로 활용한다면 LNG 생산기지 및 저장탱크 건설에 소요되는 막대한 투자비를 절감 할 수 있게 될 것이다(한국가스공사, 2008). 또한 향후 러시아로부터 생산된 가스가 파이프라인을 통하여 도입될 경우, 계절별 수요격차에 대비하기 위하여 고갈 가스전을 저장시설로 활용하는 방법도 고려될 수 있다.
미국의 경우 1940년대까지는 배관으로 가스가 공급되 지 않는 지역에 저장시설을 건설하거나 지하 저장 시설 을 운영하였다. 제 2차 세계 대전 이후 가스의 사용량이 급격히 증가하고 지하 저장시설의 필요성과 규모가 증대 되면서 배관에 의한 가스의 공급이 주류를 이루게 되었 고, LNG를 사용하는 지역에서는 첨두부하를 담당하는 저장시설이 필요하게 되었다. 1980~90년대에는 미국 시 장의 가스가격 폭락으로 저장시설의 건설이 급감하게 되 었다. 이후 ’90년대부터는 인구증가와 청정에너지로서 의 환경성이 부각되면서 규제 제도완화와 함께 가스 수 요가 증가함과 동시에 저장시설의 필요성이 고조되었다.
천연가스 지하 저장시설은 2004년 기준으로 미국 450여 개소, 유럽 150여 개소가 운영 중에 있으며, 최근에는 CO2
가스의 격리 목적으로도 사용되어 계속 증가 추세에 있 다(한국가스공사, 2006).
본 연구에서는 천연가스 지하저장의 일반적 형태 및 각국의 저장시설 현황에 대하여 조사하고 고갈된 가스전 을 천연가스 저장시설로 전환하기 위하여 고려사항 등에 대하여 고찰해 봄으로써 향후 동해-1 가스전의 천연가스 지하저장 시설로 전환시 필요한 기술검토사항을 도출하 고자 한다.
천연가스 지하저장 시설의 형태
Fig. 1은 천연가스 수요와 공급에 따른 저장패턴을 나 타낸 그림으로, 공급이 일정한 양을 유지할 때 수요가 적 은 계절(non-heating season)에는 잉여공급량을 저장하 고 수요가 증가하는 계절(heating season)에 이를 재생산 하는 패턴을 갖는다. 일반적으로 가스의 주입 및 재생산 이 1년 단위로 이루어지므로 수요보다 공급이 많은 여름 에는 초과된 공급량을 저장하고 수요가 많은 겨울에는 이에 대한 재생산이 이루어진다.
대규모 천연가스 지하저장에는 크게 다음과 같은 세 가 지 형태의 저장시설이 있다. 암염공동(salt cavern), 고갈이 진행 중이거나 이미 고갈된 가스전(depleted gas reservoir), 그리고 대수층(aquifer)이다. 암염공동(Fig. 2)은 초기 수 년 동안 주로 LPG(Liquified Petroleum Gas)를 저장하 기 위한 용도로 사용되었다. 가스저장은 1961년 미국에 서 처음 시도되었으며 2005년 현재 전 세계적으로 62기 의 암염공동 저장시설이 분포되어 있고 28기는 미국에 위치한다. 암염돔(salt dome)은 비교적 천부에 위치하고 있으므로 개발이 신속히 진행된다는 장점이 있으며 주로 일별 수요를 충족시키기 위하여 사용된다. 지하 암염지 대에 시추를 하고 해수 등을 주입하여 암염을 용해시키 는 과정을 통해 공동을 확보한 후, 시추공을 통해 주입한 염수를 생산하고 가압 천연가스를 충진하는 방식으로 개 발된다(Katz and Lee, 1990).
대수층은 다공성 투수층의 퇴적암으로 구성되며 그 공 극은 물로 채워져 있다(Fig. 3). 대수층 가스저장의 특성 중 하나는 대수층 지층의 공극에 대상 가스를 주입함으 로써 인공적인 가스전을 형성하는 것이라 할 수 있다. 심 부 대수층의 대부분은 식수나 농업용으로 사용이 불가능 한 염수를 함유하고 있다. 대수층은 보통 덮개암 하부에 존재하므로 가스 주입시 가스의 이동이 불가능해 저장이
Fig. 2. Gas storage in salt cavern (Khan 2006).
Fig. 3. Gas storage in aquifer (Khan 2006).
Fig. 4. Gas storage in on-shore depleted reservoir (Khan 2006).
Fig. 5. Gas storage in off-shore depleted reservoir (Khan 2006).
가능하다. 고갈가스전이나 암염돔보다 광범위하게 분포 되어 있어 상기의 두 저장방식이 불가능한 지역에서 비 교적 쉽게 이용할 수 있다는 장점이 있다. 가스의 주입과 회수는 고갈가스전의 경우와 유사하게 운영되지만 이에 대한 보다 많은 시험과 연구가 요구된다. 특히, 대수층 형태의 지하저장시설은 점차 엄격해지는 환경적 규제에 직면하고 있으며 이에 대한 대응 방안으로 고갈가스전이 부상하고 있는 추세이다. 전 세계적으로 76개의 대수층 이 가스저장시설로 운영되고 있으며 이중 대부분이 미 국, 러시아 연방, 프랑스에 존재한다.
고갈가스전에 가스를 저장하는 방식은 가장 일반적이 며 비교적 최소 비용이 소요되는 방법이다(Fig. 4와 5).
대수층의 경우와 마찬가지로 상당히 많은 양의 가스를 저장할 수 있으며 특히 전략적인 저장과 계절적인 수요 변동을 충족시키기에 적합하다. 이 저장방식의 장점은 대상 가스전의 지질학적 특성 및 저류층의 특성이 이미 파악되어 있으므로 지질 및 탐사 작업 등에 추가 비용이 비교적 적게 소요되며, 기타 저장방식과 비교할 때 쿠션 가스(cushion gas) 소요량이 적으므로 상당히 경제적이
라고 할 수 있다(Azin, 2008). 또한 가스전 자체가 저류 층 생성시기부터 가스를 저장해 온 그 자체로서 가장 안 전한 저장방식이므로 가스 저장에 따른 누출 우려가 기 타 저장시설보다 상대적으로 적다는 점 또한 안전성 측 면에서 높은 평가를 받고 있다. 세계적으로 고갈가스전 형태로 총 448기의 저장시설이 존재한다. 이 밖에도 극 히 소수의 폐광 또는 인공공동 등이 천연가스 지하 저장 시설로 이용되고 있다.
천연가스 지하저장시설의 국가별 현황
Table 1과 Table 2는 천연가스 지하저장설비의 각 국가 별, 지역별 현황을 나타내는 도표이며 국가 및 지역별로 지하저장전에 실제 입출이 가능한 저장가스 즉, 총 워킹가 스(working gas) 용량과 저장설비의 형태 및 개수를 파악 할 수 있다. 천연가스 지하저장이 가장 활발한 나라는 미 국이며 고갈저류층 305개, 대수층 51개, 암염공동 28개 등
Table 1. The status of natural gas underground storage (2004/2005)
국가 지하저장 설비 개수 저장방식 워킹가스 용량(106 m3)
미국 385 고갈저류층(305) 대수층(51)
암염공동(28) 폐광(1) 100,847
러시아* 22 고갈저류층(15) 대수층(7) 63,533
우크라이나 13 고갈저류층(11) 대수층(2) 31,880
독일 42 고갈저류층(15) 대수층(7)
암염공동(19) 폐광(1) 19,179
이탈리아 10 고갈저류층(10) 17,415
캐나다 49 고갈저류층(41) 암염공동(8) 14,818
프랑스 15 대수층(12) 암염공동(3) 11,643
네덜란드 3 고갈저류층(3) 5,000
우즈베키스탄 3 고갈저류층(3) 4,600
카자흐스탄 3 대수층(2) 고갈저류층(1) 4,203
헝가리 5 고갈저류층(5) 3,610
영국 4 고갈저류층(2) 암염공동(2) 3,267
체코 8 고갈저류층(6) 대수층(1)
인공공동(1) 2,891
오스트리아 4 고갈저류층(4) 2,820
라트비아 1 대수층(1) 2,300
루마니아 5 고갈저류층(5) 2,300
슬로바키아 2 고갈저류층(2) 2,098
스페인 2 고갈저류층(2) 1,981
폴란드 6 고갈저류층(5) 암염공동(1) 1,556
아제르바이잔 2 고갈저류층(2) 1,350
오스트레일리아 4 고갈저류층(4) 934
덴마크 2 대수층(1) 820
벨로루시 2 대수층(1) 고갈저류층(1) 750
중국 1 고갈저류층 600
크로아티아 1 고갈저류층 558
벨기에 1 대수층(1) 550
일본 4 고갈저류층 542
불가리아 1 고갈저류층 500
아일랜드 1 고갈저류층(1) 210
아르헨티나 2 고갈저류층(2) 200
아르메니아 1 암염공동(1) 110
키르키스탄 1 고갈저류층(1) 60
스웨덴 1 인공공동(1) 9
합계 606 303,134
*러시아의 경우 워킹가스는 장기 전략적 보유분을 포함 자료원 : 한국가스공사(2006), Khan(2006)
Table 2. Underground gas storage by continent
지역 UGS 개수 쿠션가스용량(106 m3) 워킹가스용량(106 m3)
아시아 8 1,424 5,345
오스트레일리아 4 526 934
동유럽 66 151,282 112,076
중동 7 1,725 6,120
북미 434 129,641 115,665
남미 2 120 200
서유럽 85 92,551 62,894
합계(38개국) 606 377,270 303,234
자료원 : 한국가스공사(2006), Khan(2006)
Fig. 6. Distribution of working gas by continent in under- ground gas storage.
Table 3. Distribution of working gas by storage type
형태 워킹가스 구성비 (%)
고갈 저류층 81.6
대수층 14.5
암염공동 3.9
폐광 0.02
인공공동 0.02
자료원 : 한국가스공사(2006), Khan(2006)
이고 워킹가스 저장용량은 100,847×106 m3로서 고갈저류 층 41개를 보유한 캐나다나 워킹가스 용량 63,533×106 m3의 러시아와 비교할 때 수적, 양적으로 우위의 저장 활동을 하고 있음을 알 수 있다.
Fig. 6은 지역별로 구분한 워킹가스의 저장상황을 나 타내며 천연가스 지하저장의 대부분은 유럽과 아메리카 지역에서 이루어지고 있음을 알 수 있다. 동유럽의 가스 저장이 42%로 가장 많은데 이는 러시아의 전략적인 가 스저장을 포함한 것이며 그 다음은 북, 남미 대륙(35%), 서유럽(19%)의 순이다(Khan, 2006). 천연가스 지하저장 은 저장 형태별로 고갈가스전(82%)이 가장 많으며 대수층
(14%), 암염공동(4%), 폐광(0.02%), 지하 인공공동(0.02%) 등으로 운영된다(Table 3). 저장형태별 분포는 각 대륙 의 특성별로 다르게 나타난다. 예를 들어 서유럽에서는 고갈가스전 보다도 대수층과 지하공동에의 저장이 활발 하다는 사실을 알 수 있다.
국가별 천연가스 지하저장 현황 사례연구
프랑스
프랑스는 2004년 기준으로 각각 노르웨이(32%), 러시 아(24.5%), 알제리(16.5%), 네덜란드(20%), 영국(5%) 등 으로부터 천연가스를 수입하고 있으며 천연가스 지하저장 설비는 15기가 운영 중이다(Table 4). 이중 대수층 저장이 12기이며 3기는 암염공동에 저장되는 방식을 취하고 있다.
프랑스의 천연가스 지하저장 설비 운영은 GDF(Gas De France, 13기)와 TIGF(Total Infrastructures Gas France, 2기)가 맡고 있다.
독일
독일의 가스 지하저장 역사는 매우 길다. 최초의 지하 저장은 1963년에 Ruhrgas사에 의해 하노버 근처의 대수 층에서 시작되었으며 이 시설은 경제적인 이유로 인해 1999년에 폐정되었다(Sedlacek, 1999). 독일에는 20개의 회사에 의해 42개의 지하저장 시설이 운영되고 있으며 총 19,179×106 m3의 워킹가스가 운영되고 있다(Table 5).
영국
고갈가스전 형태의 지하저장은 Edinburgh Oil & Gas 사가 운영하고 있는 Hartfield Moors 가스전이 대표적이 다. 이 저장시설은 Sheffield 동쪽에 위치한 육상 가스전 이며 지하 1,800 m 심도에 가스를 저장한다. 영국의 해
Table 4. Underground gas storage in France
Operators Storages Type Capacity
GDF Soings, Cere, Chemery Aquifer 46 TWh
Saint-Clair, Germingny Aquifer 13 TWh
Saint-Illiers, Beynes Aquifer 13 TWh
Etrez, Tersanne, Manosque Salt cavern 9 TWh
Cerville Aquifer 7 TWh
Gournay (B gas) Aquifer 10 TWh
TOTAL Lussagnet Aquifer 2.4 Gm3
Izaute Aquifer 2.8 Gm3
자료원 : 한국가스공사(2006), Khan(2006)
Table 5. Underground gas storage in Germany
Porous rock Caverns Total Total installed working gas volume of UGS in operation (106 m3) 12,833 6,346 19,179 Total peak withdrawal rate in operation (106 m3/d) 204.65 272.52 477.17
Number of storages in operation 22 20 42
Total working gas volume from planned storage projects (106 m3) 600 2,700 3,300 Expected total max. working gas volume in operated and planned storage
facilities (106 m3) 13,440 9,040 22,480
자료원 : Eurogas Corporation (2004)
Fig. 7. Underground gas storage in Spain (Repsol-YPF, 2005).
상 가스전인 Rough 필드는 East Coast 해상에 위치하며 Centrica Storage사 소유로 지하 3,000 m 심도에 가스를 저장한다.
스페인
스페인은 국내 생산량이 미미한 에너지 수입국이며 공 급되는 총 에너지의 약 22% 정도를 천연가스형태로 도 입하고 있다. 2004년에는 27,500×106 m3의 천연가스가 소비되었으며 2005년에는 그 수요가 33,500×106 m3으 로 증가되었다. 가스의 40% 정도는 노르웨이와 알제리 로부터 파이프라인으로 공급되며 나머지 60%는 LNG 상태로 알제리, 나이지리아, 카타르, 트리니다드 토바고, 이집트, 아부다비 등으로부터 수입되어 재액화된다. 재 액화 플랜트는 현재 4기가 운영 중이다. 증가하는 천연 가스 수요에 따라 알제리와 프랑스로부터 2개 노선의 파 이프라인이 건설 예정이며 추가로 3기의 재액화 플랜트 가 계획 또는 건설 중이다.
Fig. 7은 스페인에서 운영되고 있는 지하저장시설 현 황을 나타낸다. 2005년 현재 운영중인 스페인의 천연가스 지하저장시설은 Gaviota와 Serrablo 저장전 2기이며 두 저장시설의 총 워킹가스는 2,120×106 m3, 최대 생산량은
Table 6. Working gas capacity and storage type of North America
Type Working gas (106 m3) Depleted reservoir 101,223
Aquifer 9,985
Salt cavern 2,100
Domal salt cavern 1,562 Bedded salt cavern 898
Abandoned mine 57
자료원 : Federal Energy Regulatory Commission (2004) 12.6×106 m3/day로 운영되고 있다(Repsol-YPF, 2005).
Gaviota는 고갈된 가스전으로 해상에 위치한 가스저장 시설이며 Repsol-YPF사가 소유와 운영을 겸하고 있으 며 Enagas사에서 가스를 이용하는 형태이다. Gaviota 저 장전은 스페인 북쪽 해안 약 10 km 지점에 위치하고 있 다. 1980년에 발견되어 86년부터 94년까지 가스와 컨덴 세이트를 생산해 왔고 94년 가스가 고갈된 것으로 판단, 폐정을 연기하기 위해 가스 저장전으로 용도를 변경하여 운영 중이다. 또 다른 천연가스 지하저장시설인 Serrablo 저장전은 육상에 위치한 고갈가스전이며 Enagas사 소유 로 운영되고 있다. 또한 스페인에는 4기의 신규 천연가 스 지하저장시설이 계획 중 이거나 현재 건설되고 있다.
이 중 Yela 저장전과 Reus 저장전은 Enagas사에 의해 진행 중인 대수층 지하저장시설이며 Repsol-YPF사가 추진 중인 육상 고갈가스전인 Poseidon 저장전이 있다. 또 한 Petroleum사가 건설 중인 Castor 저장전은 고갈된 해상 유전 형태로서, 유전에 남아 있는 잔류 오일을 추가 생산 한 이후 2009년부터 가스저장시설로 운영할 계획이다.
북미 대륙
미국내에는 115개 이상의 천연가스 저장 운영업체가 있 다. 이 중 30개의 주에 385기 이상의 지하저장설비가 운영 되고 있다. 이들 설비의 워킹가스 용량은 약 100,000×106 m3 정도이며 일일 최대 생산능력은 2,265×106 m3이다. 캐나다에는 7개의 천연가스 운영 업체가 있으며 5개 주 에서 약 50기 정도의 천연가스 지하저장설비가 운영 중 이고 워킹가스 부피는 15,200×106 m3, 일산 최대 생산량 은 141.5×106 m3 정도이다. 총 500개 정도의 주입/생산 정이 운영되고 있으며 이 중 30개 정도는 수평정이다.
150개 정도의 압력 조절 또는 관측정을 보유하고 있다 (Table 6).
북미 대륙 최초의 성공적인 천연가스 지하저장은 1915
년, 캐나다 Ontario에서 고갈 가스전에 대해 시도되었다.
미국의 최초 천연가스 지하저장은 1916년에 저장시설로 전환된 뉴욕의 Buffalo 남쪽의 Zoar 저장전으로서 이는 북미 지역에서 현재까지 운영되고 있는 가장 오래된 저 장시설이다. 미시건 주는 북미 대륙에서 워킹가스 저장 용량이 최대이며 그 주된 이유는 지질구조 때문이지만 미국의 산업 중심지이며 이 지역이 제 2차 세계 대전 이 후 천연가스 지하저장의 선두였기 때문이다.
미국내 저장시설의 대부분은 소비 중심지에서 가까운 지역에 위치한 고갈저류층이다. 고갈저류층의 가스저장 은 활용도가 높고 운영비가 저렴하기 때문에 가장 일반 적으로 행해지는 저장방식이며 여러 가지 장점이 있다.
북미대륙에는 19,000개 이상의 생산 및 주입정이 있으 며 이 중 대부분이 80~100년 전에 설치된 것으로서 계 속적인 유지보수가 필요한 상태이다. 1990년대에는 저 장용량 및 생산성 향상에 매우 효과적인 수평정 시추 기 술이 지하저장 분야에 도입되기 시작했다.
러시아 연방
1958년에 고갈가스전에의 가스 주입이 최초로 시도되 었다. 현재 가즈프롬은 24개의 지하저장 시설을 운영하 고 있으며 가즈프롬이 운영하고 있는 지하저장설비의 워 킹가스 용량은 62.6×109 m3이다. 일정기간 저장 후, 생 산 초기단계(12월～2월)의 최대 생산량은 568×106 m3이 며 이때 평균 일일 생산량은 477×106 m3로 나타난다.
가스전의 지하저장시설 전환시 고려사항
국내에서 생산중인 동해-1 가스전의 고갈을 대비하여 이를 천연가스 저장시설로 활용하기 위한 과제가 국가적 으로 대두되고 있다. 동해-1 가스전은 해상에 위치한 가 스전으로 생산된 가스는 해저 파이프라인을 통해 육지로 이송되어 한국가스공사의 광역환산망에 연결되어 있다.
현재 원시매장량은 LNG 환산시 약 500만 톤으로 평가 되고 있으므로 PNG(Pipelined Natural Gas)로 도입되는 가스의 저장시설로 활용될 경우, 국가적 규모의 예산을 절감할 수 있다는 점에서 높이 평가되고 있다.
일반적으로 천연가스전을 가스저장전으로 전환하기 위해서는 무엇보다 적절한 생산종료 시점의 선정이 중요 하다. 천연가스전의 생산종료 시점을 결정하기 위해서 기존 천연가스전에서의 총 매장량 및 생산에 따른 잔여 매장량을 예측하기 위해 물질평형 방법을 사용한다. 물 질평형 방법을 이용하여 초기 가스의 매장량을 파악한 후 가스저장전으로 전환 시 저류층 내에 남겨둘 적절한 쿠션가스의 양을 고려하여 천연가스 저류층에서의 생산
종료 시점을 결정할 수 있다. 또한 기존의 가스전이 가스 저장전으로 전환하기에 적절한 지층구조를 가지고 있는 지의 여부, 경제적인 측면에서 충분한 양의 가스를 저장 할 수 있는지의 여부, 그리고 주입된 가스의 생산성 및 주변 지층으로의 가스의 유동으로 인한 가스 손실을 방 지할 덮개암의 존재 유무 등을 충분히 고려하여 가스저 장전으로의 전환을 결정할 필요가 있다.
지질학적 필요조건
저류층 내에서 가스는 공극이나 균열에 저장되므로 고 갈가스전내 저장될 가스의 양은 저류층의 공극률에 의해 결정된다. 공극률은 공극의 연결성에 따라 절대공극률과 유효공극률로 분류되며, 천연가스의 생산 및 주입은 저 류층 내 연결된 공극을 통해 이루어지므로 유효공극률이 보다 중요한 관심사가 된다. 공극률을 측정하는 방법으 로는 코어분석과 물리검층이 주로 이용된다. 이미 생산 이 이루어진 고갈가스전의 경우 저류층의 공극률에 대한 정보를 이미 가지고 있다는 장점이 있으며, 대부분이 다 량의 원유 및 천연가스를 함유하고 있던 지층이므로 공 극률의 값도 비교적 크게 나타난다.
공극률과 함께 중요한 저류층의 기초 물성으로 유체투 과율을 들 수 있다. 유체투과율은 코어분석이나 물리검 층 외에도 생산성 시험 자료로부터 간접적으로 측정할 수 있으며, 유체투과율이 클수록 생산 또는 주입될 수 있 는 가스의 유량은 크다. 일반적으로 고갈가스전은 이미 생산성이 어느 정도 인정되어 개발이 이루어진 지역이므 로 상대적으로 큰 유체투과율 값을 나타낸다. 간혹 저류 층이 손상되어 유체투과율이 작게 나타나는 지역에서는 증기 및 열 자극 등의 추가적인 조치에 의해 생산성이 향상될 수 있다. 또한 같은 저류층 내에서도 위치에 따라 유체투과율이 극히 작게 나타나는 지역이 있는데 이러한 지역에는 워킹가스가 주입되기 전 쿠션가스를 채움으로 써 개선될 수 있다. 일반적으로 고갈가스전에는 상대적 으로 많은 양의 잔존가스가 존재하므로 상대적으로 적은 양인 평균 50% 정도의 쿠션가스가 주입된다.
한편 저류층 압력도 가스를 주입 또는 재생산함에 있 어 중요한 변수로 작용한다. 저류층의 크기는 28.3×106 m3정도의 적은 양을 생산할 수 있는 소규모 저류층에서 부터 2,831×106 m3 이상의 많은 양을 생산할 수 있는 대 규모 저류층에 이르기까지 그 규모가 다양하게 나타나며 이에 따라 저류층의 압력도 다양하게 나타난다. 저류층 의 압력은 저류층의 깊이와 주변지층의 상태, 저류층 내 가스량에 의해 영향을 받으며 일반적으로 저류층 압력이 높아지면 가스의 주입률은 낮아지고 역으로 재생산율은 높아진다. 일반적인 저류층의 최대압력은 4,000 psi이상
이며 최소 100 psi이상은 되어야 한다(Knepper, 1997).
덮개암은 저류층의 상부에 존재하면서 저류층 유체가 상부로 이동하는 것을 막아주는 불투수성 암석으로 셰일 이나 치밀 석회암 등이 주요 덮개암에 해당한다. 고갈가 스전은 과거 오랜 기간 안정되게 석유 및 천연가스를 보 유하고 있던 지층이므로 가스 이동을 막아줄 수 있는 불 투수성 덮개암이 존재한다. 만일 오랜 시간 방치되었던 고갈가스전을 가스저장시설로 이용할 때에는 덮개암내 균열발생 등에 대한 추가적인 지질학적, 암석물리학적 조사를 통해 덮개암의 구조적 안전성을 확인하는 절차를 반드시 거쳐야 한다. 이 외에도 저류층 구조 내의 단층을 통한 가스이동(migration)의 문제가 가스 주입/생산 사이 클에서 일어나지 않도록 주의하여야 한다.
저류층의 위치 또한 저장지층의 품질을 평가하는데 있 어 중요한 요소가 될 수 있다. 만약 저류층이 기존의 운송 파이프라인이나 소비지, 유통라인과 가깝지 않다면 기존 시설들과 연결하기 위해 더 많은 비용이 요구된다. 일반 적으로 고갈가스전은 소비지역 주변에 발달하거나 이미 운송 파이프라인 및 생산설비 등이 설치되어 있으므로 다른 지층에 비해 비용이 저렴하다는 장점을 갖는다.
가스저장량 평가 및 입출가스의 체적 산정
가스 저장량 평가는 압력과 시간에 따라 지하지층에 저장된 가스량을 파악하는 과정으로 가스저장전 운영에 있어 가장 중요한 요소라고 할 수 있다. 저장된 가스는 그 역할에 따라 워킹가스와 쿠션가스로 구분되는데 각각 의 양은 저류층의 지질조건과 물성에 따라 달라진다. 평 균적으로 고갈가스전의 경우 50% 정도의 쿠션가스가 주입된다. 쿠션가스(cushion gas)란, 가스저장시설의 압 력을 유지하기 위하여 회수하지 않고 보존하는 가스이며 쿠션가스의 부피를 제외한 나머지 즉 실제로 저장되어 입출되는 가스를 워킹가스(working gas)라고 칭한다. 이 워킹가스와 쿠션가스의 부피는 천연가스 지하저장량 및 경제성을 평가하는 중요한 요소이다.
가스 저장량 평가는 기존의 탄화수소 매장량 평가 과 정과 유사한 방법으로 평가되는데 일반적으로 용적법 (volumetric method)과 압력-감소법(pressure-depletion method)에 의해 평가될 수 있다. 용적법은 검층 및 코어 분석 이후 얻은 저류층의 특성변수를 통해 저류층 내 가 스량을 파악하는 방법이며 압력-감소법은 고갈가스전 운영 중 얻은 저류층의 압력자료와 가스 상태 방정식을 이용하여 저류층의 저장량을 평가하는 방법이다. 지하저 장시설 개발시 일반적으로 쿠션가스의 충진비용이 저장 시설의 설비비용과 비슷한 수준이므로 이는 특히 지하저 장 시설 활용의 경제성을 결정짓는 상당히 중요한 요소
중 하나이다. 따라서 저류층 자료를 이용하여 전산모사 모델을 개발하고 일정 주기의 히스토리 매칭 등을 실시 하면 가스 저장시 예측되는 불확실성을 상당 부분 감소 시킬 수 있을 것이다. 한편, 고갈가스전은 천연가스의 생 산을 위하여 이미 저류층의 지질학적 특성과 구조가 파 악된 상태이므로 추가로 탐사를 시행할 필요는 없다. 다 만 오래 전에 개발된 저류층의 경우 2D 탐사만 이루어 진 경우가 있으므로 이러한 경우에는 3D 탐사를 추가로 시행하여 정확한 저류층의 구조를 파악하고 지질학적 모 델을 구축하여야 한다.
가스저장전으로 전환시 발생가능한 안전/환경 문제 가스 저장의 대상이 되는 저류층은 대수층과 인접해 있는 경우가 많다. 이러한 경우, 대수층의 오염과 관련하 여 심도 깊은 수리지질학적 연구를 별도로 수행하여 저 장 작업 중의 대수층의 화학적 오염 가능성을 평가하여 야 할 것이다. 이는 해상 저류층보다는 육상 저류층에서 주의해야 하는 문제이다. 또한 가스의 주입 및 생산시 실제 로 대수층에 미치는 영향을 확인하기 위해서는 대수층의 압력을 모니터링하고 대수층에 함유된 물의 샘플링을 통해 서 민감한 대수층을 분석하여야 한다(Coffin and Lebas, 2007).
두 번째 문제는 유독성, 가연성, 폭발성 물질인 가스의 안전관리 문제이다. 저장된 가스는 산소와의 접촉이 불 가능하므로 저류층 내에서 점화가 불가능하다. 따라서 저류층을 저장시설로 활용하는 것은 천연가스를 저장하 는 가장 안전하고 검증된 방법이라 할 수 있다. 가스전 자체가 저류층 생성시기부터 가스를 저장해 온 그 자체 로서 가장 안전한 저장방식이므로 가스 저장에 따른 누 출우려가 기타 저장시설보다 상대적으로 적다는 점 또한 안전성 측면에서 높은 고려대상이 되고 있다. 이 밖에도 기존의 생산정을 가스 주입 및 생산(회수)정으로 전환하 기 위한 추가 주입정 시추, 또는 가스의 품질관리 문제에 대해서도 추후 분석이 이루어져야 할 것이다.
지하저장전 설계시 주요 고려사항
지하저장시설의 건설 프로젝트 수행시, 설계나 개발 단계에 진입하기 전에 장기간의 운영계획에 대한 연구나 시장의 수요에 대한 검토가 이루어져야 한다. 이러한 검 토는 가스 소비와 관련된 날씨의 영향과 구름, 눈, 햇빛 등의 인자들을 고려한 계절적인 연구가 필요하다. 고려 하여야할 인자들에는 DD(degree-day deficiency)가 있다.
이는 특정한 날의 평균온도와 65 °와의 차이로 정의된 다. 어느 특정한 날에 대하여 DD가 결정되면 1년간 측 정된 값들을 모두 합산하여 시장으로 보내진 가스와의
상관관계를 밝히게 된다. 시장으로 보내지는 가스량을 예측하기 위해 일반적으로 50년간의 온도기록을 활용하 며 이는 기상예보의 통계기록에 의해 얻어진다.
가스 수요 예상을 위해 중요한 점은 일일최대 혹은 시 간최대 공급량 간은 첨두부하량을 예측해야된다는 점이 다. 시장 조사의 목적은 연간 가스판매량을 예측하거나 첨두부하량 등을 결정하는데 있다. 이러한 소비 요소들 은 주로 년간 생산량 또는 일일생산량으로 표현되어 진 다. 시장에 대한 소비 요소 및 DD, 첨두부하량이 결정되 면 두 개의 주요한 설계 파라미터값 즉, 파이프라인 공급 량과 저장 요구량이 설정된다. 이를 통해 개월당 총 시장 요구량이 결정되고 이후 두 가지 설계 파라미터에 대한 가스저장 일정을 준비하게 된다. 가스저장 필요성과 일 정이 확립된 후 저류층의 크기, 위치, 파이프라인과의 접 근성 등의 요소들을 고려한 다양한 저장부지 선정과정을 거쳐 가스저장 지층 후보지를 최종 선정하게 된다.
지하저장전 설계
고갈가스전에서 가스저장전으로 전환하기 위해 설비 를 추가하거나 또는 새로운 저장시설을 건설하는 경우, 시장의 수요와 회사의 가스저장능력을 고려하여 하루에 얼마만큼의 가스를 주입하고 회수할 것인지에 관한 설계 목적을 결정하게 된다. 이를 위하여 첨두부하량을 고려 해야 하며, 설계목적이 정해지면 일련의 과정들을 거쳐 지하저장전의 설계가 이루어진다. 계절적인 최대 수요량 이 정해지면 이에 따라 쿠션가스의 양이 결정되며, 이 양 은 저장시 필요한 최대 운영압력과 관련이 있다. 계절적 최대 수요량이 미리 정해져 있기 때문에 쿠션가스의 설 정은 이를 고려하여 최대압력과 최소 압력 사이에서 결 정하게 된다. 또한 저장 사이클 동안의 저류층내 운영압 력이 결정된 후 일일 총 최대유랑이 계산되며 이에 필요 한 주입/재생산정의 개수와 위치를 결정해야 한다. 이러 한 과정을 거쳐 각각의 주입/재생산정에 워킹가스량을 할당하고, 정두(well head) 압력이 결정되어야만 그에 따 른 포집(gathering) 장치와 히터, 분리기, 측정장치, 압력 제어장치, 탈수장치 등의 부가시설에 대한 설계가 가능해 진다. 포집장치는 지상의 지형이나 주입/회수정의 개수, 압력, 유량 등의 여러 가지 요인들에 의해 환상(loop), 성 상(star), 목상(tree) 형태 중에서 한 가지 형태를 결정하 게 되며 때로는 동시에 사용되기도 한다. 쿠션가스양, 유 정 위치 및 포집장치에 대한 설계가 진행된 후 가스압축 장치의 운영압력과 위치가 설계될 수 있다.
Fig. 8은 이러한 설계 과정을 나타내는 흐름도이며 쿠 션가스의 양을 3가지 경우로 각기 다르게 설정함으로써 주입시설의 설계가 3개의 과정으로 진행되는 것을 볼 수
Fig. 8. Various tasks involved in design of storage fields.
있다. 각각의 경우는 쿠션가스의 양, 가스정의 개수, 압 축설비의 마력에서 차이가 있으며 각각의 경우에 대하여 경제성 평가를 수행하여 소요경비와 수익률 등을 상호비 교하게 된다. 이러한 과정을 통해 가장 경제성이 양호한 경우의 시나리오에 따라 가스저장시설을 설계하게 된다.
결 론
천연가스 지하저장 방식의 특성 및 조건, 시설운영과 관련된 현황고찰을 통해 유럽 및 북미 주요 국가들의 천 연가스 지하저장 사례를 분석하였다. 천연가스의 지하저 장은 고갈가스전, 암염공동, 대수층 등을 중심으로 운영 되고 있으며 이 중 고갈가스전에의 저장이 가장 보편적 이고, 쿠션가스의 활용차원에서 가장 경제적인 저장방식 임을 확인하였다.
동해-1 가스전을 천연가스 저장시설로 활용하기 위한 준비단계로, 고갈가스전을 천연가스 저장시설로 전환하 고자 할 때 예상되는 문제점 및 기술적 고려사항을 고찰 하였으며 이 중 최대 비용요소인 쿠션가스 구입에 소요 되는 비용을 최적화하기 위하여 전환시기를 적절히 고려 하는 것이 바람직하다는 결론을 도출하였다. 또한 안전 및 환경과 관련된 문제를 검토함으로써 보다 안정적이고 안전한 가스저장시설로 전환할 수 있음을 파악하였다.
본 연구의 결과는 향후 동해-1 가스전에 대한 저장량 평 가 및 기본설계 계획 연구 등 활용가능성을 확인하는 기 술적 타당성 검토시, 선행연구 자료로 활용될 수 있을 것 이다.
사 사
본 연구는 한국가스공사 연구개발원 및 지식경제부 에 너지기술혁신(ETI) 프로그램에서 수행된 결과를 토대로 작성되었으며, 이에 감사드립니다.
참고문헌
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이 정 환
1994년 한양대학교 공과대학 자원공학 과 공학사
1996년 한양대학교 공과대학 자원공학 과 공학석사
2003년 한양대학교 공과대학 지구환경 시스템공학과 공학박사
현재 한국가스공사 연구개발원 가스전기술연구팀장 (E-mail; [email protected])
신 창 훈
1992년 부산대학교 공과대학 기계공학 과 공학사
1997년 부산대학교 공과대학 기계공학 과 공학석사
2003년 부산대학교 공과대학 기계공학 과 공학박사
현재 한국가스공사 연구개발원 가스전기술연구팀 책임연구원 (E-mail; [email protected])
이 영 수
현재 한양대학교 지구환경시스템공학과 박사과정 (本 學會誌 第45券 第4号 參照)
한 정 민
1993년 한양대학교 공과대학 자원공학 과 공학사
1995년 한양대학교 공과대학 자원공학 과 공학석사
현재 한국가스공사 연구개발원 가스전기술연구팀 책임연구원 (E-mail; [email protected])
안 승 희
1986년 전남대학교 공과대학 화학공학 과 공학사
1992년 전남대학교 공과대학 화학공학 과 공학석사
현재 한국가스공사 연구개발원 가스전기술연구팀 책임연구원 (E-mail; [email protected])
성 원 모
현재 한양대학교 시스템응용공학부 지구환경시스템공학과 교수 (本 學會誌 第45券 第4号 參照)
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