석유산업과 석유개발

강 사 소 개

주요 약력

· 한국석유공사 사장 (2018.3 ~ 현재)

· 대우인터내셔널(현 포스코인터내셔널) (1996.6 - 2017.1)

석유가스개발 본부장(부사장)/미얀마E&P사무소장/에너지개발팀장

· 한국석유공사 기술실 지구물리팀장 (1991.10 - 1996.6)

· 한국해양과학기술원 선임연구원 (1991.2 - 1991.10)

학력

·서울대학교 사범대학 지구과학과 학사/석사

·미국Texas A&M대학교 지구물리학 박사

상훈

·대통령표창 (해외자원개발기여, 2001.8)

·은탑산업훈장

(국내 석유가스개발 역사상 최대 규모인 미얀마 가스전 성공, 2011.12) 저서

·황금가스전 (부제: 미얀마 바다에서의 도전과 성공)

석유산업과 석유개발

2019. 5. 24

Contents

I. 석유산업 개요

II. 석유개발

III. 석유개발 성공사례: 미얀마 가스전

석유의 정의

 석유(石油, Petroleum)의 정의

 암석에서 생성된 탄화수소 혼합물

 용어의 유래 : 그리스어 ”Petra(바위)” + 라틴어 “Oleum(오일)”

 탄소(C)와 수소(H)가 주성분이며, 소량의 황, 질소, 수분 등 포함

 석유(Petroleum)의 종류

 원유(Crude Oil) : 천연적으로 생성된 액체상태의 탄화수소 초경질유/경질유/중질유 (API로 구분)

 천연가스(Natural Gas) : 천연적으로 생성된 기체상태의 탄화수소 메탄/에탄/프로판/부탄

 석유제품(Petroleum Products) : 원유의 정제를 통해 만들어지는 액체 및 기체

* 광의의 석유는 Oil & Gas 모두를 포함

석유산업의 분류

 상류(Upstream) : 석유의 탐사, 개발, 생산까지의 단계

*

상류부문을 우리말로 석유개발, 영어로 E&P (Exploration and Production)라고 함

 하류(Downstream) : 석유의 수송, 정제, 판매까지의 단계

수 송(Transportation) 정 제(Refining)

저장·판매(Marketing) 탐 사(Exploration) 개 발(Development) 생 산(Production)

상 류

하 류 석유산업

* 수송 및 저장을 중류(Midstream) 라고도 함

 자본·지식·기술 집약, 대규모 투자, 긴 리드타임, 高위험 高수익, 연관산업 발전

상류부문(E&P)의 특징

E&P사업 특성 주 요 내 용

자본 집약  대규모 자금조달 능력 필수적

* 심해시추 1공당 약 1억 달러 이상 소요

지식·기술 집약  종합지식 및 기술의 결정체

 기술역량이 사업 경제성에 직결

긴 리드타임

(long lead)  탐사~최초 생산 : 약 5~10년, 생산기간 : 20~30년

高위험 / 高수익  탐사 리스크가 높으나 발견시 높은 수익 보장

* 석유발견 성공률 : 20~40%, 상업적 발견 성공률 : 10% 내외

전후방 산업연관효과  건설, 중공업, 철강, 조선, 금융 등 연관산업 발전 효과

하류부문

 석유정제시설

 상압증류(distillation), 개질(reforming), 탈황(desulfurization), 분해(cracking) 설비로 구분

LPG

(Liquified Petroleum Gas)

납사 유분

등유 유분

경유 유분

중유잔사유 아스팔트

하류부문

 석유제품의 종류

 비등점 차이 등에 따라 휘발유, 등유, 경유, 중유 등으로 분류

구 분 종 류

휘발유 (Gasoline)

- 자동차용 휘발유 - 항공기용 휘발유 나프타

(Naphtha)

- 연료용 : 휘발유 등 제조연료

- 원료용 : 석유화학공업용

등유

(Kerosene) - 가정, 난방용 연료

경유

(Diesel, Gas Oil) - 디젤엔진의 연료 중유

(Fuel Oil) - 선박 등 내연기관 연료

 과거, 석유의 고갈을 우려했으나 기술발전으로 극복

석유의 미래: 공급측면

 매장량과 가채년수 지속 증가

* 매장량 : 6,835억 배럴 (1980년) → 1조6,966억 배럴 (2017년), 1조 배럴 증가

* 가채년수 : 향후 ’40년‘(1970년) → 향후 ‘50년’(2017년)

 2010년 이후 매장량 증가세는 둔화(연평균 0.5%), 반면 소비량은 꾸준히 증가(연평균 1.5%)

 세계 석유수급 불균형 초래 가능성

 저유가로 인한 투자 감소로 석유공급 부족 우려 제기 (IEA, OPEC)

석유의 미래: 공급측면

 석유의 중요성 간과, 저유가로 인한 투자감소로 인해 심각한 공급 부족 우려

 안정적 석유공급을 위해 기존 유전의 자연감소분을 상쇄할 투자 확대 필요

* 2010~2014년 고유가 시기의 투자 → 2017~2022년 생산증가로 반영

* 2014년 이후 저유가로 인한 투자감소 → 향후 석유공급 부족 가능성

 2025년 전후 미국 타이트오일(셰일오일) 생산피크 도래, 이후 석유공급 불안 증가

 (IEA) 매년 160억 배럴 매장량 확보할 수 있는 신규 투자 필요

 (OPEC) 2023년까지 연평균 $3,840억, 2040년까지 연평균 $3,560억 투자 필요

 향후 공급안정을 위해 신규 투자 필요성 주장 (IEA, OPEC)

* 출처: BP Statistics, 2018.

석유의 미래: 세계 에너지 소비 추이

석유의 미래: 수요측면

 미래, 여전히 석유는 주종 에너지원 유지 전망

 1차 에너지소비에서 석유비중은 34%(‘17년) → 31%(‘25년) → 28%(‘40년) 전망

* 천연가스 포함시 2040년 53% 비중

 석유의 총수요량은 지속적으로 증가

 석유수요 증가세는 비OECD국가, 항공/선박, 석유화학이 견인

 (지역별) 중국, 인도 등 비OECD국가 석유수요가 2040년까지 연평균 1.3~1.7% 증가 전망

* 반면, OECD국가는 인구정체, 친환경에너지정책, 연비규제 등으로 연평균 0.8% 감소

 (부문별) 상용차(트럭), 항공/선박, 석유화학원료용 석유수요가 증가세 견인

* 반면, 승용차(passenger car) 석유수요는 전기차 등으로 인해 2030년 정점이후 증가세 둔화

석유의 미래: 수요측면

 신재생에너지가 석유를 대체할까?

 신재생에너지는 석유가 아닌 발전용 석탄 대체

* 세계 발전부문의 비중(’17년→’40년)

석유 3.7%→1.3%, 석탄 38%→26%, 재생 25%→40%

* 우리나라 발전부문의 석유비중 : 1.5%(‘17년)

 전기차, 수소차가 석유(수송용)를 대체할까?

 전세계와 우리나라 전기차 보급률 미미

 2040년 원유수요 250만 b/d 대체 전망 (수요량의 2.4%)

 대체가능 차종은 승용차, 경화물차 등에 불과 / 대형화물차, 항공기, 선박 등은 대체불가

<에너지원별 세계 발전부문 비중 전망>

 산업용(석유화학) 석유소비는 줄어들까?

 인류생활 전반에 걸친 소재로 광범위하게 쓰이며, 정보전자 소재 등 미래산업에 필수

 세계 석유수요 증가의 핵심 견인차 역할

석유의 미래

 석유는 주종에너지원 지위 유지

 신재생에너지 및 전기차의 등장에도 불구, 석유소비량은 꾸준히 증가 전망

 공급투자 부족(석유인식 저하)이 석유수급 불균형(=고유가) 야기 가능성 확대

 앞으로도 석유는 가장 중요한 에너지원이자 산업소재로서 그 지위를 확고히 함

국제유가 추이

우리나라 석유산업 특징

 경제규모에 비해 높은 석유소비 (높은 석유의존도)

< 우리나라 1차 에너지 원별 비중 >

40%

28%

15%

12%

 세계 8위 석유소비국(9억3,269만B) vs. 세계 12위 GDP ($1조5,302억)

* 석유소비 : 미국, 중국, 인도, 일본, 사우디, 러시아, 브라질에 이어 8위

 (현재) 에너지 소비에서 석유비중 40%

* 천연가스 포함 55%

 (미래) 석유비중은 35%로 소폭 감소하나

절대 석유소비량은 증가

* 천연가스 포함 50% (‘40년)

우리나라 석유산업 특징

 석유소비 중에서 산업용 소비가 60% 차지

산업, 60%

수송, 33%

가정,상업, 5%

공공, 기타, 1%

발전, 1%

 OECD 국가중 산업용(특히, 석유화학용 나프타) 석유소비 비중 최고 수준

 필수적인 산업용 소비가 많아 석유소비 감소 여력없음 (= 고효율의 석유소비구조)

우리나라의 석유안보

 세계에서 두번째로 취약한 석유안보

 경제의 석유의존도가 높음에도 불구, 공급교란 등에 취약 (태국에 이어 2번째, 에너지경제연구원)

 거의 100% 수입하며, 특히 중동의존도는 70% 이상

 돈을 주고도 살 수 없는 비정상 시장 도래 가능성 (예 : 중동발 1, 2차 오일쇼크)

 석유는 어떤 제품보다도 불확실성, 변동성이 높음

Contents

I. 석유산업 개요

II. 석유개발

III. 석유개발 성공사례: 미얀마 가스전

석유 생성 조건

 근원암 : 석유를 만드는 암석

 저류암 : 석유가 들어있는 다공질 암석(사암)

 덮개암 : 석유가 위로 흐르지 못하도록 막아주는 암석

 트랩 : 배사구조 또는 층서트랩

석유개발(E&P) 사업 흐름도

단 계

사전조사 단계

광구취득 단계

탐사 단계

개발 단계

생산 단계

주 요 내 용

자료열람

계약조건/인프라 조사 등 기술 및 경제성 평가

입찰/광구참여 계약 지질조사, 물리탐사

탐사/평가 시추 개발계획 수립

생산정 시추, 생산시설 건설 저류층 관리, 생산증진 생산시설 관리, 생산물 판매

비 고

사업참여 정보 수집

사업권리 확보

석유부존 여부 확인 발견시 경제성 평가

생산 준비

최적생산 및 수익 극대화

E&P 사업단계 - 탐사단계

 Geology

• Remote Sensing Study

• Geological Field Work

※ 분지(Basin)

주변 가장자리가 비교적 높은 지형으로 중심 부분은 움푹하게 내려간 저지대로 이루어진 지형

※ 지층(Stratum)

층상으로 발달한 암체

E&P 사업단계 - 탐사단계

인공지진파탐사(seismic exploration)를 통해 지하의 암석분포나 퇴적분지의 존재여부 판단

→ 석유부존 가능성이 높은 유망구조를 도출

지표 또는 해상에서 인공지진파를 발사하여 지하지층의 경계면에서 반사되어 돌아오는 반사파를 수진기에 기록하고 전산처리 및 해석작업을 거쳐 유망구조를 도출

인공지진파탐사

 지구물리탐사

E&P 사업단계 - 탐사단계

< 육상 인공지진파탐사 모식도 > < 해상 인공지진파탐사 모식도 >

자료취득 (Acquisition)

전산처리 (Processing)

자료해석 (Interpretation

E&P 사업단계 - 탐사단계

인공지진파 탐사에 의해 도출된 유망구조에 대해 석유 부존 여부를 확인하기 위해 굴착

탐사시추

자원량을 확인하기 위한 작업 평가시추

탐사자료의 해석 결과, 석유의 매장이 예상되는 지역을 직접 굴착하여 검층작업이나 산출시험을 통해 석유부존 여부를 확인하고 자원량을 확인하기 위한 작업

 탐사시추 / 평가시추

E&P 사업단계 - 탐사단계

Barge

습지, < 50 ft ~ 300 ft Jack-Up

~ 1000 ft

Semi-submersible

~ 8000 ft Drill Ship

 시추기(선) 종류

유전 평가

• 자원량 평가 및 생산 예측

개발계획 수립

• 최적 개발 모델 결정

생산시설 건설 및 설치

생산정 시추

E&P 사업단계 - 개발단계

E&P 사업단계 - 개발단계

탐사단계에서 취득한 지질, 지구물리 및 시추 결과 등 모든 자료를 이용하여 종합 분석작업을 실시하고, 저류층의 특성을 파악하여 다양한 개발 시나리오에 따른 매장량 및 생산량을 예측하는 작업

 유전평가

E&P 사업단계 - 개발단계

X-mas 트리 해상처리시설 파이프라인 육상처리시설

 생산시설 건설

 생산정 시추

E&P 사업단계 - 생산단계

저류층 관리

• 생산자료 모니터링, 장단기 생산예측, 생산 최적화, 생산정 보수

생산 증진

• 추가시추, 수공법, EOR 인공채유법

생산 시설물 관리

생산물 판매

석유개발의 효과 및 사회적 가치

 석유자원의 선제적 확보 → 안정적 경제 성장

 국내 비축유 규모(1~2억 배럴) 대비 공사 해외확보매장량 15억 배럴 규모

 해외 확보 매장량 → 장기 해외 비축효과

 유전의 장기생산능력(10~20년) → 불확실한 시장상황에 안정적 대응 가능

 비상시에 매장량에 대한 지분권 행사를 통한 국내직도입 가능

 석유확보비용 절감

 석유확보비용 〈 단순도입비용

* 최근 5년 메이저의 석유확보비용(Finding & Development Cost) : $12~$29/배럴

* 최근 5년 우리나라의 원유도입단가 : $41~$108/배럴

 E&P는 막대한 부가가치 창출이 가능한 산업 (메이저사 영업이익률 20~50%)

 연관산업(철강, 해양구조물, 선박, 엔지니어링)과 동반 해외진출 가능

 유가급등 시에는 자원확보 뿐만 아니라 E&P투자수익 확보로 경제충격 흡수 가능

 국제유가 급락으로 관심도 급감 - 유가와 투자 시점의 불일치 악순환

* ’08년~’12년 : 유가 상승때 자산매입

* ’14년~ : 유가 하락때 자산매각

 국내기업들 투자 위축

- 신규사업수 : ‘11년 34건 → ‘17년 2건 - 민간기업들 관련 사업부문 폐지

 규모와 경쟁력 있는 전문기업 부족

- 국영 : 한국석유공사

- 대기업 : 포스코인터, SK 등

< 한국의 해외자원개발 투자액 추이 >

 해외자원개발 고사 위기

< 해외자원개발 예산 한일 비교 >

석유개발의 현실

 특수자원인 석유개발을 다른 사업과 동일한 잣대로 평가

석유개발의 현실

 석유개발 투자효과는 장기적으로 발생

* 단기 재무지표 아닌 장기 성장지표(매장량 대체율 등)가 중요

 초기 타당성 의심 사업, 후에 좋은 사업으로 판명난 사례 참고

* IMF시 성급한 매각 → 현재 가치 10~30배 증가 (영국 캡틴, 이집트 칼다)

 경쟁력있는 대표적인 석유기업 부재

 하류부문(정제)와 상류부문(석유개발)간 불균형, 기형적 구조

* 유가 급변동시, 리스크에 고스란히 노출 (저유가시, 상류부문 석유회사에 큰 부담)

 석유개발은 메이저, 대형NOC 등이 선점, 후발주자인 우리나라는 높은 진입장벽 직면

우리나라 석유개발 활성화를 위한 과제

 장기적인 전략과 책임감을 갖춘 공공부문이 주도

 국제 경쟁력 확보 시까지 정책적 부양 필요 (진입장벽 높아 자생성장 어려움)

* 메이저와 대형NOC들도 정부의 지원아래 경쟁력 확보 (후 민영화)

 석유산업 역량 확보 시까지 공사가 주도 → 민간 투자 활성화 유도 (공동 투자 등)

 일관성있고 실행력있는 자원개발 정책 추진

 자원개발 기술역량 강화 및 투명한 프로세스 확립

 국제유가, 정권과 상관없이 일관된 자원개발 정책 방향 및 투자 유지

* 주변국 중국 및 일본은 저유가를 석유확보를 위한 ‘호기’로 인식 → 투자 확대

 일정 수준의 기술 역량을 갖추고 있으나, 운영사업 확대 및 해외 메이저사들과의 협업을 통해 기술 고도화 추진 필요

Contents

I. 석유산업 개요

II. 석유개발

III. 석유개발 성공사례: 미얀마 가스전

Shwedagon Pagoda

황금가스전

미얀마 가스전 위치

A-1 광구

A-3 광구 Mya Shwe

Shwe Phyu

105 km

짝퓨

람리섬

 A-1광구 : Shwe

Shwe Phyu

 A-3광구 : Mya

프로젝트명 : SHWE 가스전

사업 연혁

 2000. 8 A-1 광구 생산물분배계약 (PSC) 체결

 2001. 12 인도 ONGC, GAIL, 한국 KOGAS와 공동운영계약 (JOA) 체결

 2004. 1 Shwe 가스전 발견

 2004. 2 A-3 광구 생산물분배계약 체결

 2005. 3 A-1 광구에서 Shwe Phyu 가스전 추가 발견

 2006. 1 A-3 광구에서 Mya 가스전 발견

 2008. 12 중국 CNPC와 가스판매계약 (GSPA) 체결

 2009. 10 가스전 개발공사 시작

 2013. 7 가스 판매 개시

새로운 것에 도전하다

미얀마 서부 해상 기존 탐사 실적

TOTAL France

ARAKAN Japan

TOTAL France

MSCIUSA

 1970년대 프랑스 Total사, 일본회사, 미국회사 등이 서부해상 지역 배사구조에 모두 7개공 시추

 원유/가스 발견 실패하고 철수

 실패 원인은 양호한 사암층을 발견하지 못했기 때문

 이에 따라 동 지역은 유망성이 없는 지역으로

알려져 20년 이상 외국사들의 관심에서 벗어남

해저선상지(submarine fan)

인도양의 벵갈팬이 전 세계에서 가장 큰

해저선상지 저탁류(turbidity current)에 의해 운반된 굵은 입자의 사암이 해저선상지에 퇴적됨

대우가 도입한 새로운 탐사 개념

 대규모 사암층이 퇴적되어 있을 뱅갈팬이 미얀마 서부 해상까지 연장되어 있을 것으로 예상

 층서트랩(Stratigraphic Trap) 가능성 제시

가스층의 존재 가능성을 지시하는 Seismic Anomaly 발견

A-1

우수한 기술력으로, 철저히 준비하다

3D 인공지진파 탐사

air gun

buoy

streamer

퇴적층 두께도면

구조트랩과 층서트랩

구조트랩 (Structural Trap)

층서트랩

(Stratigraphic Trap)

가스 저류암(사암)

덮개암(셰일)

가스

지층 구조 및 진폭 분포

Sediments from Himalaya Mountains

1. 북서쪽에서부터 오는 해저선상지 (Submarine Fan) 퇴적물 존재 확인

2. 진폭이상(Amplitude Anomaly)을 보이는 층서트랩 발견 – Shwe Prospect

Shwe-1 Exploration Well

위기의 순간에 과감히 승부하다

Shwe Prospect 탐사정 시추

가장 유망한 G5층을 포함한 4개 목표층 모두를 투과하기 위해 경사정 시추를 계획

D1 D2

G1

G5

D1 D2

G1

G5

- 수직정으로 3개층 확인 후 측면시추키로 함 - 수직정 시추, 상부 3개층에서 가스발견 실패 - 인도 2개사, 측면시추 참여 포기

- Sole Risk로 측면 시추

- G5층에서 대규모 가스층 발견 Sole Risk Operation (단독위험부담)

컨소시움에서 부결되었을 때 파트너 중의 일부가 단독 비용부담으로 작업 진행함

Shwe Prospect 탐사정 - 측면시추

시추상의 문제로 경사정 시추 실패

Shwe-1 탐사정 물리검층(Well Log)

G3

G5

 Shwe (2004)

 Shwe Phyu (2005)

 Mya (2006)

Block A-1

Block A-3

Shwe Shwe Phyu Mya

Water Depth Penetrated Wells

3개 가스전 탐사 및 평가 결과

 3개 가스전 발견

 Shwe : 6개공 모두 가스 확인

 Shwe Phyu : 5개공 중 3개공 가스확인

 Mya : 3개공 모두 가스확인

 탐사정/평가정 시추 결과

 매장량

 2P 매장량 : 4.0조 입방피트 (2P : 확정+추정)

 제3자(RPS) 공인인증 매장량 (2013.11)

협상과 계약서 검토는 치밀하게

가스 수요처

Block A-1

India

LNG plant

Thailand

China

1 2

3 2

2

1. 방글라데시 경유 가스관 2. PNG 입찰(인도, 중국, 태국) 3. LNG 입찰(한국, 일본 선정) 4. 중국으로 판매 결정

가스 수요처 결정 경위

 2005. 방글라데시 경유 인도로 가스 판매 추진

가스판매 협상을 위해 미얀마, 인도, 방글라데시 3개국 회담하였으나 합의 도출에 실패함

 2006. 10. Pipeline Gas 입찰 실시 (대상: 인도, 중국, 태국) 가스가격이 기대치에 못 미쳐 LNG 입찰 추진 결정

 2006. 12. LNG 입찰 실시 (총 10개사 입찰 참여)

한국 KOGAS와 일본 Marubeni를 우선협상대상자로 선정

 2007. 2. 미얀마정부와 중국정부, 중국으로의 가스판매 및 송유관/가스관 건설 합의

 2008. 12. 중국 CNPC와 가스판매계약 (GSPA: Gas Sales & Purchase Agreement) 체결

 가스 판매 가격



Sales Point(가스전 인근 해안)에서의 가격

 가격 공식은 유가와 물가지수에 연동됨

기준 가격 x [ 50% x (유가 연동) + 40% x (물가지수 연동) + 10% ] 싱가폴 석유제품 미국 생산자/소비자 물가지수

 분기별 조정

 육상가스관 운송료

 참여사들의 적정 수익률(IRR) 보장하는 운송료를 Buyer로부터 받음

 총 수익

 가스 판매 수익 + 육상가스관 운송료 수익

 고수익 구조

미얀마 가스 가격

체결 계약서

 가스전 (Upstream) 관련 계약

 Block A-1 생산물 분배 계약 (Production Sharing Contract)

 Block A-3 생산물 분배 계약 (Production Sharing Contract)

 Block A-1/A-3 PSC 수정 계약 (Supplemental Gas Terms Agreement)

 Block A-1/A-3 통합 운영 계약 (Amalgamated Joint Operating Agreement)

 가스판매 계약

 가스 판매 및 프로젝트 관련 양해각서 (Memorandum of Understanding)

 수출용 가스 판매 계약 (Export Gas Sale and Purchase Agreement)

 내수용 가스 판매 계약 (Domestic Gas Sale and Purchase Agreement)

체결 계약서

 해상 운송 (Offshore Midstream) 관련 계약

 해상 파이프라인 권리 계약 (Offshore Pipeline Rights Agreement)

 해상 파이프라인 합작 운영 계약 (Offshore Pipeline Joint Venture Agreement)

 해상 파이프라인 가스 수송 계약 (Offshore Pipeline Gas transportation Agreement)

 육상 운송 (Onshore Midstream) 관련 계약

 육상 파이프라인 권리 계약 (Onshore Pipeline Rights Agreement)

 육상 파이프라인 회사 주주간 계약 (Onshore Pipeline Shareholders’ Agreement)

 육상 파이프라인 수출용 가스 수송 계약 (Onshore Export Gas Transportation Agr.)

 육상 파이프라인 내수용 가스 수송 계약 (Onshore Domestic Gas Transportation Agr.)

 기타 계약서

 가스대금 분배 에이전트 계약 (Paying Agent Agreement)

철저한 관리·감독

가스 생산량 및 생산기간

개발1단계– 2013년 완료

생산기간: 2013년 이후30년간

가스 생산 프로파일

Shwe

Mya-North: 개발1단계– 2013년 완료 Mya-South: 개발2단계– 2025년 예정

생산기간: North (2013~2036년) South (2025~2038년)

Mya

개발3단계– 2026년 예정

생산기간: 2026년 이후10년간

Shwe Phyu

가스전 개발 모식도 (총 4단계)

51 설비 제작 (2009 ~ 2013)

•Shwe 해상 시추/생산 플랫폼

•Mya North 해저 생산설비

•14” / 32” 파이프 라인

•육상 가스 터미널

•부두시설 및 육상 물류기지 시추 (2011 / 2013 ~ 2015)

•Mya North: 생산정(4)

•Shwe: 생산정(9) / 주입정(1)

개발 1단계 (Shwe, Mya N)

개발 2단계 (2025) 개발 3단계

(2026)

개발 4단계 (2027)

* 2~4 단계 개발계획은 1단계 개발 결과에 따라 다소 조정될 예정

가스전 개발 조감도

Shwe 플랫폼

Mya North 해저생산설비 육상 가스터미널

부두

32” 해저 파이프라인

14” 해저 파이프라인

Shwe 플랫폼 규모 및 가스 생산/처리 능력

MSL 19.6m (Air Gap)

76.0m 61.0m EL 29.3m Main DeckEL 36.3m Mezzanine DeckEL 44.8m Upper DeckEL 21.8m Cellar Deck

100.7m

54.4m (from Drill Floor) EL 56.2m Drill Floor

110.6m (수심)

128.1m (자켓 총 길이)

56.0m

98.1m

Top of Flare Tower 116.0m from MSL

Top of Derrick 110.6m Derrick

Shwe 플랫폼 일일 최대 가스 처리 능력

현재 확장(추가 가스전 발견시)

640 MMscf 960 MMscf

일일 평균 가스 생산량 (정상 생산 기준)

500 MMscf

플랫폼: 26,000톤

자켓: 20,000톤

Shwe 플랫폼 탑사이드

Gas Turbine Generator (총3대)

•가스 생산 및 탑사이드 운영에 소요되는 전력 생산

•9.2MW 전력 생산(2대 운영 기준)

Drilling Derrick

•생산정 시추시 탑드라이브 운용, 시추 파이프 및 케이싱 연결을 위한 시추탑

•높이: 54.4m

Living Quarter

•5층 구조

•최대215인 수용 가능

Life Boat

• 총4대

• 최대288명 탑승 가능

Gas Turbine Compressor (총3대)

•생산/처리된 가스가 파이프라인을 통해 육상 가스터미널까지 운송될 수 있도록 압력 제공

•출력19.4MW (2대 운영 기준) Flare Tower

• 필요시 생산된 가스 연소

• 길이: 100.7m

 가스처리, 시추, 거주 설비, Flare Tower 등으로 구성

 5층 구조 (Cellar, Main, Mezzanine, Upper deck, Drilling Floor)

 크기 (가로 x 세로 x 높이): 98.1m x 56.0m x 94.2m

 하중: 26,000톤

설비 사양

Gas Process Facility

•생산된 가스를 처리하는 설비

•일일 최대 처리능력: 640MMscfd

탑사이드 내부

미얀마 육상가스관

 목적 : Shwe 프로젝트 생산가스 운송 (육상가스터미널 ~ 미얀마/중국 국경)

 규모 : 길이 793km, 직경 40”

 운영회사 : SEAGP (South-East Asia Gas Pipeline Company Ltd., 2010년 6월 설립)

 2013년 6월 완공 (총 5개 시공사가 5개 구간으로 나누어 공사) / 투자비 : 약 20억불

China

OGT

육상가스관 공사 현장

미얀마 중국

Ruili

Hechi

Kyauk Phyu

Namkham

Lijiang

Yuxi

Guilin

: 미얀마 육상가스관 (793km) : 중국 육상가스관 (간선, 1,726km) : 중국 육상가스관 (지선8개선, 858km)

Duyun

Lufeng

Guigang

서기동수관 Guiyang

쿤밍

중국 육상가스관

Guiyang

도전을 통한 성공의 결과

투자비

(단위 : 백만불) 투 자 명 전 체 투 자 비 대 우 분

지 분 투 자 비 가스전 개발 2,557 51% 1,298

해상 가스관 420 51% 214

소 계 2,977 1,512

육상 가스관 1,800 25.041% 451

합 계 4,777 1,963

미얀마 가스전 현금흐름 (대우분)

미얀마 가스전 세전현금흐름 (단위: 백만불)

(연간현금흐름) (누적현금흐름)-9,000

-7,000 -5,000 -3,000 -1,000 1,000 3,000 5,000 7,000 9,000

-900 -700 -500 -300 -100 100 300 500 700 900

Upstream 탐사비 Onshore P/L

Offshore P/L Upstream

누적 현금흐름

초기 투자비

 탐사 투자비 2260만불

- 1단계 (조사사업) 60만불

- 2단계 (인공지진파탐사) 700만불

- 3단계 (탐사시추) 1500만불

 지분비(60%) 투자비 1400만불

 자체 현금투입비

- 파트너 영입시 : 지분비 이상 투자비 부담 조건 - 성공불융자 : 탐사비의 70%

300만불 NPV 30억불

미얀마 가스전 사업의 의의

 세계적 규모의 대형가스전 발견

 3개 가스전 합계 가채매장량 4.0 TCF (원유 환산 7억 배럴, LNG 환산 8,000만톤)

 동남아시아에서 2001년 이후 발견한 유전/가스전 중 최대 규모

 국내업체가 지난 30년간 직접 발견한 유전/가스전 중 최대 규모

 한국 자체 기술력으로 이룬 성과

 유망성이 낮은 미얀마 서부해상지역에서 새로운 탐사개념을 도입하여 대형 가스전 발견 성공

 대규모 투자비가 소요된 가스전 개발 전체 공정을 차질 없이 수행하여 생산에 성공

 석유가스개발사업 전과정 경험 축적

 운영권자로서 제반 업무를 직접 수행함: 광권 취득, 탐사, 평가, 계약협상, 개발, 생산, 생산운영 등

 미얀마 서부 해상광구 가스탐사 붐 조성

 대우의 가스개발을 계기로 미얀마 서부 해상에 많은 외국회사가 참여하여 활발히 탐사 진행중

 탐사 개념 : 터비다이트 저류암, 층서트랩

미얀마 해상광구 참여 현황

미얀마 가스전 사업의 경제적 효과

 참여 한국기업(대우인터내셔널, 한국가스공사) 고수익 창출

 포스코대우 20년 이상 연간 3,000~5,000억원 세전이익 창출

 단일 프로젝트로서 국내 상장사 이익 규모 50위권

 한국기업 연관사업 진출기회 창출

 가스전 개발공사에 현대중공업 15억불 공사 수주

 해양구조물, 해저가스관 등에 국내 철강제품 66,000톤 사용(소요물량의 73%)

 미얀마정부 재정수입에 기여

 연간 12억~20억불 수입 창출

 성공불융자사업 성공에 따라 한국정부 특별분담금 수입

 성공불융자 대출 금액 1억 3500만불(포스코대우, 한국가스공사)

 원리금 외 추가로 특별분담금을 20년간 연 평균 700~1,700만불 정부에 지불

 책 발간

 미얀마

국영 MRTV 방영

 SBS 방영

언론 보도 및 출판

- 2013년 11월, 다큐멘터리 2부작

- ‘벵골만 13년의 기적’

- 2014년 5월

- 황금가스전

(부제 : 미얀마 바다에서의 도전과 성공)

- 2016년 7월 한국에서 출판

- 2017년 5월 미얀마어로 출판

감사합니다