1. 석유(PETROLEUM)의 發見

 BLACK GOLD라고 불리우는 석유(PETROLEUM)는 수백만년 전 지구 표면 밑 지하 지층에서 형성되었으며 고대사람에 의해서 성경이나 고대 그리스 역사책에서 언급된 것처럼 ROCK OIL이라고 불리워졌다.
인류가 처음으로 PETROLEUM을 알게 된 것은 지구 표면에서 낮게 침전된 원유가 큰 웅덩이 강기슭의 작은 만 혹은 해안가 등으로 스며 나오는 자연적인 삼투현상(SEP)에서였다.

2. 최초의 석유 試錘

 Col Edwin Drake는 Penny Lvania Oil Creek 주위의 도상 위에 퍼져 있는 유막(SKIN OIL)에 대하여 OIL 유무를 조사하는데 별다른 효과를 얻지 못하고 소비했다.
그무렵 그의  Pennsy Lvania Oil 회사는 망하게 되었고 그 후 얼마 안있어 Drake씨는 다시 Oil 탐사를 시도하기 위하여 Seneca Oil 회사를 설립하였다. 어느날 그는 Tarentum에서 試錘된 염정(Salt Well)을 우연히 관찰하게 되었다. 그 순간 그는 땅으로부터 직접적으로 시추하여 Oil을 얻을 수 있다는 생각이 그의 머리를 스치고 지나갔다. 그 부근 지역에서 Drake씨는 염정에 사용된 원시적인 시추장비를 조립하여 시추를 시작했다. 땅 표면으로부터 약 40ft 침투된 후 암반이 나타났으며 이 암반이 약 30ft 침투된 지점에서 Oil을 발견하게 되었다. 이 油井은 분출(GUSHER)되지는 않았으나 OIL을 PUMP로 끌어올릴 수 있었다. 이것이 역사상 첫 油井이며 이 소식이 미국 전역에 알려지자 LAMP OIL 생산자들이 BARREL당 20$ 하는 DRAKE'S OIL을 구입하기 위하여 이 지역으로 모여들었다. 1859年 3月 27日 바로 이 날이 試錘에 依하여 암반을 침투하여서 OIL을 얻을 수 있다는 것을 증명한 DRAKE 氏를 위한 OIL산업의 生日로 알려졌다.

3. OFF-SHORE DRILLING의 발전

 OFF-SHORE DRILLING DIG에 대한 최초의 면허는 1869年 T.F.ROWLAND씨 에게 발급되었다. 이 사람이 고안한 얕은 물에 사용된 4-LEGS TOWER는 오늘날의 FIXED PLATFORM의 선구자가 되었다. 미국에서 처음으로 실질적인 OFF-SHORE DRILLING작업은 CALIFORNIA의 SANTA BARBARA郡의 COASTAL FIELD가 발견된 1886年에 시작되었다. 처음에는  OFF-SHORE DRILLING이 해변가에서 시작되었지만 1890年경에는 해안으로부터 세워져 나온 WHARVES에서 태평양속으로 試錘하게 되었다. 그 당시 해안으로부터 1200ft 떨어진 約200개 이상의 油井들이 試錘되었지만 생산성이 낮고 PILING에 의존하는 RIG(4-LEGS TOWER)들은 STORM WAVE에 DAMAGE를 받기가 일쑤였기 때문에 OFF-SHORE DRILLING은 흐지부지 되었다. 그 후 2차 세계대전 중 미국과 영국이 양국 연안을 따라 급작스런 적의 공격을 경고하기 위한 RADAR 기지의 목적으로 세워진 유명한 TEXAS TOWER가 있었고 2차 대전후 OFF-SHORE지역은 풍부한 새로운 석유를 얻을 수 있다는 것이 인정되었고 몇몇 선진국에서는 해양 석유탐사와 試錘를 계속해서 추진해 나아갔다. 그 후 중동지역에서는 많은 유전이 발견되었고 1960年末까지는 비싸지 않은 가격으로 구입할 수 있었으며 또 해양석유개발에 많은 경비를 투입하여 생산된 석유는 구입 석유보다 생산단가가 높은 관계로 몇몇 나라를 제외하고는 해양석유탐사나 試錘에 관심도가 높지 않았다.
 1970年부터 油價는 여러분이 알다시피 10배 이상 강등으로 말이암아 세계각국은 해양 석유개발에 관심도가 높아지게 되었다. 그 例로써 82年 동남아시아 지역에서 계획하고 있는 試錘 및 생산용 FIXED PLATFORM이 60合 이상이다.

4. OFF-SHORE DRILLING RIG의 종류

  a. SEMI-SUBMERSIBLE DRILLING RIG (그림'가')
  b. JACK-UP VESSEL (그림 '나')
  c. DRILLING VESSEL (그림 '다')

DRILLING VESSEL
 

5. OFF-SHORE DRILLING & PRODUCTION PLATFORM의 종류

  a. CAISSON WELL GUARD (그림'가')
  b. 4-LEGS FIXED PLATFORM (그림'나')
  c. 8-LEGS FIXED PLATFORM (그림'다')
  d. GRAVITY PLATFORM (그림'라')
  e. TENSION LEG PLATFORM (그림'마')

 
6. OFF-SHORE DRILLING방법

 6-1 DRILLING SEQUENCE
 
  1) 이미 정해진 장소에 도달하면 DRILLING RIG를 고정시킨다.
  2) DRILLING에 필요한 물량은 공급선 또는 HELICOPTER로 지원받는다.
  3) DRILL PIPE를 SEA BOTTOM까지 내려 바다 깊이를 측정한다.
  4) GUIDE BASE를 BOTTOM에 내려 DRILL PIPE가 내려갈 곳에 중앙을 맞춘다.
  5) 36INCH BIT를 사용하여 DRILLING을 시작하여 약 40M 정도 HOLE을 판 뒤
     32INCH CASING PIPE를 HOLE에 집어넣고 DRILL PIPE를 통하여 CEMENTING을
     하여 CASING과 지층의 완전한 접착을 시킨다.
  6) 그 다음 26INCH BIT로 갈아 끼운 다음 DRILLING을 계속하여 더욱 깊이
     HOLE을 판 뒤 18 3/4 INCH CASING PIPE를 집어넣고 역시 CEMENTING을 하여
     완전한 접착을 시킨다.(이때가 약 400M 정도이다)
  7) BOP (BLOW OUT PREVENTER) STACK을 SEA BOTTOM까지 내려 18 3/4 INCH
     CASING HEAD에 연결한 다음
     20INCH RISER를 BOP STACK TOP에 연결하여 DRILL FLOOR까지 완전히 설치를
     끝내고 BOP KILL 및 CHOKE LINE이 작동할 수 있도록 연결한다.
  8) 17 1/2 INCH BIT를 사용하여 DRILLING한 뒤 13 3/8 INCH CASING을 HOLE에
     집어넣고 CEMENTING한다. (이 때 깊이가 1000M를 넘는다.)
  9) 12 1/4 INCH BIT를 사용하여 DRILLING을 한 뒤 9 5/8 INCH CASING을 HOLE
     에 집어넣고 CEMENTING을 한다. (이 때 깊이가 2000M를 넘는다.)
 10) 9 1/2 INCH BIT를 사용하여 계속 DRILLING을 한다. 만약 DRILLING중 KICK
      (지층에 압축되어있는 GAS나 LIQUID등이 HOLE에 들어옴)이 발생하면
 11) DRILL PIPE를 10M정도 들어 올리고 MUD PUMP를 STOP시키고 CHOKE VALVE를
     열어 압력을 조금 빼낸다.
 12) BOP를 작동하여 ANNULAR(DRILL PIPE와 CASING사이의 공간)를 막고 CHOKE
     VALVE를 잠근다.
 13) CHOKE LINE을 통하여 HOLE 내부의 압력을 검토하여 MUD의 필요한 무게를
     계산한다.
 14) 그리고 KILL PUMP, MUD PUMP 또는 CEMENT PUMP를 사용하여 HEAVY MUD를
     DRILL PIPE 또는 KILL LINE을 통하여 공급하여 CHOKE LINE을 통하여
     가벼운 MUD를 빼낸다.
 
  15) BOP를 다시 열고 DRILL PIPE를 빼낸 다음 HOLE의 내용물을 TEST하게 한다.
      만약 이 TEST에서 석유가 아니고 다만 물과 같은 성분으로 판단되면 다시
      DRILLING을 계속하지만 이 TEST에서 탄화수소 성분이 파악되면
  16) DRILLING을 약간 더한 뒤 7 INCH CASING PIPE를 잡아넣고 CEMENTING을
      한다.
  17) 다음 전자식 구멍 뚫기 GUN을 HOLE 내부에 집어넣어 CASING에 구멍을
      뚫는다.
  18) DRILLSTEM TEST (DST)로써 석유의 매장량, 압력 등을 위하여 HOLE로부터
      GAS 및 석유를 조금씩 빼내어 DST 장비 중 OIL/GAS SEPARATOR에서 OIL과
      GAS를 분리시켜 FLARE BOOM으로 보내 그곳에 있는 BOOM으로 보내 그곳에
      있는 BURNER에서 태워 버린다. (2~3日간 TEST를 계속하며 검토한다.)
  19) 이 TEST에서 석유 매장량 등이 경제성이 있는 것으로 판단되면 WELL을
      MUD 또는 CEMENT로 채우고 BOP RISER 등을 철수하고 난 다음 CAP을 덮어
      씌우고 시추선은 다음 석유 생산용 PLATFORM의 설치를 위하여 다른
      장소로 떠나게 된다.

 앞 PAGE의 그림에서 본 바와 같이 MUD CIRCULATION SYSTEM이 이루어 지기 위해서는 HOLE에서 MUD가 되돌아오는 길과 같은 역할을 하는 CASING과 RISER가 필요하다.

MUD에서는 BOP STACK을 중심으로, 그 지표 아래로 HOLE에는 CASING이 그리고 , 해수에서는 RIG의 ROTARY 부분까지 RISER가 설치되어 진다.

A. CASINGS

 BIT에 의해 HOLE이 만들어지면, HOLE 내부를 유지시키기 위해 CASING이라고 불리워지는 PIPE를 삽입시킨다. HOLE의 깊이에 따라, CASING의 SIZE가 달라지면 CASING의 외부는 CEMENTING을 하여, 지층과의 접착을 확고히 한다. CASING의 SIZE는 아래 그림과 같이 대개 5종류의 SIZE가 있다.

7. OIL PRODUCTION SYSTEM

  7-1. PRODUCTION WELL : 통상 X-MAS TREE라고 통칭하여 WELL로부터 안전하게
                         MONIFOLD로 원유를 보내는 장치

  7-2. MONIFOLD : X-MAS TREE를 통해온 채광유를 TEST 및 TRAIN A, B로 각각
                  공급하는 장치.

  7-3. TEST SEPARATOR : 시설의 시동 시 채광유의 상태를 시험할 때 운영하고
                        정상이 된 후에는 PRODUCTION TRAIN으로 가동시킴.

  7-4. PRODUCTION TRAIN : MANIFOLD로부터 공급되는 채광유를 GAS, WATER, OIL
                          로 분리시키는 SYSTEM으로 채광유의 생산량을 조정
                          하고, PLATFORM MAINTENANCE상을 고려 2개의 TRAIN
                          으로 구성되어진다.

  7-5. 1 ST SEPARATOR : 채광유 중 GAS, WATER, OIL로 1차 분리하여 GAS는
                        TURBINE GEN. 용 및 기타 E/Q의 연료로 공급시키고 잔
                        여분은 태워 버린다.(경제성 고려)

  7-6. SEPARATOR : 채광유 중 GAS, WATER, OIL을 비중의 차이를 이용 각 PHASE
                   별로 분리시키는 VESSEL(TABLE 참조)

  7-7. FLARE SYSTEM : 채광유를 분리하여 얻은 GAS 중 PLATFORM 운영에 필요한
                      GAS를 제외한 모든 잉여 GAS를 모아 소각시키는 장치.

  7-8. FUEL GAS : 1ST SEPARATOR에서 분리된 GAS에서 AMINE. SYSTEM을 통하여
                  SOUR GAS(H2S)를 제거하여 SWEET GAS로 변환시킨 후 TURBINE
                  GENERATOR 및 기타 E/Q의 연료로 사용되는 GAS.

  7-9. METER PROVE : LACT SYSTEM이라고도 하며 원유 생산량의 계량 및 계량기
                     보정장치.

  7-10. CRUDE OIL TRANSFER : LINE PUMP라고도 하며 생산된 원유를 해저 PIPE
                             LINE을 통하여 송출시키기 위한 대용량 PUMP.
                            (CAP ; 400 ㎥/h) (DISC. PRES. 100Kg/cm)

  7-11. LAUNCHER/RECEIVER : 채광된 원유를 해저 PIPE LINE을 통하여 수송하거
                            나 SATELLITE PLATFORM에서 보내 오는 채광유를
                            공급받는 장치.

  7-12. COMPOSITION OF THE STREAM (TWO PHASE) AT EACH STAGE - DRY BASIS (MOL %)

COMPONENT       1차분리      2차분리      3차분리
                 INLET        INLET        INLET
---------      ---------    ---------    ---------
   H2S           0.695        0.418        0.165
   CO2          25.936        6.416        1.095
    N2           4.332        0.230            0
    C1          16.702        2.564        0.289
    C2           3.654        1.818        0.630
    C3           3.333        3.093        1.963
    C4           0.624        0.773        0.641
    C4           1.640        2.257        2.004
    C5           0.856        1.379        1.395
    C5           0.998        1.672        1.715
    C6           1.996        3.636        3.999
    C7           2.193        4.138        4.650
    C8           2.264        4.347        4.918
    C9           2.406        4.639        5.270
   C10           2.050        3.950        4.505
   C11           1.818        3.511        3.999
   C12           0.178        0.355        0.93
   C13+         28.325       54.714       62.368
              (WT %73.992) (WT %83.640) (WT %85.321)

  ☆ FLOW RATE (MAXIMUM)

OIL      446    M/H        430    M/H        426    M/H
GAS      30,326NM/H        4,390 NM/H        1,814 NM/H
WATER    60     M/H        38     M/H        13     M/H
          (0-10%)            (0-7%)           (0.22%)

 
8. GAS PRODUCTION SYSTEM

  8-1. PRODUCTION COOLER : WELL HEAD로부터 생산된 채광 GAS의 온도(80℃ ~
       85℃)를 GAS와 CONDENSATE의 분리를 용이하게 하기 위하여 COOLING
       시키는 장치 (약45℃ 까지)로 COOLING WATER는 SEA WATER를 사용한다.

  8-2. PRODUCTION SEPARATOR : SEPARATOR로 유입되는 GAS의 상태는 소량의
       CONDENSATE(OIL) 및 WATER를 함유하고 있으며 이를 3 PHASE로 분리하여
       GAS, CONDENSATE(LIQUID HYDROCARBON) 및 WATER로 분리시켜 GAS는
       CONTACT TOWER로, CONDENSATE는 COALESCER로 WATER는 SKIMMER VESSEL로
       보낸다.

  8-3. CONTACTOR SCRUBBER INLET : SEPARATOR에서 나온 GAS가 SCRUBBER를 경유
       하면서 GAS가 함유하고 있는 CONSENSATE(HEAVY CARBON 및 WATER)를 제거
       한다. 여기서 축출되는 CONDENSATE에는 WATER가 MOL%로 약 90-95%정도임.

  8-4. GLYCOL CONTACTOR : CONTACTOR INLET SCRUBBER를 통과한 GAS중에는 MOL%
       로 약 0.16%의 WATER가 함유되어 있으므로 이를 완전히 제거하기 위하여
       WET GAS와 GLYCOL을 접촉시켜 DRY GAS를 생산하는 장치(DRY GAS 수분
       함유량 ; 약 0.01%)

  8-5. TILTED PLATE COALESCER : CONDENSATE(LIQUID HYDRO CARBON)속에 포함된
       체적비 1% 정도의 WATER를 물과 OIL로 1차 분리시키는 장치로 나올 때의
       수분 함유량은 체적비의 0.1% 정도로 저하시킨다.

  8-6. POROUS MEDIA COALESCER : OIL 속에 함유된 WATER를 2차 분리 시키는
       장치로 TILTED COALESCER에서 나온 CONDENSATE가 함유하고 있는 0.1%의
       WATER를 0.01%까지 저하시킨다.

  8-7. CONDENSATE DRY TOWER : CONDENSATE속에 함유된 WATER 체적비 0.01%를
       더욱 줄이기 위한 것으로 CLYCOL CONTACTOR에서 나오는 DRY GAS중
       일부를 이용하여 TRAY를 흘러내리는 CONDENSATE속을 통과시켜 LIQUID
       상태인 WATER의 80% 이상을 기화 시킴으로써 FREE EATER의 양을 줄인다.

  8-8. SKIMMER : SEPARATOR, SCRUBBER, COALESCOR 등으로부터 분리, 회수,
       제거되어 나오는 WATER 에는 약 850PPM 정도의 OIL이 함유되어 있으므로,
       이를 그대로 바다에 방출 시킬 수 없기 때문에 SKIMMER에서 OIL을 제거
       약 50PPM 이하로 DOWN 시킨 후 SUMP CASSION으로 방출되고 수거된 OIL은
       PRODUCTION SEPARATOR앞에 공급 재 순환 시킨다.

  8-9. CONDENSATE FLASH SEPARATOR : DRY TOWER에서 나와는 CONDENSATE를 다른
       SYSTEM에 사용하고 보관하기 위하여 CONDENSATE가 소량의 수분을
       포함하고 있기 때문에 전기 HEATER로 가열하여 GAS 및 수분을 제거한 후
       안정된 CONDENSATE로 만들어 TANK로 보내고 CONDENSATE가 TANK에 충분히
       저장되어 있을 경우에는 작동시키지 않는다.

  ☆ GAS COMPOSITION (DRY BASIS)

 COMPONENT      MOL. %        COMPONENT        MOL. %
───────────────────────────

    C1          87.742         C6-C20           0.944
───────────────────────────
    C2           4.000         BENZENE          0.014
───────────────────────────
    C3           2.900         TOLUENE          0.045
───────────────────────────
  i C4           0.810         XYLENE           0.035
───────────────────────────
  n C4           0.860           N              0.035
───────────────────────────
  i C5           0.380          CO2             1.500
───────────────────────────
  n C5           0.270          H2S            25 PPM
───────────────────────────

9. GAS REINJECTION SYSTEM

 WELL로부터 생산되어지는 OIL 압력이 점차 감소되어 지는 것을 방지하여 OIL 생산량을 일정하게 유지하기 위한 것으로 고압의 GAS 또는 WATER을 주입함으로써 WELL의 압력을 높이는 SYSTEM으로서 PLATFORM의 특성에 따라 GAS INJECTION, WATER INJECTION으로 구별된다.
 GAS REINJECTION SYSTEM은 자체에서 생산되는 GAS중 SOUR GAS와 수분을 제거한 후 MAIN GAS COMPRESSOR를 통하여 다시 WELL로 압입된다.

   9-1. SUCTION COOLER : PRODUCTION SEPARATOR로부터 공급되는 GAS중
        CONDENSATE의 분리를 용이하게 하기 위하여 GAS를 냉각시키는 장치로
        COOLING WATER로는 SEA WATER가 사용된다.

   9-2. SUCTION SCRUBBER : SUCTION COOLER를 통과한 GAS중에서 GAS와
        CONSENSATE를 분리시키는 장치.

   9-3. MAIN GAS COMPRESSOR : GAS를 WELL로 REINJECTION을 시키기 위한
        대용량, 고압의 COMPRESSOR로 주로 TURBINE TYPE의 COMPRESSOR가 사용
        되며 OPERATING 압력은,

             1ST STAGE : 300Psi
             2ND STAGE : 600Psi
             3RD STAGE :1500Psi
             4TH STAGE : 400Psi

        로 대용량, 고압이기 때문에 각 STAGE별로 SUCTION COOLER 와 SUCTION
        SCRUBBER가 별도로 분리되어 있다. 또는 TURBINE TYPE의 COMPRESSOR가
        작동 중 GAS에 미세한 불순물이 있을 경우 COMPRESSOR IMPELLAR에
        손상을 줄 수 있으므로 COMPRESSOR의 SUCTION LINE은 반드시 CHEMICAL
        LEANING을 하여야 한다.

   9-4. AMINE TREATMENT SYSTEM : GAS COMPRESSION UNIT로부터 SOUR GAS를
        함유한 GAS를 FUEL GAS로 사용하기 위하여 H2S GAS를 24PPM이하로
        제거시켜 장비의 부식방지 및 환경오염을 방지한다.
        즉, DIETHANOLAMINE (NH C2H40H2)을 사용하여 AMINE의 (OH)기가 H2S를
        흡착한다.

   9-4-1. H2S를 함유하는 SOUR GAS와 AMINE은 CONTACTOR에서 상호 역유
          (COUNTER-CURRENT)하면서 H2S를 흡착한다.

   9-4-2. CONTACTOR에서 H2S가 제거된 SWEET GAS는 SCRUBBER을 거쳐 AMINE은
          회수되고 ODORIZER를 통하여 FUEL GAS 누출시의 화재예방 등 안전을
          고려한 식별용 독특한 냄새를 부가시켜 FUEL GAS SYSTEM 으로
          보내진다.

   9-4-3. CONTACTOR에서 AMINE은 H2S를 함유한 RICH AMINE이 되어 SCRUBBER
          에서 회수된 AMINE과 합해져 FLASH DRUM에서 최종적으로 HYDRO
          CARBON 성분 등의 불순물을 제거 시키고 REGENERATION 공정으로
          보내진다.

   9-4-4. AMINE REGENERATION에서는 RICH AMINE을 HOT WATER로 분리시켜 H2S를
          분리시키고 LEAN AMINE으로 재생시키며 H2S를 분리한 LEAN AMINE은
          REGENERATOR로 들어오는 RICH AMINE을 LEAN/RICH AMINE EXCHANGOR로
          CIRCULATION 된다. 손실 AMINE은 REGENERATOR에서 보충된다.

   9-4-5. REGENERATOR에서 분리된 H2S GAS는 그 중에 포함된 AMINE을
          CONDENSATER에서 액화시켜 REFLUX DRUM에서 분리시킨 다음, H2S
          OFF-GAS로 VAPOR RECOVERY UNIT의 FIRST STAGE SCRUBBER의 PIPELINE
          에 연결되고 GAS SCRUBBING되어 DRAIN으로써 SEAL POT로 보내진다.

 
   9-5. GLYCOL SYSTEM

   9-5-1. 수분을 포함한 GAS와 GLYCOL이 GLYCOL CONTACTOR에서 상호역류 접촉
          시켜 GAS중의 수분을 GLYCOL에 흡수시킨다.
          (DIETHYLENE GLYCOL, HOC2H4O C2H4OH)

   9-5-2. 수분이 제거된 DRY GAS는 GAS SCRUBBER에서 그 중에 함유된 GLYCOL
          성분을 회수하고 COMPRESSOR를 거쳐 GAS REINJECTION SYSTEM으로
          사용되거나 FUEL GAS로 사용된다.

   9-5-3. 수분을 함유한 RICH GLYCOL은 GAS SCRUBBER에서 회수된 GLYCOL과
          합하여져 GLYCOL FLASH DRUM에서 HYDROCARBON등의 불순물을 제거하고
          GLYCOL REGENERATION 공정으로 보내진다.

   9-5-4. RICH GLYCOL은 GLYCOL REGENERATOR의 COLUMN에서 1차 예열되고
          FILTERING을 거친 다음, REGENERATOR에서 수분을 제거하고 나오는
          LEAN GLYCOL에 의해 2차 예열되어 REGENERATOR의 TOP으로 보내진다.

   9-5-5. REGENERATOR에서 RICH GLYCOL은 HOT WATER 및 전기 HEATER에 의해
          가열되어 증발된 수분을 VAPOR RECOVERY UNIT로 보내고 LEAN GLYCOL
          로 재생한다.

   9-5-6. REGENERATOR로 부터의 LEAN GLYCOL은 LEAN/RICH GLYCOL EXCHANGER
          에서 REGENERATOR로 들어오는 RICH GLYCOL를 예열 시켜 주고 PUMPING
          된 다음 COOLER에서 SEA WATER에 의해 냉각된다.

   9-5-7. LEAN GLYCOL은 CARTRIDGE FILTER에서 SOLID 등 큰 입자의 불순물을
          제거하고 CHARCOAL FILTER에서 보다 미세한 불순물을 제거한 다음
          GLYCOL CONTACTOR로 순환된다. 손실 GLYCOL은 REGENERATOR에서
          보충된다.

10. WATER INJECTION SYSTEM

 WELL로부터 생산되는 OIL의 압력이 점차 감소되어 지거나 WELL 내부의 VOID의 형성을 방지하기 위하여 고압의 WATER를 압입하는 SYSTEM으로 GAS REINJECTION과는 달리 OIL PRODUCTION PLATFORM 자체에서 INJECTION 시키지 않고 별도의 PLATFORM을 제작 설치하여 WATER를 압입 시킨다.

  10-1. SEA WATER LIFT PUMP : 통상 3UNIT가 설치되며 (2 OPERATING,
        1 STAND BY) FLOW 양은 1200-1500 M/H DISCHARGE PRESSURE 7-10 Kg/Cm
        로써 MOTOR와 PUMP가 분리된 TYPE과 MOTOR와 PUMP가 잠수 설치되는
        TYPE이 있으며 SEA WATER를 LIFT하여 PROCESS EQUIPMENT 및 각종
        UTILITY WATER를 공급한다.

  10-2. COARSE FILTER : LIFTING된 SEA WATER 중 부유물의 크기가 (SUSPENDED
        SOLID) 80 이상인 것을 98% 이상 FILTERING 하는 장치로 감속 GEAR를
        이용 저속으로 FILTER CARTRIDGE를 회전 시키며 SELF CLEANING을 할 수
        있도록 되어있다.

  10-3. HYPOCHLORINATOR : SEA WATER를 전기 분해하여 Na 와 Cl 을 발생시키고
        공기를 유입시켜 SODIUM HYPOCHLORIT (NaOCl)을 제조하는 장치이다. 즉,

2NaCl + 2H2O - 2NaOH + Cl2 + H2
4NaOH + 2Cl2 - 4NaOCL +2H2

        차아 염소산 소다는 수화물 상태 (NaOCl 7H2O) 로만 존재할 수 있으며,
        불완전한 화합물로서 강 산화제이고 표백액 및 살균제로서 사용되며
        SEA WATER PUMP, FIRE WATER PUMP등의 SUCTION PART에 투입되어PUMP
        IMPELLAR에 해조류가 발생하는 것을 방지 하는 역할을 한다.

  10-4. FINE FILTER : COARSE FILTER를 거친 SEA WATER를 WATER INJECTION에
        적절한 QUALITY로 맞추기 위하여 2크기 이상의 SUSPENDED SOLID를 98%
        이상 FILTERING  하는 장치로 T.S.S를 0.05mg/LTR로 낮춘다. FINE
        FILTER의 내부는 아래와 같이 침전을 위한 물질이 투입되어지고 FILTER
        CLEANING을 위하여 BACK FLUSHING SYSTEM이 있다.

  10-5. DE-OXY GENERATION TOWER : FILTERING된 SEA WATER에 용해되어 있는
        산소를 0.02 mg/LTR 이하로 저하시키는 장치로 TOWER 내부에서의 탈
        산소 과정은 SEA WATER OXYGEN SCAVENGER를 투입시켜 진공 PUMP로
        DILUTION 시킴으로써 산소를 축출 시키는 장치이며 진공 PUMP로 흡입된
        AIR 중의 습기는 COOLING WATER로 냉각을 시킴으로 해서 분리시켜 OVER
        BOARD로 DRAIN시킨다.

  10-6. MAIN INJECTION PUMP : SUBMARIN PIPE LINE을 통하여 INJECTION WELL에
        고압의 INJECTION WATER를 공급하는 PUMP로써 DISCHARGE 압력이
        134.5Kg/Cm 되는 다단 원심 PUMP이다.

11. CHEMICAL INJECTION SYSTEM.

 PLATFORM 운영상 CRUDE OIL LINE 및 SEPARATOR 등에 CHEMICAL을 INJECTION시켜 PIPE LINE의 부식 방지, CRUDE OIL중 WATER 와 OIL의 분리가 용이 하도록 하는 목적이 CHEMICAL 주입되는데 CHEMICAL의 종류는 아래와 같다.

  11-1. WATER IN OIL EMULSION BREAKER : OIL에서 물이 잘 분리 되도록 TEST
        SEPARATOR, 1,2차 SEPARATOR에 유입되는 채광유에 공급.

  11-2. OIL IN WATER EMULSION BREAKER : 생성된 물에서 OIL이 잘 분리되도록
        FLOATATION UNIT에 유입되는 생성수에 공급.

  11-3. ANTIFOAMER : 채광유 분리 VESSEL에서 거품이 발생되지 않도록 TEST
        SEPARATOR 및 1,2차 SEPARATOR에 유입되는 채광유에 공급, 거품은
        분리를 해하고 수송 중 부식을 야기.

  11-4. CRUDE OIL CORROSION INHIBITOR : 생산라인의 원유관 및 장거리
        수송관의 부식을 막기 위하여 2차 SEPARATOR, 각 SATELLITE의 수송관
        도착지점 및 원유관 출발지점에 공급. 기름에는 잘 녹으나 물에는 잘
        녹지 않으며 비중은 60˚F에서 0.93

  11-5. CORROSION INHIBITOR WELLHEAD INJECTION : 각 WELLHEAD 및 생산라인의
        부식을 막기 위하여 각 WELL의 CONDUCTOR LINE에 주입.

  11-6. POUR POINT DEPRESSANT : 생산라인 및 장거리 수송관내에서 POUR POINT
        (어떤 조건 하에서 유동이 시작되는 온도)를 낮추기 위하여 1차
        SEPARATOR 및 원유관 출발지점에 공급.

  11-7. SURFACE ACTANT : PIPE LINT 수송시의 마찰계수를 줄이고 부식방지를
        위하여 PUMPING 직전에 주입.

  11-8. GAS CORROSION INHIBITOR : GAS LINE이 부식을 막기 위하여 TEST
        SEPARATOR 1,2,3차 SEPARATOR를 GAS 유출관에 주입.

12. DRILLING SYSTEM
 
  12-1. MUD PUMP : DRILLING 작업시 고압의 MUD를 공급하여 DRILL BIT를 수송
        하고 윤활작용을 하며 폭발 방지를 위하여 MUD를 공급하는 PUMP로써
        5000PSI까지 압축시킬 수 있는 대용량의 PUMP.

  12-2. DRAW WORK : DRILLING 작업시 DRILLING PIPE의 교환 TOP DRIVER의 승강
        등을 할 수 있도록 장치된 대용량의 WINCH.

  12-3. ROTARY TABLE : DRILLING FLOOR에 설치되며 DRILLING PIPE를 회전시켜
        주는 장비.

  12-4. TOP DRIVER : DRILLING작업시 ROTARY TABLE과 함께 DRILLING PIPE를
        회전시켜주며 DRILLING의 진척에 따라 DRAIN WORK과 연결되어 승강
        작용을 한다. (RPM은 ROTARY TABLE과 항상 같음.)

  12-5. CEMENTING UNIT : DRILLING 작업시 CASSION과 CASSION 사이에 CEMENT를
        GROUTING 시키는 장비로 9000PSI의 고압장비.

  12-6. BOP UNIT : DRILLING 작업시 불의의 사고로 인한 폭발을 방지시켜주는
        장치(BLOW OUT PREVENTOR)

  12-7. SHAKER : RETURN된 MUD로 부터 MUD와 돌을 구별하여 MUD를 재사용할 수
        있도록 선별하는 장치.

  12-8. DESILTER : SHAKER에서 돌이 선별된 MUD중 흙을 분리시켜 순수 MUD를
        선별 재사용할 수 있도록 하는 장치.

  12-9. SCR : SILICON CONTROL RECTIFIER의 약자로 DRILLING용 D/GENERATOR
        에서 생산된 AC 600V의 전원을 DC 750V로 변화시켜 ROTARY TABLE,DRAW
        WORK, TOP DRIVER, CEMENTING UNIT의 DC MOTOR에 전원을 공급하는 장치.