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기체상태의 CO₂ 주입시 주입관내 상변화 및 유동 특성의 수치해석적 연구 : 포항분지 해상 중소규모 CO₂ 지중저장 사업에 적용
정우동(Woodong Jung),성원모(Wonmo Sung),한정민(Jeong-Min Han),송영수(Youngsoo Song),왕지훈(Jihoon Wang) 한국가스학회 2021 한국가스학회지 Vol.25 No.4
대수층에 이산화탄소를 저장하는 기술은 높은 저장능력과 경제성 때문에 지구 온난화를 완화하는 가장 효율적인 방법중 하나이다. 포항분지 해상 중소규모 CO₂ 지중저장 실증은 심부 대수층에 CO₂ 를 저장하는 사업으로 대규모 CO₂ 저장에 필요한 실증요소 기술을 개발하고 검증하는데 목적이 있다. 이 사업의 초기 설계 단계에서 도전적으로 직면하는 문제중 하나는 CO₂ 를 주입하는 주입관에서 주입성을 확보하는 것이다. 이러한 문제를 해결하기 위해 주입량, 압력, 온도, CO₂ 의 상변화 및 그에 따른 열역학적인 물성값 등을 계산하여 주입 조건을 계산하였다. 본 연구를 위해 기체 상태의 CO₂ 를 주입관에 주입하여 기체-액체-초임계 상의 상변화 거동 및 유동 특성의 변화를 OLGA 프로그램을 이용하여 수치해석적으로 분석하였다. 결과를 통하여 CO₂ 의 주입 시스템과 대수층의 공저압을 연계하는 주입조건을 제시하였다. CO₂ storage technology in an aquifer is one of the most effective way to decrease global warming due to a high storage capacity and economics. A demonstration-scale offshore CO₂ storage project was performed in a geological deep aquifer in the Pohang Basin, Korea for a technological development of large-scale CO₂ storage. A challenging issue in the early design stage of the project was to establish the proper injectivity during CO₂ injection. To solve this issue, injection conditions were calculated by calculating injection rate, pressure, temperature, CO₂ phase change, and thermodynamic properties. For this study, we simulated and numerically analyzed CO₂ phase change from gas to supercritical phase and flow behavior in transport piping and injection tubing using OLGA program. Our results provide the injectivity conditions of CO₂ injection system combined with a bottomhole pressure of an aquifer.
폴리머 공법 적용 불균질 저류층에서의 유효 압축률이 오일생산에 미치는 영향 분석
백수현,정우동,성원모,서준우,Baek, Soohyun,Jung, Woodong,Sung, Wonmo,Seo, Junwoo 대한자원환경지질학회 2014 자원환경지질 Vol.47 No.3
불균질한 자연균열 저류층에서 암체의 압축률은 매우 작은 값을 가지는 반면에 균열의 압축률은 상대적으로 큰 값을 갖는다. 균열의 압축률을 포함한 유효 압축률을 고려하지 않을 경우에는 균열의 간극 변화로 인한 공극 부피의 변화를 반영할 수 없기 때문에 정확한 오일 회수를 예측할 수 없다. 본 연구에서는 기존의 연구들에서 암체의 압축률만을 고려하여 오일 회수를 분석했던 것과 달리, 암체와 균열의 압축률을 모두 고려한 유효 압축률을 적용해서 오일 회수량을 분석하였다. 폴리머 공법에서 균열의 압축률이 폴리머의 주입에 미치는 영향을 이해하기 위해, 폴리머의 분자량, 농도, 주입속도에 따른 오일 회수량을 분석하였다. 유효 압축률을 고려할 경우 폴리머 분자량, 농도, 주입속도가 높아질수록 유효 압축률을 고려하지 않은 경우가 고려한 경우보다 누적 오일 생산량이 높게 나타났다. 또한 공저 압력의 경우에도 유효 압축률을 고려하지 않은 경우가 고려한 경우보다 빠르게 급감하여 오일 생산량에 영향을 주는 것을 확인할 수 있다. The compressibility of fracture in naturally fractured reservoir is larger than the compressibility of matrix in rock, although the compressibility of a typical rock is very small. The effective compressibility including the fracture compressibility should be considered to predict oil recovery correctly. It is hard to quantify changes of fracture aperture and pore volume in reservoir without the effective compressibility. In this study, oil recovery is analyzed by commercial simulator concerning the fracture compressibility based on fracture properties. We found that the effective compressibility affects oil recovery with change of polymer flooding factors such as polymer molar weight, concentration and injection rate. The estimated cumulative oil production is smaller with the effective compressibility than without it. Also, bottomhole pressure decreases rapidly without considering effective fracture compressibility.