상대투과도 측정 실험결과를 이용한 대염수층의 CO2 주입효율성 분석

Abstract

인류에 의하여 배출되는 온실가스가 지구온난화에 미치고 있는 영향은 점차 심각해지고 있으며, 이 온실가스 중에서 가장 대표적인 것이 CO2이며 이를 저감하는 대책이 시급한 실정이다. 현재 CO2를 감소하는 다양한 대책들 중에서, CO2의 회수와 지질학적인 저장 (CCS)은 다량의 CO2를 배출하는 근원지에서 바로 CO2를 포집하여 수백 혹은 수천년 동안 지질학적인 공간에 주입하여 보관하는 과정을 뜻하며, 현재 우리나라 실정에서는 가장 유망한 지질학적인 공간은 대수층이다. 깊은 지역에 CO2를 주입하는 기술은 석유증진이나 산성가스 처분을 하기 위하여 석유업계에서 개발이 되어 사용되고 있지만, 대부분의 연구가 CO2와 오일간의시스템에 연구를 초점으로 하였기에, CO2와 염수간의 시스템을 초점으로 한 연구는 미비한 실정이다. 본 연구는 CO2와 물간의 시스템 중에서 중요한 요소인 상대투과도를 가상의 대수층 조건인 온도는 113 ℉로 일정하게 유지하고 압력은 50, 500, 1200 psi인 조건에서 측정하여 분석하였고, 다양한 압력과 온도조건에서 최소수포화도 (Swir)에서의 CO2 끝점 상대투과도를 측정하여 CO2 상대투과도가 압력과 온도에 의해 변화하는 원인을 파악하고자 하였으며 염도의 농도가 CO2 끝점 상대투과도에 미치는 영향을 분석하였다. 그리고 앞의 실험 결과를 이용하여 대수층의 압력과 온도조건에서 CO2의 주입효율성; 변화를 파악하여 대염수층에 CO2를 격리하는데 있어 최적의; 심도를 규명하였다. 물과 CO2간의 시스템에서는 점성도 비가 20 이상이므로 CO2간의 이력현상은 작거나 혹은 imbibition과정이 drainage과정보다 더 큰 CO2 상대투과도 크기를 갖는다. 대수층의 압력과 온도조건이 변화함에 따라 CO2 유동성에 중요한 요인인 상대투과도가 변화하는데, 그러한 원인은 물과 CO2의 점성도 비와 CO2의 상변화에 의한 CO2 유속변화 때문이다. 또한 대수층의 염도에 따라 CO2 상대투과도가 감소하는데, 감소하는 폭은 CO2의 상이 액체, 초임계, 가스의 순이다. 그리고 CO2 주입효율성은 압력은 클수록 온도는 작을수록 더 효율적이며 대염수층의 압력과 온도조건이 CO2를 액상으로 유지하게 될 때 가장 좋은 격리 대상지가 될 것이다. 본 실험을 통해 산출한 압력과 온도에 따른 CO2 주입효율성을 이용하여 일반적인 지압과 지열을 가지는 심도에 따른 CO2 주입효율성 분석을 수행하였다. 그 결과는 심도에 따라 대수층 내 CO2의 주입효율성은 영향을 받으며 일반적으로는 심도가 깊어질수록 주입효율성은 증대가 되나, 650∼750m 사이의 구간에서는 심도에 증가에 따른 주입효율성의 증가는 발생되지 않으며, 이는 CO2의 천이구간에서의 CO2 주입유속의 하락때문이다. 이런 결과들은 대염수층에 CO2 격리하는데 있어 대상 격리지를 평가하는데 있어 상당한 기여를 할 것으로 보인다.; The greenhouse gases discharged by mankind aggravate environment. To minimize the greenhouse effect on environment needs to reduce CO2 that has the most powerful effect. The CCS(CO2 collecting and sequestration) method which collects CO2 near gas producing site and sequestrate into underground geological structure - in Korea it is aquifer - is the one of the most effective method to reduce CO2 in the air. CO2 injection method has researched in the oil industry and has focused on mobility behavior between CO2 and oil due to enhance oil recovery. Therefore, research for CO2 injection into saline aquifer is insufficient. This study analyze relative permeability ,which is an important factor for CO2-water system, in virtual aquifer system that has the temperature of 11 3℉. And the pressure conditions for analysis are 50, 500, 1200 psi. In various pressure and temperature conditions, CO2 endpoint relative permeability was measured and analysis was performed to examine how pressure, temperature, and salinity affect CO2 relative permeability. The results were used to analyze CO2 injectivity and to examine the best depth for CO2 sequestration. Since viscosity ratio in CO2-water system is more than 20, the hysteresis effect is small or the relative permeability for drainage process is less than that for imbibition process. The relative permeability which is the important factor for the CO2 mobility changes as the pressure and temperature conditions of the aquifer change due to CO2 flow rate changed by both viscosity ratio between CO2 and water, and changes of CO2 phase. Moreover, relative permeability decreases for salinity increasing, liquid phase has the biggest decrease, supercritical has medium effect, and gas phase has small decrease. Injectivity is effective if pressure is high and temperature is low, and when the conditions of target formation remain CO2 in liquid phase, it will be the best sequestration site. CO2 injectivity analysis for general pressure and temperature of the specific depth has been performed with the results from the experiments. As a result, CO2 injectivity is affected by depth, and generally, as depth increases, CO2 injectivity also improves. Within the depth of 650~750 m, injectivity increase by changes of depth weren't detected, this phenomenon is caused by injection rate decrease in the transition region. These results seem to be conducive to make decision for CO2 sequestration site.