시간 경과에 따른 저류층 압력 상승이 파이프라인, 탑사이드 및 주입정 내 CO2 거동에 미치는 영향에 대한 수치해석적 연구 Numerical Analysis of CO2 Behavior in the Subsea Pipeline, Topside and Wellbore With Reservoir Pressure Increase over the Injection Period원문보기
해양 CCS는 화력발전소에서 배출되는 $CO_2$를 포집하여 해양 지중의 대수층이나, 고갈 유가스전까지 수송하여 저장하는 기술이다. 시간 경과에 따라 지중 저장소로 주입 및 저장되는 $CO_2$의 누적 양이 증가하며, 이는 저류층 압력의 상승을 동반한다. 저류층 압력의 상승은 수송 및 주입 시스템의 운전조건 변화를 유발한다. 따라서 초기 설계단계에서 이러한 사업시간의 경과에 따른 운전조건 변화를 반영한 분석이 요구된다. 본 연구에서는 국내 동해 대륙붕에 위치한 가스전을 $CO_2$ 저장소로 활용할 경우 시간 경과에 따른 해양 수송 및 주입 시스템 내 $CO_2$ 거동을 수치해석적 방법을 이용하여 분석하였다. 전체 시스템을 해저 파이프라인, 라이저, 탑사이드, 주입정으로 구성하고, 이를 OLGA 2014.1을 이용하여 모델링 및 해석하였다. 약 10년의 주입 운전기간동안 해저 파이프라인, 라이저, 탑사이드, 주입정에서의 $CO_2$ 압력과 온도, 상거동의 변화를 분석하였다. 이를 통해 해저 파이프라인 입구 압축기, 탑사이드 열교환기 및 주입정 정두 제어 등의 설계 방안을 제시하였다.
해양 CCS는 화력발전소에서 배출되는 $CO_2$를 포집하여 해양 지중의 대수층이나, 고갈 유가스전까지 수송하여 저장하는 기술이다. 시간 경과에 따라 지중 저장소로 주입 및 저장되는 $CO_2$의 누적 양이 증가하며, 이는 저류층 압력의 상승을 동반한다. 저류층 압력의 상승은 수송 및 주입 시스템의 운전조건 변화를 유발한다. 따라서 초기 설계단계에서 이러한 사업시간의 경과에 따른 운전조건 변화를 반영한 분석이 요구된다. 본 연구에서는 국내 동해 대륙붕에 위치한 가스전을 $CO_2$ 저장소로 활용할 경우 시간 경과에 따른 해양 수송 및 주입 시스템 내 $CO_2$ 거동을 수치해석적 방법을 이용하여 분석하였다. 전체 시스템을 해저 파이프라인, 라이저, 탑사이드, 주입정으로 구성하고, 이를 OLGA 2014.1을 이용하여 모델링 및 해석하였다. 약 10년의 주입 운전기간동안 해저 파이프라인, 라이저, 탑사이드, 주입정에서의 $CO_2$ 압력과 온도, 상거동의 변화를 분석하였다. 이를 통해 해저 파이프라인 입구 압축기, 탑사이드 열교환기 및 주입정 정두 제어 등의 설계 방안을 제시하였다.
Offshore CCS technology is to transport and inject $CO_2$ which is captured from the power plant into the saline aquifer or depleted oil-gas fields. The more accumulated injected $CO_2$, the higher reservoir pressure increases. The increment of reservoir pressure make a dramati...
Offshore CCS technology is to transport and inject $CO_2$ which is captured from the power plant into the saline aquifer or depleted oil-gas fields. The more accumulated injected $CO_2$, the higher reservoir pressure increases. The increment of reservoir pressure make a dramatic change of the operating conditions of transport and injection systems. Therefore, it is necessary to carefully analyze the effect of operating condition variations over the injection period in early design phase. The objective of this study is to simulate and analyze the $CO_2$ behavior in the transport and injection systems over the injection period. The storage reservoir is assumed to be gas field in the East Sea continental shelf. The whole systems were consisted of subsea pipeline, riser, topside and wellbore. Modeling and numerical analysis were carried out using OLGA 2014.1. During the 10 years injection period, the change of temperature, pressure and phase of $CO_2$ in subsea pipelines, riser, topside and wellbore were carefully analyzed. Finally, some design guidelines about compressor at inlet of subsea pipeline, heat exchanger on topside and wellhead control were proposed.
Offshore CCS technology is to transport and inject $CO_2$ which is captured from the power plant into the saline aquifer or depleted oil-gas fields. The more accumulated injected $CO_2$, the higher reservoir pressure increases. The increment of reservoir pressure make a dramatic change of the operating conditions of transport and injection systems. Therefore, it is necessary to carefully analyze the effect of operating condition variations over the injection period in early design phase. The objective of this study is to simulate and analyze the $CO_2$ behavior in the transport and injection systems over the injection period. The storage reservoir is assumed to be gas field in the East Sea continental shelf. The whole systems were consisted of subsea pipeline, riser, topside and wellbore. Modeling and numerical analysis were carried out using OLGA 2014.1. During the 10 years injection period, the change of temperature, pressure and phase of $CO_2$ in subsea pipelines, riser, topside and wellbore were carefully analyzed. Finally, some design guidelines about compressor at inlet of subsea pipeline, heat exchanger on topside and wellhead control were proposed.
해양 CCS(Carbon Capture and Storage)는 대규모 화력발전소에서 발생하는 CO2를 포집하여 해양 지중의 대수층이나, 고갈 유가스전까지 수송하여 저장하는 기술이다. 노르웨이와 영국은 해양 CCS 상용화 및 실증을 위하여 많은 연구개발을 진행하고 있다.
Longannet 프로젝트란 무엇인가?
[2010]). Longannet 프로젝트는 발전소에서 CO2를포집 후 해저파이프라인을 통하여해양의 퇴적층까지 수송하고 이를 Goldeneye 가스전과 연계된 대수층에 주입하는 사업이다(Gough et al.[2010]).
초기 설계단계에서 이러한 사업시간의 경과에 따른 운전조건 변화를 반영한 분석이 요구되는 이유는 무엇인가?
해양 CCS 사업 시간 경과에 따라 지중 저장소로 주입 및 저장된 CO2의 누적 양이 증가하며, 이는 저류층 압력의 상승을 동반한다(Hosseini et al.[2013], KNOC[2015]). 이와 같은 저류층 압력의 상승은 수송 및 주입 시스템인 파이프라인, 탑사이드 및 주입 정의 운전조건 변화를 유발시킨다. 따라서 초기 설계단계에서 이러한 사업시간의 경과에 따른 운전조건 변화를 반영한 분석이 요구된다.
Hosseini, S.A., Lashgari, H., Choi, J.W., Nicot, J.P., Lu, J. and Hovorka, S.D., 2013, "Static and dynamic reservoir modeling for geological $CO_2$ sequestration at Cranfield, Mississippi, U.S.A.", Int. J. Greenh. Gas Control, Vol. 18, 449-462.
Huh, C., Kang, S.G. and Cho, M.I., 2016, "Numerical analysis on depressurization of high pressure carbon dioxide pipeline", J. Korean Soc. Mar. Environ. Energy, Vol. 19, 52-61.
KIOST, 2014, "Offshore environment survey; offshore carbon geological storage site", Korea Institute of Ocean Science and Technology.
KNOC, 2015, "Carbon Storage Potential in the Ulleung Basin, South Korea: Prospect Modelling and Ranking".
KRISO, 2016, "Whole CCS system operation philosophy covering steady state and transient operation flow assurance", Korea Clean Carbon Storage Project 2025 Pre-FEED report, KCCS-PJDWSOP-3.10-KMOU-Rev01.
NOAA, 2016, ETOPO1 Global Relief Model, https://www.ngdc.noaa.gov/mgg/global/global.html, National Centers for Environmental Information, National Oceanic and Atmospheric Administration.
Schlumberger, 2014, "OLGA version 2014.1 User Manual".
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