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이산화탄소 주입에 따른 포항 영일만 대수층 안정성평가
The Stability Assessment of an Aquifer in Pohang Yeongil Bay due to CO2 Injection 원문보기

지질공학 = The journal of engineering geology, v.28 no.2, 2018년, pp.183 - 192  

김남훈 (서울대학교 에너지시스템공학부) ,  정형식 (서울대학교 에너지시스템공학부) ,  김관덕 (서울대학교 에너지시스템공학부) ,  정훈영 (서울대학교 에너지자원공학과) ,  신현돈 (인하대학교 에너지자원공학과) ,  권이균 (공주대학교 지질환경과학과) ,  최종근 (서울대학교 에너지자원공학과)

초록
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대수층에 이산화탄소를 주입하여 저장하는 것은 대기 중 이산화탄소 농도를 저감하는데 중요한 역할을 한다. 하지만 이산화탄소 주입 시 대수층의 압력증가로 단층 재활성화가 발생할 수 있다. 이러한 문제를 예방하기위해 이산화탄소 주입에 따른 대수층 압력변화를 분석하는 것이 필요하다. 본 연구에서는 포항영일만 지질모델의 이산화탄소 주입정에서 450 m 떨어진 EF1 단층과 530 m 떨어진 EF2 단층에 대해 안정성 분석을 수행하였다. 약 2년 동안 이산화탄소의 주입과 중단을 반복하는 두 가지 시나리오에서 대수층 압력변화가 단층에 영향을 주는지 일일주입량(20 tons, 40 tons, 100 tons)에 따라 분석하였다. 또한 각 일일주입량 별로 계획 주입량과 예측 주입량을 비교하였다. 이산화탄소 일일주입량이 20 tons인 경우 단층에서의 최대압력이 단충 재활성압의 65% 수준으로 단층의 재활성화 가능성이 낮았다. 일일주입량이 40 tons과 100 tons으로 증가해도 단층에서의 최대 압력이 단층 재활성압의 각각 71%와 80% 정도이다. 또한 일일주입량이 20 tons인 경우와 40 tons인 경우 계획 주입량과 예측 주입량이 거의 일치하였지만 100 tons인 경우 주입정의 공저압력 허용한계로 인해 시뮬레이션 예측 주입량이 계획 주입량에 미치지 못하였다.

Abstract AI-Helper 아이콘AI-Helper

It is imperative to inject carbon dioxide($CO_2$) into an aquifer for alleviating the emission of $CO_2$. However, faults in the aquifer can be reactivated due to pressure increasement. Analyses of pressure change of the aquifer is necessary to prevent the fault reactivation. I...

주제어

AI 본문요약
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문제 정의

  • 본 연구에서는 포항 영일만을 대상으로 한 두 가지 이산화탄소 주입 시나리오에서 각 일일주입량(20 tons, 40 tons, 100 tons)별로 예측 주입량 및 안정성을 평가하였다. 일일주입량이 20 tons인 경우 주입기간 동안 그 주입량을 유지하였다.
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질의응답

핵심어 질문 논문에서 추출한 답변
이산화탄소 지중저장이란? 이산화탄소 지중저장(carbon capture storage, CCS)은 발전소, 산업, 운송수단 등에 의해 발생한 이산화탄소를 포집하여 지하의 지질학적 구조에 주입함으로써 대기 중의 이산화탄소를 직접적으로 저감하는 기술이다(Blunt, 2010). 최근 온실가스 및 기후변화에 대한 논의가 활발하게 진행됨에 따라, CCS가 온실가스를 직접적으로 감축할 수 있는 기술로 인정받기 시작하였고 이와 관련하여 다양한 CCS 관련 연구가 수행되었다(Cooper, 2009; Bachu, 2015; Choi et al.
대수층에 이산화탄소를 주입하여 저장하는 것은 어떤 역할을 하는가? 대수층에 이산화탄소를 주입하여 저장하는 것은 대기 중 이산화탄소 농도를 저감하는데 중요한 역할을 한다. 하지만 이산화탄소 주입 시 대수층의 압력증가로 단층 재활성화가 발생할 수 있다.
대수충이 이산화탄소 지중저장을 위한 적합한 구조인 이유는 무엇인가? 그 중에서도 지하의 대수층은 이산화탄소 지중저장을 위해 적합한 구조이다. 그 이유는 대수층은 석탄층, 오일 및 가스 저류층에 비해 편재성이 적어 다양한 지역에 분포하며, 다른 지질 구조에 비해 저장용량이 크기 때문이다.
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참고문헌 (16)

  1. Bachu, S., 2013, Drainage and Imbibition $CO_2$ /Brine Relative Permeability Curves at in Situ Conditions for Sandstonse Formations in Western Canada, Energy Procedia, 37, 4428-4436. 

  2. Bachu, S., 2015, Review of $CO_2$ storage efficiency in deep saline aquifers, International Journal of Greenhouse Gas Control, 40, 188-202. 

  3. Blunt, M., 2010, Carbon dioxide storage, Grantham Institute for Climate Change Briefing Paper, 4, 1-14. 

  4. Burnside, N., Naylor, M., 2014, Review and implications of relative permeability of $CO_2$ /brine systems and residual trapping of $CO_2$ , International Journal of Greenhouse Gas Control, 23, 1-11. 

  5. Choi, B.Y., Park, Y.C., Shinn, Y.J., 2015, Preliminary results of numerical simulation in a small-scale $CO_2$ injection pilot site: 1. Prediction of $CO_2$ plume migration. Journal of the Geological Society of Korea, 51(5), 487-496. 

  6. Choi, B.Y., Shinn, Y.J., Park, Y.C., 2017, Simulation of $CO_2$ injection in a small-scale pilot site in the Pohang Basin, Korea: Effect of dissolution rate of chlorite on mineral trapping. International Journal of Greenhouse Gas Control, 59, 1-12. 

  7. Cooper, C., 2009, A technical basis for carbon dioxide storage, Energy Procedia, 1(1), 1727-1733. 

  8. Hosseini, S., Lashari, H., Choi, J.W., 2013, Static and dynamic reservoir modeling for geological $CO_2$ sequestration at Cranfield, Mississippi, U.S.A. International Journal of Greenhouse Gas Control, 18, 449-462. 

  9. Hwang, J.S., Baek, S.H., Lee H.S., 2016, Evaluation of $CO_2$ storage capacity and injectivity using a relief well in a saline aquifer in Pohang basin, offshore South Korea. Geosciences Journal, 20(2), 239-245. 

  10. Juanes, R., Spiteri, E., and Orr, F., 2006, Impact of relative permeability hysteresis on geological $CO_2$ storage. Water Resources Research, 42(12), W12418. 

  11. Jung, H.S., Jo, H.G., Kim, S.I., Choe, J.G., 2017, Recursive update of channel information for reliable history matching of channel reservoirs using EnKF with DCT. Journal of Petroleum Science Engineering, 154, 19-37. 

  12. Jung, H.S., Jo, H.G., Kim, S.I., and Choe, J.G., 2018, Geological model sampling PCA-assisted support vector machine for reliable channel reservoir characterization. Journal of Petroleum Science Engineering, 167, 396-405. 

  13. Kang, B.C., Choe, J.G., 2017, Initial model selection for efficient history matching of channel reservoirs using ensemble smoother. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152, 294-308. 

  14. Kim, S.I., Jung, H.S., Lee, K.B., Choe, J.G., 2017, Initial ensemble design scheme for effective characterization of three-dimensional channel gas reservoirs with an aquifer, ASME. Journal of Energy Resources Technology, 139(2), 022911. 

  15. Kim, S.I., Lee, C.H., Lee, K.B., Choe, J.G., 2016, Characterization of channel oil reservoirs with an aquifer using EnKF, DCT, and PFR, Energy explor, Exploit, 34(6), 828-843. 

  16. Lee, H.K., Shin, Y.J., Ong, S.H., 2017, Fault reactivation potential of an offshore $CO_2$ storage site, Pohang Basin, South Korea. Journal of Petroleum Science and Engineering, 152, 427-442. 

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