[논문]기체상태의 CO2 주입시 주입관내 상변화 및 유동 특성의 수치해석적 연구 : 포항분지 해상 중소규모 CO2 지중저장 사업에 적용

정우동; 성원모; 한정민; 송영수; 왕지훈

doi:10.7842/kigas.2021.25.4.10

기체상태의 CO2 주입시 주입관내 상변화 및 유동 특성의 수치해석적 연구 : 포항분지 해상 중소규모 CO2 지중저장 사업에 적용
Numerical Analysis of Phase Behavior and Flow Properties in an Injection Tubing during Gas Phase CO2 Injection : Application of Demonstration-scale Offshore CO2 Storage Project in the Pohang Basin, Korea 원문보기

한국가스학회지 = Journal of the Korean institute of gas, v.25 no.4, 2021년, pp.10 - 18

정우동 (한양대학교 자원개발연구소) , 성원모 (한양대학교 자원환경공학과) , 한정민 (한국가스공사 가스연구원) , 송영수 (한양대학교 자원공학과) , 왕지훈 (한양대학교 자원환경공학과)

초록
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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.

Abstract ▼ AI-Helper

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.

주제어

표/그림 (20)

그림 Fig. 1. The location of Pohang Basin for CO₂ sequestration (Hwang et al., 2015).
그림 Fig. 2. The interpretation of lithology by well logging data at injection well PHIW-1 in Fig. 3 (Kim et al., 2019).
그림 Fig. 3. The geological model of Pohang Basin (Kim et al., 2019).
그림 Fig. 4. Porosity and permeability distributions of the Pohang Basin aquifer (Kim et al., 2019).
표 Table 1. Aquifer properties (Kim et al., 2019).
그림 Fig. 5. Simulation results of bottomhole pressure and block pressure changes in an aquifer, the Pohang Basin.
그림 Fig. 6. Basic design for the offshore platform (Won et al., 2018).
그림 Fig. 7. The numerical model of CO₂ pipeline and injection tubing in Fig. 6.
표 Table 2. Flowline design of CO₂ injection sys-tem. The total flowline length is 1043 meters.
표 Table 3. Boundary and initial conditions for cal-culations in CO₂ injection system using OLGA.
그림 Fig. 8. 100% CO₂ phase diagram (Span and Wag-ner, 1996) and injection conditions of gasphase CO₂.
그림 Fig. 9. Pressure and temperature changes during CO₂ injection.
그림 Fig. 10. Gravitational and frictional pressure drops during CO₂ injection.
그림 Fig. 11. Influences of CO₂ phase change on mass flow rate.
그림 Fig. 12. Influences of CO₂ phase change on flow volume rate.
그림 Fig. 13. Phase changes from gas to supercritical phase with passing liquid region during CO₂ injection (green circled line).
그림 Fig. 14. Density and specific heat changes during CO₂ injection.
그림 Fig. 15. Density changes with pressure and tem-perature during CO₂ injection (redline).
그림 Fig. 16. Enthalpy and total enthalpy flow rate change during CO₂ injection (gas phase in blue and liquid phase in red).
그림 Fig. 17. Enthalpy change with pressure and tem-perature during CO₂ injection (gas phase in blue and liquid phase in red).

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