가스 생산정에서의 CO₂ 부식에 대한 노달 분석 연구

국문 초록 (Abstract)

저류층으로부터 석유·가스를 생산하는 과정에서 CO₂ 및 H₂S 등 부식 성 가스가 동반 생산될 수 있으며, 이러한 과정에서 생산관 부식현상이 발생하고, 최악의 경우 균열이 발생할 수 있다. 이 연구는 석유·가스 생산 정 및 파이프라인의 부식이 발생할 수 있는 조건을 살펴보고, 생산정 부 식 속도에 영향을 미치는 요소에 대하여 분석하였다. 기존 연구를 바탕으로 온도, 압력, 저류층 유·가스의 생산량, 가스 성분, 물 생산비 등이 생산 정 부식에 미치는 영향을 조사했으며, 석유·가스전 생산설비 부식 속도 계산에 활용할 수 있는 de Waard 모델 (1991, 1995)을 활용하여 CO₂ 부식에 의한 모델링을 수행했다. 연구 대상은 아랍에미리트의 Hair Dalma 가스전의 CO₂ 부식 환경인 생산정으로 선정하였으며, 균열이 발생한 경우 심도별 압력, 유량, 유속 및 부식률 변화를 제시하였다. 모델을 구성하기 위해서 먼저, 생산 튜빙에서 CO2 부식에 의한 균열이 발생할 때 누출되는 유체의 속도 및 유량, 균열에 의한 압력 변화를 Darcy-Weisbach 식을 이용해 계산했다. 다음으로 누출 유량 및 압력변화 를 고려하여 Schlumberger Pipesim에 입력하여 정두부분에서의 압력과 유량변화를 분석하였다. 균열발생에 따른 생산량과 압력변화를 예측하기 위해서 정두부분을 노드로 하여 세 가지의 노달 분석을 수행했다. 첫째로 균열 직경에 따른 노달 분석을 수행했다. 그 결과, 균열 직경이 증가할수록 누출량이 증가하여 유량 감소 폭이 커지는 경향을 보였다. 즉, 균열 단면적이 넓어질수록 유체의 누출량이 급격히 증가하여 압력 손실이 커지는 현상이 나타났다. 특히 균열 직경이 7 mm에서는 균열이 존재하지 않는 경우에 비해 약 22%의 유량 감소가 발생하는 것으로 확인하였다. 균열 발생에 의한 유속 감소는 단순히 생산량 감소로 끝나는 것이 아닌, 튜빙 내 유동 조건과 부식 반응에도 직접적인 영향을 미칠 수 있음을 확인하였다. 둘째, 균열 발생 심도에 따른 노달 분석을 수행했다. 4,000 ft 지점에서 균열이 발생했을 경우에는 압력 감소율이 약 8.95%, 12,000 ft 지점에 균 열이 발생했을 경우는 압력 감소율이 약 11.68%로 나타났다. 균열의 발생 심도가 깊어질수록 높은 압력으로 가스 부피가 압축되기 때문에 더 많은 가스 분자가 균열을 통해서 누출되었다. 균열 발생 심도가 깊을수록 IPR 곡선이 하향 이동하며, 이에 따라 생산이 발생하는 교차점이 저유량 구간 으로 이동하는 경향을 보였다. 마지막으로 정두 압력에 따른 노달 분석을 수행했다. 정두 압력이 증 가할수록 균열 발생 시 표준조건(standard condition)에서 생산량의 변화 는 작았지만 감소 추세가 나타났다. 700 psia 조건에서 생산량은 약 51.1 MMscf/d, 1,000 psia 조건에서는 약 51.0 MMscf/d로 나타났다. 이러한 이유는 정두 압력이 증가할수록 튜빙 내의 압력이 증가하여 가스가 압축 되어 더 많은 가스 분자가 균열을 통해서 누출했기 때문이다. 이 연구의 결과는 CO2 환경에서의 부식 거동을 예측하고, 가스정의 구 조적 안정성 확보와 부식 저감 설계에 필요한 기초자료로 활용될 수 있을 것이다.

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

During the production process of oil & gas from reservoirs, corrosive gases such as CO₂ and H₂S can be produced. This can cause corrosion in production pipelines, and cracks can generate in the worst case. This study evaluated the conditions that can cause corrosion in oil and gas production wells, and analyzed the factors that affect the corrosion rate in production wells. Also, modeling was performed by utilizing the de Waard model (1991, 1995) to calculate the corrosion rate of oil and gas production facilities. A field of study was selected as a production well with CO₂ corrosion environment in the Hair Dalma gas field, the United Arab Emirates. This modeling presented changes in pressure, flow rate, velocity, and corrosion rate at different depths when cracks occurred, reflecting field conditions. To construct the model, this study first calculated the flow rate of leaking gas and variations of pressure caused by CO₂ corrosion cracking in production well, using the Darcy-Weisbach equation. As a next step, the leakage flow rate and variations of pressure were input into Pipesim of Schlumberger, and the changes of pressure & production rate at the wellhead were analyzed according to the input data. Then, nodal analysis was performed for three cases using the wellhead as a node to predict the production rate and variations of pressure due to crack. First case, a nodal analysis was performed based on crack diameter. The results showed that as the crack diameter increased, the leakage rate increased, leading to a greater reduction in flow rate. In other words, as the crack cross-sectional area increased, the fluid leakage rate increased dramatically, resulting in greater pressure loss. In particular, when the crack diameter was 7 mm, approximately 22% reduction of flow rate was observed compared to the case without crack. It was confirmed that the decrease in flow rate due to crack occurrence can also directly affect the flow conditions and corrosion reactions within the well tubing. Second case, a nodal analysis was performed based on the crack depth. When cracking occurred at depth of 4,000 ft, the pressure decreased by approximately 8.95%. Additionally, when a crack occurred at depth of 12,000 ft, the pressure reduced by approximately 11.68%. As the crack depth increased, the gas volume was compressed by higher pressure, thereby more gas molecules leaked through the crack. As the crack depth increased, the IPR curve shifted downward, and consequently, the intersection point where production occurred tended to move toward lower production rate. Final case, a nodal analysis, with cracks in production well, was performed based on wellhead pressure. As wellhead pressure increased, a production rate under standard conditions was observed as a decreasing trend, although the change in production rate was relatively small. At wellhead pressure of 700 psia, production rate was approximately 51.1 MMscf/d, and approximately 51.0 MMscf/d at wellhead pressure of 1,000 psia. This is because that as wellhead pressure increases, the pressure within well increases, compressing the gas and allowing more gas molecules to leak through crack of well. The results of this study can be used to predict corrosion behavior in a CO2 environment for securing structural stability and corrosion reduction design of production wells.

목차 (Table of Contents)

• 1. 서 론 1
• 2. 이론적 배경 3
• 2.1. 생산정 내 부식 3
• 2.1.1. 부식의 종류 3
• 2.1.2. 생산정 내 부식 속도에 영향을 미치는 요소 8
• 2.1.3. 생산정 재질에 따른 부식 발생 속도 차이 22
• 2.2. 노달 분석 26
• 2.3. 슐럼버져 파이프심 소프트웨어(Pipesim) 26
• 2.3.1. De Waard 모델 27
• 2.4. 부식방지제 31
• 3. 연구 방법 35
• 3.1. 현장자료 35
• 3.1.1. 저류층 암석물성 35
• 3.1.2. 저류층 유체물성 36
• 3.2. 시뮬레이션 방법 38
• 3.2.1. 기본 모델링 38
• 3.2.2. 균열 발생 시 압력 & 생산량 41
• 4. 결과 및 분석 47
• 4.1. 균열 직경에 따른 노달 분석 47
• 4.1.1. 균열 직경에 따른 압력변화 분석 47
• 4.1.2. 균열 직경에 따른 부식률의 변화 분석 49
• 4.1.3. 균열 직경에 따른 노달 분석 52
• 4.2. 균열 발생 심도에 따른 노달 분석 54
• 4.2.1. 균열 발생 심도에 따른 압력변화 분석 54
• 4.2.2. 균열 발생 심도에 따른 부식률의 변화 분석 55
• 4.2.3. 균열 발생 심도에 따른 노달 분석 58
• 4.3. 정두 압력에 따른 노달 분석 59
• 4.3.1. 정두 압력에 따른 생산튜빙의 압력변화 분석 59
• 4.3.2. 정두 압력에 따른 노달 분석 61
• 5. 결 론 65
• 참고문헌 66