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- 저자 : 성원모(Wonmo Sung) (검색결과 21 건)
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석탄층내 CH<sub>4</sub>과 CO<sub>2</sub>의 흡착거동에 의한 ECBM 효율성 분석
김기홍,성원모,한정민,Kim, Kihong,Sung, Wonmo,Han, Jeongmin 한국가스학회 2013 한국가스학회지 Vol.17 No.2
$CO_2$ 주입에 의한 석탄층 가스생산거동을 평가하기 위해서는 석탄에 대한 $CH_4$과 $CO_2$의 가스흡착거동을 파악하는 것이 중요하다. 본 연구에서는 $CO_2$ 회수증진공법이 가능한 석탄층 심도내 압력과 온도가 흡착량 에 미치는 영향을 파악하고자 하였다. 이를 위해서 압력은 상압에서 1400 psia의 범위까지, 온도는 $15^{\circ}C$에서 $45^{\circ}C$까지 $10^{\circ}C$ 간격으로 흡착량 실험을 수행하였다. 그 결과, $CO_2$와 $CH_4$ 모두 탄층 압력이 커질수록 흡착량이 증가하는 반면에, 온도가 증가할수록 $CO_2$와 $CH_4$의 흡착량은 일정한 비율로 감소하는 것으로 나타났다. 또한 심도 800m 이하의 범위내에서는 심도가 깊어질수록 $CO_2$ 격리량 및 $CH_4$ 생산량은 증가하지만, 심도에 대한 증가폭은 지속적으로 감소됨을 확인할 수 있었다. In order to asses gas production behavior for $CO_2$ ECBM, the sorption charcteristics on coal are considered to be a key factor. In this study, we have investigated the change of the sorption rate of adsorbed gas as a function of pressure and temperature below the appropriate depth for $CO_2$-ECBM. The experiment were carried out under four different temperatures varying from $15^{\circ}C$ to $45^{\circ}C$, while the coal pressure was varied from atmosphere to 1,400 psi for every temperature. From this results, the sorption rate both $CO_2$ and $CH_4$ increased with increasing the coal pressure. Otherwise, the sorption rate both $CH_4$ and $CO_2$ decreased linearly as the coal temperature increased. From the sensitivity studies on pressure and temperature change, it was experimentally identified that $CO_2$ sequestration rate and $CH_4$ production rate are better at deeper depths below a depth of 800 m in coal seams. However, the results showed continued decline in the increasing ratio of ECBM with formation depth.
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폴리머 공법 적용 불균질 저류층에서의 유효 압축률이 오일생산에 미치는 영향 분석
백수현,정우동,성원모,서준우,Baek, Soohyun,Jung, Woodong,Sung, Wonmo,Seo, Junwoo 대한자원환경지질학회 2014 자원환경지질 Vol.47 No.3
불균질한 자연균열 저류층에서 암체의 압축률은 매우 작은 값을 가지는 반면에 균열의 압축률은 상대적으로 큰 값을 갖는다. 균열의 압축률을 포함한 유효 압축률을 고려하지 않을 경우에는 균열의 간극 변화로 인한 공극 부피의 변화를 반영할 수 없기 때문에 정확한 오일 회수를 예측할 수 없다. 본 연구에서는 기존의 연구들에서 암체의 압축률만을 고려하여 오일 회수를 분석했던 것과 달리, 암체와 균열의 압축률을 모두 고려한 유효 압축률을 적용해서 오일 회수량을 분석하였다. 폴리머 공법에서 균열의 압축률이 폴리머의 주입에 미치는 영향을 이해하기 위해, 폴리머의 분자량, 농도, 주입속도에 따른 오일 회수량을 분석하였다. 유효 압축률을 고려할 경우 폴리머 분자량, 농도, 주입속도가 높아질수록 유효 압축률을 고려하지 않은 경우가 고려한 경우보다 누적 오일 생산량이 높게 나타났다. 또한 공저 압력의 경우에도 유효 압축률을 고려하지 않은 경우가 고려한 경우보다 빠르게 급감하여 오일 생산량에 영향을 주는 것을 확인할 수 있다. The compressibility of fracture in naturally fractured reservoir is larger than the compressibility of matrix in rock, although the compressibility of a typical rock is very small. The effective compressibility including the fracture compressibility should be considered to predict oil recovery correctly. It is hard to quantify changes of fracture aperture and pore volume in reservoir without the effective compressibility. In this study, oil recovery is analyzed by commercial simulator concerning the fracture compressibility based on fracture properties. We found that the effective compressibility affects oil recovery with change of polymer flooding factors such as polymer molar weight, concentration and injection rate. The estimated cumulative oil production is smaller with the effective compressibility than without it. Also, bottomhole pressure decreases rapidly without considering effective fracture compressibility.
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기체상태의 CO₂ 주입시 주입관내 상변화 및 유동 특성의 수치해석적 연구 : 포항분지 해상 중소규모 CO₂ 지중저장 사업에 적용
정우동(Woodong Jung),성원모(Wonmo Sung),한정민(Jeong-Min Han),송영수(Youngsoo Song),왕지훈(Jihoon Wang) 한국가스학회 2021 한국가스학회지 Vol.25 No.4
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. 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.
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석탄층내 CH₄과 CO₂의 흡착거동에 의한 ECBM 효율성 분석
김기홍(Kihong Kim),성원모(Wonmo Sung),한정민(Jeongmin Han) 한국가스학회 2013 한국가스학회지 Vol.17 No.2
CO₂ 주입에 의한 석탄층 가스생산거동을 평가하기 위해서는 석탄에 대한 CH₄과 CO₂의 가스흡착거동을 파악하는 것이 중요하다. 본 연구에서는 CO₂ 회수증진공법이 가능한 석탄층 심도내 압력과 온도가 흡착량 에 미치는 영향을 파악하고자 하였다. 이를 위해서 압력은 상압에서 1400 psia의 범위까지, 온도는 15℃에서 45℃까지 10℃ 간격으로 흡착량 실험을 수행하였다. 그 결과, CO₂와 CH₄ 모두 탄층 압력이 커질수록 흡착량이 증가하는 반면에, 온도가 증가할수록 CO₂와 CH₄의 흡착량은 일정한 비율로 감소하는 것으로 나타났다. 또한 심도 800m 이하의 범위내에서는 심도가 깊어질수록 CO₂ 격리량 및 CH₄ 생산량은 증가하지만, 심도에 대한 증가폭은 지속적으로 감소됨을 확인할 수 있었다. In order to asses gas production behavior for CO₂ ECBM, the sorption charcteristics on coal are considered to be a key factor. In this study, we have investigated the change of the sorption rate of adsorbed gas as a function of pressure and temperature below the appropriate depth for CO₂-ECBM. The experiment were carried out under four different temperatures varying from 15℃ to 45℃, while the coal pressure was varied from atmosphere to 1,400 psi for every temperature. From this results, the sorption rate both CO₂ and CH₄ increased with increasing the coal pressure. Otherwise, the sorption rate both CH₄ and CO₂ decreased linearly as the coal temperature increased. From the sensitivity studies on pressure and temperature change, it was experimentally identified that CO₂ sequestration rate and CH₄ production rate are better at deeper depths below a depth of 800 m in coal seams. However, the results showed continued decline in the increasing ratio of ECBM with formation depth.
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장영호(Youngho Jang),성원모(Wonmo Sung) 한국가스학회 2015 한국가스학회지 Vol.19 No.5
본 연구에서는 보다 현실적인 파쇄균열 전파를 묘사하기 위해 수압파쇄균열 전파 모델을 개발하였다. 이 모델에서는 두 가지 균열 전파 기준을 적용하였다. 첫 번째는 균열의 발생각을 결정하기 위한 최대 접선응력 기준과 두 번째는 파쇄균열의 자연균열 통과 여부 기준이다. 본 모델의 검증 결과, 수압파쇄균열이 자연균열을 통과하는 양상이 실험값과 동일함을 확인하였다. 균열의 전파에 직접적인 영향을 미치는 요소인 최대수평응력 방향, 균열면의 마찰계수, 자연균열의 방향성에 대한 민감도 분석 결과, 이론적 기준에 적합하게 균열의 전파 방향과 통과여부가 결정되는 것으로 나타났다. 기존의 수직 판형 균열 전파 모델과 본 모델을 비교하여 균열의 연결성과 유정자극부피 측면에서 차이가 있음을 확인하였다. This paper presents a hydraulic fracture propagation model to describe propagation more realistically. In propagating the hydraulic fractures, we have used two criteria: maximum tangential stress to determine the fracture initiation angle and whether a hydraulic fracture intersects a natural fracture. The model was validated for the parameters relevant to fracture propagation, such as initiation angle and crossing ability through natural fracture. In order to check whether a hydraulic fracture crosses a natural fracture, the model results on crossing state excellently matched with the experimental data. In the sensitivity analysis for direction of maximum horizontal stress, frictional coefficient of fracture interface, and natural fracture orientation, the results show that hydraulic fracture intersects natural fracture, and then, propagated suitably with theoretical results according to fracture interaction criterion. In comparison of this model against vertical fracture approach, it was ascertained that there are discrepancies in fracture connectivity and stimulated reservoir volume.
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생산유전의 CO<sub>2</sub> 공법 적용성 평가를 위한 평가차트 개발 및 응용
권순일,조현진,하세훈,이원규,양성오,성원모,Kwon, Sunil,Cho, Hyunjin,Ha, Sehun,Lee, Wonkyu,Yang, Sungoh,Sung, Wonmo 한국화학공학회 2007 Korean Chemical Engineering Research(HWAHAK KONGHA Vol. No.
본 연구에서는 회수증진기법 중 하나인 $CO_2$ 공법을 생산유전에 적용할 경우, 적용성 여부를 간단하고 정량적으로 평가할 수 있도록 하기 위한 평가차트를 개발하였다. 이 평가차트는 소스의 이용성, $CO_2$-오일의 혼합도, 저류층 및 오일 특성의 적정성, 주입기법의 평가항목으로 구성되어 있다. 저류층 및 오일의 특성에서 오일 비중, 오일 점성도, 오일 포화도, 저류층 온도 및 투과도의 기본평가항목에 대해서는 점수로 평가되며, $CO_2$ 순도, 저류층 두께 및 경사도 등의 추가평가항목에 대해서는 상 중 하로 구분하여 정량적으로 평가된다. 또한 미서블공법의 주입기법 평가에서는 지층경사, 수직투과성 및 저류층 두께 등에 따라 연속주입공법과 WAG($CO_2$) 공법의 여부가 정성적으로 평가된다. 이와 같이 구성된 평가차트에 대해 $CO_2$ 공법이 성공적으로 수행된 51개 유전의 적용사례를 분석하여 이를 토대로 $CO_2$ 공법이 가능한 추천점수를 설정하였다. 본 연구에서 개발한 평가차트를 국내 기업이 참여중인 스코틀랜드의 캡틴 생산유전과 베네수엘라의 오나도 생산유전에 적용하여 $CO_2$ 공법의 적용 가능성 여부를 평가하였다. 여기서 캡틴 유전은 저류층의 공극률과 투과도가 매우 양호하나, $C_{21+}$ 이상의 무거운 탄화수소 함유량이 54%를 넘는 중질유이다. 따라서 이러한 중질오일은 $CO_2$와 비미서블공법으로 진행되므로 비미서블공법 기준하의 기본평가항목에 대해서만 평가한 결과 비미서블 $CO_2$ 공법이 적정한 것으로 평가되었다. 한편, 베네수엘라의 오나도 유전에 대해서는 최소 미서블압력이 저류층 압력보다 낮게 산출되어 미서블 $CO_2$ 공법이 적용 가능할 것으로 평가되었다. In this study, we present the evaluation chart for assessing the applicability of $CO_2$ flooding method to oil reservoirs. The evaluation chart consists of four categories as source availability, miscibility, applicability and injecting method of miscible flooding. The applicability of reservoir and oil in the chart has basic items of the properties such as oil gravity, viscosity, oil saturation, reservoir temperature and permeability, and these are quantitatively graded. Meanwhile, for additional items of $CO_2$ purity, reservoir thickness and formation dip, they are graded as "highmediumlow". In the case of evaluating the injection method of either continuous injection or WAG ($CO_2$), the qualitative decision will be made according to formation dip, vertical permeability, reservoir thickness, etc. The recommended score in the chart was assigned by utilizing 51 oil producing fields which $CO_2$ flooding is successfully being applied. The evaluation chart developed in this work has been applied to the Captain oil producing field located in Scotland as well as to the Onado oil field of Venezuela, which Korean oil companies have participated in. For the Captain field, the reservoir quality in terms of permeability and porosity is considered to be very excellent to flow the oil. The oil in captain field contains heavier component of $C_{21+}$ as 54%. Therefore, this heavy oil could be immiscibly displaced, hence the evaluating result with the basis of immiscible criteria shows that $CO_2$ immiscible flooding in this field could be properly applied. In the case of Onado oil producing field, since the estimated minimum miscibility pressure is lower than the reservoir pressure, it was assessed that the Onado field would be efficiently conducted for $CO_2$ miscible flooding.
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