계면활성제에 의한 CO2-염수 상대투과도 변화에 대한 실험적 연구

Abstract

온실가스 감축에 대한 논의가 증가하면서 이산화탄소지중저장(CCS)기술에 대한 관심이 증가되고 있다. CCS 기술의 경제성 확보를 위해서는 주입효율 향상이 매우 중요하다. 주입효율에 영향을 미치는 인자는 유체의 특성과 저류층의 특성이 있으며, 본 연구에서는 이 가운데 저류층의 특성 중 하나인 상대투과도 향상을 통한 주입효율(주입성) 개선 관련 연구를 수행하였다. 이전의 연구에서 계면활성제를 첨가하였을 때 CO2-물 사이의 계면장력과 암석 표면 위에서의 접촉각에 대한 실험결과와 이에 의해 주입성이 개선될 수 있다는 시뮬레이션 연구가 발표된 바 있으나 공극 내의 최소수포화도와 상대투과도 개선을 실험적으로 확인한 바가 없다. 따라서, 본 연구에서는 계면활성제에 의해 최대 CO2 포화도와 끝점 상대투과도가 정량적으로 얼마나 변화할 수 있는지 실험적으로 측정하였다. 실험방법은 CO2 코어유동 통합스캔 시스템을 이용하여 100기압, 40℃ 조건에서 CO2와 염수(계면활성제가 첨가된 경우, 첨가되지 않은 경우로 나누어 실험)를 각각의 주입유량을 달리하면서 정상상태법으로 진행하였고, 배수과정과 흡수과정에서의 각 유량에 대한 CO2 포화도와 상대투과도는 2차원적 이미지의 엑스레이 값과 시료 양 끝의 차압을 이용하여 산정되었다. 그 결과, 계면활성제를 첨가함으로써 끝점에서의 최대 CO2 포화도는 기존에 비해 최대 50%까지, CO2 상대투과도는 최대 180%까지 개선될 수 있음을 확인하였다. 이에 따라, 주입성이 개선될 수 있다는 이전의 시뮬레이션 연구가 실험을 통해 실제적으로 입증되었다. 이 연구는 계면활성제에 의한 CO2 상대투과도의 변화 값을 정량적으로 제시하는 것에 의미가 있으며, 향후 시뮬레이션 연구를 통해 현장규모에서의 주입성 변화를 예측하는 데 활용될 수 있을 것이다.

As the discussion on greenhouse gas reduction is focused, interest in Carbon dioxide Capture and Storage (CCS) technology is increasing. In order to secure the economic feasibility of CCS technology, it is very important to improve injection efficiency. Factors that affect injection efficiency include the characteristics of the fluid and of the reservoir. In this study, relative permeability was studied to improve the injection efficiency (injectivity). Previous studies experimentally proved that interfacial tension between CO2-water and contact angle of rock surface can be changed when a surfactant was used, thereby a simulation study presented that the injectivity could be improved. However, the use of surfactant has not been proved to improve the maximum CO2 saturation and endpoint relative permeability in the rock pores. This study experimentally demonstrated how quantitatively the maximum CO2 saturation and endpoint relative permeability can be changed by surfactant. In this study, CO2 relative permeability was measured at each different CO2 and brine flow rate during the drainage and imbibition processes with/without surfactant, which is performed through a steady-state method in X-ray flooding system at 100 atm and 40°C. Here, CO2 saturation was obtained using the X-ray values of two-dimensional images, and CO2 relative permeability was calculated by differential pressure of both ends of the rock core. As a result, it was confirmed that adding a surfactant affect maximum CO2 saturation and endpoint relative permeability, thus it was improved approximately by 50% and 180% compared to baseline, respectively. Therefore, previous simulation study that injectivity could be improved by surfactant have been practically verified through experimental results. This study is meaningful in that it quantitatively presents the change value of the CO2 relative permeability by surfactants. Thus, it can be utilized to predict the change in injectivity using surfactant through further simulation study in various CO2 storage fields.