Earticle

본 연구에서는 이산화탄소 지중저장 효율향상을 위한 나노입자(nanoparticle)를 이용하여 나노유체(nanofluid)를 합성하였으며 육안관찰, 동적광산란법(dynamic light scattering, DLS), 유체혼화성시험(fluid miscibility test, FMT), 투과전자현미경(transmission electron microscope, TEM) 측정을 수행하여 유체 안정성을 평가하였다. 나노유체 육안 관찰 결과, 표면을 개질시킨 SiO2는 1 wt% 이상 조건에서 침전되지 않고 안정된 상태를 유지하였다. DLS 및 TEM 측정 결과, 상온(25°C)과 고온(100°C)조건에서 평균 입자크기는 나노입자의 정의인 100 nm 이하의 값으로 분산안정성을 확보한 것으로 판단된다. 또한, 유체혼화성 시험 수행 후 분산안정성을 확보한 나노유체의 입자크기는 평균 42.5 nm로 나타났다. 따라서 본 연구에서는 합성한 나노유체는 고온 ․ 고염의 저장지층 조건에서 분산안정성을 확보한 것으로 판단된다

In this study, nanofluids were synthesized using nanoparticles to improve the efficiency of CO2 geological storage, and visual observation, dynamic light scattering (DLS), fluid miscibility test (FMT), and transmission electron microscopy (TEM) were performed. Visual observation confirmed that the surface-modified SiO2 was not precipitated at 1 wt% or more and maintained a stable state. DLS and TEM measurements demonstrated that the average particle size at room temperature (25°C) and high temperature (100°C) was 100 nm or less, which is the definition of nanoparticles. After the FMT, the average particle size was 42.5 nm. The synthesized nanofluid was considered to have acquired dispersion stability under high-temperature and high-salinity reservoir conditions.

본 연구에서는 탄산염암의 암체 산처리 공법을 위해 유화산을 제조하고 안정성 평가 연구를 수행하였다. 상온과 고온에서 안정성을 확보한 W/O (water-in-oil) 에멀젼(emulsion)을 제조하기 위해 양이온성 유화제와 비이온성 유화제를 친수성-친유성 균형(hydrophile-lipophile balance, HLB) 기준으로 혼합하여 사용하였고, 안정성을 평가하기 위해 액적 시험(droplet test)과 상분리 시험(separation test)을 수행하였다. 유화산 제조 결과, 상온과 고온(90°C)에서 상분리가 일어나지 않는 유체 안정성을 가진 W/O 에멀젼을 확보하였으며, 이때 양이온성 유화제와 비이온성 유화제를 단독으로 사용하는 것 보다 두 유화제를 혼합하여 사용하였을 때 안정성 측면에서 우수함을 확인하였다. 실험을 통해 도출한 결과는 향후 탄산염암 저류층 현장에서 유화산 제조 가이드라인을 제공할 수 있을 것으로 기대된다.

This study presents the preparation and stability of emulsified acid for carbonate matrix acidizing. Cationic and nonionic emulsifiers were mixed using hydrophile-lipophile balance (HLB) values to prepare water-in-oil emulsion stable at room temperature and high temperature, and droplet and separation tests were carried out to evaluate the fluid stability. As the result, W/O emulsion with fluid stability that did not cause phase separation at room and the high temperature (90°C) was ensured. Furthermore, it was confirmed that the use of two emulsifiers resulted in superior outcomes compared to using cationic emulsifiers or nonionic emulsifiers individually. Therefore, the proposed results can be utilized as guidelines for the preparation of emulsified acids in carbonate reservoirs.

본 연구에서는 탄산염암 저류층의 유화산 산처리 공법 기술 특성 및 메커니즘을 조사하고 공법이수행된 현장사례를 분석하였다. 조사 결과, 성공적인 유화산 산처리 공법을 수행하기 위해서는 안정성 평가(stability test)를 통해 상온에서 24시간 이상, 고온에서 4시간 이상 안정성을 확보한 W/O (water-in-oil) 유화산이 제조되어야 하며, 회전식 디스크 실험 및 산처리 코어유동 실험을 통한 최적주입조건이 설계되어야 한다. 현장사례의 경우, 다층(multi-layered) 또는 불균질한 탄산염암 저류층에서 산처리 공법 수행 시 염산보다 유화산을 사용하였을 때 산과 암석의 반응을 지연시켜 효율적인 웜홀을 형성하였고, 저류층의 투과도를 전반적으로 개선하는데 용이함을 보였다. 제시된 결과는 향후 탄산염암 저류층에서 유화산 산처리 공법을 적용한 유정의 생산성 개선 프로젝트 설계를 위한 기초자료로 활용될 수 있을 것으로 기대된다.

In this study, the technical characteristics and mechanisms of matrix acidizing treatments in carbonate reservoirs using emulsified acid were analyzed, and field applications were investigated. As the results, stable W/O (water-in-oil) emulsified acid, which is stable at room temperatures for 24 hours and at high temperatures for 4 hours, should be prepared, also the optimum injection rate through a rotating disk apparatus test and core-flood test would be designed to conduct a successful acid treatment. In the field cases of multi-layered or heterogeneous carbonate reservoirs, the emulsified acid generated effective wormholes retarding the reaction between the acid and rock, and improved the overall permeability of the reservoir in comparison with HCl. Therefore, the proposed results can be utilized as a basic guideline for the design of matrix acidizing using emulsified acid in carbonate reservoirs.

본 연구에서는 석탄층 메탄가스(coalbed methane, CBM)의 저류층 조건에 따른 석탄의 메탄가스 흡착량 측정 실험을 수행하였다. 인도네시아 북부 칼리만탄 섬 내 임의의 광구에서 취득한 석탄시료를 사용하여 저류층 조건(상압 ~ 1,200 psi 압력범위, 15 ~ 45℃ 온도 범위)에서 탄층 입자에 대한 가스흡착량을 측정하였으며, 취득된 절대 흡착량에 삼각선형보간법을 적용하여 실험이 수행되지 않은 온도 및 압력 범위에서 최대 가스흡착량을 산출하였다. 실험 결과, 압력이 증가하고 온도가 감소할수록 석탄 입자에 대한 가스흡착량이 증가하지만 적정 심도(1,000 ft) 이상에서는 그 증가폭이 감소하는 것을 확인하였다. 유효응력을 고려하여 석탄층의 심도별 탄리 투과도와 탄리공극률을 산출한 결과, 탄리투과도는 28.86 ~ 46.81 md, 탄리공극률은 0.83 ~ 0.98%로 나타났다. 이는 석탄층에서 심도에 따른 투과도 감소폭이 크기 때문에 심도에 따른 가스 생산성이 크게 변함을 의미한다. 따라서 향후 석탄층 메탄가스 저류층에서 생산정 간격 설계 시 석탄층의 심도조건을 필수적으로 고려해야 한다.

This study presents the experimental results to measure the adsorption amount of methane gas by coal according to the conditions of a coalbed methane (CBM) reservoir. Adsorbed gas to coal seam particles was measured under reservoir conditions (normal pressure ~ 1,200 psi pressure range, temperature range15 ~ 45℃) using coal samples obtained from random mines in Kalimantan Island, North Indonesia. The obtained amount of absolute adsorbed gas was applied to triangular with linear interpolation to calculate the maximum amount of adsorbed gas according to temperature and pressure change, at which no experiment was performed. As a result, it was revealed that the amount of adsorbed gas to coal particles increased as the pressure increased and temperature decreased, but the increase of the amount of adsorbed gas decreased at more than an appropriate depth(1,000 ft). In the cleat permeability and cleat porosity for each depth of the coal bed considering the effective stress, the cleat permeability was 28.86 ~ 46.81 md, and the cleat porosity was 0.83 ~ 0.98%. This means that the gas productivity varies significantly with the depth because the reduction of the permeability according to the depth in the coal seam is significant. Therefore, a coalbed depth should be considered essential when designing the spacing of production wells in a coalbed methane reservoir in further study.

본 연구에서는 고갈된 가스전의 사암 저류층 또는 심부 대염수층 내 이산화탄소(CO₂) 주입효율 및 저장용량 증진을 위한 주입 첨가제로써 Al₂O₃ 나노유체를 합성하였다. 기반 유체로 탈이온수(deionized water, DIW)와 API Brine의 조성을 참고하여 제조한 염수를 사용하였으며, 양이온성 계면활성제인 CTAB (cetyltrimethyl-ammonium bromide)을 첨가한 Al₂O₃ 나노유체를 이용하여 유체를 합성하였다. 육안관찰, 동적광산란광도계(dynamic light scattering, DLS), 전자투과현미경(transmission electron microscope, TEM), 혼화성 시험(miscibility test)의 방법을 활용한 유체의 분산 안정성 평가 결과, 나노입자 농도가 0.05 wt% 이하 조건에서 70,000 ppm의 염수와 반응 후에도 응집 및 침전되지 않는 안정한 유체를 합성할 수 있음을 확인하였다.

In this study, the Al₂O₃ nanofluid was synthesized as an additive for improving the injection efficiency and storage capacity of carbon dioxide (CO₂) in a depleted sandstone reservoir or deep saline aquifer. As the base fluid, deionized water (DIW) and saline prepared by referring to the composition of API Brine were used, and the fluid was synthesized by using Al₂O₃ nanofluid with CTAB (cetyltrimethyl-ammonium bromide), a cationic surfactant. After that, the dispersion stability was evaluated by using visual observation, dynamic light scattering (DLS), transmission electron microscope (TEM), and miscibility test. As a result, it was presented that stable nanofluid without agglomeration and precipitation after reaction with 70,000 ppm of brine could be synthesized when the nanoparticle concentration was 0.05 wt% or less.

본 연구에서는 인도네시아 북부 칼리만탄 섬 임의의 광구에서 취득한 석탄시료의 메탄가스 흡착량 측정 실험 결과를 활용하여 석탄층 메탄가스 저류층의 적정 생산정 간격 설계 연구를 수행하였다. 가스 생산성 분석결과, 랭뮤어 부피가 증가할수록 누적 가스생산량도 증가하며 이는 최대 가스 흡착량이 가스생산량에 직접적인 영향을 주는 것으로 판단된다. 또한 탄리투과도가 증가할수록 최대 가스생산량이 증가하고 배출수 기간(dewatering period)이 단축되는 것을 확인하였다. 특히 생산 영향영역이 넓어짐에 따라 누적 가스생산량은 증가하지만 단위 가스정 당 생산성 비교 시, 심도 2,000 ft, 영향영역 80-160 acres 사이에서 최대 누적 가스생산량이 산출되었다. 탄층 심도와 생산 영향영역을 동시에 고려하여 적정 생산정 심도 및 간격 산출 결과, 600-2,000 ft 사이에서 가스 생산성이 가장 높게 나타나며, 이때 생산정 간격은 80-160 acres 범위 내로 설계 하는 것이 적정하다. 따라서 탐사 시추 시 회수된 코어 시료 이외의 시추 자료가 없는 미개발 CBM 저류층에서 석탄시료의 가스흡착 실험 결과를 활용함으로써 탄층심도를 고려한 생산정 간격 설계를 수행할 수 있음을 제시하였다.

This study presents a well spacing design for coalbed methane(CBM) reservoirs using the experimental results of methane gas adsorption measurement of coal samples obtained from North Kalimantan Island, Indonesia. The gas productivity analysis shows that the cumulative gas production increases as the Langmuir volume increases. This indicates that the maximum gas adsorption directly affects the gas production. In addition, the maximum gas production increases with the increase of reservoir permeability, and the dewatering period is shortened. In particular, the cumulative gas production increases as the production influence area increases. However, when comparing productivity per unit well, the maximum cumulative gas production is found between 2,000 ft of depth and 80-160 acres of the influence area. When reservoir depth and production influence area are considered simultaneously, the results of the appropriate well depth and spacing calculations show that gas productivity is highest between 600-2,000 ft. In this case, it is appropriate to design well spacing in the range of 80-160 acres. Therefore, well spacing design considering coalbed depth in undeveloped CBM reservoirs can be accomplished using gas sorption test results from coal samples.