서 론
연구 방법
고갈가스전을 활용한 CO2 저장층 모델링
CO2 수송-주입 네트워크 모델링
연구 결과
기본 사례 분석
최대 허용 주입 압력에 대한 누적 CO2 주입량의 민감도 분석
결 론
서 론
CO2 지중저장은 온실가스 배출을 감축하는 기후 변화 대응의 핵심 기술로 전 세계적으로 도입이 확장되고 있다. 전 세계 CO2 지중저장 시설 수는 2022년 194개에서 2023년 392개, 2024년 628개로 증가하였으며 CO2 처리 용량 또한 2022년 2억 41백만 톤에서 2023년 3억 61백만 톤, 2024년 4억 16백만 톤으로 증가하였다(Global CCS Institute, 2024). CO2 지중 저장을 위한 저장층으로는 대수층, 운영 중이거나 고갈된 유가스전, 암염 돔과 같은 지질 구조를 갖춘 부지가 주목받고 있다. 이러한 부지들은 저장 용량과 안정성 면에서 유망한 후보지로 평가된다. 현재 운영 중인 50개의 CO2 지중저장 프로젝트(CO2 처리용량 51백만 톤)는 평균적으로 연간 1백만 톤 내외의 CO2를 처리하고 있으며 모두 대수층을 저장층으로 활용하고 있다. 대수층을 대상으로 한 CO2 지중저장은 노르웨이 Sleipner를 비롯하여 지난 40여년간 활발히 연구되어 왔다. 그러나 최근 호주 Gorgon CCS 프로젝트에서 보고된 바에 따르면, CO2 주입량을 연간 4백만 톤 수준으로 확장하기 위해 설치한 양수정에서 물과 함께 생산된 모래로 인해 물 재주입정에서 모래 공극 폐색(sand clogging) 문제가 발생하며 주입성이 저하되는 문제가 나타나고 있다(Weijermars, 2024).
최근, 2025년부터 세계 최초로 고갈가스전을 상업용 CO2 지중저장 부지로 활용하는 네덜란드 Porthos 및 국내 동해 가스전의 CO2 지중저장 전환과 같이 고갈가스전의 CO2 지중저장소 활용에 관한 연구가 활발히 진행되고 있다. 고갈가스전은 회수가능한 탄화수소를 모두 생산하여 상업성이 완료된 가스전으로, 탄화수소 집적구조에 해당하는 지질학적 조건을 갖추었기 때문에 저장용량과 안정성 측면에서 유망한 CO2 지중저장소로 주목받고 있다. 가스 생산을 위해 취득한 공극률, 유체투과율, 압력, 온도 등 상부 덮개암과 저류층의 물성은 저장용량과 안정성 평가를 위한 기초 자료를 제공함으로써 CO2 지중저장 시스템의 설계 및 운영 조건 설정에 도움을 준다. 또한 가스 생산에 활용한 지상 및 지하 설비를 재사용하는 경우, CO2 지중저장 프로젝트의 초기 비용을 절감하는 장점이 있다(Raza et al., 2018; Worden, 2024).
CO2 지중저장 시스템은 크게 네 개의 하위 시스템으로 구성된다. 먼저, 육상에서는 CO2를 포집하고 이를 저장소로 송출하는 허브 터미널과 같은 지상 설비가 사용된다. 포집된 CO2는 선박이나 파이프라인과 같은 수송 설비를 통해 저장소로 운송된다. 이후 플랫폼과 주입정으로 이루어진 주입 설비를 통해 저장층으로 CO2가 주입되며, 최종적으로 대염수층, 고갈 유가스전 등과 같은 지하의 저장층에 저장된다. 특정 시스템의 출력값(예: 허브 터미널의 CO2 송출압력)이 다음 시스템의 입력값(예: CO2 수송 파이프라인의 시작압력)으로 작용하는 등, 하위 시스템들은 상호 연결되어 있다. 일례로, 해상 CO2 지중저장 시스템에서 해상 플랫폼에 도달하는 압력은 CO2 수송 기지의 송출 압력, 수송 기지와 플랫폼을 연결하는 파이프라인 내부에서 발생하는 압력 강하, 그리고 주입에 따른 주입정 및 저장층 내부의 압력 변화가 서로 연속적으로 상호작용한 결과로 결정된다(Choi et al., 2024). 이 과정에서 각 압력은 유량에 따라 동적으로 변화한다(Kwon et al., 2001).
따라서 CO2 지중저장 시스템 내 압력-유량 상호작용을 일관적이고 정확하게 분석하기 위해서는 각 시스템을 통합하여 분석할 필요가 있다. 지오에너지 분야에서는 전통적으로 지층, 유체의 생산 및 주입, 그리고 수송을 위한 시스템 간의 유체 흐름과 상호 연관성을 모사하기 위해 하위 시스템별로 개별 구성 요소를 모델링한다. 이 접근법에서는 각 구성 요소의 결과값을 고정된 값으로 설정하여 다음 구성 요소에 전달하는 방식이 주로 사용된다(Park et al., 2010). 그러나 이러한 방식은 하위 시스템 간 상호의존성을 반영하지 못하여 CO2 지중저장 시스템 전반에 걸친 동적 결과 분석이 어렵다는 한계가 있다(Yengle and Kumar, 2018). 기존의 모델링 접근 방식의 한계를 보완하고, 전체 시스템을 일관적으로 분석하기 위해 통합 모델링을 활용할 수 있다. 파이프라인, 주입정, 지상 설비 등으로 구성된 네트워크 시스템부터 저장층에 이르기까지 모든 시스템을 동적으로 연계하는 통합 모델링을 활용하는 경우 전체 시스템의 거시적 분석이 가능하다(Zafar et al., 2025). 이러한 통합 모델링은 개별 시스템을 독립적으로 분석하고 최적화하는 전통적 접근법에 비해 더욱 신뢰할 수 있는 결과를 도출할 수 있다(Galic et al., 2009; Zafar et al., 2025). 또한, 통합 모델링은 저장층의 불확실성, 주입정의 위치, 네트워크 시스템 등 다양한 변수에 대해 각 시스템 간의 상호작용을 고려하여 전체 시스템을 최적화할 수 있다. 이를 통해 CO2 지중저장 시스템의 설계, 운영, 관리와 관련된 의사결정을 더욱 효과적으로 지원할 수 있다(Yengle and Kumar, 2018).
이러한 이유로 최근 지오에너지 분야에서는 저류층과 생산 또는 주입되는 유체의 수송 네트워크 시스템을 연계한 통합 모델링 및 시뮬레이션 연구가 수행되어 왔다. Pathak et al.(2019)은 다중 저류층에서 유체를 생산하여 플랜트로 수송하는 시스템과 생산된 가스를 다시 재주입하는 시스템을 모사하기 위해 저류층-네트워크 통합 모델링을 활용했다. 이를 통해 저류층 물성, 유정 위치 및 튜빙 규격, 분리기(separator) 압력 등 유체 생산 시스템을 구성하는 하위 시스템의 불확실성을 대상으로 민감도 분석을 수행하였다. 또한 전체 시스템의 성능 평가를 통해 안정적인 시스템 설계를 위한 데이터베이스를 구축하였다. Wang et al.(2023)은 저류층과 파이프라인 네트워크를 단일 시스템으로 통합한 모델링 및 시뮬레이션을 수행하였으며, 다수의 생산정과 분리기의 공간적 배열 방식에 따른 다양한 시나리오를 구성하여 각 시나리오에 따른 순현재가치, 원유 회수율 등을 평가하였다. Kim et al.(2024a)은 염수층을 대상으로 하는 CO2 지중저장 시스템을 구현하고, 전체적인 시스템에 동적 IPR(Inflow Performance Relationship)-OPR(Outflow Performance Relationship)에 기반한 노달 분석(nodal analysis)을 반영한 방법론을 제안하며, 안정성을 확보할 수 있는 CO2 수송-주입-저장 시스템의 설계 및 운영 최적화 접근법을 제시하였다. 또한, Choi et al.(2024)은 다목적 최적화에 기반하여 CO2 수송-주입-저장 통합 시스템의 기본 설계 시 고려해야 할 설비 및 운영 인자를 선정하는 방법론을 제안하였으며, 이를 대수층 대상 CO2 지중저장 통합 시스템의 설계에 적용하여 그 성능을 검증하였다.
본 연구는 고갈가스전을 대상으로 다중 주입정 기반 CO2 지중저장 시스템의 모델링 및 시뮬레이션을 수행한다. 저류층과 설비 네트워크 시스템을 통합하여 CO2 수송-주입-저장 과정에서의 유량 및 압력의 동적 변화를 분석함으로써 저장층 용량 및 안정성 뿐만 아니라 각 설비에서의 압력 변화를 통일성있게 평가한다. 이를 위해 호주 바유-운단 가스전의 공개된 문헌 정보를 바탕으로 가상의 CO2 저장층 및 네트워크 시스템을 구축한다. 지질 모델링 및 통합 네트워크 모델링에는 캐나다 Computer Modelling Group Ltd. (CMG)의 소프트웨어 CoFlowTM를 사용한다. 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트를 모사한 사례에 대해 CO2 주입 시뮬레이션을 수행하고, CO2 지중저장 시스템의 압력 변화, 누적 CO2 주입량, CO2 거동 양상을 분석한다. 또한 최대 주입 공저 압력 조건에 따른 민감도 분석을 통해 CO2 주입량을 평가하고 목표 주입량 달성을 위해 요구되는 최대 허용 주입 압력의 최소 조건을 제시한다.
연구 방법
고갈가스전을 활용한 CO2 저장층 모델링
본 연구는 호주 바유-운단 프로젝트에 대한 참고문헌들을 바탕으로 고갈가스전을 CO2 저장층으로 재활용하는 CO2 수송-주입-저장 통합 시스템을 모델링하고 분석하였다. 바유-운단 가스전은 생산 종료 단계의 고갈가스전으로, 2004년부터 약 20년간 총 3 Tcf의 천연가스를 생산하였으며 2028년 CO2 지중저장을 개시하는 계획을 가지고 있다(Santos Ltd., 2024). 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트는 호주 바로사(Barossa) 가스전에서 생산되는 천연가스 처리 과정에서 포집한 CO2를 20년 동안 연간 1천만 톤 주입하여 총 2억 톤의 CO2를 저장하는 것을 목표로 하고 있다(Santos Ltd., 2022).
고갈가스전을 모사한 CO2 저장층을 모델링하기 위하여 바유-운단 가스전 생산 개시 이전부터 공개된 문헌자료를 수집하였다. Fig. 1은 바유-운단의 운영사인 Santos에서 가스전 심도와 시추공 위치를 함께 표기한 CO2 지중저장 개발계획을 보여준다. 검은색 윤곽선만 있는 원은 가스 생산정, 초록색 원은 첫 번째 해상 플랫폼에 연결된 CO2 주입정 3공, 보라색 원은 두 번째 해상 플랫폼에 설치된 예비 CO2 주입정 3공, 붉은색 원은 관측정 ２공의 위치를 나타낸다. 본 연구는 Fig. 1을 활용하여 바유-운단 가스전의 지질구조에 근사하는 가상의 CO2 저장층 모델을 구축하였다. 우선 가스전 규모에 관한 선행연구(Reese et al., 1997)를 참고하여 약 570 km2의 면적에 해당하는 영역을 i 및 j 방향으로 각각 102개와 62개의 격자(grid block)로 구축하였다. ｋ 방향으로는 Fig. 1으로부터 저장층 최상층의 심도 정보를 추출하여 구축한 격자들에 할당하였다. 이후 해수면으로부터 심도 9,400 ft부터 11,200 ft를 나타낸 색상 범례를 36개 색상으로 분류한 후, 각 색상을 나타내는 RGB 값과 그에 따른 심도 값을 50 ft 간격으로 할당하였다(Fig. 2). 단위 격자의 각 꼭짓점(corner point)에 심도 값을 할당하기 위해 원본 심도 이미지를 i 및 j 방향으로 각 103개, 63개의 분할선으로 나누어 각 분할선의 교차점에 위치하는 픽셀의 RGB 값을 추출하였다. 이후 추출한 원본 RGB 값을 범례 상의 RGB 값과 매칭하였다. 이 때, 원본 RGB 값을 색상 범례에 포함된 RGB 값 중 가장 유사한 값으로 매칭하기 위해 두 RGB 값 간의 유사성을 식 (1)의 유클리디안 거리(Euclidean distance)로 계산하였다.
Fig. 2.
(a) Color legend of Fig. 1 and (b) RGB value-depth table used to build a structure of a reservoir model mimicking the depleted gas reservoir in the Bayu-Undan field.
이때, D는 원본 값과 범례 값 간의 유클리디안 거리를 나타내며, R, G, B는 각각 원본 색상(Fig. 1)의 RGB 값을, R’, G’, B’는 색상 범례 상 존재하는 색상의 RGB 값을 의미한다. 색상 간 차이를 최소화하기 위해 식 (1)을 통해 계산한 D 값이 최소가 되는 범례 상 색상으로 원본 색상을 대체하고, 해당 색상에 할당된 심도 값을 격자의 꼭짓점에 입력하여 저장층 모델의 첫 번째 층을 구현하였다. 이후 첫 번째 층의 각 꼭짓점에 입력된 심도 값에 k 방향으로 단위 격자의 높이를 반복적으로 할당하여 총 15개의 층으로 구성된 3차원 저장층 모델로 바유-운단 가스전의 지층구조를 모사하였다. 또한, 동일한 i 및 j 좌표를 가지는 꼭짓점에 대하여 심도 값을 다르게 설정하는 방식을 통해 저장층 내 유체 유동에 주요하게 영향을 미칠 것으로 판단되는 일곱 개의 단층을 모사하였다(Fig. 3)(Ledlow et al., 2008). 모든 단층은 수리 전도도(transmissivity) 0인 불연속면으로 설정하였다(Reese et al., 1997; Ledlow et al., 2008).
Fig. 3.
(a) Structural map of the Bayu-Undan field with fault locations (Ledlow et al., 2008) and (b) Faults deployed in the reservoir model of this study.
바유-운단 가스전은 60–70%가 사암으로 구성된 하천 환경 저류층(channelized reservoir)이다(Currie and Balke, 2000). 본 연구에서는 바유-운단 가스전의 암상 분포와 유체투과율 자료를 바탕으로, 사암과 셰일로 구성된 하천 환경 저류층 모델을 제작하였다. 각 암상에 균일한 유체투과율 값을 할당함으로써 유체투과율의 공간적 분포를 구현하였다(Fig. 4). 문헌에서 유체투과율은 1–1,200 mD 범위에서 평균 약 200 mD를 가짐을 고려하여(Reese et al., 1997; Ledlow et al., 2008; Behrenbruch et al., 2017a; Behrenbruch et al., 2017b), 하천을 구성하는 사암층에는 400 mD의 높은 유체투과율을, 셰일층에는 1 mD의 낮은 유체투과율을 할당하였다. 셰일층은 잔류 유체 및 주입 유체의 제한적인 유동을 허용하며 저장층 모델 내에서 유체의 부분적 유동 장벽으로 작용한다.
Fig. 4.
Distribution of sandstone (in brighter color) and shale (in darker color): (a) Bayu-Undan field (Currie and Balke, 2000) and (b) Reservoir model.
Table 1은 바유-운단 가스전의 가스 생산 이전 저류층의 물성값과 본 연구에서 제작한 CO2 저장층 모델의 물성값을 비교한다. 참고문헌의 물성값은 가스 생산 개시 이전 바유-운단 가스전의 물성값을 나타내며, 제작된 모델의 물성값은 가스 생산이 완료된 고갈가스전의 물성값을 나타낸다. 고갈된 바유-운단 가스전의 현재 상태에 대한 물성값은 공개되어 있지 않으므로, 본 연구에서는 바유-운단 가스전의 개발 단계의 문헌 자료와 타 고갈가스전의 물성값에 대한 참고문헌을 분석하여 고갈가스전의 특성을 최대한 반영한 가상의 고갈가스전 모델을 제작하고자 하였다. 저장층 모델의 규모는 가로 30.6 km, 세로 18.6 km로 설정하여 CO2가 주입되더라도 저장층 경계 부근의 압력이 초기 압력 수준을 유지하도록 함에 따라 닫힌 경계 조건으로 설정하였다. 바유-운단 가스전의 원시 가스-물 접촉면(gas-water contact, GWC)의 심도는 –3,108 m으로 가스 생산과정에서 하부 대수층에 강한 영향을 받는다(ANPM, 2019; Ledlow et al., 2008). 이에 가스 생산 완료 후 CO2 저장소로 전환되는 환경을 상정하는 본 연구의 고갈가스전의 GWC는 초기 GWC 대비 68 m 상승한 –3,040 m, 고갈가스전 압력은 초기 압력 대비 2 MPa 감소한 29 MPa로 설정하였다. 저장층과 대수층의 연속성을 고려하기 위해 첫째, 저장층 모델의 하부는 물 포화도 100%의 격자들로 구성된 수치적 대수층(numerical aquifer)을 설정하였으며, 둘째, 저장층 모델의 하부 경계 밑으로는 해석적 대수층(analytical aquifer) 모델인 Carter-Tracy 모델을 적용하였다.
Table 1.
Reservoir model properties and their references for the Bayu-Undan field
| Parameter | Value | Reference | |
| Model | Reference | ||
| Domain size (i, j, k) (m, m, m) | (30,600, 18,600, 300) | (28,968, 14,484, 275) | Reese et al. (1997) |
| Number of grid blocks (i, j, k) | (102, 62, 15) | - | - |
| Grid block size (i, j, k) (m, m, m) | (300, 300, 20) | - | - |
| GWC (m) | –3,040 | –3,108 | Currie and Balke (2000) |
| Initial reservoir pressure at GWC (MPa) | 29 | 31 | Reese et al. (1997) |
| Initial reservoir temperature (°C) | 129 | 129 | Reese et al. (1997) |
| Average porosity (%) | 12 | 12 | Ledlow et al. (2008) |
| Average horizontal permeability (md) | 218.19 | 200 | Currie and Balke (2000) |
| Vertical to horizontal permeability (–) | 0.1 | - | - |
Fig. 5는 구현한 저장층 모델의 지층구조를 가스 포화도와 함께 나타낸다. 저장층 모델 내 잔류 유체는 고갈가스전을 대상으로 구현한 점을 고려하여 GWC –3,040 m를 기준으로 생산 종료 후 잔류하는 가스층과 대수층만이 존재하도록 설정하였다. CO2 주입 전 저장층 내 잔류 유체의 구성은 Reese et al.(1997)을 참고하여 메테인(CH4)부터 헵테인(C7H16)까지 일곱 가지의 탄화수소 성분과 이산화탄소(CO2), 질소(N2)로 구성된 혼합물로 설정하였다(Table 2). 상거동 분석은 Peng-Robinson 상태방정식(Equation of State)를 이용하였다. 상대유체투과율의 경우 공개 자료 확보의 어려움으로 지질학적 특성이 유사한 CO2 저장층의 자료를 참고하여 설정하였다(ETI, 2016). CO2 포획 기작은 광물화 포획을 제외한 구조 포획, 잔류 포획, 용해 포획을 고려하였다.
Table 2.
Reservoir fluid properties used for fluid modeling
CO2 수송-주입 네트워크 모델링
Fig. 6(a)는 호주 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 구조를 보여주며, Fig. 6(b)는 이를 참고하여 본 연구가 구축한 CO2 수송-주입 네트워크 모델 구조이다. 본 연구는 가스 생산 시 사용한 파이프라인, 해상 플랫폼, 주입정 등 기존 설비를 재활용하는 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 기본 계획에 따라, 기존 설비의 규격을 참고하여 CO2 수송-주입 네트워크 모델을 구현하였다(Neubecker and Erbrich, 2004; Sims et al., 2004). 본 연구의 통합 CO2 지중저장 시스템은 육상 수송 기지에서 해상 저장층까지를 대상으로 설정하였으며, 네트워크 시스템의 주요 시설물은 CO2 공급원(source) 역할을 하는 육상 CO2 허브 터미널, 해저 파이프라인, 두 개의 해상 플랫폼(OP1, OP2), 해상 플랫폼에 연결된 주입정 3공씩 총 6공(OP1-1, OP1-2, OP1-3, OP2-1, OP2-2, OP2-3)으로 구성하였다. 육상 CO2 허브 터미널에서 정압으로 송출되는 CO2는 해저 파이프라인을 통해 해상 플랫폼으로 수송된 후, 각 해상 플랫폼에 설치된 주입정을 통해 해수면에서 약 3 km 깊이에 위치한 저장층에 주입되도록 설계하였다.
Fig. 6.
(a) Schematic diagram of the Bayu-Undan CCS project (modified from Santos Ltd., 2022) and (b) CO2 transport-injection-storage network model.
해상 플랫폼 OP1과 OP2는 CO2 허브 터미널로부터 약 500 km 떨어진 해상에 위치하며, 허브 터미널에서 일정한 압력으로 송출된 CO2를 각 주입정에 분배한다. 해상 플랫폼의 위치는 Ledlow et al.(2008)을 참고하였다. CO2 허브 터미널과 OP1은 내경 26인치, 길이 500 km의 해저 파이프라인으로 연결하였으며, OP1과 OP2는 내경 16인치, 길이 7.4 km의 해저 파이프라인으로 연결하였다. 해저 파이프라인은 수심 80 m의 해저면을 따라 설치하였으며, 길이 및 궤도는 CO2 허브 터미널과 두 해상 플랫폼의 위치 정보를 반영하여 구현하였다. 주입정 6공의 위치는 Fig. 1을 참고하여 설정하였으며, 주입정의 튜빙 내경은 7인치로 동일하게 할당하였다(Reese et al., 1997; Ledlow et al., 2008).
연구 결과
기본 사례 분석
호주 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트를 모사한 CO2 수송-주입-저장 통합 모델의 기본 사례를 제작하고 다상유동 시뮬레이션을 수행하여 고갈가스전에서의 CO2 지중저장 성능을 분석하였다. CO2 지중저장 통합 시스템의 운영 조건은 바유-운단 CCS 프로젝트의 운영 계획 및 타 프로젝트의 운영 계획을 참고하여 설정하였다(CSIRO, 2024; Kim et al., 2024b). 본 연구에서는 운영 조건에 따른 CO2 누적 주입량의 차이를 비교 분석하기 위해 육상 CO2 허브 터미널에서 일정한 압력으로 CO2를 송출하도록 설계하였다. 이때, 일정한 CO2 송출 압력은 CO2 수송-주입-저장 과정에서 유동 안정성을 확보하기 위한 운영 제약조건으로 작용한다. CO2 송출 압력은 15.7 MPa이며, 이 수치는 15 MPa 내외의 압력으로 CO2를 송출한 타 프로젝트의 운영 계획을 참고하여 설정하였다(Hetland et al., 2014). 송출된 CO2는 해저 파이프라인을 통해 해상 플랫폼 OP1으로 수송된다. 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 연간 CO2 목표 주입량이 1천만 톤임을 고려하여, 해상 플랫폼 OP1에 도달한 CO2 중 연간 5백만 톤은 가압되어 두 플랫폼을 연결하는 해저 파이프라인을 통해 해상 플랫폼 OP2로 수송된다. 이후 주입정 OP2-1, OP2-2, OP2-3을 통해 저장층으로 주입된다. 나머지 CO2는 해상 플랫폼 OP1의 주입정 OP1-1, OP1-2, OP1-3을 통해 주입된다. 이때, 각 해상 플랫폼은 연결된 세 개 주입정의 정두압이 같은 압력값을 갖도록 CO2를 분배한다. 기본 사례는 2028년에 CO2 주입을 개시하여 2048년까지 20년간 순도 100%의 초임계 CO2를 주입하고, 주입 종료 이후 2148년까지 100년의 모니터링 기간을 포함하여 시뮬레이션을 수행하였다. 이를 통해 누적 CO2 주입량, 공저압, 저장층 평균 압력 변화 등을 분석하였다.
Fig. 7은 20년의 CO2 주입 기간 동안 CO2 지중저장 시스템을 구성하는 각 하위 시스템에서의 압력 변화를 나타낸다. CO2 유동에 따라 육상 CO2 허브 터미널과 해상 플랫폼, 주입정 공저에서의 압력 변화를 확인하였다. CO2 허브 터미널에서는 주입 기간 동안 15.7 MPa의 동일한 압력으로 CO2를 송출한다(Fig. 7(a)). 해상 플랫폼 OP1에 도달한 CO2의 압력은 CO2가 500 km의 해저 파이프라인을 통해 수송되는 과정에서 주로 마찰로 인해 손실되는 압력에 의해 주입 시작 시점을 기준으로 CO2 송출 압력 대비 8.7 MPa 감소한 7.0 MPa를 나타내었다(Fig. 7(b)). 이후 저장층에 CO2가 주입되며 주입정 공저 압력이 상승함에 따라(Fig. 7(c)), 해상 플랫폼 OP1에서의 압력 또한 상승하여 CO2 주입 중단 시점에는 11.5 MPa까지 증가하였다.
해상 플랫폼 OP1으로부터 해상 플랫폼 OP2까지 연간 5백만 톤의 이산화탄소를 수송 및 주입하기 위한 CO2 송출 압력은 8.6 MPa부터 13.9 MPa까지 상승하였다(Fig. 7(d)). 이때, 육상 CO2 허브 터미널로부터 CO2를 송출하여 OP1에 도달하는 압력과(Fig. 7(b)), OP1으로부터 OP2로의 CO2 송출 압력(Fig. 7(d)) 간의 차이를 비교하여 OP1에 도달한 CO2를 OP2로 수송하고 저장층으로 주입하기 위해 필요한 가압 정도를 확인하였다. CO2 주입 초기 단계에서는 약 0.33 MPa의 비교적 낮은 수준의 가압으로도 CO2 수송 및 주입이 가능하였다. 그러나 저장층 내 CO2가 주입되어 주입정 공저 압력이 상승함에 따라(Fig. 7(f)), 동일한 유량의 CO2를 주입하기 위해 더 높은 송출 압력이 요구되며 최대 2.45 MPa의 가압이 필요하였다. 이후 OP2에 도달하는 압력은 주입 시작 시점을 기준으로 파이프라인 내 압력 손실에 의해 OP1으로부터의 CO2 송출 압력(Fig. 7(d)) 대비 0.3 MPa 감소한 8.3 MPa를 나타내었다(Fig. 7(e)). 이후 주입정 공저 압력이 상승함에 따라 주입 중단 시점 기준 13.7 MPa까지 상승하였다. 저장층 모델의 평균 압력은 CO2 주입 기간 동안 지속적으로 상승하여 주입 종료 시점 약 32.4 MPa의 최댓값을 보였으며, 주입 중단 후 100년의 모니터링 기간 동안 감소하여 모니터링 중단 시점인 2148년에는 약 31.7 MPa까지 감소하였다(Fig. 7(g)).
Fig. 8(a)는 주입 기간 내 전체 시스템과 각 해상 플랫폼을 통해 주입된 CO2 주입률을, Fig. 8(b)는 주입정별 CO2 주입률을 나타낸다. 주입 초기에는 전체 시스템을 통해 40.7 MtCO2/day의 주입률을 보였다. 이후 CO2 주입으로 인해 저장층의 압력이 높아지며 육상 CO2 허브 터미널로부터 동일한 압력으로 CO2를 송출할 때 주입률이 낮아져, 주입 중단 시점에는 28.7 MtCO2/day로 감소하였다. 해상 플랫폼 OP2를 통해서는 연간 5백만 톤의 일정한 양의 CO2를 주입함에 따라 13.7 MtCO2/day의 주입률이 유지되었다. 본 연구에서 각 해상 플랫폼은 유량과 압력을 계산하는 매 시간대마다 플랫폼에 설치된 세 개의 주입정이 동일한 정두압을 유지하도록 주입정별 CO2를 할당한다. 해상 플랫폼 OP1에 설치된 세 개의 주입정은 주입 시작 시점 평균 9.0 MtCO2/day의 높은 CO2 주입률을 보이다가 점차 감소하여 주입 중단 시점에는 평균 5.0 MtCO2/day로 감소하였다. 한편, 해상 플랫폼 OP2를 통해서는 일정한 양의 CO2가 주입되므로 OP2에 연결된 주입정들의 CO2 주입률은 초기 주입률을 유지하는 경향을 보였다. 주입정 OP2-1은 OP1-1, OP1-2, OP1-3과 동일한 하천 상에 위치하였기 때문에, 해당 영역의 높은 CO2 주입량과 압력으로 인해 OP2-2, OP2-3보다 약간 낮은 CO2 주입률을 보였다.
본 연구에서 제작한 통합 모델의 20년 간 CO2 주입 시뮬레이션 결과, 누적 주입량은 약 2.21억 톤으로 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 목표 누적 주입량인 2억 톤을 충분히 달성할 수 있음을 확인하였다. 주입정별 CO2 누적 주입량과 최대 공저압을 Table 3에 정리하였다. 해상 플랫폼 OP1, OP2를 통해 각 1.21억 톤, 1억 톤의 CO2가 주입되었으며, OP1에 연결된 주입정 OP1-1, OP1-2, OP1-3에서 OP2에 연결된 주입정 OP2-1, OP2-2, OP2-3에 비해 더 많은 양의 CO2가 주입됨에 따라 더 높은 최대 주입정 공저 압력을 보였다.
Table 3.
Cumulative CO2 injection and maximum bottomhole pressure at each well
| Well name |
Cumulative CO2 injection (MtCO2) |
Maximum bottomhole pressure (MPa) |
| OP1-1 | 39.4 | 41.2 |
| OP1-2 | 40.9 | 41.5 |
| OP1-3 | 40.5 | 41.7 |
| OP2-1 | 30.2 | 40.6 |
| OP2-2 | 35.5 | 40.9 |
| OP2-3 | 34.4 | 40.3 |
| Total | 220.9 | - |
Fig. 9는 20년의 주입 기간과 100년의 모니터링 기간 동안 시간에 따른 CO2의 분포 양상을 나타낸다. Fig. 9(a)는 저장층 모델의 상부 가스층에서 초임계 CO2가 확산하는 양상을 평면도로 표현한 것이다. 주입된 CO2는 2048년 주입 종료 이후 2148년까지 100년의 모니터링 기간 동안 저장층 모델의 가스층 내에서 안정적으로 확산되었으며, 특히 유체투과율이 높은 하천을 따라 유동하는 경향을 보였다. Fig. 9(b)는 저장층 모델의 하부 수치적 대수층에서 물에 용해된 CO2의 몰분율(CO2 mole fraction in water)을 단면도로 나타낸 것으로, CO2가 용해된 물은 밀도 증가로 인해 아래로 확산되는 양상을 보였다.
최대 허용 주입 압력에 대한 누적 CO2 주입량의 민감도 분석
미 환경보호청(Environmental Protection Agency, EPA)은 CO2 지중저장 시 CO2 누출을 방지하기 위해 CO2 주입 압력을 저장층 파쇄 압력(fracture pressure)의 90% 이하로 유지하도록 권고하고 있다(EPA, 2018). 이에 본 연구는 저장층의 파쇄 압력에 안전율을 고려하여 주입정의 최대 허용 주입 압력(maximum allowable injection pressure)을 설정하고, 주입정의 공저 압력이 최대 허용 주입 압력에 도달하는 경우 해당 주입정의 CO2 주입을 종료하도록 설정하였다. 최대 허용 주입 압력에 대한 세 가지 사례를 구축하여 누적 CO2 주입량에 대한 민감도 분석을 수행하였다. 저장층 모델의 파쇄 압력은 바유-운단 생산 계획 수립에 관한 문헌(Ledlow et al., 2008)을 참고하여 46.8 MPa로 가정하였다. EPA의 권고 기준에 따라 파쇄 압력의 90%에 해당하는 42 MPa를 기준으로 사례를 정의하였다. 저장층의 불확실성과 안전한 CO2 지중저장 프로젝트의 운영을 고려하여 최대 허용 주입 압력이 42 MPa인 사례와, 42 MPa로부터 각각 0.5 MPa와 1 MPa의 마진을 가지는 41.5 MPa, 41 MPa 세 가지 사례를 구축하였다. 상기 세 가지 사례를 사례 1부터 3으로 명명하였다(사례 1: 41 MPa, 사례 2: 41.5 MPa, 사례 3: 42 MPa). 이후 각 사례들에 대하여 20년간 CO2 주입 시뮬레이션을 수행해 누적 CO2 주입량을 비교하였다. 앞서 제시한 Table 3을 통해 해상 플랫폼 OP2의 주입정 3공은 최대 공저압 41 MPa 미만을 유지하나 해상 플랫폼 OP1의 주입정 3공은 41 MPa 이상 42 MPa 미만의 범위를 가지는 것을 확인할 수 있다. 따라서 기본 사례는 사례 3의 결과에 해당한다. 반면, 사례 1과 2는 최대 허용 주입 압력 제한 조건에 영향을 받게 된다.
Fig. 10은 각 사례별 주입정의 공저 압력을 나타낸다. 사례 1과 2의 경우 주입정 OP1-3이 높은 주입정 공저 압력을 보임에 따라 가장 먼저 제한 조건인 최대 허용 주입 압력에 도달한다. 이에 OP1-3에서 CO2 주입을 종료하면 주입정 OP1-1, OP1-2에 할당되는 CO2 주입 유량이 증가하고 주입정 공저 압력이 급격히 높아지면서 제한 조건에 도달하여 순차적으로 CO2 주입을 종료하였다. Table 4는 각 사례별 최대 허용 주입 압력, 누적 CO2 주입량, 저장층 평균 압력 중 최댓값, 각 주입정별 주입 종료 시점을 나타낸다. 사례 1의 시뮬레이션 수행 결과, 2033년 8월 1일(주입기간 5년 7개월)을 기점으로 해상 플랫폼 OP1에 연결된 모든 주입정이 주입을 종료하였다. 이때 누적 CO2 주입량은 총 1.38억 톤으로, 이는 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 목표 누적 주입량인 2억 톤의 69%에 해당한다. 사례 2의 경우, 2041년 2월 1일(주입기간 13년 1개월) 이후 해상 플랫폼 OP1에 연결된 모든 주입정의 주입이 종료되었다. 주입 기간 동안 총 1.82억 톤의 CO2가 주입되었으며, 이는 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트 목표 주입량의 90%에 해당한다. 사례 3의 경우 모든 주입정에 대하여 시뮬레이션 기간 내 공저압이 최대 허용 주입정 공저 압력에 도달하지 않아, 기본 사례와 동일하게 20년 간 총 2.21억 톤의 CO2가 주입되었다. 따라서 본 연구가 분석한 CO2 지중저장 시스템의 기본 사례는 EPA의 권고사항을 준수하면서 CO2 저장이 가능하였다.
Table 4.
Results of sensitivity analysis on cumulative CO2 injection under maximum allowable injection pressure conditions
Fig. 11은 최대 허용 주입 압력에 따른 각 사례별 누적 CO2 주입량과 저장층 평균 압력을 비교한다. CO2 주입 기간 내에 해상 플랫폼 OP1에 연결된 주입정이 최대 허용 주입 압력에 도달하여 CO2 주입을 중단하는 사례 1과 2에 대해, 주입 중단 시점을 기준으로 시간에 따른 CO2 주입량이 변함을 확인하였다(Fig. 11(a)). 저장층 평균 압력 또한 CO2 주입 이후 급격히 증가하다 일부 주입정의 CO2 주입이 중단되면서 점차 감소하는 양상을 보였다. Fig. 12는 각 사례에 따른 CO2 플룸의 거동 양상을 나타낸다. 최대 허용 주입정 공저주입 압력이 높아질수록 누적 CO2 주입량이 증가하므로 주입 중단 시점의 CO2 플룸이 사례 3에서 가장 넓게 분포하면서 더 높은 CO2 몰분율을 보였다.
이상의 민감도 분석 수행 결과를 바탕으로 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 목표 누적 주입량 2억 톤 주입을 위한 각 사례별 최소 주입 기간을 도출하였다. 사례 3은 Table 3과 같이 20년간 목표 누적 주입량을 달성하였다. 반면, 사례 1과 2는 CO2 주입 기간 내에 주입을 중단하는 주입정 운영 조건으로 인해 20년간 CO2 주입량이 프로젝트의 목표 누적 주입량에 미달하였다. 두 사례에 대하여 시뮬레이션 종료 시점을 제한하지 않고, 누적 CO2 주입량이 목표 주입량에 도달할 때까지 시뮬레이션을 수행하여 누적 주입량 2억 톤 달성을 위해 추가로 필요한 주입 기간을 확인하였다. 두 사례 모두 해상 플랫폼 OP1에 연결된 주입정의 공저압이 최대 허용 주입 압력에 도달하여 주입을 중단하였으므로, 추가 주입 기간에는 해상 플랫폼 OP2에 연결된 주입정을 통해 지속적으로 CO2가 주입되었다. 시뮬레이션 결과, 사례 1의 경우, 12년 5개월의 추가 주입기간 동안 0.62억 톤의 CO2를 추가적으로 주입하여 2060년 6월 1일(총 주입기간 32년 5개월)을 기준으로 2억 톤의 누적 CO2 주입이 가능하였다. 사례 2의 경우, 3년 7개월의 추가 주입 기간 동안 총 0.18억 톤의 CO2를 추가 주입하여 2051년 8월 1일(총 주입기간 23년 7개월)에 누적 CO2 주입량 2억 톤을 달성하였다(Fig. 13(a)). 두 사례 모두 추가 주입기간 동안 OP2의 주입정 공저 압력이 최대 허용 주입 압력 이하로 CO2를 주입하였다.
한편, 최대 허용 주입 압력을 세분화하여 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 목표 누적 CO2 주입량 달성을 위한 최대 허용 주입 압력의 최소 조건을 도출하였다. 기본 사례로부터 모든 주입정에서 최대 공저 압력이 41.8 MPa에 도달하지 않음을 고려하여(Table 3) 최대 허용 공저 압력 조건을 각각 41.6 MPa, 41.7 MPa로 설정하고, 시뮬레이션을 통해 20년의 주입 기간 동안 누적 CO2 주입량 2억 톤을 만족하는 최소 제한 조건을 확인하였다. 시뮬레이션 결과, 각 2044년 1월 1일과 2047년 12월 1일을 기점으로 해상 플랫폼 OP1에 연결된 모든 주입정이 주입을 중단하였다. 또한 20년 간 총 누적 CO2 주입량은 각 2억 톤, 2.15억 톤으로 나타났다(Fig. 13(b)). 이에 따라, 주입정의 공저압이 최대 허용 주입 압력에 도달하면 해당 주입정의 CO2 주입을 중단하는 조건으로 CO2 지중저장 프로젝트를 운영할 경우, 최대 허용 주입 압력이 41.6 MPa 이상일 때 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 목표인 20년 동안 총 2억 톤 이상의 CO2 주입이 가능함을 확인하였다.
결 론
본 연구는 호주 바유-운단 고갈가스전을 모사한 CO2 지중저장층 모델 및 수송-주입 네트워크 모델을 구축하고, 두 모델을 연계하여 CO2 수송-주입-저장 통합 시뮬레이션을 수행하였다. 20년 동안 연간 약 1천만 톤의 CO2를 저장하는 기본 사례 분석과 최대 허용 주입 압력 조건에 대한 CO2 누적 주입량 민감도 분석을 통해 다음과 같은 결론을 도출하였다.
(1) 호주 바유-운단 고갈가스전의 문헌 자료와 공개된 정보를 바탕으로, 해당 지역의 물성 및 지층 구조를 반영한 저장층 모델을 구축하였으며, 이를 기반으로 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 운영 계획에 맞춘 수송-주입 네트워크 모델을 설계하였다. CMG의 CoFlowTM를 활용하여 저장층 모델과 네트워크 모델을 통합, CO2 수송-주입-저장 과정에 대한 통합 시뮬레이션을 수행하였다.
(2) 육상 허브 터미널에서 15.7 MPa의 일정한 압력으로 CO2를 송출한 후, 길이 500 km의 해저 파이프라인을 통해 두 개의 해상 플랫폼(OP1과 OP2)에 설치된 6공의 주입정을 통해 CO2를 주입하는 기본 사례 분석을 수행하였다. 그 결과, 20년 동안의 누적 CO2 주입량은 약 2.2억 톤으로, 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 목표인 2억 톤 이상의 CO2가 주입된 것을 확인하였다. 또한, 100년의 모니터링 기간 동안 저장층 내에서 CO2가 안정적으로 저장됨을 확인하였다.
(3) 공저에서의 최대 허용 주입 압력을 CO2 주입 중단 조건으로 설정하여 민감도 분석을 수행한 결과, 최대 허용 주입 압력이 41 MPa 및 41.5 MPa인 경우, 바유-운단 CO2 지중저장 프로젝트의 누적 주입량은 목표 누적 CO2 주입량인 2억 톤 대비 각각 69%와 90%가 주입 가능함을 확인하였다. 또한 41.6 MPa 이상의 최대 허용 주입 공저 압력 조건에서는 목표 주입량을 초과하는 CO2 주입이 가능할 것으로 분석하였다.
본 연구는 바유-운단에 대한 공개된 문헌 정보를 바탕으로 저장층 및 네트워크 시스템의 모델링과 시뮬레이션을 수행하였으므로, 실제 현장에서의 CO2 지중저장 프로젝트 분석 결과와 차이가 있을 수 있다. 저장층의 비균질성(heterogeneity) 등 현장 자료를 추가로 확보하여 모델에 반영한다면, 시뮬레이션 결과의 신뢰도를 높일 수 있을 것이다. 또한, 본 연구에서는 육상 CO2 허브 터미널에서의 일정한 송출 압력을 운영 조건으로 설정하여 CO2 누적 주입량을 평가하였다. 향후 이를 확장하여 다양한 운영 시나리오를 고려한 CO2 지중저장 시스템의 성능을 분석할 수 있으며, 동일한 최대 허용 주입 압력 조건 하에서 CO2 송출 압력에 따른 민감도 분석을 수행하여 CO2 누적 주입량을 최대화할 수 있는 최적 운영 조건을 도출할 수 있을 것으로 기대한다.
본 연구에서 제시한 통합 모델링 접근법은 다중 주입정 기반 CO2 지중저장 시스템의 상호작용을 종합적으로 분석할 수 있는 틀을 제공한다. 이를 통해 각 하위 시스템의 동적 특성과 상관관계를 보다 유기적으로 점검할 수 있다. 이러한 방법론은 향후 국내외 CO2 지중저장 시스템의 설계 및 운영에 있어 중요한 의사결정 지원 도구로 활용될 수 있을 것으로 기대한다.
