مدل‌سازی و شبیه‌سازی تزریق گاز به‌منظور کاهش لختگی شدید در جریان سه فازی در سیستم لوله- بالابرنده‌

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، نفت وگاز، دانشگاه شیراز، ایران

چکیده

از آنجا که لختگی شدید در بالابرنده‌ها مانع تولید پایا و باعث از کار افتادن تجهیزات تولید می‌شود، یافتن روشی مناسب برای پیشگیری از این پدیده از اهمیت به‌سزایی برخوردار است. هدف از این پژوهش ارائه‌ یک مدل ریاضی برای تحقیق در مورد رفتار جریان آب، نفت و گاز در سیستم لوله- بالابرنده است. برای این منظور، جریان سیالات در شبیه‌سازی خط لوله توسط یک مدل توده‌ای در دو حالت مدل‌سازی شده است. در حالت اول، گاز توانایی نفوذ در بالابرنده را دارد و جریان گاز به‌صورت پیوسته است و در حالت دوم، تجمع مایع صورت گرفته در پایه‌ بالابرنده، مانع نفوذ گاز می‌شود و لذا جریان گاز به‌صورت ناپیوسته است. در مدل‌سازی بالابرنده از گره‌های متحرک برای سنجش شرایط محلی استفاده شده است. همچنین، انتقال جرم بین فازهای نفت و گاز توسط تقریب نفت سیاه تخمین زده شده است. پس از مدل‌سازی لختگی شدید، به‌منظور کاهش این پدیده و برای پایدارسازی جریان و جلوگیری از مشکلات احتمالی، تزریق گاز به پایه‌ بالابرنده، شبیه‌سازی و سپس معیاری برای محاسبه‌ میزان تزریق گاز جهت دست‌یابی به پایداری نسبی ارائه شده است. در نهایت، معادلات با استفاده از یک روش ضمنی و با استفاده از سعی و خطا برای رفتار غیر‌خطی، گسسته‌سازی و انتگرال‌گیری شده‌اند. نتایج به‌دست آمده برای مدل‌سازی لختگی شدید و اثر تزریق گاز بر این مدل‌سازی، با نرم‌افزار شبیه‌سازی الگا (OLGA) مقایسه شدند که تشابه خوبی حاصل شد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Modeling and Simulation Study of Gas Injection in Three-Phase Flow Riser-Pipe System to Mitigate Severe Slugging

نویسندگان [English]

  • Alireza Bahmaei
  • Ali Sanati
  • Mohammad Reza Malayeri
Petroleum Engineering Department, Faculty of Chemical, Petroleum and Gas Engineering, Shiraz University, Iran
چکیده [English]

Severe slugging in risers hinders the steady production of oil, and it may also damage the equipment. Thus, finding a proper way to prevent such a phenomenon is of great importance. The aim of this study was to provide a mathematical model to investigate the three-phase flow of oil, water and gas in a riser-pipeline system. To do so, a bulk model was chosen to simulate the pipeline under two scenarios. In the first scenario, gas can penetrate the riser and flow upward whereas, in the second scenario, liquid holdup limits the gas flow in the riser. Moreover, the riser system was modeled with the assumption of a distribution parameter system that used dynamic nodes to evaluate the local conditions. Mass transfer between the oil and gas phase was also estimated by the black-oil approximation. After modeling the riser-pipeline system, gas injection at the riser base was simulated to stabilize the flow and prevent the upcoming issues. In addition, a criterion to determine the amount of the injected gas was proposed. Finally, results obtained from modeling were compared with the results of the OLGA simulation software which showed good agreement.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Riser
  • stability
  • Gas Injection
  • Severe Slugging
  • OLGA simulation software
[1]. Pickering P, Hewitt GF, Watson MJ, Hale CP (2001) The prediction of flows in production risers-truth & myth, in IIR Conference, 10, Aberdeen. ##

[2]. Kang C, Wilkens R, Jepson W (1996) The effect of slug frequency on corrosion in high pressure, inclined pipelines. NACE Corrosion, 20. ##

[3]. Isaac OA, Cao Y, Lao L, Yeung H (2011) Production potential of severe slugging control systems, IFAC Proceedings Volumes, 44, 1: 10869-10874. ##

[4]. Baliño J, Burr K, Nemoto R (2010) Modeling and simulation of severe slugging in air–water pipeline–riser systems, International journal of Multiphase Flow, 36, 8: 643-660. ##

[5]. Fabre J, Peresson LL, Corteville J, Odello R, Bourgeois T (1990) Severe slugging in pipeline/riser systems. SPE Production Engineering, 5, 03: 299-305. ##

[6]. Sarica Ct, Shoham O (1991) A simplified transient model for pipeline-riser systems, Chemical Engineering Science, 46, 9: 2167-2179. ##

[7]. Schmidt Z, Brill JP, HD Beggs (1980) Experimental study of severe slugging in a two-phase-flow pipeline-riser pipe system, Society of Petroleum Engineers Journal, 20, 05: 407-414. ##

[8]. Malekzadeh R, Henkes R, Mudde R (2012) Severe slugging in a long pipeline–riser system: Experiments and predictions. International Journal of Multiphase Flow, 46: 9-21. ##

[9]. Xu Q, Li W, Liu W, Zhang X, Yang C, Guo L (2020) Intelligent recognition of severe slugging in a long-distance pipeline-riser system, Experimental Thermal and Fluid Science, 113: 110022. ##

[10]. Yao T, Wu Q, Liu Z, Zou S, Xu Q, Guo L (2019) Experimental investigation on mitigation of severe slugging in pipeline-riser system by quasi-plane helical pipe device, Experimental Thermal and Fluid Science, 102: 189-204. ##

[11]. Jung S, Yang H, Park K, Seo Y, Seong W (2019) Monitoring Severe Slugging in Pipeline-Riser System Using Accelerometers for Application in Early Recognition, Sensors, 19, 18: 3930. ##

[12]. Nemoto RH, Baliño JL (2012) Modeling and simulation of severe slugging with mass transfer effects. International Journal of Multiphase Flow, 40: 144-157. ##

[13]. Masella J, Tran QH, Ferre D, Pauchon C (1998) Transient simulation of two-phase flows in pipes, International Journal of Multiphase Flow, 24, 5: 739-755. ##

[14]. Zuber N, Findlay J (1965) Average volumetric concentration in two-phase flow systems, Journal Heat Transfer, 87, 4: 453-468. ##

[15]. McCain W (1990) The Properties of Petroleum Fluids: PennWell, Tulsa. ##

[16]. Nemoto RH, Baliño JL, Burr KP (2009) Characteristic values and compatibility conditions for the no-pressure-wave model applied to petroleum systems, in Proceeding of the 20th International Congress of Mechanical Engineering, Gramado, RS, Brazil, paper code COB09-0748. ##

[17]. Dranchuk P, Abou-Kassem H (1975) Calculation of Z factors for natural gases using equations of state, Journal of Canadian Petroleum Technology, 14, 03. ##

[18]. Velarde J, Blosingame T, McCain Jr W (1999) Technical papers-abstracts-v) reservoir engineering (re)-correlation of black oil properties at pressures below bubble point pressure--a new approach (97-93), Journal of Canadian Petroleum Technology, 38, 13: 62. ##

[19]. Lee AL, Gonzalez MH, Eakin BE (1966) The viscosity of natural gases. Journal of Petroleum Technology, 18, 08: 997-1,000.

[20]. Egbogah EO, Ng JT (1990) An improved temperature-viscosity correlation for crude oil systems, Journal of Petroleum Science and Engineering, 4, 3: 197-200. ##

[21]. Beggs HD, Robinson J (1975) Estimating the viscosity of crude oil systems, Journal of Petroleum Technology, 27, 09: 1,140-1,141. ##

[22]. Beggs H, Vazquez M (1980) Correlation for Fluid Physical Property Prediction. Journal of Petroleum Techechnology, 32, 6: 968–970. ##

[23]. Collins A (1987) Properties of produced waters (1987 PEH Chapter 24), Petroleum engineering handbook. ##

[24]. Taitel Y, Dukler AE (1976) A model for predicting flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas‐liquid flow. AIChE Journal, 22, 1: 47-55. ##

[25]. Kokal S, Stanislav J (1989) An experimental study of two-phase flow in slightly inclined pipes—II. Liquid holdup and pressure drop, Chemical Engineering Science, 44, 3: 681-693. ##