Wax deposition analysis for oil and gas multiphase flow in pipelines
Author
Revelo, Fernando Raul Montero
Term
4. term
Education
Publication year
2020
Pages
82
Abstract
Når råolie strømmer gennem kolde undersøiske rørledninger, kan voksagtige komponenter (paraffiner) krystallisere og sætte sig på rørvæggen. Denne voksaflejring indsnævrer røret, mindsker gennemstrømningen og kan give store omkostninger. Der findes metoder til at håndtere problemet, men det er stadig svært at forudsige, hvor og hvor meget voks der aflejres, fordi processen er tæt knyttet til termodynamik, varme- og masstransport samt strømningsmekanik. Denne afhandling sammenligner to tilgange til modellering og simulering af en horisontal undersøisk rørledningssektion med flerfaseflow: en kommerciel simulator (OLGA) og en egenudviklet Matlab-kode. Begge anvender en ikke‑kompositionel voksaflejringsmodel (Matzain-modellen). Vi undersøger fire grundlæggende driftsfald med forskellige masseflow af gas og væske og udvider dem til 16 cases ved også at variere paraffinkarakterisering og aflejringstid. Væskeegenskaberne er baseret på eksperimentelle data fra den offentligt tilgængelige litteratur. Vi vurderer, hvordan de to tilgange forudsiger voksaflejring, og hvad der driver forskellene. Hovedresultatet er, at forudsigelserne er meget følsomme over for, hvor præcist den indre rørvægstemperatur beregnes, samt over for den valgte termodynamiske metode i voksdannelsesanalysen. Studien tydeliggør styrker og begrænsninger ved de nuværende modeller og kan hjælpe med bedre design og drift af undersøiske rørledninger.
When crude oil flows through cold subsea pipelines, waxy components (paraffins) can crystallize and stick to the pipe wall. This wax deposition narrows the pipe, reduces flow, and can be costly. There are techniques to manage the problem, but it remains hard to predict where and how much wax will build up because the process depends on thermodynamics, heat and mass transfer, and fluid mechanics. This thesis compares two approaches to modeling and simulating a horizontal subsea pipeline section carrying multiphase flow: a commercial simulator (OLGA) and a custom Matlab code. Both use a non-compositional wax deposition model (the Matzain model). We study four base operating cases with different gas and liquid mass flow rates and extend them to 16 cases by also varying paraffin characterization and deposition time. Fluid properties are taken from experimental data published in the open literature. We evaluate how each approach predicts wax deposition and analyze the causes of any differences. The main finding is that predictions are highly sensitive to how accurately the inner pipe wall temperature is calculated and to the thermodynamic method used for wax formation analysis. The study clarifies the strengths and limits of current models and can support better design and operation of subsea pipelines.
[This abstract was generated with the help of AI]
Keywords
Documents