Flow modelling of gas and condensate production in large diameter pipelines

Over the last 10 years the interest of the Oil & Gas industry in deep-water fields down to depths of 3000m has grown strongly. The constant increase in global energy demand, which continues to be met by more than 70% from fossil fuels, has seen the role of natural gas grow strongly due to its higher environmental sustainability. This has led to the discovery of large gas and condensate fields, where the use of large diameter pipelines has become common in order to maximize productivity. The study of multiphase fluid dynamics is now highly developed in the oil industry, thanks to the constant use of 1D modelling software for 40 years. However, if, for many common cases, the literature is rich in studies and models, as far as gas fields with large production pipelines are concerned, it is unfortunately very poor. For this reason, in the following work we have chosen to deepen this topic. Specifically, in this paper, we analyzed an offshore gas-condensed field (with a small percentage of water), of which Eni is the owner, characterized by two production pipelines 219 km long and with diameters of 30" and 26" respectively. The choice of this specific case is of both academic and industrial interest, given the gaps in the literature and the difficulties of 1D simulation programs in correctly predicting pressure drops. A fluid dynamics analysis was carried out on these two production lines, at the engineering company TeaSistemi S.p.A, using their multiphase simulation software (called MAST) and a benchmarking with two competing commercial software (OLGA and XPSIM). The added value of MAST compared to the competition, is to allow the user to modify many internal parameters in order to be able to describe more correctly the fluid dynamics of the case in question, if the program, under standard conditions, provides incorrect results (also from the physical and fluid dynamics point of view). Numerous simulations have been carried out for both pipelines and at different gas flow conditions (according to the few data available). For each of them we focused on pressure trend, temperature profile, liquid holdup and average value of the droplet entrainment rate, as these are the parameters that allow us to understand if the convergence has been reached and if the fluid dynamics has been modelled correctly. What emerges at the end of this work is that all 3 programs in standard conditions have shown not indifferent difficulties in capturing the correct value of the pressure losses. The absolute average errors were between 7.2% and 13.0%. MAST, however, through the tuning carried out on specific parameters, following a sensitivity study on the same, with two different setups has guaranteed excellent results. The average absolute errors with these two setups were much lower than the standard cases, specifically 2.98% and 2.40%.

Nel corso degli ultimi 10 anni è fortemente cresciuto l'interesse dell'industria dell'Oil & Gas verso i campi deep-water sino a profondità di 3000m. Il costante aumento nella richiesta di energia a livello globale, che continua a venir soddisfatto per più del 70% da fonti fossili, ha visto crescere in maniera decisa il ruolo del gas naturale, complice la sua maggiore sostenibilità ambientale. Ciò ha portato alla scoperta di grandi campi a gas e condensato, dove l'uso di pipeline di grande diametro è diventato comune al fine di sfruttarne al massimo la produttività. Lo studio della fluidodinamica multifase è ormai molto sviluppato nell'industria petrolifera, grazie al costante impiego da ormai 40anni, di software di modellazione 1D. Se però, per molti casi comuni la letteratura risulta ricca di studi e modelli, per quanto riguarda i campi a gas con grosse pipeline di produzione, essa risulta purtroppo molto scarna. Per questo motivo nel seguente lavoro si è scelto di approfondire questa tematica. Nello specifico, in questo elaborato, si è analizzato un campo offshore a gas-condensato (con una piccola percentuale di acqua), di cui Eni è proprietaria, caratterizzato da due pipeline di produzione lunghe 219km e con diametri rispettivamente di 30" e 26". La scelta di questo caso specifico, è sia di interesse accademico che industriale, viste le lacune nella letteratura e le difficoltà dei programmi di simulazione 1D nel prevedere correttamente le cadute di pressione. È stato svolta un’analisi fluidodinamica su queste due linee di produzione, presso la società di ingegneria TeaSistemi S.p.A, attraverso l'utilizzo del loro software di simulazione multifase (denominato MAST) e uno benchmarking con due software commerciali concorrenti (OLGA e XPSIM). Il valore aggiunto di MAST rispetto alla concorrenza, è quello di permettere all'utente di modificare molti parametri interni al fine di poter descrivere in modo più corretto la fluidodinamica del caso in esame, qualora il programma, in condizioni standard, fornisca dei risultati non corretti (anche dal punto di vista fisico e fluidodinamico). Sono state svolte numerose simulazioni per entrambe le condotte ed a differenti condizioni di portata di gas (secondo i pochi dati disponibili). Per ognuna ci si è focalizzati sul trend della pressione, sul profilo di temperatura, sul liquid holdup e sul valor medio del droplet entrainment rate, in quanto questi sono i parametri che ci permettono di capire se la convergenza è stata raggiunta e se la fluidodinamica è stata modellata correttamente. Ciò che emerge alla fine di questo lavoro è che tutti e 3 i programmi in condizioni standard hanno mostrato difficoltà non indifferenti nel cogliere il corretto valore delle perdite di carico. Gli errori medi assoluti si sono attestati su valori compresi fra 7.2% e 13.0%. MAST però, attraverso il tuning effettuato su specifici parametri, in seguito a uno studio di sensitività sugli stessi, con due diversi setup ha garantito ottimi risultati. Gli errori medi assoluti con questi due setup sono risultati molto inferiori rispetto ai casi standard, nello specifico 2.98% e 2.40%.