Pipelines Slugging and Mitigation: Case Study for Stability and Production Optimization

Abstract

The ConocoPhillips Alpine facility, on the Alaskan North Slope, has experienced slugging problems severe enough to trip the high-high inlet separator level, causing frequent plant shutdowns, and loss of production of 110 kbbl/d. A slugging study was commissioned to investigate the cause of the existing CD-2 pipeline slugging, and possible mitigation procedures, which could alleviate and/or eliminate slugging. Further, the Alpine expansion called for an additional two pipelines (CD-3 and CD-4) to be brought into Alpine inlet separator. Slugging mechanism and instability analysis were performed. The instability is due to combination of its low flow rate, overly-sized pipeline ID and unfavorable pipeline profile. Flow pattern transition exists at the low spots and liquid accumulates and blocks the flow. In the low pressure system, once gas blows out and system pressure drops, the pipeline inlet gas increases velocity and picks up a new hydrodynamic slug. This slug moves through the road crossing and the pipe rack riser, becoming a long slug which arrives at the separator. In this study, a slug-tracking model with separator gas/liquid PID controllers was built to reproduce the field SCADA data. A remarkably good match of pressure variations, slugging frequency and liquid level was achieved. A sensitivity study was performed to investigate the effective and practical ways to suppress slugging in the existing CD-1 and CD-2 pipeline. Finally, a combined control was recommended by installing a by-pass control valve at the butterfly valve location. The by-pass inlet control valve before the separator acquires separator liquid level signal, and actuates when the separator liquid level exceeds the set value. This significantly reduces slugging effect on separator performance. The slugging model and results based on the existing CD-2 pipeline were applied to the future expanded CD-3 and CD-4 pipeline study. Some conclusions were drawn from the slugging behavior. Introduction In many oil and gas developments with multiphase flowlines, production instability due to slugging is a major flow assurance concern. Slugging initiates oscillations, puts excessive demands upon the separation and operation, and increases the wear and tear of equipment. Large liquid surges can cause poor performance, separator shut down, high pressure trips, or flaring. Slugging can be characterized by periodical change of pressure and gas/liquid flow. The slugging severity depends on slugging types. There are three types of slugging:Hydrodynamic slugs: a feature of the slug flow regime where slugs are continuously formed due to instability of waves at certain gas-liquid flow rates. Generally, hydrodynamic slugs do not exceed 20 times of pipe diameters if there is no obvious inclination change.Operationally induced surges: generated by changing the flow conditions from one steady state to another, such as restart, flow rate ramp-up or pigging operations. The generated liquid surge can upset the system.Terrain induced slugs: also called severe slugs, caused by accumulation and periodic purging of liquid in flowline dips at low flow rates;

Caracterización Y Mitigación Del Flujo Intermitente en Sistemas De Recolección Multifásicos Bajo Condiciones Dinámicas

“…sin embargo, a medida que la producción se ha trasladado a ambientes más hostiles, la utilidad del transporte multifásico en las operaciones de producción de crudo y gas ha ganado relevancia (erickson y Mai, 1999). en muchos campos de crudo y gas con líneas de flujo multifásico, la inestabilidad de la producción debido a la presencia de flujo intermitente es el principal problema de aseguramiento de flujo (tang y Danielson, 2006). Las tuberías bifásicas están usualmente diseñadas para operar bajo estado estable.…”

“…La problemática en particular radica en los patrones de flujo intermitentes, tales como el flujo tapón, que introducen la inestabilidad y aleatoriedad al sistema (araujo et al, 2013). el flujo intermitente generalmente es causado por condiciones operacionales de bajas tasas de líquido y gas, en consecuencia, la capacidad de flujo del líquido en las tuberías puede verse reducida, acumulándose en la base de la inclinación y bloqueando así el paso de gas (tang y Danielson, 2006). Para una tubería en un terreno escarpado (onshore) o en un sistema tubería-riser en operaciones offshore, a menudo no es posible dar una solución en estado estable, y se desarrollan condiciones para el flujo intermitente (taitel, 1986).…”

“…Para una tubería en un terreno escarpado (onshore) o en un sistema tubería-riser en operaciones offshore, a menudo no es posible dar una solución en estado estable, y se desarrollan condiciones para el flujo intermitente (taitel, 1986). en la literatura se definen tres tipos de tapones: Hidrodinámicos, operacionales y topográficos, contribuyendo a pérdidas de producción de aproximadamente hasta el 68% (tang y Danielson, 2006). La investigación del fenómeno del flujo transiente en la industria del petróleo empezó entre finales de la década de los 70's y principios de los 80's.…”

“…tang y Danielson (2006) exhiben los problemas del flujo tapón con respecto al nivel de líquido en el separador, cierres operacionales y pérdidas de producción en la facilidad ConocoPhillips alpine, al norte de alaska.…”

“…Estos autores proponen mecanismos de mitigación, dentro de los cuales se incluyen: (i) cambiar gradualmente la apertura de la válvula de control de la entrada, (ii) reducir el acceso de la válvula de choque del separador, y (iii) aplicar una válvula de control automática basada en un sistema de control mejorado del nivel de líquido (tang y Danielson, 2006). igualmente, uno de los métodos para aliviar un taponamiento severo, es mediante el incremento de la presión del separador (Yocum 1973).…”