NATURAL GAS TRANSPORTATION Chapter 2

University of Miskolc

NATURAL GAS TRANSPORTATION Chapter 2 Prof. dr. László Tihanyi University of Miskolc


Natural gas fundamentals Mi az Ön véleménye? Változik-e az áramló gáz hőmérséklete a gáztávvezetékben? Milyen állapotváltozás feltételezésével lehet számolni a nyomásveszteséget gázszállító vezetékben? Állandó tömegáram esetén változik-e az áramlási sebesség egy gáztávvezeték hossza mentén? Változik-e az áramló gáz hőmérséklete komprimálás során? Van-e víztartalma a távvezetéken szállított gáznak? Mit jelent a harmatpont? Van-e szerepe a gázszállítás során? Előfordulhat-e folyadékfázis a gáztávvezetékben? Számolni kell-e fázisátalakulással a távvezetéki gázszállítás során?

2


Natural gas fundamentals Mi az Ön véleménye? Milyen fizikai jelenséggel kell számolni egy pébé palack használata esetén gőztér megcsapolás alkalmazásánál? Milyen fizikai jelenséggel kell számolni egy pébé palack használata esetén folyadéktér megcsapolás alkalmazásánál? Azonosak vagy eltérőek-e a földgázra és a pébére vonatkozó biztonsági előírások? Kell-e tisztítani a gáz-, olaj- és termékszállító távvezetékeket? Milyen szennyeződések fordulhatnak elő a szénhidrogénszállító távvezetékekben? Milyen jellegű és halmazállapotú szennyeződésekkel kell számolni egy gáztávvezeték esetén? Ön hogyan tisztítaná a jelentős túlnyomáson üzemelő távvezetékeket?

3


Natural gas fundamentals Mi az Ön véleménye? Mi a különbség a kompresszor és a szivattyú között? Milyen hidraulikai hatása van, ha a kompresszor gépegységeket párhuzamosan vagy sorosan kapcsolják? Kell-e számolni a terepfelszín hatásával gáztávvezeték esetén? Kell-e számolni a terepfelszín hatásával olajtávvezeték esetén? A gáztávvezeték rendszer elvételi végpontjában nyomás- vagy gázáram szabályozást indokolt alkalmazni? Milyen környezetkárosító hatással kell számolni egy olajtávvezeték meghibásodása (törése) során? Milyen környezetkárosító hatással kell számolni egy gáztávvezeték meghibásodása (törése) során? A szénhidrogén-szállító távvezetékeknél belső- vagy külső korrózióval lehet számolni? 4


Natural gas fundamentals Mi az Ön véleménye? Szükséges-e hűteni vagy melegíteni az áramló közeget csővezetékes szállítás esetén? Kell-e, és ha igen, milyen kockázatokkal számolna szénhidrogénszállító távvezetékek esetén? Mivel lehet növelni a szénhidrogénszállító távvezetékek biztonságát? A szénhidrogénszállító távvezeték jelent kockázatot a környezetre, vagy a környezet a szénhidrogénszállító távvezetékre? A biztonság szempontjából van-e jelentősége, hogy milyen szilárdságú acélból készítették a távvezetéket? Mit jelent az izotermikus, az izentalpikus és az izentrópikus állapotváltozás?

5


Natural gas components Compound

MW

Tc K

Pc bar

GHV MJ/m3

NHV MJ/m3

Methane

CH4

16.043

190.58

46.04

37.746

34.014

Ethane

C2H6

30.069

305.42

48.80

66.645

61.003

Propane

C3H8

44.096

369.82

42.50

95.964

88.355

I-Butane

C4H10

58.123

408.14

36.48

125.837

116.185

N-Butane

C4H10

58.123

425.18

37.97

126.732

117.039

Carbon-dioxide CO2

44.010

304.30

73.82

--

--

Nitrogen

28.013

126.30

33.99

--

--

N2

6


Density of natural gas

Density, kg/m 3

120 100 80 60 40 20 0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Pressure, bar -10 [oC]

0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

7


Viscosity of natural gas Viscosity, cP*1000

15 14 13 12 11 10 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

8


Isentropic exponent

Isentropic exponent of natural gas 2,1 1,9 1,7 1,5 1,3 1,1 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

9


Specific heat, kJ/kg. o C

Specific heat of natural gas 4 3,5 3 2,5 2 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

10


Specific heat, kJ/kg. o C

Specific heat of natural gas 4 3,5 3 2,5 2 -10

0

10

20

30

40

Temperature, oC 10 bar 70 bar

20 bar 80 bar

30 bar 90 bar

40 bar 100 bar

50 bar

60 bar

11


Compressibility factor

Compressibility factor of natural gas 1 0,9 0,8 0,7 0,6 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

12


Compressibility factor of natural gas

13


Joule-Thomson coefficient of natural gas Joule-Thomson coefficient, o C/bar

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

14


Acoustic velocity, m/s

Acoustic velocity of natural gas 470 450 430 410 390 370 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

15


Critical pressure ratio

Critical pressure ratio 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


0 [oC]

10 [oC]

20 [oC]

30 [oC]

40 [oC]

16


Phase envelope of C3 – C4

17


Phase envelope of C3 – C4

18


Dew-point of natural gas

19

Transmission capacity


Single line 60.0

35.0

359

359

100%

60.0

412

35.0

65%

126%

212

200

67.8

: Pressure (bar)

1200

: Gas flow rate (000 m3/h))

100%

: percent of reference capacity : Flow direction

20



Single line

21



Single line 60.0

35.0

359

100%

359

60.0

35.0

60.0

477

142%

142%

477

954

67.8

: Pressure (bar)

1200


100%


22



Single line

23



Single line 55.0

30.0

315

315

100%

55.0

398

30.0

63%

126%

198

200

67.8

: Pressure (bar)

1200


100%


24



Single line 55.0

30.0

315

100%

315

55.0

30.0

55.0

445

141%

141%

445

890

67.8

: Pressure (bar)

1200


100%


25



Single line with UGS

62.0

35.0

UGS

26



Single line with UGS

27


Available transmission capacity Reference situation 80.0

80.0

1200

1200

100%

100%

2400 100%

49.0

67.8

: Pressure (bar)

1200


100%


Source: GTE-Capacity, 3rd Madrid Forum, October 2002

28


Available transmission capacity Intermediate off-takes Off-take

80.0 2000

80.0

1000

1800

Off-take

167%

150%

1000

1000

800

83%

67%

1800 75%

49.0

67.8

: Pressure (bar)

1200


100%



29


Available transmission capacity Reverse flow Off-take

80.0 1350

49.0

1000

1050

Off-take

113%

88%

1000

350

2050

29%

171%

1700 71%

80.0

67.8

: Pressure (bar)

1200


100%



30



Flow rate [103 m3/h]

DN 750, 200 km 550 500 450 400 350 300 0

4

8

12

16

20

24

Hours [h] Entry node

Exit node

Steady-state

Source: GTE Balancing and Storage Report, 4th Madrid Forum, July 2001

31



Pressure, bar

DN 750, 200 km 70 65 60 55 50 45 40 35 0

4

8

12

16

20

24

Hours [h] p1(tr)

p11(tr)

p1(s-s)


p11(s-s) 32



Flow rate [103 m3/h]

Difference between steady-state and transient flow 1200 1000 800 600 400 200 0 0

50

100

150

200

250

300

Pipe length [km] Steady-state

Transient


33



Commercial interpretation S1

Booked capacity

170

C1 170

170

100 100

100

Booked capacity

C2

S2

70

Actual flow 34

Natural gas engineering


Basic problems Pressure drop calculation Basic equation

p i2 − p 2j = K ij qij2 2

where

 4 pn  fD z T M L K12 =   5 π T R d  n

P1 DN 400

L, T, M 2

 4 pn  fD z T M L 2 p2 = p −  qn  5 R di  π Tn  2 1

35



Basic problems What is the discharge pressure? P1 = 55 bar(g) DN 400

P2 = ? L = 65 km T=5 oC M=16,44 kg/kmol 2

 4 *1,013  0,01* 0,90 * 278,15 *16,44 * 65000  150000  p 2 = (56,013) −  *   5 8314,4 * 0,391  3600   π * 288,15  2

p 2 = 43.73 bar (abs.) = 42.72 bar (g )

∆p = 12.28 bar 36

2



Basic problems What is the discharge pressure? P1 = 45 bar(g) DN 400

P2 = ? L = 65 km T=5 oC M=16,44 kg/kmol 2

 4 *1,013  0,01* 0,925 * 278,15 *16,44 * 65000  150000  p 2 = (46,013) −  *   5 8314,4 * 0,391  3600   π * 288,15  2

p 2 = 29.31 bar (abs.) = 28.30 bar (g )

∆p = 16.70 bar 37

2



Basic problems What is the gas flow? P1 = 55 bar(g) DN 400

P2 = 40 bar(g) L = 65 km T=5 oC M=16,44 kg/kmol

(56,013

− 41,0132 ) qn = 2  4 *1,013  0,01* 0,903 * 278,15 *16,44 * 65000   8314,4 * 0,5915  π * 288,15  2

q n = 45.35 m3 / s = 163251 m3

38


Average pressure Average pressure

Pressure at a mid-point

p avg .

2 (p 13 − p 32 ) = 3 (p 12 − p 22 )

p avg .

p1 p 2  2  =  p 1 + p 2 − 3 p1 + p 2 

p 12 − p 2x p 2x − p 22 = x L−x

L−x 2 x p =p + p2 L L 2 x

2 1

39


Pressure along the pipeline 70 Presure [bar]

60 50 40 30 20 10 0 0%

20%

40%

60%

80%

100%

Pipe length p2=40 Pav.(60-40)

p2=30 Pav.(60-30)

p2=20 Pav.(60-20) 40


0,0% -0,5%

70 65

-1,0% -1,5% -2,0% -2,5% -3,0% -3,5% -4,0%

60 55 50 45 40 35 30 60

55

50

45

40

35

Pressure, bar

Pressure along the pipeline

30

Pressure at exit point, bar Pressure at entry point

Quadratic mean

Arithmetic mean

Difference 41



Basic problems Convert the actual gas volume to standard conditions.

Actual volume at P and T

Standard volume at Pn and Tn

p Tn z n Vn = V pn T z

Pn = 1.013 bar

Pn = 14.696 psi

Tn = 273.15 K

Tn = 60 F 42



Basic problems Line-pack calculation Calculate the average pressure

p avg.

2 p1 p 2  =  p1 + p 2 −  3 p1 + p 2 

Convert the actual gas volume to p avg. Tn z n Vn = Vp standard conditions pn T z P1

L DN 400

P2

T

0.382 * 0.382 * 3.14 Vp = * 60000 = 6876.5 m3 4 43



Basic problems What is the line-pack? P1 = 55 bar(g) DN 400

L = 60 km

P2 = 40 bar(g)

T=5 oC

2 56.013 * 41.013 p avg. = (56.013 + 41.013) − = 48.90 bar (abs.) 3 (56.013 + 41.013)

Vn = 6876.5 *

48.90 288.15 1.0 * * = 381152.7 m3 1.013 278.15 0.902

44


Temperature drop  − Lk   T2 =T t +(T1 − Tt ) exp   qm c 

Temperature drop where

k∗ k= d⋅ π

k* - W/(m2.K) k - W/(m.K) Average temperature

Tavg .

  − L k  qm c (T1 − Tt ) 1 − exp  = Tt + Lk  qm c    45


Temperature calculation What is the discharge temperature? T1 = 40 oC DN 400

Ts=5 oC

qn=75 103 m3/h

T2 = ?

L = 50 km k*=3 W/(m2.K) M=16,44 kg/kmol

 − 50000 * 2,44  T2 = 5 + (40 − 5 ) * exp   = 6,4 oC  14,48 * 2600  14,48 * 2600   − 50000 * 2,44  T =5+ * (40 − 5 ) * 1 − exp   = 15,4 oC 50000 * 2,44  14,48 * 2600  

46


Temperature [oC]

Flowing temperature along the pipeline

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

10

20

30

40

50

Pipe length [km] Soil Tavr. (100%)

100% Tavr. (200%)

200% Tavr. (300%)

300%

47


Temperature calculation in a network Elementary network

T 11 q1 T 12T 31

q3 T 32

T 22 q2 T 21

q1c 1 (T1 − Tt ) + q 2 c 2 (T2 − Tt ) + q b c b (Tb − Tt ) = (q1c 1 + q 2 c 2 + q b c b )(T3 − Tt )

48


Friction factor formulas Weymouth equation Panhandle A Panhandle B

IGT equation

Colebrook

fD = fD =

4

(11,18 d ) 1/ 6

(6,87 N

fD = fD =

4 0.0735 Re

2

)

2

4

(16,49 N

E2

)

0.01961 2 Re

E2

4

(4,619 N )

0 .1 2 Re

E2

 2,51 1 k  = −2 lg +  3 , 71 d fD N f  Re D  49


Moody diagram

Friction factor

0,1

0,01 1,E+02 1,E+03 1,E+04 1,E+05 1,E+06 1,E+07 1,E+08 1,E+09 1,E+10

Reynolds-number Lamináris k/d=0.0005

k/d=0.05 k/d=0.0001

k/d=0.01 k/d=0.00005

k/d=0.001

50


Moody diagram

51


Moody diagram Colebrook - Weymouth

Friction factor

0,1

0,01 1,E+02 1,E+03 1,E+04 1,E+05 1,E+06 1,E+07 1,E+08 1,E+09 1,E+10

Reynolds-number Lamináris k/d=0.0005 W-600

k/d=0.05 k/d=0.0001 W-800

k/d=0.01 k/d=0.00005

k/d=0.001 W-400

52


Moody diagram Colebrook – Panhandle A

Friction factor

0,1

0,01 1,E+02 1,E+03 1,E+04 1,E+05 1,E+06 1,E+07 1,E+08 1,E+09 1,E+10


k/d=0.05 k/d=0.0001

k/d=0.01 k/d=0.00005

k/d=0.001 Panhandle A 53


Moody diagram Colebrook - IGT

Friction factor

0,1

0,01 1,E+02 1,E+03 1,E+04 1,E+05 1,E+06 1,E+07 1,E+08 1,E+09 1,E+10


k/d=0.05 k/d=0.0001

k/d=0.01 k/d=0.00005

k/d=0.001 IGT 54


Pressure drop along the pipeline Colebrook – Weymouth

Pressure drop [bar]

DN 600, 100 km 50 40 30 20 10 0 0

100

200

300

400

Gas flow rate [103 m3/h] Dp(C-W)

Dp(W) 55


Pressure drop along the pipeline Colebrook – Panhandle A

Pressure drop [bar]

DN 600, 100 km 20 15 10 5 0 0

100

200

300

400


Dp(PA E=0,9)

Dp(PA E=1,0) 56


Pressure drop along the pipeline Colebrook – IGT

Pressure drop [bar]

DN 600, 100km 20 15 10 5 0 0

100

200

300

400


Dp(IGT E=0,9)

Dp(IGT E=1,0) 57


Pressure drop along the pipeline Colebrook – White

Pressure drop [bar]

DN 600, 100km 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

100

200

300

400

Gas flow rate [103 m3/h] Dp(k/d=0)

Dp(k/d=0,0001)

Dp(k/d=0,00017)

Dp(k/d=0,001) 58

Petroleum engineering


Basic problems Pressure drop calculation Basic equation

p i − p j = K ij q 2

where

8 fD ρL K ij = 2 π d5

P1 DN 400

L, ρ

59


Hydraulics of parallel pipes d1 p1

d2 Equivalent diameter

Gas flow ratio

Velocity ratio

v1 v2

q1 q2

d e = (d

L p2

L 5/2 1

+d

5/2 2

)

2/5

d15 q1 = q2 d 52

d1 v1 = v2 d2 60


Capacity enlarging with looping d1

q11

X

d1

q1= q11+ q12 (L-X)

p1

p2 d2

q12

X

Basic equations

2 q p 12 − p 22 = K 05 L d1 2 2 q q p 12 − p 22 = K 115 x + K 15 (L − x ) d1 d1

q1 = q0

1  1 x 1 +  2 − 1 B L

where

  d2  5 / 2  B = 1 +      d1   61


Capacity enlarging with replacing d2

q1

X

d1

q1

(L-X)

p1

p2 Basic equations

L 2 p − p = K 5 q0 d1 (L − x ) 2 x 2 2 2 p 1 − p 2 = K 5 q1 + K q1 5 d2 d1 2 1

q1 = q0

2 2

1 5   x  d1    − 1 + 1 L  d 2   62


Looping (old pipe DN 400, new pipe DN 400)

Capacity increment

120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100 %

x/L

63


Looping (old pipe DN 400, new pipe DN 600)

Capacity increment

350% 300% 250% 200% 150% 100% 50% 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100 %

x/L

64


Replacing

Capacity increment

(old pipe DN 400, new pipe DN 600) 200% 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100 %

x/L

65


Pressure gradient (gas pipeline) 1,8

Nyomásgradiens [bar/km]

1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 0

5

10

15

20

Áramlási sebesség [m/s] DN 400

DN 600

DN 800

66


Pressure gradient (crude oil pipeline) Nyomásgradiens [bar/km]

25

20

15

10

5

0 0

2

4

6

8

10

Áramlási sebesség [m/s] DN 400

DN 600

DN 800

67


Pressure loss in crude oil pipeline (DN 400 L=60 km q=800 m3/h)

68


Pressure loss in crude oil pipeline (DN 400 L=60 km)

69


Total pressure required to pump liquid (DN 400 q=400 m3/h) 900 800 700

Head [m]

600 500 400 300 200 100 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Distance [km] Elevation

MOP

Head

70


Total pressure required to pump liquid (DN 400 q=400 m3/h) 70 60

Pressure [bar]

50 40 30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Distance [km] Elevation

MOP

Head

71


Total pressure required to pump liquid (DN 400 q=600 m3/h) 900 800 700

Head [m]

600 500 400 300 200 100 0 0

20

40

60

80

100

Distance [km] Head

MOP

Elevation

72


Net Positive Suction Head (NPSH) (crude oil pipeline)

Source: www.PipeFlow.co.uk

73


Gas bubbles within the fluid (cavitation) (crude oil pipeline) If a fluid which contains gas bubbles is allowed to move through a pump, it is likely that the pump will increase the pressure within the fluid so that the gas bubbles collapse. This will occur within the pump and reduce the flow of delivered fluid. The collapse of the gas bubbles may cause vibrations which could result in damage to the pipework system or the pump. This effect is known as cavitation. To avoid cavitation the pressure within the fluid must be higher than the fluid vapour pressure at all times. Net Positive Suction Head (NPSH) - NPSHa calculation The elements used to calculate NPSHa are all expressed in absolute head units. The NPSHa is calculated from: Fluid surface pressure + positive head – pipework friction loss – fluid vapour pressure or Fluid surface pressure - negative head – pipework friction loss – fluid vapour pressure Source: www.PipeFlow.co.uk

74


Increasing the NPSH available (crude oil pipeline) Many systems suffer from initial poor design considerations. To increase the NPSHa consider the following: a. Increase the suction pipe work size to give a fluid velocity of about 1 m/sec or 3 ft/sec b. Redesign the suction pipework to eliminate bends, valves and fittings where possible. c. Raise the height of the fluid container. d. Pressurise the fluid container, but ensure that the pressure in the container is maintained as the fluid level is lowered.


75


Gas bubbles within the fluid (cavitation) (crude oil pipeline)


76


Thank you for attention !

77

NATURAL GAS TRANSPORTATION Chapter 2

Recommend Documents