NATURAL GAS TRANSPORTATION Chapter Prof. dr. László Tihanyi
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?
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 Pc GHV NHV K bar MJ/m 3 MJ/m 3 Methane CH 4 6.043 90.58 46.04 37.746 34.04 Ethane C H 6 30.069 305.4 48.80 66.645 6.003 Propane C 3 H 8 44.096 369.8 4.50 95.964 88.355 I-Butane C 4 H 0 58.3 408.4 36.48 5.837 6.85 N-Butane C 4 H 0 58.3 45.8 37.97 6.73 7.039 Carbon-dioxide CO 44.00 304.30 73.8 -- -- Nitrogen N 8.03 6.30 33.99 -- -- 6
Density of natural gas Density, kg/m 3 0 00 80 60 40 0 0 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 7
Viscosity of natural gas Viscosity, cp*000 5 4 3 0 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 8
Isentropic exponent of natural gas Isentropic exponent,,9,7,5,3, 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 9
Specific heat of natural gas Specific heat, kj/kg. o C 4 3,5 3,5 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 0
Specific heat of natural gas Specific heat, kj/kg. o C 4 3,5 3,5-0 0 0 0 30 40 Temperature, o C 0 bar 0 bar 30 bar 40 bar 50 bar 60 bar 70 bar 80 bar 90 bar 00 bar
Compressibility factor of natural gas Compressibility factor 0,9 0,8 0,7 0,6 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc]
Compressibility factor of natural gas 3
Joule-Thomson coefficient of natural gas 0,6 Joule-Thomson coefficient, o C/bar 0,5 0,4 0,3 0, 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 4
Acoustic velocity of natural gas Acoustic velocity, m/s 470 450 430 40 390 370 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 5
Critical pressure ratio Critical pressure ratio 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Pressure, bar -0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 0 [oc] 30 [oc] 40 [oc] 6
Phase envelope of C3 C4 7
Phase envelope of C3 C4 8
Dew-point of natural gas 9
Transmission capacity Single line 60.0 35.0 359 359 00% 60.0 35.0 4 6% 65% 00 67.8 00 00% : Pressure (bar) : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction 0
Transmission capacity Single line
Transmission capacity Single line 60.0 35.0 359 359 00% 60.0 35.0 60.0 477 477 4% 4% 954 67.8 00 00% : Pressure (bar) : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction
Transmission capacity Single line 3
Transmission capacity Single line 55.0 30.0 35 35 00% 55.0 30.0 398 98 6% 63% 00 67.8 00 00% : Pressure (bar) : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction 4
Transmission capacity Single line 55.0 30.0 35 35 00% 55.0 30.0 55.0 445 445 4% 4% 890 67.8 00 00% : Pressure (bar) : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction 5
Transmission capacity Single line with UGS 6.0 35.0 UGS 6
Transmission capacity Single line with UGS 7
Available transmission capacity Reference situation 80.0 80.0 00 00 00% 00% 400 00% 49.0 67.8 00 00% : Pressure (bar) : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction Source: GTE-Capacity, 3rd Madrid Forum, October 00 8
Available transmission capacity Intermediate off-takes Off-take 80.0 80.0 000 67% 000 Off-take 800 50% 000 000 83% 800 67% 800 75% 67.8 : Pressure (bar) 49.0 00 00% : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction Source: GTE-Capacity, 3rd Madrid Forum, October 00 9
Available transmission capacity Reverse flow Off-take 80.0 49.0 350 3% 000 Off-take 050 88% 000 350 9% 050 7% 700 7% 67.8 : Pressure (bar) 80.0 00 00% : Gas flow rate (000 m3/h)) : percent of reference capacity : Flow direction Source: GTE-Capacity, 3rd Madrid Forum, October 00 30
Transmission capacity DN 750, 00 km Flow rate [0 3 m 3 /h] 550 500 450 400 350 300 0 4 8 6 0 4 Hours [h] Entry node Exit node Steady-state Source: GTE Balancing and Storage Report, 4th Madrid Forum, July 00 3
Transmission capacity DN 750, 00 km Pressure, bar 70 65 60 55 50 45 40 35 0 4 8 6 0 4 Hours [h] p(tr) p(tr) p(s-s) p(s-s) Source: GTE Balancing and Storage Report, 4th Madrid Forum, July 00 3
Transmission capacity Difference between steady-state and transient flow Flow rate [0 3 m 3 /h] 00 000 800 600 400 00 0 0 50 00 50 00 50 300 Pipe length [km] Steady-state Transient Source: GTE Balancing and Storage Report, 4th Madrid Forum, July 00 33
Transmission capacity Commercial interpretation S Booked capacity 70 70 70 C 00 C 00 Booked capacity 00 S 70 Actual flow 34
Natural gas engineering Basic problems Pressure drop calculation Basic equation p p = i j K ij q ij where K = 4p n πt n f D z T M L 5 R d P DN 400 L, T, M p = p 4pn πtn f D zt M L q R d 5 i n 35
Natural gas engineering Basic problems What is the discharge pressure? P = 55 bar(g) P =? DN 400 L = 65 km T=5 o C M=6,44 kg/kmol p = 4*, 03 0, 0* 0, 90* 78, 5* 6, 44* 65000 50000 56 * 5 (, 03) π* 88, 5 834, 4* 0, 39 3600 p = 43. 73 bar(abs.) 4. 7 = bar(g) p =. 8 bar 36
Natural gas engineering Basic problems What is the discharge pressure? P = 45 bar(g) P =? DN 400 L = 65 km T=5 o C M=6,44 kg/kmol p = 4*, 03 0, 0* 0, 95* 78, 5* 6, 44* 65000 50000 46 * 5 (, 03) π* 88, 5 834, 4* 0, 39 3600 p = 9. 3 bar(abs.) 8. 30 = bar(g) p =6. 70 bar 37
Natural gas engineering Basic problems What is the gas flow? P = 55 bar(g) DN 400 L = 65 km T=5 o C M=6,44 kg/kmol P = 40 bar(g) q n = 4*, 03 π* 88, 5 ( 56, 03 4, 03 ) 0, 0* 0, 903* 785, * 6, 44* 65000 5 834, 4* 0, 59 q n = 45. 35 m3/ s = 635 m3 38
39 Average pressure Average pressure Pressure at a mid-point ( ) ( ) 3 3 avg. p p p p 3 p = + + = avg. p p p p p p 3 p x L p p x p p x x = L x p L x L p p x + =
Pressure along the pipeline Presure [bar] 70 60 50 40 30 0 0 0 0% 0% 40% 60% 80% 00% Pipe length p=40 p=30 p=0 Pav.(60-40) Pav.(60-30) Pav.(60-0) 40
Pressure along the pipeline 0,0% 70-0,5% 65 -,0% -,5% -,0% -,5% -3,0% 60 55 50 45 40 Pressure, bar -3,5% 35-4,0% 30 60 55 50 45 40 35 30 Pressure at exit point, bar Pressure at entry point Quadratic mean Arithmetic mean Difference 4
Natural gas engineering Basic problems Convert the actual gas volume to standard conditions. Actual volume at P and T Standard volume at P n and T n V n = V p p n T n T z n z P n =.03 bar T n = 73.5 K P n = 4.696 psi T n = 60 F 4
Natural gas engineering Basic problems Line-pack calculation Calculate the average pressure p avg. = p 3 + p p p p + p Convert the actual gas volume to standard conditions V n = V p p p avg. n Tn T z z n P L P DN 400 T 0. 38* 0. 38* 3. 4 V p = * 60000 = 4 6876. 5 m3 43
Natural gas engineering Basic problems What is the line-pack? P = 55 bar(g) DN 400 L = 60 km T=5 o C P = 40 bar(g) 56. 03* 4. 03 avg = ( 56. 03 + 4. 03) = 48. 90 3 ( 56. 03 + 4. 03) p. bar(abs.) 48. 90 88. 5. 0 V n = 6876. 5* * * = 385. 7 m3. 03 78. 5 0. 90 44
Temperature drop Temperature drop where k* - W/(m.K) k - W/(m.K) T = T t + Lk ( T T ) exp t k q = m c k d π Average temperature T avg. = T t + qmc Lk L k ( T T ) exp t q m c 45
Temperature calculation What is the discharge temperature? T = 40 o C T s =5 o C q n =75 0 3 m 3 /h T =? DN 400 L = 50 km k*=3 W/(m.K) M=6,44 kg/kmol 50000 *,44 T = 5 + ( 40 5) * exp = 6, 4 o C 4,48 * 600 4,48 * 600 50000 *,44 T 5 + * = 50000 *,44 4,48 * 600 ( 40 5) * exp 5, 4 = o C 46
Flowing temperature along the pipeline Temperature [ o C] 45 40 35 30 5 0 5 0 5 0 0 0 0 30 40 50 Pipe length [km] Soil 00% 00% 300% Tavr. (00%) Tavr. (00%) Tavr. (300%) 47
48 Temperature calculation in a network Elementary network T q T T 3 q 3 T 3 T q T ( ) ( ) ( ) ( )( ) t 3 b b t b b b t t T T c q c q c q T T c q T T c q T T c q + + = + +
Friction factor formulas Weymouth equation Panhandle A Panhandle B IGT equation f = D f = D f = D f = D 4 / 6 (,8 d ) 4 0.0735 ( 6,87N ) E Re 4 0.096 ( 6,49N ) E 4 Re 0. ( 4,69 N ) E Re Colebrook f D =,5 lg NRe f D + k 3,7d 49
Moody diagram 0, Friction factor 0,0,E+0,E+03,E+04,E+05,E+06,E+07,E+08,E+09,E+0 Reynolds-number Lamináris k/d=0.05 k/d=0.0 k/d=0.00 k/d=0.0005 k/d=0.000 k/d=0.00005 50
Moody diagram 5
Moody diagram Colebrook - Weymouth 0, Friction factor 0,0,E+0,E+03,E+04,E+05,E+06,E+07,E+08,E+09,E+0 Reynolds-number Lamináris k/d=0.05 k/d=0.0 k/d=0.00 k/d=0.0005 k/d=0.000 k/d=0.00005 W-400 W-600 W-800 5
Moody diagram Colebrook Panhandle A 0, Friction factor 0,0,E+0,E+03,E+04,E+05,E+06,E+07,E+08,E+09,E+0 Reynolds-number Lamináris k/d=0.05 k/d=0.0 k/d=0.00 k/d=0.0005 k/d=0.000 k/d=0.00005 Panhandle A 53
Moody diagram Colebrook - IGT 0, Friction factor 0,0,E+0,E+03,E+04,E+05,E+06,E+07,E+08,E+09,E+0 Reynolds-number Lamináris k/d=0.05 k/d=0.0 k/d=0.00 k/d=0.0005 k/d=0.000 k/d=0.00005 IGT 54
Pressure drop along the pipeline Colebrook Weymouth DN 600, 00 km Pressure drop [bar] 50 40 30 0 0 0 0 00 00 300 400 Gas flow rate [0 3 m 3 /h] Dp(C-W) Dp(W) 55
Pressure drop along the pipeline Colebrook Panhandle A DN 600, 00 km Pressure drop [bar] 0 5 0 5 0 0 00 00 300 400 Gas flow rate [0 3 m 3 /h] Dp(C-W) Dp(PA E=0,9) Dp(PA E=,0) 56
Pressure drop along the pipeline Colebrook IGT DN 600, 00km Pressure drop [bar] 0 5 0 5 0 0 00 00 300 400 Gas flow rate [0 3 m 3 /h] Dp(C-W) Dp(IGT E=0,9) Dp(IGT E=,0) 57
Pressure drop along the pipeline Colebrook White DN 600, 00km Pressure drop [bar] 40 35 30 5 0 5 0 5 0 0 00 00 300 400 Gas flow rate [0 3 m 3 /h] Dp(k/d=0) Dp(k/d=0,000) Dp(k/d=0,0007) Dp(k/d=0,00) 58
Petroleum engineering Basic problems Pressure drop calculation Basic equation p p = i j K ij q 8 f D ρl where K ij = 5 π d P DN 400 L, ρ 59
Hydraulics of parallel pipes d v q L p p d v q L Equivalent diameter e ( 5 / 5 / d d ) / 5 d = + Gas flow ratio Velocity ratio q = q v = v d d 5 5 d d 60
Capacity enlarging with looping d q X d q = q + q (L-X) p p d q X Basic equations q0 p p = K 5 d L q q p p = K x + K 5 5 d d ( L x) q q 0 = + B x L where B = + d d 5 / 6
6 Capacity enlarging with replacing d q X p p d q (L-X) Basic equations 0 5 q d L K p p = ( ) 5 5 q d x L K q d x K p p + = d d L x q q 5 0 + =
Looping (old pipe DN 400, new pipe DN 400) 0% Capacity increment 00% 80% 60% 40% 0% 0% 0% 0% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 00 % x/l 63
Looping (old pipe DN 400, new pipe DN 600) 350% Capacity increment 300% 50% 00% 50% 00% 50% 0% 0% 0% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 00 % x/l 64
Replacing (old pipe DN 400, new pipe DN 600) Capacity increment 00% 80% 60% 40% 0% 00% 80% 60% 40% 0% 0% 0% 0% 0% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 00 % x/l 65
Pressure gradient (gas pipeline),8,6 Nyomásgradiens [bar/km],4,,0 0,8 0,6 0,4 0, 0,0 0 5 0 5 0 Áramlási sebesség [m/s] DN 400 DN 600 DN 800 66
Pressure gradient (crude oil pipeline) 5 Nyomásgradiens [bar/km] 0 5 0 5 0 0 4 6 8 0 Áramlási sebesség [m/s] DN 400 DN 600 DN 800 67
Pressure loss in crude oil pipeline (DN 400 L=60 km q=800 m 3 /h) 68
Pressure loss in crude oil pipeline (DN 400 L=60 km) 69
Total pressure required to pump liquid (DN 400 q=400 m 3 /h) 900 800 700 600 Head [m] 500 400 300 00 00 0 0 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Distance [km] Elevation MOP Head 70
Total pressure required to pump liquid (DN 400 q=400 m 3 /h) 70 60 50 Pressure [bar] 40 30 0 0 0 0 0 0 30 40 50 60 70 80 90 00 Distance [km] Elevation MOP Head 7
Total pressure required to pump liquid (DN 400 q=600 m 3 /h) 900 800 700 600 Head [m] 500 400 300 00 00 0 0 0 40 60 80 00 Distance [km] Head MOP Elevation 7
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 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. Source: www.pipeflow.co.uk 75
Gas bubbles within the fluid (cavitation) (crude oil pipeline) Source: www.pipeflow.co.uk 76
Thank you for attention! 77