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Three Dimensional Investigation of Hydrate Formation in Natural · PDF file...

Date post:23-May-2020
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  • Three Dimensional Investigation of Hydrate Formation in Natural Gas Pipelines

    Dissertation

    Submitted to the Department of Mineral Resources and Petroleum Engineering and the Committee on Graduate Studies of

    Montanuniversität Leoben, Austria In Partial Fulfilment of the Requirements for the Degree of

    Doktor der Montanistischen Wissenschaften

    Author:

    Muhammad Naseer

    Supervisor:

    A.o. Univ.Prof. Dipl.Ing.Dr. Wilhelm Brandstätter

    May,2012

  • i

    Dedication

    To my parents who instilled in me a passion to improve always, to my wife who has always been understanding and supportive during my tenure here and to my daughters Musabbeha and Haadya.

  • ii

    Affidavit

    I declare in lieu of oath, that I wrote this thesis and performed the associ- ated research myself, using only literature cited in this volume.

    Muhammad Naseer

  • iii

    Abstract

    Gas hydrates can undermine the flow assurance programs by blocking the pipelines. The stoppage in the production results in wastage of time and re- sources. A gas pipeline may pass through regions with topographic variations and elevation differences. In winters the ground temperatures may fall re- sulting in colder pipelines walls. If water vapour concentration in the natural gas mixture is such that temperature of the gas at the walls falls below the saturation temperature, condensation of water vapour may ensue. The con- densed water flows along the pipe and tends to accumulate at the bottom section of the pipe. In addition to being accumulated at the bottom section of the pipeline, the water also gets entrapped at the sagging/ uphill sections, or trap-like portions of the pipelines. During the winter season, the deposition may be at different sections along the pipeline separated by large distances. The deposits may be circumferential and axial, reducing the effective flow rate of the gas. At the start of summers or during transient pipeline operations, the deposited hydrates may sloughen at the walls and travel along the pipe to eventually get trapped at pipe bends (for example) plugging the cross-section completely. The deposition in this manner has an appearance of packed ice [1].

    While one dimensional (1-D) Computational Fluid Dynamics (CFD) codes can identify the hydrate prone zones along the length of the pipeline, the effects of condensation, hydrate formation and deposition along axial-radial directions (growth morphology) can only be ascertained with a three-dimensional (3-D) analysis. However, hydrate formation, deposition and blockage are complex multifaceted phenomena and require a synergistic approach, including various submodels to capture the whole phenomenon in totality. The work presented is an effort to model the mechanisms that lead to hydrate formation so that temporal and spatial phenomena related to hydrate formation can be under- stood. This in turn can help to ascertain critical sections of the pipe line with respect to hydrate deposition and blockage.

  • iv

    Kurzfassung

    Gashydrate sind Einschlussverbindungen (Clathrate), die aus verschiede- nen Gasen und Wasser bestehen. Sie sind fest und weisen eine Eis ähnliche Struktur auf. Methangashydrate können in kalten Regionen in Produktion- sanlagen gebildet werden und unter Umständen die Flow Assurance, d.h. die Kontinuität der Förderung beinträchtigen. Im schlimmsten Fall werden durch Gashydrate Piplinesektoren blockiert und die Produktion kommt zum Still- stand.

    Gaspipelines verlaufen meist über Hunderte von Kilometern durch ver- schiedene Geländeformen, die Höhenunterschiede aufweisen. Am Beginn der Hydratbildung steht die Kondensation von im Erdgas befindlichem Wasser. In der kalten Jahreszeit können die Wandtemperaturen unter die Tau punk- tstemperatur des Erdgases fallen und begünstigt durch den in der Pipeline vorherrschenden Druck kann die Kondensation von Wasser einsetzen. Dieses Wasser sammelt sich dann in den tieferen Bereichen einer Pipeline zwischen fallenden und aufsteigenden Leitungsabschnitten. In diesen Bereichen, die oft große Distanzen von einander entfernt sein können, kann nun Hydratbil- dung einsetzen. Die entstehenden Hydrate lagern sich zunächst sichelförmig und in weiterer Folge ringförmig entlang der Piplinewände an. Sie bewirken damit eine Reduktion des Leitungsquerschnittes und führen daher zu einer Verringerung der Produktionsrate.

    Wenn zu Sommerbeginn die Temperaturen wieder ansteigen oder während transienter Förderprogramme können sich die an den Wänden abgelagerten Hydrate ablösen und mit dem strömenden Gas weiterbewegen. Dadurch besteht die Gefahr, dass feste Hydratgebilde in gewissen Sektionen einer Pipeline (z.B. in Rohrkrümmern) akkumulieren und diese vollständig blockieren. Dies kann einen Totalausfall der Produktion bewirken.

    Ziel der vorliegenden Arbeit war es, die bei der Hydratbildung auftretenden Prozesse in einem Simulationsmodell abzubilden und ein tieferes Verständnis für die dabei ablaufenden komplexen physikalischen Phänomene zu entwickeln. Die in der Leitungssimulation häufig verwendeten eindimensionalen (1D) Mod- elle erlauben lediglich die Identifikation von Sektionen innerhalb einer Pipeline in denen die Gefahr von Hydratbildung besteht. Diese Modelle versagen je- doch, wenn das Wachsen der Hydratzone in Piplinequerschnitten und in der Strömungsrichtung simuliert werden soll. Daher wurde erstmals versucht mit

  • v

    Hilfe von instationären dreidimensionalen (3D) Simulationen mehr Licht in den Vorgang der Methanhydratbildung zu bringen. Die Modellierung der Bil- dung und Ablagerung sowie gegebenenfalls die Blockierung von Leitungsab- schnitten durch Hydrate erfolgte dabei mit Hilfe von Sub-Modellen, die in ein kommerzielles Computational Fluid Dynamics (CFD) Programm integriert wurden. Aufgrund des enormen Rechenaufwandes und der vorhandenen Com- puterkapazitäten war die Berechnung von Blockierungsvorgängen in Pipelines durch Hydrate nur eingeschränkt möglich. Die Simulationen betreffend Bil- dung und Wachsen von Hydraten ergaben jedoch neue Erkenntnisse, die in der Arbeit ausführlich beschrieben werden.

  • vi

    Acknowledgements

    I would like to highly appreciate and acknowledge Professor Wilhelm Brandstätter for giving me an opportunity to carry out research in the field of Computational Fluid Dynamics. His diligent, consistent supervision made it possible for me to achieve this feat. His huge breadth and depth of knowledge always helped me steer in the right direction. He has always demonstrated patience and encouraged me to develop my skills. He has also always supported me regarding any problem that I have shared with him. I cannot find enough words to thank him

    I like to thank Professor Herbert Hofstätter for showing his concern and providing an open and friendly environment required for the research. I would like to thank Professor Ruthammer for his painstaking efforts to ensure liaison with the industry in order to provide an input. I thank my colleagues Petr Vita, Gebhard Kastner, Ries Bouwman, Johannes Leixnering, Claudia Gruber and Michael Klug to provide their ever ready help through their expertise and cooperation. I also acknowledge the efforts of Miss Irene Jauck for her help and support regarding administrative matters. I would avail the opportunity to thank OEAD Austria for the efforts regarding the administrative aspects. Last but not the least, I thank my wife Sobia for being supportive and understanding and my daughters Musabbeha and Haadya.

  • Contents

    1 Overview 1 1.1 Historical preview . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Areas of Hydrate Research and Development . . . . . . . . . . . 2

    1.2.1 Hydrates in the Oil and Gas industry . . . . . . . . . . . 3 1.2.2 Gas hydrates in nature . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1.2.3 New Applications . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

    1.2.3.1 Transportation and Storage of Natural gas . . . 4 1.2.3.2 CO2 separation from flue gas . . . . . . . . . . 5 1.2.3.3 Excess electrical energy storage . . . . . . . . . 5 1.2.3.4 Sea Water De-salination . . . . . . . . . . . . . 6

    1.2.4 Environmental issues . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 1.3 Thesis Outline . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

    2 Introduction 8 2.1 What are hydrates? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 2.2 Hydrate Structures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

    2.2.1 Crystalline Structure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 2.2.2 Hydrate cavities . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

    2.3 Hypotheses regarding Hydrate Initiation . . . . . . . . . . . . . 13 2.4 Hydrate properties . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

    2.4.1 Density of Gas Hydrates . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 2.4.2 Heat of Hydrate Formation . . . . . . . . . . . . . . . . 15

    2.5 Ascertation of Equilibrium Conditions for Hydrate Formation . 16 2.5.1 Early Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

    2.5.1.1 Equilibrium Curves for Individual Phases . . . 16 2.5.1.2 Gas gravity method . . . . . . . . . . . . . . . 17 2.5.1.3 Distribution Coefficient (K factor) method . . . 18 2.5.1.4 Baillie-Wichert Method . . . . . . . . . . . . . 20

    2.5.2 Modern Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 2.6 Hydrate Kinetics . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

    2.6.1 Time Dependent Behaviour . . . . . . . . . . . . . . . . 21

    vii

  • CONTENTS viii

    3 Phase

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