第2章 天然气水合物的形成及防止第3节综述.ppt

第三节 防止水合物形成的措施;一、防止水合物形成的措施; 由于水合物是一晶状固体物质，天然气中一旦形成水合物，极易在阀门、分离器入口、管线弯头及三通等处形成堵塞，严重时影响天然气的收集和输送，因此必须采取措施防止水合生成。通常在天然气集输系统采取加热法和注抑制剂法防止水合物形成。;二、加热法;三、注抑制剂法;天然气集输矿场主要采用有机抑制剂，这类抑制剂中又以甲醇、乙二醇和二甘醇最常使用。 抑制剂的加入会使气流中的水分溶于抑制剂中，改变水分子之间的相互作用，从而降低表面上水蒸气分压，达到抑制水合物形成的目的。广泛采用的醇类天然气水合物抑制剂的物理化学性质如表2-3-1所列。;项 目;（1）甲醇的特点;（2）液相甲醇的回收？;（3）甘醇类抑制剂;甘醇类抑制剂粘度较大，注入后将使系统压降增大，特别在有液烃存在时，操作温度过低将使造成分离困难，增加在液烃中的溶解损失和携带损失。溶解损失一般为 0.12～0.72L/m3液烃，多数为0.25L/m3液烃。对酸性气体，损失量约为非酸性气体的3倍。;2. 抑制剂的适用范围;3. 抑制剂浓度与温度降的关系 ; X—抑制剂最低富液浓度（质），%； Δt—水合物形成温度降（水合物形成温度与气流实际温度之差），℃； M—抑制剂的相对分子量； K—抑制剂常数， K取值：甲醇1297，乙二醇和二甘醇2220。 ;应当注意，由公式（2-3-1）计算所得的甘醇最低浓度须用图2-3-1进行校核。注入的甘醇凝固点必须远远低于系统的最低操作温度。甘醇类化合物虽不致凝结为固体，但在低温条件下将丧失流动性，应使富液浓度处于非结晶区，否则需提高液浓度。乙二醇水溶液的非结晶区是60%～80%浓度。;图2-3-1 甘醇水溶液的“凝固点”图;4. 抑制剂的注入量计算;（1） 甲醇注入量计算; Gm—甲醇注入量，kg/h； C—注入甲醇的浓度，%，常用100%； W—析出水量，kg/h； Gh—溶解于液烃中的甲醇量，kg/h； Gv—气相中甲醇量，kg/h。 ;天然气析出水量（kg/h） ;溶解于液烃中的甲醇量（kg/h）;气相中甲醇量（kg/h）;图2-3-2 α与压力和温度关系图;（2）甘醇注入量计算; Ge—甘醇注入量，kg/h； C—甘???的浓度，%，乙二醇取70%～80%，二甘醇取80%～90% ； W—析出水量，kg/h； Gl—溶解于液烃中的甘醇量，kg/h。;溶解于液烃中的甘醇量（kg/h）;5. 喷注甘醇的工艺流程;图2-3-2 低温分离和喷注甘醇的流程图