第2章天然气水合物的形成及防止第3节.ppt

1 第三节 防止水合物形成的措施 防止水合物形成的措施； 加热法； 注抑制剂法。 一、防止水合物形成的措施 向气流中加入抑制剂； 提高天然气的流动温度； 降低压力到水合物生成压力以下； 脱除天然气中的水分。 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 提高天然气节流前的温度，或敷设平行于采气管线的热水伴随管线，使气体流动温度保持在天然气的水露点以上，是防止水合物生成的有效方法。矿场常用的加热设备有套管加热器和水套加热炉。 节流后的温度要求比节流后的压力p2条件下水合物形成温度高3～5℃。 三、注抑制剂法 1. 抑制剂的种类和特性 可以用于防止天然气水合物生成的抑制剂分为有机抑制剂和无机抑制剂两类。 有机抑制剂有甲醇和甘醇类化合物； 无机抑制剂有氯化钠、氯化钙及氯化镁等。 有机抑制剂的种类 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。 （1）甲醇的特点 甲醇具有中等程度的毒性，可通过呼吸道、食道及皮肤侵入人体。甲醇对人中毒剂量为5～10ml，致死剂量为30ml。当空气中甲醇含量达到 39～65mg/m3浓度时，人在 30～60min内即会出现中毒现象。因此使用甲醇作抑制剂时应注意采取相应的安全措施。 （2）液相甲醇的回收？ 由于甲醇沸点低蒸气压高，更适用于较低的操作温度，一般喷注的甲醇蒸发到气相中的部分不再回收。液相甲醇溶液经蒸馏后可循环使用，在许多情况下回收液相甲醇并不经济，甲醇溶液不回收，废液的处理必须重视。如果甲醇用量较大，则应予以回收。 （3）甘醇类抑制剂 甘醇类抑制剂无毒，较甲醇沸点高，蒸发损失小，一般可回收再生重复使用。适用于处理气量较大的气井和集气站的防冻。除主要采用乙二醇外，有时也采用二甘醇和三甘醇。 （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 甲醇适用于气流温度不低于-85℃，且压力较高的场合； 当气流温度不低于-25℃，宜用二甘醇；当气流温度不低于-40℃，宜用乙二醇。 3. 抑制剂浓度与温度降的关系 当确定出水合物形成的温度降（Δt）后，可按哈默施米特（Hammerschnidt）公式计算液相中必须具有的抑制剂浓度X（质量百分浓度）。 式(2-3-1)中符号的物理意义 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。 使用式(2-3-1)的注意问题 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，否则需提高富液浓度。乙二醇水溶液的非结晶区是60%～80%浓度。 4. 抑制剂的注入量计算 注入天然气的抑制剂量有三部分： 与液态水混合成为抑制剂水溶液称为富液； 与气体混合形成蒸发损失； 溶解于液态烃中。 对甲醇因沸点低，需要考虑气相蒸发量；对于甘醇因沸点高一般不考虑气相中的量。 （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。 （1） 甲醇注入量计算 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） （2）甘醇注入量计算 Ge—甘醇注入量，kg/h； C—甘醇的浓度，%，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。 （2）甘醇注入量计算 溶解于液烃中的甘醇量（kg/h） 5. 喷注甘醇的工艺流程 目前国内外普遍采用低温分离并同时喷注甘醇的工艺流程。如图2-3-2所示