天然气水化物的形成及防止.ppt

二、提高天然气流动温度，防止水合物生成 提高节流阀前天然气的温度，或者敷设平行于集气管线的热水伴随管线，使气体流动温度保持在水合物的生成温度以上也可防止天然气水合物的生成。矿场加热天然气常用的设备有饱和蒸汽逆流式套管换热器和水套加热炉。 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℃。 这是最积极的方法。尤其是对于天然气的深冷分离过程，由于天然气温度特别低，因而只有采用脱水的办法来解决水合物生成的问题。 （三）天然气脱水 4. 经验公式法 （1) 波诺马列夫(г.в. пономарев方法) 波诺马列夫对实验数据整理，得出不同气体相对密度下计算天然气水合物生成条件的公式： T273K： 式中： T——水合物形成温度，K； P——水合物形成压力，MPa。 系数B，B1可根据气体相对密度从表查得。 （2） 水合物P-T图回归公式 P=10-3×10P* 式中，P*与气体相对密度有关，由以下回归公式确定： ?=0.6 P*=3.009796+5.284026×10-2t-2.252739×10-4t2+1.511213×10-5t3 ?=0.7 P*=2.814824+5.019608×10-2t-3.722427×10-4t2+3.781786×10-6t3 ?=0.8 P*=2.704426+0.0582964t-6.639789×10-4t2+4.008056×10-5t3 ?=0.9 P*=2.613081+5.715702×10-2t-1.871161×10-4t2+1.93562×10-5t3 ?=1.0 P*=2.527849+0.0625t-5.781353×10-4t2+3.069745×10-5t3 式中： P——压力，MPa； t——温度，℃。 目前，有许多商用软件可以用于天然气水合物生成条件预测，如：Hyprotech公司的HYSIM、HYSYS，DB.Robinson Associates Ltd的EQUI-PHASE HYDRATE软件。 2．5 气体水合物的防止 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。 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。 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。 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2-1所列。 表2-1 常用抑制剂的物理化学性质 项 目 甲醇 乙二醇 二甘醇 相对分子量 32.04 62.1 106.1 密度，g/cm3(25℃) 0.7928 (20℃) 1.110 1.113 冰点(沸点)， ℃ -97.8(64.7) -13(197.3) -8(244.8) 粘度，mPa·s(25℃) 0.5945 (20℃) 16.5 28.2 毒性与状态 无色易燃有中等 毒性 无色无毒有甜味 液体 无色无毒甜味、粘稠液体 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。 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。 一、用抑制剂防止天然气水合物形成 广泛使用的天然气水合物抑制剂有甲醇和甘醇类化合物，如甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇。所有这些化学抑制剂都可以回收和再次循环使用，但在大多数情况下，回收甲醇的经济性是很差的。 甲醇由于沸点较低，宜用于较低温度的场合，温度高时损失大，通常用于气量较小的井场节流