水合物形成与防止课件

水合物形成与防止重庆科技学院石油与天然气工程学院制作水合物形成与防止重庆科技学院石油与天然气工程学院制作1主要内容预防水合物形成的方法天然气中水汽的含量水合物的形成条件形成气体水合物温度或压力的确定概述水合物形成处理方法主要内容预防水合物形成的方法天然气中水汽的含量水合物的形成条一、概述定义气体水合物：是水与轻烃、CO2及H2S等小分子气体形成的非化学计量型笼形晶体化合物(clathratehydrates),或称笼型水合物。天然气水合物：是一种由水分子和碳氢气体分子组成的结晶状固态简单化合物（M·nH2O）一、概述定义一、概述水分子笼天然气分子水分子天然气水合物模型一、概述水分子笼天然气分子水分子天然气水合物模型一、概述从井筒清出的水合物形成地点

流体流向发生突变、管线截面积发生突变以及压力温度急剧变化的地方都可能形成水合物，如井下油嘴、阀门、法兰、油嘴等。一、概述从井筒清出的水合物形成地点一、概述现场取样的水合物一、概述现场取样的水合物一、概述节流阀内堵塞着大量的水合物一、概述节流阀内堵塞着大量的水合物一、概述节流阀内堵塞着大量的水合物一、概述节流阀内堵塞着大量的水合物一、概述外形：如冰雪状，通常呈白色。结晶体以紧凑的格子构架排列，与冰的结构非常相似。表1甲烷天然气水合物和冰的性质（引自Sloan和Makagon，1997）性质甲烷天然气水合物泥沙沉积物中的海底甲烷天然气水合物冰硬度（Mohs）剪切强度(MPa)剪切模量密度(g/cm3)声学速率(m/s)热容量(kJ/cm3)-273K热传导率(W/m·K)电阻率(kΩ·m)2-4

2.40.9133002.30.55712.2

>13800≈20.5100473.90.91735002.32.23500一、概述外形：如冰雪状，通常呈白色。结晶体以紧凑的格子构架一、概述水合物的危害水合物在管道中形成，会造成堵塞管道、减少天然气的输量、增大管线的压差、损坏管件等危害，导致严重管道事故；水合物是在井筒中形成，可能造成堵塞井筒、减少油气产量、损坏井筒内部的部件，甚至造成油气井停产；水合物是在地层多孔介质中形成，会造成堵塞油气井、减低油气藏的孔隙度和相对渗透率、改变油气藏的油气分布改变地层流体流向井筒渗流规律，这些危害使油气井的产量降低。一、概述水合物的危害二、天然气中水汽的含量水汽含量的表示方法绝对湿度：每一立方米天然气中所含的水汽量（克数），用w表示饱和含水汽量：饱和状态时一立方米体积内的水汽含量用ws表示。w<ws

；w

=

ws相对湿度：

=w/ws

露点：一定条件压力下，与ws对应的温度值

水合物是在一定压力和温度下，天然气中的某些组分和液态水生成的一种不稳定的、具有非化合物性质的晶体。研究天然气中的含水气量对天然气水合物的预测及防止具有十分重要的意义。二、天然气中水汽的含量水汽含量的表示方法水合物是饱合水汽查图法（相对密度为0.6，不含氮气）饱合水汽查图法（相对密度为0.6，不含氮气）二、天然气中水汽的含量水汽含量的影响因素（饱和状态下）压力不变，温度愈高，水汽含量就愈多温度不变，压力升高，水汽含量减少分子量愈高，单位体积内的水汽含量就愈少含有氮气，水汽含量会减少含水量有二氧化碳和硫化氢，水汽含量增多二、天然气中水汽的含量水汽含量的影响因素（饱和状态下）二、天然气中水汽的含量校正因素相对密度：含盐量：酸性气体校正：>2100kPa时，标准校正：15℃

20℃二、天然气中水汽的含量校正因素二、天然气中水汽的含量二氧化碳水汽含量二、天然气中水汽的含量二氧化碳水汽含量二、天然气中水汽的含量硫化氢水汽含量二、天然气中水汽的含量硫化氢水汽含量二、天然气中水汽的含量例1：求在65.6℃（1500F）和20690kPa（3000psi）状态下，饱和天然气的含水量。查图得：约为1680kg（水）/106m3二、天然气中水汽的含量例1：求在65.6℃（1500F）和2三、天然气水合物的生成条件1、天然气水合物的分类天然气水合物有两种分类方法。石油天然气工业中的天然气水合物结构一般为Ⅰ型和Ⅱ型。天然气水合物的分类按产出环境按结构类型海底天然气水合物基地天然气水合物Ⅰ型Ⅱ型Ｈ型三、天然气水合物的生成条件1、天然气水合物的分类石油天然三、天然气水合物的生成条件2、天然气水合物的结构图1天然气水合物的晶体结构及气体种类与水合物结构类型三、天然气水合物的生成条件2、天然气水合物的结构图1天然气三、天然气水合物的生成条件3、气体水合物的相态图2

纯组分气体水H-水合物；G-气体烃；L2-液体烃L1-富水相；I-冰相图3混合气体水合物生成相图H-水合物；G-混合气体烃；O-临界点；L2-富烃液体相；L1-富水液体相；I-冰相三、天然气水合物的生成条件3、气体水合物的相态图2纯组分三、天然气水合物的生成条件图2表明：典型的纯气体组分所生成的水合物p-T相图。图中用实线画的曲线是三相轨迹线。AB线代表水合物(H)、纯气体烃(G)和冰(I)间的相平衡。BC线代表水合物(H)、纯气体烃(G)和富水相(L1)间的相平衡。CD线则代表水合物(H)、液烃(L2)相和富水相(L1)间的相平衡。如果水合物生成气是一混合气体，情况会变得稍复杂一些，这是由于水合物生成曲线可能与气体混合的相包络曲线相交（图3）。图中AB、BC和DE曲线对应于图2中的AB、BC和CD线，而在图3中的CD线上，则表示水合物(H)、气体烃(G)、富烃液体(L2)和富水液体(L1)呈平衡。三、天然气水合物的生成条件图2表明：典型的纯气体组分三、天然气水合物的生成条件4、水合物生成的动力学机理初始条件：压力和温度均当满足生成水合物的区值范围，但没有气体分子溶于水。图5水合物生成的动力学机理示图不稳定簇团：一旦气体进入水中，立即形成不稳定簇团。聚结:不稳定簇团通过面接触聚结，从而增加无序性。初始成核及生长：当聚结体的大小达到某临界值时，晶体开始生长。三、天然气水合物的生成条件4、水合物生成的动力学机理初始条件三、天然气水合物的生成条件初始条件：压力和温度均当满足生成水合物的区值范围，但没有气体分子溶于水。三、天然气水合物的生成条件初始条件：压力和温度均当满足生成三、天然气水合物的生成条件不稳定簇团：一旦气体进入水中，立即形成不稳定簇团。三、天然气水合物的生成条件不稳定簇团：一旦气体进入水中，立即三、天然气水合物的生成条件5、天然气水合物的生成条件水合物的生成除与天然气的组分、组成和游离水含量有关外，还需要一定的热力学条件，即一定的温度和压力。可用如下方程表示出水合物自发生成的条件:三、天然气水合物的生成条件5、天然气水合物的生成条件三、天然气水合物的生成条件生成水合物的第一个条件是

用逸度表示如下生成水合物的第二个条件是

三、天然气水合物的生成条件生成水合物的第一个条件是生成水合物三、天然气水合物的生成条件形成水化物气流速度和方向改变的地方，即气流的停滞区在节流阀、阀门关闭不严处液态水低温高压水合物形成的条件三、天然气水合物的生成条件形成水化物气流速度和方向改变在节流三、天然气水合物的生成条件概括起来讲，水合物的主要生成条件有：1)有自由水存在，天然气的温度必须等于或低于天然气中水的露点；2)低温，体系温度必须达到水合物的生成温度；3)高压。另外，高流速、压力波动、气体扰动、H2S和CO2等酸性气体的存在和微小水合物晶核的诱导等因素也可生成或加速天然气水合物的生成。在同一温度下，当气体蒸汽压升高时，形成水合物的先后次序分别是硫化氢→异丁烷→丙烷→乙烷→二氧化碳→甲烷→氮气。三、天然气水合物的生成条件概括起来讲，水合物的主要生成条件有三、天然气水合物的生成条件表2天然气组分形成水合物的临界温度名称CH4C2H4C3H8iC4H10nC4H10CO2H2S形成水合物临界温度，℃21.514.55.52.5110.029.0三、天然气水合物的生成条件表2天然气组分形成水合物的临界四、形成水合物的温度和压力确定预测天然气水合物生成条件温度或压力的方法比较多，而常用的大致可分为图解法、经验公式法、相平衡计算法和统计热力学法4大类。1.图解法图解法主要有根据密度曲线和节流曲线预测水合物生成条件的两种方法。(1)密度曲线法图解法在矿场实际应用中是非常方便和有效的一种方法。四、形成水合物的温度和压力确定预测天然气水合物生成条件温度或四、形成水合物的温度和压力确定(1)密度曲线法图解法图8水合物的压力和温度曲线1)每条曲线的左区是水合物生成区，右区是非生成区。2)压力越高，温度越低越易形成水合物。3)根据该图可大致确定天然气形成水合物的温度和压力。4)对含H2S的天然气误差较大，不宜使用。5)若相对密度在两条曲线之间，可采用内插法进行近似计算。四、形成水合物的温度和压力确定(1)密度曲线法图解法图8水四、形成水合物的温度和压力确定图6预测管道中一处形成水合物1-压降曲线；2-温降曲线；3-水合物形成温度曲线；4-生成水合物堵塞后的压降曲线例2：输气管道中水合物的形成的预测。天然气在管道中流动，随着压力、温度变化，有可能会形成水合物。设天然气的露点为Td，当天然气输入管道后，由于温度高于露点，气体未被水蒸气饱和，因此，当X<Xd

时没有水析出，也就不会形成水合物。四、形成水合物的温度和压力确定图6预测管道中一处形成水合四、形成水合物的温度和压力确定图7预测管道中两处形成水合物1-压降曲线；2-温降曲线；3-水合物形成温度曲线；4-生成水合物堵塞后的压降曲线四、形成水合物的温度和压力确定图7预测管道中两处形成水合物四、形成水合物的温度和压力确定天然气在开采、输送过程中，通过节流阀时将产生急剧的压降和膨胀，温度将骤然降低，如需判断在某一节流压力下是否形成水合物，可利用密度为0.6、0.7、0.8、0.9和1.0的天然气节流压降与水合物关系图。(2)节流曲线法四、形成水合物的温度和压力确定天然气在开采、输送过程四、形成水合物的温度和压力确定1）已知节流前后的压力，求不形成水合物节流前的温度。四、形成水合物的温度和压力确定1）已知节流前后的压力，求不形四、形成水合物的温度和压力确定四、形成水合物的温度和压力确定四、形成水合物的温度和压力确定2)已知节流压降，求节流温度降，判数是否形成水合物注意液态烃的含量将影响节流后的温度降每增加5.6m3（液态烃）/106m3，将减少2.8℃的温度降四、形成水合物的温度和压力确定2)已知节流压降，求节流温度四、形成水合物的温度和压力确定四、形成水合物的温度和压力确定四、形成水合物的温度和压力确定2.经验公式法(1)波诺马列夫法波诺马列夫对大量实验数据进行回归整理，得出不同密度的天然气水合物生成条件方程，当T>273.1K时当T≤273.1K时式中p—压力；T—水合物平衡温度，K；

B.B1—与天然气密度有关的系数，见表3。四、形成水合物的温度和压力确定2.经验公式法(1)波诺马列夫四、形成水合物的温度和压力确定表3B和B1系数表密度0.560.600.640.660.680.700.750.800.850.900.951.00B24.2517.6715.4714.7614.3414.0013.3212.7412.1811.6611.1710.77B177.464.248.646.945.644.442.039.937.936.234.533.1四、形成水合物的温度和压力确定表3B和B1系数表密度四、形成水合物的温度和压力确定例3已知天然气的摩尔组成如下表所示，求天然气在9.5574℃时的水合物生成压力。组分摩尔分数%C10.784C20.060C30.036C40.024N20.094CO20.002解：根据气体组成数据，求得气体相对密度：0.629由表3用内插法求得：

B=14.11，

B1=44.8

因T=273+9.5574=282.6>272K，

故p=1.9MPa四、形成水合物的温度和压力确定例3已知天然气的摩尔组成如下四、形成水合物的温度和压力确定(2)天然气水合物p-T图的回归法为了便于计算机应用，有人将密度在0.6~1.0之间的天然气水合物p-T图（图5）回归成了计算公式。若P、T分别表示图5中水合物生成线上任意点的压力和温度，则：四、形成水合物的温度和压力确定(2)天然气水合物p-T图的回四、形成水合物的温度和压力确定式中，P-气体压力，MPa；

p*-参考压力；

Δ

-气体密度；

T-气体温度，℃。四、形成水合物的温度和压力确定式中，P-气体压力，MPa；例4已知，，求生成水合物的压力。解：由上述式可得四、形成水合物的温度和压力确定若已知天然气的相对密度和温度，可选择上述合适的公式计算水合物形成压力。若已知相对密度和压力，可选择上述合适的公式进行迭代求得水合物形成温度。同样，相对密度在两曲线间也采用插值法求得。例4已知，四、形成水合物的温度和压力确定(3)其它经验公式下面这几个天然气水合物的预测公式是针对前苏联不同气田提出来的，对我们有一定借鉴作用，温度适用范围为0℃

~25℃。1.11lg7.140477.0602.0lg)01841.0(0381.04914.1lg0577.0891.0lg)00505.0(0497.0085.0lg22-=+=++=+=++=pTTpTTpTpTTp乌连戈伊气田：法国拉克气田：乌连戈伊气田：奥伦堡气田：舍别林斯基气田：四、形成水合物的温度和压力确定(3)其它经验公式1.11lg四、形成水合物的温度和压力确定(4)水合物生成条件预报的二次多项式天然气密度为0.6~1.1的多种天然气在压力低于30MPa时，生成水合物的条件方程为：式中：a—在T=273.1K时生成水合物的平衡压力；

K，β

—与与天然气密度有关的系数表4系数K和β与天然气密度的关系()()[

]b+-+-=21.2731.273lgTKTap相对密度0.560.60.70.80.91.01.1K0.0140.0050.00750.010.01270.0170.02β1.121.000.820.700.610.540.46四、形成水合物的温度和压力确定(4)水合物生成条件预报的二次四、形成水合物的温度和压力确定3.相平衡计算法Katz于1940年首先提出了一种当组成已知时基于气—固平衡常数来估算天然气水合物生成条件的方法，该法尤其适用于含有典型烷烃组成的无硫天然气，而对非烃含量多的气体及在压力高于6.9MPa的情况下，准确性较差。相平衡计算法的假设前提是：在天然气水合物的分解过程中，气体的相对密度逐渐增加，类似固体溶液。四、形成水合物的温度和压力确定3.相平衡计算法Katz于19四、形成水合物的温度和压力确定用相平衡常数来计算天然气水合物的生成条件：的平衡常数；组分在固相中摩尔分数；组分在气相中摩尔分数；组分iKiiXiiYiXiYiKi---------=四、形成水合物的温度和压力确定用相平衡常数来计算天然四、形成水合物的温度和压力确定对不同的气体，卡兹等人用实验测出了不同温度和压力下的平衡常数K值，并绘制了相应的曲线，同时也可应用相应的状态方程进行计算。对天然气混合物，生成的水合物应满足下式:四、形成水合物的温度和压力确定对不同的气体，卡兹等人用实验测四、形成水合物的温度和压力确定计算方法与多组分体系的露点计算法相类似。在给定压力下，确定水合物形成温度的步骤是：1)假定一水合物形成温度；2)对于每一组分确定各自的Ki值；3)对于每一组分计算yi/Ki；4)求值；5)若则重复1)～4)步至。对于已知温度，而需确定压力的步骤与前述一致，这一过程常常用表解的方式给出。当天然气中H2S浓度等于或大于30%时，则这种天然气形成水合物的温度大致与在纯H2S中形成水合物的温度相当。四.形成水合物的温度和压力确定四、形成水合物的温度和压力确定计算方法与多组分体系的露点计算四、形成水合物的温度和压力确定例5：计算27.6MPa压力下形成水合物的温度(组成及计算结果列于下表中)表5气体组成及其计算结果0.871.081.0000总计0.00无穷0.00无穷0.0063正戊烷0.001.220.000.720.0041正丁烷0.010.60.030.150.0041异丁烷0.00无穷0.070.250.0179丙烷0.051.220.080.730.0574乙烷0.811.050.900.950.8555甲烷0.000.50.000.30.000019硫化氢0.00无穷0.00无穷0.0403二氧化碳0.00无穷0.00无穷0.0144氮Yi/KiKiYi/KiKi26.721摩尔分数组分四、形成水合物的温度和压力确定例5：表5气体组成及其计算结四、形成水合物的温度和压力确定4.统计热力学算法巴尔列尔和斯丘阿尔特根据严格的统计热力学原理,推导出了预测天然气水合物生成条件的统计热力算法,其方程的一般形式为:其中：四、形成水合物的温度和压力确定4.统计热力学算法四、形成水合物的温度和压力确定对指定结构的水合物,LnZ是温度和压力的函数。当p≤5MPa时，压力对LnZ的影响非常小，关系式可令人满意地用两个三项式方程(误差约为3.5%)来表示四、形成水合物的温度和压力确定对指定结构的水合物,Ln四、形成水合物的温度和压力确定对不含H2S的天然气,lgZ可用下式求解：当p>

6.9MPa时：lgZ＝8.9751-0.03303965T当p<

6.9MPa时：lgZ＝3.5151705-0.01436065T而θA1和θA2

分别为气体Ａ在水合物大、小腔的填充程度，可表示为式中I------水合物大小两种空腔；

J------天然气组成；

Cij------i孔穴J组分的兰格缪尔系数，Cij=exp(Aij-BijT)其中的Aij-Bij见表６所示四、形成水合物的温度和压力确定对不含H2S的天然气,lg四、形成水合物的温度和压力确定表６组分与Aij和Bij的关系表组分小空穴大空穴A1jB1jA2jB2jC16.04990.028446.29570.02845C29.48920.0405811.94100.4180C3-43.67000.000018.27600.04661C4-43.67000.000013.69420.02773N23.24850.026227.55900.02448CO223.03500.0903725.27100.09781H2S4.92580.009342.40300.00633四、形成水合物的温度和压力确定表６组分与Aij和Bij的关系四、形成水合物的温度和压力确定例6，某油田凝析气组分含量如表7所示。表7某油田凝析气组成组分摩尔分数(%)组分摩尔分数(%)CH473.003nC8H180.6C2H48.04iC8H180.54C3H84.28C+67.53n-C4H101.5N20.64i-C4H100.73CO23.11实例分析四、形成水合物的温度和压力确定例6，某油田凝析气组分含量四、形成水合物的温度和压力确定按前面所述方法对水合物生成温度进行了拟合，并与实测数据进行了对比，如图8所示。由图可知计算结果与实测数据是非常接近的。图8某油田凝析气水合物形成曲线四、形成水合物的温度和压力确定按前面所述方法对水合物五、预防水合物的方法水化物的预防水化物形成压力水化物形成温度计算方法选择方法计算及结论计算及结论放喷最低温度计算方法计算及结论生产过程中的预防方法关井过程中的预防方法投产过程中的预防方法五、预防水合物的方法水化物的预防水化物水化物计算选择计算及结五、预防水合物的方法水合物若在井底、井口针形阀、场站设备或集输管线中生成，会降低气井产能，严重地影响正常生产，甚至造成停产事故。因此，如何防止水合物的生成是采气工艺中应该研究的问题。如前所述，天然气中含水分是生成水合物的内在因素。因此，脱除天然气的水分是杜绝水合物生成的根本途径。五、预防水合物的方法水合物若在井底、井口针形阀、场站设备或集五、预防水合物的方法为了防止天然气生成水合物，一般有四种途径：1)提高天然气的流动温度；2)降低压力至给定温度时水合物的生成压力以下；3)脱除天然气中的水分；4)向气流中加入抑制剂(阻化剂)。其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水，而最常用的办法则是向气流中加入各种抑制剂。五、预防水合物的方法为了防止天然气生成水合物，一般有四种途径五、预防水合物的方法加热提高天然气流动温度是防止生成水合物和排除已生成的水合物的方法之一。这就是在维持原来的压力状态下使输气管道中的天然气的温度高于生成水合物的温度，如图9所示。但这一方法不适用于干线输气管道中，因为消耗能量大，而且如前所述，冷却气体是增加输气管道流量的一个有效方法，特别是对于压缩机站数较多的干线输气管道。1.提高天然气流动温度天然气加热炉五、预防水合物的方法加热提高天然气流动温度是防止生成水合物和五、预防水合物的方法加热方法通常在配气站采用，因为那里经常需要较大幅度地降低天然气的压力，由于节流效应会使温度降得很低，从而使节流阀、孔板等发生冻结。1—压降曲线；2—加热后的温降曲线；3—生成水合物温度曲线；4—温降曲线图9用加热的方法防止生成和排除已生成的水合物五、预防水合物的方法加热方法通常在配气站采用，因为那五、预防水合物的方法天然气加热方法蒸气加热法五、预防水合物的方法天然气加热方法蒸气加热法五、预防水合物的方法天然气加热方法水套炉加热法五、预防水合物的方法天然气加热方法水套炉加热法五、预防水合物的方法降低压力防止生成水合物的方法就是在维持原来的温度状态下使输气管道中的天然气压力降低，如图10中曲线2，从而使生成水合物温度曲线下降，如图10中曲线5。图10用降压的方法防止生成和排除已生成的水合物2.降压1—压降曲线；2—降压后的压降曲线；3—生成水合物温度曲线；4—温降曲线；5—降压后的生成水合物温度曲线五、预防水合物的方法降低压力防止生成水合物的方法就是五、预防水合物的方法这一方法也可用来排除在输气管道中已形成的水合物，其途径就是通过放空管放空。降压后必须经过一段时间(从几秒钟到几个小时)，以分解水合物。注意：当用放空降压来分解输气管道中已形成的水合物时，必须在环境温度高于0℃以上的条件下进行，否则，水合物分解了，但立即又转化成为冰塞。如干线输气管道中天然气的最低温度接近于零，在此温度下，生成水合物的平衡压力约为1～1.5MPa，而一般的输气压力大于5MPa，因此，用降压来防止干线输气管道中天然气生成水合物并不是一种有效的方法。五、预防水合物的方法这一方法也可用来排除在输气管道中已形成的五、预防水合物的方法防止天然气在输气管道中生成水合物的根本办法就是干燥天然气，脱去其中的水分，降低其露点。3.干燥甘醇脱水装置流程图五、预防水合物的方法防止天然气在输气管道中生成水合物的根本办五、预防水合物的方法固体吸附脱水装置流程图五、预防水合物的方法固体吸附脱水装置流程图五、预防水合物的方法向天然气中注入各种能降低水化物生成温度的天然气水合物抑制剂。常用的抑制剂有甲醇、乙二醇(EG)、二甘醇(DEG)等。甲醇、乙二醇和二甘醇等的物理化学性质如表8所示。甘醇类的醚基和羟基团形式相似于水的分子结构，与水有强的亲合力。向天然气中注入的抑制剂与冷却过程凝析的水形成冰点很低的溶液，天然气中的水汽被高浓度甘醇溶液所吸收，导致水合物生成温度明显下降。4.天然气中注入抑制剂五、预防水合物的方法向天然气中注入各种能降低水化物生成温度的五、预防水合物的方法表8常用水合物抑制剂的物理化学性质项目甲醇乙二醇二甘醇三甘醇四甘醇分子量32.0462.07106.1150.2194.2冰点温度-11.5-8.3-7.2-5.6沸点温度64.7197.3245.0287.4327.3相对密度0.79151.10881.11841.12541.1282与水溶解度完全互溶完全互溶完全互溶完全互溶完全互溶绝对黏度0.59321.535.747.8汽化热(J/g)1101348416比热(J/gk)2.52.32.32.2理论热分解温度165164.4206.7237.8实际使用再生温度125148.9—162.8176.7—196.1204.4—223.9性状无色易挥发的易燃液体甜味无色的黏稠液体无色无臭的黏稠液体中等臭味的黏稠液体中等臭味的黏稠液体五、预防水合物的方法表8常用水合物抑制剂的物理化学性质项五、预防水合物的方法通过加入水合物抑制剂，水合物生成温度会降低，Hammerschmidt第一次提出了天然气水合物生成温度降与抑制剂水溶液重量百分浓度的半经验关系式：（1）抑制剂作用下水合物生成温度降的定量关系与抑制剂种类有关的常数水合物生存温度降抑制剂溶液的重量百分数抑制剂分子量式中:----DT-----=DTKWMWMKW)100(五、预防水合物的方法通过加入水合物抑制剂，水合物生成温度会降五、预防水合物的方法所需抑制剂用量包括两部分：一是为保证水合物生成温度降低所必须的抑制剂用量；另一个是为饱和气体所必须的抑制剂用量。通常电解质溶液的饱和蒸汽压低于由气流中凝析出来的纯水的饱和蒸汽压，因此转入汽态的电解质抑制剂量可忽略不计。而用醇类作抑制剂时，这一部分不可忽略以电解质为抑制剂时，抑制剂的单位耗量可由下述关系确定：（2）所需抑制剂用量的确定五、预防水合物的方法所需抑制剂用量包括两部分：一是为保证水合五、预防水合物的方法回收抑制剂的浓度:回收抑制剂的浓度K要根据必要的水合物生成温度降的设定值来确定。当确定甲醇抑制剂用量时，必须考虑为建立平衡关系转化为气相的那一部分抑制剂用量。在给定和回收溶液浓度时，为防止水合物生成所需的甲醇单位耗量可由下式确定：五、预防水合物的方法回收抑制剂的浓度:五、预防水合物的方法α值在给定甲醇溶液浓度时转化为气相的甲醇量的值，与温度和压力有关，可用下列经验公式计算：五、预防水合物的方法α值在给定甲醇溶液浓度时转化为气相五、预防水合物的方法以喷注乙二醇为例，介绍几个喷注参数的计算。1）贫液浓度的选择贫液——是指尚未与湿气接触的新鲜乙二醇或再生后达到浓度要求的乙二醇。贫液浓度愈浓，吸收水汽的效果愈好。但是，在低温下，浓度过高的甘醇可能结晶。例如，95%(重量)的二甘醇在-200C时就会结晶。对于乙二醇，建议使用60%-80%(重量)的浓度更为有利，因为这个范围是乙二醇的非结晶区。四川气田一般使用60%-80%(重量)浓度的乙二醇。（3）抑制剂喷注参数的计算五、预防水合物的方法以喷注乙二醇为例，介绍几个喷注参五、预防水合物的方法（2）富液浓度的计算所谓富液，是指吸收了湿气水分的乙二醇稀释液。富液浓度可以用Hammerschmidt公式作近似计算。五、预防水合物的方法（2）富液浓度的计算五、预防水合物的方法（3）乙二醇喷注比计算喷注比——吸收1kg水汽所需的乙二醇贫液量(kg)，亦称喷注速率。喷注比过小，天然气中的水汽不能完全为乙二醇吸收，达不到抑制目的(露点降要求)。喷注比过大，则使重沸器负荷过大，造成再生浓度达不到要求。),%(:每处理一万方所需要的日喷注量为：重量乙二醇贫液浓度乙二醇喷注比式中-----=LRLRWGWWWG五、预防水合物的方法（3）乙二醇喷注比计算),%(:每处理五、预防水合物的方法万方千克量天然气节流后饱和含水万方千克量天然气节流前饱和含水日处理气量万方／天乙二醇贫液日喷注量，式中/,/,/:)(2121---------=qqQdkgGGqqQGgdgd(4)每天的喷注量五、预防水合物的方法万方千克量天然气节流后饱和含水万方千克量五、预防水合物的方法根据KL2气田的相关参数：天然气的分子量16.39g/mol,γg＝0.566，内插法求得：B=23.263B1=75.42，

利用前面例子中XX气田03井、XX气田11井的数据：XX气田03井的支线压力为5.9MPa，KXX气田11井停产后井口压力为57.07MPa，通过编制的简单VB程序对比计算有：实例分析计算结果原始数据XX气田3井XX气田11井XX气田3支线温度XX气田11支线温度经验公式法9.5℃27.78℃4.31℃－2.76℃气-固平衡常数法8.75℃无法计算例7，XX气田水合物预防实例。五、预防水合物的方法根据KL2气田的相关参数：天然气五、预防水合物的方法不同压力下水合物形成的温度管线压力MPa67891010.51111.51212.5水化物形成温度℃9.710.912.012.913.814.114.514.915.215.5建议支线温度为：T生产＝T计算＋10℃五、预防水合物的方法不同压力下水合物形成的温度管线压力678五、预防水合物的方法不同环境温度下水化物形成的压力环境温度℃－30－25－20-16－12－8－4481216水化物形成压力MPa0.5910.7180.8751.0241.1991.4041.6352.9474.8507.98413.14在单井停产过程中，由于井口油压比较高（一般在50Mpa左右），会发生类似XX气田11井水化物堵死阀门的情况：长期关井后将井口至计量管线中的天然气进行放空，保证管线压力在计算压力以下冬季放到0.5MPa，夏季放到1MPa五、预防水合物的方法不同环境温度下水化物形成的压力环境温度℃五.预防水合物的方法式中Di――焦耳汤姆逊效应系数，℃/MPa

Tc,Pc――气体临界温度，临界压力K,Pa

Pr,Tr――对比压力，对比温度,Pr=P/Pc,Tr=T/Tc

Cp――比定压热容，kJ/(kmol·K)

P1,T1,P2,T2――分别为节流前后的压力和温度(MPa，K)其中：

T――节流前后温度平均值，K

M――气体平均相对分子量,g/mol;

P――节流前后压力平均值,Pa。五.预防水合物的方法式中Di――焦耳汤姆逊效应系数，℃五、预防水合物的方法根据XX气田的相关参数：

M=16.39g/mol,Pc=4.61MPa,Tc=187.92℃，管线压力P2=11MPa,对应得水化物形成温度T2=14.5℃,假设T1,P1的值，通过试算，当等式两端相等时，即为在井口压力为P1时，井口放喷的最佳温度T1。通过编制的简单VB程序试算得：井口压力MPa3035404550556065投产前放喷温度K301.94303.22305.11306.64307.82308.68309.4309.79投产前放喷温度℃28.8430.1232.0133.5434.7235.5836.336.69现场投产前井口放喷温度最低不低于35℃最高不超过40℃五、预防水合物的方法根据XX气田的相关参数：井口压力M五、预防水合物的方法对于结论2目前在现场中已经得到了应用，效果比较明显，但是在结论结论3来说，若类似于XX气田