天然气水化物的形成及防止.pptx

《天然气水化物的形成及防止.pptx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《天然气水化物的形成及防止.pptx（100页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。

1、2.1 概 述 天然气水化物(hydrate)(hydrate)是轻的碳氢化合物和水所形成的疏松结晶化合物,是一种天然气中的小分子与水分子形成的类冰状固态化合物，是气体分子与水分子非化学计量的包藏络合物，即是水分子与气体分子以物理结合体所形成的一种固体。水化物通常是当气流温度低于水化物形成的温度而生成。在高压下，这些固体可以在高于00而生成。第1页/共100页一、水化物形成的主要条件1天然气的含水量处于饱和状态 天然气中的含水汽量处于饱和状态时，常有液相水的存在，或易于产生液相水。液相水的存在是产生水合物的必要条件。第2页/共100页2压力和温度 当天然气处于足够高的压力和足够低的温度时，水合

2、物才可能形成。天然气中不同组分形成水合物的临界温度是该组分水合物存在的最高温度。此温度以上，不管压力多大，都不会形成水合物。不同组分形成水合物的临界温度如下表所示。第3页/共100页天然气生成水合物的临界温度表天然气生成水合物的临界温度表 过去曾认为该值为21.5，后经研究，在33.076.0MPa条件下，甲烷水合物在28.8时仍存在，而在390.0MPa条件下，甲烷水合物形成温度高达47。第4页/共100页3流动条件突变 在具备上述条件时，水合物的形成，还要求有一些辅助条件，如天然气压力的波动，气体因流向的突变而产生的搅动，以及晶种的存在等。第5页/共100页二、防止水化物形成的方法 1 1

3、、加热，保证气流温度总是高于形成水化物温度；、加热，保证气流温度总是高于形成水化物温度；2 2、用化学抑制剂或给气体脱水。、用化学抑制剂或给气体脱水。第6页/共100页 在选择水化物抑制剂或脱水方法之前，整个操作系统应该是最优化的，以使必须的处理过程减至最少。人们认为有以下的一般方法可供考虑：1 1、减少管线长度和阻力部件来减小压力降；2 2、检验在寒冷地区应用绝热管道的经济性。第7页/共100页2 22 2 天然气中水汽的含量天然气中水汽的含量一、天然气含水量的表示方法 天然气在地层温度和压力条件下含有饱和水汽，天然气的水汽含水量取决于天然气的温度、压力和组成等条件。天然气含水汽量，通常用绝

4、对湿度、相对湿度和水露点来表示。第8页/共100页 1绝对湿度或绝对含水量e e 标准状态下每立方米天然气所含水汽的质量数，称为天然气的绝对湿度或绝对含水量。式中：e天然气的绝对湿度，g/m3；G天然气中的水汽含量，g；V天然气的体积，m3。第9页/共100页2饱和湿度或饱和含水量 一定状态下天然气与液相水达到相平衡时，天然气中的含水量称为饱和含水量。用e es s表示在饱和状态时一立方米体积内的水汽含量。如果eeees s，天然气则是不饱和的。而e=ee=es s时，天然气则是饱和的。第10页/共100页3.3.相对湿度 在给定条件下，一立方米天然气中的水汽含量e e与相同条件下成饱和状态时

5、一立方米天然气中水汽含量e es s之比称为相对湿度。式中：天然气相对湿度；e天然气的绝对湿度；es天然气的饱和湿度。第11页/共100页4天然气的露点(dew point)和露点降 天然气的露点是指在一定的压力条件下，天然气中开始出现第一滴水珠时的温度。天然气的露点降是在压力不变的情况下，天然气温度降至露点温度时产生的温降值。通常，要求埋地输气管道所输送的天然气的露点温度比输气管道埋深处的土壤温度低5左右。第12页/共100页二、天然气含水量的确定方法 1.天然气含水量测定方法 天然气的含水量测定方法有露点法、电解法、电导法、滴定法、重量法和红外线吸收法。其中红外线吸收法很少应用。GB/T1

6、72831998天然气水露点的测定 冷却镜面凝析湿度计法。SY/T 75071997天然气中含水量的测定 电解法。工程设计中普遍采用是查图法和公式法。第13页/共100页2.天然气含水量的估算（1）气体的含水量用ppm表示如果是x ppm(质)，则含水量可表示为：mg/m3v101.325kPa，20时气体密度，kg/m3。第14页/共100页如果是x ppm(体)，则含水量可表示为：mg/m3v101.325kPa，20时气体密度，kg/m3；Mh水的分子量；Mg天然气的分子量。第15页/共100页（2）估算含水量注意的问题气体体积的压力和温度条件；用天然气含水图查得的水汽含量，是在15.5

7、6和101.325kPa 条件（即GPA标准）下求得的，若换算为我国的标准即20和101.325kPa条件下，则需将为所查得的水汽含量值乘以修正系数0.98485。第16页/共100页 当不同的压力和温度时，在饱和状态下，天然气中的水汽含量可用图2-2-1 1 来查得。（3 3）非酸性天然气含水量估算）非酸性天然气含水量估算第17页/共100页图2-12-1第18页/共100页 必须指出，图2-12-1是根据天然气相对密度为0.60.6，且不含氮气的实验数据绘制的。因此在求相对密度不为0.60.6的天然气的水汽含量时，必须引入相对密度的修正系数C CRDRD(见图2-12-1左上角的小图)。第

8、19页/共100页 另外，如果水中溶解有盐类（NaClNaCl、MgClMgCl2 2等），则溶液上面水汽的分压将下降，这样，天然气中水汽含量也就降低。此时，就必须引入含盐度的修正系数C Cs s（见图2-12-1左上角的小图）。第20页/共100页 甲烷含量摩尔浓度大于70%和含少量重烃的甜气含水量。第21页/共100页（4）酸性天然气含水量估算 当天然气中含有大量H H2 2S S和COCO2 2等酸性气体时，天然气中饱和水蒸汽的含量，将大大地高于常用的净化气图表（如图2-12-1）所查得的水分含量，特别是当压力高于68956895千帕（10001000磅力/英寸2 2）时，尤为显著。但是

9、当压力为4020.74020.76668.56668.5千帕或更低时，则酸性气体对平衡水含量的影响甚小，其误差可以忽略不计。顺便指出一点，对于压力低于21002100千帕（绝）的所有气体，都可以应用图2-12-1快速估算出气体中水份的含量。当压力高于21002100千帕（绝）时，可按下式计算出水分的约略含量W W：第22页/共100页 必须指出：用图2-12-1、2-22-2和2-3 2-3 查得的水汽含量，是在1515和101.325101.325千帕 条件（即GPAGPA标准）下求得的，若换算为我国的标准即2020和101.325101.325千帕条件下，则需将为用图2-12-1、2-22

10、-2和2-32-3所查得的水汽含量值乘以修正系数0.98480.9848。第23页/共100页图2-2 2-2 用于式(2-3)CO(2-3)CO2 2的水分含量 第24页/共100页图2-3 2-3 用于式(2-3)H(2-3)H2 2S S的水分含量 第25页/共100页2 23 3 水化物的结构水化物的结构 天然气水合物是在一定的温度和压力条件下，天然气中某些气体组分（甲烷、乙烷、丙烷、CO2等）与液态水形成的白色结晶固体，外观类似 松 散 的 冰 或 致 密 的 雪，密 度 为 0.880.90g/cm3。天然气水合物是一种由许多空腔构成的结晶结构。大多数空腔里有天然气分子，所以比较稳

11、定。这种空腔又称为“笼”。几个笼联成一体的形成物称为晶胞。结构如图2-4所示。第26页/共100页图24 气体水化物的晶格（a）I型结构；（b）型结构第27页/共100页 研究表明，所有被研究的水化物都结晶成下列两种结构中的某一种结构：型具有1.21.2纳米参数的sClsCl型体心立方晶格；型具有1.73 1.73 1.741.74纳米参数的金刚石型面心立方晶格。以上所举的晶格参数值是在温度约273.1K273.1K时得到的。图2-42-4概括地表示了型和型结构的晶格。第28页/共100页 结构型和型都包含有两种大小不同而数目一定的洞穴是由水分子通过氢键连接起来而构成的多面体，有12面体、14

12、面体和16面体三种。12面体分别和另外两种多面体搭配而形成、两种结构。受洞穴本身大小的限制，洞穴对气体分子有一定的选择性。因为气体分子太小将起不到支撑洞穴，气体分子太大不能进入洞穴，象H2、He、戍烷和己烷以上烃类一般不形成水合物。第29页/共100页2 24 4 水化物形成条件（温度、压力）水化物形成条件（温度、压力）的预测的预测预测天然气水合物生成条件（温度或压力）的方法比较多，而常用的有气固平衡常数法（Katz法）、经验图解法和统计热力学法。第30页/共100页一、气固平衡常数法预测 卡茨（D.L.Katz）等人提出，固态的气体水合物其行为在一定程度上类似气体溶于晶体而组成的溶液，因而可

13、以借鉴处理气液平衡体系的方法，以蒸气固体平衡常法来预测水合物的形成条件。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6.9 MPa的情况下，准确性较差。第31页/共100页 已知天然气的组成，形成水合物的温度可用汽固（水合物）平衡常数来预测。用来预测的基本方程是：xi天然气中i组分在固相中的摩尔分数（干基）；yi天然气中i组分在气相中的摩尔分数（干基）；Ki天然气中i组分的气固平衡常数。第32页/共100页 汽固平衡常数是由实验确定的。可从GPA以及API数据手册中得到。它被定义为某碳氢化合物组分在无水基气相中的摩尔分数同该组分在无水基固相中的摩尔分数之比。即：

14、在不同压力和温度下的汽固平衡常数可由图2-62-6至图2-112-11查得，对于氮气和比丁烷还重的组分，其平衡常数可取为无穷大。第33页/共100页图2-6 甲烷的气固平衡常数图第34页/共100页图2-7 乙烷的气固平衡常数图第35页/共100页水合物形成温度的计算假设T查组分的Ki计算yi/Ki yi/Ki-1 273K：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。第63页/共100页第64页/共100页（2）水合物P-T图回归公式P=10-310P*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+5.2

15、8402610-2t-2.25273910-4t2+1.51121310-5t3=0.7 P*=2.814824+5.01960810-2t-3.72242710-4t2+3.78178610-6t3=0.8 P*=2.704426+0.0582964t-6.63978910-4t2+4.00805610-5t3第65页/共100页=0.9 P*=2.613081+5.71570210-2t-1.87116110-4t2+1.9356210-5t3 =1.0 P*=2.527849+0.0625t-5.78135310-4t2+3.06974510-5t3 式中：P压力，MPa；t温度，。第6

16、6页/共100页 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。第67页/共100页2 2 2 25 5 5 5 气体水合物的防止气体水合物的防止气体水合物的防止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。第68页/共100页 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

17、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。第69页/共100页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。第70页/共100页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。第71页/共100页表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

18、.0462.1106.1密度，g/cm3(25)0.7928(20)1.1101.113冰点(沸点)，-97.8(64.7)-13(197.3)-8(244.8)粘度，mPas(25)0.5945(20)16.528.2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、粘稠液体第72页/共100页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 0.120.72L/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。第73页/共100页甲醇适用于气流温度不低于-8

19、5，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。第74页/共100页一、用抑制剂防止天然气水合物形一、用抑制剂防止天然气水合物形成成 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。第75页/共100页甲醇由于沸点较低，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设备或管线。甲醇富液经蒸馏提浓后可循环使用。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

20、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。第76页/共100页 甲醇可溶于液态烃中，其最大质量浓度约3%。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510毫升，致死剂量为30毫升，空气中甲醇含量达到3965毫克/米3时，人在3060分钟内即会出现中毒现象，因而，使用甲醇防冻剂时应注意采取安全措施。第77页/共100页 甘醇类防冻剂（常用的主要是乙二醇和二甘醇）无毒，沸点较甲醇高，蒸发损失小，一般都回收、再生后重复使用，适用于处理气量较大的井站和管线，但是甘醇类防冻剂粘度较大，在有凝析

21、油存在时，操作温度过低时会给甘醇溶液与凝析油的分离带来困难，增加了凝析油中的溶解损失和携带损失。第78页/共100页1有机防冻剂液相用量的计算 注入集气管线的防冻剂一部分与管线中的液态水相溶，另一部分挥发至气相，消耗于前一部分的防冻剂，称为防冻剂的液相用量，用W1表示。进入气相的防冻剂不回收，因而又称气相损失量，用Wg表示，防冻剂的实际使用量Wt 为二者之和，即 天然气水合物形成温度降主要决定于防冻剂的液相用量。第79页/共100页 对于给定的水合物形成温度降 t，水合物抑制剂在液相水溶液中必须具有的最低浓度W可按下式(哈默斯米特公式)计算：第80页/共100页式中：T T形成水化物的温度降M

22、 M抑制剂的分子量（见表2-32-3）K K常数（见表2-32-3）W W在最终的水相中抑制剂的重量百分数（即富液的重量浓度）t1对于集气管线，t1是在管线最高操作压力下天然气的水合物形成的平衡温度（），对于节流过程，则为节流阀后气体压力下的天然气形成水合物的平衡温度（）；t2对于集气管，t2是管输气体的最低流动温度（），对于节流过程，t2为天然气节流后的温度。第81页/共100页 抑制剂总的需要量等于：由上式给出的用来处理自由水所需要的抑制剂量，再加上蒸发到汽相中所损失的抑制剂量和溶解到液态烃中的抑制剂量。防冻剂的实际用量按下式计算：第82页/共100页式中：W1重量浓度为C1的防冻剂的用量

23、，kg/d；Wg按质量浓度为C1计算得的供气相蒸发用的防冻剂实际用量，kg/d；C1防冻剂中有效成分的质量百分浓度；WW单位时间内系统产生的液态水量，kg/d；第83页/共100页 单位时间系统产生的液态水量WW，包括单位时间内天然气凝析出的水量和由其它途径进入管线和设备的液态水量之和(不包括随防冻剂而注入系统的水量)。天然气凝析水量，对于集输气管线可根据集输气管起点条件和集输气管的操作条件（对于节流过程则根据节流阀前和节流阀后的条件），按有关公式和图表计算出。第84页/共100页2防冻剂用于气相蒸发的实际蒸发用量 甘醇类防冻剂气相蒸发量较小，一般估计为3.5升/百万标米3天然气，可取为4公斤

24、/百万标米3天然气。但甘醇类防冻剂的操作损失，主要是再生损失，凝析油中的溶解损失及甘醇与凝析油和水分离时因乳化而造成的携带损失等。甘醇在凝析油中的溶解损失一般为0.120.72升/米3凝析油，多数情况为0.25升/米3凝析油(约为0.28公斤/米3凝析油)，甘醇防冻剂在含硫凝析油中的溶解损失约为不含硫凝析油的三倍。第85页/共100页甲醇的气相蒸发量可由图2-17查出，根据防冻剂使用环境的压力和温度，可查出每百万标米3天然气中甲醇的蒸发量（公斤百万标米3)与液相甲醇水溶液中甲醇的重量百分浓度之比值，每百万标米3天然气的甲醇蒸发量Wg按下式计算：第86页/共100页甲醇的气相蒸发量Wg(换算到矿

25、场注入系统的甲醇溶液浓度下的用量)按下式计算：式中C1为矿场使用的甲醇溶液中有效成分的质量百分浓度，Q为天然气流量，标米3/日，值可由图2-17中查出。kg/d 第87页/共100页第88页/共100页3、喷注甘醇防止水化物的形成甘醇富液浓度的计算 由哈默斯米特公式来计算 第89页/共100页水平衡：1+（1-W0）x=（1-W）y甘醇平衡：W W0 0 x=Wyx=Wy 联立求解上面两个方程，得到：第90页/共100页于是，浓度为W W0 0的贫甘醇喷注速率 第91页/共100页4核对防冻剂溶液的流动性 甘醇类化合物在低温下会丧失流动性。图2-18是几种甘醇不同浓度下的“凝固点”图。图中各曲

26、线都有一最低值，而重量浓度为60%75%的各种甘醇溶液具有最小的“凝固点”，矿场实际使用的甘醇溶液多在此浓度范围内。第92页/共100页第93页/共100页5防冻剂的注入方式 防冻剂可采用自流或泵送两种方式。自流方式采用的设备比较简单，但不能使防冻剂连续注入，且难于控制和调节注入量；采用计量泵泵送，可克服以上缺点，而且防冻剂通过喷嘴喷入、增大了接触面，可获得更好的效果。第94页/共100页第95页/共100页二、提高天然气流动温度，防止水合物生成二、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35。第96页/共100页第97页/共100页第98页/共100页 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。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（三）天然气脱水（三）天然气脱水（三）天然气脱水第99页/共100页感谢您的观看！第100页/共100页