油气集输课程设计——某低温站场乙二醇注入量的计算

重庆科技学院

《油气集输工程》

课程设计报告

学院: 石油与天然气工程学院专业班级:

学生姓名:学号:

设计地点（单位） K802 设计题目: 某低温集气站的工艺设计--乙二醇注入量的计算

完成日期：年 1 月 1日

指导教师评语:

成绩（五级记分制）:

指导教师（签字）:________________

摘要

天然气中往往含有饱和水，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，为了满足天然气气质指标和分离过程的需要，必须将天然气中的水分脱除到一定程度。天然气生产过程中，通常采用节流阀或膨胀机来降低天然气的压力而导致天然气的温度下降，因此可能会导致水合物的形成。如果有水合物形成，在天然气集输系统中可采用加热、脱水或注入抑制剂的方法来防止水合物的生成。为此，在注入抑制剂设计中首先要确定天然气的含水量。天然气的含水量取决于天然气的温度，压力和组成等条件。根据第一次节流阀节流得到温度和压力，根据图（预测形成水合物的温度---压力曲线）可以得到此温度下是否能形成水合物，若能形成需掺入抑制剂防止水合物形成。

关键字：温度压力水合物抑制剂

目录

1 绪论 (1)

1.1基础数据 (1)

2 流程图 (2)

3 乙二醇注入量的计算 (2)

3.1抑制剂富液浓度 (3)

3.2 酸性天然气饱和水含量 (4)

3.3计算抑制剂的用量： (7)

4 结论 (8)

参考文献： (9)

1 绪论

为了防止生成天然气水合物，一般有四种途径：向气流中加入抑制剂；提高天然气的流动温度；降低压力至给定温度下水合物的生成压力以下；脱除天然气中的水分。其中最积极的方法是保持管线和设备不含液态水，而最常用的办法是向气流中加入各种抑制剂。抑制剂法分别为热力学抑制剂法和动力学抑制剂法。

我们这次所用的是热力学抑制剂法，常见的抑制剂有醇类（如乙二醇和甲醇）和电解质。像天然气中加入抑制剂后，可改变水溶液或水合物相的化学位，从而使水合物的形成条件移向较低的温度或较高的压力范围。目前，在天然气工业中多用甲醇和乙二醇作为抑制剂。

乙二醇无毒，较甲醇沸点高，蒸发损失小，一般可回收重复使用，适用于处理气量较大的井站和输送管线。乙二醇溶液黏度较大，在有凝析油存在时，若温度过低，会造成分离困难，溶解和夹带损失增大，其溶解损失一般为0.12~0.723

L凝析油。当操作

m

温度低于-10℃时，不提倡使用乙二醇。本站场经初步计算后采用乙二醇作为抑制剂。

1.1基础数据

出站压力：6MPa; 天然气露点：< -5℃

气体组成（%）：C1—85.33 C2—2.2 C3—1.7 C4—1.56 C5—1.23

C6—0.9 H2S—6.3 CO2—0.78

凝析油含量：20g/m3 S=0.78

2. 流程图

3.乙二醇注入量的计算

注入集气管线的抑制剂一部分与管线中的液态水相溶，称为抑制剂的液相用量；进入气相的抑制剂不回收，因而又称气相损失量，抑制剂的实际使用量为二者之和。天然气水合物形成温度降主要决定于抑制剂的液相用量。由其他组的数据知：进口压力为16MPa的天然气第一次节流后的压力温度分别为：11.5MPa和19.9℃，第二次节流后的压力温度为：6MPa -16.6℃。根据图（预测形成水合物的温度---压力曲线）3—1—1可查得在此条件下的形成水合物的临界温度为15℃。由于环境温度在临界温度以下，则需要注入抑制剂进行水合物防止。本次气体为酸性天然气。

图 3-1-1

3.1抑制剂富液浓度

对于给定的水合物形成温度降t Δ，水合物抑制剂在液相水溶液中必须具有的最低

浓度2C 可按下式(哈默斯米特公式)计算：

M

t K M t C ×+×=

ΔΔ2 (3-1-1)

t Δ——形成水化物的温度降℃

M ——抑制剂的分子量 甲醇是32.04，乙二醇是 62.1

K ——常数 抑制剂常数，甲醇取1297，乙二醇和二甘醇取2220 2C ——在最终的水相中抑制剂的重量百分数（即富液的重量浓度）

t 1——对于集气管线，t 1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（℃）； t 2——对于集气管，t 2是管输气体的最低流动温度（℃），对于节流过程，t 2为天然气节流后的温度(℃)。

由图查出 1t =19.9℃ ，则：t Δ=19.9℃－（-16.6℃）=36.5℃ (3-1-2)

M(乙二醇)=16×85.33﹪＋30×2.2﹪＋44×1.7﹪＋58×1.56﹪＋72×1.23﹪ ＋86×0.9﹪＋34×6.3﹪＋44×0.78﹪ (3-1-3) =13.6258+0.66+0.748+0.9048+0.8856+0.774+2.142+0.3432 =20.0834

那么代入数据得C 2=24.82%

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。

3.2 酸性天然气饱和水含量

由于是酸性气体 因此需要查出天然气中H 2S 和CO 2的水汽含量，因此运用公式：

O H W 2 = 0.983(S H W 2S H y 2+HC W HC y +2CO W 2CO y ) (3-2-1)

S H W 2------S H 2的含水量，mg/m 3（查图可得）;

S H y 2-----混合气体中S H 2的摩尔含量（S H y 2%63.10142

.20063

.034%

1.72=×=

×=

气

M M s H ）

; HC W ------烃类气体含水量，mg/m 3 （查图可得）;

HC y -----气体中除CO 2,H S S 以外的其他组分的摩尔含量(HC y =1-S H y 2-2CO y =87.67%)

2CO W -----C02的含水量，mg/m 3（查图可得） 2CO y -----混合气体中CO 2的摩尔含量 （%7.1142

.200078

.044%

2.222

=×=

×=

气

M M y co co ）

S H W 2------ H 2S 气体含水量，由图3—1—2查得； 2CO W ------- CO 2气体含水量，由图3—1—2查得。

由图3—1—2和图3—1—3查出:

S H W 2为3203m mg , 2CO W 为3003m mg .

带入数据： ，

)(983.022221CO CO S H S H c c W y W y W y W ++= (3-2-2) )10300017.010*******.010*******.0(983.0-3-3-31××+××+××=W

3

2285.0m g =

同理：第二次节流后的温度和压力：6MPa ，-16.6℃ 查图带入数据得

，

)(983.022222CO CO S H S H c c W y W y W y W ++= (3-2-3) ）（3-3-3-101250.017101200.106310368767.0983.0××+××+××=

304572.0m g =

图3-1-2

图3-1-3

3.3计算抑制剂的用量：

α10-)-(322

12

21××+×=

C C C C W W q (3-3-1)

q ------抑制剂最小单位耗量，3m g ； 1W ------抑制剂入口处气相含水量，3m g ；

2W -------抑制剂出口处气相含水量，3m g 1C --------抑制剂贫液浓度（质量分数），%；

α-------系数（对甘醇类抑制剂可取0，对于甲醇根据压力和温度函数得）。

根据题意：α= 0

又 1C =85%

将所有数据带入公式得：

%

82.24-%85%

82.24)04572.0-2285.0(×=

q

= 0.0753m g

为了保险起见，实际用量取计算值的1.15-1.20倍 又1-5号井第二次节流前管道中天然气流量为406.8m 3

/h 所以实际每小时要注入的抑制剂量:

Q = q h g /612.362.18.406

=×× 实际每一天要注入的抑制剂量:

Q` =878.688 g/d

4结论

乙二醇无毒，沸点高于甲醇，因而在气相中蒸发损失少，一般可回收循环使用，使用于气量大而又不宜采用脱水方法的场合。抑制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，但不能使抑制剂连续注入，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，而且抑制剂通过喷嘴喷入、增大了接触面，可获得更好的效果。

参考文献

[1] 梁平，王天祥，天然气集输技术[M],北京：石油工业出版社，2008.5.11-25

[2] 油田油气集输设计技术手册[M],北京：石油工业出版社，1994-12

[3] 诸林编，天然气加工工程，北京：石油工业出版社，1994.4