设计院常用计算表-水合物抑制剂加注
水处理调节ph值加药量计算
以NaOH控制PH值
参数
7.00
7.00
40 g/mol
1.00E-07 mol/l 1.00E-07 mol/l PH=
7.00
10.00%
0.0000 g/l
需反应的离子量
【H】 【H】加入 浓度 加药量
1.00E-07 mol/l 0.00E+00 mol/l PH=
5.00% 0.0000 g/l
PH(原始) PH(要求) H2SO4 【H】 【OH】 浓度 加药量
以H2SO4控制PH值
参数
7.00
7.00
98 g/mol
1.00E-07 mol/l 1.00E-07 mol/l PH=
7.00 需反应的离子量
5.00%
0.0001 g/l
PH(原始) PH(要求)
NaOH 【H】 【OH】 浓度 加药量
参数 7.00
7.00
36.5 g/mol 1.00E-07 mol/l 1.00E-07 mol/l PH= 7.00 需反应的离子量
10.00% 0.0000 g/l
合计加药量
PH(原始) PH(要求) CaOH 【H】 【OH】 浓度 加药量
0.0000 g/l PH由 7.00 到 7.00 的加药量 以Ca（OH）2控制PH值
参数 7.00
7.00
74 g/mol 1.00E-07 mol/l 1.00E-07 mol/l PH= 7.00 需反应的离子量
10.00% 0.0000 g/l
【H】 【H】加入 浓度 加药量
1.00E-07 mol/l 0.00E+00 mol/l PH=
10.00% 0.0000 g/l
新型水合物抑制剂Z-6的研究及应用
上， 开展 了无毒新 型水合 物抑制 剂 Ｚ一 ６的研 究及 应用。结合 气井实 际生产 情况 ， 现场采 用连续 自
力 式滴注 工艺， 通过不 断优化加注制度 ， 完全 能够 满足 气井的生产 需要。采用 新型 防控 剂滴注工 艺
可知 当浓度低 于 ４ ２％时 ， 水合物抑制剂 的防冻堵性能 高 于同等浓度 的甲醇 。在结冰 实验发 现 ， 将 浓度 为 ４％ 的
Ｚ一 ６水 溶 液 置 于 一 ５℃ 的低 温 环 境 ， ２ ４ ｈ内未 出 现 结 冰
１ 水 合 物 抑 制 剂 Ｚ一 ６的 性 能
因此试验 中浓 度 ５ ０％ 的水合物抑制剂完全满足气 Ｚ一 ６是一种 动力学 无毒性水 合物抑制 剂 ， 通过丙烯 现象 ， 酸单 体 、 环氧 丙烷 、 羟 丁 内酯 单体 、 环戊 二烯 、 酰胺 单体 井预 防堵要求 。
重影响 了东 胜气 田产 量 计 划 。此 外 ， 甲醇 具 有 中等毒 性、 易挥发 ， 会 对人及环境 造成一定 伤 害 ， 且 生产 污水需
另一 方面低 表面能的 主链侧 位 于晶胞外侧 ， 大 幅降低 晶
核表面能 ， 导致 晶核 间难 以形 成 有效 碰撞 ， 从 而使 水 合 物晶核难以长大 、 聚并 ” 。其基本性能指标见表 １ 。
摘 要 ： 由于冬季环境温度较低 ， 采气管线 、 井筒常常发生水合物堵塞现象。 目前 ， 东胜气 田主
要利用 甲醇来抑 制水合 物 的生成。但 由于 甲醇具 有毒 性 ， 易挥发 ， 给 安全 、 环 保 带来 了巨大压力 。 亟 需寻 求有效 的水合 物防控剂 ， 既要 满足东 胜气田生产 需求， 提 高其开发 效益 ， 又要兼具 环保 、 安全
农药配制常用计算公式
北师大版三年级2024年小学数学下册期中质量评估真题姓名：_______ 班级：_______ 满分：(100分+20分) 考试时间：90分钟一、根据题意填空。
1. 一副羽毛球拍42元，一个羽毛球3元，买一副羽毛球拍的钱能买（____）个羽毛球。
2. 6000米＝_____千米 300毫米＝_____厘米4分＝_____秒 5000千克＝_____吨3. 4.38千米=____千米____米4. 在横线上填上“>”“<”或“=”。
4时____200分 20厘米____2分米 4吨____400千克1分30秒____100秒 3千米____3000米 99克____1千克5. 4700千克－700千克＝（_____）吨 1吨－200千克＝（_____）千克1分米－7毫米＝（_______）毫米 950米＋1050米＝（____）千米6. 乐乐绕着公园里的草坪走了3圈，一共走了900米，草坪的周长是（____）米。
7. 在横线上填上“＞”、“＜”或“=”(17+18)×7____17+18×7 300÷(50－30)____ (30－25)×68. 两个乘数都是7，积是（____），再减去18，差是（____）。
二、选择题。
1. 一张纸对折后得到一个边长10厘米的正方形，这张纸的周长是（）厘米。
A.30B.40C.60D.802. 甲数扩大5倍（）甲数增加4倍．A.大于B.等于C.小于D.无法比较3. 一辆自重3吨的货车，车上装有5台机器，每台重800千克。
（）安全通过一座8吨的桥。
A.能B.不能C.无法判断4. 一袋奶粉重500克，4袋奶粉重（）。
A. 2000千克B. 200克C. 2千克5. 三华路上的限速牌上写着（）。
A. 每小时40米B. 每小时40千米C. 每小时40分米6. 最接近300的数是（）。
A. 308B. 367C. 278D. 302三、判断正误，对的打“√”，错的打“×”。
加药量计算书
四川自贡项目锅炉补给水预脱盐处理系统加药计算书1.絮凝剂需要配制成C3（mg/L）的浓度往系统里投加，那么计量泵的加药量程Q（L/h）就是：Q=C1×Q1/ C3×1000凝聚剂加药点水流量水量是148m3/h，需要添加的凝聚剂浓度取10mg/L，需要配制成10％的浓度往系统里投加，那么凝聚剂计量泵的加药量程就是：10×148/10%/1000=14.8L/h配制一次药液可满足系统24h连续运行所需溶液箱体积V=24×14.8=355.2L采用V=0.6m³的溶液箱1台系统里投加，那么氧化剂计量泵的加药量程就是：3×148/10%/1000=4.44L/h配制一次药液可满足系统24h连续运行所需氧化剂溶液箱体积V=24×4.44=106.56L采用V=0.4m3的溶液箱1台的浓度往系统里投加，那么还原剂计量泵的加药量程就是：3×148/10%/1000=4.44L/h配制一箱药液可满足系统24h连续运行所需还原剂溶液箱体积V=24×4.44=106.56L采用V=0.4m3的溶液箱1台8倍浓缩液，需要配制成100％的标准液往系统里投加，那么阻垢剂计量泵的加药量程就是：3×74/1000=0.222L/h溶液箱体积V=24×0.222=5.328L采用V=0.4m3的溶液箱1台9根压力容器体积 V9=0.23×9=2.1 m³管线体积 Vp=0.11 m³考虑20%裕度，溶液箱体积V=1.2×（2.1+0.11）=2.65 m³，取3.0m³采用V=3.0m3的溶液箱,盐酸纯度为31%，需要配制成0.2％的浓度往系统里投加，配制1箱盐酸溶液需要药剂量就是：3000×0.2%/31%=19.2LNaOH纯度为30%，需要配制成0.1％的浓度往系统里投加，配制1箱盐酸溶液需要药剂量就是：3000×0.1%/30%=10LNaOH纯度为90%，需要配制成1％的浓度往系统里投加，配制1箱盐酸溶液需要药剂量就是：3000×1%/90%=33.3kg清洗泵规格8英寸每支压力容器流量值取7.5m³/h，分段反洗Q=7.5×6=45 m³/h 取45t/h。
水合物抑制剂加注
0.基础数落1.乙二醇富液缓冲罐操作温度 o C2. 塔顶冷凝器计算富乙二醇温度富乙二醇#######-15.171125.00水蒸气温度水蒸气1071.88101.001071.883. 贫富液换热器富乙二醇温度富乙二醇#######-6.001125.00贫乙二醇温度贫乙二醇1071.8847.121071.884.再生塔计算######1071.88温度水蒸气富乙二醇温度#######55.00贫乙二醇温度1071.88120.00热负荷 kw总传热系数 w/m 2.o C 对数平均温差 o C 换热面积 m 259.0280.0058.8612.5339换热面积 m 20.9165温度55.00温度120.00120.00温度温度-6.00热负荷 kw8.87总传热系数 w/m 2.o C 80.00对数平均温差 o C 121.02计算容积 m 33.39乙二醇停留时间 hr 12.00计算直径 m(L/d=3.0)1.93圆整取值 mm f1200x3600所需容积 m 316.88容积系数 %80.00操作压力 Mpa(a)0.30设计压力 Mpa(a)-15.170.6093.00设计温度 o C 富乙二醇溶液流量 kg/hr 1125.00富乙二醇溶液浓度 %W 54.00富乙二醇溶液流量 kg/hr 富乙二醇溶液浓度 %W152.0070.00f(Re 2)f 32.6825塔径 mm 塔高 mm181578005. 塔底再沸器计算方法(加热炉)富乙二醇温度富乙二醇水蒸气温度#######55.001125.001071.88######热效率%70.006. 塔顶空冷器计算水蒸气温度水温度#######101.001071.8850.007. 冷凝水接收罐计算8. 乙二醇贫液输送泵扬程 m 流体密度 kg/m 3509. 贫液接收罐计算18971071.8812.0016.08电机功率 kw 0.1946贫液流量 kg/hr停留时间 hr 所需容积 m 3容积系数 %计算直径 mm(L/d=3)1150轴功率 kw 0.1460流量 m 3/hr0.9321效率0.7580.00计算直径 mm(L/d=3)1897选取直径 mm 800选取长度 mm 2400计算容积 m 31.21所需容积 m 316.0880.00735.24冷凝水流量 kg/hr1071.88停留时间 hr 12.0030.00天然气热值 kj/Nm 335060.00燃料气用量 Nm 3/hr 359.19容积系数 %温度120.00火管壁热强度w/m 2计算所虚热负荷 kw火管面积m 2热负荷 kw18000.00734.6058.30燃烧效率 %Wo m/s0.2937填料层1高度mm 2000填料层2高度mm 2000水蒸气流量 m 3/hr1768.81气相密度 kg/m 30.6060气体粘度 mPa.S 0.02液滴直径 10-6m100选取直径 mm选取长度 mm计算容积 m3 10003000 2.36。
天然气气田井天然气-水合物抑制剂(乙二醇)加注设计计算
3.5
实每际米流管速线重m量/s kg
2. 管线温降计算
3.84 4.9054
环境温度 oC
管线起点温度 oC
总传热系数 w/m2.K 管线长度 m
0 温度计算系数
30.51 管线末点温度 oC
1.5000
5000.00
1.570944137
6.34
3. 节流计算
节流前压力 MPa(a)
节流前温度 oC
46.3688
11.12
天然气PVT参数
压力MPa(a) 6.5
温度 oC 18
流量 Nm3/d 工作状态下流量 m3/s
50000
8.4631E-03
选定 参数
流量系数 0.20
初选流速 m/s 5.00
内径初算 mm
Байду номын сангаас
51
选定外径 mm
60
设计压力 MPa(a)
8.00
计算壁厚 mm
2.83
选定壁厚 mm
0. 天然气物性 参数
南八仙气田井号天然气设计计算
组成 (mol%) 相对密度
C1 98.51 临界温度 K
C2
临0界.1压0力 MPa(a)
C3 0.08 压缩因子
C4
N2
0.00
1.38
定压比热 kj/kmol.k
CO2 0.00 比热校正
0.5603
189.5650
4.6190
0.8641
1. 管径计算
7.00 必须降低的冰点温度 oC
255
析出水量 kg/d
水中乙二醇浓度 w%
34 用量(70%) kg/d
4.39
热力学抑制剂加注浓度计算
热力学抑制剂加注浓度计算当天然气水合物形成的温度降（△t ）根据工艺要求确定后，可按哈默施米特（Hammerschnidt ）半经验公式计算抑制剂在液相中必须达到的最低浓度C m （质量百分浓度）。
()()%100⨯∆+∆=Mt K Mt C m （4-4）式中：C m —抑制剂在液相中必须达到的最低浓度，质量百分数； △t —水合物形成温度降，℃；M —抑制剂相对分子质量，甲醇为32，1297，乙二醇为62，二甘醇为106； K —抑制剂常数，甲醇为1297，乙二醇和二甘醇为2220，氯化钙为1220。
式(4-4)只适用于甲醇水溶液质量浓度小于25％，甘醇水溶液质量浓度高至50%～60%的情况，当甲醇水溶液浓度达到50%以上时，应用下述Nielsen —Bucklin 方程计算更淮确：△T=-72ln （X H2O ） (4-5)m 甲醇%=100÷[1＋0.5622 X H2O ÷(1－X H2O )] (4-6)式中：△T —水合物形成温度降低值，℃；XH 2O —水在抑制剂水溶液中所占的摩尔分数，m 甲醇%—甲醇在抑制剂和水混合溶液中所占的质量百分数。
甲醇和乙二醇不同浓度加量对应的水合物形成温度降如表4.5所示。
水合物抑制剂加注量的计算注入天然气集输系统中的抑制剂，一部分与天然气中的液态水混合形成抑制剂水溶液，另一部分随气流蒸发到气相中形成蒸发损失。
计算抑制剂加注量时，对于甘醇类抑制剂，因气相损失量小只考虑液相用量，对于甲醇抑制剂，因沸点低容易蒸发计算时除考虑液相用量之外，还必须考虑气相损失量。
（1）、计算出所需抑制剂浓度后，对于乙二醇等甘醇类抑制剂可由下式计算所需抑制剂加量：mmC C W W -=1水 （4-7）式中：W 为所需抑制剂加量，kg/d ；C m 为水相中抑制剂的质量百分比浓度；W 水为集输系统中的总水量，包括凝析水量和游离水量，凝析水量可由式（4-3）计算可得。
各种加药量的计算
加药量:180*8/（8%*800）=18l/h
18*8*2*24＊30/60=1。08 t
05
一级RO还原剂加药
RO进水1750 m3/h
二箱二泵，配液8％，加药量2PPM
加药量：1750＊2/(8％＊800)=35l/h
3.5*24*30=2。52t
06
一级RO非氧化性杀菌加药
加药量：1200＊1/(1％＊800)=120l/h
PAM：1.2*24＊30=0பைடு நூலகம்864t
03
河水NaClO加药系统
河水1200m3/h
二箱二泵,原液8%，加药量3PPM
加药量:1200*3/(8％*800)=36l/h
NaClO：36*24＊30=25。92t
04
超滤反洗NaClO加药系统
超滤水量180 m3/h
RO进水1750 m3/h
二箱二泵，配液20%，加药量1PPM
加药量：1750＊1/(20％＊800)=8。75l/h
8.75＊24*30/5=1。26t
07
一级RO阻垢剂加药
RO进水1750 m3/h
二箱十泵,原液，加药量2PPM
加药量:194＊2/（8％＊800）=3.88l/h
3.88＊9*24*30/8=1.26t
08
二级RO加碱加药
二级RO进水412 m3/h
二箱二泵,配液40%,加药量20PPM
加药量：412＊20/（40%＊800）=20.6l/h
20。6*24＊30
加药量的计算
序号
加药系统
系统规模
设备配置及出力
相关计算
1个月药品消耗
延长气田天然气水合物抑制剂注入量的确定
！婴呈２
２２ １８ １０
１丝２
５６．１９ ４６．３４ ２２．８４
（堕１ ２
１６７．２６ １２７．３１ ３１．７２
鏖！丝２
５１．８６ ４２．０４ １９．９１
１堕璺２
２９．７ ２１．６ ６
乙二醇再生塔底和贫液中累积的越来越多，真空再 生法可解决，但投资较高；若采用甲醇作为水合物抑
制剂，采用常规再生法虽然存在设备腐蚀问题，但盐
Ｇ。＝１０—９，Ｇ［（阢一职）＋町］ 式中：Ｇ。——新鲜或再生甘醇注入量，ｋｇ／ｄ； ｇ，——天然气流量，ｍ３／ｄ；
（３）
Ｇ一新鲜或再生甘醇注入率，ｋｇ／ｋｇ；
件下的饱和含水量，ｍｇ／ｍ３；
形。、％——天然气在膨胀前后温度和压力条 职—一天然气中的游离水，ｍｇ／ｍ３。
当采用甲醇时，注入量按下式计算： Ｇ。＝１０～ｑ，（Ｇｓ＋Ｇ。） （４）
４０
从表２可看出，当井口天然气温度降低时，需要 的水合物形成温度降增加，相应的最低富液浓度增 加，与之对应的最低水合物抑制剂注入量也有所增 加；反之，对应的抑制剂注人量将有所减少。 ３．２井口压力对抑制剂注入量的影响 在其他条件相同的情况下，随着开采时间的增 加，井口天然气压力将逐渐降低，对应的井口注醇量 也发生了变化，见表３。
在一定的温度和压力条件下，气田集气系统不 可避免的会在系统不同环节或部位形成水合物。集 气系统形成水合物的环节，一是在井场和集气站对 天然气进行节流降压，气体膨胀产生急剧温降时形 成水合物；二是在采气管线和集气管线因气体输送 产生压降和温降的过程中，管线内形成水合物。预 防天然气水合物形成的方法［Ｉ ｏ有很多，在井口设小 型加热炉，输送前将天然气加热；注抑制剂，降低天 然气水合物形成温度；管线保温；脱水。其中，在气 井中注入适量水合物抑制剂的方法较为普遍。 水合物抑制剂的作用原理¨１是：利用其吸水性 以降低天然气中水蒸气的浓度，从而降低水合物形 成的冰点。天然气水合物抑制剂包括：甲醇、乙二 醇、二甘醇等。 延长气田大部分气井采用高压集气工艺，即井 口不加热、不节流，气井天然气通过高压采气管线输 往集气站集中加热、节流、计量、处理，在集气站内建 注醇泵房，集中向单井注入水合物抑制剂。 １
通过HYSYS计算天然气水合物抑制剂注入量
注入甲醇之后，海管进出口天然气物流主要参数见 表2。
表 2 海管进出口天然气物流主要参数 （注甲醇后）
项目 气相分数 温度 ／℃
天然气 海管进口天然气 海管出口天然气
１．０００ ０
０．９９９ ９
０．９９８ ２
３７．２３
３７．０８
１０．００
压力 ／（ｋＰａ·ａ） ８ ３００．００
８ ３００．００
６ ３００．００
1 水合物形成
当天然气处于饱和或过饱和含水状态，或有游离水 存在时，在一定温度、压力条件下，气体压力波动或流 向、流态发生突变时，天然气与水形成一种白色结晶状 固体，其外观类似松散的冰或致密的雪，即为水合物。 水 合 物 的 形 成 能 堵 塞 设 备 、仪 表 阀 门 、管 路 等 ［1］。
从热力学角度看，天然气水合物的形成主要与两个 条件有关。 首要条件是天然气中含有能形成稳定水合物 的 物 质 ，如 水 、小 分 子 烃 类 、H2S、CO2等 ；其 次 是 温 度 、 压 力 符合形成稳定水合物的要求。 低温与高压是形成稳定水 合物的重要热力学条件， 当压力上升或温度下降时，容
一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法[发明专利]
![一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法[发明专利]](https://img.taocdn.com/s3/m/70ecc5a42e3f5727a4e962c6.png)
专利名称：一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法
专利类型：发明专利
发明人：葛伟凤,鞠成科,石烜,苑世宁,孟庭宇,郭庆丰,钱立峰,刘健,李晓秋,邓海发,刘汉光,张昕,魏新
申请号：CN201410722764.1
申请日：20141202
公开号：CN104594861A
公开日：
20150506
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本发明涉及一种深水气田开发用水合物抑制剂加注方法。
本发明属于水合物抑制剂技术领域。
深水气田开发用水合物抑制剂加注方法，其工艺步骤：(1)确定深水气井的温度和水深环境参数：温度3℃-18.8℃、水深100m-1350m；(2)分析确定深水气井天然气组分：甲烷85％-87％、乙烷13％-15％；(3)分析确定深水气井地层水矿化度：K和Na含量为7390-7944mg/L、Ca含量为242-512mg/L、Mg含量为45-50.4mg/L、Cl含量为11778-12500mg/L、SO4含量为115-206mg/L；
(4)深水气井加入水合物抑制剂：深水气井中加入水合物抑制剂甲醇、乙二醇或乙醇，水合物抑制剂的加入量与水的质量比为0.01-1.3wt/wt。
本发明具有操作方便，可控性好，能有效避免水合物生成导致的管道、阀门堵塞，节约抑制剂用量，保障深水气田开发安全生产施工等优点。
申请人：中国海洋石油总公司,中海油能源发展股份有限公司,中海油安全技术服务有限公司
地址：100010 北京市东城区朝阳门北大街25号海洋石油大厦
国籍：CN
代理机构：天津市鼎和专利商标代理有限公司
代理人：朱瑜
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水处理药剂投加量计算
70T/h超纯水处理系统设备加药量计算（一）阻垢剂的投加（1）脱盐水处理系统一级反渗透系统回水率按75%计算，在20-50℃条件下，该水质有较强的结垢倾向，这说明必须加入适量的膜用分散剂，以保证反渗透系统长周期安全稳定运行，延长膜的使用周期。
二级反渗透进水为一级反渗透产水,硬度碱度低不需加入阻垢剂。
经过反渗透专用软件计算得知：余姚地区水质在75%的回收率下的建议投加药量为：3ppm （以进水计），推荐使用的药剂型号为美国通用公司生产的MDC220。
（2）每天加药量=药剂浓度×进水量×24h≈8.64公斤（进水量按120m3/h计）（二）氧化型杀菌剂（1）由于原水为市政自来水，系统中的细菌较少，但随着气温的升高,尤其是在夏季,会影响反渗透膜的正常运行,所以应投加一定量的杀菌剂，以控制细菌的生长，保护反渗透膜不受微生物的侵害，我公司代理美国通用公司生产的反渗透专用杀菌剂MBC881是一种反渗透膜专用化学品，在低药量下可以快速的起到杀菌作用，MBC881作为生物控制方案的维护措施，主要就用于受生物污染困扰的反渗透系统中。
该药剂联系投加至系统预处理中，维持进水中余氯量以抑制细菌的滋生，因此药剂投加量应以系统实际所受生物污染程度来定，建议投加量为2ppm (以进水计)。
（2）脱盐水处理系统MBC881每天加药=药剂浓度×进水量×24h≈5.76公斤（进水量按120m3/h计）（三）还原剂（1）为了避免氧化型杀菌剂进入反渗透膜将膜元件氧化，在反渗透系统前设置还原剂加药系统。
所投药剂型号为DCL95，具体加药量要根据加完氧化型杀菌剂后反渗透系统进水余氯量而定，一般为所剩余氯量的3-5倍左右，以加药量为2ppm为计。
（2）脱盐水处理系统每天加药量=药剂浓度×进水量×24h≈5.76公斤（进水量按120m3/h计）注意，还原剂如果投加过量也会造成系统污堵，因此必须加强日常余氯监测工作，以调整好氧化型杀菌剂和还原剂之间的药量配比，使还原剂在充分反应掉氧化性物质对膜元件的伤害的同时，没有过多残余量给系统带来额外的污染。
天然气管道水合物抑制剂注入量的确定
天然气管道水合物抑制剂注入量的确定发表时间：2020-12-23T05:59:44.593Z 来源：《防护工程》2020年26期作者：王建伟[导读] 天然气输送管道水合物抑制剂的注入量缺乏可靠有效的计算方法，在实际生产中常采取较为保守的用量。
大港油田采油工艺研究院天津市滨海新区 300280摘要：天然气输送管道水合物抑制剂的注入量缺乏可靠有效的计算方法，在实际生产中常采取较为保守的用量。
以PIPEPHASE软件对输气管道多相流模拟计算为基础，对天然气管道内水合物的生成条件进行了预测，并综合考虑管道水相内所需的抑制剂量、气相损失量和液烃内的溶解损失量，建立了确定管道输送天然气水合物抑制剂合理注入量的新途径。
将该方法应用于油田输气管道，经生产实际检验，可有效降低抑制剂的用量，降低生产成本，计算结果对实际生产具有较好的指导性。
关键词：输气管道；天然气水合物；多相流；抑制剂；注入量0引言油田内部天然气管道输送介质一般为油井伴生气，常有液态水存在，向管道内注入热力学抑制剂是常用的防止天然气水合物生成的方法。
目前应用较多的抑制剂为甲醇、乙二醇、二甘醇等有机化合物[1]。
实际生产中，为保障安全运行，一般采取较为保守的注入量，造成运行成本的浪费。
因此，建立一种有效的水合物抑制剂注入量确定方法，对于实现天然气输送的科学化管理具有重要意义。
1PIPEPHASE软件预测天然气水合物生成将输气管道温度及压力动态模拟计算与水合物生成条件预测结合起来，应用PIPEPHASE软件对管道内天然气水合物的生成条件进行模拟计算，首先建立输气管道模型，录入天然气组分、输送气量、压力、温度、含水、管道规格、环境温度、高程差等参数，插入水合物计算单元，通过运行软件，计算得出不同气源、节点、管道内水合物形成压力-温度数据、曲线以及生成水合物类型，并可模拟出不同抑制剂加入浓度对水合物的抑制效果（图1）。
2.1水相内所需的抑制剂量水相内抑制剂的浓度是防止水合物生成的关键。
水合物抑制剂加注量计算
管线长度 m 5000.00
o
节流后压力 MPa(a) 6.80 46.36 2.6931 30.51
f(Tr,Pr) 0.7267
f(Re2) 3862.63
阻力系数 f 4.6 0.4698
沉降速度 m/s 气体流量 m3/h 分离器直径 m 圆整 m 0.074038 0.3523 井口天然气含水量 g/1000Nm3 255 2683.15 0.4702 0.0337 0.50
定压比热 kj/kmol.k
工作状态下流量 m3/s 8.4631E-03
初选流速 m/s 5.00 51 设计压力 MPa(a) 选定壁厚 3.84 4.9054 mm 8.00 3.5
60 2.83
C
管线起点温度 30.51 管线末点温度 6.34 节流前温度 oC 54.10
o
C C
总传热系数 w/m2.K 1.5000
析出水量 kg/d 11.05
水中乙二醇浓度 w% 10.92
o o
C2 0.10 临界压力 MPa(a) 4.6190 压力MPa(a) 6.5 流量系数 0.20
C3 0.08 压缩因子 0.8641 温度 oC 18
C4 0.00 46.3688 流量 Nm3/d 50000
N2 1.38
CO2 0.00 比热校正 11.12
98.51 临界温度 K 189.5650
2
壁厚 mm 18.57 厚度 mm 100~150
气体通过丝网最大允许速度 m/s 6. 乙二醇防冻剂加入量计算 水合物形成温度 oC 7.00 必须降低的冰点温度 C 4.39
o
气体通过丝网设计速度 m/s
除雾网面积 m
水下采油树水合物抑制剂注入研究
水下采油树水合物抑制剂注入研究赵宏林;周鹏;代广文;段梦兰;李荣;朱军龙【摘要】在海洋油气生产过程中,通过注入水合物抑制剂防止水合物生成是流动保障技术的重要组成部分.针对荔湾31油田所采用的卧式采油树,根据不同的工况要求,研究了相适合的化学试剂注入策略和阀门操作顺序.以正常工况下乙二醇注入量计算为例,应用HYSYS工艺软件模拟计算,采用天然气干基首先进行饱和水处理再与抑制剂混合的方法,将计算结果同常规理论计算对比,发现软件计算结果约为理论计算的2倍,在工程设计允许范围内.在水下采油树工艺设计中可以选用HYSYS软件计算水合物抑制剂的注入量,计算过程动态、准确且应用范围广.【期刊名称】《石油矿场机械》【年(卷),期】2015(044)004【总页数】4页(P47-50)【关键词】水下采油树;流动保障;水合物抑制剂;HYSYS【作者】赵宏林;周鹏;代广文;段梦兰;李荣;朱军龙【作者单位】中国石油大学(北京)海洋油气研究中心,北京102249;中国石油大学(北京)海洋油气研究中心,北京102249;中国石油大学(北京)海洋油气研究中心,北京102249;中国石油大学(北京)海洋油气研究中心,北京102249;重庆前卫海洋石油工程设备有限责任公司,重庆401121;中国石油大学(北京)海洋油气研究中心,北京102249【正文语种】中文【中图分类】TE931.1水下采油树作为水下生产系统的核心，功能主要有：控制油井生产、调节出油产量、提供修井通道等。
水下采油树在生产过程中面临着形成天然气水合物并堵塞流动通道的危险，因此，为了防止产出液在生产过程中形成水合物堵塞管路，需要向采油树生产通道内注入水合物抑制剂，以避免生产过程中生成水合物堵塞管路的危险。
水合物的生成需要满足一定的温度、压力条件，水合物抑制剂的注入可以降低水合物生成所需的温度条件，从而达到阻止水合物生成的目的［1-4］。
因此，需要针对水下采油树不同工况进行化学试剂注入方案设计。
调试加药
化学药剂
我方根据水质和工程工艺，推荐药品种类、配药浓度、加药量，并给出在市场可购买到的产品规范。
1、絮凝剂
水量为70m3/h，PAC投加量为20mg/L(可调),则每天投加PAC量为：
20*70/1000*24=33.6kg
2、助凝剂
水量为70m3/h，PAM投加量为2mg/L(可调),则每天投加PAM量为：
2*70/1000*24=3.36kg
3、杀菌剂
杀菌剂为超滤进水及反洗投加。
进水量为70m3/h，杀菌剂投加量为3mg/L(可调),则每天进水投加杀菌量为：3*70/1000*24=5.04kg
反洗水量为120m3/h，投加量为30mg/L(可调),则每天反洗投加杀菌剂量为：30*120/1000*0.5=1.8kg
每天杀菌剂总使用量约为6.84kg
4、还原剂
水量为63m3/h，还原剂投加量为5mg/L(可调),则每天投加还原剂量为：5*63/1000*24=7.56kg
5、阻垢剂
水量为63m3/h，阻垢剂投加量为5mg/L(可调),则每天投加阻垢剂量为：5*63/1000*24=7.56kg
6、酸
每日酸用量较少，可适当购买。
7、碱
每日碱用量较少，可适当购买。
注：以上加药量为理论数据，以现场实际情况配置加药浓度及加药量为准。
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30.51
液滴直径 106m
6.34
液体密度 kg/m3
6.0573 气体密度 kg/m3 粘度 mPaS
6.34
6.0573
100.00
1000.00
49.32
0.0126
f(Re2)
阻力系数 f
分离器直径
沉降速度 m/s 气体流量 m3/h m
圆整 m 壁厚 mm
节流前温度 oC节流后压Biblioteka MPa(a)f(Tr,Pr)
天然气定压比15.56 热焦耳kj-/汤km姆o逊l.K效 应系数
54.10
6.80
46.36 2.6931
0.7267
节4. 流管后线温压度降计oC 算
起点压力 MPa(a)
30.51 起点温度 oC 末点温度 oC 末点压力 MPa(a)
5. 单井计量分6.80 离器计算
3862.63
4.6
0.074038
2683.15
气体通过丝网最大允许速度 m/s 气体通过丝网设计速度 m/s
0.4702
0.50
除雾网面积 m2
18.57 厚度 mm
6. 乙二醇防冻0.4698 剂加入量计算
水合物形成温度 oC
0.3523
0.0337
100~150
井口天然气含水量 g/1000Nm3 末点天然气含水量 g/1000Nm3
0. 天然气物性 参数
南八仙气 仙5井 井 田井号 口节流
组成 (mol%) 相对密度
C1 98.51 临界温度 K
C2
临0界.1压0力 MPa(a)
C3 0.08 压缩因子
C4
N2
0.00
1.38
定压比热 kj/kmol.k
CO2 0.00 比热校正
0.5603
189.5650
4.6190
0.8641
7.00 必须降低的冰点温度 oC
255
析出水量 kg/d
水中乙二醇浓度 w%
34 用量(70%) kg/d
4.39
11.05
10.92
2.2428
46.3688
11.12
1. 管径计算 天然气PVT参数
压力MPa(a) 6.5
温度 oC 18
流量 Nm3/d 工作状态下流量 m3/s
50000
8.4631E-03
选定 参数
流量系数 0.20
初选流速 m/s 5.00
内径初算 mm
51
选定外径 mm
60
设计压力 MPa(a)
8.00
计算壁厚 mm
2.83
选定壁厚 mm
3.5
实每际米流管速线重m量/s
k2g. 管线温降计 算
环境温度 oC
管线起点温度 oC
3.84 4.9054
总传热系数 w/m2.K 管线长度 m
0 温度计算系数
30.51 管线末点温度 oC
1.5000
5000.00
1.570944137
6.34
3. 节流计算 节流前压力 MPa(a)