天然气处理与加工

nullnull 西南石油大学内容提要*内容提要天然气处理的基础理论 天然气气质指标及分析测试 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 高含硫气田集输系统的关键技术 天然气脱水工艺及其应用技术 天然气脱除酸性气体技术 天然气凝液回收技术 天然气液化技术null 西南石油大学内容提要*内容提要相平衡准则 烃类系统的汽液平衡模型 平衡分离计算 多组分精馏原理及计算 多组分吸收原理及计算 一、相平衡准则*一、相平衡准则相平衡准则 化学位的表示 逸度和活度 以逸度表示的相平衡准则1. 相平衡准则*1. 相平衡准则对于一具有N相和C个组分的非均匀封闭体系，其平衡准则如下：（1）（2）1. 相平衡准则*T—温度；P—压力；μ—化学位。（3）1. 相平衡准则2. 化学位的表示*2. 化学位的表示 化学位是控制物质传递的强度位能。对于纯组分i可通下列微分方程将化学位和温度、压力关联起来（Gibbs-Duhem方程）。Si—纯组分i的摩尔熵； Vi—纯组分i的摩尔体积。（4） 在某温度T和压力P下的μi * 在某温度T和压力P下的μi 由于μi(T0，P0)未知，在某温度T和压力P下的μi(T,P)是选定的参比状态(T0，P0)（又称标准态）的相对值。不能计算化学的绝对值使其实际应用复杂化。（5）3. 逸度和活度*3. 逸度和活度由于化学位十分抽象，因此希望通过某种易和实际物理量建立联系的辅助函数来表达化学位。逸度的概念提供了这种辅助函数； 对理想气体，在简化抽象的化学方程式，G.N.Lewis首先研究了纯组分的化学位，然后再将理想状态下所得的结果予以普遍化，应用于所有体系。3. 逸度和活度*3. 逸度和活度由式（4）得（6）按理想气体定律有（7）代入式（6）在等温下积分得（8）3. 逸度和活度*式（8）表明对理想气体，抽象的热力学量—化学位在等温下的变化可以简单地表示为实际物理量—压力的对数函数。 式（8）仅能应用理想气体，为使其通用化，Lewis提出一个称之为逸度的函数f，并将任一体系（气体、液体、或固体；纯组分或混合物；理想或非理想）中任一组分的等温化学位变化表示为：3. 逸度和活度3. 逸度和活度* 式（9）只适用于等温条件，因此标准态的温度必须和体系温度相同，但标准态的压力和组成则无需和体系一致。（9）3. 逸度和活度逸度(fugacity)的物理含义*逸度(fugacity)的物理含义 对纯的理想气体逸度等压力，而对理想气体混合物中i组分，其逸度fi等于分压yiP。 由于所有体系（纯组分或混合物）在极低的压力下均趋于理想气体，因此逸度的定义包含：和化学位相比，逸度并不那么抽象，实际体系的逸度fi可视为校正的分压。（10）活度(activity)的定义*活度(activity)的定义 将活度a定义为：因此，方程式（11）可改写为：（11）（12）活度的含义*活度的含义 式（12）表明某一物质的活度可提供该物质在某一状态下的化学位和其标准态化学位差值的量度，因此，可认为活度表明一物质相对于标准态的“活泼”程度。以逸度表示的相平衡准则*以逸度表示的相平衡准则 以汽-液平衡系统为例，对汽相和液相式（9）可分别写成。（13）（14）null（15）（17）（16）以逸度表示的相平衡准则*可用标准态化学位的严格关系将上式代入式（17）可得：（18）（19）以逸度表示的相平衡准则汽-液相平衡准则*汽-液相平衡准则（20）（21）（22）二、烃类系统的汽液平衡模型*二、烃类系统的汽液平衡模型烃类系统的汽液平衡模型常作闪蒸计算、露点、泡点、节流、等熵膨胀等工艺计算。烃类系统的汽液平衡模型主要分两类模型：1. 第一种汽液平衡模型 *1. 第一种汽液平衡模型 汽相和液相的逸度采用不同方法的计算。对汽相和液相i组分的逸度可表示： P—系统压力； yi—汽相中i组分的摩尔分数； φi—汽相中i组分的逸度系数； γi —液相中i组分的活度系数； xi—液相中i组分的摩尔分数； fi0—i组分的标准态逸度。将汽-液相平衡常数表示为:*将汽-液相平衡常数表示为: 采用这一方法时，汽相逸度系数φi可按适当的状态方程计算，液相活度系数γi则由于烃类溶液的非理想性较小，一般按正规溶液处理。1. 第一种 汽-液平衡模型null* 正规溶液的定义：当极少量的一个组分从理想溶液迁移到具有相同组成的溶液时，其熵变化为零，且总体积不变。正规溶液和理想溶液的区别在于正规溶液的混合热可以不等于零。 常用的第一种模型有：Wilson、NRTL、ASOG、UNIQUAC、UNIFAC等。1. 第一种 汽-液平衡模型2. 第二种汽液平衡模型*2. 第二种汽液平衡模型 这类模型的特点是采用同一状态方程直接计算汽相和液相的逸度，而无需通过辅助函数φi、γi等。 可由状态方程直接计算相平衡参数和热力学参数，在实际工程中应用较多。2. 第二种汽液平衡模型*2. 第二种汽液平衡模型第二种汽液平衡模型中常用的方程： SRK方程； PR方程； BWRS（或SHBWR）方程； LKP方程。2. 第二种汽液平衡模型*2. 第二种汽液平衡模型HYSYS推举使用的状态方程2. 第二种汽液平衡模型*2. 第二种汽液平衡模型各种状态方程的温度、压力适用范围三、平衡分离计算*三、平衡分离计算泡点及露点计算 部分汽化与冷凝计算 节流闪蒸计算1.泡点及露点计算*1.泡点及露点计算泡点、露点的计算有以下四种类型： 泡点压力：指定液相组成和温度T，求气相组成和压力P； 泡点温度：指定液相组成和压力P，求气相组成和温度T； 露点压力：指定气相组成和温度T，求液相组成和压力P； 露点温度：指定气相组成和压力P，求液相组成和温度T。1.泡点及露点计算*1.泡点及露点计算对液相混合物泡点的求解是建立在气-液相平衡基础之上的，指定系统压力P和组成xi求解气相组成yi和泡点温度Tb（或压力Pb）组成。在进行泡点计算时，需要联解下列二式：1.泡点及露点计算*1.泡点及露点计算泡点温度计算框图1.泡点及露点计算*1.泡点及露点计算对气相混合物露点的求解是建立在相平衡基础之上的，在进行露点计算时需要联解下列二式以求得露点温度TD（或压力PD）和平衡液相组成xi 。1.泡点及露点计算*1.泡点及露点计算露点温度计算框图2.部分汽化与冷凝计算*2.部分汽化与冷凝计算两相分离工艺计算，即部分汽化和冷凝计算，其计算模型如下图所示 2.部分汽化与冷凝计算*2.部分汽化与冷凝计算相平衡方程：物料平衡方程：令汽化率e为： 联立以上相平衡方程和物料平衡方程并整理得： 2.部分汽化与冷凝计算*2.部分汽化与冷凝计算部分汽化与冷凝计算框图3. 节流闪蒸计算*3. 节流闪蒸计算节流闪蒸计算除应用部分冷凝或部分汽化的相平衡方程、物料平衡方程外，还需要热平衡方程。3. 节流闪蒸计算*3. 节流闪蒸计算节流闪蒸计算框图四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算多组分精馏原理 简单塔计算 物料的预分配 回流比 理论板数的计算 精馏塔的热量衡算 复杂塔计算四、多组分精馏原理及计算*精馏是多次部分汽化和冷凝过程。 足够多的塔板数、适宜的塔顶回流量和塔底上升蒸汽量是实现精馏过程的必要条件。 简单精馏塔模型四、多组分精馏原理及计算精馏原理四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算物料的预分配 回流比 理论板数的计算 精馏塔的热量衡算 简单塔工艺计算四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算关键组分 在多组分精馏中，为简化塔两端产品组成的估算，广泛采用了关键组分的概念。所谓关键组分就是在多元物系中，对物料的分离起着关键性控制作用的两组分。如脱乙烷塔中的C2 H6和C3H8两组分为关键组分。 物料的分配方法 清晰分割法 非清晰分割法 物料的预分配关键组分*关键组分在多组分精馏中，为简化塔两端产品组成的估算，广泛采用了关键组分的概念。所谓关键组分就是在多元物系中，对物料的分离起着关键性控制作用的两组分。如脱乙烷塔中的C2 H6和C3H8两组分为关键组分。轻关键组分*轻关键组分 两个关键组分中，挥发度大的组分称为轻关键组分。 为达到分离要求，在塔釜中必须对它的浓度加以控制，要求进料中轻关键组分和比它轻的组分（或挥发度比它更大的组分）绝大部分进入塔顶馏出物中。重关键组分*重关键组分两个关键组分中，挥发度小的组分称为重关键组分。为达到分离要求，必须控制它在塔顶产品中的浓度，要求进料中重关键组分和比它重的组分（或挥发度比它小的组分）绝大部分进入塔底产品中。清晰分割法*清晰分割法若两关键组分的挥发度相差较大，且两者为相邻组分，此时可认为比重关键组分还重的组分全部在塔底产品中，比轻关键组分还轻的组分全部在塔顶产品中。采用清晰分割时，非关键组分在塔顶和塔底的分配可通过物料衡算求得。null*清晰分割法的物料平衡轻关键组分的回收率为a，重关键组分的回收率为b。非清晰分割法*若两关键组分不是相邻组分，则塔顶和塔底产品中必有中间组分；或若进料中非关键组分的相对挥发度与关键组分的相差不大，塔顶产品中就含有比重关键组分还重的组分，塔底产品中就会含有比轻关键组分还轻的组分。 以上两种情况称为非清晰分割。非清晰分割法非清晰分割法*非清晰分割时，估算各组分在塔顶和塔底产品中的分配情况时需作以下假设： 在任何回流比下操作时，各组分在塔顶和塔底产品中的分配情况与全回流操作时相同； 非关键组分在产品中的分配情况与关键组分的也相同。 非清晰分割法非清晰分割法*根据上述假设，任何回流比下各组分在塔顶和塔底产品中的分配情况可由亨斯特别克（Hengstebeck）公式计算。上式中相对挥发度可取为塔顶和塔底的或塔顶、进料口和塔底的几何平均值。 非清晰分割法非清晰分割法*利用上式求出i组分在塔顶及塔底的分配比(D/W)i后，可按下式求出在塔顶的量Di及Wi。非清晰分割法非清晰分割的计算步骤*非清晰分割的计算步骤各组分的初值可按清晰分割法计算； 求出塔顶的露点温度和塔底的泡点温度、各组分的平衡常数K、相对挥发度； 按亨斯特别克公式计算各组分在塔顶和塔底的量和组成； 按新分配的组成求塔顶、塔底的温度，并上次计算结果相比较。温度比较控制式:*温度比较控制式: 如果满足上式要求，计算结束；否则重复计算。非清晰分割的计算步骤四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算最小回流比的计算：当回流比由无限大逐渐减小，则达到同样的分离效果所需的理论板数逐渐增多。回流比的减小有一个最低下限，这就是最小回流比。理论上讲，这是需要无限多塔板才能达到分离要求的回流比。如果小于此值，不管用多少块塔板，也不能将混合物分离到所希望的产品要求。 实际回流比：为最小回流比的1.1～2倍。回流比的确定四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算由精馏原理可知，回流量越大，所需的塔板数越少。反之，就必须增加塔板数。回流量的最大极限是塔顶蒸气经冷凝后全部回入塔中，称全回流，回流比（回流量与塔顶产品量的比）为无限大。 最小回流比的计算方法较多，由于恩德伍德（Underwood）法的计算过程较简单，且能满足工程设计的要求，因此一般多用此法计算最小回流比。最小回流比的计算四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算最小回流比的计算αij—组分i对基准组分j的相对挥发度； xFi—进料中i组分的摩尔分数； xDi—塔顶产品中i组分的液相摩尔分数。塔顶产品为气相出料时，xDi改用i组分的气相摩尔分数yDi； q—进料的液相分率四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算简捷法：对简单塔，作初步设计， 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 研究； 严格计算法：建立相平衡、物料和能量平衡方程组，采用计算机求解。塔理论板数的计算四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算最小理论板数：在全回流的条件下，一定的塔板数具有最大的分离能力。在规定的塔顶和塔底物料组成条件下，有一个与之相适应的最少理论板数。全回流下的最少理论板数，是精馏计算中常用的一个重要参数。 实际理论板数：与实际回流量对应的理论板数。塔理论板数的计算最少理论数计算*最少理论板数可按芬斯克方程计算： 最少理论数计算若使用全凝器时，第N板是代表塔顶最上一块塔板，若使用分凝器时，则分凝器是第N板理论板。最少理论板数Nmin包括再沸器在内，为第一级板。实际理论板数*用吉利兰关联式求取理论板： 实际理论板数进料位置* N1，Nmin1—精馏段理论板数、最小理论板数 N2，Nmin2—提馏段理论板数、最小理论板数 进料位置简单塔的热量衡算*简单塔的热量衡算全冷凝器的热负荷Qc（kJ/h）分冷凝器的热负荷Qc（kJ/h） 再沸器的热负荷Qb（kJ/h）*再沸器的热负荷Qb（kJ/h）D—塔顶产品的流量，kmol/h； W—塔底产品的流量，kmol/h； F—进料流量，kmol/h； HD—塔顶产品的焓值，kJ/kmol； HW—塔底产品的焓值，kJ/kmol； HF—进料混合物的焓值，kJ/kmol。四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算复杂塔计算复杂塔模型及独立变量四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算各组分物料平衡方程组-M方程复杂塔计算相平衡方程组—E方程 四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算热平衡方程组—H方程复杂塔计算组成总和方程—S方程 四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算上述M、E、H和S方程所组成的方程组称为MESH方程组，该方程组共有N×（2C+3）个方程。 建立的多元精馏过程计算模型是属于校核型计算，其计算模型不仅用于已建精馏塔的校核计算，而且可用于新建精馏塔的设计计算。对设计计算时，可通过调整塔板数、回流比、进料位置等关键参数来满足工艺设计和方案研究的技术要求。复杂塔计算四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算精馏过程模拟计算是描述分馏过程的相平衡、物料平衡、热平衡方程组（MESH方程组）的联立求解的结果，其方程组的基本求解法有矩阵法和逐板计算法。 逐板计算法由于其截断误差传递影响大，对复杂塔稳定性差，目前在精馏电算中已较少采用。对多元烃类系统精馏过程模拟计算，认为采用矩阵法求解方程组是适宜的，但这些方程组都是高度非线性的，可通过迭代法求解，需借助于计算机求解才能完成。 复杂塔计算四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算其模拟计算思路如下： 选用气液平衡和焓模型：气液平衡和焓模型是多组分精馏计算的理论基础，对于天然气处理系统中常选用PR、SRK、BWRS状态方程作为烃类系统多组分气液平衡模型，LK状态方程作为烃类系统焓计算模型。 将物料平衡方程组化成三对角矩阵形式，由之解出各板液相组成xi,j（或气相组成xi,j），通过泡点（或露点）计算求解塔中各板新的温度Tj和相平衡常数Ki,j，同时求出气、液相焓值。 由物料平衡方程组和热平衡方程组求解各板气相流量Vj或液相流量Lj 。复杂塔计算四、多组分精馏原理及计算*四、多组分精馏原理及计算采用严谨的气-液平衡模型和矩阵法相结合，可获得较精确的逐板计算结果，但计算机耗时较长，当含大量非烃气体的精馏过程模拟稳定性较差。 为了解决精馏模拟过程中存在的问题，目前商业化的化工流程模拟软件大多采用内外法（Inside-Out Method）精馏过程模拟。 平衡模拟计算中最复杂和最费时的是平衡常数和物流热焓的计算。内外法的基本思想是将这些复杂而费时的计算内容进行简化，将这些简化模型用于主体计算（即内层循环），在外循环中则采用严格的热力学模型对简化模型的模型参数进行更新，构成两重迭代循环系统。复杂塔计算五、多组分吸收原理及计算*五、多组分吸收原理及计算利用气体混合物中的各个组分在某一液体吸收剂的溶解度不同，使容易溶解的组分和比较难溶解的组分分离开，从而达到气体混合物分离的目的。 吸收分为物理和化学吸收。五、多组分吸收原理及计算*五、多组分吸收原理及计算多组分吸收通用模型方程组与多组分精馏方程相同。 多组分吸收的简捷算法有图解梯级法、吸收因子法等； 多组分吸收的精确算法有流量加和法、内-外法等。null*图中所示数字为在气液两相共存条件下液体容积的百分数。 露点线与泡点线是两根线，而纯组分体系二者是重合的； 对于纯组分体系而言，临界点C处的温度是气液两相可以共存的最高温度，临界压力是两相共存的最高压力。然而对于多组分体系，如临界点C、临界冷凝压力D和临界凝析温度I分别处于不同位置； 图中的阴影区为可能产生反凝析现象的区域，即随温度上升或压力下降反而产生液体凝析的逆反现象的区域。六、天然气的相特性null* 西南石油大学内容提要*内容提要天然气专业标准体系及机构 制定气质指标的目标与要求 ISO13686-1998《天然气质量指标》 GB 17820-1999《天然气》 国外天然气气质指标分析 国内天然气气质标准分析与修订 天然气气质分析测试 天然气物性计算及测定一、天然气专业标准体系及机构*一、天然气专业标准体系及机构国际标准化组织（ISO）于1988年成立了天然气技术委员会（ISO/TC 193），从事天然气及天然气替代品（气体燃料）从生产到输配至最终用户的各个侧面的术语、质量规范、测量方法、取样、试验和分析的标准化； ISO/TC 193自成立以来共制定、修订40多项ISO标准、技术规范和技术报告。 一、天然气专业标准体系及机构*一、天然气专业标准体系及机构为加快天然气工业标准化技术与国际接轨的步伐，1998年在石油工业标准化技术委员会（CPSC）内成立了天然气标准化委员会（NGSC）。1999年3月为促进天然气工业的发展，满足天然气工业快速发展对标准化日益增长的要求，国家批准成立了全国天然气标准化委员会（SAC/TC 2444）。 该委员会是一个全国性的标准化组织，其主要职责是根据国家标准化法律、法规和有关政策，在天然气专业领域内，从事天然气及天然气代用品从生产（井口）到用户全过程的术语、质量、测量方法、取样、试验和分析方法的标准化。 一、天然气专业标准体系及机构*一、天然气专业标准体系及机构通 用 基 础 标 准井口天然气类标准管输天然气类标准压缩天然气类标准液化天然气类标准天然气代用品类标准煤层气类标准二、制定气质指标的目标与要求*二、制定气质指标的目标与要求充分发挥环境效益 天然气中硫化氢、总硫、二氧化碳及其它组分如汞、放射性气体都会对环境造成不利影响。 保证生产和输配系统的长期稳定运行 天然气中硫化氢及其它硫化物、二氧化碳等杂质组分均为金属材料的腐蚀性介质。 在经营上达到最佳的成本与效益 满足用户的需要和期望，企业获得最大效益。三、ISO13686-1998《天然气质量指标》*三、ISO13686-1998《天然气质量指标》国际标准化组织天然气技术委员会（ISO/TC 193）于1998年发布了国际标准ISO 13686《天然气质量指标》，对管输天然气所涉及的控制参数（组分与性质）做出了原则规定，列出了描述管输天然气质量应予考虑的典型指标和相应的试验方法，但未规定这些参数的具体数值或范围。 ISO13686:1998是世界各国制定天然气质量指标的指导性准则。三、ISO13686-1998《天然气质量指标》*三、ISO13686-1998《天然气质量指标》ISO国际标准主要指标三、ISO13686-1998《天然气质量指标》*三、ISO13686-1998《天然气质量指标》ISO 13686所规定的控制指标分三类：一类是与经济利益密切相关指标如组成和发热量；一类是与安全、环境、卫生密切相关指标如硫化氢、总硫等；一类是涉及管道安全运行指标如水、液态烃和固体颗粒等。此国际标准反映了从经济利益、安全卫生和环境保护三个方面的因素来综合考虑天然气质量指标的基本原则。 由于各国所产天然气的组成相差甚大，即使同一国家不同地区所产天然气组成的差异也较大，而且天然气的用途不同对气质的要求也不同，因此，各国应根据本国的实际情况都制定自已的天然气标准。四、GB 17820-1999《天然气》*四、GB 17820-1999《天然气》我国于1999年在修订SY 7514-88的基础上发布了GB 17820-1999《天然气》。 该标准在行业标准SY 7514-1988《天然气》基础上，总结了近10年的实践 经验 班主任工作经验交流宣传工作经验交流材料优秀班主任经验交流小学课改经验典型材料房地产总经理管理经验 ，参考ISO 13686-1998《天然气 质量指标》和国外有关天然气的管输规范，按总硫和硫化氢含量对天然气进行分类，提出了天然气的技术要求，以保证输气管道的安全运行和天然气的安全使用，有利于提高环境质量，适应我国天然气工业的发展需要。null*四、GB 17820-1999《天然气》null*四、GB 17820-1999《天然气》中石油Q/Y30-2002规定的长输管道气质技术指标四、GB 17820-1999《天然气》*四、GB 17820-1999《天然气》天然气高位发热量的计算应按GB/T 11062执行，其所依据的天然气组成的测定应按GB/T 13610执行； 天然气中总硫含量的测定应按GB/T 11061执行； 天然气中硫化氢含量的测定应按GB/T 11060.1执行； 天然气中二氧化碳含量的测定应按GB/T 13610执行； 天然气水露点的测定应按GB/T 17283执行； 天然气的取样按GB/T 13609执行，取样点应在 合同 劳动合同范本免费下载装修合同范本免费下载租赁合同免费下载房屋买卖合同下载劳务合同范本下载 规定的天然气交接点。五、国外天然气气质指标分析*五、国外天然气气质指标分析国外主要发达国家（如美国、俄罗斯、德国、英国、法国等）的天然气质量指标与国际标准ISO13686 的总体技术是一致，制定天然气质量指标遵循的原则及其相应的试验方法基本相同，主要不同点是部分指标的具体数值有差别。 ISO 13686 在其附录中比较详细地介绍美国、德国、英国、法国等国家制定天然气质量指标时所遵循的原则、具体数值及其相应的试验方法。五、国外天然气气质指标分析*五、国外天然气气质指标分析若干发达国家的管输天然气气质指标 五、国外天然气气质指标分析*五、国外天然气气质指标分析欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）气质指标 五、国外天然气气质指标分析*五、国外天然气气质指标分析俄罗斯国家天然气的气质标准（ГOCT 5542-87） 五、国外天然气气质指标分析*五、国外天然气气质指标分析全苏（部颁）气质标准OCT 51.40-1993规定的技术要求六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议比较GB 17820-1999与俄罗斯和欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）提出的气质指标，GB 17820-1999缺乏对硫醇、烃露点、粉尘、机械杂质、氧、沃泊指数和臭味强度的定量控制要求，虽然提出要对天然气中液烃和粉尘含量进行控制，但只是定性的要求，没有可操作性。 对加臭的界面也规定得较为含糊，易引发纠纷。对水露点，由于没有对环境温度做出明确的定义和规定，在标准应用中很难对水露点是否合格做出令人信服的判定。 六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议在GB 17820-1999《天然气》规定的五项技术指标中，只有高位发热量是与经济利益直接相关的，标准规定天然气的发热量应大于31.4 MJ/m3。我国目前尚未采用能量计量，此项指标的重要性难以体现，规定也比较宽松，在天然气商贸中未能充分反映出按质论价的基本原则； 随着天然气燃烧利用的数量和比例急剧增加，对天然气互换性的研究及其标准化也应尽快提上议事日程，作为燃气互换性的关键指标－沃泊指数的值，是基于安全因素考虑的。不遵守该指标的燃气设备可能存在安全隐患。 发热量六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议改变燃气分类和沃泊指数的范围，可能会对效率、设备及传输和分配网络的容量产生影响，从而带来家用和工业用电气设备分类管理、维修习惯和频率、气体镇流或者混合的改变。 GB/T 13611-1992《城市燃气分类》中已经明确对燃气（包括作为燃料的天然气）按沃泊指数进行了分类，提出了互换性的要求。由于GB 17820是商品天然气的产品标准，不仅作为燃料使用，也作为化工原料，故建议仅在资料附录中列出该规范中的燃气分类表和互换性要求，方便GB 17820使用，不在正文中给出要求，以保证标准的广泛适用性。发热量六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议总硫概念包括了一系列有机硫化合物，天然气中可能存在的有硫氧碳(COS）、低级硫醇、甲硫醚和二硫化碳等。当天然气作为工业或民用燃料使用时，此指标是由所含有机硫化合物燃烧后生成的二氧化硫量对环境与人体的危害程度确定的。 近期研究表明，硫醇对金属腐蚀有一定影响，这也是俄罗斯和欧洲等对天然气中硫醇含量做出规定的原因之一。 总硫含量指标 六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议俄罗斯国家标准规定天然气中硫醇含量超过36mg/m3时应由单独的管道供气。加拿大阿尔伯达省的商品天然气允许总硫含量不超过115mg/m3，输往美国天然气总硫含量则必须降至23mg/m3。欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）规定总硫含量应低于30mg/m3。 GB 17820-1999没有对硫醇含量进行规定，对其的控制主要通过规定总硫含量来实现。从近几年的检测数据来看，商品天然气中的总硫含量已经大大低于标准中一类气、二类气和三类气规定的指标，建议结合国外的指标要求和检验数据的统计情况，适当降低该项指标。总硫含量指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议规定天然气中硫化氢含量在于控制对人体的危害以及对输配系统的腐蚀。大量研究表明，湿天然气中硫化氢含量不大于6mg/m3时，对金属材料无腐蚀作用；含量不大于20mg/m3时，则对钢材无明显腐蚀或其腐蚀程度在工程所能接受的范围内。 但从目前发达国家通过长输管道输送的天然气中硫化氢含量指标看，几乎都采用不大于6 mg/m3～7 mg/m3的指标。 硫化氢含量指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议对内腐蚀相当严重的我国输配系统而言GB 17820规定的三类商品气硫化氢含量指标中，只有一类气的指标适合输配系统；二类气的指标作为民用和工业用气是适合的，但对输配系统而言则硫化氢含量偏高；至于三类气的硫化氢含量指标则大大偏高。 随着天然气气质管理的加强和从满足HSE管理的需要出发，目前在各油气田已经不允许三类气进入输配系统作为商品天然气销售，因此取消三类气指标可以使我国标准进一步与国际先进水平接轨 。硫化氢含量指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议作为杂质组分，天然气中的二氧化碳对大气的温室效应和管道腐蚀都有影响，故在大多数国家的气质标准中均有规定。发达国家一般定为不大于2%（摩尔分数）。但在GB 17820-1999中天然气中二氧化碳含量定为不大于3 %（摩尔分数）。 目前我国商品天然气均采用体积计量，二氧化碳含量与净化厂的商品率（经济效益）直接挂钩。但实施能量计量后，二氧化碳含量过高只会徒然降低管道的输送能力，并增加输气的动力消耗，提高输配系统的操作成本，故其含量不宜定得太高，建议规定天然气中二氧化碳含量为不大于2 %。二氧化碳含量指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议国外对天然气中水分含量指标的规定一般采用两种不同的方式：即水分含量的绝对值或管输条件下的水露点。GB 17820-1999采用后者，此方式比较直观，目前国外普遍采用，且指标也比较先进。 GB 17820对水露点指标的规定较为模糊，没有明确指出环境温度的准确定义和指标，增加了执行的难度。俄罗斯供国内使用的行业标准（OCT 54.04）中，按不同地区和季节规定了4种不同的指标，且指标间的差别达到23℃，合理地解决了气质要求与生产成本之间的矛盾。但是我国各地区地理、气候等条件差别悬殊，要明确划分出不同的寒带和温带地区界限是非常困难的，因此建议在标准中明确环境温度的定义，保证在管输中不析出水 水含量与水露点指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议天然气烃露点和烃含量是天然气管输操作中的重要指标，管输气中冷凝物的出现会使过滤器及测量和控制仪器出现故障，形成安全操作方面的隐患。 GB 17820-1999中明确规定：“在天然气交接点的压力和温度下条件下，天然气中应不存在液态烃”。该规定是定性的，缺乏可操作性，而俄罗斯和欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）均对此做出了具体的指标规定。 烃含量和烃露点指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议目前还缺乏烃露点测定的相关方法标准，同时尚未对全国范围内的烃露点数据进行普查，要提出具体的指标要求是非常困难的。 我国已经开始进行烃露点测定方法的研究工作，但要实现标准化，还需要一定的时间。因此，建议参照国外标准提出一个明确的指标要求，但是不作为贸易交接的强制性要求，只供企业在气质控制中参考使用，待条件成熟时，再转为强制性要求。烃含量和烃露点指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议由于氧会与天然气形成爆炸性气体混合物，而且在输配过程中氧也可能氧化硫醇而形成腐蚀性更强的产物 无论从安全或防腐的角度，都应对商品天然气中的氧含量进行规定。德国的商品气标准规定，氧含量不超过1%（体积）；ΓOCT 5542规定为不超过1%（体积）；OCT 51.40则规定在温暖地区应不超过0.5%，欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）规定氧含量不超过0.0l%。 建议在GB 17820中对氧含量做出规定，并建议采纳Q/SY 30－2002对长输管道输送的天然气中的氧含量应小于0.5%的指标要求。氧含量指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议在GB 17820-1999中虽未规定商品天然气中机械杂质的具体指标，但在第5项中明确规定“天然气中固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用”，此项规定与ISO 13686是一致的。 多年来输配系统的运行状况表明，我国输配系统中天然气固体杂质的含量偏高，其严重程度已达到影响系统的安全运行，故测定天然气中固体颗粒含量的有关标准正在制定之中。参照ΓOCT 5542的规定，指标可定为不大于1.0mg/m3。 固体杂质指标不仅应规定其含量，也应说明其粒径。国家标准《车用压缩天然气》（GB 18047-2000）中规定：压缩天然气中固体颗粒的直径应小于5 µm。此项规定对天然气输配系统也是适宜的。 固体颗粒（机械杂质）指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议作为民用燃料，天然气应具有可以察觉的臭味，以便在发生泄漏时及时发现，避免发生事故。因此，臭味不足的天然气应添加加臭剂，这是发达国家对民用天然气已普遍采用的规定。 建议GB 17820-1999修订时应在正文中明确天然气加臭的界面和职责，保证天然气作为民用燃气时的安全使用。气味强度指标六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议对发热量、总硫、二氧化碳的控制指标偏高；三类气的指标控制没有实际意义 对水露点的指标要求也较为含糊，增加了执行难度； 没有规定烃露点、氧、固体颗粒的定量指标； 对加臭的界面规定不明确。国内气质标准存在的问题六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议进一步明确本标准的适用范围，明确“本标准适用于经过处理的管输商品天然气”， 标准中气质分一类和二类，现取消三类气。 修改了一类气的高位发热量、总硫和二氧化碳的技术指标； 水露点按冬夏两季分别进行了要求； 在标准中增加对天然气加臭的要求； 在附录中提出了商品天然气作为燃料使用的的燃气分类表和互换性要求，以保证标准的广泛适用性。 在附录中增加了部分国家或组织对天然气烃露点的要求。国内天然气气质标准的修订六、国内气质标准分析与建议*六、国内气质标准分析与建议GB 17820-1990《天然气》的修订 国内天然气气质标准的修订 七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试TC 193自成立以来共制定、修订40多项ISO标准、技术规范和技术报告。 对管输商品天然气组成及气质指标已形成较完整的国际分析技术标准，目前正向天然气上游领域（主要是井口）的取样、计量和测试标准化扩展。 七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试天然气组成分析测试 天然气发热量分析测试 天然气总硫及硫化氢分析测试 水露点/水含量分析测试 烃露点分析测试 七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试国内外测定天然气组成最常用的方法是气相色谱法； 国外标准主要有两大体系： 国际标准化组织ISO的系列标准，如ISO 6974:2000系列（包括六个部分），ISO标准在欧洲应用较多。 北美采用的美国材料试验学会ASTM D 1945-2003 《用气相色谱法测定天然气的标准试验方法》和GPA 2261-2000《用气相色谱法测定天然气及类似气体混合物》标准。天然气组成分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试GB/T 13610-2003 《天然气的组成分析 气相色谱法》：非等效采用ASTM D 1945-1996 ，可测定氦、氢、氧、氮、二氧化碳、硫化氢、C1～C6+ GB/T 17281-1998 《天然气中丁烷至十六烷烃类的测定 气相色谱法》 ： 等效采用国际标准ISO 6975:1986《天然气中丁烷至十六烷烃类的测定气相色谱法》。天然气组成分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试现有的确定天然气发热量的方法可分为两大类。 一类是以气相色谱法测定天然气的组成，然后由组成计算其发热量（简称色谱法） 另一类则是直接以仪器测定天然气的发热量（简称燃烧法） 国内外测定天然气组成最常用的方法是气相色谱法；天然气发热量分析测试 七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试GB/T 11062-1998《天然气 发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》:非等效采用国际标准ISO 6976:1995《天然气 发热量、密度和相对密度的计算》 ; GB/T 12206-2006《城镇燃气热值和相对密度测定方法》规定用容克式水流式流量计测量燃气热值，用气体相对密度计测量气体相对密度的方法，适用于高位热值低于62.8MJ/m3的燃气。该标准非等效采用日本JISK 2301-1992《燃料气体及天然气-分析方法、试验方法》。 天然气发热量分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试ISO标准和ASTM标准中有关天然气发热量的分析测试标准有： ISO 6976:1995 《天然气 由组成计算发热量、密度、相对密度和沃伯指数》 ISO 15971:2006 《天然气 性质测定 燃烧性质：发热量和沃泊指数》 ASTM D 1826-1994 《连续式 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 热量计测定天然气发热量的方法标准》 ASTM 44891-89(2001)《用化学当量燃烧法测定天然气发热量的方法标准》天然气发热量分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试GB/T 11061-1997 《天然气中总硫的测定氧化微库仑法》:GB 11061-89是非等效采用ASTM D 3246-81制定的，测定范围1～1000mg/m3，对高于此范围的气体，可经稀释后测定。不适用于在线连续测定。 GB/T 19207-2003《天然气中总硫的测定 氢解-速率计比色法》:适用于天然气中总硫含量的测定，测定范围为(V/V)为0.001×10-6～20×10-6，并且可通过稀释将测定范围扩展到较高浓度。该方法适用于实验室和在线分析。天然气总硫及硫化氢分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试天然气总硫及硫化氢分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试ISO 6326-1:2007 《天然气 硫化合物测定 第1部分：一般介绍》 ISO 6326-3:1998 《天然气 硫化合物测定 第3部分：电位法测定硫化氢、硫醇、硫氧化碳等》 ISO 6326-5:1998 《天然气 硫化合物测定 第5部分：林格奈燃烧法》 ISO 19739:2004 《天然气 用气相色谱法测定硫化物的含量》天然气总硫及硫化氢分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试GB/T 18619.1-2002《天然气中水含量的测定 卡尔费休法-库仑法》：水含量在5 mg/m3～5000 mg/m3范围，硫化氢和硫醇总含量低于水含量的20%的天然气。 GB/T 21069-2007 《天然气 高压下水含量的测定》：在压力高于1MPa时水含量不小于10mg/m3的无硫天然气和含有硫化氢的酸性天然气。 SY/T 7507-1997《天然气中水含量的测定 电解法》：天然气中水含量体积分数小于4000×10-6时水分的测定 水露点及水含量分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试GB 17820-1998《天然气水露点的测定 冷却镜面凝析湿度计法》：等效采用国际标准ISO 6327:1981《天然气水露点的测定 冷却镜面凝析湿度计法》 GB 17820-1998水露点测定范围一般为-25℃～5℃。特殊情况下水露点测定范围也可以更宽。但此法不适合用于在线测定。水露点及水含量分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试国内外烃露点分析方法有计算法和直接测量法，都未标准化。 计算法确定烃露点是根据天然气组成选择合适的状态方程，依据气液相平衡原理计算而得。 直接测量法确定烃露点是采用非自动目测冷镜湿度仪。天然气流过冷却的镜面，直至开始形成烃冷凝物，观察到的露点形成的那点温度就作为露点温度。 国外出现采用“黑斑”技术的光学冷凝测量原理，可以实现碳氢露点的自动在线测量。它具有重现性，并能免除操作者的目测误差和漂移。天然气烃露点分析测试七、天然气气质分析测试*七、天然气气质分析测试ISO/TC 193 现已发布ISO 6570:2001 《天然气 潜在液烃的测定 称重法》、ISO 23874:2006 《天然气 用于烃露点计算的气相色谱分析要求》、ISO/TR 11150:2007《天然气 烃露点和烃含量》（技术报告）。 有关天然气烃露点测定的国际标准正处于开发阶段，应密切关注其发展动态 。天然气烃露点分析测试八、天然气物性计算及测定*八、天然气物性计算及测定天然气物性（密度、压缩因子等）可采用计算法和测定法；八、天然气物性计算及测定*八、天然气物性计算及测定ISO 6976:1995 天然气 由组成计算发热量、密度、相对密度和沃伯指数 ISO 15971:2006 天然气 性质测定 燃烧性质：发热量和沃伯指数 ISO 15970:2008 天然气 性质测定 容量性质：密度、压力、温度和压缩因子 ISO 12213-1:2006 天然气压缩因子的计算 第1部分：导论和指南 ISO 12213-3:2006 天然气压缩因子的计算 的2部分：用摩尔组成进行计算 ISO 12213-3:2006 天然气压缩因子的计算 的3部分：用物性值进行计算null 2012内容提要*内容提要高含硫气田的特殊性 高含硫气田集输工艺方案 高含气田集输系统腐蚀控制 高含硫气田水合物预测与防止技术 高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用一、高含硫气田的特殊性*一、高含硫气田的特殊性剧毒及强污染性：硫化氢是一种无色、有刺激性和腐蚀性的剧毒气体，高含硫天然气一旦泄漏扩散，极易引起人畜中毒和环境污染。 强腐蚀性：高含硫天然气的硫化氢分压高，还可能存在CO2、Cl-、S、有机硫等，在有游离水的条件下极易发生腐蚀。 易冰堵：含硫天然气水合物形成温度较高。 单质硫沉积：高含硫气田在生产过程中可能出现单质硫沉积。单质硫沉积在井筒及管道或设备中会造成堵塞，不仅影响气井正常生产，还会加剧腐蚀，危及安全。一、高含硫气田的特殊性*一、高含硫气田的特殊性加拿大、美国等国家 H2S含量大于5%为高含H2S 气藏 1995年 我国制定了气藏分类标准（ SY/T 6168） H2S含量为2%～10%（30～＜150g/m3)为高含H2S 气藏二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案湿气集输工艺：采气管线和集气管线需采用伴热保温输送，节约脱水费用，无废气、废气排放，安全风险较大，气液混输压力损失较大，适用于集输距离较近的气田。 干气集输工艺：设置脱水装置，增加集输系统的安全性，正常生产时集气干线不需注缓蚀剂和水合物抑制剂，增加废水、废气的排放点。集输工艺方案二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案湿气混输工艺 井场不设气液分离器，管道系统中产生的水/凝液，由天然气直接夹带至末站，需要定期清管； 井场设加热炉、水合物抑制剂/缓蚀剂以及硫溶剂加注系统； 湿气混输系统应进行段塞流分析，末站分离器应能够承受段塞流的冲击。湿气集输工艺二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案湿气分输工艺 井场设气液分离器、污水罐及污水泵，集输管道需保温和定期清管； 井场设加热炉、水合物抑制剂/缓蚀剂以及硫溶剂加注系统； 污水可车载或管道输送至污水处理站； 污水处理工艺与污水回注、排放有关。湿气集输工艺二、高含硫气田集输工艺方案*湿气输送工艺，设有井口加热炉、调压阀、流量计、两相计量分离器； 各集气站设有高压放空系统，井口及出站口均设有ESDV； 甲醇和缓蚀剂均在井口及出站口加注。缓蚀剂88湿气去净化厂返输燃料气流量计减压阀ESDVESDV甲醇节流阀8井口加热炉二、高含硫气田集输工艺方案二、高含硫气田集输工艺方案*集气末站设有ESDV 、两相生产分离器、流量计、高低压放空火炬 来自净化厂燃料气经调节后，分别去高低压放空火炬、吹扫、集气站和清管站8湿气去净化厂切换阀ESDV8湿气来自管道污水处理流量计二、高含硫气田集输工艺方案二、高含硫气田集输工艺方案*注水泵ESDV气田生产污水净化厂来污水去污水回注井去低压放空闪蒸气去净化厂的低压酸气系统ESDV输水泵污水罐污水罐闪蒸罐调压阀污水罐过滤器污水集中－闪蒸－过滤－加压－回注；二、高含硫气田集输工艺方案null*null*二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案干气集输的关键是采用脱水工艺解决腐蚀和水合物的问题； 脱水工艺：低温分离法、三甘醇脱水、分子筛脱水； 国外应用分子筛脱水较多，采用抗酸性分子筛，需引进，可湿气再生； 水露点控制：比输送条件下最低环境温度低5℃。干气集输工艺二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案干气集输工艺二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案干气集输工艺二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案干气集输工艺二、高含硫气田集输工艺方案*二、高含硫气田集输工艺方案简化集气工艺，采用有效的腐蚀防护、水合物防止措施；减少废气、废水排放，保护环境。 应对气质、气井产量、压力和温度、产液量、气井布置等基础资料综合分析，集输距离长，地形起伏大、人口密度较大，宜采用干气集输；反之，可采用湿气集输工艺。 矿场集输脱水：多采用分子筛脱水。集输工艺方案三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制H2S与C02和碳钢相互作用的机理非常复杂。这方面研究资料也很有限。 前苏联专家对苏联奥伦堡酸性气田管道工作条件进行了综合分析，明确指出：腐蚀过程发展的最主要因素是介质的化学组成。其次的腐蚀过程发展因素是酸性组分含量及其分压、所输送介质的温度。 根据系统中酸性组分的分压比例，腐蚀过程特性会有实质性变化：当H2S分压升高时，渗入钢的氢量会增加，均匀腐蚀速率亦将增大；当二氧化碳分压升高时，钢的均匀腐蚀速率增大。高含硫气田腐蚀机理 三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制高含硫气田地面集输系统内可能产生的腐蚀有电化学腐蚀、硫化物应力开裂（SSC）以及氢诱发裂纹（HIC）。 SSC、HIC主要通过选材和制作工艺来解决，电化学腐蚀主要通过加注缓蚀剂来解决。集输系统的腐蚀类型 三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制温度：对电化学腐蚀而言，50～80℃这是一个敏感的温度范围，但对SSC和HIC，常温为其敏感区。 流速：流速过高，一方面会对阀门等设备造成冲刷腐蚀；另一方面，管道内壁表面上的硫化铁腐蚀产物受到冲刷而被破坏或粘附不牢固，使管道内壁一直以初始的腐蚀速率高速腐蚀。流速过低，会造成管道、设备底部积液，而发生水线腐蚀、垢下腐蚀等，导致局部腐蚀破坏。一般流速应控制在3～6m/s。集输系统腐蚀的影响因素 三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制Cl-： Cl-影响腐蚀的一个重要因素，如果气田水中Cl-含量超过104ppm，容易产生局部腐蚀，为点蚀。 元素硫：在高酸性环境下，元素硫具有很强的腐蚀性，与管材接触后会加速接触点材料的腐蚀。集输系统腐蚀的影响因素 三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制根据国外资料调研显示，在造成新建管线泄露、断裂等事故中，内腐蚀、外腐蚀、工程焊接、管线制造这四种因素占事故率的88.69%，其中内腐蚀占50%以上，因此加强内腐蚀监控是极其重要的。 加拿大石油公司，通常要求酸性气田管道内腐蚀控制在0.0254mm/a，并且无点蚀。 腐蚀控制要求三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制采用抗硫化物应力开裂材料：碳钢，不做内防腐涂层； 控制流速：北美10m/s，国内3～6m/s； 采用缓蚀剂及相应的处理工艺；预膜+连续加注； 设计中增加管线和设备壁厚的腐蚀裕量； 碳钢和低合金管线：2～4mm；设备：4～4.5mm 定期清管，采用智能清管器测取壁厚； 建立腐蚀检测系统，设设置腐蚀挂片和探头；在管线低处的底部设放水孔，通过检测水中铁离子判断腐蚀情况。 集输系统腐蚀控制措施 三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制缓蚀剂选择一般通过实验室和现场试验进行筛选，以确定适合的品种和精确用量。 缓蚀剂主要是初级胺、二元胺、聚胺、咪唑啉、嘧啶以及季铵类的化合物。通常物理性质： 密 度： 850 ～950 kg/m3 pH 值： 7～9 流动点： ＜-35℃ 闪 点：15℃ ～35℃缓蚀剂的应用三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制加拿大的气田多采用胺类、吡啶和咪唑啉类缓蚀剂； 壳牌石油公司开发了合成酸/多胺的缓蚀剂，在贝尔贝利等特高含硫气田使用具有较好的防腐性能； 国外常用康托尔（Kontal）系列缓蚀剂及纳尔科（Nalco）公司的2VJ-612 缓蚀剂等，据称对抑制CO2 腐蚀有较好的效果。缓蚀剂的应用三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制缓蚀剂加注方式 连续加注 预涂膜+连续加注缓蚀剂 批量加注 缓蚀剂注入位置：井口设加注装置（一级节流后），保护从井口到分离器间的采气管线；集气站设加注装置，将缓蚀剂注入集气干线开始处加注到管线内； 采用干气输送，集气干线只进行预膜处理，其它时间不加注缓蚀剂。缓蚀剂的应用三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制缓蚀剂预膜量的估算 SY/T 0611推荐公式 V=2.4DL V—预膜量（L）； D—管径（cm）； L—管长（km）。 该公式已被国外管道防腐所使用，在国内的应用也较为普遍。缓蚀剂的应用三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制缓蚀剂预膜量的估算 法国拉克气田预膜公式 V=20×10-3×S×T V—缓蚀剂用量，kg； S—集输管线内表面表面积，m2；T—预膜时间，一般为2～3天。 该公式是法国Lacq气田针对高含硫气田集输管线而推导的缓蚀剂预膜公式。缓蚀剂的应用三、高含气田集输系统腐蚀控制*三、高含气田集输系统腐蚀控制缓蚀剂预膜量的估算 加拿大酸性气田和纳尔科公司等的经验作法: 按照缓蚀剂预膜厚度为3mils（1