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天然气水合物的防治方法综述张嘉兴;陈思奇;贾贺坤;李欣洋【摘要】With deepening of oil and gas field development and continuous development of deep sea oil and gas fields, the generation of natural gas hydrate has great harm to oil and gas field development and pipeline transportation. In this paper, the formation mechanism and basic process of gas hydrate formation were introduced. Four methods to control the formation of natural gas hydrate were summarized, including drying method, such as dry air drying method;pressure control method, such as stepwise throttling method; heating method, such as water heating method, hot water pipe heating method, electromagnetic heating method; chemical inhibitor method, such as thermodynamic inhibitor method, kinetic inhibitor method and several new inhibitor method. And their respective application ranges and action mechanisms were analyzed, the future development trend of domestic hydrate inhibition technology was put forward.%随着油气田开发的不断深入和深海油气田的不断发展,天然气水合物的生成对油气田开发和管道运输均有很大危害.介绍了天然气水合物的形成机理和基本过程,概述了四种抑制天然气水合物生成的方法,分为干燥法,如干空气干燥法;压力控制法,如逐级节流法;加热法,如水套炉加热法、热水管加热法、电磁加热法;注入化学抑制剂法,如热力学抑制剂法、动力学抑制剂法和几种新型抑制剂法,并分析了各自的适用范围和作用机理,提出了国内今后的水合物抑止技术的发展方向.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2017(046)006【总页数】3页(P1216-1218)【关键词】天然气水合物;水合物防治;化学抑制剂;高效率【作者】张嘉兴;陈思奇;贾贺坤;李欣洋【作者单位】东北石油大学石油工程学院, 黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院, 黑龙江大庆 163318;东北石油大学石油工程学院, 黑龙江大庆163318;东北石油大学石油工程学院, 黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE624经过大量实验研究表明，天然气水合物的生成过程不仅与天然气的组成成分、水的含量有关，而且与外界环境条件有关。
防止天然气水合物形成的方法——热力学抑制剂法概述天然气水合物是一种在高压低温条件下，天然气分子和水分子结合而形成的物质。
在深海沉积物、陆地冷区和天然气管道中常见。
虽然它是一种重要的能源资源，但在天然气储运过程中也会带来许多问题，其中最主要的问题就是天然气水合物的形成和堵塞。
天然气水合物通常形成在沉积物中，占据埋藏在沉积物中的油气空间，从而降低油气的开采效率。
在管道运输中，水合物也可能引起管道输送能力降低、管道爆炸等安全问题，严重威胁天然气输送的安全性。
因此，防止天然气水合物的形成和解决水合物问题，对天然气工业发展具有重要意义。
本文将讨论一种常用的防止天然气水合物形成的方法——热力学抑制剂法。
热力学抑制剂法解析热力学抑制剂法是一种使用添加剂抑制水合物形成的方法。
其基本原理是向水合物体系中添加一种高效的物质，改变体系的化学势使水合物体系的蒸汽压下降，从而抑制天然气水合物的形成。
热力学抑制剂法分为两大类：1. 低浓度热力学抑制剂法该方法是在天然气水合物形成压力下添加一定量的低浓度抑制剂。
低浓度抑制剂的添加量通常在天然气水合物形成压力的百分之二至十之间。
通过低浓度抑制剂的添加，改变天然气水合物体系的化学势，从而抑制水合物的形成。
低浓度抑制剂添加后，压力和温度下降，从而改变水合物的形成条件。
低浓度热力学抑制剂的特点是添加量小，不影响系统的稳定性，对环境和天然气质量也没有异影响。
2. 高浓度热力学抑制剂法该方法是向水合物体系中添加一定量的高浓度抑制剂，使其达到在水合物形成压力下稳定的条件。
高浓度热力学抑制剂的添加量通常在天然气水合物形成压力的百分之二十至四十之间。
高浓度抑制剂的添加使得水合物体系的化学势比自然状态下的水合物体系更稳定，相对水的化学势更高，从而抑制水合物的形成。
高浓度热力学抑制剂的特点是添加量较大。
这种方法通常用于储存和运输天然气水合物时，以抑制其在管道和储罐中的形成。
抑制剂的种类和特点热力学抑制剂的种类根据其化学成分和性质，可分为多种类型。
天然气水合物生成的防止措施一、天然气水合物的介绍天然气水合物（gashydratets）也称水化物，它是由碳氢化合物和水组成的一种复杂的白色结晶体。
一般用M·nH2O，M为水合物中的气体分子，n为水的分子数，如CH4·6H2O、CH4·7H2O、C2H6· 7H2O 等。
天然气水合物是一种络合物，水分子借氢键结合成笼形晶格，气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格中。
气体水合物有14-面体和16-面体两种结构。
二、天然气水合物生成的条件预测天然气水合物的生成与输气管道中气体的压力、温度及水汽含量密切相关。
形成水合物的条件主要有两个：一是天然气足够低的温度和足够高的压力；二是必须输送温度低于天然气露点温度，有游离水析出。
除此之外，高的气体流速任何形式的搅动及晶种的存在等。
预测天然气水合物生成一般是根据实验数据绘制成不同相对密度天然气形成水合物的平衡曲线，见附图。
曲线上方为水合物形成区，下方为不存在区。
由图可知，压力越高、温度越低越易形成水合物。
根据附图可大致确定天然气形成水合物的温度和压力。
但对含H2S较高的天然气，不宜使用。
若相对密度在两条曲线之间，可用内插法进行近似求得。
三、天然气水合物的防止措施为防止水合物的形成，一般有四种途径:1）提高天然气的输送温度；2）降低压力至给定温度水合物生成压力以下；3）脱除天然气中的水分；4）向气流中加入抑制剂（阻化剂）。
防止水化物最积极的方法保持管线和设备不含液态水，而最常用的方法则向气流中加入各种抑制剂。
1、提高天然气流动温度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。
但这种方法不适用干线输气管道中，因为消耗能量大，而且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。
加热方法通常在配气站采用，因为那里经常需要较大幅度的降低天然气的压力，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。
抑制天然气水合物生成方法【摘要】在天然气勘探、开采、集输过程中，由于天然气水合物的生成，易造成井筒、求产、输气管线的堵塞，而通常解堵都比较困难，而且影响正常运行，有时还会引起事故。
影响了勘探、开发的正常进行。
针对这一问题，我们在总结前人经验的基础上，对试气过程中天然气水合物生成的抑制、堵塞求产管线的预防措施进行探讨，以供参考。
【关键词】天然气水合物试气抑制预防天然气水合物又称可燃冰，纯净的天然气水合物外观呈白色，形似冰雪，可以像固体酒精一样直接点燃。
在气井降压生产的过程中，由于温度场和压力场大幅度变化，在集气管线中通常要形成水合物，尤其是在阀门、分离器入口、管线弯头和三通等处，更易形成堵塞。
常常堵死生产管柱及集气管线，直接影响气井的正常生产和天然气外输，这不仅会给气井的生产带来困难，而且给气井的科学管理也造成严重危害。
1 天然气水合物生成条件1.1 与天然气组分有关天然气各种组分形成水合物的先后顺序是：h2s—异丁烷—丙烷—乙烷—二氧化碳—甲烷氮气。
形成天然气水合物的主要气体为甲烷，对甲烷分子含量超过99%的天然气水合物通常称为甲烷水合物。
1.2 需要一定的温度和压力条件天然气在流出地层，在油管中运动的过程中，一般压力在9.00-10.00mpa以上，很容易达到生成水合物的压力要求，而在此过程中压力的降低会导致天然气温度的不断下降，很容易在井下某一深度达到水合物生成的温度。
1.3 与气流高速流动，压力波动以及微小水合物晶核的诱导有关新井射孔后，原来钻井施工残留在井底的泥浆或地层中的岩屑微粒会随天然气一起进入油管，一部分粘贴在井筒内壁上，增加油管壁的粗糙度，产生阻流，导致压力波动、气流不稳定；此外，细微的聚合物泥浆颗粒极易形成水合物晶核，加速油管中水合物的生成。
1.4 系统中有自由水存在地层水以及钻井和酸化压裂施工中的残留水，生产时，大部分以游离水的形式被天然气从油管带到地面。
这些水的存在，不仅为油管中水合物的生成提供了重要条件，而且井中出来的水到地面以后导致输气管线积水，在一定温度和压力条件下生成水合物。
- 94 -腐蚀防护石油和化工设备2017年第20卷天然气管输中水合物生成的影响因素及防治李健，曹宇，高杰，邢龙（中海福陆重工有限公司， 广东 珠海 519000）[摘 要] 天然气管输过程中可能产生和聚集水合物，其危害是堵塞管路、影响产量等。
水合物生成的因素有：天然气中CO 2、H 2S等组分含量、温度压力、盐类、蜡析出等。
目前防治水合物大多采用：除水法、加热法、降压法、注入化学药剂法等。
常用的化学药剂有热力学抑制剂、动力学抑制剂、防聚剂。
常用的水合物堵塞治理方法有：降压法、加热法、机械法等。
[关键词] 天然气管输；天然气水合物；影响因素；防治措施作者简介：李健（1988—），男，山东菏泽人，2014年毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，硕士，助理工程师。
现从事海洋装备制造工作。
图1 水合物生成曲线天然气水合物（以下简称水合物）是天然气与水在高压低温条件下形成的一种笼型晶体。
目前，在石油工业生产尤其是在天然气输送管路中，水合物存在生成和聚集的可能。
其主要危害有堵塞管路、降低产量等，因此在油气生产中应尽量避免水合物的生成和聚集。
1 水合物生成条件及影响因素1.1 水合物生成及堵塞的条件水合物的生成是一个多阶段、复杂且具有系统性依赖性的过程，影响水合物生成的因素有热力学、动力学、传质、传热等，水合物的形成必要条件有[1]：(1)有足够的水分；(2)已形成空穴结构；(3)具有一定的温度和压力；(4)气体处于脉动紊流等激烈扰动，并有结晶中心存在。
从图1中可以看出，水合物的生成区域位于P-T 曲线的上方，这就意味着温度越低，压力越高，越容易形成水合物。
水合物堵塞管道共有5个步骤[17]：管道中有游离水存在；水合物颗粒在管道壁上生成，并沉积在管道壁上；水合物沉积后管道流通面积减小，加速了管道的压降和节流温降；水合物积累到一定厚度时，水合物与管道壁之间的凝聚力小于重力和剪切力时，水合物开始脱落；脱落的水合物在管道中不断聚集最终形成堵塞。
海上天然气水合物的形成与防治措施摘要：天然气水合物堵塞的防治是海上油气田安全高效开发的难题之一。
水合物的生成可导致气体输送管线和设备的堵塞而影响海上油气田的正常生产；水合物一旦形成，就很难除去。
因此，准确判断在什么条件下会形成水合物堵塞，并诊断和评价已形成的水合物堵塞，且提出行之有效的解堵措施，对天然气的输送和设备的管理具有重要意义。
本文通过对水合物的结构性质、危害、形成条件和生成机理的探究，介绍如何合理的利用抑制剂（甲醇、乙二醇）来有效防止水合物的形成，从而高效地实现海上油气田的安全开发。
关键词：结构性质危害形成条件解决措施抑制剂一、引言输气海管，作为天然气输送的重要通道，其畅通、连续、安全平稳运行对海上油气田的正常开采有着重要意义。
天然气输送管道在日常的输送中易形成水合物堵塞海管，给海管的安全运行带来极大风险。
因此，准确判断在什么条件下会形成水合物堵塞，并诊断和评价已形成的水合物堵塞，且提出行之有效的解堵措施，对天然气的输送和设备的管理具有重要意义。
二、天然气水合物的结构性质天然气水合物是一种笼形晶格包络物，即水分子靠氢键结合成笼形晶格，而气体分子则在范德华力作用下，被包围在晶格的笼形孔室中，如图1。
其外观类似松散的冰或致密的雪，通常呈白色。
天然气水合物具有多孔性，硬度和剪切模量小于冰，密度为0.88～0.90g/cm3。
可浮于水面，而沉于液烃中。
天然气水合物不同与一般的晶体化合物，是一种配位化合物（络合物）或称包合物，M·nH2O （n≥5.67），其中M表示水分子中的气体分子，n为水合指数即水分子数。
图1天然气水合物晶体结构模型三、天然气水合物的危害在天然气的整个输送过程中，由于气体的压力较高，有可能生成水化物。
天然气水合物一旦形成，就会对设备及管道等造成危害，其表现在：1.如果水合物在设备（分离器、换热器等）中形成，不但可导致设备的损坏，还可能导致较大事故。
2.如果水合物是在管道中形成，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。
输气管线中天然气水合物的防治崔青【摘要】天然气水合物是由天然气和水在高压低温条件下形成的类冰结晶状化合物.天然气储运过程中,天然气水合物常常造成管道、阀门和设备等的堵塞,降低了管道的输送能力.因此水合物的防治工作对于石油天然气工业日趋重要.针对水合物的防治可采取物理和化学措施,例如脱水法和添加抑制剂等.抑制剂主要包括热力学抑制剂、动力学抑制剂、防聚剂三种类型,开发环保并且低廉的动力学抑制剂和防聚剂是防治水合物的发展方向.【期刊名称】《应用能源技术》【年(卷),期】2014(000)010【总页数】4页(P27-30)【关键词】天然气水合物;输气管线;防治【作者】崔青【作者单位】中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257017【正文语种】中文【中图分类】ET97310 引言天然气是一种重要的能源，我国的天然气资源主要分布在西部和中部地区，因此存在天然气的储运问题。
长距离输气管道是天然气远距离输送的重要工具。
在天然气的输送和处理过程中，天然气水合物不仅可能导致管道和仪表设备的堵塞，水合物分解产生的大量天然气还可能引起管道爆裂。
因此如何进行管道水合物防治和管道解堵，从而确保输气管道安全经济运行，成为关系安全生产的重要问题。
在1810年首次于实验室发现天然气水合物，自此人们开始研究其结构、相平衡条件和生成环境要求等。
输气管线中水合物的存在由前苏联学者首次发现，自此如何消除输气管线中水合物的影响成为一项值得深入研究的重要课题。
1 天然气水合物的性质天然气水合物是在一定条件下由水和天然气形成的一种类似冰的笼形结晶化合物，遇火可燃烧[1]。
形成水合物的气体主要以甲烷为主，此外烃类中的乙烷、丙烷、异丁烷，以及SO2、N2、H2S、CO2等多种气体与水在合适的温度压力条件下都能形成水合物[2]。
在天然气水合物中，水分子之间靠氢键结合形成一种空间点阵结构，气体分子充填在点阵间的空穴中，气体分子与水分子之间的作用力为范德华力[3]。
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention.（安全管理）单位：___________________姓名：___________________日期：___________________防止天然气水合物形成的方法-热力学抑制剂法(通用版)防止天然气水合物形成的方法-热力学抑制剂法(通用版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。
显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。
防止天然气水合物形成的方法有三种：一是在天然气压力和水含量一定的情况下，将含水的天然气加热，使其加热后的水含量处于不饱和状态。
目前在气井井场采用加热器即为此法一例。
当设备或管道必须在低于水合物形成温度以下运行时，就应采用其他两种方法：一种是利用吸收法或吸附法脱水，使天然气露点降低到设备或管道运行温度以下；另一种则是向气流中加入化学剂。
目前常用的化学剂是热力学抑制剂，但自20世纪90年代以来研制开发的动力学抑制剂和防聚剂也日益受到人们的重视与应用。
天然气脱水是防止水合物形成的最好方法，但出自实际情况和经济上考虑，一般应在处理厂(站)内集中进行。
否则，则应考虑加热和加入化学剂的方法。
关于脱水法将在下面各节中介绍，本节主要讨论加入化学剂法。
水合物热力学抑制剂是目前广泛采用的一种防止水合物形成的化学剂。
向天然气中加入这种化学剂后，可以改变水在水合物相内的化学位，从而使水合物的形成条件移向较低温度或较高压力范围，即起到抑制水合物形成的作用。
常见的热力学抑制剂有电解质水溶液(如CaCl2等无机盐水溶液)、甲醇和甘醇类有机化合物。
以下仅讨论常用的甲醇、乙二醇、二甘醇等有机化合物抑制剂。
(一)使用条件及注意事项对热力学抑制剂的基本要求是：①尽可能大地降低水合物的形成温度；②不和天然气中的组分发生化学反应；③不增加天然气及其燃烧产物的毒性；④完全溶于水，并易于再生；⑤来源充足，价格便宜；⑥凝点低。
实际上，完全满足这些条件的抑制剂是不存在的，目前常用的抑制剂只是在某些主要方面满足上述要求。
气流在降温过程中将会析出冷凝水。
在气流中注入可与冷凝水混合互溶的甲醇或甘醇后，即可降低水合物的形成温度。
甲醇和甘醇都可从水溶液相(通常称为含醇污水)中回收、再生和循环使用，在使用和再生中损耗掉的那部分甲醇和甘醇则应定期或连续予以补充。
在温度高于-25℃并连续注入的情况下，采用甘醇(一般为其水溶液)比采用甲醇更为经济。
由于乙二醇成本低、黏度小且在液烃中的溶解度低，因而是最常用的甘醇类抑制剂。
而在温度低于-25℃的低温条件下，则应优先使用甲醇，因为甘醇的黏度较大，故与液烃分离困难。
为了保证抑制效果，必须在气流冷却至形成水合物温度前就注入抑制剂。
例如，在低温法脱水中应将甘醇类抑制剂喷射到气体换热器内管板表面上，这样就可随气流在管子中流动。
当气流析出冷凝水时，已经存在的抑制剂就和冷凝水混合以防止水合物的形成。
应该注意的是，必须保证注入的抑制剂在低于气体水合物形成温度下运行的换热器内每根管子和管板处都有良好的分散陛。
甲醇、乙二醇、二甘醇等有机化合物抑制剂的主要理化性质见表3-1。
1.甲醇一般来说，甲醇适用于气量小、临时设施或季节性间歇采用的场合。
如按水溶液中相同质量浓度抑制剂引起的水合物形成温度降来比较，甲醇的抑制效果最好，其次为乙二醇，再次为二甘醇，见表3-2。
表3-2甲醇和乙二醇对水合物形成温度降(△t)的影响①组成/%(质量分数)5101520253035温度降/℃Me0H2.14.57.210.1 13.5 17.4 21.8EG1.02.23.54.96.68.510.6①由Hammerschmidt公式计算求得。
采用甲醇作抑制剂时，由于其沸点低，注入气流中的甲醇有相当一部分蒸发并保持气相，因而造成的连续蒸发损失较大，其量大约是含醇污水中甲醇的2～3倍。
一般情况下可不考虑从含醇污水中回收甲醇，但必须妥善处理以防污染环境。
当甲醇用量较大时，则应考虑将含醇污水送至蒸馏再生系统回收甲醇(产品中甲醇的质量浓度大于95%即可)。
此时，应该注意的是：①如果在气井井口向采气管线注入甲醇，由于地层水、凝析油的存在，需要根据水质情况(例如，含有凝析油、悬浮物，矿化度高、pH值偏低因而呈酸性等)首先进行预处理以减少蒸馏再生系统设备和管线的腐蚀、结垢和堵塞；②集气(含采气)、处理工艺和运行季节不同时，含醇污水量、污水的某些性质以及甲醇含量也有较大差别；③对于含低分子醇类的含醇污水体系、采用Wilson、NRTL方程对蒸馏再生系统的甲醇精馏塔进行气-液平衡计算可获得较好的结果。
目前，我国长庆气区等已有多套从含醇污水中回收甲醇的蒸馏再生装置在运行。
由于甲醇易燃，其蒸气与空气混合会形成爆炸性气体，并且具有中等程度毒性，可通过呼吸道、食道和皮肤侵入人体，当体内剂量达到一定值时即会出现中毒(例如失明)现象甚至导致死亡，所以在使用甲醇做抑制剂时必须采取相应的安全对策和2.甘醇类甘醇类抑制剂无毒，沸点远高于甲醇，因而在气相中蒸发损失少。
可回收循环使用，适用于气量大而又不宜采用脱水的场合。
使用甘醇类抑制剂时应注意以下事项：①注入甘醇的喷嘴必须保证将甘醇喷射成非常细小的雾滴。
布置喷嘴时应考虑气流使锥形喷雾面收缩的影响，以使甘醇雾滴覆盖整个气流截面并与气流充分混合。
喷嘴一般应安装在距降温点上游的最小距离处，以防甘醇雾滴聚结。
②由于黏度较大，特别是低温下有液烃(即凝析油)存在时，会使甘醇水溶液(富甘醇)与液烃分离困难，增加了甘醇类抑制剂的携带损失。
为此，需要将它们加热至30～60℃在甘醇水溶液一液烃分离器中进行分离。
③如果系统(管线或设备)温度低于0℃，注入甘醇类抑制剂时还必须根据图3-1判断抑制剂水溶液在此浓度和温度下有无“凝固”的可能性。
虽然此处所谓凝固只是成为黏稠的糊状体，并不是真正冻结成固体，但却严重影响了气液两相的流动与分离。
因此，最好是保抑制制剂水溶液中甘醇的质量浓度在60%～70%。
实际上，只要能保证分离效果，也可根据具体情况采用较低的富甘醇-液烃分离温度。
例如，克拉2气田天然气处理厂脱水脱油装置的富甘醇-液烃分离温度即为-10℃。
但是，由于分离开的甘醇和液烃还要分别去加热再生和加热稳定(或分馏)，故还是以选用较高的分离温度为宜。
一般来说，采用甲醇作抑制剂时投资费用较低，但因其蒸发损失较大，故运行费用较高。
采用乙二醇作抑制剂时投资费用较高，但运行费用较低。
此外，甲醇可作为临时性解堵剂，可在一定程度上溶解已经形成的水合物。
气流所携带的地层水中电介质对水合物的形成有一定抑制作用。
但是，为了防止某些电介质对水合物抑制剂的污染和降低甘醇蒸馏再生系统的热负荷，应该在注入抑制剂前首先脱除游离水。
(二)注入抑制剂的低温法工艺流程通常，低温法可以同时脱油脱水以控制天然气的水、烃露点，有关此法的详细介绍见本章第二节。
(三)水合物抑制剂用量的确定注入气流中的抑制剂用量，不仅要满足防止在水溶液相中形成水合物的量，还必须考虑气相中与水溶液相呈平衡的抑制剂含量，以及抑制剂在液烃中的溶解量。
1.抑制剂的气相损失量由于甲醇沸点低，故其蒸发量很大。
甲醇在气相中的蒸发损失可由图3-2估计。
该图可外推至4.7MPa压力以上，但在较高压力下由图3-2估计的气相损失偏低。
甘醇蒸发损失甚小，其量可以忽略不计。
由图3-2中查得的横坐标α为在系统出口条件下气、液相甲醇含量比值，即2.抑制剂在水溶液相中所需的量水溶液相中抑制剂的最低浓度可由Hammerschmidt在1939年提出的半经验公式进行估算，也可采用有关热力学模型由计算机完成。
Hammerschmidt半经验公式为式中Cm——抑制剂在水溶液相中所需的最低质量分数；△t——根据工艺要求而确定的天然气水合物形成温度降，℃；M——抑制剂的相对分子质量；K——常数，甲醇为1297，甘醇类为2222。
公式(3-1)不能用于水溶液中甲醇浓度大于20%～25%(质量分数)和甘醇类含量大于60%～70%(质量分数)的情况。
当甲醇浓度达到50%(质量分数)左右时，采用Nielsen-Bucklin 公式计算更为准确。
△t=-72㏑(1-Cmol)(3-2)式中Cmol——达到给定的天然气水合物形成温度降，甲醇在水溶液相中所需的最低摩尔分数。
计算出抑制剂在水溶液相中的最低浓度后，可由下式求得水溶液相中所需的抑制剂用量qL，即式中C1——注入的含水抑制剂中抑制剂的质量分数；qw——系统中析出的冷凝水量，kg/d；qL——水溶液相中所需的抑制剂用量，kg/d。
3.抑制剂在液烃中的溶解损失甲醇在液烃中的溶解损失和甲醇浓度、系统温度有关。
系统温度和甲醇浓度越高其溶解度越大，通常可由有关图中查得。
甘醇类抑制剂的主要损失是在液烃中的溶解损失、再生损失和因甘醇类与液烃乳化造成分离困难而引起的携带损失等。
甘醇类在液烃中的溶解损失还与其相对分子质量有关。
相对分子质量越大，溶解度越大。
甘醇类在液烃中的溶解损失一般在0.01～0.07L/m3 (甘醇类/液烃)。
在含硫液烃中甘醇类抑制剂的溶解损失约是不含硫液烃的3倍。
注入的抑制剂质量浓度一般为：甲醇100%(由甲醇蒸馏再生装置得到的甲醇产品浓度大于95%即可)，乙二醇70%～80%，二甘醇80%～90%。
注入的抑制剂应进行回收、再生和循环使用，但甲醇用量较少时并不回收。
由于生产过程中存在一些不确定因素，所以实际甘醇注入量应大于理论计算值。
国外有人认为：①向湿气管道中注入的实际甘醇量在设计时可取计算值，但是应考虑比最低环境温度低5℃的安全裕量；②如向气/气换热器中的管板或向透平膨胀机入口气流中注入甘醇时，则在设计甘醇注入和再生系统时应考虑注入的实际甘醇量可高达计算值的3倍。
但是，为防止透平膨胀机损坏，最高甘醇注入量不应大于总进料量的1%(质量分数)。
国内有关标准则指出，注入的甘醇质量浓度宜为80%～85%，与冷凝水混合后在水溶液相中甘醇质量浓度宜为50%～60%。
甲醇的注入量在设计时一般取计算值的2～3倍。
具体用量应在实际运行中调整确定。
乙二醇在气相中的蒸发损失和在液烃中的溶解损失可忽略不计。
目前，甲醇、乙二醇对天然气水合物的抑制效果多采用有关软件计算，但在模拟计算之前应先了解该软件用于实际过程的准确性。
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