图2-12”在不形成水合物的条件下，允许天然气节流膨胀的程度知道了天然气的相对密度以及节流调压前的初始温度和初始压力，利用图2-13到图2-15，就可以求得在不形成水化物的条件下，节流调压后的最终压力。图2-14*(3)在不形成水合物的条件下，允许天然气节流降压后的温度降*图2-16是GPSA推荐的用以确定节流降压所引起的温度变化的曲线图。图2-16该曲线图是根据液态烃含量在11.3米3/106米3(GPA标准)条件下得出来的。液态烃量愈高，则温度降愈小。以11.3米3（液态烃）/106米3（GPA）为标准，每增减5.6米3(液态烃)/106米3(GPA标准)，就应有相应的±2.8℃的温度修正值。这样，如果没有液态烃，则温度降将比图2-16所求出的温度降要多5.6℃，亦即气体的最终温度要更冷5.6℃。1如果知道天然气的相对密度（或组成）、初始压力，初始温度和最终压力，就可以判断是否会形成水化物。2第一步计算节流后的温度降（ΔT）3第二步计算节流后的温度T2=T1-ΔT4第三步计算形成水化物的温度(节流后)TC5第四步判断是否形成水化物6T2＞TC不形成水合物，T2＜TC形成水合物补充：*对于天然气由于压降所引起的温度变化，也可以用经验公式计算：式中：Di——焦耳汤姆逊效应系数，℃/MPa；TC——气体临界温度，K；PC——气体临界压力，Pa；Pr，Tr——对比压力，对比温度；CP——定压比热，kJ/(kmol?K)。32145601f(Pr，Tr)用下式计算：02Cp用下式计算：03式中：T——节流前后温度平均值，K；04M——气体平均分子量；05P——节流前后压力平均值，Pa。经验公式法波诺马列夫(г.в.пономарев方法)波诺马列夫对实验数据整理，得出不同气体相对密度下计算天然气水合物生成条件的公式：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。(2)水合物P-T图回归公式*P=10-3×10P*式中，P*与气体相对密度有关，由以下回归公式确定：?=0.6P*=3.009796+5.284026×10-2t-2.252739×10-4t2+1.511213×10-5t3?=0.7P*=2.814824+5.019608×10-2t-3.722427×10-4t2+3.781786×10-6t3?=0.8P*=2.704426+0.0582964t-6.639789×10-4t2+4.008056×10-5t3?=0.9P*=2.613081+5.715702×10-2t-1.871161×10-4t2+1.93562×10-5t3?=1.0P*=2.527849+0.0625t-5.781353×10-4t2+3.069745×10-5t3式中：P——压力，MPa；t——温度，℃。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.RobinsonAssociatesLtd的EQUI-PHASEHYDRATE软件。2．5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。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。用抑制剂防止天然气水合物形成01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。02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。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5～10毫升，致死剂量为30毫升，空气中甲醇含量达到39～65毫克/米3时，人在30～60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。甲醇可溶于液态烃中，其最大质量浓度约3%。01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，02但是甘醇类防冻剂粘度较大，在有凝