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C_m——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-C_mol)    (3-2)

式中C_mol——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q_L，即

 

式中C₁——注入的含水抑制剂中抑制剂的质量分数；

    q_w——系统中析出的冷凝水量，kg/d；

    q_L——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。