天然气脱水第三章.ppt
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天然气脱水流程与原理详解演示文稿
天然气脱水流程与原理详解演示 文稿
优选天然气脱水流程与原理
第一节 概 述 一、直接冷却法：
• 原理：通过降低天然气的温度， 利用水与轻烃凝结为液体的温 差，使水得以冷凝，从而达到 脱水的目的。
• 缺点：需要制冷设施对天然气 进行制冷。
天然气脱硫、脱水器
第一节 概 述
二、溶剂吸收脱水法
•原理：天然气与某种吸水能力强的化学溶剂相接触，利用化 学溶剂对水的吸收能力，吸收天然气中的水分，同时不与水 发生化学反应，最终达到脱水的目的。 •优点：吸收剂能通过一定的方法进行再生，使其能重复使用。
三、甘醇脱水工艺流程
湿天然气自吸收塔底部 进入，自下而上与从顶部进 入的三甘醇贫液相接触后， 干气从顶部流出；贫三甘醇 自塔顶进入，与吸收塔内湿 天然气充分接触后成为富液。 富液从塔底部流出，经过滤 器、换热器与贫三甘醇换热 后进入再生塔，富液再生后 成为贫液经与富液换冷后加 压循环注入吸收塔中。
194.2 -5.6 <1.33 314 1.092 1.128 全溶 237.8 2.4.4-233.9
10.2×10-3 2.18 4.5 1.457
第三节 吸收法脱水 三甘醇质量的最佳值
参数
pH值① 氯化物 烃类② 铁粒子② 水③
固体悬浮物 ③/(mg/L)
起泡倾向
颜色及 外观
富甘醇 7.0-8.5 <600 <0.3 <15 贫甘醇 7.0-8.5 <600 <0.3 <15
3.57.5
<1.5
<200 <200
泡沫高度， 高度1020mL;破裂 时间，5s
洁净， 浅色到 黄色
①富甘醇由于有酸性气体溶解，其pH值较低。
优选天然气脱水流程与原理
第一节 概 述 一、直接冷却法：
• 原理：通过降低天然气的温度， 利用水与轻烃凝结为液体的温 差，使水得以冷凝，从而达到 脱水的目的。
• 缺点：需要制冷设施对天然气 进行制冷。
天然气脱硫、脱水器
第一节 概 述
二、溶剂吸收脱水法
•原理：天然气与某种吸水能力强的化学溶剂相接触，利用化 学溶剂对水的吸收能力，吸收天然气中的水分，同时不与水 发生化学反应，最终达到脱水的目的。 •优点：吸收剂能通过一定的方法进行再生，使其能重复使用。
三、甘醇脱水工艺流程
湿天然气自吸收塔底部 进入，自下而上与从顶部进 入的三甘醇贫液相接触后， 干气从顶部流出；贫三甘醇 自塔顶进入，与吸收塔内湿 天然气充分接触后成为富液。 富液从塔底部流出，经过滤 器、换热器与贫三甘醇换热 后进入再生塔，富液再生后 成为贫液经与富液换冷后加 压循环注入吸收塔中。
194.2 -5.6 <1.33 314 1.092 1.128 全溶 237.8 2.4.4-233.9
10.2×10-3 2.18 4.5 1.457
第三节 吸收法脱水 三甘醇质量的最佳值
参数
pH值① 氯化物 烃类② 铁粒子② 水③
固体悬浮物 ③/(mg/L)
起泡倾向
颜色及 外观
富甘醇 7.0-8.5 <600 <0.3 <15 贫甘醇 7.0-8.5 <600 <0.3 <15
3.57.5
<1.5
<200 <200
泡沫高度， 高度1020mL;破裂 时间，5s
洁净， 浅色到 黄色
①富甘醇由于有酸性气体溶解，其pH值较低。
天然气集输 第三章天然气集输系统
25
4、阀组来气进站结构
图3.11 阀组来气进站结构示意图
26
此串接方式采气干线串井数多，管径大，流速低，不 适合湿气带液输送，气井间生产干扰大。可在气田区 域面积较小及地下储量比较落实的边缘区块试验采用。
27
四、集输系统压力确定
高压集气的压力在10MPa以上 中压集气的压力在1.6MPa至10MPa之间 低压集气的压力在1.6MPa以下 集气系统压力级制应结合整体集气工艺方案来确定 集气系统压力级制应综合考虑气田开发后期增压方案的影响
（2）集气站 一般是将两口以上的气井用管线接到集气站，在集气站对各 气井输送来的天然气分别进行节流，分离、计量后集中输入 集气干管线。
3
（3）矿场增压站 在气田开发后期（或低压气田），当气井井口压力不能满足生产 和输送所要求的压力时，设置矿场增压站，将气体增压。 （4）矿场脱水站 对于含有CO2、H2S等酸性气体的天然气，由于液相水的存在， 会造成设备、管道的腐蚀。因此，有必要脱除天然气中的水份， 或采取抑制水合物生成和控制腐蚀的其它措施。
措施： ①在低压单井井口设置小型移动式增压装置 ②在采气干线至单井接口处设置止回阀或自力式压力切断 装置， ③在新老井之间加引射器，利用高压井天然气抽吸低压井 天然气，
24
（2）就近插入形式
优点：管线长度短； 缺点：新建井采气管线 连头时，需对原干线进 行放空、置换。
图3-10就近插入形式结构示意图 1-井场装置，2-采气管线， 3-集气干线， 4-多井集气站
4
（5）天然气处理厂 当天然气中硫化氢（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水 量超过管输标准时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢 （二氧化碳）、脱水、脱凝析油，使气体质量达到管输的标 准。（见第六章）。 （6）天然气凝液回收站 为了满足商品气或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得 宝贵的化工原料，需将天然气中除甲烷外的一些烃类予以分 离与回收。
4、阀组来气进站结构
图3.11 阀组来气进站结构示意图
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此串接方式采气干线串井数多，管径大，流速低，不 适合湿气带液输送，气井间生产干扰大。可在气田区 域面积较小及地下储量比较落实的边缘区块试验采用。
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四、集输系统压力确定
高压集气的压力在10MPa以上 中压集气的压力在1.6MPa至10MPa之间 低压集气的压力在1.6MPa以下 集气系统压力级制应结合整体集气工艺方案来确定 集气系统压力级制应综合考虑气田开发后期增压方案的影响
（2）集气站 一般是将两口以上的气井用管线接到集气站，在集气站对各 气井输送来的天然气分别进行节流，分离、计量后集中输入 集气干管线。
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（3）矿场增压站 在气田开发后期（或低压气田），当气井井口压力不能满足生产 和输送所要求的压力时，设置矿场增压站，将气体增压。 （4）矿场脱水站 对于含有CO2、H2S等酸性气体的天然气，由于液相水的存在， 会造成设备、管道的腐蚀。因此，有必要脱除天然气中的水份， 或采取抑制水合物生成和控制腐蚀的其它措施。
措施： ①在低压单井井口设置小型移动式增压装置 ②在采气干线至单井接口处设置止回阀或自力式压力切断 装置， ③在新老井之间加引射器，利用高压井天然气抽吸低压井 天然气，
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（2）就近插入形式
优点：管线长度短； 缺点：新建井采气管线 连头时，需对原干线进 行放空、置换。
图3-10就近插入形式结构示意图 1-井场装置，2-采气管线， 3-集气干线， 4-多井集气站
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（5）天然气处理厂 当天然气中硫化氢（H2S）、二氧化碳、凝析油等含量和含水 量超过管输标准时，则需设置天然气处理厂进行脱硫化氢 （二氧化碳）、脱水、脱凝析油，使气体质量达到管输的标 准。（见第六章）。 （6）天然气凝液回收站 为了满足商品气或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得 宝贵的化工原料，需将天然气中除甲烷外的一些烃类予以分 离与回收。
天然气处理工艺PPT课件
目前常规胺法所使用的烷醇胺包括一乙醇胺 (MEA)、二乙醇胺(DEA)及二甘醇胺(DGA)。
2020/3/23
11
化学溶剂法
一乙醇胺(MEA)法
特点如下： 1.高净化度。不论是H2S 还是CO2 ，MEA法均可将 其脱除达到很高的净化度。对于天然气管输指标，要获 得低于20mg/m3或5 mg/m3H2S 指标是容易的。 2.化学性能稳定。能够最大限度地减少溶液降解， 用蒸气汽提容易使它与酸气组分分离；
• 脱水通常使用三甘醇法，需要深度脱水时 则用分子筛法，新技术有：膜分离法、超 声速脱水等。
2020/3/23
5
天然气脱硫脱碳方法
2020/3/23
6
天然气脱硫脱碳工艺
1.化学溶剂法
以碱性溶液吸收H2S及CO2等，并于再生时又将其放出的方法，包括使 用有机胺的MEA法、DEA法、DIPA法、DGA法、MDEA法及位阻胺法等， 使用无机碱的活化热碳酸钾法也有应用。
2020/3/23
7
天然气脱硫脱碳工艺
4.直接氧化法
以液相氧载体将H2S氧化为元素硫而用空气使之再生的方法，又 称氧化还原法或湿式氧化法，主要有钒法（ADA-NaVO3,栲胶NaVO3等）、铁法（Lo-Cat, Sulferox, EDTA络合铁，FD及铁碱法 等），还有PDS等方法。
5.其他类型的方法
4.DIPA相对分子量大，熔点较高，导致配置溶液较为 麻烦 。
2020/3/23
15
化学溶剂法
二甘醇胺法(DGA)
特点如下： 1.高DGA浓度。DGA法的溶液浓度高达65%。循环量
项 目 一类 高热值，MJ/m3
二类 三类 >31.4
项 目 一类 硫化氢，mg/m3 ≤6
2020/3/23
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化学溶剂法
一乙醇胺(MEA)法
特点如下： 1.高净化度。不论是H2S 还是CO2 ，MEA法均可将 其脱除达到很高的净化度。对于天然气管输指标，要获 得低于20mg/m3或5 mg/m3H2S 指标是容易的。 2.化学性能稳定。能够最大限度地减少溶液降解， 用蒸气汽提容易使它与酸气组分分离；
• 脱水通常使用三甘醇法，需要深度脱水时 则用分子筛法，新技术有：膜分离法、超 声速脱水等。
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天然气脱硫脱碳方法
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6
天然气脱硫脱碳工艺
1.化学溶剂法
以碱性溶液吸收H2S及CO2等，并于再生时又将其放出的方法，包括使 用有机胺的MEA法、DEA法、DIPA法、DGA法、MDEA法及位阻胺法等， 使用无机碱的活化热碳酸钾法也有应用。
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天然气脱硫脱碳工艺
4.直接氧化法
以液相氧载体将H2S氧化为元素硫而用空气使之再生的方法，又 称氧化还原法或湿式氧化法，主要有钒法（ADA-NaVO3,栲胶NaVO3等）、铁法（Lo-Cat, Sulferox, EDTA络合铁，FD及铁碱法 等），还有PDS等方法。
5.其他类型的方法
4.DIPA相对分子量大，熔点较高，导致配置溶液较为 麻烦 。
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化学溶剂法
二甘醇胺法(DGA)
特点如下： 1.高DGA浓度。DGA法的溶液浓度高达65%。循环量
项 目 一类 高热值，MJ/m3
二类 三类 >31.4
项 目 一类 硫化氢，mg/m3 ≤6
天然气脱水设计规范讲课
不需净化的,硫化氢含量符合产品标准中民用规定的天然气.
2.0.18 酸性天然气 sour gas
硫化氢含量超过产品标准中民用规定的天然气. 2.0.19 压缩天然气 compressed natural gas (CNG) 以甲烷为主要组分的压缩气体燃料.
天然气脱水设计规范
３.一般规定
3.0.1 天然气脱水装置包括气井气脱水和伴生气脱水.天然气脱水方
天然气脱水设计规范
4.2 工艺参数
4.2.1 进吸收塔的天然气温度宜维持在15℃~48℃,如果等于48 ℃
宜在进口分离器之前设置冷却装置. 4.2.2进入吸收塔顶层塔板的贫甘醇温度宜冷却到比气流温度高 6℃~16℃,且贫甘醇进塔温度宜低于60℃. 4.2.3 甘醇流率的确定必须考虑吸收塔进口处甘醇的浓度,塔盘数
天然气脱水设计规范
3.0.9 汽车用压缩天然气增压后的水露点应符合《车用压缩天然 3. 气》GB18047的规定,否则应设置脱水装置,CNG加气站脱水装 置宜采用吸附法脱水. 3.0.10 应充分利用原料气的压力能,包括气井气的井口压力和伴 生气分离器压力.
3.0.11 脱水装置的设置应与天然气集输处理系统统筹考虑,符合 产能建设的总体要求.分散的小气量宜集中脱水.压力低的天然气 可根据供气压力及处理工艺需要,增压集气后再脱水. 3.0.12 脱水装置的处理能力按任务书或合同规定的日处理量 计算.与天然气凝液回收装置配套的年工作时间为8000h.
天然气脱水设计规范
2) 甘醇闪蒸分离器可设置在贫富甘醇换热器的上游或下游,闪蒸 出的天然气可作燃料,含硫化氢的闪蒸气应去火炬. 4.1.6 重沸器可采用燃料气直接燃烧加热,热媒加热,电加热或其他 热源.设置在处理厂内的脱水装置的重沸器热源应与厂内供热系统 统一考虑. 4.1.7 富甘醇进甘醇再生塔前应设置颗粒过滤器.当原料气中含有 能引起甘醇起泡的重质烃,化学剂及润滑油时应设活性炭过滤器.活 性炭过滤器宜设置在颗粒过滤器之后.
天然气脱水原理课程介绍
天然气脱水原理
天然气脱水原理课程介绍
第1页
脱水必要性
天然气在加压、降温过程中,当到达其水露 点时,其中气相水就会以游离水形式析出, 假如又处于其水合物生成线以下区域时,天 然气中烃类组分还要和水生成水合物。所 以,CNG中含水量脱不到要求时,将带来以 下危害:
天然气脱水பைடு நூலகம்理课程介绍
第2页
1. 储存压力下减压温降时, 生成水合物, 堵塞管道、气瓶嘴、 充气嘴等, 使加气站在较低环境温度下不能实现正常加气, 汽车在严寒气候条件下无法开启和运行。
五． 分子筛再生温度较高，工业上普通取 分子筛再生温度为150 -300℃，若要经过 分子筛完全再生来提供--85~-100℃露点， 其再生温度为315-375℃。
六． 天然气脱水原理课程介绍 分子筛缺点为机械强度不高，抗水滴第25页
天然气脱水原理课程介绍
第26页
吸附剂平衡湿容量与相对湿度关系
天然气脱水原理课程介绍
天然气脱水原理课程介绍
第18页
3.吸附热 吸附热是吸附质与吸附剂接触时产生热效应。如上所述，吸 附过程为放热过程，解析过程为吸热过程，吸附热可比较准 确地表示吸附剂活性及吸附能力强弱。下表为惯用吸附剂对 水蒸气吸附热。
天然气脱水原理课程介绍
第19页
常见压力单位换算表
天然气脱水原理课程介绍
第20页
吸附分类
一．按吸附剂表面与吸附质分子间作用力不 二． 同将吸附分为: 三．物理吸附 四．化学吸附
天然气脱水原理课程介绍
第9页
物理吸附
物理吸附作用力为范德华力。因为分子间范德华 力作用，促使吸附质向吸附剂渗透。（化学吸附 是吸附质分子与吸附剂表面分子产生电子转移或 形成化合物）压缩天然气吸附干燥过程属物理吸 附，其特点以下:
天然气脱水原理课程介绍
第1页
脱水必要性
天然气在加压、降温过程中,当到达其水露 点时,其中气相水就会以游离水形式析出, 假如又处于其水合物生成线以下区域时,天 然气中烃类组分还要和水生成水合物。所 以,CNG中含水量脱不到要求时,将带来以 下危害:
天然气脱水பைடு நூலகம்理课程介绍
第2页
1. 储存压力下减压温降时, 生成水合物, 堵塞管道、气瓶嘴、 充气嘴等, 使加气站在较低环境温度下不能实现正常加气, 汽车在严寒气候条件下无法开启和运行。
五． 分子筛再生温度较高，工业上普通取 分子筛再生温度为150 -300℃，若要经过 分子筛完全再生来提供--85~-100℃露点， 其再生温度为315-375℃。
六． 天然气脱水原理课程介绍 分子筛缺点为机械强度不高，抗水滴第25页
天然气脱水原理课程介绍
第26页
吸附剂平衡湿容量与相对湿度关系
天然气脱水原理课程介绍
天然气脱水原理课程介绍
第18页
3.吸附热 吸附热是吸附质与吸附剂接触时产生热效应。如上所述，吸 附过程为放热过程，解析过程为吸热过程，吸附热可比较准 确地表示吸附剂活性及吸附能力强弱。下表为惯用吸附剂对 水蒸气吸附热。
天然气脱水原理课程介绍
第19页
常见压力单位换算表
天然气脱水原理课程介绍
第20页
吸附分类
一．按吸附剂表面与吸附质分子间作用力不 二． 同将吸附分为: 三．物理吸附 四．化学吸附
天然气脱水原理课程介绍
第9页
物理吸附
物理吸附作用力为范德华力。因为分子间范德华 力作用，促使吸附质向吸附剂渗透。（化学吸附 是吸附质分子与吸附剂表面分子产生电子转移或 形成化合物）压缩天然气吸附干燥过程属物理吸 附，其特点以下:
教学课件：第三章-天然气集输工艺流程
02 天然气集输系统组成
气田集输系统
气田集输系统概述
气田集输系统是天然气集输工艺 流程的起始点，主要负责对气田 产出天然气的收集、处理和输送。
气田采出气的处理
气田采出气中含有水分、凝析油、 轻烃等杂质，需要进行分离、脱水 和净化处理，以满足长输管道的输 送要求。
集输管网
气田集输管网主要由集气管线、集 气站、排液管线等组成，负责将处 理后的天然气输送到净化厂或长输 管道。
净化厂集输系统
净化厂集输系统概述
净化厂集输系统负责对从气田集输系统输送来的天然气进行进一 步的处理和净化，以满足市场对天然气的品质要求。
天然气净化工艺
净化厂采用各种净化工艺，如脱硫、脱水、脱碳等，去除天然气中 的有害物质和水分，提高天然气的品质。
净化厂产品输出
经过处理的天然气通过管道或液化天然气（LNG）等方式输送至市 场，供应给用户。
优化增压工艺流程，合理安排各 增压单元的顺序和操作参数，可
以进一步降低能耗和成本。
提升储运安全性
天然气的储运涉及到高压、易燃、易 爆等特点，提升储运安全性是至关重 要的。
采用先进的监控和报警系统，实时监 测储运过程中的温度、压力、液位等 参数，及时发现和处理异常情况。
加强储运设备的维护和管理，定期检 查和维修管道、储罐、运输车辆等设 备，确保其安全可靠。
净化效果。
某长输管道集输案例
长输管道概况
某长输管道位于我国东部地区，负责将天然气从气田输送到目的地。
集输工艺流程
该长输管道采用高压输送、中途增压、终端接收的工艺流程，将天然气从气田安全、稳定 地输送到目的地。
技术特点
该长输管道集输工艺流程采用了高强度材料和防腐技术，确保管道的安全和可靠性；同时 采用了智能监控系统，对管道进行实时监测和调控，确保天然气的稳定输送。
天然气脱水工艺技术介绍
特点：操作简单，成 本低，适用于多种气 体混合物
局限性：分离精度有 限，需要配合其他工 艺进行深度脱水
天然气脱水工艺 技术的发展趋势
节能环保
01
02
03
04
采用新型材料， 降低能耗
优化工艺流程， 减少废水排放
提高能源利用率， 降低碳排放
采用绿色技术， 减少环境污染
提高效率
采用新型吸附 材料，提高脱 水效率
和腐蚀
02 03
04
天然气储存： 去除天然气 中的水分， 提高储存效 率和安全性
天然气发电：去除天然气 中的水分，提高发电效率
和稳定性
天然气脱水工艺 技术的分类
物理脱水工艺
01
吸附法：利用吸附剂将水分子吸附在表面，达到脱水目的
02
吸收法：利用吸收剂将水分子吸收到内部，达到脱水目的
03
膜分离法：利用膜的选择性透过性，将水分子分离出来，达到脱水目的
采用天然气脱水工艺技术，可以有效 去除天然气中的水分，提高天然气的 燃烧效率和热值。
某城市天然气管网脱水工艺技术应用 后，天然气供应更加稳定，减少了因 水分过多导致的安全隐患。
某城市天然气管网脱水工艺技术的应 用，提高了天然气的利用效率，降低 了能源消耗，有利于环境保护。
谢谢
01
采用自动化控 制技术，提高 生产效率
03
02
优化工艺流程， 降低能耗和成 本
04
研发新型脱水 工艺，提高脱 水效果和效率
降低成本
优化工艺流程， 减少设备投资
和运行成本
采用新型材料， 降低设备维护
和更换成本
提高能源利用 效率，降低能
源消耗成本
采用智能化技 术，降低人工 成本和操作失
天然气脱水工艺(张幻灯片)
至轻烃回收装置
中国石油塔里木油田公司
迪 干气 那 筹 备 组 闪蒸气 再生气
三甘醇装置
TEG 吸 收 塔 闪蒸罐 重沸器
过 滤 器
湿天然气
过 滤 器
缓冲罐
TEG冷却器 贫TEG 燃料气
中国石油塔里木油田公司
迪 那 筹 备 组
冷却器
水 分 离 罐
湿原料气
入 口 分 离 器
干 燥 塔
干 燥 塔
分子筛装置
中国石油塔里木油田公司
迪 那 筹
方法对比 备 组
三甘醇法 1、操作温度下溶剂稳定，吸湿性 高，露点降高; 2、容易再生成99%（w）以上的浓 度； 3、蒸气压低，气相携带损失小； 4、装置投资及运行费用低； 5、进出装置的压降小。 1、存在轻质油时，会有一定程度 的发泡倾向，有时需加入消泡剂 2、含酸性组分的天然气在脱水， 会腐蚀设备、管道，使三甘醇溶 液呈酸性，有时需加入缓蚀剂或 中和剂。 分子筛法 1、脱水后干气中水含量可 低于1ppm，水露点可低于90℃； 2、对进料气体温度、压力 、流量变化不敏感； 3、操作简单，占地面积小 4、无严重腐蚀和发泡方面 的问题。 1、对于大装置，其设备投 资大，操作费用高； 2、气体压降大； 3、吸附剂使用寿命短，一 般三年需更换，增加成本； 4、耗能高，低处理量时更 明显；
中国石油塔里木油田公司
迪 那 筹 备 组
• 固体吸附法： 利用某些固体物质表面孔隙可以吸附大量 水分子的特点来进行天然气脱水的，脱水后 的天然气含水量可降至1ppm或露点达到100℃。这样的固体有硅胶，活性氧化铝和分 子筛等。 固体吸附剂一般易被水饱和，但也容易再 生。经多次热吹脱附后可多次循环使用。因 此常被用于低含水天然气深度脱水情况下。
之四、天然气脱水(甘醇脱水)
第一节 天然气水合物
一、天然气饱和含水量
天然气饱和水含量的大小取决于温度、压 力和气体组成。确定天然气饱和水含量的方法有 三类：图解法、实验法和状态方程法。 根据气体内是否含有酸气，天然气饱和含 水量与压力、温度的关系分为两类：一类为不含 酸气(或酸气含量较少)的称甜气图，另一类为含 酸性气体的称酸气图。
1）长距离输气管线水合物的预防措施
对于长距离输气管线要防止水合物的生成可以采用如 下方法：
①天然气脱水，降低气体内水含量和水露点 ；
②提高输送温度，使气体温度高于气体水露点； ③注入水合物抑制剂。 天然气脱水是长距离输气管线防止水合物生成的最有 效和最彻底的方法。
6、水合物抑制剂
某些盐和醇类溶解于水中，吸引水分 子，改变水合物相的化学位，降低气体水 合物生成温度和／或提高水合物生成压力， 从而防止生成水合物。这类物质称水合物 抑制剂或热力学抑制剂，俗称防冻剂。
四、甘醇再生方法
3、共沸再生：在重沸器内，共 沸剂与甘醇溶液中的残留水形 成低沸点共沸物汽化，从再生 塔顶流出，经冷却冷凝进入分 离器分出水后，共沸剂用泵打 回重沸器循环使用。 采用的共沸剂应具有不溶 于水和三甘醇，与水能形成低 沸点共沸物，无毒，蒸发损失 小等性质。常用的共沸剂是异 辛烷。
4、图解法预测水合物的生成
即当水分条件满足时，预测生成水合物的压力、 温度条件。 常用的图解法有两种： 一种是只考虑气体相对密度的相对密度法，
另一种是考虑相对密度和酸气含量的酸性气体图。
（1）相对密度法
曲线左上方为水合物存在区。 右下方为水合物不可能存在区。 已知气体相对密度，由图可查 一定温度下生成水合物的压力， 或在一定压力下生成水合物的温 度。 回归相关式：
量引起的有关问题。
21、天然气脱水工艺(29张幻灯片)解析
原因：这些沉积物主要 是变质甘醇、未被过滤 掉的杂质。
措施：在重沸器、缓冲 罐底部开口并加一阀门, 可以在生产过程中对沉 积物进行取样分析,以便 采取相应的应对措施,
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迪 那 筹 备 组
天然气的携带损失
甘醇发泡
甘醇损失
盐污染及高温降解
甘醇的氧化分解
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迪 那 筹 备 组
节流法 1、装置操作简单，占地面积小； 2、装置投资及运行费用低。 优 点
缺 点
1、只适用于高压天然气； 2、对于压力不高的天然气节流降 温不足，达不到水露点要求； 3、如果没有足够的压降可以利用 ，需要后增压或外供冷源。
应用 场合 投资
天然气压力高，并且有充足的压 力降可以利用。
最高（配合压缩机使用）
油气田无自由压降可利用，满足 管输天然气水露点要求的场合。
低
水露点要求低，需要深度脱 水的场合。
高
中国石油塔里木油田公司
迪 那 筹 备 组
• 膜法脱水： 根据膜对天然气中水汽的优先选择渗透性，当天然气流 经膜表面时，水汽优先透过膜而被脱除掉，从而达到分离 的目的。分离效率受膜材料、气体、组成、压差等因素的 影响，是一种动力学分离过程。与传统的脱水方法相比, 它具有以下几方面的优点: ①工艺简单,操作容易，占地面积小； ②不需要额外加入溶剂，不需再生，无二次污染; ③可利用天然气本身的压力作为推动力，几乎没有压力损失; ④操作弹性大，可通过调节膜面积和工艺参数来适应处理量 的波动。
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• 分子筛对天然气中的重组分及有机物的吸附能力 较强，这些杂质会吸附在分子筛表面，通过对分 子筛加热和再生的反复操作，发生结焦现象。
措施：在重沸器、缓冲 罐底部开口并加一阀门, 可以在生产过程中对沉 积物进行取样分析,以便 采取相应的应对措施,
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天然气的携带损失
甘醇发泡
甘醇损失
盐污染及高温降解
甘醇的氧化分解
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节流法 1、装置操作简单，占地面积小； 2、装置投资及运行费用低。 优 点
缺 点
1、只适用于高压天然气； 2、对于压力不高的天然气节流降 温不足，达不到水露点要求； 3、如果没有足够的压降可以利用 ，需要后增压或外供冷源。
应用 场合 投资
天然气压力高，并且有充足的压 力降可以利用。
最高（配合压缩机使用）
油气田无自由压降可利用，满足 管输天然气水露点要求的场合。
低
水露点要求低，需要深度脱 水的场合。
高
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• 膜法脱水： 根据膜对天然气中水汽的优先选择渗透性，当天然气流 经膜表面时，水汽优先透过膜而被脱除掉，从而达到分离 的目的。分离效率受膜材料、气体、组成、压差等因素的 影响，是一种动力学分离过程。与传统的脱水方法相比, 它具有以下几方面的优点: ①工艺简单,操作容易，占地面积小； ②不需要额外加入溶剂，不需再生，无二次污染; ③可利用天然气本身的压力作为推动力，几乎没有压力损失; ④操作弹性大，可通过调节膜面积和工艺参数来适应处理量 的波动。
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• 分子筛对天然气中的重组分及有机物的吸附能力 较强，这些杂质会吸附在分子筛表面，通过对分 子筛加热和再生的反复操作，发生结焦现象。
甘醇脱水
1、 汽提气 将甘醇浓度提高到 98.5 ％以上最常用的方法是向重沸器中 注入汽提汽。汽提气鼓泡通过重沸器中的热流体，在汽提塔 内向上流动。从塔顶流出，并带有汽提塔内甘醇溶液蒸出的 水蒸气，进而提高其浓度。汽提气通常从燃料气管线抽出进 入重沸器，用调节阀来控制流量。加大汽提气流率，会从甘 醇中脱除更多的水，并使甘醇浓度增大。汽提气流量用气体 的升数/ 每升循环的甘醇表示。通常汽提气流率为 15 ～ 75 升 气体/ 升甘醇。在过高的汽提气流率下，甘醇浓度并无明显 增加。 向重沸器中注入汽提气可将浓度提高到99．5％。当需要甘 醇浓度大于99．5％时，常采用二级汽提工艺。在此种流程 设置中，出重沸器的热贫液浓度约为99．2％，进入第二级 汽提塔，该塔设有几块塔盘或填料。热的汽提气进入第二级 汽提塔塔底，沿塔向上流动，与向下流动的热甘醇逆流接触。 汽提气将甘醇中剩余的水脱除，所以自二级汽提塔塔底出来 的甘醇中几乎不再含水。通过增大二级汽提塔塔中汽提气流 率，可以使甘醇浓度达到99．9％。
图2-3-4
三、甘醇过滤器 甘醇在系统内循环时，会吸收随入 口气体进入的固体颗粒。此外，甘醇 还含有其在接触塔内从气体中吸收的 烃类液体或其他的可溶液体。这些杂 质可能引起接触塔起泡。 可采用可更换滤芯的过滤器脱除甘 醇中的固体颗粒。当过滤器吸收较多 的杂质时，其压降增大。大多数过滤 器允许压降在 150-200Kpa 之间。若过 滤器滤芯被固体杂质堵塞而不更换， 滤芯可能塌裂并使其脱除的杂质进入 出口管线中。通常好的做法是在压降 前正好达到制造商推荐的最大值之前 更换滤芯。
小型脱水装置中的缓冲罐中常设有贫富甘醇换热盘管， 参见图2-3-11。这种情形下，保持缓冲罐内甘醇的液 位在盘管之上非常重要。这样可保证传热量最大。可 能有必要每周向系统中补充一到两次甘醇，以保持缓 冲罐中的液位高于盘管。 某些装置中的缓冲罐安装在重沸器之下。在重沸器和 缓冲罐两部分之间有一个溢流堰，该堰顶部略高于火 管，甘醇在汽提塔内向下下流至重沸器，溢流过堰板 进入缓冲罐，重沸器的顶部总是在火管以上，不会产 生低液位而由于过热使火管熔化。
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第一节 防止天然气水合物形成的方法
防止天然气水合物形成的方法有三种： ①在天然气压力和水含量一定的条件下，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。 ②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； ③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，则应考虑加热或加入化学剂的方法。 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。
0.790
1.110
1.113
60℃
1.085
1.088
凝点/℃
-97.8
-13
-8
粘 （25℃）/mPa s
0.52
16.5
28.2
度 （60℃）/mPa s
4.68
6.99
比热容（25℃）/J/(g K) 2.52
2.43
2.3
闪点（开口）/℃
12
116
124
理论分解温度/℃
165
164
与水溶解度（20℃）②
表 3-1 常见有机化合物抑制剂主要理化性质
性质
甲醇（MeOH） 乙二醇(EG)
二甘醇(DEG)
分子式 相对分子质量
CH3OH 32.04
C2H6O2 62.1
C4H10O3 106.1
常压沸点/℃
64.5
197.3
244.8
蒸气压（25℃）/Pa
12.3(20℃）
12.24
0.27
相对密度
25℃
互溶
互溶
互溶
性状②
无色、易挥发、易 无色、无臭、无毒 同 EG
燃、有中等毒性 粘稠液体
三甘醇(TEG) C6H14O4 150.2 285.5 0.05 1.119 1.092 -7 37.3 8.77 2.22 177 207 互溶 同 EG
1.甲醇 一般来说,甲醇适用于气量小、季节性间歇或临时设施采用的场合。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。
2.水溶液中最低抑制剂的浓度 （1）Hammerschmidt(1939)提出的半经验公式：
Cm
K
M t M t
其中 t t1 t2
Cm— 抑制剂在水溶液中必须达到的最低浓度(质量分数) ； Δt—根据工艺要求而确定的天然气水合物形成温度降，℃； M—抑制剂相对分子质量，甲醇为32，乙二醇为62，二甘醇为106； K—常数，甲醇为1297，甘醇类为2222; t 1 —未加抑制剂时，天然气在管道或设备中最高操作压力下形成水合 物的温度； t 2—即要求加入抑制剂后天然气不会形成水合物的最低温度，
一、热力学抑制剂法
水合物热力学抑制剂是目前广泛采用的—种防止水合物形成的化学剂。 作用机理：改变水溶液或水合物的化学位，使水合物的形成温度更低或压力更 高。 目前普遍采用的热力学抑制剂有：甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇等。 （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不与 天然气的组分反应；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冰点低。 实际上，很难找到同时满足以上六项 条件的抑制剂，但①～④ 是必要的。目前常用的抑制剂只是在上述某些主要方面 满足要求。
表 3-2 甲醇和乙二醇对水合物形成温度降 (t) 的影响①
质量分数/%
5
10
MeOH
2.1
4.5
温度降/℃
Hale Waihona Puke EG1.02.2
注①由 Hammerschmidt 公式计算求得。
15
20
25
30
35
7.2
10.1
13.5
17.4
21.8
3.5
4.9
6.6
8.5
10.6
2.甘醇类
甘醇类抑制剂特点: ⑴无毒; ⑵沸点高(二甘醇:244.8 ℃,三甘醇:288 ℃) 在气相中的蒸发损失少； ⑶可回收循环使。适用于气量大而又不宜采用脱水方法的场合； 使用甘醇类作抑制剂时应注意以下事项： ①为保证抑制效果，甘醇类必须以非常细小的液滴(例如呈雾状)注入到气流中。 ②通常用于操作温度不是很低的场合中，才能在经济上有明显的优点。例如，在 一些采用浅冷分离的天然气液回收装置中。 ③如果管道或设备的操作温度低于0℃，最好保持甘醇类抑制剂在水溶液中的质量 分数在60％～70％之间（见图3－1），以防止甘醇变成粘稠的糊状体使气液两相流动 和分离困难。
3. 甲醇与甘醇类抑制剂的性能比较
①甲醇抑制剂投资费用低，但气相损失大，故操作费用高；甘醇类抑制剂投资 费用高，但操作费用低；
②甲醇的抑制效果最好，其次为乙二醇，再次为二甘醇； ③为防止甲醇气相损失，甲醇适于低温操作；甘醇类抑制剂适合较高温度操作， 低温可能导致其粘度太大。 ④当操作温度低于-40℃时，甲醇更适合，因为甘醇的粘度大，与液烃分离困 难；操作温度高于-40℃且连续注入的情况下，首选二甘醇。 ⑤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，人体中毒 量为5～10mL,致死剂量为30mL；而甘醇类抑制剂无毒。
第三章 天然气脱水
天然气脱水是指从天然气中脱除饱和水蒸气或从天然气凝液（NGL）中脱除 溶解水的过程。脱水的目的是：
① 防止在处理和储运过程中出现水合物和液态水； ② 符合天然气产品的水含量（或水露点）质量指标； ③ 防止腐蚀。因此，在天然气露点控制（或脱油脱水）、天然气凝液回收、 液化天然气及压缩天然气生产等过程中均需进行脱水。 天然气及其凝液的脱水方法有吸收法、吸附法、低温法、膜分离法、气体汽 提法和蒸馏法等。 本章着重介绍天然气脱水常用的吸收法、吸附法和低温法。此外，防止天然 气水合物形成的方法也在本章中一并介绍。
（二）注入抑制剂的低温分离法工艺流程
（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。