天然气预处理
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气流速度在1～2m/s时能达到较高的效率，能除去5μm以上 的液雾。
2 天然气预处理技术
➢ 天然气预处理常用分离方法
4
过滤分离法原理
原理：利用气体与固体和液体微粒直径大小不同，气 体可通过过滤介质，微粒被截留在过滤介质上，气体 中悬浮的微粒就被分离出来。
本方法适用于分离直径0.2μm至40μm的微粒。
2 天然气预处理技术
当换算为向体系（管道或设备中）注入的含水甲醇浓度的 用量时，甲醇的损失量qg的计算式为：
qg
aCmqNG 10-6 Cl
式中 qg——按向体系注入浓度为Cl的含水甲醇在气相中的 损失量，kg/d；
Cl——向体系注入的含水甲醇的浓度，%（w）；
qNG——体系中的天然气流量，m3/d。
温度，℃
CH4 21.5
气体水合物的临界温度表
C2H6
C3H8
iC4H10 nC4H10
14.5
5.5
2.5
1.0
Baidu Nhomakorabea
CO2 10.0
H2S 29.0
2 天然气预处理技术
➢ 注剂法
注入水合物抑制剂可使气流在较低温度-30～-50℃下不生成水合物， 常见的水合物抑制剂是甲醇、乙二醇，其物理化学性质见下表：
ql
Cm Cl Cm
qw 100 Cl qg
式中 ql——注入浓度为Cl的含水抑制剂在液相中的用量，kg/d； qg——注入浓度为Cl的含水抑制剂在气相中的用量，kg/d； Cl——注入的含水抑制剂中抑制剂的浓度，%（w）； qw——单位时间内体系中产生的液态水量，kg/d。
单位时间内体系中产生的液态水量qw包括了单位时间内气流中析出的液态水量和其他途径进入 管道和设备的水量之和，但不包括随含水抑制剂注入体系的液态水量。
当管道、设备必须在低于水合物形成温 度以下操作时，则应考虑加入化学剂的 方法。
2 天然气预处理技术
1
加热法
加热法主要是指提高节流前天然气温度，包括蒸气加热和水套炉加 热两种方法。
如果节流前后压降不变，提高节流前天然气的温度也等于提高了节 流后天然气的温度，可以有效预防节流后水合物的生成。
组分名称 水合物临界
2 天然气预处理技术
实验证明，当甲醇水溶液浓度约低于25%（w），或甘醇类水
溶液浓度高至50%～60%（w）时，采用该式Cm=100Δt·M / （K＋M·Δt）仍可得到满意的结果。
对于高浓度的甲醇水溶液及温度低至-107℃时，Nielsen等 推荐采用的计算公式为：
Δt=-72·ln（1-Cmol）
2
离心分离法原理
原理：当流体改变流向时，密度大的液滴具有较 大的惯性，就会与器壁相撞，使液滴从气体中分 离出来。
它主要用于分离大量液体和大直径液滴，宜用于 固体微粒大于50μm的气固分离。
2 天然气预处理技术
➢ 天然气预处理常用分离方法
3
碰撞分离法原理
原理：流体遇上障碍时，改变流向和速度，使气体中的液 滴不断在障碍面内聚集，由于表面张力的作用形成液膜， 气体在不断接触中，将气体中的细液滴，聚集成大液滴靠 重力沉降下来。
2 天然气预处理技术
甲醇因易于蒸发，故其在气相中的损失量必须予以考虑。 根据甲醇在使用条件下的压力和温度，可查出甲醇在最低 温度（t2)和相应压力下的天然气中的气相含量与甲醇在水 溶液中浓度之比值a，再按下式计算出甲醇此时的气相含量 Wg为：
Wg=aCm 式中 Wg——甲醇在最低温度和相应压力下的天然气中的气 相含量，kg/106m3； a——甲醇在最低温度和相应压力下的天然气中的气相含量， kg/106m3/甲醇在水溶液中的质量分数，%。
甲
，操作温度较高时，
醇
气相损失过大，故多
用于低温场合
注剂 选择
操作温 度低于 -10℃
操作温度 高于-7℃
不再采用二甘醇， 因其粘度太大，与 液烃分离困难
优先考虑二甘醇， 它与乙二醇相比， 气相损失较小
按水溶液中相同质量百分浓度抑制剂引起的水合物形成温度降比较
甲醇 最好
乙二醇 其次
二甘醇
2 天然气预处理技术
无色无毒， 有甜味液体
二甘醇 C4H10O3 245.0 1.1184
-8 35.7 完全互溶
无色无毒， 有甜味液体
三甘醇 C6H14O4 287.4 1.1254
-7 47.8 完全互溶
无色无毒， 有甜味粘稠液体
2 天然气预处理技术 ➢ 注剂选择
可用于任何操作温度
下的天然气管道和设
备，但由于其沸点低
原料气重力分离器
原料天然气放空
低压蒸汽 氮气 工业水
原料气过滤分离器
原料气旋风分离器 中间灰斗
高效低阻
原料气高效过滤器
超净化过滤器
原料气气液 凝结器
原料天然气 至脱硫装置
原料天然 气进装置
含油污水至 油水储罐
3.2 天然气预处理设备
1.重力分离器 2.过滤分离器 3.旋风分离器 4.除砂器 5.天然气预热器 6.防冻剂加注装置
气体进入
气体排出
A
C
B D
天然气入口
除雾段 沉降段
分离段 天然气入口
，，，，，，，，
，
液体排放 （a）卧式
（b）立式
储液段 排液口
3.2 天然气预处理设备
➢ 2、过滤分离器
过滤分离器通常分为两部分： 第一部分设有过滤一聚结作用的元件，当气流通过这些元件 时，液体微粒就被聚结成较大的液滴。
第二部分是当这些液滴达到足够大的尺寸时，在气流的作用 下，它们被带出过滤部分而进人中心区，叶片型或金属丝网 型捕雾器将较大的液滴除去。
性质 分子式 沸点（0.1MPa下），℃ 密度（20℃），g/cm3 冰点，℃ 粘度（20℃），mPa·s 在水中溶解度（20℃）
甲醇 CH3OH 64.7 0.7915 -97.8 0.593 完全互溶
性质状态
无色挥发， 易燃液体， 中等毒性
乙二醇 C2H6O2 197.3 1.1088 -13 21.5 完全互溶
天然气 预处理常用 分离方法
重力沉降法 离心分离法
碰撞分离法 过滤分离法
2 天然气预处理技术
➢ 天然气预处理常用分离方法
1 重力沉降法原理
原理：靠油气比重的不同实现分离，重力分离 只能除去直径大于100微米的液滴。 如分离直径40～50微米的液滴则需十分庞大的 设备，现实不大可能。
2 天然气预处理技术 ➢ 天然气预处理常用分离方法
天然气预处理
目录
概述 天然气预处理技术 天然气预处理设备 本章思考题
概述
1 概述
预处理 目的
脱除天然气中携带的 油、游离水和泥砂等 气液（固）杂质
以及脱出天然气中的 水蒸气和酸性组分等
不脱除 杂质
影响商品天然气质量
对后续处理系统的安全 平稳运行构成威胁
因此需要对天然气进行预处理
天然气预处理技术
1
2
6
天然气
预处理 设备
3
5
4
3.2 天然气预处理设备
➢ 1、重力分离器
重力分离器设备结构简单，气液分离效果好，操作弹性大 。 气流进入重力分离器之后，撞击在折流板上，由于惯性作 用，部分颗粒被分离下来； 在重力沉降段，依靠重力沉降作用，又有部分颗粒被分离 下来； 经出气口金属丝捕雾网，又有部分颗粒被分离下来。
3.2 天然气预处理设备
重力分离器常见的有卧式和立式两种。
立式 分离器
优点：便于控制液面，易于清洗泥沙、 泥浆及杂物 缺点：处理气量较少
卧式 分离器
优点：处理气量较大及液体中溶解有大量 气体的情况 缺点：但液面控制比较困难，不易清洗沙 子、泥浆等杂物
3.2 天然气预处理设备
重力分离器常见结构见图
2 天然气预处理技术
2.1预处理 原理
天然气从地下开采出来后一般都 含有固体杂质（岩屑、金属腐蚀 产物）、液体杂质（水、凝析油） 和气体杂质（硫化氢、有机硫、 二氧化碳、水汽），因开采工艺 的需要可能还会混进发泡剂、防 冻剂等化学药剂
天然气预处理主要指的是：杂质的 过滤和与液相的分离
2 天然气预处理技术
2 天然气预处理技术
➢ 水溶液中最低抑制剂的浓度
注入气流中的抑制剂与气体中析出的液态水混合后形成抑制剂水溶液。当天然气水合物形成 的温度降根据工艺要求给定时，抑制剂在水溶液中的浓度必须高于或等于一个最低值。水溶 液中最低抑制剂浓度Cm可按Hammerschmidt(1939)提出的半经验公式：
Cm=100Δt·M / （K＋M·Δt） Δt=t1-t2 Cm——抑制剂在液相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，乙二醇和二甘醇2222； t1——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。 对于节流过程，则为节流阀后压力下天然气形成水合物的温度，℃； t2—天然气在管道或设备中的最低操作温度，亦即要求加入抑制剂后天然气不会形 成水合物的最低温度。对于节流过程，则为天然气节流后的温度，℃。
Cmol——达到给定的天然气水合物形成温度降 甲醇在水溶液中必须达到的最低浓度，%（x）
2 天然气预处理技术
➢ 水合物抑制剂的液相用量
通常，向管道或设备中注入的抑制剂往往是含水的。因此，注入含水抑制剂后或多或少增加了 气流中的水含量。当已知抑制剂在水溶液中的最低浓度Cm，并且考虑到注入的抑制剂蒸发到气 相后带入体系中的水量时，注入的含水抑制剂的液相用量ql可根据物料平衡由下式计算：
2 天然气预处理技术
2.2水合物 防治
从井口采出的或从矿场分离器分出的天 然气一般都含水。
含水的天然气当其温度降低至某一值后， 就会形成固体水合物，堵塞管道与设备。
防止固体水合物形成的方法有三种： 加热法、注剂法和脱水法。
天然气脱水是防止水合物形成的最好的 方法，但需建脱水装置，在气体处理规 模较大且过程温度较低时才比较经济；
天然气预处理设备
3.1 原料气预处理工艺
原料气预处理最常见的方式是重力分离和过滤分离相结合的 方法，即先经重力分离之后，再进入下一级过滤分离。
分离段
去除原料气带来的固体杂质 凝析油、游离水
过滤段 小颗粒杂质
分离下来的凝折油、游离水和固体杂质排放至储罐加以储存
3.1 原料气预处理工艺
典型的原料气预处理工艺流程示意图
除尘天然天然气进入
除尘原料天然气排出
外旋流 内旋流
通常，把下行的螺旋形气流称为外 旋流，上行的螺旋形气流称为内旋 流，内、外旋流气体的旋转方向相 同，外旋流的上部是主要除尘区。
尘粒
旋风分离器结构示意图
3.2 天然气预处理设备
➢ 4、除砂器
除砂器是根据流体中的固 体颗粒在除砂器里旋转时 的筛分原理制成，集漩流 与过滤为一体，实现除砂、 降浊、固液分离，从天然 气中分离出杂粒的装置。
➢ 水合物抑制剂用量的计算
注入管道或设备中的抑制剂，无论是甘醇类靠雾化还是甲醇靠蒸发均匀分散 于气流中后，其中一部分抑制剂与气体中析出的液态水混合，将水从气体转 移到液体抑制剂中，形成抑制剂水溶液，从而达到防止水合物形成的目的， 而另一部分抑制剂则损失在气流中。 消耗于前一部分的抑制剂称为抑制剂在液相的用量，用ql表示； 消耗在后一部分的抑制剂，称为抑制剂的气相损失量，用qg表示； 抑制剂的总用量qt为两者之和。 qt=ql+qg
2 天然气预处理技术
注入抑制剂后天然气形成水合物的温度降低，其温度降 主要取决于抑制剂的液相用量，损失于气相的抑制剂量 对水合物形成条件的影响较小。
为防止气体形成水合物所需注入的抑制剂最低用量，可 以采用以立项溶液凝固点下降关系为基础的 Hammerschmidt半经验公式进行手工计算；
也可以采用由分子热力学模型建立的软件由计算机模拟 完成。
3.2 天然气预处理设备
过滤分离器结构示意图
过滤原件
带O型圈的 快开头盖
原料天然气入口
二级分离室
清洗过滤原件的排放
一级分离室 隔板
储液罐 排液口
除雾器原件 原料天然气 出口
排液口
3.2 天然气预处理设备
➢ 3、旋风分离器
旋风分离器是利用惯性离心力的作 用，颗粒被抛向器壁而与气流分离， 沿壁面落至锥底的排灰口，净化后 的气体在中心轴附近由下而上做螺 旋运动，最后由顶部排气管排出。
2 天然气预处理技术
➢ 水合物抑制剂的气相损失量
甘醇类抑制剂的气相损失量较小。应当注意，甘醇类抑制剂的主要损失是再 生损失，在液烃中的溶解损失，以及因甘醇类与液烃乳化造成分离困难而引 起的携带损失等。 当分离温度为15℃，甘醇浓度为50%～70%（w）时，甘醇类在液烃中的溶解 损失一般为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。 携带损失则随设备和操作不同变化较大，但通常小于30kg/106m3（甘醇类/天 然气），或约为26L/106m3（甘醇类/天然气）。
2 天然气预处理技术
➢ 天然气预处理常用分离方法
4
过滤分离法原理
原理：利用气体与固体和液体微粒直径大小不同，气 体可通过过滤介质，微粒被截留在过滤介质上，气体 中悬浮的微粒就被分离出来。
本方法适用于分离直径0.2μm至40μm的微粒。
2 天然气预处理技术
当换算为向体系（管道或设备中）注入的含水甲醇浓度的 用量时，甲醇的损失量qg的计算式为：
qg
aCmqNG 10-6 Cl
式中 qg——按向体系注入浓度为Cl的含水甲醇在气相中的 损失量，kg/d；
Cl——向体系注入的含水甲醇的浓度，%（w）；
qNG——体系中的天然气流量，m3/d。
温度，℃
CH4 21.5
气体水合物的临界温度表
C2H6
C3H8
iC4H10 nC4H10
14.5
5.5
2.5
1.0
Baidu Nhomakorabea
CO2 10.0
H2S 29.0
2 天然气预处理技术
➢ 注剂法
注入水合物抑制剂可使气流在较低温度-30～-50℃下不生成水合物， 常见的水合物抑制剂是甲醇、乙二醇，其物理化学性质见下表：
ql
Cm Cl Cm
qw 100 Cl qg
式中 ql——注入浓度为Cl的含水抑制剂在液相中的用量，kg/d； qg——注入浓度为Cl的含水抑制剂在气相中的用量，kg/d； Cl——注入的含水抑制剂中抑制剂的浓度，%（w）； qw——单位时间内体系中产生的液态水量，kg/d。
单位时间内体系中产生的液态水量qw包括了单位时间内气流中析出的液态水量和其他途径进入 管道和设备的水量之和，但不包括随含水抑制剂注入体系的液态水量。
当管道、设备必须在低于水合物形成温 度以下操作时，则应考虑加入化学剂的 方法。
2 天然气预处理技术
1
加热法
加热法主要是指提高节流前天然气温度，包括蒸气加热和水套炉加 热两种方法。
如果节流前后压降不变，提高节流前天然气的温度也等于提高了节 流后天然气的温度，可以有效预防节流后水合物的生成。
组分名称 水合物临界
2 天然气预处理技术
实验证明，当甲醇水溶液浓度约低于25%（w），或甘醇类水
溶液浓度高至50%～60%（w）时，采用该式Cm=100Δt·M / （K＋M·Δt）仍可得到满意的结果。
对于高浓度的甲醇水溶液及温度低至-107℃时，Nielsen等 推荐采用的计算公式为：
Δt=-72·ln（1-Cmol）
2
离心分离法原理
原理：当流体改变流向时，密度大的液滴具有较 大的惯性，就会与器壁相撞，使液滴从气体中分 离出来。
它主要用于分离大量液体和大直径液滴，宜用于 固体微粒大于50μm的气固分离。
2 天然气预处理技术
➢ 天然气预处理常用分离方法
3
碰撞分离法原理
原理：流体遇上障碍时，改变流向和速度，使气体中的液 滴不断在障碍面内聚集，由于表面张力的作用形成液膜， 气体在不断接触中，将气体中的细液滴，聚集成大液滴靠 重力沉降下来。
2 天然气预处理技术
甲醇因易于蒸发，故其在气相中的损失量必须予以考虑。 根据甲醇在使用条件下的压力和温度，可查出甲醇在最低 温度（t2)和相应压力下的天然气中的气相含量与甲醇在水 溶液中浓度之比值a，再按下式计算出甲醇此时的气相含量 Wg为：
Wg=aCm 式中 Wg——甲醇在最低温度和相应压力下的天然气中的气 相含量，kg/106m3； a——甲醇在最低温度和相应压力下的天然气中的气相含量， kg/106m3/甲醇在水溶液中的质量分数，%。
甲
，操作温度较高时，
醇
气相损失过大，故多
用于低温场合
注剂 选择
操作温 度低于 -10℃
操作温度 高于-7℃
不再采用二甘醇， 因其粘度太大，与 液烃分离困难
优先考虑二甘醇， 它与乙二醇相比， 气相损失较小
按水溶液中相同质量百分浓度抑制剂引起的水合物形成温度降比较
甲醇 最好
乙二醇 其次
二甘醇
2 天然气预处理技术
无色无毒， 有甜味液体
二甘醇 C4H10O3 245.0 1.1184
-8 35.7 完全互溶
无色无毒， 有甜味液体
三甘醇 C6H14O4 287.4 1.1254
-7 47.8 完全互溶
无色无毒， 有甜味粘稠液体
2 天然气预处理技术 ➢ 注剂选择
可用于任何操作温度
下的天然气管道和设
备，但由于其沸点低
原料气重力分离器
原料天然气放空
低压蒸汽 氮气 工业水
原料气过滤分离器
原料气旋风分离器 中间灰斗
高效低阻
原料气高效过滤器
超净化过滤器
原料气气液 凝结器
原料天然气 至脱硫装置
原料天然 气进装置
含油污水至 油水储罐
3.2 天然气预处理设备
1.重力分离器 2.过滤分离器 3.旋风分离器 4.除砂器 5.天然气预热器 6.防冻剂加注装置
气体进入
气体排出
A
C
B D
天然气入口
除雾段 沉降段
分离段 天然气入口
，，，，，，，，
，
液体排放 （a）卧式
（b）立式
储液段 排液口
3.2 天然气预处理设备
➢ 2、过滤分离器
过滤分离器通常分为两部分： 第一部分设有过滤一聚结作用的元件，当气流通过这些元件 时，液体微粒就被聚结成较大的液滴。
第二部分是当这些液滴达到足够大的尺寸时，在气流的作用 下，它们被带出过滤部分而进人中心区，叶片型或金属丝网 型捕雾器将较大的液滴除去。
性质 分子式 沸点（0.1MPa下），℃ 密度（20℃），g/cm3 冰点，℃ 粘度（20℃），mPa·s 在水中溶解度（20℃）
甲醇 CH3OH 64.7 0.7915 -97.8 0.593 完全互溶
性质状态
无色挥发， 易燃液体， 中等毒性
乙二醇 C2H6O2 197.3 1.1088 -13 21.5 完全互溶
天然气 预处理常用 分离方法
重力沉降法 离心分离法
碰撞分离法 过滤分离法
2 天然气预处理技术
➢ 天然气预处理常用分离方法
1 重力沉降法原理
原理：靠油气比重的不同实现分离，重力分离 只能除去直径大于100微米的液滴。 如分离直径40～50微米的液滴则需十分庞大的 设备，现实不大可能。
2 天然气预处理技术 ➢ 天然气预处理常用分离方法
天然气预处理
目录
概述 天然气预处理技术 天然气预处理设备 本章思考题
概述
1 概述
预处理 目的
脱除天然气中携带的 油、游离水和泥砂等 气液（固）杂质
以及脱出天然气中的 水蒸气和酸性组分等
不脱除 杂质
影响商品天然气质量
对后续处理系统的安全 平稳运行构成威胁
因此需要对天然气进行预处理
天然气预处理技术
1
2
6
天然气
预处理 设备
3
5
4
3.2 天然气预处理设备
➢ 1、重力分离器
重力分离器设备结构简单，气液分离效果好，操作弹性大 。 气流进入重力分离器之后，撞击在折流板上，由于惯性作 用，部分颗粒被分离下来； 在重力沉降段，依靠重力沉降作用，又有部分颗粒被分离 下来； 经出气口金属丝捕雾网，又有部分颗粒被分离下来。
3.2 天然气预处理设备
重力分离器常见的有卧式和立式两种。
立式 分离器
优点：便于控制液面，易于清洗泥沙、 泥浆及杂物 缺点：处理气量较少
卧式 分离器
优点：处理气量较大及液体中溶解有大量 气体的情况 缺点：但液面控制比较困难，不易清洗沙 子、泥浆等杂物
3.2 天然气预处理设备
重力分离器常见结构见图
2 天然气预处理技术
2.1预处理 原理
天然气从地下开采出来后一般都 含有固体杂质（岩屑、金属腐蚀 产物）、液体杂质（水、凝析油） 和气体杂质（硫化氢、有机硫、 二氧化碳、水汽），因开采工艺 的需要可能还会混进发泡剂、防 冻剂等化学药剂
天然气预处理主要指的是：杂质的 过滤和与液相的分离
2 天然气预处理技术
2 天然气预处理技术
➢ 水溶液中最低抑制剂的浓度
注入气流中的抑制剂与气体中析出的液态水混合后形成抑制剂水溶液。当天然气水合物形成 的温度降根据工艺要求给定时，抑制剂在水溶液中的浓度必须高于或等于一个最低值。水溶 液中最低抑制剂浓度Cm可按Hammerschmidt(1939)提出的半经验公式：
Cm=100Δt·M / （K＋M·Δt） Δt=t1-t2 Cm——抑制剂在液相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，乙二醇和二甘醇2222； t1——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。 对于节流过程，则为节流阀后压力下天然气形成水合物的温度，℃； t2—天然气在管道或设备中的最低操作温度，亦即要求加入抑制剂后天然气不会形 成水合物的最低温度。对于节流过程，则为天然气节流后的温度，℃。
Cmol——达到给定的天然气水合物形成温度降 甲醇在水溶液中必须达到的最低浓度，%（x）
2 天然气预处理技术
➢ 水合物抑制剂的液相用量
通常，向管道或设备中注入的抑制剂往往是含水的。因此，注入含水抑制剂后或多或少增加了 气流中的水含量。当已知抑制剂在水溶液中的最低浓度Cm，并且考虑到注入的抑制剂蒸发到气 相后带入体系中的水量时，注入的含水抑制剂的液相用量ql可根据物料平衡由下式计算：
2 天然气预处理技术
2.2水合物 防治
从井口采出的或从矿场分离器分出的天 然气一般都含水。
含水的天然气当其温度降低至某一值后， 就会形成固体水合物，堵塞管道与设备。
防止固体水合物形成的方法有三种： 加热法、注剂法和脱水法。
天然气脱水是防止水合物形成的最好的 方法，但需建脱水装置，在气体处理规 模较大且过程温度较低时才比较经济；
天然气预处理设备
3.1 原料气预处理工艺
原料气预处理最常见的方式是重力分离和过滤分离相结合的 方法，即先经重力分离之后，再进入下一级过滤分离。
分离段
去除原料气带来的固体杂质 凝析油、游离水
过滤段 小颗粒杂质
分离下来的凝折油、游离水和固体杂质排放至储罐加以储存
3.1 原料气预处理工艺
典型的原料气预处理工艺流程示意图
除尘天然天然气进入
除尘原料天然气排出
外旋流 内旋流
通常，把下行的螺旋形气流称为外 旋流，上行的螺旋形气流称为内旋 流，内、外旋流气体的旋转方向相 同，外旋流的上部是主要除尘区。
尘粒
旋风分离器结构示意图
3.2 天然气预处理设备
➢ 4、除砂器
除砂器是根据流体中的固 体颗粒在除砂器里旋转时 的筛分原理制成，集漩流 与过滤为一体，实现除砂、 降浊、固液分离，从天然 气中分离出杂粒的装置。
➢ 水合物抑制剂用量的计算
注入管道或设备中的抑制剂，无论是甘醇类靠雾化还是甲醇靠蒸发均匀分散 于气流中后，其中一部分抑制剂与气体中析出的液态水混合，将水从气体转 移到液体抑制剂中，形成抑制剂水溶液，从而达到防止水合物形成的目的， 而另一部分抑制剂则损失在气流中。 消耗于前一部分的抑制剂称为抑制剂在液相的用量，用ql表示； 消耗在后一部分的抑制剂，称为抑制剂的气相损失量，用qg表示； 抑制剂的总用量qt为两者之和。 qt=ql+qg
2 天然气预处理技术
注入抑制剂后天然气形成水合物的温度降低，其温度降 主要取决于抑制剂的液相用量，损失于气相的抑制剂量 对水合物形成条件的影响较小。
为防止气体形成水合物所需注入的抑制剂最低用量，可 以采用以立项溶液凝固点下降关系为基础的 Hammerschmidt半经验公式进行手工计算；
也可以采用由分子热力学模型建立的软件由计算机模拟 完成。
3.2 天然气预处理设备
过滤分离器结构示意图
过滤原件
带O型圈的 快开头盖
原料天然气入口
二级分离室
清洗过滤原件的排放
一级分离室 隔板
储液罐 排液口
除雾器原件 原料天然气 出口
排液口
3.2 天然气预处理设备
➢ 3、旋风分离器
旋风分离器是利用惯性离心力的作 用，颗粒被抛向器壁而与气流分离， 沿壁面落至锥底的排灰口，净化后 的气体在中心轴附近由下而上做螺 旋运动，最后由顶部排气管排出。
2 天然气预处理技术
➢ 水合物抑制剂的气相损失量
甘醇类抑制剂的气相损失量较小。应当注意，甘醇类抑制剂的主要损失是再 生损失，在液烃中的溶解损失，以及因甘醇类与液烃乳化造成分离困难而引 起的携带损失等。 当分离温度为15℃，甘醇浓度为50%～70%（w）时，甘醇类在液烃中的溶解 损失一般为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。 携带损失则随设备和操作不同变化较大，但通常小于30kg/106m3（甘醇类/天 然气），或约为26L/106m3（甘醇类/天然气）。