天然气集输2天然气脱水
- 格式：ppt
- 大小：3.77 MB
- 文档页数：12
下载文档原格式
合集下载
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。
“两线”天然气脱水工程施工总结
沙卧、万卧两线及高峰气田天然气脱水工程施工总结编写人：李学文项目负责人：邓华友技术负责人：严克勤单位负责人：张成伟编制时间：2001年5月目录第一章概述第一节工程概述第二节施工组织和主要实物工程建设规模第三节施工概况第二章主要施工技术措施及效果第一节施工技术措施第二节施工新成果第三章施工管理第一节施工技术管理第二节施工工期控制第三节施工安全管理第四节施工成本管理第五节施工质量管理及工程质量评定第四章竣工（图）资料的编制第五章结束语第一章概述第一节工程概述“两线”天然气脱水工程和高峰场气田天然气脱水工程是四川石油管理局体改后的重点工程项目之一，也是川渝天然气外输的配套工程之一。
它的建设投产，对于开发四川、重庆两地的天然气资源，促进西部大开发都具有十分重要的意义。
“两线”天然气脱水工程和高峰场气田天然气脱水工程分别是经四川石油管理局川油计发（1997）162号《关于万卧线脱水装置调整方案的批复》、四川石油管理局川油计发（1999）24号《关于万卧线天然气脱水工程初步设计及概算的批复》和四川石油管理局川油计发（1997）113号《关于沙卧线天然气工程可行性研究报告的批复》、四川石油管理局川油计发（1997）163号《关于沙卧线天然气脱水工程装置规模的批复》、四川石油管理局川油计发（1999）23号《关于沙卧天然气脱水工程初步设计及概算的批复》以及四川石油管理局川油计发（1999）104号《关于高峰场气田天然气脱水项目的批复》、西南油气田分公司西油规预发（2000）6号《关于高峰场气田天然气脱水工程初步设计及概算的批复》而建设的。
万卧线、沙卧线“两线”原设计为干气输送，由于原脱水装置在建设和调试过程中存在一定的问题，加之脱水装置规模不能满足生产要求，因而一直未能启用。
管道投产运行就输送含硫湿天然气，内腐蚀十分严重。
而峰汝线投产运行也是输送的含硫湿天然气，管道腐蚀特别严重。
特别是沙卧线，自投产以来，该管线先后共发生了30多次爆管现象，随着时间的推移，管道腐蚀会越来越严重，为解决管道腐蚀问题，除加强管道的外防腐管理外，建设脱水站保证管道输送干气，以延长管线使用寿命，确保管道长久安全运行已是当务之急。
天然气脱水
四、吸附塔的内部结构
支撑隔栅：支撑吸附剂和瓷球重量。
瓷球：使气流比较均匀分布，再生时 顶部瓷球还有压住吸附剂、防止吸附剂被 吹跑的作用。
支撑隔栅上的丝网：防止瓷球和吸附 剂漏下。 吸附剂床层上的浮动丝网：防止吸附 剂漏出。
五、吸附脱水原理流程
为保证连续生产，流程中 必须包括吸附、再生和冷吹三 道工序。可以采用两塔流程或 三塔流程。如图为两塔流程。 再生气量为原料气质量流 量的5％～10％。一般情况下采 用脱过水的干气作为再生气。
由上可知，能达到干气露点要求的前提下，甘醇吸收脱水比 吸附脱水好，常用于管输天然气的处理。但要求天然气深度脱水 的情况采用分子筛法脱水。
三、天然气脱水方法的选择
工业上通常使用的天然气脱水工艺有甘醇法（主要为三甘醇脱 水）、固体吸附剂法（主要是分子筛脱水）以及压缩冷却法和氯化 钙法，膜分离法尚在发展中。
Hale Waihona Puke 3、防止水合物生成的方法破坏水合物的生成条件即可防止水合物的生成。主要有三种 方法（1）加热气流，使气体温度高于气体水露点；（2）对天然 气进行干燥剂脱水，使其露点降至操作温度以下；（3）向气流 中注入抑制剂。目前广泛采用的抑制剂是水合物抑制剂，90年代 以后开发的动力学抑制剂和防聚剂也日益受到重视和使用。动力 学抑制剂和防聚剂的共同特点是不改变生成水合物的压力、温度 条件，而是通过延缓水合物成核和晶体生长或阻止水合物聚结和 生长，从而防止水合物堵塞管道。 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。
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.
第7章 天然气的脱水
41
3、吸收塔塔板数的确定
Kremser-Brown方程
y N 1 y1 A A 实际吸水量 N 1 y N 1 y0 A 1 理论吸水量
N 1
式中 yN+1——进吸收塔湿原料气中水的摩尔分数
y1——离开吸收塔干气中水的摩尔分数
y0——当离塔干气与进塔贫三甘醇溶液处于平衡时，干气 中水的摩尔分数 N——吸收塔理论塔板数 A——吸收因子
19
问题
影响三甘醇脱水关键因素是什么？ 三甘醇贫液浓度
20
提高三甘醇贫液浓度的方法
(1) 减压再生 可将三甘醇提浓至 98.5% （质）以上。 但减压系统比较复杂，限制了该法的应用。 (2) 气体汽提 典型流程见图7-7。 气体汽提是将甘醇溶液同热的汽提气接 触，以降低溶液表面的水蒸气分压，使甘 醇溶液得以提浓到 98.5%( 质 ) 以上。此法是 现行三甘醇脱水装置中应用较多的再生方 21 法。
其中 Q——被处理气体的体积流量，基米3/天， ——天然气相对密度（空气相对密度为1.0） Mn——被处理气体的分子量
52
二、三甘醇再生系统的计算
1．再生系统操作条件的确定
(1)再生温度和压力
再生温度和压力 一般采用常压再生 。 常压下，三甘醇的热分解温度约为 206C。因而重沸器的温度不应高于此值， 通 常 为 191 ～ 193C ， 最 高 不 应 超 过 204C 。
53
(1)再生温度和压力
在罐式重沸器中，气液两相可认为达到 平衡，此汽一液两相平衡系统的温度和压 力关系如图 7-19 所示。已知重沸器压力 （甘醇蒸汽和水蒸汽分压之和）和要求达 到的三甘醇溶液浓度，则由图7-19可以查 出相应的重沸器温度，如有惰性气体存在 时，则应由重沸器压力中扣除惰性气体分 压后，再由图查出相应的温度。
3、吸收塔塔板数的确定
Kremser-Brown方程
y N 1 y1 A A 实际吸水量 N 1 y N 1 y0 A 1 理论吸水量
N 1
式中 yN+1——进吸收塔湿原料气中水的摩尔分数
y1——离开吸收塔干气中水的摩尔分数
y0——当离塔干气与进塔贫三甘醇溶液处于平衡时，干气 中水的摩尔分数 N——吸收塔理论塔板数 A——吸收因子
19
问题
影响三甘醇脱水关键因素是什么？ 三甘醇贫液浓度
20
提高三甘醇贫液浓度的方法
(1) 减压再生 可将三甘醇提浓至 98.5% （质）以上。 但减压系统比较复杂，限制了该法的应用。 (2) 气体汽提 典型流程见图7-7。 气体汽提是将甘醇溶液同热的汽提气接 触，以降低溶液表面的水蒸气分压，使甘 醇溶液得以提浓到 98.5%( 质 ) 以上。此法是 现行三甘醇脱水装置中应用较多的再生方 21 法。
其中 Q——被处理气体的体积流量，基米3/天， ——天然气相对密度（空气相对密度为1.0） Mn——被处理气体的分子量
52
二、三甘醇再生系统的计算
1．再生系统操作条件的确定
(1)再生温度和压力
再生温度和压力 一般采用常压再生 。 常压下，三甘醇的热分解温度约为 206C。因而重沸器的温度不应高于此值， 通 常 为 191 ～ 193C ， 最 高 不 应 超 过 204C 。
53
(1)再生温度和压力
在罐式重沸器中，气液两相可认为达到 平衡，此汽一液两相平衡系统的温度和压 力关系如图 7-19 所示。已知重沸器压力 （甘醇蒸汽和水蒸汽分压之和）和要求达 到的三甘醇溶液浓度，则由图7-19可以查 出相应的重沸器温度，如有惰性气体存在 时，则应由重沸器压力中扣除惰性气体分 压后，再由图查出相应的温度。
呼图壁储气库天然气脱水工艺优化
呼图壁储气库天然气脱水工艺优化陈月娥1张湘玮2徐长峰1张哲1东静波1邵克拉1林敏1左丽丽21新疆油田公司呼图壁储气库作业区2中国石油大学（北京）摘要：基于呼图壁储气库集注站采出天然气处理的工艺流程，针对供应西气东输二线的天然气节流后压力不足，应急工况下水露点存在一定风险的问题，对现有天然气脱水工艺流程进行改造。
采用PR状态方程进行工艺模拟，用HYSYS软件分别建立三甘醇脱水和丙烷制冷脱水两种仿真模型，对主要工艺参数进行敏感性分析。
结果表明，降低三甘醇循环量、重沸器温度和汽提气量能够降低三甘醇脱水工艺的能耗；降低丙烷制冷脱水工艺的天然气预冷温度和丙烷冷凝温度，提高丙烷蒸发温度，有助于压缩机节能降耗。
综合两种方案技术经济特性，推荐采用丙烷制冷脱水工艺以满足外输天然气水露点控制要求和压力要求。
关键词：呼图壁储气库；丙烷制冷脱水；三甘醇脱水；HYSYS模拟；工艺比选Optimization of Natural Gas Dehydration Process in Hutubi Gas StorageCHEN Yue'e1，ZHANG Xiangwei2，XU Changfeng1，ZHANG Zhe1，DONG Jingbo1，SHAO Kela1，LIN Min1，ZUO Lili21Hutubi Gas Storage Operation Area，Xinjiang Oilfield Company2China University of Petroleum(Beijing)Abstract：Based on the produced natural gas treatment process in the gas gathering and injection sta-tion of Hutubi Gas Storage，to deal with the problem that the pressure of natural gas supplied to the second line of west-east gas transmission is insufficient after throttling，and water dew point is difficult to meet the requirements in emergency working condition，the existing natural gas dehydration process is reformed.PR equation of state is used to simulate the process，and two simulation models of TEG dehydration and propane refrigeration dehydration are established in HYSYS and the sensitivity of main process parameters is analyzed.According to the calculation results，the energy consumption of TEG dehydration process can be reduced by decreasing the TEG circulation volume，reboiler temperature and stripping gas volume.Decreasing the natural gas precooling temperature and propane condensation temperature of propane refrigeration dehydration process，and increasing the propane evaporation tem-perature can reduce the consumption of compressor.Finally，considering the technical and economic advantages and disadvantages of the two schemes，the propane refrigeration dehydration process is rec-ommended to meet the requirements of both dew point control and pressure of gas transmission.Keywords：Hutubi Gas Storage；propane refrigeration dehydration；TEG dehydration；HYSYS sim-ulation；process comparison地下储气库中的天然气在储存过程中，可能会和底层内的水、烃液接触，并且因地层温度较高，采出天然气中会携带液体。
天然气加工工艺学——第五章 天然气脱水
天然气加工工艺学
教材名称： 《天然气处理与加工工艺 》
参考教材： 《天然气加工工程》 《天然气处理与加工》
内容提要
第一章 天然气概述 第二章 天然气的相特性与状态方程计算 第三章 天然气水合物及其防治 第四章 天然气酸性组分脱除 第五章 天然气脱水 第六章 硫磺回收 第七章 尾气处理 第八章 天然气凝液回收 第九章 天然气液化与提氦
4、化学反应脱水法
它是利用化学试剂与天然气中水份 发生不可逆的反应脱除水份，因溶剂 无法回收，只能用于实验之中。
第二节 溶剂吸收法脱水
一、三甘醇（TEG）的主要物性
三甘醇分子式 HOCH2CH2OCH2CH2OCH2CH2OH (Triethylene Glycol) 无色或微黄粘稠液体，相甘醇浓
度,故在略低于大气压条件操作。
汽提气
常温常压下，常使用被水蒸气饱和的湿气。
甘醇循环率
在吸收塔塔板数、贫甘醇浓度确定后，气体 露点与甘醇循环率成一函数关系。常用的循环率 为吸收1Kg水需25－60升TEG；循环率过大会增 大再沸器负荷。
汽提塔温度
较高汽提塔顶温度会增大甘醇损耗，建议顶 温为107.2℃ ,当温度超过121.1℃ 甘醇会显著地蒸 发损失；塔顶温度过低也会使冷凝水增加.
第五章 天然气脱水 Natural Gas Dehydration
第一节 天然气脱水方法概述 一、天然气脱水目的、意义
防止水合物生成，堵塞集输管线、设备 防止液体水与酸气形成酸液腐蚀管线、设
备 提高天然气输送效率及热值
二、天然气脱水方法概述
天然气脱水工艺一般包括： 低温脱水，溶剂吸收法脱水，固 体吸附法脱水和化学反应脱水。
甘醇浓度
贫甘醇浓度越高，露点降越大，离 开吸收塔的气体实际露点一般较平衡露 点高5.5－8.3℃ 普遍的贫甘醇浓度在98% －99%之间。
教材名称： 《天然气处理与加工工艺 》
参考教材： 《天然气加工工程》 《天然气处理与加工》
内容提要
第一章 天然气概述 第二章 天然气的相特性与状态方程计算 第三章 天然气水合物及其防治 第四章 天然气酸性组分脱除 第五章 天然气脱水 第六章 硫磺回收 第七章 尾气处理 第八章 天然气凝液回收 第九章 天然气液化与提氦
4、化学反应脱水法
它是利用化学试剂与天然气中水份 发生不可逆的反应脱除水份，因溶剂 无法回收，只能用于实验之中。
第二节 溶剂吸收法脱水
一、三甘醇（TEG）的主要物性
三甘醇分子式 HOCH2CH2OCH2CH2OCH2CH2OH (Triethylene Glycol) 无色或微黄粘稠液体，相甘醇浓
度,故在略低于大气压条件操作。
汽提气
常温常压下，常使用被水蒸气饱和的湿气。
甘醇循环率
在吸收塔塔板数、贫甘醇浓度确定后，气体 露点与甘醇循环率成一函数关系。常用的循环率 为吸收1Kg水需25－60升TEG；循环率过大会增 大再沸器负荷。
汽提塔温度
较高汽提塔顶温度会增大甘醇损耗，建议顶 温为107.2℃ ,当温度超过121.1℃ 甘醇会显著地蒸 发损失；塔顶温度过低也会使冷凝水增加.
第五章 天然气脱水 Natural Gas Dehydration
第一节 天然气脱水方法概述 一、天然气脱水目的、意义
防止水合物生成，堵塞集输管线、设备 防止液体水与酸气形成酸液腐蚀管线、设
备 提高天然气输送效率及热值
二、天然气脱水方法概述
天然气脱水工艺一般包括： 低温脱水，溶剂吸收法脱水，固 体吸附法脱水和化学反应脱水。
甘醇浓度
贫甘醇浓度越高，露点降越大，离 开吸收塔的气体实际露点一般较平衡露 点高5.5－8.3℃ 普遍的贫甘醇浓度在98% －99%之间。
天然气脱水流程与原理
第三节 吸收法脱水
汽提气工艺流程示意图
第三节 吸收法脱水
解吸溶剂(DRIZO)工艺流程图
第三节 吸收法脱水
四、吸收塔设备及结构介绍
分类
•板式塔：塔内装有一定数量的塔盘，气体以鼓泡或喷射 的形式穿过塔盘上的液层使两相密切接触，进行传质。 •填料塔：塔内装填一定层段数和一定高度的填料层，液 体沿填料表面呈膜状向下流动，作为连续相的气体自下而 上流动，与液体逆流传质。
450
500
600
--------
1200-1400 ------- 350①
450
500
600
1600-3000 ------- ------- 450 ①
500
600
3200-4200 ------- ------- ------- --------
600
800 ① 800 800
①不推荐采用
第三节 吸收法脱水
吸
天收
然 气
捕雾器→
塔
脱流
水程
│
吸
收
来自入口洗涤器
法
的湿气 →
脱
水
干气→ ←贫液
←天然气与贫液 热交换器 ←贫液
天然气→
富液去重沸器→
第三节 吸收法脱水
五、三甘醇法脱水工艺参数的选取
入口温度：
如入口温度高： 1.天然气含水量高； 2.天然气的体积增加导致吸收塔塔径的增大； 3.超过48℃将导致三甘醇损失增大；
较高温度会增加甘醇的损失（一般选为107.2℃）。 较低温度将导致过多的水冷凝，增加再沸器的热 负荷。
第三节 吸收法脱水 三甘醇脱水装置操作温度推荐值
设备或部 原料气进 贫甘醇进 富甘醇进 富甘醇进 富甘醇进 精馏柱顶
天然气脱水方法
天然气脱水方法作者：佚名文章来源：自动化论坛点击数：37 更新时间：2009-7-201、溶剂吸收法利用适当的液体吸收剂以除去气体混合物中的一部分水份,对吸收后的贫溶剂进行脱吸,使溶剂再生循环使用。
常用的脱水剂有二甘醇、三甘醇等。
2 、固体干燥剂吸附法利用气体在固体表面上积聚的特性,使某些气体组分吸附在固体吸附剂表面,进行脱除。
气体组分不同,在固体吸附剂上的吸附能力也有差异,因而可用吸附方法对气体混合物进行净化。
工业上常用的固体吸附剂有硅胶、活性氧化铝和分子筛。
吸附是在固体表面张力作用下进行的,根据表面张力的性质可将吸附过程分为物理吸附和化学吸附。
物理吸附是可逆过程,可用改变温度和压力的方法改变平衡方向,达到吸附剂的再生。
目前广泛采用的用分子筛作吸附剂脱除天然气中水分的过程就是物理吸附过程。
3、冷冻分离法将一定温度的混合气体在一定压力下通过干燥的、最低温度可达- 20 ℃以下的冷凝器,使混合气体中的水气变成液滴后分离。
常用的设备有冷冻干燥器。
4、脱水剂4.1、三甘醇( TEG) 脱水剂甘醇类化合物具有很强的吸水性,其溶液水点较低,沸点高,毒性小,常温下基本不挥发,所以广泛应用于天然气脱水。
最先用于天然气脱水的是二甘醇,50 年代后TEG 以良好的性能逐步取代了二甘醇成为最主要的脱水溶剂。
TEG 热稳定性好,易于再生,蒸汽压低,携带损失量小,露点降通常为33 - 47 ℃。
4.2、分子筛吸附剂分子筛具有均一微孔结构,能将不同大小的分子分离的一种高效、高选择性的固体吸附剂。
分子筛是一种人工合成的无机吸附剂,天然气脱水常用的是4A 和5A ,它是具有骨架结构的碱金属或碱土金属的硅铝酸盐晶体,其分子式为:M2/ nO·Al2O3·xSiO2·yH2O式中:M —某些碱金属或碱土金属离子, 如Li ,Na ,Mg ,Ca 等;n —M 的价数;x —SiO2 的分子数;y —H2O 的分子数。
天然气脱水
◆天然气脱水的必要性◆溶剂吸收法脱水◆固体吸附法脱水◆第一节天然气脱水的必要性◆天然气脱水的必要性；◆天然气脱水方法；◆天然气脱水深度。
◆一、天然气脱水的必要性◆水的析出将降低输气量，增加动力消耗；◆水的存在将加速H2S或CO2对管线和设备的腐蚀；◆导致生成水合物，使管线和设备堵塞。
因上述三方面原因，所以有必要对天然气进行脱水处理。
◆二、天然气脱水方法◆低温法脱水；◆溶剂吸收法脱水；◆固体吸附法脱水；◆应用膜分离技术脱水。
◆三、天然气脱水深度◆满足用户的要求；◆管输天然气水露点在起点输送压力下，宜比管外环境最低温度低5～7℃；◆对天然气凝液回收装置，水露点应低于最低制冷温度5～7℃。
◆第二节溶剂吸收脱水◆甘醇脱水的基本原理◆甘醇的物理性质◆三甘醇脱水流程和设备◆影响三甘醇脱水效果的参数◆三甘醇富液再生方法及工艺参数甘醇是直链的二元醇，其通用化学式是C n H2n(OH)2。
二甘醇(DEG)和三甘醇(TEG)的分子结构如下：◆一、甘醇脱水的基本原理从分子结构看，每个甘醇分子中都有两个羟基（ＯＨ）。
羟基在结构上与水相似，可以形成氢键，氢键的特点是能和电负性较大的原子相连，包括同一分子或另一分子中电负性较大的原子，所以甘醇与水能够完全互溶，并表现出很强的吸水性。
甘醇水溶液将天然气中的水蒸气萃取出来形成甘醇稀溶液，使天然气中水汽量大幅度下降。
◆二、甘醇的物理性质常用甘醇脱水剂的物理性质如表1所示。
在天然气开发初期，脱水采用二甘醇，由于其再生温度的限制，其贫液浓度一般为95％左右，露点降仅约25～30℃。
50年代以后，由于三甘醇的贫液浓浓度可达98～99％，露点降大，逐渐用三甘醇（TEG）代替二甘醇作为吸收剂。
◆三甘醇吸收剂的特点◆沸点较高(287.4℃)，贫液浓度可达98～99%以上，露点降为33～47℃。
◆蒸气压较低。
27℃时，仅为二甘醇的20%，携带损失小。
◆热力学性质稳定。
理论热分解温度(207℃)约比二甘醇高40℃。
天然气脱水工艺
• 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 的特点来脱除天然气中的水分，可将水脱至0.1ppm 或露点达到-100℃。这些固体吸附剂被水饱和后， 易于再生。工业用吸附剂必须具备以下特点：供应 量大；有高的吸附能力和选择性；便于再生和重复 使用；良好的机械强度和化学稳定性；价格合理等 等。目前工业上常用的吸附剂有硅胶、活性氧化铝、 分子筛和活性炭四种，其中除活性炭外，都可以应 用于天然气脱水。
• 气体行业常用的分子筛型号;
分子筛是一种硅铝酸盐 • A型:钾A(3A),钠A(4A),钙A(5A),
• X型:钙X(10X),钠X(13X)
• Y型:,钠Y,钙Y
• 3A型分子筛 的分子式： 0.4K2O 0.6Na2O Al2O3 2.OSiO2 4.5H2O
4A型分子筛 的分子式：Na2O·Al2O3·2.0SiO2·4.5H2O
干气
膜法装置
产品气
原料气
气
液
分
离
器
废气 排污
加
核心
热
单元
器
膜 组 块
膜 组 块
真空泵
水合物抑制剂
防止含有饱和水的天然气 随温度的降低而形成固态 水合物，在天然气预冷前 须注入水合物抑制剂
甲醇、乙二醇
与水蒸气结合形成 低冰点的溶液，降 低天然气的露点
• 该工艺的最大缺点是当原料气中二氧化碳 分压大于0.021MPa时，(湿气)设备需采用 腐蚀控制，或采用抗腐蚀材料。同时，由 于乙二醇粘度较大，特别在有凝析油存在 时，操作温度过低给乙二醇溶液与凝析油 分离带来困难，增加了在凝析油中的溶解 损失和携带损失。
• 分子筛脱水
五、 不产生水解析：分子筛吸水后在常温下不会将被吸的 水释放出来 。 六、 再生：分子筛再生相对简单，给分子筛鼓300℃以上 的氮气（非易燃物 料可直接鼓入空气），再生后分子筛 可再次使用。 七、 使用寿命长：分子筛一般能够再生使用3-5年。 八、分子筛脱水装置是天然气集输过程中对天然气进行深 度干燥、脱烃、脱 水的理想设备，脱水后的天然气含量 ≤1ppm，主要是利用分子筛作为脱水剂。脱水采用两塔或 三塔流程，采用两塔流程时，一塔吸附脱水，一塔再生、 冷却：采用三塔流程时，一塔吸附，一塔再生，另一塔冷 却；连续自动操作。该设备具有操作、维护费用低、安全 可靠等优点，
CNG加气站中的天然气脱水
CNG加气站中的天然气脱水CNG加气站的原料气一般为来自输气管道的商品天然气，在加气站中增压至20～25MPa并冷却至常温后，再在站内储存与加气。
充装在高压气瓶(约20MPa)中的CNG，用作燃料时须从高压减压至常压或负压，再与空气混合后进入汽车发动机中燃烧。
由于减压时有节流效应，气体温度将会降至-30℃以下。
为防止气体在高压与常温(尤其是在寒冷环境)或节流后的低温下形成水合物和冻堵，故必须在加气站中对原料气深度脱水。
CNG加气站中的天然气脱水虽也采用吸附法，但与NGL回收装置中的脱水系统相比，它具有以下特点：①处理量很小；②生产过程一般不连续，而且多在白天加气；③原料气已在上游经过处理，露点通常已符合管输要求，故其相对湿度小于100%。
据了解，CNG 加气站中气体脱水用的干燥剂在美国多为分子筛，俄罗斯以往多用硅胶，目前也用分子筛，我国则普遍采用分子筛。
至于脱水后干气的露点或水含量，则应根据各国乃至不同地区的具体情况而异。
我国GB 18047《车用压缩天然气》中规定，汽车用压缩天然气的水露点在汽车驾驶的特定地理区域内，在最高操作压力下，水露点不应高于-13℃；当最低气温低于-8℃，水露点应比最低气温低5℃。
CNG的脱水深度通常也可用其在储存压力下的水含量来表示。
1. 天然气脱水装置在加气工艺流程中的位置当进加气站的天然气需要脱水时，脱水可在增压前(前置)、增压间(级间)或增压后(后置)进行，即根据其在CNG加气工艺流程中的位置不同，又可分为低压脱水(压缩机前脱水)、中压脱水(压缩机级间)及高压脱水(压缩机后)三种。
脱水装置通常设置两塔即两个干燥器，一套系统在脱水，一套系统在再生。
交替运行周期一般为6～8h，但也可更长。
脱水装置的设置位置应按下列条件确定：①所选用的压缩机在运行中，其机体限制冷凝水的生成量，且天然气的进站压力能克服脱水系统等阻力时，应将脱水装置设置在压缩机前；②所选用的压缩机在运行中，其机体不限制冷凝水的生成量，并有可靠的导出措施时，可将脱水装置设置在压缩机后；③所选用的压缩机在运行中，允许从压缩机的级间导出天然气进行脱水时，宜将脱水装置设置在压缩机的级间。
浅谈天然气脱水脱烃
浅谈天然气脱水脱烃2长庆油田分公司第三采气厂第一天然气处理厂，内蒙古鄂尔多斯，0173003长庆油田分公司第三采气厂第六天然气处理厂，内蒙古鄂尔多斯，017300摘要:煤炭成为继煤炭和原油的全球三大消耗性燃料,正在引起社会各界的广泛重视。
为适应对石油气质指标和深度分解的步骤的要求,就一定要先把气体中的水分和烃除去。
该文对气体的脱水脱烃方式作出了论述,并简要阐述了节流分离技术和吸附分离技术,及其中丙烷压缩机制冷技术在气体脱水脱烃流程中的运用。
关键词:天然气;脱水;脱烃;中国仍在增长,对再生能源需求量也越来越大。
中国目前的主要资源为原油和煤,但环境污染比较严重。
而燃气则作为一个重要环保燃料,一直受到业界重视。
所以,虽然燃气已变成了中国消耗的主要力量。
但由于燃气中通常都存在着相应的杂物,如水和烃质。
水和烃质的存在,对燃气的生产质量以及管网集输会形成不良的环境影响。
1.水及烃质的影响燃气在集输流程中,因为水温和气压的改变而形成反凝析现象,这也正是对烃质所形成的危害,尤其是液体的烃质,会给管道集输系统带来腐蚀和阻塞。
水以气态形式出现时对管线的集输工作并没有危害,但只有水呈液体形式出现时,才会对管线集输工作造成一定危害如在给居民实行减压供应时,形成液态水极大地下降燃气的供应品质、减少了管线寿命、当气温在零摄氏度以下时会形成固态,从而大大降低了管线集输的工作效能、对管线形成侵蚀,从而导致了管线阻塞等。
燃气脱水处置方法溶剂吸附在管道集输流程中,运用化学相溶机理,通过溶剂吸附技术,将燃气中的水有机分子加以吸附。
确保了燃气在集输流程中没有生成水化物,同样也减少了对水相的危害。
由于目前大都使用三甘醇来实现水分子弥散脱除,该工艺技术能大面积地对燃气实行低温度脱水处理,在处理过程时可将露点气温降低10℃左右。
固态吸附把天然气中的水分子弥散,再利用吸附剂的吸收进行脱水,叫做固态吸附技术。
该技术的出现可以将天然气中的水分进行深层脱除,不过由于需要的外部能源很多,而操作工艺又相对复杂,所以现在大多应用于较小型的天然气脱水反应处理上,在集输过程中的使用也不多。
分子筛脱水流程优化及经济性浅析
分子筛脱水流程优化及经济性浅析摘要：在天然气生产开发中，天然气脱水对于安全生产至关重要。
目前国内外对于天然气脱水技术研究较多，主要包括溶剂吸收法、固体吸附法、低温分离法、膜分离法、超声波分离法等，其方法原理和主要过程工艺各不相同。
在实际生产中，目前最为广泛使用方法的是三甘醇吸收脱水和分子筛吸附脱水，对于偏远地区的天然气生产中双塔分子筛脱水流程一直存在较多改进空间。
关键词：天然气；脱水；分子筛；经济性分析1、脱水介绍1.1脱水目的在天然气的集输过程中，气体中液态水的存在对处理装置和输气管线危害巨大。
天然气中水的危害具体形式有：（1）冷凝水在局部的累积，降低了管道流动性，增加加压能耗，为压缩机、换热器等设备造成危害；（2）和气体中酸性组分（二氧化碳或硫化氢）反应，腐蚀管道和设备；（3）可能在高压、低温状态下，与天然气结合生成固体水合物，将引起输气管线或其它处理设备堵塞。
[1]所以为了天然气的安全运输，需要对其进行脱水处理。
1.2脱水方法介绍目前国内外对于天然气脱水有多种方法，其分类主要包括溶剂吸收法、固体吸附法、低温分离法、膜分离法、超声波分离法等[2,3]，其方法原理和主要过程工艺特征见表1。
表1天然气脱水工艺分类分类方法机理物态特征溶剂吸收法水和烃类溶解度差异应用广泛、操作方便固体吸附法与固体表面的作用力不同效果好、操作简单、不易再生低温分离法低温分馏而分离流程简单，成本低，适用于高压气体膜分离法不同气体渗透率的差异高效、节能、污染小、成本低超声波分离法超音速状态下蒸汽冷凝分离系统简化、操作成本低现在，国内常用天然气脱水方法有溶剂吸收法和固体吸附法两种方法，如表2天然气脱水常用方法所示：表2天然气脱水常用方法方法名称示例特点应用情况溶剂吸收法氯化钙水溶液便宜，脱水效果（水露点降）较低（10-25℃）边远、寒冷气井水溶液氯化锂水溶液对水有高的容量，水露点降为22-36℃价格高，使用少甘醇-胺溶液可以进行脱水、脱酸气，不过携带损失大，再生温度要求高水露点低于TEG脱水仅限于酸性天然气脱水二甘醇水溶液（DEG）对水有高的容量，溶液再生容易，再生浓度达水溶液不超过95%。
第三章天然气脱水
二、动力学抑制剂
自20世纪90年代以来人们又在研制一些经济实用和符合环保要求的新型水 合物抑制剂，即动力学抑制剂和防聚剂。
1.动力学抑制剂 动力学抑制剂在水合物成核和生长的初期吸附于水合物颗粒的表面，防 止颗粒达到临界尺寸或者使已达到临界尺寸的颗粒缓慢生长，从而推迟水合物 成核和晶体生长的时间，因而可起到防止水合物堵塞管道的作用。由于其在水 溶液相中所需要的最低质量浓度很低(小于0.5%),故尽管其价格很高，但运行 成本还是比热力学抑制剂低。 动力学抑制剂是一些水溶性或水分散性聚合物。属于这类抑制剂的有N乙烯基吡咯烷酮（五元环）、羟乙基纤维素（六元环）和N-乙烯基己内酰胺等 聚合物。
（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(自学内容） 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。
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。
天然气脱水
二、甘醇法脱水
2、甘醇法脱水法工艺流程
甘醇是乙二醇的缩聚物，称为多缩乙二醇，俗称甘醇。 其化学通式为CnH2n(OH)2。
甘醇类化合物具有很强的吸水性。此类包括乙二醇 （EG）、二甘醇（DEG）、三甘醇（TEG）及四甘醇 （TREG）等。最早用于天然气脱水的甘醇是DEG，但它 逐渐为TEG所取代，因为用TEG脱水有更大的露点降，而 且投资及操作费用较低。乙二醇主要用于注入天然气中以 防止水合物的生成。
脱水深度用露点降表示，是指进入脱水装置前气体露点与脱水后气体 露点之差。
二、甘醇法脱水
1、甘醇法脱水概述
甘醇是乙二醇的缩聚物，称为多缩乙二醇，俗称甘醇。 其化学通式为CnH2n(OH)2。
甘醇类化合物具有很强的吸水性。此类包括乙二醇 （EG）、二甘醇（DEG）、三甘醇（TEG）及四甘醇 （TREG）等。最早用于天然气脱水的甘醇是DEG，但它 逐渐为TEG所取代，因为用TEG脱水有更大的露点降，而 且投资及操作费用较低。乙二醇主要用于注入天然气中以 防止水合物的生成。
3、甘醇法脱水法主要设备
（1）入口分离器
入口分离器的作用是分出进料湿天然气内的液体和固体杂质，如：游 离水、液烃、泥沙和铁锈等固体杂质以及流程上游采气、集气过程中加 人气流内的各种化学剂等。
进料湿天然气内液体和固体杂质的存在会带来以下几个方面的危害： ①使塔内甘醇容易发泡、堵塞塔板。 ②使甘醇损失量增多，并带有腐蚀性。 ③使重沸器的热负荷及燃料消耗增加，火管表面局部过热和结焦等。
事实上水分较co有更好的渗透性能例如对于醋酸纤维素膜实现了膜分离脱水工艺的商品化其名称为permeapermea采用新型的prism膜非对称酣酸纤维素膜膜分离器48mpa的压力下运行以进料量的25为反吹气可脱除进料气中95的水汽从而使之达到管输规格要求
天然气脱水工艺流程介绍
低温分离方法在塔 里木的应用
• 塔中六天然气处理装置：大庆设计院设计，设计 处理天然气86万方/天、凝析油产量为1.8万吨/年， 于2007年4月建成投产。 装置通过经J-T阀节流 降温[加注乙二醇防冻]实现天然气净化。
• 牙哈320万方/日凝析气处理装置：设计处理天然 气320万方/天、凝析油产量为50万吨/年， 2000 年10月31日投产装置通过经J-T阀节流降温[加注 乙二醇防冻]，脱除天然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。
离，使水被脱出。
节流阀制冷
膨胀制冷
膨胀机制冷
低温分离法
丙烷制冷
热分离机制冷等
• 溶剂吸收法：
利用某些液体物质不与天然气中的水分发 化学反应，只对水有很好的溶解能力且溶水 后蒸气压很低，可再生和循环使用的特点。 将天然气中水汽脱出。这样的物质有甲醇、 甘醇等。由于吸收剂可再生和循环使用，故 脱水成本低，已得到广泛使用。
方法对比
节流法
三甘醇法
分子筛法
1、装置操作简单，占地面积小； 1、操作温度下溶剂稳定，吸湿性
2、装置投资及运行费用低。
高，露点降高;
2、容易再生成99%（w）以上的浓
优
度；
点
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、只适用于高压天然气；
1、存在轻质油时，会有一定程度
干气至外输首站
闪蒸气回系统
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
天然气与含盐水接触时，乘以含盐修正系数进行修正。由图可 见，含盐量增大，天然气饱和水含量降低。
2020/10/8
6
x s ——水中含盐量，g/L；
g ——气体相对密度；
t ——气体温度，℃。
2020/10/8
7
2、酸气图
当压力小于2.0MPa时，酸气浓度对天然气含水量的影响不大， 可以按甜气图查得。
2)吸收法：气体通过充满P2O5的吸收管，吸收剂P2O5吸收气体内 的水分，精确测定P2O5的质量增加值和通过吸收管的气体量，即可 求得气体内的含水量。
3)Karl-Fischer法：利用卡尔-费希尔试剂吸收天然气中的水分， 测出中和卡尔-费希尔试剂所需的天然气量即可求得气体的含水量。 卡尔-费希尔试剂的配制：
8 mol吡啶+2 mol二氧化硫+15 mol甲醇+1 mol碘
2020/10/8
10
二、天然气水合物
在一定温度和压力条件下、天然气的某些组分与液态水生 成的一种外形像冰、但晶体结构与冰不同的笼形化合物称为天 然气水合物。 1、物理性质 ①白色固体结晶，外观类似压实的冰雪； ②轻于水、重于液烃，相对密度为0.960.98； ③半稳定性，在大气环境下很快分解。
在某一压力下，水露点愈低，饱和 含水量愈小。当气体实际温度高于水露 点时，气体处于未饱和状态，无液态水 析出；当气体实际温度等于水露点时， 气体处于饱和状态，开始有液态水析出； 当气体实际温度低于水露点时，气体处 于过饱和状态，有液态水析出。
2020/10/8
5
当天然气相对密度>0.6时，乘以相对密度修正系数进行修正。 由图可见，相对密度增大，气体饱和水含量降低。
分子式为S16L8·136H2O
12个正五边形、 2个正六边形
正五边形
12个正五边形、 4个正六边形
2020/10/8
13
3）H型晶体结构：对H型水合物尚处于研究中，知之甚少， H型 水合物由34个水分子构成，共有6个笼状晶格，可容纳6个气体分 子。其中1个大的（ 12个正五边形、8个正六边形组成的二十面 体）、 2个中的（ 3个正四边形、6个正五边形、3个正六边形组 成的十二面体）、3个小的（正五边形组成的十二面体）。
2020/10/8
11
2、结构
采用X射线衍射法对水合物进行结构测定发现，气体水合物 是由多个填充气体分子的笼状晶格构成的晶体，晶体结构有三种 类型：I、II、H型。
1）I型晶体结构：体心立方结构，由46个水分子构成，共有8个 笼状晶格，可容纳8个气体分子。其中6个大的（ 12个正五边形、 2个正六边形组成的十四面体，平均自由直径0.59纳米）、2个小 的（正五边形组成的十二面体，平均自由直径0.52纳米）。
分子式为S2L6·46H2O
2020/10/8
12
2）II型晶体结构：金刚石晶体立方结构，由136个水分子构成， 共有24个笼状晶格，可容纳24个气体分子。其中8个大的（ 12个 正五边形、4个正六边形组成的十六面体，平均自由直径0.69纳 米）、16个小的（正五边形组成的十二面体，平均自由直径0.48 纳米）。
根据气体内是否含有酸气，天然气饱和含水量与压力、温度 的相关关系分为两类：一类为不含酸气(或酸气含量较少)的称甜 气图；另一类为含酸气的称酸气图。
2020/10/8
4
1、甜气图 如图，天然气饱和水含量随压力、
温度的变化关系。可见，压力越高、温 度越低，饱和水含量越小。
在一定压力下与天然气饱和水含量 相对应的温度称为天然气水露点。
天然气净化与加工
2020/10/8
1
天然气脱水
第一节 天然气水合物 第二节 甘醇脱水 第三节 固体干燥剂脱水 第四节 脱水方法选择
2020/10/8
2
第一节 天然气水合物
一、天然气饱和含水量 二、天然气水合物
2020/10/8
3
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。
（2）一定的压力温度条件——高压、低温；
（3）气体处于紊流脉动状态，如：压力波动或流向突变产生搅 动，或有晶种(固体腐蚀产物、水垢等)存在都会促进产生 水合物。 因此，在孔板、弯头、阀门、管线上计量气体温 度的温度计井等处极易产生水合物。
C3H8·17H2O i-C4H10·17H2O 气体分子填满腔室的程度取决于外部压力和温度，腔室内充满气体 分子的程度愈高、水合物愈稳定。腔室未被气体分子占据时，结构处于 亚稳定状态，称为β相；气体分子填充腔室后形成稳定结构，称H相。
2020/10/8
15
3、生成条件
（1）气体处于水蒸汽的过饱和状态或者有液态水，即气体和液 态水共存；
y ——气体组8
天然气中饱和CO2的有效水含量 天然气中饱和H2S的有效水含量
2020/10/8
9
3、饱和含水量的测试方法
有多种气体含水量测定方法，常见的有露点法、吸收质量法和 Karl．Fischer（卡尔-费希尔）法。
1)露点法：在恒定压力下，气体以一定流量流经露点仪，仪器的测 量腔室内有抛光金属镜面，其温度可人为控制精确调节并准确测定。 随着镜面温度逐步降低，气体被水饱和时镜面上开始结露，此时的 镜面温度即为水露点。由水露点查表可得气体饱和含水量。
分子式为S3S2L1·34H2O
2020/10/8
14
由于晶格空腔有大有小，因此不同直径的气体分子会形成不同类型 的气体水合物。
天然气中CH4、C2H6、CO2、H2S可形成稳定的I型水合物。每个气 体分子周围有68个水分子，即：
CH4·6H2O C2H6·8H2O H2S·6H2O CO2·6H2O 大分子量组分C3H8和i-C4H10(异丁烷)仅能进入II型水合物内的大腔 室，形成II型水合物。每个气体分子周围有17个水分子，即：
高压时，天然气饱和含水量随酸气浓度的增大而增大。压力大 于2.0 MPa时，可用Campbell法求酸性天然气含水量。 Campbell法：
W S y h c W h c y C O 2 W C O 2 y H 2 S W H 2 S
W h c ——按甜气查得的天然气中水的质量浓度，mg/m3； W C O 2 ——CO2中水的质量浓度，mg/m3； W H 2 S ——H2S中水的质量浓度，mg/m3；
2020/10/8
6
x s ——水中含盐量，g/L；
g ——气体相对密度；
t ——气体温度，℃。
2020/10/8
7
2、酸气图
当压力小于2.0MPa时，酸气浓度对天然气含水量的影响不大， 可以按甜气图查得。
2)吸收法：气体通过充满P2O5的吸收管，吸收剂P2O5吸收气体内 的水分，精确测定P2O5的质量增加值和通过吸收管的气体量，即可 求得气体内的含水量。
3)Karl-Fischer法：利用卡尔-费希尔试剂吸收天然气中的水分， 测出中和卡尔-费希尔试剂所需的天然气量即可求得气体的含水量。 卡尔-费希尔试剂的配制：
8 mol吡啶+2 mol二氧化硫+15 mol甲醇+1 mol碘
2020/10/8
10
二、天然气水合物
在一定温度和压力条件下、天然气的某些组分与液态水生 成的一种外形像冰、但晶体结构与冰不同的笼形化合物称为天 然气水合物。 1、物理性质 ①白色固体结晶，外观类似压实的冰雪； ②轻于水、重于液烃，相对密度为0.960.98； ③半稳定性，在大气环境下很快分解。
在某一压力下，水露点愈低，饱和 含水量愈小。当气体实际温度高于水露 点时，气体处于未饱和状态，无液态水 析出；当气体实际温度等于水露点时， 气体处于饱和状态，开始有液态水析出； 当气体实际温度低于水露点时，气体处 于过饱和状态，有液态水析出。
2020/10/8
5
当天然气相对密度>0.6时，乘以相对密度修正系数进行修正。 由图可见，相对密度增大，气体饱和水含量降低。
分子式为S16L8·136H2O
12个正五边形、 2个正六边形
正五边形
12个正五边形、 4个正六边形
2020/10/8
13
3）H型晶体结构：对H型水合物尚处于研究中，知之甚少， H型 水合物由34个水分子构成，共有6个笼状晶格，可容纳6个气体分 子。其中1个大的（ 12个正五边形、8个正六边形组成的二十面 体）、 2个中的（ 3个正四边形、6个正五边形、3个正六边形组 成的十二面体）、3个小的（正五边形组成的十二面体）。
2020/10/8
11
2、结构
采用X射线衍射法对水合物进行结构测定发现，气体水合物 是由多个填充气体分子的笼状晶格构成的晶体，晶体结构有三种 类型：I、II、H型。
1）I型晶体结构：体心立方结构，由46个水分子构成，共有8个 笼状晶格，可容纳8个气体分子。其中6个大的（ 12个正五边形、 2个正六边形组成的十四面体，平均自由直径0.59纳米）、2个小 的（正五边形组成的十二面体，平均自由直径0.52纳米）。
分子式为S2L6·46H2O
2020/10/8
12
2）II型晶体结构：金刚石晶体立方结构，由136个水分子构成， 共有24个笼状晶格，可容纳24个气体分子。其中8个大的（ 12个 正五边形、4个正六边形组成的十六面体，平均自由直径0.69纳 米）、16个小的（正五边形组成的十二面体，平均自由直径0.48 纳米）。
根据气体内是否含有酸气，天然气饱和含水量与压力、温度 的相关关系分为两类：一类为不含酸气(或酸气含量较少)的称甜 气图；另一类为含酸气的称酸气图。
2020/10/8
4
1、甜气图 如图，天然气饱和水含量随压力、
温度的变化关系。可见，压力越高、温 度越低，饱和水含量越小。
在一定压力下与天然气饱和水含量 相对应的温度称为天然气水露点。
天然气净化与加工
2020/10/8
1
天然气脱水
第一节 天然气水合物 第二节 甘醇脱水 第三节 固体干燥剂脱水 第四节 脱水方法选择
2020/10/8
2
第一节 天然气水合物
一、天然气饱和含水量 二、天然气水合物
2020/10/8
3
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。
（2）一定的压力温度条件——高压、低温；
（3）气体处于紊流脉动状态，如：压力波动或流向突变产生搅 动，或有晶种(固体腐蚀产物、水垢等)存在都会促进产生 水合物。 因此，在孔板、弯头、阀门、管线上计量气体温 度的温度计井等处极易产生水合物。
C3H8·17H2O i-C4H10·17H2O 气体分子填满腔室的程度取决于外部压力和温度，腔室内充满气体 分子的程度愈高、水合物愈稳定。腔室未被气体分子占据时，结构处于 亚稳定状态，称为β相；气体分子填充腔室后形成稳定结构，称H相。
2020/10/8
15
3、生成条件
（1）气体处于水蒸汽的过饱和状态或者有液态水，即气体和液 态水共存；
y ——气体组8
天然气中饱和CO2的有效水含量 天然气中饱和H2S的有效水含量
2020/10/8
9
3、饱和含水量的测试方法
有多种气体含水量测定方法，常见的有露点法、吸收质量法和 Karl．Fischer（卡尔-费希尔）法。
1)露点法：在恒定压力下，气体以一定流量流经露点仪，仪器的测 量腔室内有抛光金属镜面，其温度可人为控制精确调节并准确测定。 随着镜面温度逐步降低，气体被水饱和时镜面上开始结露，此时的 镜面温度即为水露点。由水露点查表可得气体饱和含水量。
分子式为S3S2L1·34H2O
2020/10/8
14
由于晶格空腔有大有小，因此不同直径的气体分子会形成不同类型 的气体水合物。
天然气中CH4、C2H6、CO2、H2S可形成稳定的I型水合物。每个气 体分子周围有68个水分子，即：
CH4·6H2O C2H6·8H2O H2S·6H2O CO2·6H2O 大分子量组分C3H8和i-C4H10(异丁烷)仅能进入II型水合物内的大腔 室，形成II型水合物。每个气体分子周围有17个水分子，即：
高压时，天然气饱和含水量随酸气浓度的增大而增大。压力大 于2.0 MPa时，可用Campbell法求酸性天然气含水量。 Campbell法：
W S y h c W h c y C O 2 W C O 2 y H 2 S W H 2 S
W h c ——按甜气查得的天然气中水的质量浓度，mg/m3； W C O 2 ——CO2中水的质量浓度，mg/m3； W H 2 S ——H2S中水的质量浓度，mg/m3；