天然气集输2天然气脱水
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x s ——水中含盐量，g/L；
g ——气体相对密度；
t ——气体温度，℃。
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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
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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。
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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
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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）。
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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
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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。
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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
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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
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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
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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。
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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
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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
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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；
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。
“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
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
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问题
影响三甘醇脱水关键因素是什么？ 三甘醇贫液浓度
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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
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℃。