甘醇类气体脱水及水合物抑制剂系统(译文)
Prism膜在天然气脱水中的应用
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脱水 舌产品气
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牛 一 ＿ Ｊ 膜 分 离 系 统 吹 扫 气
渗透气排空燃烧或压缩到原料气管路
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空气
氮气膜系统
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图 ３ 氮气吹扫式膜千燥系统示意图
在某 些 天 然气脱水系统中，如果不考虑排除渗透气中比例相对较高的Ｃ姚 及 峡５，或
脱水后产品气
一 令 ，加热９１ ， ＿＿＿
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原料气 预处理 器
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膜分 离 系 统
渗透 气 排 空 ｔ｝８ 烧 或 压 缩到 原 料 气 管 路
４８一５２
反吹气流量〔Ｎｍ３小夕
６０
反吹气温度（℃）
５０
渗透气压力（ＭＰａ（（；））
０．４
＿＿ ＿ －－ 一一 一， ０ 一 一
典型的产品气露点（℃）
一２ ０（含水 ３４ｐｐｍ）
位来 自钻并平台、经预处理后
经过十个月（１９９５ 年 ９月至 １９９６ 年 ８月）的运行，其结果参见图 ４
２，操作参数及结果（参见表 １）
表 １ 膜 法 夭 然 气 脱水 的 典 型 操 作 参 数
气体处理量（Ｎｍ３／ｄ ） 操作压力（ＭＰａ（Ｇ）） 操作温度（℃）
最小过热温度 （℃ ） 反吹气量 产品气露点 （℃ ）
５，０００ ６，加０，０００
４．０－－８．０ ３０－ ７５ １０
天然 气 工 业中使用的脱水方法有吸收法 、吸附法 、冷冻法和膜分离法 ，吸收法和吸附法
是利用液态溶剂（甘醇溶液）和固体吸附剂将天然气中的水吸收或吸附而脱除；冷冻法是利 用天然气的节流膨胀效应及加入水合抑制剂将水冷冻成液态水而分离；而膜分离方法 ，是 利用水汽在特定的聚合物膜的渗透速率（溶解和扩散速率）远大于烃类气体而优先透过膜 壁而达到干燥脱水的目的。其中甘醇吸收法是传统的天然气脱水工艺，是目前应用最为广
天然气脱水工艺
乐东准备组
2008-6-4
1
天然气脱水工艺
一、基本概念 二、天然气脱水原因及含水量的确定方法 三、天然气脱水方法 1. 冷却法 2. 吸附法 3. 膜分离法 4. 吸收法
2
天然气脱水工艺
一、基本概念 1、天然气的烃露点
在一定压力下，天然气经冷却到气相中析出第一滴微小的液体烃时的温 度，称为烃露点。天然气的烃露点与其组分和压力有关。天然气的组成， 尤其是高碳数组分的含量对烃露点的影响最大。 在天然气输送过程中，一般要求天然气的烃露点必须比沿管线各地段的最低 温度低5℃。
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天然气脱水工艺
三、天然气脱水方法
从油气井采出及湿法脱碳脱硫后的天然气中一般都含有饱和水蒸气（习 惯上称为含水），在外输前通常要将其中的水蒸气脱除至一定的程度（习 惯上称为脱水），使其露点或水含量符合管输要求。脱水前原料气的露点 与脱水后的干气露点之差成为露点降。露点降即表示天然气脱水深度或效 果。
水和物结构：水分子（主体分子）接氢键形成具有笼型空腔（孔穴）的各 种多面体，而尺寸较小且几何形状合适的气体分子（客体分子）则在范德瓦尔 斯力作用下被包围在笼型空腔内，若干个多面体相互连接即成为水合物晶体。 水合物生成条件：1、 必须有游离水存在;
2、 必须有碳4以上的轻烃存在; 3、 必须有一定含量的酸性气体CO2和H2S等存在; 4.、必须满足一定的压力和温度条件.
W = yWhc + y1W1 + y2W2 W -- 天然气中的含水量 Whc – 图表1.1中对应压力温度下烃类的含水量 W1 – 图表1.2中CO2对应压力温度下的有效含水量 W2 -- 图表1.2中H2S对应压力温度下的有效含水量
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3-3 天然气脱水应用实例
生产操作中，尤其是海上气田，普遍通过三甘醇相接触脱水， 因此我们将讨论液体吸收法。
一、含水量的确定
设计天然气脱水系统的第一步，就是要确定含水量，天然气 中的含水量与天然气的压力、温度、组分及酸性气体(H2S、 CO2)等因素有关。
天然气中的饱和水汽含量随温度的升高而增加，随压力的增 加而减小，酸性气体以及重质烃类的含量也会导致含水量的增 加，而一定量的氮气则会使含水量降低。
烃类液体的挥发，不仅减轻了再沸器的负荷，而且H2S及CO2 的 挥发，避免它们升温后在再沸器内引起一些酸腐蚀。 富三甘醇流出闪蒸罐后，经过过滤器，清除固体颗粒物质（直 径大于5微米），部分三甘醇流经活性炭过滤器，用来脱除三甘 醇所携带的少量的烃类液体。对于循环率大于10gal/m的装置， 一般要求10%-50%三甘醇流过活性炭过滤器。过滤有助于将累积 的泡沫及淤渣减至最小的程度。
测定天然气中含水量的方法有：重量法、露点法、图算法等。 前两种在生产现场较常用，而图算法主要用于设计脱水系统来 估算天然气的含水量。
二、三甘醇（TEG）脱水工艺
1 脱水剂 用溶剂来吸收天然气中水分的方法是建立在不同气体在液 体中溶解度不同的基础上的，所以对气体的吸收剂有一定的要 求。 在天然气脱水工艺中，最常用的液体吸收剂是乙二醇的聚 合衍生物，如：乙二醇（MEG）、二甘醇（DEG）、三甘醇（ TEG）和四甘醇(T4EG）。 这类衍生物通常称为甘醇类，它们的化学通式为HO•CH2 （CH2 • O • CH2 ）n • CH2 • OH。甘醇类化合物对天然气有较高的脱水 深度和较低的溶解度，对化学反应和热作用稳定、蒸汽压低、 黏度小、发泡和乳化倾向小、对设备无腐蚀、容易再生、价格 比较便宜，并且容易获得。因此是十分理想的脱水剂。
三甘醇_TEG_脱水系统的选材设计概要
第22卷第4期2008年8月全面腐蚀控制TOTAL CORROSION CONTROLVol.22 No.4Aug. 20081概述水是天然气从采出至消费的各个处理加工步骤中最常见的杂质组分,且其含量经常达到饱和。
冷凝水的局部积累将限制管道中天然气的流率,降低输气量,而且水的存在使输气过程增加了不必要的动力消耗;液相水与CO2或H2S接触后会生成具有腐蚀性的酸,H2S不仅导致常见的电化学腐蚀,它溶于水生成的HS-还会促使阴极放氢加快, HS-阻止原子氢结合为分子氢,从而造成大量原子态氢积聚在钢材表面,导致钢材氢鼓泡、氢脆及硫化合物应力腐蚀开裂(SSC;湿天然气中经常遇到的另一个麻烦问题是,其中所含水分和小分子气体及其混合物可在较高的压力和温度高于0℃的条件下,形成一种外观类似于冰的固体水合物。
因此,天然气一般都应先经脱水处理,使之达到规定的指标后才能进入输气干线。
我国强制性国家标准规定:在天然气交接点的温度和压力条件下,天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。
在CO2或H2S存在的情况下,目前海洋工程设计过程中认为只有当水露点比最低操作温度低10℃时介质不具有腐蚀性。
甘醇类化合物具有很强的吸湿性,其水溶液冰点较低,故广泛应用于天然气脱水。
最初应用于工业的是二甘醇(DEG,上世纪50年代后主要采用三甘醇(TEG,其热稳定性更好,容易再生,蒸气压也更低,且相同质量浓度下TEG可达到更大的露点降,而且TEG的毒性很轻微,沸点较高,常温下基本不挥发,故使用时不会引起呼吸中毒,与皮肤接触也不会造成伤害。
因此,TEG 脱水方法是天然气工业中应用最普遍的方法。
2 TEG脱水系统的工艺流程如图1[1]所示,TEG脱水装置主要包括2部分:天然气在压力和常温下脱水;富TEG溶液在低压和高温下再生(提浓。
此图所示流程包括了若干优化操作方面的考虑,如以气体—TEG换热器调节吸收塔顶温度,以分流(或全部富液换热的方式控制进入闪蒸罐的富液温度,以干气汽提提高贫TEG的浓度,以及设置多种过滤器等。
海上平台天然气生产工艺流程水合物形成摸索
121水合物又称水化物，它是一种由水分子形成的空穴吸附小分子烃类气体而形成的，其密度一般在0.88g-0.9g/cm ³，一般可在35°C以下形成。
水合物是一种笼形晶格包络物，水分子（主体分子）借氢键结合形成笼形结晶，气体分子（客体分子）在范德华力作用下被包围在晶格之中。
天然气水合物结构一般有三种，分为：立方形结构、单晶立方形结构和简单六方结构。
水合物在天然气管道输送中因地貌、气候及管道自身条件而生成，从而导致管线堵塞，甚至造成设备和仪表附件失灵。
因而为保证管线的安全运行，天然气管道输送过程中水合物的形成及预防是很重要的。
一、导致水合物生成的条件1.热力学影响条件主要有以下3个：（1）天然气水露点高。
水露点是其饱和水蒸气含量的反映，就是天然气中的含水量，同时形成空穴结构；形成水合物的首要条件就是混合气体中含有足够的水分，若气体中水的饱和蒸气压大于水合物的饱和蒸气压，即满足水合物形成的条件，反过来，若气体中水的饱和蒸气压小于水和的饱和蒸气压，则水合物无法形成，即使开始形成也会消失，所以进入输气管道的气体水露点应比输送条件下最低环境温度低5-10°C。
（2）轻烃及杂质。
烃类物质并不是全部都可以形成水合物的, 直链烷烃中只有CH 4、C 2H 6和C 3H 8 能支持水合物的形成, 支链烷烃中只有异丁烷能支持。
此外, 天然气中的杂质组分如H 2S、CO 2 、N 2 和O 2 等也支持水合物的形成。
不同组成的天然气其相对密度也不同。
相对密度愈高的天然气愈容易形成水合物, 而且研究表明：重质烃的很少含量就会使开始水合形成需要的压力大幅度降低。
（3）管道中气体的温度和压力影响。
较高的压力和较低的温度是形成水合物的热力学条件。
对于密度相同的天然气，压力越高则形成水合物的温度也越高，但每种气体均有形成水合物的临界温度，高于该温度无论压力多高也不会形成水合物。
另一方面压力对临界温度也有影响。
天然气集输+复习题
《天然气集输》课程综合复习资料一、填空题1、商品天然气无规定的化学组成，但有一系列的具体技术指标要求，其主要技术指标有：、、和。
2、根据天然气中C5以上的烃液含量的多少，把天然气划分为干气和湿气。
3、天然气的体积系数是指天然气在地层条件下所占体积与其在地面条件下的体积之比，天然气体积系数可视为仅是气藏压力的函数。
天然气体积系数的倒数称之为天然气膨胀系数。
4、烃类气体在水中的溶解度随压力增加而增大，随温度升高而减小，且随着水中含气饱和度升高，温度对气体溶解度的影响减小。
5、从气井产出的物质，除天然气外一般含有液体和固体物质。
液体物质包括液烃和气田水。
气田水又包含游离水和凝结水。
气田水分为底水或边水和束缚水两类。
固体物质包括岩屑、砂、酸化处理后的残存物等。
6、影响天然气中含水蒸汽量主要因素有：压力、温度、水中含盐量和天然气相对密度。
7、膜分离的原理是高压原料气在膜的一侧吸附，通过薄膜扩散至低压侧，由高压侧经薄膜进人低压侧的气体称渗透气，而仍留在高压侧的气体为渗余气。
8、天然气的主要成分是甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、硫化氢、二氧化碳及一氧化碳等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。
9、根据天然气中C3以上烃类液体的含量多少，把天然气划分为和。
10、天然气的溶解度是指。
溶解度主要取决于和，同时也与油、水的性质和天然气的组分有关。
11、天然气在高压下的粘度不同于在低压下的粘度。
在接近大气压时，天然气的粘度几乎与压力无关，随温度的升高而；在高压下，随压力的增加而，随温度的增加而。
12、气田集输系统的工作内容包括：收集天然气，并经过、、、使天然气达到符合管输要求的条件，然后输往长距离输气管道。
13、在可燃气体与空气的混合物中加入足够量的惰性气体，可以达到消除爆炸可能性的目的。
在工业上常用的惰性气体有、、。
在开工前及停工后，用惰性气体对系统进行吹扫或置换，以防止事故的发生。
14、集输管道的防火安全保护主要是防止和放空不当引起火灾。
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
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
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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。
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1 壳牌公司设计与工程实践手册 DEP 20.04.10.10-Gen 1994.12 甘醇类气体脱水及水合物抑制系统 （抑制水合物工艺介绍；水合物抑制系统
设计准则；水合物抑制系统改进等摘译）
（2005．09．28译） 2
6抑制水合物工艺介绍 有不少低温天然气工艺需要注入水合物抑制剂，包括： 膨胀阀制冷； 机械制冷； 透平膨胀机制冷； 湿气管道输送。 MEG、DEG、TEG和MeOH均已用作水合物抑制剂。在甘醇类中，MEG由于其价格、粘度和在液烃中溶解度较低，因而应用最广。 MeOH粘度比甘醇低，故易于通过管道泵输。注入后，相当多的MeOH以气相分散在气体中，因而可以到达系统中（尤其是在管道中）甘醇不能到达的那些部位。然而，相当一部分MeOH仍保持气相并且不会冷凝。其量是水相中的2-3倍并造成MeOH连续损失。 MeOH易燃且毒性大于甘醇，故需要更高的安全预防措施。甘醇在常温下不自燃，其优点是蒸气压很低，几乎可完全回收并可再生后重复使用。 当不采用计算机程序预测所需的水合物抑制剂量时，也可用Hammerschmidt公式估计： 1300w100M-Mwt
式中 t气体水合物形成温度降低值，℃； M=水合物抑制剂的摩尔质量，kg/kmol； w=水合物抑制剂在液相中的质量百分数。 3
有些文献建议在上式中根据所用的抑制剂采用不同的常数。此处不予考虑且对所有甘醇和甲醇均采用1300。 如果系统最低温度低于0℃，应满足图6.1中的要求。该图表示了甘醇水溶液的结晶温度。温度一定时，甘醇浓度应保持在非结晶区中的任一质量百分数值内。此值和溶液粘度通常将MEG、DEG和TEG的使用温度分别限制在最低为-30℃、-20℃和0℃。
工艺温度高于-20℃，在选择MEG或DEG时应考虑下述因素： ⑴为满足所要求的水合物形成温度降，MEG的注入量少于DEG； ⑵MEG的露点降较大，尽管其值仍有点小； ⑶MEG可在较高的浓度下再生而不结晶； ⑷MEG相应的循环量及泵排量、在分离器中的甘醇残余量及换热器负荷均较低； ⑸DEG在换热器中的传热性质较差于MEG； ⑹在典型的60℃和60%浓度的分离器条件下，MEG和DEG二者无论是粘度（分别是1.6与2.3cP）或密度(分别是1050与1060kg/m3)没有明显差别； ⑺MEG需要较高的再生温度(约高8℃)以达到典型的贫液浓度； ⑻MEG重沸器负荷所需的总显热量较低； 4
⑼二者离开精馏柱的水蒸气量相同，但MEG需要更多的回流来控制气相损失,因而导致重沸器总热负荷较高； ⑽烃类在MEG中的溶解度较低，故在重沸器和精馏柱中由于烃类蒸发引起的甘醇损失和BTEX散发量较小； ⑾MEG在凝液中的溶解度较小，故甘醇在凝液物流中损失较小，见图6.5。推荐采用实验室测定的凝液试样估计更可靠的MEG和DEG溶解度损失，特别是当芳烃/酸性气体含量高时； ⑿MEG的蒸发损失高于DEG； ⒀DEG在湿气管道中的内腐蚀率较小； ⒁DEG通常比MEG更贵一些。
6.1 采用膨胀阀的LTS工艺流程图 图6.2为采用膨胀阀的低温分离（LTS）工艺甘醇注入和回收的示意流程图。其安排和操作条件是典型的，但也可能有很多变化。 原料气首先进入入口分离器除去游离凝液和水。这会降低甘醇再生设备的负荷，如果游离水含盐那就更加重要。 贫甘醇（甘醇溶液的质量浓度为70%-80%）注在气/气换热器上游由于温度降低可能形成水合物之前。当气体温度降低而且水从气相析出时，气体与甘醇溶液连续混合是很必要的。足够量的甘醇在此处注入，而且也给下游膨胀阀提供了水合物抑制剂。 从此工艺和其它LTS工艺得到的产品气露点不仅取决于低温分离器的温度，而且也取决于所注入的甘醇量和浓度。倘若在温度降低前使注入的甘醇与气流得到充分接触，就可假定分离器内处于平衡状态并可据此估计气体的露点。 离开低温分离器的液体在低温下很难分离，需要在甘醇/凝液分离器中加热至30-60℃进行充分分离。分离器也应具有甘醇脱气的能力。
6.2 采用机械制冷的LTS工艺流程图 此工艺中采用一个冷剂换热器或冷冻器代替膨胀阀。贫甘醇注在气/气和冷剂换热器二者的上游，其量和操作温度和水量有关。
6.3 采用透平膨胀机的LTS工艺流程图 典型的透平膨胀机工厂流程见图6.3。需要有两个甘醇注入点：一处是气/气换热器，另一处是透平膨胀机。从透平膨胀机入口分离器和低温分离器分出的液体通常在甘醇/凝液分离器进料加热器上游混合。开工时气体经过透平膨胀机旁路并联的膨胀阀直至系统干净和稳定。
6.4 湿气管道流程图 在典型的湿气管道系统中注水合物抑制剂的工艺流程示意图见图6.4。 入口分离器可以显著降低管道内的CO2腐蚀并具有在6.1节LTS工艺中介绍过的优点。 贫甘醇一般应直接注到入口分离器下游的气体出口管线中。开工时管线温度很低，这样就可起到抑制水合物的作用。低温开工时甘醇不应注到入口分离器的上游来抑制水合物的形成，因为它会受到盐分的污染，并且在正常情况下不能回收。间断注入甲醇更为有利，因为环境影响并不明显，而且抑制水合物的效果更 5
好。 气体进入管道时的水含量接近饱和。随着气体在管道中流动，主要与外界换热而被冷却。高流率时，还有膨胀制冷的作用，这就导致在管道中流过一段很长距离后其出口温度低于环境温度。 从段塞液捕集器分出的液体可加热到60℃以使甘醇/凝液得以有效分离。
同一甘醇用于湿气输送和低温分离时可以采用共同的再生设备。然而，对于LTS工艺过程可能需要提供或调配一个局中的甘醇浓度，见图6.1。 6
6.5 甘醇再生工艺流程图 富甘醇再生与甘醇脱水时的工艺流程相同，但有许多重要差异： ⑴LTS工艺过程采用的贫甘醇浓度（70%-80%）明显低于湿气管道采用的浓度（约90%）； 7 ⑵最高重沸器温度远低于最低降解温度（MEG为163℃，DEG为162℃）； 8 ⑶LTS工艺的重沸器温度甚至还低，对于80%（质量）的MEG通常为125℃； ⑷富甘醇进料温度很低，通常为-40℃到10℃，而甘醇脱水为20℃到50℃； ⑸精馏柱的回流量一般较高（约50%）； ⑹因有地层水存在，湿气管道的甘醇中更可能有盐分的聚积； ⑺湿气管道中的腐蚀产物使甘醇污染。
7水合物抑制系统设计准则 7.1 注入系统 通常设置一些喷嘴使甘醇在气流中形成细雾。布置喷嘴时应考虑气流使锥形喷雾面的收缩，以保证覆盖整个气流截面。喷嘴一般应安装在距降温点上游的最小距离处，以防甘醇液滴聚结。甘醇不应以液滴形式注入，这样会受重力作用下沉。由于雾状甘醇分散欠佳故注入量经常需要大于理论量以进行修正。没有弹性的甘醇泵也要求比理论量更多的注入量。喷嘴的配置和泵的特性应尽可能匹配。 LTS工艺的注醇系统在设计时应考虑下述因素： ⑴在最低甘醇操作流率下经过喷嘴的最小压降应为700kPa； ⑵注入甘醇的最低温度应为27℃； ⑶注入甘醇的浓度应使低温操作点在图6.1非结晶区内。推荐此浓度有5%的操作裕量。 经常需要对喷嘴在线测试和重新配置以使其运行情况最佳。因此，应采用可更换的插入式喷嘴或类似类型，除非脱水装置可以停工以调整喷嘴。 应设置一个排液阀，以便在它们堵塞时允许液体返回。排液阀的上游应设置一个止回阀以防止气体返至甘醇系统中。在需要注甲醇除去水合物的情况下也要考虑预防措施。 7.1.1 气/气换热器 甘醇应注到原料气/干气换热器的管板上。喷嘴应设计成完全、均匀地覆盖管板而不明显冲击管箱挡板或其它面积。对整个甘醇注入和回收/再生系统设计时应考虑到注醇量约高到理论需要量的300%。这样就会保证使换热器的管板完全变湿。
为降低在列管中形成水合物的风险，推荐2v的最小值为600-650kg/(m.s2)，此处：
原料气密度=inoutinout2()，kg/m3
v管内平均流速，m/s。 为降低乳化和/或起泡的风险，推荐管内的最高流速为6 m/s。 甘醇和凝液会在管内某一长度后聚结。为降低这种会导致水合物沉积的风险，推荐对于16和25mm直径的管子最大长度分别为12和24m。管径在其间管子长度可以进行内插。 停工后，很重要的是将积液从管内排出以防止再开工时堵塞和气流分配不均匀。因此，推荐安装换热器时使其向原料气出口处有1.5%的坡度，以促使液体排放至低温分离器。 7.1.2 膨胀阀 在上游相对高的流速和膨胀阀中的湍流降低了分散欠佳的影响。在工艺过程 9
中，膨胀阀设在气/气换热器的下游，在这两个设备之间不需要单独注入甘醇。 当上游没有气/气换热器时，应考虑甘醇注入量约是理论需要量的150%。 7.1.3 机械制冷 机械制冷换热器（例如，丙烷冷冻器）气体侧的流动条件与7.1.1节中的气/气换热器类似。因此，在有关设计注醇裕量、流速、管长和坡度方面也应遵循同样的建议。 冷冻器的管子常常串联和立即连在气/气换热器的下游，仅用一个短管分开。然而，甘醇应单独注到冷冻器的管板上。 7.1.4 透平膨胀机 设计时应考虑甘醇注入量约是理论需要量的300%。但是为防止透平损坏，最高甘醇注入量不应大于总进料量的1%（重），最大液滴尺寸不应超过100μm。 （透平中冷凝的最大液体分率可大于20%-30%）。滤尘器和临时过滤器应设置在喷嘴上游以防止它们起聚结剂作用。 7.1.5 湿气管道 气体在管道中以比较慢的速率冷却时可使相态接近平衡。即使在层状三相流时也真的会产生凝液层，这在一定程度上抑制管子底部甘醇液体和顶部气体的传质。因而，注入的甘醇量不需要显著高于所需的理论值。推荐甘醇的注入量与最苛刻的压力/温度结合条件的理论量相对应。应包括-5℃的安全裕量以覆盖与操作条件和水合物抑制预测有关的不确定性。水合物最可能沉积的操作条件不是最大或最小流率时的出口，就是在具有最低环境温度的管段中在沉积压力下停工。 和LTS工艺过程不同，甘醇可采用一个标准的三通注入管道。而且，允许贫甘醇的浓度不必局限于图6.1中所要求的防止结晶区内。其优点是可使甘醇再生到很高的浓度，以降低在一定水合物抑制要求时所需要的注入量。剩余的限制是甘醇的降解和蒸发损失，它们将贫MEG和DEG的浓度局限在大约95%，见7.4节。 当管道在环境温度为20℃或更高，以及在高压水合物区内操作时，如果较高的浓度或与别的系统共用具有优点时也可考虑采用TEG。
7.2 低温液体加热器 为防止生成粘稠乳化液和减少闪蒸气，低温分离器或段塞液捕集器的液位控制阀应安装在低温液体加热器的下游。这样可使加热器有较高的设计压力，一般均选用较大的换热器，这对补偿较低的膜系数是需要的。 尽管有上述措施，凝液/甘醇混合物膜系数对总传热系数仍会有决定性影响，使二者在进口和出口条件之间有很大变化。在这种情况下，由于采用平均膜系数会使换热器的尺寸不合适，故需要进行一系列的计算。 在大多数情况下，从重沸器来的热贫甘醇是不足于将低温液体预热到所需要的分离温度，原因是： ⑴进料温度远低于脱水温度； ⑵重沸器温度较低； ⑶低温液体的体积流率可明显地大于与烃液一起的贫甘醇量。 可将两个换热器串联使用；第一个换热器介于低温液体物流和由重沸器来并返回贫甘醇缓冲罐的贫甘醇之间。如果工厂里有可用的加热流体，第二个换热器可单独使用它，或使用第二个贫甘醇循环回路。在后一情况下，应采用一个单独的循环泵，因为其出口压力将低于注醇泵的压力，重沸器的负荷也会相应增加。