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天然气脱水 二○○九年六月 目 录 一、天然气水合物 二、甘醇法脱水 三、分子筛法脱水 四、吸收法与吸附法脱水比较 五、膜分离脱水 1、H2O存在的危害 （1）减少商品天然气管道的输送能力； （2）当气体中含有酸性气体时，液态水与酸性气体形成酸性水溶液腐蚀管道和设备； （3）液态水与天然气中的某些低分子量的烃类或非烃类气体分子结合形成天然气水合物，从而减小管路的流通断面积、增加管路压降，严重时将造成水合物堵塞管道，生产被迫中断； （4）作为燃料使用，降低天然气的热值。 2、什么是天然气水合物 天然气水合物是在一定温度和压力条件下，天然气中的甲烷、乙烷等烃类物质和硫化氢、二氧化碳等酸性组分与液态水形成的类似冰的、非化学计量的笼型晶体化合物。 最大的危害是堵塞管道。 （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0.96?0.98； ③半稳定性，在大气环境下很快分解。 2、什么是天然气水合物 （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。 3、天然气水合物生成条件 具有能形成水合物的气体分子：如小分子烃类物质和H2S、CO2等酸性组分 天然气中水的存在：液态水是生成水化物的必要条件。天然气中液态水的来源有油气层内的地层水(底水、边水)和地层条件下的汽态水。这些汽态的水蒸汽随天然气产出时温度的下降而凝析成液态水。一般而言，在井下高压高温状态下，天然气呈水水蒸气饱状态，当气体运移到井口时，特别是经过井口节流装置时，由于压力和温度的降低，使会凝析出部分的液态水，因此，在井口节流装置或处理站节流降温处往往容易形成水化物。 3、天然气水合物生成条件 足够低的温度：低温是形成水化物的重要条件。气流从井底流到井口、处理厂并经过角式节流阀、孔板等装置节流后，会因压力降低而引起温度下降。温度降低不仅使汽态水凝析(温度低于天然气露点时)，也为生成水化物创造了条件。 足够高的压力：水化物生成的温度随压力升高而升高，随压力降低而降低，也就是压力越高易生成水化物。 其它辅助条件：如气体流速和流向的突变产生的扰动、压力的波动和晶种的存在等。 4、防止水合物生成的方法 破坏生成水合物的必要条件即可防止水合物的生成。 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露点 ，是防止水合物生成的最有效和最彻底的方法。 ②提高输送温度：使气体温度高于水露点而不产生液态水 。 ③注入水合物抑制剂：抑制剂的种类很多，有甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇、氯化钙水溶液等，由于使用乙二醇和二甘醇时甘醇的损失较大，而三甘醇以它较大的露点降、技术上的可靠性和经济上的合理性而在天然气脱水中普遍使用。 2）矿场采气管线和集气管线水合物的预防措施 采气管线上：气体通过控制阀或孔板时，气体压力降低，同时发生J-T效应，气体膨胀降温，使节流件下游易生成水合物而堵塞管线。 集气管线：管线的热损失使气体温度降低，使下游易生成水合物而堵塞管线。 对于矿场采气管线和集气管线要防止水合物的生成可以采用如下方法：①加热；②注入水合物抑制剂。 气体温度降低的程度是确定加热设备热负荷和水合物抑制剂用量的基础数据。 3）注入水合物抑制剂 某些盐和醇类溶解于水中后吸引水分子，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。 氯化物抑制剂 多数氯化物：NaCl、KCl、MgCl2、CaCl2和AlCl3等由于①有腐蚀性并易在金属表面沉积；②只适用于处理小流量、露点要求不高的场合。 因此，在实践中很少采用。 醇类抑制剂 用作水合物抑制剂的醇类主要有：甲醇(MeOH)、乙二醇(EG)或二甘醇(DEG)，三者对比：乙二醇和甲醇是最常用的水合物抑制剂。 压缩和冷却是常用降低气体中水含量的方法，在有些井场，可利用天然气的压能获取低温以达到所要求的水露点及烃露点；在另一些情况下，它们虽然不是天然气脱水的主要方法，但也可作为辅助手段采用。气田集输与净化厂使用的天然气脱水方法主要是甘醇法，特别是三甘醇（TEG）法；在需要深度脱水的工况（如生产CNG及LNG、NGL回收等）则使用分子筛脱水。除这两类主要的脱水方法外，时期还曾采用CaCl2脱水和硅胶、氧化铝等固体吸附剂脱水；甘醇—胺法则用于同时脱硫脱水；此外，物理溶剂法