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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
天然气脱水专题知识讲座
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1、H2O存在危害
（1）降低商品天然气管道输送能力；
（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）液态水与天然气中一些低分子量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，生产被迫中止；
（4）作为燃料使用，降低天然气热值。
一、天然气水合物
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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类似冰、非化学计量笼型晶体化合物。 最大危害是堵塞管道。
（1）物理性质
①白色固体结晶，外观类似压实冰雪；
②轻于水、重于液烃 ，；
③半稳定性，在大气环境下很快分解。
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（2）结构
采取X射线衍射法对水合物进行结构测定发觉，气体水合物是由多个填充气体分子笼状晶格组成晶体，晶体结构有三种类型：I、II、H型。
2、什么是天然气水合物
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3、天然气水合物生成条件
含有能形成水合物气体分子：如小分子烃类物质和H2S、CO2等酸性组分
天然气中水存在：液态水是生成水化物必要条件。天然气中液态水起源有油气层内地层水(底水、边水)和地层条件下汽态水。这些汽态水蒸汽随天然气产出时温度下降而凝析成液态水。普通而言，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，尤其是经过井口节流装置时，因为压力和温度降低，使会凝析出部分液态水，所以，在井口节流装置或处理站节流降温处往往轻易形成水化物。
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3、天然气水合物生成条件
足够低温度：低温是形成水化物主要条件。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，会因压力降低而引发温度下降。温度降低不但使汽态水凝析(温度低于天然气露点时)，也为生成水化物创造了条件。
足够高压力：水化物生成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：如气体流速和流向突变产生扰动、压力波动和晶种存在等。
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4、预防水合物生成方法
破坏生成水合物必要条件即可预防水合物生成。
1）长距离输气管线水合物预防办法
对于长距离输气管线要预防水合物生成能够采取以下方法：
①天然气脱水：降低气体内水含量和露点 ，是预防水合物生成最有效和最彻底方法。
②提升输送温度：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：抑制剂种类很多，有甲醇、乙二醇、二甘醇、三甘醇、氯化钙水溶液等，因为使用乙二醇和二甘醇时甘醇损失较大，而三甘醇以它较大露点降、技术上可靠性和经济上合理性而在天然气脱水中普遍使用。
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2）矿场采气管线和集气管线水合物预防办法
采气管线上：气体经过控制阀或孔板时，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预防水合物生成能够采取以下方法：①加热；②注入水合物抑制剂。
气体温度降低程度是确定加热设备热负荷和水合物抑制剂用量基础数据。
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3）注入水合物抑制剂
一些盐和醇类溶解于水中后吸引水分子，改变水合物相化学位，降低气体水合物生成温度和／或提升水合物生成压力，从而预防生成水合物。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等因为①有腐蚀性并易在金属表面沉积；②只适合用于处理小流量、露点要求不高场所。 所以，在实践中极少采取。
醇类抑制剂
用作水合物抑制剂醇类主要有：甲醇(MeOH)、乙二醇(EG)或二甘醇(DEG)，三者对比：乙二醇和甲醇是最惯用水合物抑制剂。
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压缩和冷却是惯用降低气体中水含量方法，在有些井场，可利用天然气压能获取低温以到达所要求水露点及烃露点；在另一些情况下，它们即使不是天然气脱水主要方法，但也可作为辅助伎俩采取。气田集输与净化厂使用天然气脱水方法主要是甘醇法，尤其是三甘醇（TEG）法；在需要深度脱水工况（如生产CNG及LNG、NGL回收等）则使用分子筛脱水。除这两类主要脱水方法外，时期还曾采取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；另外，物理溶剂法也能够同时脱硫脱水之功效。国内外正在研发膜分离脱水。
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
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