长庆气田天然气净化处理.docx
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长庆气田天然气净化处理
长庆气田天然气净化技术
及配套工艺
2010年6月
第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介
一、概述
1、天然气处理的涵义2、长庆气田的气质特征3、商品天然气的质量要求4、长庆气田天然气处理工艺技术二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介
第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程
一、天然气净化工艺原理及流程
（一）、脱硫单元
（二）、脱水单元（三）硫磺回收单元（四）酸气焚烧单元
二、丙烷制冷脱水、脱烃工艺原理及流程
（一）天然气处理单元
（二）丙烷制冷单元（三）凝液回收单元
第三部分天然气净化（处理）厂公用系统
一、概述
二、火炬放空单元三、空（氮）站四、供热、供水单元
第四部分污水处理工艺技术
一、含醇污水处理技术二、不含醇污水处理技术三、生产、生活污水处理技术四、污水回注及污泥焚烧
第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介
一、概述
天然气净化厂（处理厂）是气田产能建设中的重要组成部分，长庆气田自开发建设以来，已陆续建设了3座天然气净化厂、6座天然气处理厂，天然气的年处理能力达到了250亿方，天然气净化（处理）厂的分布及生产能力如下：
表1.1天然气净化（处理）厂生产能力统计表
1、天然气处理的涵义
天然气处理是指为使天然气符合商品质量指标或管道输送要求而采用的一些工艺过程，例如脱除酸性气体（如脱硫、脱碳和有机硫化物等）、脱水、脱凝液和脱除固体颗粒等杂质，以及热值调整、硫磺回收和尾气处理等过程。
习惯上把天然气脱除酸性气体、脱水、硫磺回收和尾气处理等统称为天然气净化；把脱除凝液（含凝液回收）的过程，称为天然气处理。
2、长庆气田的气质特征
长庆气田的井口天然气气质各个气田有所不同，靖边气田的井口天然气含有H2S、CO2，榆林、苏里格、子洲—米脂气田的天然气中含有少量的凝析油，但H2S、CO2含量轻微。
详细情况见下表:
表1.2长庆气田天然气净化（处理）厂原料气酸性气体含量统计表
3、商品天然气的质量要求
商品天然气的质量要求是根据经济效益、安全卫生和环境保护等三方面的因素综合考虑制定的，商品天然气的主要技术指标及概念如下：
1最小热值：
为了使天然气用户能根据天然气燃烧值适当地确定其加热设备规格、型号，确定最小热值是必须的。
所谓热值是指单位体积或质量天然气的高发热量或低发热量，这项规定主要要求控制天然气中的N2和CO2等不可燃气体的含量。
2含硫量：
主要是为了控制天然气的腐蚀性和出于对人类自身健康和安全的考虑。
常以H2S含量或总硫（H2S及其它形态的硫）含量来表示。
一般而言，H2S含量不高于6～24mg/Sm3。
3烃露点：
即在一定压力下天然气中析出第一滴液烃时的温度，它与天然气的压力和组成有关。
4水露点：
在一定压力下，天然气饱和绝对湿度对应的温度。
也可以这样描述，天然气的水露点是指天然气中的水蒸汽在一定压力下，凝结出第一滴水时天然气的温度。
我国1999年发布的GB17820-1999《天然气》国家标准中有关商品天然气的质量指标如下：
表1.3商品天然气的气质技术要求
目前长庆气田的商品天然气质量控制指标执行二类气质标准。
4、长庆气田天然气处理工艺技术
天然气中的CO2含量过高会降低天然气的热值及长输管道的有效输送效率，H2S会造成金属材料腐蚀，并污染环境，当天然气作为化工原料时还会导致催化剂中毒，影响产品质量，因此要按照不同的用途将CO2、H2S等杂质脱除。
如管输天然气中H2S含
量一般应低于20mg/m3；天然气液化中H2S含量小于3.5mg/m3；合成氨或合成甲醇，原料气中的含硫量小于1mg/m3。
长庆天然气主要用作民用，根据长庆天然气的气质特征和商品天然气的质量要求，不同气田的天然气净化、处理工艺也不尽相同。
靖边气田的天然气净化厂选用了甲基二乙醇胺（MDEA脱除酸性气体的工艺，并针对原料气质高碳硫比的气质特点，研制开发了复配MDEA溶液脱硫、脱碳技术，提高了装置运行的技术经济性能。
脱水采用成熟的三甘醇脱水工艺，硫磺回收引进了林德公司的Clinsulf-do直接氧化工艺。
榆林、苏里格和子洲—米脂气田选用了丙烷制冷脱烃、脱水的工艺技术，主要脱除水分和凝析油，以有效降低进入长输管道的天然气的烃、水露点。
二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介
各天然气净化（处理）厂的分布、工艺及自控系统在建设中各有不同，下面将进行简要介绍。
1、第一净化厂
第一净化厂始建于1996年4月18日,初期总体配套设计年处理能力30亿方。
2003年10月改扩建工程建成投产后，装置的建设规模达到了1400万方/天，但由于原料气中的CO2含量升高，在满足二级商品气质的条件下，工厂实际年处理能力可达到36亿方。
下游主要用户有陕京管道、靖西管道、陕宁线、甲醇厂和靖边燃气电厂。
工厂主体由5套日处理天然气200万方和1套400万方的净化装置、1套硫磺回收和2套酸气焚烧及火炬放空系统组成，配套有供电、供热、供水、甲醇回收、污水处理等单元，各套装置自成体系，可以实现不停产条件下分别进行检修。
2、第二净化厂
第二净化厂总体设计年处理天然气能力25亿立方米。
工厂主体由两套日处理天然气375万方的净化装置、1套硫磺回收装置及酸气焚烧、火炬放空系统构成，配套建有供电、供热、供水、甲醇回收、污水处理、集配气等公用单元。
采用罗斯蒙特公司DCS管控一体化控制系统，对生产过程实行集中监视、分散控制、调度管理，以提高工厂运行的安全性、可靠性和管理水平。
一期工程于2000年8月7日正式动工兴建，2001年9月30日竣工验收；二期工程于2002年3月全面开工，同年9月14日建成投产。
产品气主要输往北京、内蒙等各大城市。
第一净化厂和第二净化厂之间建有产品气联络线，便于气量调配和生产组
织。
3、第三净化厂
第三净化厂2002年4月30日正式破土动工，2003年10月30日建成投产，总体设计年处理天然气10亿方，下游用户主要为靖西天然气管道公司。
工厂引进加拿大普帕克公司日处理天然气300万方的脱硫脱水装置1套，配套建成尾气焚烧、火炬放空系统各1套。
公用及辅助工程主要包括变配电、通信、供水、供热、消防、集配气、空氮站等单元。
生产过程全部通过DCS系统集中自动监视和控制。
与一净、二净相区别的是，该厂采用热煤炉（60%的TEG）供热及全空冷换热，节能效果显著。
4、榆林天然气处理厂
榆林天然气处理厂于2005年3月正式动工兴建。
总体设计年处理天然气10亿方，下游用户主要有陕京管道、榆林天然气化工厂。
主体由两套日处理天然气300×104m3的丙烷制冷脱油脱水装置、一套日处理规模为36吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
第二净化厂、苏里格第一处理厂和米脂处理厂的天然气经榆林处理厂的集配气总站输往陕京管道。
5、长北天然气处理厂
长北天然气处理厂与榆林天然气处理厂相邻。
隶属于长北项目经理部。
工厂设计规模为30亿方/年，主要处理长北合作区的各集气站来气，下游用户为陕京管道。
主体由两套日处理天然气500×104m3的J-T阀节流制冷脱油、脱水装置、一套日处理规模为50吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
该厂的自动控制系统先进，有独立于生产控制系统的安全连锁（ESD）系统，自动化控制水平高。
6、米脂天然气处理厂
米脂天然气处理厂年处理能力为15亿方，主要处理子洲-米脂气田各集气站来气，下游用户主要有陕京管道。
榆2007年8月投产，主体由两套日处理天然气225万方的丙烷制冷脱油脱水装置，一套日处理规模为25吨的凝析油稳定装置组成，同时建
有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
7、苏里格第一天然气处理厂
苏里格第一天然气处理厂主要担负着5个合作区块和苏14区块、桃2区块天然气处理任务，总体设计年处理天然气30亿方。
产品气经第二净化厂输往陕京管线、苏里格燃气电厂和乌审旗中天燃气公司及长蒙天然气管道公司。
工厂采用先增压后脱油、脱水的工艺模式，主体7套天然气压缩机和3套日处理能力300万方脱油脱水装置构成，其中2006年一期工程建成了10亿方的天然气处理规模。
2007年二期工程完成5台天然气压缩机组、1套日处理能力300万方脱油脱水装置。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
苏里格第一天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
8、苏里格第二天然气处理厂
苏里格第二处理厂位于乌兰陶勒盖，设计总规模为50亿方/年，主要担负着5个合作区块和苏东区块天然气处理任务，于2008年6月底建成投产，设置脱油、脱水装置3套（每套脱油脱水装置日处理能力500万方），凝析油稳定处理装置（处理量为80t/d）一套，天然气增压机组6台。
产品气输往陕京管线，处理厂总占地约225.88亩。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
（苏里格第二处理厂的工艺是先脱水后压缩工艺）。
苏里格第二天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-20℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
9、苏里格第三天然气处理厂
苏里格第三天然气处理厂位于内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克旗苏米图，第三天然气处理厂处理规模50亿方/年，主要接收苏里格中区、苏-11区块及部分西区来气。
有三套生产规模均为500万方/天的脱油脱水装置，7台往复式增压压缩机。
产品气经第二处理厂输往陕京管线。
2008年开工建设，预计2009年6月底投产。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
苏里格第三天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程
一、天然气净化工艺原理及流程
长庆气田的天然气净化厂主要生产单元包括脱硫单元、脱水单元和硫磺回收单元。
（一）、脱硫单元
1、天然气脱硫的原因和意义
天然气中含有的H2S、CO2和有机硫等酸性组分，在水存在的情况下会腐蚀金属;
含硫组分有难闻的臭味、剧毒、使催化剂中毒等缺点。
CO2为不可燃气体，影响天然
气热值的同时，也影响管输效率。
特别是，H2S是一种具有令人讨厌的臭鸡蛋味，有
很大毒性的气体。
空气中H2S含量达到几十mg/m3就会使人流泪、头痛，高浓度的硫
化氢对人有生命危险；H2S在有水及高温（400℃以上）下对设备、管线腐蚀严重；还
对某些钢材产生氢脆，在天然气净化厂曾发生阀杆断裂、阀板脱落现象。
有机硫中毒会产生恶心、呕吐等症状，严重时造成心脏衰竭、呼吸麻痹而死亡。
因此天然气脱硫有保护环境、保护设备、管线、仪表免受腐蚀及有利于下游用户的使用等益处。
同时还可以化害为利，回收资源。
将天然气中的硫化氢分离后经克劳斯反应制成硫（亮黄色，纯度可达99.9），可生产硫和含硫产品，在工业、农业等各个领域都有着广泛的用途。
从高含量CO2的天然气中分离出来的高纯度的CO2可用于制备干冰，也可用于采
油上回注地层以提高原油的采收率。
2、天然气脱硫、脱碳的方法
关于天然气中酸性气体的脱除，开发了许多处理方法，这些方法可分成湿法和干法两大类。
干法脱硫目前工业上已很少应用，工业大型装置以湿法为主。
湿法脱硫按照溶液的吸收和再生方法，可分为化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法三类。
2.1化学吸收法
化学吸收法是以可逆的化学反应为基础，以弱碱性溶剂为吸收剂，溶剂与原料气中的酸性组分（主要是H2S和CO2）反应而生成某种化合物；吸收了酸气的富液在升高
温度、降低压力的条件下，该化合物又能分解而放出酸气。
主要有代表醇胺法、改良热钾碱法、氨基酸盐法。
改良热钾碱法已成功地用于从气体中脱除大量CO2，也可用来脱除天然气中的CO2和H2S酸性气体。
基本原理为：
K2CO3+CO2+H2O→2KHCO3
K2CO3+H2S→2KHCO3+KHS
改良热钾碱法适用于含酸气量8%以上，CO2/H2S比高的气体净化。
压力对操作影
响较大，吸收压力不宜低于2MPa。
美国和日本合成氨厂很多采用这种方法脱CO2。
美国装置数超过100套，日本装
置数超过500套。
2.2物理吸收法
物理吸收法是基于有机溶剂对原料气中酸性组分的物理吸收而将它们脱除，溶剂的酸气负荷正比于气相中酸性组分的分压。
富液压力降低时，随即放出所吸收的酸性组分。
物理吸收一般在高压和较低的温度下进行。
物理吸收法的主要代表有冷甲醇法、碳酸丙烯酯法、N-甲基吡咯烷酮法、聚乙二醇二甲醚法和磷酸三丁酯法。
物理吸收法具有如下特点：
1一般在高压和较低的温度下进行；
2溶剂酸气负荷高，适宜于处理酸气分压高的原料气；
3溶剂不易变质，腐蚀性小，能脱除有机硫化物；
但物理吸收法不宜用于重烃含量高的原料气，且受溶剂再生程度的限制，净化率较化学吸收法低。
①冷甲醇法
冷甲醇法是以甲醇为吸收剂，在低温（低于-50℃）下吸收酸性气体的物理吸收法。
甲醇在高压低温下CO2和H2S有很高的溶解度，适宜于酸气分压大于1.0MPa的
原料气，可选择性地脱除H2S并可同时脱除有机硫化物。
②聚乙二醇二甲醚法
聚乙二醇二甲醚法（Selexol法）用聚乙二醇二甲醚作溶剂，旨在脱除气体中的CO2和H2S。
由于聚乙二醇二甲醚具有吸水性能，因而该法还能同时产生一定的脱水效
果。
2.3化学—物理吸收法
化学—物理吸收法是一种将化学吸收剂与物理吸收剂联合应用的酸气脱除法，目前以环丁砜法为常用。
物理吸收溶剂是环丁砜，化学吸收溶剂可以用任何一种醇胺化合物，但常用的是二异丙醇胺（DIPA）和甲基二乙醇胺（MDEA）。
2.4湿式氧化法
这类方法的研究始于本世纪二十年代，至今已发展到百余种，其中有工业应用价值的就有二十多种。
主要湿式氧化法有改良的ADA法（蒽醌法）、螯合铁法、PDS法。
湿式氧化法具有以下特点：
1脱硫效率高，可使净化后的气体含硫量低于5.0mg/m3；
2可将H2S转化为单质疏，无二次污染；
3可在常温和加压状态下操作；
4大多数脱硫剂可以再生，运行成本低。
2.5干法脱除酸性气体
所谓干法，是应用固体材料吸附、化学反应、气体分离等技术脱除天然气中H2S和CO2组分。
干法主要包括氧化铁法、活性炭法、分子筛、膜分离法等。
干法脱除酸气技术通常用于低含硫气体处理，特别是用于气体精细脱硫。
大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，还有一些干法如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，一方面会造成环境问题，另一方面会增加脱硫成本。
①氧化铁法
氧化铁法是用氧化铁（即人们熟知的海绵铁）脱H2S，是一种古老而知名的气体脱硫方法，迄今仍在许多特殊用途的领域中广泛应用。
②分子筛法
分子筛对极性分子的吸附选择性，对硫化物产生了高的容量。
由于它对有机硫化物，同对硫化氢一样具有很大的化学亲合力，因此，分子筛不仅可以除去H2S，而且对CS2、硫醇等其它含硫化合物也有较好的去除效率，处理后气体硫含量降至0.4ppm（0.53mg/m3）以下。
现在，美国已经有多个工业分子筛装置在运转。
3、甲基二乙醇胺、二乙醇胺的脱硫、脱碳原理
醇胺类化合物（MEA、DEA、MDEA等）中至少含有一个羟基（OH）和一个胺基（NH2）。
羟基的作用是降低化合物的蒸汽压，并增加在水中的溶解度；而胺基则为水溶液提供必要的碱度，促进酸性组分的吸收。
天然气脱酸性气体常用的醇胺有一乙醇胺（MEA、二乙醇胺（DEA、二甘醇胺（DGA、二异丙醇胺（DIPA、甲基二乙醇胺（MDEA）等。
3.1一乙醇胺（MEA）
MEA是工业用醇胺中的碱性最强的，它与酸性组分迅速反应，能容易地使原料气中H2S含量降到5mg/m3以下。
它既可脱H2S，也可脱CO2，一般情况下对两者无选择性。
MEA在醇胺中相对摩尔质量最小，因而以单位重量或体积计具有最大的酸气负荷。
3.2二乙醇胺（DEA）
DEA和MEA的主要区别是它与COS及CO2的反应速度较慢，因而DEA与有机化合物反应而造成的溶剂损失量少。
对有机硫化物含量较高的原料气，用DEA脱硫较有利。
DEA对CO2对H2S也没有选择性。
3．3甲基二乙醇胺（MDEA）
MDEA是用于天然气脱硫的烷醇胺类化合物中受到普遍关注的一种溶剂。
该法在五十年代初就已通过工业放大试验，被证实具有对H2S优良的选择脱除能力和抗降解性强、反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低等优点。
长庆气田目前使用的脱硫溶剂主要有甲基二乙醇胺（MDEA）和二乙醇胺（DEA）。
这两种溶液在工业上广泛使用。
主要的物理化学性质见下表：
3.4甲基二乙醇胺和二乙醇胺脱硫、脱碳原理甲基二乙醇胺的化学分子式：
2CH2OHCH3N－CH2CH2OH
主反应：
H2S+R3N===R3NH++HS-（瞬间反应CO2+R3N（不反应副反应：
CO2+H2O===H++HCO3-（极慢反应R3N+H+===R3NH+（瞬间反应R3N+H2O===R3NH++OH-（慢反应二乙醇胺的化学分子式：
2CH2OHNH
CH2CH2OH
主反应：
2R2NH+H2S===（R2NH）2S（瞬间反应2R2NH+H2O+CO2===（R2NH2）2CO3副反应：
（R2NH22CO3+H2O+CO2===2R2NH2HCO32R2NH+CO2===R2NCOONH2R2（R2NH）2S+H2S===2R2NHHS
MDEA和CO2的反应速率较慢，对H2S有较好的选择吸收性，单一的MDEA溶液较难深度脱除天然气中的CO2,加入DEA可加快溶液与CO2的反应速率，达到深度脱除CO2的目的，使净化气中满足CO2含量＜3%的要求。
二乙醇胺（DEA）为仲胺，碱性较强，经过试验筛选，靖边气田净化厂的复合溶液中甲基二乙醇胺溶液一般浓度为40%,二乙醇胺溶液的浓度控制在5%左右
4、工艺流程和设备
典型的醇胺法工艺流程如图2.1所示，对不同的醇溶剂流程是基本相同的。
从图中可见，所涉及的主要设备是吸收塔、汽提塔、换热和分离设备。
靖边气田的天然气净化厂采用复配甲基二乙醇胺溶液（40％MDEA、5%DEA）脱硫、脱碳，能在高压低温条件下通过气液逆流接触将天然气中的酸性组份吸收，然后在低压高条件下，将吸收的酸气组份解析出来。
复配溶液有较好的经济技术性，与纯甲基二乙醇胺水溶液（45％）相比，可节约能耗25％左右。
但在运行中复配溶液表现出湿净化气温度升高、系统污染加重等趋势，需加强脱水运行监测和溶液过滤系统的清洗。
图2.1典型的醇胺法工艺原理示意图
我们将以第一净化厂为例，讲述天然气净化厂的主要工艺流程。
4.1天然气的总流程
各集气站来的原料天然气经过清管区、集气区、脱硫、脱水单元后回到集配气总
站的配气区，经过计量后输往各下游用户。
图2.2各净化厂内天然气流程示意图
1清管区
设有清管接收筒，除汇集各集气干线的含硫天然气外，还定期对各集气干线进行清管收球作业。
2集气区
设有导叶式多管干式除尘器、计量装置，对清管区来气分别进行分离，计量后输往净化装置。
正常输气时，除尘器并联运行。
清管作业时，2台除尘器串联，对高含杂质气流进行二次分离。
3脱硫单元
利用重力沉降、过滤分离的方法除去含硫天然气中的游离水及固体杂质，然后采用化学吸收方法，脱除原料气中的硫化氢及部分二氧化碳。
4脱水单元
进料气为脱硫单元来的湿净化天然气。
采用99.6％（W）三甘醇（TEG）作脱水剂，脱除湿净化天然气中的饱和水，脱水后天然气外输至集配气单元。
5配气区
汇集来自净化装置的净化天然气，通过不同的计量管段经计量后分别输往下游用户及自用配气站。
在计量管段设置了流量计和调节阀，可以自动控制外输流量。
4.2脱硫单元的主要工艺流程1）天然气流程
从集气区来的原料天然气经过重力分离器和过滤分离器分离出液体和固体杂质后进入脱硫塔底，天然气从下向上与从上而下的MDEA贫液逆流接触，其中的H2S和部分CO2被脱除，从塔底出来的湿净化气在湿净化气分离器中分离出携带的MDEA液滴后进入脱水单元。
详细的流程示意图见图2.3。
图2.3脱硫单元内天然气流程示意图
2）甲基二乙醇胺溶液流程
贫甲基二乙醇胺溶液从吸收塔顶自上而下与原料天然气进行逆向接触，吸收H2S和CO2后变成富液从塔底流出，进入闪蒸塔内降压闪蒸，闪蒸出溶液中的烃类气体和少量的H2S和CO2后，经过滤布过滤器和活性炭过滤器二级过滤后，经过贫富液换热器换热至85℃左右后进入再生塔顶，经加热、降压再生，解析出其中的酸性气体后变成贫液。
经贫富液换热器、水冷器换热后，经循环泵加压后循环使用。
再生用热源由蒸汽或热媒提供，重沸器的温度一般控制在110℃～115℃。
解析出的酸性气体经空冷器和水冷器冷却后进入酸气分离器，酸气进入硫磺回收装置或酸气焚烧系统，酸液打回流，以控制再生塔顶温度。
图2.4脱硫单元胺液循环流程
（二）、脱水单元1、天然气脱水的意义
1）天然气在进输气管道中将逐渐冷却，天然气中的饱和水蒸汽逐渐析出形成水
和凝析液体。
该液体伴随天然气流动，并在管线较低处蓄积起来，造成阻力增大。
当液体蓄积到形成段塞时，其流动具有巨大的惯性，将造成管线末端分离器的液体捕集器损坏。
2）管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。
3）水和其它液体在管道中和天然气中的硫化氢、二氧化碳形成腐蚀液，造成管道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。
4）水在管道中容易形成水合物，堵塞管道，影响正常生产。
为了保护天然气的长输管道，提高管线输送效率，天然气进入输气管道之前，必须进行脱水处理。
2、天然气脱水的方法及特点
天然气脱水的方法很多，按其原理可以分为冷冻分离法、固体干燥吸附和溶剂吸收三大类，长庆天然气净化厂采用的三甘醇（TEG）脱水工艺。
三甘醇（TEG）学名三乙二醇醚，分子式为HO（CH22O·（CH22O·（CH22OH，主要物理特性见表2.2。
三甘醇具有强吸水性、高温条件下容易再生等特点，利用这种特点可作为脱水剂来降低天然气中的含水量。
三甘醇脱水过程是一个物理过程，利用三甘醇的强吸水性将天然气中水分吸收，吸收了水分的三甘醇称为富液；富液进入重沸器后，在常压、高温情况下将水分蒸发出去，再加上干气汽提,可得到浓度大于99％的三甘醇贫液，贫液循环再利用。
该工艺具有以下特点：
1工艺流程简单、技术成熟，露点降大（30～60℃）、热稳定性好、易于再生、损失小、投资和操作费用省等优点。
2将贫液冷却设在循环泵入口前，既改善了循环泵的操作条件，又可降低产品气的温度，减小了对长输管道管输能力的影响。
3在富液管线上设置过滤器，以除去溶液系统中携带的机械杂质和降解产物，保持溶液清洁，有利于装置长周期运行。
4可以避免专为三甘醇再生而设置中压蒸汽系统。
表2.2三甘醇的物理特性
3、脱水
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