來自增壓站的原料氣經過濾分離器除去攜帶的液烴、潤滑油后自上而下進入分子篩吸附塔A、B中脫水和脫硫醇，再經粉塵過濾器除去分子篩粉塵后，大部分作為商品氣外輸；少部分作為再生冷卻氣(其量約為原料氣的6.35%)自上而下通過已完成再生加熱過程的塔C，將該塔分子篩床層冷卻至50℃，同時本身得以預熱，出塔C后再經加熱爐加熱至300%，自下而上通過已完成吸附過程的分子篩塔D，將該塔床層逐漸加熱至272%，使分子篩上的水分和硫醇脫附并進入再生氣中。此含硫再生氣經空冷器冷卻至約50%，使其中的大部分水蒸氣冷凝并去三相分離器進行分離。分離出的含硫再生氣去新廠脫硫裝置處理，污水去污水處理系統，液烴去閃蒸罐中閃蒸。

裝置每4h切換一次，每次切換約需20min。2005年底曾對該裝置的實際運行情況進行了考核?？己私Y果表明，在每一循環(huán)周期內商品氣中硫醇含量遠小于16mg/m³，水含量小于24mg/m³，水露點小于-20℃，達到了設計指標。

2. 印度Basin天然氣處理廠

該廠也采用了分子篩脫水脫硫醇方法，詳見文獻[1]，此處不再多述。

羅家寨氣田高含硫天然氣中H₂S含量為9.5%～11.5%，CO₂含量為7%～8%。由于各單井站去處理廠的集氣干線長達29.2km，在集氣過程中析出冷凝水后不僅會形成水合物堵塞管線，而且可對管線造成嚴重腐蝕。因此，各單井站的天然氣需要集中脫水后再去集氣干線。

如果采用TEG脫水，將會帶來以下問題：①閃蒸氣和再生氣中的H₂S含量將分別達到65%和35%以上，經過焚燒后的SO₂排放量超過國家允許的排放標準；②大量的H₂S會溶解到TEG溶液中，不久導致溶液pH值降低，而且也使溶液變質；③氣體所攜帶的固體雜質、鹽分、緩蝕劑、烴液等會使吸收塔中溶液起泡，造成塔頂大量霧沫夾帶，增加TEG溶液損失。因此，羅家寨氣田采用了分子篩脫水工藝，由集氣站來的原料氣經AW-500抗酸性分子篩脫水后再去集氣干線。

該脫水工藝為兩塔流程，脫水周期為8h，再生加熱及冷卻各為4h，其特點是：①由于對脫水后的氣體露點要求不高(≤10℃)，故采用濕氣再生；②再生加熱及冷卻分子篩床層均采用濕氣上進下出流程，加熱結束時干燥器底部床層仍含有少量水分，可抑制氣體中的H₂S和CO₂反應生成COS；③為使進入干燥器的氣體均勻分布，不僅入口設有氣流分配器，而且分子篩床層頂部還鋪有一層100mm厚、ф16的Denstone氧化鋁球(其結構與活性氧化鋁不同，不會被酸性氣體破壞)。同樣，分子篩床層底部也鋪有一層加的Denstone氧化鋁球，分子篩與氧化鋁球用不銹鋼絲網隔開，防止分子篩被氣流帶走；④干燥器采用75mm厚輕質噴涂耐火材料的內保溫襯里，與外保溫相比既可降低再生能耗，又可避免高含硫氣體對塔金屬內壁的腐蝕；⑤再生濕氣加熱選用設有循環(huán)風機的對流式加熱爐，可使出口煙氣的2/3返回燃燒室，不僅可防止爐膛溫度過高，而且可使爐膛溫度分布更均勻，熱效率高于89%，而一般輻射加熱爐熱效率只有69%左右。

??????(三) 高含CO₂天然氣脫水

我國海南福山油田花4井場目前有一套小型NGL回收裝置在運行，其處理量為5×10⁴m³/d。由于原料氣中CO₂含量很高，故選用抗酸性分子篩脫水。原料氣組成(設計值)見表3-15。裝置投產后CO₂實際含量為20%～30%。

??? %(設計值，體積分數)

該裝置采用蒸氣壓縮制冷，冷劑為氨。由于設有重接觸塔，低溫系統氣體最低溫度在-50℃以下，故選用分子篩脫水。由低溫分離器分出的冷干氣經復熱后去變壓吸附系統脫除CO₂后作為燃料。