来自增压站的原料气经过滤分离器除去携带的液烃、润滑油后自上而下进入分子筛吸附塔A、B中脱水和脱硫醇，再经粉尘过滤器除去分子筛粉尘后，大部分作为商品气外输；少部分作为再生冷却气(其量约为原料气的6.35%)自上而下通过已完成再生加热过程的塔C，将该塔分子筛床层冷却至50℃，同时本身得以预热，出塔C后再经加热炉加热至300%，自下而上通过已完成吸附过程的分子筛塔D，将该塔床层逐渐加热至272%，使分子筛上的水分和硫醇脱附并进入再生气中。此含硫再生气经空冷器冷却至约50%，使其中的大部分水蒸气冷凝并去三相分离器进行分离。分离出的含硫再生气去新厂脱硫装置处理，污水去污水处理系统，液烃去闪蒸罐中闪蒸。

装置每4h切换一次，每次切换约需20min。2005年底曾对该装置的实际运行情况进行了考核。考核结果表明，在每一循环周期内商品气中硫醇含量远小于16mg/m³，水含量小于24mg/m³，水露点小于-20℃，达到了设计指标。

2. 印度Basin天然气处理厂

该厂也采用了分子筛脱水脱硫醇方法，详见文献[1]，此处不再多述。

罗家寨气田高含硫天然气中H₂S含量为9.5%～11.5%，CO₂含量为7%～8%。由于各单井站去处理厂的集气干线长达29.2km，在集气过程中析出冷凝水后不仅会形成水合物堵塞管线，而且可对管线造成严重腐蚀。因此，各单井站的天然气需要集中脱水后再去集气干线。

如果采用TEG脱水，将会带来以下问题：①闪蒸气和再生气中的H₂S含量将分别达到65%和35%以上，经过焚烧后的SO₂排放量超过国家允许的排放标准；②大量的H₂S会溶解到TEG溶液中，不久导致溶液pH值降低，而且也使溶液变质；③气体所携带的固体杂质、盐分、缓蚀剂、烃液等会使吸收塔中溶液起泡，造成塔顶大量雾沫夹带，增加TEG溶液损失。因此，罗家寨气田采用了分子筛脱水工艺，由集气站来的原料气经AW-500抗酸性分子筛脱水后再去集气干线。

该脱水工艺为两塔流程，脱水周期为8h，再生加热及冷却各为4h，其特点是：①由于对脱水后的气体露点要求不高(≤10℃)，故采用湿气再生；②再生加热及冷却分子筛床层均采用湿气上进下出流程，加热结束时干燥器底部床层仍含有少量水分，可抑制气体中的H₂S和CO₂反应生成COS；③为使进入干燥器的气体均匀分布，不仅入口设有气流分配器，而且分子筛床层顶部还铺有一层100mm厚、ф16的Denstone氧化铝球(其结构与活性氧化铝不同，不会被酸性气体破坏)。同样，分子筛床层底部也铺有一层加的Denstone氧化铝球，分子筛与氧化铝球用不锈钢丝网隔开，防止分子筛被气流带走；④干燥器采用75mm厚轻质喷涂耐火材料的内保温衬里，与外保温相比既可降低再生能耗，又可避免高含硫气体对塔金属内壁的腐蚀；⑤再生湿气加热选用设有循环风机的对流式加热炉，可使出口烟气的2/3返回燃烧室，不仅可防止炉膛温度过高，而且可使炉膛温度分布更均匀，热效率高于89%，而一般辐射加热炉热效率只有69%左右。

      (三) 高含CO₂天然气脱水

我国海南福山油田花4井场目前有一套小型NGL回收装置在运行，其处理量为5×10⁴m³/d。由于原料气中CO₂含量很高，故选用抗酸性分子筛脱水。原料气组成(设计值)见表3-15。装置投产后CO₂实际含量为20%～30%。

    %(设计值，体积分数)

该装置采用蒸气压缩制冷，冷剂为氨。由于设有重接触塔，低温系统气体最低温度在-50℃以下，故选用分子筛脱水。由低温分离器分出的冷干气经复热后去变压吸附系统脱除CO₂后作为燃料。