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石油与天然气化工

464CHEMICALENGINEERINGOFOILGAS2011

464

大涝坝集气处理站分子筛脱水工艺优化研究

江玉发张玉蕾梁根生杨刚贺蕾(中国石化西北油田分公司雅克拉采气厂)

摘要分子筛干燥系统是集气处理深度脱水的关键装置。本文简述了大涝坝集气处理站分子筛粉化和结块严重、湿容量低、脱水效果差的现状，通过对失效分子筛实验研究以及对脱水系统影响因素的全面分析，找到其失效快的原因，并提出优化措施。

关键词分子筛蜡湿容量再生气入口分离优化措施DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2011.05.010

大涝坝集气处理站分子筛脱水系统设计日处理量：25×10?m3(1±20%),再生温度：220℃,露点：—100℃,切换周期：8h。其主要针对原料气进行深度脱水，其高效运行是集气处理装置制冷和分馏系统安全、平稳、高效运行的保障。

1分子筛运行现状

大涝坝集气处理站双塔分子筛自2005年投运后，天然气处理量很快升至30×10?m3/d,脱水系统处于满负荷运行，脱水后原料气的水露点为一70℃,远高于设计脱水深度一100℃,装置制冷温度优化难度大。天然气组分分析如表1和表2。

表1天然气组分数据

组分

C?

C?

C?

iC?

nC?

iC?

含量，φ,%

82.71

9.17

2.76

0.55

0.60

0.16

组分

nC?

C6

C?

C?

CO?

N?

含量，φ,%

0.13

0.09

0.03

0.01

0.65

3.15

2006年在原双塔的基础上增加一台同规格分子筛干燥塔，实现“三塔流程”。单塔分子筛吸附时间定为6h,再生、冷吹时间延长至5h,升压、泄压时间调整为25min,避免了对吸附剂床层的扰动，缓解了压力急剧变化造成分子筛破碎问题，脱水效果较好。但是随着大涝坝气田开发，天然气组成不断变化，导致脱水装置面临新的问题：

(1)分子筛入口分离器不见积液，分离器分离效果差，无法保证进分子筛原料气洁净。

表2轻烃气相色谱分析数据

甲基环己烷指数环己烷指数

43.7422.53

苯指数环烷指数

73.98庚烷值15.290.73石蜡指数2.11

化合物w,%

化合物w,%

甲烷乙烷

丙烷异丁烷正丁烷异戊烷

正戊烷

2,2-二甲基丁烷

环戊烷

2,3-二甲基丁烷

2-甲基戊烷

3一甲基戊烷

正己烷

2,2-二甲基戊烷

甲基环戊烷

2,4-二甲基戊烷

70.1016.027.592.052.200.77

0.560.030.010.040.120.070.130.010.020.01

2,2,3-三甲基丁烷

苯

3,3-二甲基戊烷

环己烷

2一甲基己烷

2,3-二甲基戊烷

1,1-二甲基环戊烷

3-甲基己烷

1顺3-二甲基环戊烷

1反3-二甲基环戊烷

3-乙基戊烷

1反2-二甲基环戊烷

正庚烷

甲基环己烷

乙基环戊烷

甲苯

0.000.100.000.050.020.010.000.01

0.000.000.000.010.020.030.000.01

(2)再生温度在195℃~200℃之间，不能达到设计的220℃,吸附周期4h切换，分子筛再生效果无法达到设计要求，致使分子筛脱水效果变差，装置处理量下降。

(3)分子筛粉化、结块现象较严重，粉尘过滤器滤网易糊堵，平均更换周期为1.5年。

2失效分子筛实验研究

2.1粉尘过滤器粉末样品分析

为对分子筛粉化和结块的原因进行分析，对清

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第40卷第5期大涝坝集气处理站分子筛脱水工艺优化研究465

洗粉尘过滤器糊状物进行了取样分析，并分别用不同溶剂对样品进行浸泡、过滤、冷却处理、室温观察、尿素络合法测定。结果见图1～图3。

通过尿素络合法分别对丙酮浸泡液、正庚烷浸泡液和汽油浸泡液进行了测试和分析，浸泡液中发现了蜡的成分(见表3)。

表3粉尘过滤器粉末样品实验分析

项目

浸泡

滤液观察

时间

-45℃h

滤液室温条件

尿素络合法测定

丙酮浸泡液16有絮状物正庚烷浸泡16有絮状物汽油浸泡16有絮状物

有絮状析出，静置后消失有蜡成分

絮状物立即消失，静置后少量析出有蜡成分絮状物立即消失