油气处理流程
52油气集输流程之稠油集输流程
油气集输流程之稠油集输流程我国生产的原油中稠油占一定的比例，如辽河油田、胜利油田、中原油田和新疆油田等都含有一定数量的稠油区块。
由于稠油的密度大、黏度高、流动性能差，其集输方法较多，如掺活性水集输、掺稀油集输、掺蒸汽集输、高温集输、裂化降黏集输等，其中，稠油掺活性水和掺稀油集输流程前面已做介绍，下面介绍后3种稠油集输流程。
(1)稠油掺蒸汽集输流程这是目前国内常用的稠油热采工艺流程，每个采油周期可分为4个阶段：①注蒸汽阶段。
将一定量的高温、高压(350℃，17.5MPa)蒸汽通过热注管线从井口注人油层中，并关井一定时间进行热交换，使地层稠油加热降黏。
②高温生产阶段。
注蒸汽后的开井生产初期，油井产出物的温度一般可达150~180℃，需进行降温后才能进人正常的集输系统。
③正常生产期。
油井产物降至90℃左右时，进人正常的集输系统进行处理。
④低温生产期。
随着开采与集输过程的进行，温度逐渐降低，当进口温度降到无法维持正常集输过程时，再通过注汽管线掺蒸汽生产。
为了解决井口与计量站间的管线集输问题，可在井口掺蒸汽;为了解决稠油脱水问题，可在进站时掺蒸汽；为了改善井筒的油流状况，可向井下掺蒸汽。
这种流程比较适合于油层较浅、中高黏度的稠油开采与集输。
(2)稠油高温集输流程。
稠油高温集输流程省去了掺蒸汽集输流程中的降温和掺蒸汽环节，注蒸汽开井后的高温油井产物利用自身的压力和温度直接混输至计量接转站进行分离、计量、初步处理，并将分离与初步处理后的油、水、气分别输送至原油集中处理站、污水集中处理站和集气系统。
这种流程比较简单，且具有集输温度高，稠油黏度低，热能利用率高，动力消耗少的优点，但要求集输设备、管线、仪表等具有耐高温的性能。
(3)稠油裂化降黏集输流程。
稠油裂化降黏集输流程适用于稠油密度大(p20≥990kg/m3)、黏度高(μ50≥3400 mPa·s)且不具备掺和输送条件的场合。
由于裂化降黏的同时解决了开采与集输过程中的诸多难题，所以这种流程也称为稠油裂化降黏采、集、输一体化工艺技术。
油田伴生气工艺流程
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1. 原油与伴生气分离。
油气进入三相分离器，利用重力将油、气、水三相分离。
油气集输的工艺流程及处理工艺分析
油气集输的工艺流程及处理工艺分析摘要：在油田的加工过程中，原油和天然气是一种混合物，只有经过有效的分离，才能得到标准的原油和天然气。
通过对该工艺的不断优化，在油气集输过程中，我们应尽量降低投资，提高其处理效益，推动油田的平稳发展。
关键词：油气集输；工艺流程；处理方法前言为提高原油产量，优化原油集输、处理工艺，使原油水分的分离得到更好的利用。
通过优化油气集输工艺技术，可以充分利用高效油气水分离技术的优点，改善石油天然气水处理的质量，确保油气集输工艺的顺利实施，实现油田的最优输出。
一、油气集输的相关介绍（一）原油脱水从油井中提取出来的石油一般都有一定的湿气，如果含水量过高，就会影响到储运工作，造成很大的浪费，而且会消耗更多的设备;从含水量的角度来看，大多数是含盐的，这样会对设备和容器造成更大的腐蚀。
在炼油过程中，将水和原油一起加热，会引起水的蒸发和膨胀，使其压力增大，对正常的生产和产品质量都会有很大的影响，甚至会发生爆炸。
因此，在进行原油外运前，我们必须进行脱水操作。
（二）原油脱气通过下面的两个装置，即分离机和稳定器，将轻烃成分分离出来，这个过程就是原油的脱气。
符合有关规定的原油，经纯化后，含水量不能超过0.5%，1吨含气的原油不能超过1立方米。
当原油靠近井口的时候，随着压力和温度的变化，会形成一种气体和液体。
为了满足多个操作的要求，例如加工和储存，需要用不同的管道将气体和液体分开，这个过程称为物理和机械分离。
它是石油和天然气分离的高效装置。
即使是对于石油、天然气和泥沙，也能起到很好的作用。
按其形状，又可分为许多种，例如比较常用的垂直型分离机。
使气体产生汽化现象，使之与原油分离，就叫做原油稳定，使之与高压力组分分离，降低压力，从而达到原油的稳定性。
通常，它是最后一道加工工艺，当它达到了稳定状态，才能生产出商品油。
从国内原油的稳定性角度来看，主要是从C1到C4的分离，在稳定后，原油的蒸汽压力要低于这一区域的0.7倍，约0.071 MPa。
工艺流程图
加油站油气回收工艺流程图
图示为加油站二次油气回收及三次油气回收的示意图。
加油站一次回收是将油
罐汽车卸汽油时产生的油气，通过密闭方式收集进入油罐汽车罐内的系统；二
次回收是加油机对汽车加油过程中，产生的油气通过安装油气回收设备的回收；三次回收是由于回收到地下罐的油气量比出油量大，将有大于气液比1的油气
处理排放。
上图从加油机出来的油气经压缩机回收部分油气成液态到油罐，即
为二次油气回收；油罐里的油气经压缩机、回收罐再回收部分油气进入油罐，
最后油气进入膜系统进行回收，回收油气成液态进入油罐，其余合格尾气排放。
补充下：一次和二次回收本质上只是一个油气收集过程，如果没有三次回收，
一次和二次回收的气体最终还是会通过呼吸阀排到大气中去。
膜法油气回收应用于加油站从技术上来说已经是非常成熟了。
膜法油气回收装置占地面积小，操作简便，回收效益高。
个人认为，在加油站应用这一块，其它类型的油气回收技术与其相比都差得多。
再过几年，可能在中国的每个加油站都能见到如下图的膜法油气回收装置。
一次油气回收是指将加油站油罐内油气通过卸油车回收到油库；二次油气回收是指加油时将油气回收到油罐内。
至于三次油气回收，只是大众的普遍说法。
现在有学者提出“三次油气回收”这一说法并不十分科学，与此同时提出了地下储油罐压力管理的概念。
地下储油罐的压力管理系统包括气囊式、膜法等几种。
如果说对于膜法如果称“三次油气回收”还可以的话，那么对于气囊式其实并没有对油气进行分离处理，更谈不上回收。
因此，地下储油罐压力管理的说法貌似比较贴切。
油气集输流程
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复杂断块和分散小油田
➢ 一般先建设简易设施、视试采情况再配套完善。多采 用多功能油气处理设备，以简化流程，节约建设和经 营费用。
对断块分散的小油田，采用“单井拉油”或“几口井集中 拉油”的集油方式。
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六、油田类型和集输流程的关系
➢ 整装注水开发油田 ➢ 复杂断块和分散小油田 ➢ 低渗透油田 ➢ 稠油热力开采油田
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整装注水开发油田
➢ 集油系统尽量采用计量站集油流程、一级半或二级布 站，简化井场设施，增强集中处理站的功能，以利于 操作管理、收集生产信息和实施自控。
➢ 典型代表：
大庆：开发初期为多井串联集油流程，后调整为计量 站集油流程。
油气物性 原油：蜡含量、胶质含量、杂质含量、 密度、凝点、粘温关系； 天然气：天然气组分、 H2S、CO2等酸性气体的含量。
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五、选择流程的依据和原则
➢ 选择依据：
油田的布井方式、驱油方式和采油方式以及开发 过程中预期的井网调整及驱油方式和采油工艺的 变化等。
油田所处的地理位置、气象、水文、工程地质、地 震烈度等自然条件，以及油田所在的工农业发展情 况、交通运输、电力通讯、居民点和配套设施分布 等社会条件。
➢ 油气集输流程是油气在油田内部流向的总说明。 ➢ 集输流程通常由油气收集、加工处理、输送和储
存等环节组成。
从油井到集中处理站的流程称集油流程； 从集中处理站到矿场油库的流程称输油流程。 集中处理站的主要功能：将各井所产原油进行脱
水、稳定等，生产出商品原油的场地。
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油气集输流程
➢ 油气集输流程是油气在油田内部流向的总说明。 ➢ 集输流程通常由油气收集、加工处理、输送和储
油气集输流程
油气集输流程油气集输流程是指自油气生产现场到油气终端用户之间的输送过程。
它涉及到多个环节和操作，包括油气采集、处理、输送、储存和分配等。
本文将详细介绍油气集输流程。
首先是油气采集。
油气采集是指在油田或气田中，通过石油钻井设备将地下的石油和天然气开采到地面。
采集到的油气会经过一系列的分离和处理工艺，将油，气和水分离开来，并去除杂质，提高产品质量。
接下来是油气处理。
油气处理是指将采集到的油气进行净化和提纯的过程。
它包括物理和化学的处理方法，例如加热、冷却、压缩、脱硫、脱水等。
处理后的油气能够达到国家标准和用户要求，更适合运输和使用。
然后是油气输送。
油气输送是指将处理后的油气从采集地点运送到终端用户的过程。
输送方式主要有管道输送和船运输两种。
其中，管道输送是最常见的方式，它通过铺设管道将油气输送到各个目的地。
船运输主要用于油气出口和远距离运输，它使用油轮将油气运往其他国家或地区。
在输送过程中，需要涉及到储存和分配。
储存是指在油气集输过程中，将油气储存在储罐或地下储存设施中，以便于供应链的调节和维护。
分配是指将储存的油气按照用户需求进行分配，并通过供应网络将油气送达到终端用户手中。
最后是油气集输流程的监管和安全管理。
监管是指对油气集输过程进行监督和管理，确保其符合国家和行业的法规和标准。
安全管理是指通过建立安全制度和应急预案，对油气集输过程中的风险和安全隐患进行预防和应对，保障人员和环境的安全。
总结起来，油气集输流程包括油气采集、处理、输送、储存和分配等多个环节和操作。
它涵盖了各个方面的工艺和技术，关系到国家经济和能源安全。
同时，对油气集输流程进行监管和安全管理也是非常重要的，以确保其安全可靠和可持续发展。
油气集输系统的工作原理
油气集输系统的工作原理
油气集输系统是一个涉及到油气勘探、采集、储存、运输和加工
的复杂系统，其基本工作流程如下：
1. 油气勘探：在勘探阶段，使用地震勘探、钻井和测试等技术
方法，探测地下储层情况，确定油气资源的类型、储存量和分布等。
2. 油气采集：一旦发现油气储层，需要采取相应的开采措施，
常用的方法包括常规工程、压裂、水驱和气驱等。
3. 油气储存：采集到的油气需要暂时储存，以便于后续的加工
和运输。
在储存阶段，需要采用适当的设备和技术，如储罐、水封、
管道等。
4. 油气运输：将储存的油气从采集点或储存罐中运输到加工或
消费地点。
常用的运输方法包括油轮、汉利、车船等以及长距离管道
运输。
5. 油气加工：将原油进行炼制或加氢等处理，以得到各种油品
和化工品。
在加工阶段中，需要使用各种反应器、分离器和净化设备。
6. 产品输送：将加工好的油产品和化工品通过管道或其他运输
设施输送到终端市场，以供消费者使用。
油气集输系统的主要设备包括井口设备、运输管道、终端设备、
储存罐、加工装置等，核心控制技术包括自动化控制、调度管理、安
全监控等。
油气田生产过程各主要环节的生产工艺流程
油气田生产过程各主要环节的生产工艺流程油气田生产过程包括勘探、开发、生产和采收四个主要环节。
每个环节都有对应的生产工艺流程，下面将对它们逐一进行介绍。
一、勘探阶段的生产工艺流程在勘探阶段，主要目的是确定油气田的存在与储量，并确定最佳的开发方案。
生产工艺流程包括以下几个步骤：1. 地质勘探：通过采集地质数据，如地震勘探、地质钻探等手段，对地下储层进行勘探，确定地下地质结构和油气层分布。
2. 地质评价：根据地质勘探数据，对勘探区域进行地质评价，确定油气储量和储层特征。
3. 油气资源评估：根据地质评价结果，对油气资源进行评估，确定油气田的规模和价值。
4. 选址和设计：根据地质勘探和资源评估结果，选择最佳的钻井点位，并设计相应的钻井方案。
5. 钻井：根据设计方案，进行钻井作业，钻探到目标地层并获取岩心样品和地层流体样品。
6. 地质分析：对岩心样品和地层流体样品进行地质分析，进一步确认油气层的性质和储量。
二、开发阶段的生产工艺流程在开发阶段，主要目的是实施油气田的开发计划，包括钻井、完井、采油等工作。
生产工艺流程包括以下几个步骤：1. 钻井：根据勘探阶段的钻井方案，进行钻井作业，钻探到油气层并完成井筒。
2. 完井：在钻井完成后，进行完井作业，包括套管、射孔等工序，使井筒与油气层连接起来。
3. 采油：通过油井，将地下的油气资源开采到地表。
采油工艺包括常规采油和增产技术两种方式。
常规采油主要包括自然产能采油和人工提升采油。
自然产能采油是利用油气层自身的压力将油气推到地表，人工提升采油则是通过注水、气举、泵吸等方式提高油气的产出。
增产技术包括水驱、气驱、聚合物驱、蒸汽驱等，通过注入适当的物质来改变油气层的物理性质，提高采收率。
三、生产阶段的生产工艺流程在生产阶段，主要目的是稳定地生产油气资源，并保持油气田的经济效益。
生产工艺流程包括以下几个步骤：1. 生产管理：对油井进行实时监测和生产管理，包括采集井口数据、调整生产参数等，以保证油气的稳定产出。
油气集输流程的分类
油气集输流程的分类
1. 单井集输流程！就像人每天要独自完成从起床到出门的一系列事儿一样，单井自己就完成油气的收集和初步处理啦！比如一口油井把产出的油气收集起来，进行一些简单的处理。
2. 多井集输流程呀，这不就好比一群小伙伴一起做事嘛！好几口井一起把油气集中起来进行传输和处理呢！像在一个油田里，多口井把油气汇总起来。
3. 密闭集输流程哟，那可神奇了，就像给油气盖了个严实的盖子不让它们跑掉！比如把油气在密封的环境里进行集输操作，保证油气不泄漏。
4. 开式集输流程嘞，有点像大敞着门，油气就那样自由地流动着呀！像有些地方就是让油气较为开放地进行集输过程呢。
5. 原油集输流程哇，就专门针对原油的呀，好比为原油打造的专属通道！比如从油井出来的原油沿着特定的流程进行输送和处理。
6. 天然气集输流程咾，这就是专门为天然气准备的呀，不就像给天然气修了条特别的路嘛！像天然气井产出的天然气通过专门的流程进行集输。
7. 混合集输流程嘞，哈哈，这就像是把各种东西都混合在一起运输呀！比如原油和天然气一起在这个流程里进行集输呢。
8. 复杂集输流程嘿，它可就复杂咯，就像解一个很难很难的谜题一样！像那种多种情况交织在一起的集输过程就是复杂集输流程啦！
我的观点结论：这些油气集输流程都有各自的特点和适用场景，我们要根据实际情况选择合适的来使用呀！。
油气集输流程范文
油气集输流程范文1.采集油气集输的第一步是采集油气资源。
在油气田开发中，通过井筒钻井将油气储层连接到地面。
在这个过程中，通过使用钻杆、钻头和口杯等工具，将岩层打通并将地下的油气带到地面。
2.分离油气从油田地下钻井到地面后，油气中含有大量的水和杂质。
为了将油和气分离出来，需要进行分离。
通常采用的方法是通过物理或化学方法将油气和水、杂质分离。
3.净化在分离过程中，仍然可能有一些杂质残留在油气中。
为了提高油气的质量和降低对后续设备的腐蚀和损坏，需要对油气进行净化处理。
净化过程可以包括除尘、除水、除酸、除氧等处理。
4.调节得到净化后的油气后，需要对其进行调节，以满足输送和加工的要求。
调节工作可以包括控制油气的温度和压力，调节油气的化学成分，以及调整油气的流量等。
5.压缩油气集输中的一个重要环节是对气体进行压缩。
压缩可以提高气体的压力，使其能够更好地进行输送和加工。
压缩工作通常采用压缩机进行。
6.输送经过上述处理后，油气需要被输送到加工和处理设施或输送到市场销售。
输送方式可以采用管道输送、罐车运输、船舶运输等。
其中，管道输送是最常用的方式，因为它具有输送量大、成本低、安全可靠等优势。
7.监测和维护油气集输过程中，需要对油气的流量、压力、温度等进行监测和控制，以确保集输系统的正常运行。
同时，还需要对集输系统进行维护和管理，包括对设备进行定期检修和更换，保证设备的正常运行。
总结：油气集输流程包括采集、分离、净化、调节、压缩和输送等多个环节，其中每个环节都具有一定的重要性和复杂性。
通过对油气的采集、分离和净化等处理，可以提高油气的质量和纯度，为后续加工和使用做好准备。
在输送过程中，要保证油气的安全可靠和有效运输。
因此，在油气集输流程中，严格遵守相关规定和标准，采取合理的操作措施和安全措施，是非常重要的。
只有保证油气集输的流程和环节的顺利进行，才能最大限度地发挥油气资源的潜力，为社会经济发展做出贡献。
油气集输工艺流程操作与管理
油气集输工艺流程操作与管理摘要：油气集输的工艺流程是将油田产物油气水进行分离处理的工艺程序，将处理合格的原油外输至销售环节，油田含油污水进入到污水处理站，经过深度污水处理后，作为油田注水的水源，得到充分利用。
含水原油经过管道的热化学脱水和电化学脱水的工艺程序，得到合格的油品，完成油田油气集输生产的任务。
关键词：油气；集输；工艺流程1、油气集输工艺流程概述油气集输工艺流程是将油田生产的油气水的混合物进行收集、计量、分离和输送的工艺过程。
油气集输处理的工艺流程，涉及到各种油气集输的设备和管道系统，油气水三相分离器的应用，提高油气水三相分离的效率。
除油器的应用，除去天然气中的油珠颗粒，提高天然气的纯度，使其满足燃烧的条件，为油气集输系统提供热能，降低油流的粘度，提高分离处理的效率。
油田生产中，实施油气水三相的分离处理，采用先进的生产工艺流程，满足油田生产的需要。
油田单井生产出的油气水三相的混合物，依靠自压输送至计量站，实施单井产液和产气的计量。
通过井口取油样的操作，进行室内的含水化验，一般选择离心机分离的方式，确定单井的含水率。
能够明确单井的产液、产油、产气、产水情况，为后续的油气集输处理提供依据。
经过计量的混合物通过油气混输工艺流程，将其输送至油田转油站，实现油气水的初步分离，应用的设备包括油气水三相分离器、二合一加热炉以及泵机组，将低含水原油，通过泵输的方式，将其输送至联合站，进一步实施分离处理，原油脱水的工艺流程为管道的热化学脱水工艺和电化学脱水工艺的结合，将原油中的游离水和乳化水脱出，使外输原油的含水达到行业标准的规定，获得合格的产品外输。
天然气的分离工艺流程，为油气水三相分离后，通过分离顶部的出口排出天然气，经过除油器去除其中的液滴，使天然气得到净化，之后，通过计量仪表的准确计量，作为站内的加热设备的燃料或者输送给天然气处理场所，完成天然气的集输处理任务。
含油污水的处理工艺流程，将油田产物中的水分离处理，通过油气水三相分离器分离后，通过加压加药处理，将其作为油田掺水，通过掺水泵输送给各个计量站，再分配给各个油井，通过井口的掺液，提高油流的温度，降低油流的粘度，提高油田生产的效率。
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原油脱水工艺一段脱水采用脱水温度不低于40℃、脱水时间为60min；二段脱水采用脱水温度为80℃(只考虑脱水工艺为70℃)、脱水时间为65min。
海上来含水油0.6MPa,G、27℃～42℃经原油换热器、原油脱前加热器升温至40℃～64℃后，进一级三相分离器进行油气分离和一段原油脱水，一级三相分离器操作压力为0.4MPa,G，脱出的低含水原油（含水≤30%）经原油脱水加热器升温至80℃，进二级三相分离器进行二段脱水，二级三相分离器操作压力为0.3MPa,G，脱后合格原油（含水≤0.5%）进原油稳定系统；二级三相分离器分离出的天然气和一级三相分离器分离出的天然气汇合后去原稳气压缩机的一级出口；二级三相分离器脱后污水与一级三相分离器脱后污水汇合后进污水处理系统。
原油稳定工艺采用微正压闪蒸，原稳塔顶操作压力为0.005MPa,G，进塔温度为80℃。
原油脱水温度由70℃提高至80℃，原油稳定装置不设原油进料加热器，合格原油（含水≤0.5%）0.25MPa,G、80℃直接进原油稳定塔，原油稳定塔塔顶压力为0.005MPa,G，稳定后原油经原稳塔底泵提升后，通过原油脱水换热器换冷55℃进原油储罐储存；稳定塔顶不凝气经塔顶分离器分离后去压缩机一级进气段，压缩后与三相分离器来天然气汇合后，经一级入口分离器进压缩机二级进气段，经二级入口分离器进进压缩机三级进气段，压缩后的天然气去轻烃回收装置；塔顶分离器分离的凝液去轻烃回收装置。
原油储运工艺当歧口原油上岸时，原油外销采用汽车外运方式。
5000m3原油储罐内合格原油通过装车泵提升、计量后进行装车外运。
辅助生产流程加药流程根据原油脱水工艺及脱水试验，两段脱水均需要加入破乳剂，两段脱水注入量均为20PPm，设置加药系统2 套，一段加药注入点设在海管来油收球筒油出口管道上，二段加药注入点设在一级三相分离器油出口管道上。
仪表风及工厂风流程仪表风系统设1 台仪表风空压机（1运1备）。
空气经仪表风空压机压缩后进过滤器过滤，再经无热再生干燥器干燥，然后进除尘过滤器除尘，除尘后进仪表风储罐，经管网输送至各用气点。
工厂风系统设1台扫线风空压机。
空气经工厂风空压机压缩后进制氮装置，制氮装置生成的氮气进扫线风储罐，经管网输送至各用气点，同时设有越制氮装置流程。
液体排放流程收球筒、换热器及加热器等设备排污排至污水处理区中污油池的油室，三相分离器、原油稳定塔、5000m3拱顶罐等设备排污排至污水处理区中污油池的水室，污水用泵打回污水处理系统，污油用泵打回原油脱水系统。
外输泵房内所有泵的盘根油及过滤器排污进污油回收装置，然后用泵打回泵进口管道。
事故流程当一段脱后油指标不合格时，一级三相分离器油出口含水油可直接进5000m3事故罐，当恢复正常生产后，罐内含水油由事故泵提升后至原油脱水换热器冷油进口管道上；当二段脱后油指标不合格时，二级三相分离器油出口不合格油可直接进5000m3事故罐，当恢复正常生产后，罐内原油由事故泵提升后至原油脱水加热器冷油进口管道上；当原稳系统检修时，原油脱水脱后合格油通过原油稳定塔、原油脱水换热器等旁通管道，直接进入5000m3事故罐。
天然气处理流程由海管登陆的天然气首先进入天然气进站预处理单元，原料气在该单元分离出气相和凝液，分出的液相去原油处理系统，气相经过生产分离器分离后进入天然气处理装置，分别经过脱汞、脱水、制冷、分馏单元后，主要生产干气、丙烷、丁烷及稳定轻烃产品；外输干气增压计量后输往下游用户实现交接，丙烷、丁烷、液化石油气、稳定轻烃等液态产品进罐储存，采用装车方式外销。
天然气预处理单元正常流程海底管道来气（3.0MPa，3.9～19.9℃），首先进入段塞流捕集器（PK-1101），分出的气相经原料气加热器(E-1102)加热至10℃后进入生产分离器(V-1102)，分出的天然气去脱汞塔(T-1101)，段塞流捕集器和生产分离器分出的凝液去原油处理系统。
事故流程本装置设有越站外输流程，当天然气处理装置发生事故时，段塞流捕集器来天然气注入甲醇后首先进入事故换热器（E-1101）换热至-4℃，经节流阀节流至1.5MPa（-16℃）后进事故分离罐(V-1101)进行气液分离，分离出来的天然气经事故换热器复热后进外输增压单元增压至4.0MPa 外输，外输天然气水烃露点在4MPa 时小于-5℃,分离出的液相去原油处理系统。
清管流程段塞流捕集器（PK-1101）分出的凝液在清管工况下，分出的液相去原油处理系统，气相去生产分离器（V-1102）。
天然气脱水单元来自预处理单元脱汞后的天然气进入过滤分离器（FT-1101A/B），进一步除去夹带的凝液后进入分子筛干燥器(V-1302A/B)吸附，分子筛干燥器出口原料气（2.9MPa，35℃）含水<1ppm（V）。
分子筛出口原料气经分子筛出口过滤器（FT-1301A/B）除去其中夹带的分子筛粉尘和杂质后进制冷单元。
分子筛干燥器采用两塔流程，当其中1 塔进行吸附时，另外1 塔进行再生和冷却操作，操作周期为12h，其中再生时间6h，冷吹时间5.5h，切换时间0.5h。
再生气和冷吹气引自外输增压后的干气。
再生时，再生气经再生气换热器(E-1302)、再生气加热器(E-1303)加热到280℃进分子筛干燥器，对其再生，将分子筛吸附的水分带出，含水的再生气经再生气换热器(E-1302)换热、冷却器(E-1301)冷却至45℃，由再生气分水罐(V-1301)分出游离水，分水后的天然气返至生产分离器(V-1102)的入口。
冷吹时，冷吹气直接进分子筛干燥器(V-1302A/B)，降低床层温度，经再生气换热器(E-1302) 、冷却器(E-1301)后再冷却至45℃，返至生产分离器(V-1102)的入口。
天然气制冷单元脱水后的天然气（2.9MPa，35℃），进膨胀压缩机增压端（TE-1401），增压至3.62MPa，进冷箱Ⅰ(E-1401)与重接触塔顶（T-1401）来气及低温分离器(V-1401)来液换热至-24℃后进丙烷蒸发器冷(E-1402)却至-30℃，再进冷箱Ⅱ(E-1403)冷却到-51℃后进低温分离器(V-1401)。
低温分离器（V-1401）分出的气相进膨胀/压缩机组（TE-1401）的膨胀端膨胀至1.5MPa，-82℃，然后进入重接触塔（T-1401）底部；分出的液相经节流至 1.9MPa，-63℃，再经冷箱复热至10℃进脱乙烷塔（T-1402）中部。
重接触塔顶气（1.5MPa，-85℃），一次经过冷箱Ⅲ(E-1405)、冷箱Ⅱ(E-1403)、冷箱Ⅰ(E-1401)换热后进干气增压计量外输单元。
重接触塔底液相（1.45MPa，-86℃），经重接触塔底增压泵(P-1401A/B)提压后，与重接触塔顶气及脱乙烷塔（T-1402）顶气在冷箱Ⅲ(E-1405)中换热至-35℃后进脱乙烷塔（T-1402）顶部。
脱乙烷塔顶操作压力1.85MPa，塔底操作温度80℃。
脱乙烷塔顶气（1.85MPa，-28℃），进冷箱Ⅲ(E-1405)换热至-70℃后进重接触塔（T-1401）的上部。
脱乙烷塔（T-1402）底液相（1.9MPa，80℃）进入天然气分馏单元。
脱乙烷分馏单元脱乙烷塔底（T-1402）来凝液（1.9MPa，80℃）及原油稳定单元来凝液汇合后，作为脱丙烷塔（T-1501）的进料。
脱丙烷塔为全塔，塔顶操作压力为1.65MPa，塔底温度为130℃，脱丙烷塔顶气相经冷凝提压后，一部分作为脱丙烷塔顶回流液，另一部分作为丙烷产品进丙烷储罐储存，脱丙烷塔底部液相（1.7MPa，130℃）作为脱丁烷塔（T-1502）的进料。
脱丁烷塔为全塔，塔顶操作压力为0.5MPa，塔底温度为126℃，脱丁烷塔顶气相经冷凝提压后，一部分作为脱丁烷塔顶回流液，另一部分作为丁烷产品进丁烷储罐储存，脱丁烷塔底部生产1号稳定轻烃，经轻烃冷却器（E-1505）冷却至40℃，进稳定轻烃储罐(TK-2501A/B)储存。
外输气增压单元天然气处理装置生产的干气进入外输气增压机(C-2101A/B/C/D)（四台外输气增压机，三用一备），压力提升到4.0MPa，再通过外输气增压机出口冷却器，冷却至45℃后外输。
储运液烃产品的装车为自动控制，通过液位检测实现储罐间的自动倒换。
每个装车回路上安装有流量计，实现流量的累计计量并远传至中控室，通过切断阀适时关断产品外输回路。
其他配置除装车外，在产品罐区还设置 2 台液化石油气调和泵、1 台不合格产品回炼泵。
液化石油气调和泵负责将丁烷产品送至液化石油气储罐，根据下游用户需要调和液化石油气产品，共2 台,一运一备；不合格产品回炼泵负责当丙烷达不到产品指标要求时，将不合格的丙烷打回脱丙烷塔重新进行分馏处理。
平面布置生产区主要包括原油处理区、天然气处理区、液化气及轻油储罐区、原油储罐区、防区、加热炉区、污水处理区、火炬区、辅助生产区、35kV变电区、液化气及轻油装车区原油装车区、门站及CNG预留区。
原油处理区包括：原油脱水处理部分、原油稳定部分、外输泵房部分、变配电室部分收发球筒部分。
原油脱水部分主要设施有一级三相分离器P0.8MPa DN3400X144002具二级三相分离器P0.8MPa DN3400X14400 2具、原油脱水换热器2000kW2套、原油脱前加热器360kW 2具、原油脱水加热器1700kW 2具；原油稳定部分主要设施有原油稳定塔P0.4MPa DN2200 H=250001具、原稳塔顶分离器P0.4MPa DN1400x52001具、原稳塔底泵2 台、原稳气压缩机2台、轻烃提升泵2台；外输泵房部分主要设施有外输泵房1 栋。
收球筒部分主要设有原油收球筒P9.5MPa DN350/2501具、天然气收球筒P5.65MPa DN400/3001 具、段塞流捕集器P5.65MPa DN3000×12000 1具。
天然气处理部分主要包括进站预处理单元、天然气脱水单元、天然气制冷单元、天然气分馏单元、外输增压及产品储运单元。
其中，进站预分离单元：段塞流捕集器布置在东侧，自北向南依次布置事故换热器1具、事故分液罐1具、原料气加热器1具、生产分离器1具、脱汞塔1具；天然气脱水单元：脱水单元位于天然气处理装置区中部，西临进站预分离单元，东邻燃料气及甲醇单元，下面以管架南侧脱水装置说明脱水单元的平面布置。
自西向东依次布置分子筛入口过滤分离器2具、再生气加热器1台、分子筛干燥器2具、分子筛出口过滤器2具、再生气换热器1台、再生气冷却器1台、再生气分水罐1具；制冷单元：膨胀压缩机罩棚位于天然气装置区的北侧。
丙烷制冷压缩机厂房布置在最西侧，膨胀压缩机布置在框架平台（Ⅱ）的西侧，框架平台（Ⅱ）为二层结构。