塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术
油气田防腐用双金属复合管研究现状
油气田防腐用双金属复合管研究现状孙育禄;白真权;张国超;魏斌;朱世东【摘要】本文从耐蚀性及经济性两方面对比分析了油气田用双金属复合管作为防腐措施的优势,并提供应用实例,对双金属复合管的成型方法及国内外应用现状进行了综述,并从基管、衬管以及双金属复合管的连接方面分析了现有标准的不足,这将为双金属复合管的更广泛应用提供技术支持.【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2011(025)005【总页数】4页(P10-12,16)【关键词】双金属复合管;成型方法;应用现状【作者】孙育禄;白真权;张国超;魏斌;朱世东【作者单位】西安石油大学材料科学与工程学院,陕西西安,710065;中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点实验室,陕西西安,710065;中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点实验室,陕西西安,710065;西安石油大学材料科学与工程学院,陕西西安,710065;中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点实验室,陕西西安,710065;中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点实验室,陕西西安,710065;中国石油天然气集团公司石油管力学和环境行为重点实验室,陕西西安,710065;西安交通大学材料科学与工程学院,陕西西安,710049【正文语种】中文【中图分类】TG1790 前言近年来，随着全球工业时代进程的加快，各国对能源的需求日益增加，能源问题已经成为各国经济发展的关键所在。
然而由于替代能源进展缓慢，各国对石油和天然气的需求持续增长，随着多年的不断开采，现对油气田的开采已向纵深及高腐蚀方向发展[1]。
对于具有强腐蚀性油气田的开采，添加缓蚀剂、采用塑料内涂层、采用耐蚀合金等传统单一的防腐技术及材料，在耐蚀可靠性、经济性指标上都难以平衡，已难以满足油气田发展的需要。
为了提高油气管防腐蚀性能和降低耐蚀合金成本，双金属复合管应运而生，并以优异的机械力学性能和耐腐蚀性能展现出广泛的应用前景[2]。
气田凝析油处理工艺流程
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气田采出水处理及回注地面工艺技术探析
气田采出水处理及回注地面工艺技术探析摘要：国际对能源的大量需求，使气田开采规模逐渐加大，因而气田采出水量在不断增多，在这一背景下，如何对气田采出水进行有效处理是行业人员较为关注的问题。
本文先分析气田采出水处理及回注地面工艺技术现状，进而重点探究气田采出水处理及回注地面工艺技术优化对策，以期为相关行业人员提供参考。
关键词：气田采出水；回注地面；采出水处理引言：在天然气产量逐渐增加的情况下，气田采出水量也在不断加大。
如何对气田采出水予以有效处理，降低处理成本，控制环境污染，推动采出水处理行业可持续发展，是行业人员较为关注的问题。
目前，我国气田采出水处理及回注地面工艺技术尚处于发展阶段，行业人员应在分析工艺技术应用现状的基础上，探究优化工艺技术的措施。
1气田采出水处理及回注地面工艺技术概述所谓气田采出水，是指采集天然气时夹带的地下水。
在天然气采集过程，气田采出水的有效处理一直是难点问题。
一方面，地下水长期处于地下会滋生大量细菌和病毒，这些细菌和病毒往往会随着地下水一同带出地面，但由于危害性难以确定，如果未有效处理，可能造成环境污染，为人民生命安全带来威胁。
另一方面，气田采出水含有大量矿物质，如锌、钡、氯化物、硫化物等，不免存在有害成分。
以工业生产为例，工业生产过程产生的废水通过含有大量有害成分，所以不可直接排放，要在排放前进行严格处理，所以同理，气田采出水在回注地面前也要通过有效处理，这就需要应用气田采出水处理及回注地面工艺技术。
第一，不含醇的气田采出水处理工艺。
这种方式主要在天然气处理厂中配置水处理设施，并由专业人员操纵设施进行专业水处理，技术流程为：将杀菌剂加入采出水中，通过沉降处理后加入絮凝剂，待过滤完成后将过滤水送入水罐中。
第二，含醇的气田采出水处理工艺。
这种方式较为成熟，可结合采用油浮和过滤的方式，以保证采出水达标。
其中，沉降工艺主要通过旋流反应沉降设备进行沉降处理，吸附污泥，净化采出水水质；油浮工艺主要通过取适量油加入气田污水中，发挥乳化作用，进而采取常规水处理方式，加入化学药剂，如混凝剂、絮凝剂等，吸附杂质和油，最后进行过滤，使水质提高[1]。
塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气藏气油比变化及见水预警
时， 气 油 比逐渐 上升 。通 过 井 流 物组 分 分 析 ， Ｃ 、 Ｎ。
轻质 组分 增加 ， Ｃ 以上重 质 组分减 少 （ 图 １ ） 。
动区域 ； 而外 围部 分 出现反 凝析 ， 但 凝析 油饱 和度 未 达 到 临界 流动饱 和 度 ， 凝析油不流动， 仅气相流动 ，
石
油
地
质
与
工
程
２ ０ １ ７年 ３月
Ｐ Ｅ Ｔ Ｒ ＯＬ Ｅ ＵＭ Ｇ Ｅ Ｏ Ｌ Ｏ ＧＹ Ａ Ｎ Ｄ Ｅ Ｎ ＧＩ ＮＥ Ｅ Ｒ Ｉ Ｎ Ｇ
第３ １卷
第 ２期
文 章编 号 ： １ ６ ７ ３—８ ２ １ ７ （ ２ ０ １ ７ ） ０ ２—０ ０ ９ ４—０ ３
塔 中缝洞 型碳 酸 盐岩凝 析气 藏气 油 比变化及 见水预 警
开 发示 范 工程 ” （ ２ ０ １ １ Ｚ Ｘ ０ ５ ０ ４ ９ ） 资助 。
采 过程 ， 气 油 比主要 有 三 种 变化 类 型 ： 稳 定性 、 上 升 型和先 降 后 升型 ， 本 文 主 要 分 析 了 气 油 比先 碳 酸 盐 岩 凝 析 气 藏 气 油 比 变 化 及 见 水 预 警
未发 生反 凝 析 时 ， 气 油 比稳 定 ； 地层发 生反凝析时 ， 气 油 比逐 渐 升 高 ； 当地 层 压 力 低 于露 点 压 力 时 ， 气 油 比 先 降 低 后
上 升， 剖 析 原 因 为 多缝 洞供 液 或 水 侵 。依 据 气 油 比及 井 流 物 组 分 变化 ， 建 立 塔 中凝 析 气 藏 见 水 预 警 模 式 ， 为 生 产 井 见 水预 警提 供 依 据 。 实践 应 用表 明 ， 及 时调 整 生产 制度 可 有 效 延 长 单 井无 水 采 油期 。 关键词 ： 塔 中油田； 缝 洞 型 碳 酸 盐岩 ； 凝 析 气藏 ； 气油 比； 见 水 预 謦
《高酸性气田地面集输管道设备材质技术规范》Q-SY XN 2
Q/SY
Q/SY XN 2015—2006
高酸性气田地面集输管道 设备材质技术要求
Technical code for material of gathering - transmission pipelines and facilities in highly sour gas field
I
Q/SY XN 2015－2006
前
言
根据西南油气田分公司西南司安质环发[2003]12 号“关于下达二○○ 关于下达二○○三年分公司第二批企业标准 ○○三年分公司第二批企业标准 制订和国外标准翻译计划的通知” 制订和国外标准翻译计划的通知”要求， 要求，委托中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司编制本 技术要求。 技术要求。 本标准主要针对高酸性气田开发技术特点 标准主要针对高酸性气田开发技术特点， 主要针对高酸性气田开发技术特点，为满足罗家寨、 为满足罗家寨、渡口河等高酸性气田（ 渡口河等高酸性气田（H2S：6.44%～ 16.2%、CO2：1.49%～10.4%）开发的需要而制定。 开发的需要而制定。 本标准在制定过程中遵循相关国家 标准在制定过程中遵循相关国家、 在制定过程中遵循相关国家、行业标准并参考了国外的 NACE MR0175/ISO15156 标准。 标准。在 总结了多年来酸性油气田防止硫化物应力开裂的科研与生产实践经验的基础上， 总结了多年来酸性油气田防止硫化物应力开裂的科研与生产实践经验的基础上，并经广泛征求有关单 位和专家意见， 位和专家意见，反复讨论形成本标准条文。 反复讨论形成本标准条文。本标准为高酸性气田地面工程系列标准之一 标准为高酸性气田地面工程系列标准之一， 为高酸性气田地面工程系列标准之一，并不取代相 应的规范、 应的规范、标准和规则的要求， 标准和规则的要求，仅作为直接接触高酸性介质集输管道、 仅作为直接接触高酸性介质集输管道、设备材质抗硫化氢性能的补充 要求。 要求。 本标准的附录 A、附录 B、附录 E、附录 G 为规范性附录， 为规范性附录，附录 C、附录 D 和附录 F 为资料性附 录。 本标准由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司提出 标准由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司提出。 由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司提出。 本标准由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司地面建设专业标准化技术委员会归口 标准由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司地面建设专业标准化技术委员会归口。 由中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司地面建设专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位： 本标准起草单位： 中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司 本标准主要起草人： 本标准主要起草人：姜 放 施岱艳 王秦晋 向 波 边云燕 曹晓燕 陈 杰 殷明-08 实施
异地工程的质量监督
异地工程的质量监督王彦丰【摘要】为有效缓解塔里木监督站自身监督力量不足的问题，委派大庆油田工程质量监督站对塔里木油田塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程项目实施异地监督。
由于监督站与塔里木油田无人事隶属关系，对参与该产能建设工程项目各方责任主体的质量监督可不受相关方面的制约，更科学、更理性地作出判断并要求整改。
质量监督工作环境的好坏直接影响到监督执行的效果。
由于工作地点距离远，工作条件依托差，异地监督相关的监督成本也相应地增加。
【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】1页(P73-73)【关键词】质量监督问题;实践;独立性;成本【作者】王彦丰【作者单位】大庆油田采油三厂【正文语种】中文根据集团公司建设“新疆大庆”的规划部署，为满足塔里木油田3000万吨规划目标新增产能建设项目工程质量监督工作的需要，有效缓解塔里木监督站自身监督力量不足的问题，委派大庆油田工程质量监督站对塔里木油田塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程项目实施异地监督。
2.1 保证了工程质量监督的独立性大庆油田工程质量监督站在对塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块产能建设工程质量监督中，由于与塔里木油田无人事隶属关系，对参与该产能建设工程项目各方责任主体的质量监督可不受相关方面的制约，更科学、更理性地作出判断并要求整改。
在实施工程质量监督过程中发现：前期监理未提供总监代表任命书和专业监理人员的资质证书，无监理合同；建设单位未办理开工报告；施工单位施工资质不全。
监督站对在工程监督检查中发现的质量和实体问题都做了监督记录，问题严重的下发《质量问题处理通知书》，责令限期整改，要求各方严格按相关法律、法规的规定认真执行。
监督站每月出一期简报，报送中国石油天然气集团公司质量与标准管理部、石油天然气工程质量监督总站、塔里木油田分公司基建工程处，做到问题情况公开、信息互通。
2.2 保证了监督质量的可控性质量监督工作环境的好坏，直接影响到监督执行的效果。
塔中作业区里的”胡杨”
塔中的每一滴石油里都饱含 着石油人的艰辛付出。十几年来， 来自五湖四海不同“塔龄”的大学 生，传承着艰苦奋斗精神，砥砺沙 海，高效开发了我国第一个现代化 整装沙漠 油田— —塔中4油田、我 国第一 个奥 陶系礁 滩 相 亿 吨 级油 气田 — —塔 中I号 气田、塔里木第 一 个高含硫 凝析 气田——塔中6 气田等5个油气田，在奉献油气的 同时，也为塔里木打造出一支敢打 硬仗、能打胜仗的人才队伍。
同年，任 今 明针对 塔中16 8 井 产量 超低的情况，运用水平井椭 圆体渗流理论，结合塔中实际，提 出了对塔中168井进行补孔挖潜的 方案。最初他的方案受到相关 方 面质疑，担心会使168井附近的163 井含水率上升。但在任今明的坚持 下，方案实施后不仅使该井当年增 油 1万多 吨，使 塔 中16 油田自19 9 9 年以来原油产量第一次实现回升， 而且16 3 井 的 含 水 率也下 降了很 多，该成果获得了中国石油天然气 股份有限公司技术创新三等奖。
2 0 0 5 年，任 今明承 担了“ 塔 中4油田提高采油率技术开发与应 用”课题的主要研究者，他发现塔 中4油田有三口井的含水率变化特 点相类似，于是紧抓这个现象，不 断查找 原因，终于在一大堆曲线 和数字中，找到了水平井开发特点 与注水关 系研究的钥匙，该成 果 荣获了自治区科技进步二等奖，为 塔中增加产量17万多吨，增加可采 储量183万多吨。
乐在油田井成林
有人说，在塔中这 样 的地 方 待着就是一种奉献，那么在这 里
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凝析气藏排水采气工艺技术
凝析气藏排水采气工艺技术摘要：凝析气藏是油藏与天然气藏之间重要的油气藏类型，具有压力高、温度低、含气量大等特点。
在选择凝析气藏排水采气技术时时，必须要有一套成熟可靠的工艺技术才能确保其开采效率与效益。
本文针对当前常见天然气藏排水采气技术展开研究。
关键词：凝析气藏；开排水采气；技术措施气田开发的同时，由于储气层平面非均质性和气藏平面产气井产气量非均分布等原因，可能会导致气井过早受到边水的影响、被底水或者外来水淹没。
为了保持天然气储量和采收率的长期稳定发展，必须采取一定的措施来减少水对储层的损害。
气井产出水使流入井渗流阻力及气液相管流总能量损耗明显增加。
因此，当进入井筒的天然气压力低于地层压力时，会发生气体携液流动导致气液两相界面下降，伴随着水侵的影响越来越大，气藏能量衰减，甚至由于井底积液严重，导致停产。
此外，在高含水阶段，由于储层流体性质变化及地层压力下降导致气体吸附能力降低，最终使天然气无法通过井筒产出。
1.凝析气藏的开发技术难点1.1凝析气藏资源储层的构造影响因素凝析气藏资源是低渗透的油气资源之一，从结构上看，以断层和裂缝为主、透镜体和其他因素的作用。
由于其储集层物性差、非均质性强、渗流阻力大，常规试井方法不能准确反映气藏内复杂的流动状态。
地质断裂活动可使地层发生变化，继而引起地层流体性质的变化、压力系统等产生改变，改变气藏储层埋藏条件。
不同类型油气藏由于其成因机理及藏储环境不同，对藏储层改造方式也各不相同。
一些致密砂岩储层，具有某种透镜体，对于气藏资源的分布有一定的影响，由于透镜体造型、分布及规模等方面均有不同，导致气藏开发难度大。
因此对不同类型的低渗透油气藏进行分析评价时，要结合其实际情况选择合理有效的开发方式及参数。
1.2凝析气藏资源的开发难点气井在天然情况下，产能偏低，非均质程度相对较高的储集层由于物性差异导致其产液能力不同，在开采过程中容易出现水窜现象。
由于其非均质性很强，投产以后，气井的主力储层得到很好的动用，采气速度加快，层间矛盾愈加尖锐，不能有效地调动各个储层之间产能；地层水矿化度较低，气层伤害严重。
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* 王洪松，男，工程师。
2006年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，获学士学位。
现在中国石油塔里木油田公司，从事油气田运行管理工作。
地址：新疆维吾尔自治区库尔勒市塔里木油田塔中油气开发部塔中作业区，841000。
E-mail：wanghongsong-tlm@文章编号：1004-2970（2016）03-0034-04王洪松* 张贤波 张峰 夏明明 尚浩鹏 宫景海（中国石油塔里木油田公司）王洪松等. 塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术. 石油规划设计，2016，27（3）：34～37摘要 塔中Ⅰ号气田是我国最大的碳酸盐岩酸性凝析气田，地面工程包括井口至油气处理厂的油气集输、天然气脱硫脱水脱烃、硫磺回收、凝析油处理和各种产品外输等主体工程、辅助工程和公用工程，工艺装置复杂。
介绍了塔中Ⅰ号气田油气集输工艺和油气处理工艺。
气田集输采用气液混输工艺，设置了高、低压两套集气系统，较好地适应了碳酸盐岩凝析气田压力及产量衰减较快、单井生命周期短的特点；油气处理工艺采用MDEA（甲基二乙醇胺）脱硫工艺、注醇+丙烷制冷脱水脱烃工艺和CPS（中国石油硫磺回收法）硫磺回收工艺，硫磺回收率可达99%，适合塔中碳酸盐岩凝析气田中低含硫的现状，为其他同类酸性凝析气田提供了可借鉴的经验。
关键词 酸性凝析气田；集输处理；脱硫；脱水脱烃；硫磺回收中图分类号：TE866 文献标识码：A DOI ：10.3969/j.issn.1004-2970.2016.03.009塔中Ⅰ号气田开发试验区位于塔里木盆地中部，该气田属碳酸盐岩气藏，为我国最大的奥陶系礁滩体凝析气田，于2010年9月建成投产，设计能力10×108 m 3/a，具有硫含量高、蜡含量高和凝固点高等特点。
该试验区建成了塔里木油田第一套工艺最完整的酸性气田处理系统，包括从井口至油气处理厂的油气集输、天然气脱硫脱水脱烃、硫磺回收、凝析油处理和各种产品外输等主体工程、辅助工程和公用工程，涉及专业广泛，工艺装置复杂［1］。
1 油气集输工艺技术塔中Ⅰ号气田采用多井集气与单井集气相结合的集输工艺。
对于井位分布较为密集，集输半径在3～5 km 的单井采用多井集气工艺，既降低了投资，又方便维护管理。
对于少数距离集气站较远但距离集气干线较近的单井，采用单井集气工艺，就近接入集气干线。
该气田包括塔中62井区、塔中82井区和塔中83井区共27口试采井，共设置23座单井站、4座集气站和1座油气处理厂。
设高压集气干线4条，分别为TZ62高压集气干线、TZ82高压集气干线、TZ83高压集气干线和TZ721高压集气干线；设低压集气干线1条，为TZ62低压集气干线。
高压气进处理厂压力为6.9 MPa，温度21～47 ℃；低压气进处理厂压力为1.0 MPa，温度20～50 ℃。
塔中Ⅰ号气田集输系统总体流程见图1。
图1 塔中Ⅰ号气田集输系统总体流程2 油气处理工艺技术塔中Ⅰ号气田所产油、气、水进入塔中Ⅰ号气田第一处理厂集中处理。
处理厂设计规模为天然气300×104 m 3/d，凝析油18×104t/a，硫磺39.5 t/d，处理量适应范围为60%～120%。
天然气组成见表1。
表1 塔中Ⅰ号气田天然气组分组分 摩尔含量% 组分 摩尔含量%H 2S0.84 iC 40.12 CO 2 4.91 iC 50.08 H 2O 0.08 nC 4-110.51 CH 4 89.29 N 2 2.42 C 2H 6 1.33 合计100 C 3H 80.42塔中Ⅰ号气田第一处理厂工艺装置主要包括集气装置、增压装置、脱硫装置、脱水脱烃装置、凝析油处理装置、硫磺回收装置、硫磺成型装置和酸水气提装置。
该处理厂工艺流程见图2。
2.1 集气装置集气装置用于接收高、低压集气干线气液混输来的原料天然气，并进行初步的气液分离和计量。
设有2台高压气液分离器和1台低压分离器。
高压来气进入高压气液分离器，分离出的气相前期进入脱硫装置，后期进入增压装置，液相进入凝析油闪蒸罐；低压来气进入低压气液分离器，分离出的气相进入闪蒸气重力分离器，再进入增压装置，液相进入凝析油三相分离器［2，3］。
2.2 增压装置后期气井压力降低后，高压原料气降为中压运行。
中压原料气（25 ℃，2.5～3.5 MPa）首先进入旋流过滤分离器，将其中夹带的机械杂质和液滴分离后，进入压缩机组（3用1备）增压至6.9 MPa，经空冷器冷却（≤50 ℃）后去脱硫装置。
2.3 脱硫装置原料气中H 2S 平均含量约为0.84%，需进行脱硫处理。
采用MDEA（甲基二乙醇胺）溶液脱硫工艺，处理从集气装置和增压装置来的含硫天然气和凝析油处理装置增压后的闪蒸气［4］。
2.3.1 脱硫吸收原料气在28 ℃、6.9 MPa 条件下进入脱硫装置，经旋流分离器及过滤分离器脱除气体中可能携带的固体颗粒和液滴，分离出的液体去凝析油稳定装置三相分离器。
过滤分离后的含硫天然气进入脱硫吸收塔下部，天然气自下而上与自上而下的MDEA 贫液逆流接触，气体中几乎所有的H 2S 和部分CO 2被胺液吸收脱除。
脱硫吸收塔顶出气经湿净化气分离器分液后，在6.75 MPa、41.5 ℃的条件下送往脱水脱烃装置进行处理。
2.3.2 富液闪蒸吸收了酸气的富胺液（6.8 MPa、55 ℃）从脱硫吸收塔底部调压后降至0.6 MPa 进入脱硫闪蒸塔下部罐内，闪蒸出部分溶解的烃类气体，溶液中溶解的少量凝析油被分离出来。
脱硫闪蒸塔上部内设有一段填料，闪蒸气在塔内自下而上流动与自上而下流动的贫液逆流接触，脱除闪蒸气中大部分H 2S 气体，闪蒸塔顶出来的闪蒸气至燃料气系统。
2.3.3 胺液循环再生从脱硫闪蒸塔底部出来的富液，经贫富液换热器与脱硫再生塔底来的贫液换热，温度升至97 ℃后进入脱硫再生塔自上而下流动，与塔内自下而上的蒸气逆流接触，上升蒸气气提出富液中的H 2S 和CO 2气体。
再生热量由再生塔重沸器提供。
贫液（127 ℃）自脱硫再生塔底部引出，经贫富液换热器与富液换热降至84 ℃，由贫液泵输送至贫液空冷器冷却至45 ℃。
冷却后的贫液进入溶液过滤器除去机械杂质、降解产物。
过滤后贫液部分去脱硫闪蒸塔，其余部分通过贫液循环泵输送至脱硫吸收塔，完成整个溶液系统的循环。
胺液循环再生流程见图3。
2.4 脱水脱烃装置原料气经脱硫后含有饱和水，其水露点约为图3 胺液循环再生流程图2 第一处理厂油气处理工艺流程362016年5月王洪松等：塔中Ⅰ号酸性凝析气田地面工艺技术第27卷 第3期40℃，烃露点为6～10℃，不能满足管输要求，故需进行脱水脱烃处理。
该装置采用丙烷外部制冷低温分离工艺，同时脱除天然气中的水分和重烃，采用注入乙二醇抑制剂的方法来防止低温条件下水合物的形成。
2.4.1 气液分离自脱硫装置来的湿净化气与MEG（乙二醇）贫液通过雾化器充分混合接触后，再与自低温分离器来的冷干气在湿净化气预冷器中进行逆流换热后温度降至-12℃，经丙烷制冷系统冷却至-22℃后进入低温分离器进行气液分离。
分离出的冷干气换热后（34℃，6.6 MPa）外输进入外部天然气管网。
2.4.2 醇烃分离从低温分离器底部分离出来的醇烃混合液降压至1.0 MPa后，与从MEG重沸器底部来的MEG贫液在贫液—醇烃液换热器中进行换热后进入醇烃液加热器，以热载体（导热油）加热至50℃后进入三相分离器进行分离。
三相分离器顶部出来的闪蒸气进入燃料气系统，底部分离出的MEG富液去乙二醇再生系统，凝析油输送至凝析油储罐。
2.4.3 丙烷制冷液态丙烷在丙烷蒸发器中吸收热量变为气态，同时使原料气温度由-12℃降至-22℃。
气态丙烷进 入丙烷压缩机，压力从0.01 MPa升至1.14 MPa，温度从-27℃升至55℃，经空冷器冷却凝为液态后进入丙烷储罐，节流降压至0.3 MPa后进入经济器分离为气液两相，气体返回压缩机入口，液体则进一步节流降压至0.01 MPa进入蒸发器，从而完成整个制冷过程的循环。
2.4.4 乙二醇循环再生从三相分离器分离出来的MEG富液（50℃，1.0 MPa）依次进入机械预过滤器、活性炭过滤器和机械后过滤器，以除去富液中夹带的杂质。
过滤后的富液进入再生塔顶部换热器，加热至75℃进入再生塔再生。
再生塔填料段顶部出来的蒸气（101℃，0.1 MPa）经过塔顶换热器与富液换热后，冷凝水作为回流液，未冷凝的水蒸气经管道输送至硫磺回收装置焚烧炉焚烧。
塔底富液（约117℃）进入再生塔底重沸器，加热产生的蒸气（124℃）沿再生塔向上流动，与顶部进入的富液逆流接触进行传热传质。
从重沸器出来的贫液进入贫液—醇烃液换热器，冷却至40℃后进入贫液缓冲罐，通过注入泵注入湿净化气中。
乙二醇再生流程见图4。
2.5 凝析油处理装置该装置主要目的是控制凝析油的H2S含量，防止含硫凝析油对外输管道造成腐蚀。
同时，为了避免含硫气田水对水处理装置的腐蚀，设置气田水处理系统。
通过三相分离器对油、气、水进行分离，采用气提工艺脱除凝析油和气田水中的H2S。
凝析油处理装置工艺流程见图5。
自集气装置高压气液分离器来的含水凝析油进入凝析油闪蒸罐，分离出来的含水凝析油加入破乳剂后进入一级凝析油加热器，加热至50℃；自集气装置低压气液分离器来的含水凝析油与一级加热器来的含水凝析油混合，进入凝析油三相分离器，分离出来的凝析油进入二级加热器，加热至55℃后进入凝析油气提塔脱除H2S，塔底凝析油进入凝析油缓冲罐后，经凝析油外输泵增压外输至塔-轮输气管道（塔河—轮南）。
凝析油三相分离器分离出的气田水进入气田水气提塔脱除H2S后，进入污水处理装置进一步处理。
2.6 硫磺回收装置硫磺回收工艺采用CPS（中国石油硫磺回收法）图4 乙二醇再生流程第27卷 第3期石 油 规 划 设 计2016年5月 37工艺。
该工艺操作弹性大，为30%～100%，适用于10～200 t/d的硫磺回收装置，设计硫回收率为99%，产品为液态硫磺。
设有1套尾气焚烧炉—烟囱排放系统，SO2正常排放量约为33 kg/h，通过80 m高烟囱排放，符合环保要求。
该装置主要包括进料系统、供风系统、热反应段、催化段和自流系统［5，6］。
液硫池包括1个鼓泡段和1个储存段，且能进行池内脱气。
液硫经两级鼓泡器充分鼓泡后进入储存段，部分往返循环于鼓泡段和储存段之间以实现充分鼓泡。
在池内存储硫磺时，由于鼓泡器的影响且液硫池的操作温度已达到平衡，聚合硫化物会发生分解，此时液硫中的H2S会发生溶解，并还原成气相。
溶解的H2S在转化为气态后被蒸气喷射器送入尾气焚烧炉。
液硫泵将液硫输送至硫磺成型装置。
2.7 硫磺成型装置该装置采用钢带造粒工艺，即，将液硫滴落到钢带上冷却固化，生产直径3.0～6.0 mm，厚1～2 mm 的半球形固体硫磺。