凝析油汽柴油收率分析

技能认证气体净化工专业考试(习题卷22)第1部分：单项选择题，共32题，每题只有一个正确答案,多选或少选均不得分。

1.[单选题]对因人为原因造成的（ ），必须依法追究责任者的法律责任，以示警戒和教育的作用。

A)意外损失B)自然灾害C)责任事故答案:B解析:2.[单选题]K005压力升高，对甲醇的热再生的影响（ ）A)不利于甲醇的再生B)有利于甲醇的再生C)再生效果不变答案:A解析:3.[单选题]下列安全泄放装置中开启排放后可自行关闭,容器和装置可以继续使用的是()。

A)安全阀B)爆破片C)易熔塞答案:A解析:4.[单选题]低温甲醇洗导气前喷淋甲醇和气提氮的投用（ ）小时A)1B)0.5C)不需要答案:B解析:5.[单选题]下列哪个不是生产过程中的危险因素( )A)物理性危险因素、B)化学性危险因素C)生物性危险因素D)人为因素答案:A解析:6.[单选题]三相分离器、凝析油稳定塔、塔底重沸器的内外部构件材质一般选择( )。

A)玻璃钢材质B)碳钢材质C)塑料材质D)不锈钢材质7.[单选题]BA002 脱硫脱碳单元活性炭过滤器内活性炭、瓷球装填方式为( )。

A)左右交叉分层装填B)上下交叉分层装填C)无序混合装填D)只装填活性炭答案:B解析:8.[单选题]BC002 分子筛脱水单元再生气压缩机启运时， 确认压缩机内部压力( )。

A)达到正常工作压力B)为零C)为负压D)保持恒定答案:B解析:9.[单选题]BJ001 下列不属于水垢清除方法的是( )。

A)蒸汽吹垢B)人工除垢C)机械除垢D)化学除垢答案:A解析:10.[单选题]AC012 下列不属于 ESD 系统采取冗余逻辑表决方式组成系统的是( )。

A)采集单元B)输入单元C)逻辑结构单元D)输出单元答案:A解析:11.[单选题]硫黄回收单元余热锅炉一般设置( )安全阀。

A)1B)2C)3D)4答案:B解析:12.[单选题]化工过程一般不包含( )。

xxxxxx凝析油评价前言伊朗－南帕斯凝析油室温下为浅黄褐色流动液体，原油在EuroDist实沸点蒸馏仪上切割。

1评价结果1.1xxxx原油性质及实沸点收率xxxx原油密度743.2kg/m3，酸值较低0.05mgKOH/g，含盐24mgNaCl/L,凝固点-20℃，硫含量0.249%，金属镍、钒含量较低分别为＜0.07mg/kg和0.14mg/kg，有机氯＜2 mg/kg，特性因数K为11.4,属低硫轻质环烷基原油。

南帕斯原油15℃～180℃石脑油馏分收率60.52%，<300℃总拔出率92.94%。

与2004年评价的南帕斯原油相比，原油性质变化不大，原油密度略有降低，<300℃实沸点收率略有增加。

xxxx原油性质和实沸点收率见表1。

1.2原油直馏馏分性质15℃～180℃石脑油馏分收率为60.52%，酸度0.45mgKOH/100ml，氯含量0.6mg/kg，汞含量9.4ug/kg，硫含量0.260%，硫醇硫无法分析，腐蚀不合格，组成数据中环烷烃+芳烃含量35.83%，xx潜含量28.33%，含氧化物为＜10mg/kg。

可作为重整原料。

140～240℃航煤馏分收率为32.99%，冰点<-55℃，硫含量为0.188%，酸度为0.56mgKOH/100ml,实际胶质1mg/100ml,烟点为25.3mm，芳烃为16.2％（V），腐蚀不合格。

因此，南帕斯原油140～240℃馏分精制后可生产3#喷气燃料。

南帕斯原油200～300℃柴油馏分收率为24.49%，凝固点<-15℃，硫含量为0.167%，氮含量2ppm，十六烷指数为53.9，实际胶质含量2mg/100ml，腐蚀不合格，酸度为1.1 mgKOH/100ml，闪点为91℃。

>300℃馏分收率为6.86%，密度854.5kg/m3，硫含量0.352%，金属数据中镍含量0.88mg/kg，钒含量1.56mg/kg，钠含量0.77mg/kg，残炭0.17%。

天然气输送过程中凝析油形成机理研究
叶喆
【期刊名称】《煤气与热力》
【年(卷),期】2016(036)010
【摘要】气相色谱在线分析与气相色谱-质谱离线分析两种分析方法相结合,对管输天然气组成和凝析油组成进行定性定量分析,再利用HYSYS软件中的Peng-Robinson方程得出管输天然气的气液平衡相图,分析管道输送过程中凝析油的形成机理.管输天然气中存在高沸点组分是凝析油产生的主要原因,并受温度、压力的影响.讨论实际运行数据与模拟数据的区别,提出天然气凝析油的防范措施.
【总页数】5页(P32-36)
【作者】叶喆
【作者单位】浙江浙能天然气运行有限公司,浙江杭州310052
【正文语种】中文
【中图分类】TE832
【相关文献】
1.高压天然气输送管道断裂过程中气体减压波速的计算 [J], 陈福来;帅健;冯耀荣;庄传晶
2.降压开采过程中凝析油气相渗实验研究 [J], 毕建霞;戚志林;郭平;孙雷;王寿平
3.天然气输送过程中的硫化物应力腐蚀 [J], 张何林
4.凝析油及其伴生气在运移过程中分异的研究——凝析油运移热模拟生气实验研究
[J], 史继扬;向明菊;洪紫青
5.天然气输送过程中的输差计算及其控制 [J], 张连友
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汽柴液收率下降原因分析及应对措施摘要：近期我装置汽柴液的总收率下降近2个百分点，本文就此问题做了具体分析，最终确定是催化剂重金属中毒的缘故，后经调整催化剂配方，并大量置换中毒催化剂使得汽柴液总收率达到原来的水平。

关键词：重油催化裂化轻质油收率催化剂重金属中毒1 概述榆林炼油厂180万t/年催化裂化装置，采用先进的MIP降烯烃工艺技术，自2011年6月份开车以来，正常生产后的汽柴液的平均收率可达84.5%，自从2012年11月份以来，汽柴液总收率出现了大幅度的下降，如表1所示。

1.1 分析产品分布从表1可以看出，产品汽油、柴油、液化气的分布发生了较大的变化，汽油呈现出逐渐下降的趋势，最大下降了约1.7个百分点，柴油的选择性也降低了将近0.9个百分点，液化气的产率变化不大。

1.2 分析收率变化从汽柴液总收率的变化曲线得知，汽柴液总收率出现了大幅的下滑，从84.64%降至82.44%，降低了1.8个百分点，如图1。

1.3 分析生焦变化从图2可以看出，反应生焦量明显增大，从7.5%升高到10.35%。

催化装置轻质油的收率代表了炼油厂的可观效益，汽柴液收率的下降就降低了我厂的经济效益。

2 原因分析及调整过程2.1 催化原料油残炭升高从图3的曲线可以得知，近几个月来，原料油残炭逐渐升高，从原来的5.22%增大到6.2%，根据原料油残炭的40%～80%可以转变为生焦量[2]，目的产品汽柴液的收率至少损失0.39%～0.78%，但是汽柴液收率的降低不止这么多，故原料油残炭升高只是一个方面的原因，但并不是主要原因。

此外，如图4所示：从原料油Fe含量的大幅度变化来分析，Fe 含量的增大可能会对加大对催化剂的毒害，从而导致催化剂中毒，致使催化剂的平衡活性降低，最终导致轻质油收率的大幅下降。

采取措施：一是通过重点排查对原油的一脱四注来降低渣油的Fe含量；二是严格常压塔的操作来降低渣油的残炭，共同稳定常压渣油的性质。

2.2 油浆外甩量的加大由于装置加工量任务繁重，实际加工量达到了设计值的112.0%，分馏系统取热负荷大，分馏塔底温度超高（大于350?℃），油浆系统结焦现象明显，故加大了油浆外甩量，如图5：2012年底控制油浆外甩大于3.0%，油浆外甩量加大致使汽柴液收率下降的损失约为0.5%。

凝析油凝析油（gas condensate）是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液相组分。

天然气中部分较重的烃类在油层的高温、高压条件下呈蒸气状态，采气时由于压力和温度降低到地面条件，这些较重的烃类从天然气中凝析而出，成为轻质油（称凝析油）。

凝析油的主要成分是 C5～C8烃类的混合物，并含有少量大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质，它的馏分多在20℃～200℃，比重小于0.78，其重质烃类和非烃组分的含量比原油低，挥发性好。

凝析油可直接用作燃料，并且是炼油工业的优质原料，通常石脑油收率在60%～80%、柴油收率在20%～40%，API度在50以上。

凝析油可分为石蜡基、中间基和环烷基3种类型。

石蜡基凝析油适合生产乙烯裂解料，中间基、环烷基凝析油可作为芳烃重整料。

澳大利亚的LAMINARIA、印度尼西亚的BON-TANG、BRC等属于石蜡基型，澳大利亚的西北大陆架凝析油（NWS）、印度尼西亚的SENIPAH、HANDIL 属于中间基、环烷基型。

全球供需呈上升趋势目前全球已发现的凝析油气田超过12200多个，主要分布于美国、俄罗斯、澳大利亚、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦及中东和亚太地区。

2005年全球凝析油生产能力约670万桶/d，预计到2010年将达到873.5万桶/d。

中东及亚太地区是世界凝析油的主要生产和消费地区。

近年来，中东地区产量不断提高，成为凝析油的主要生产基地，其中波斯湾地区凝析油产量增长最快，特别是沙特、卡塔尔和伊朗。

目前波斯湾地区已有大量凝析油分离装置投产，2004年凝析油加工能力已达123万桶/d，2008年将增至176万桶/d，2011年将达到300万桶/d，这将使苏伊士以东地区占世界凝析油加工能力的比例从2004年的60%增至2011年的70%以上。

波斯湾地区凝析油生产能力的快速提高，主要是因为该地区许多国家积极推进天然气资源的开发；其次，凝析油装置投资较少，建设周期短；第三，将凝析油分离与现有的炼厂整合，可提高轻、中馏分的产量。

重庆科技学院《油气集输工程》课程设计报告学院: 石油与天然气工程学院专业班级: 储运学生姓名:学号:设计地点（单位）_____ 石油与安全科技大楼K713 ___设计题目: ____某低温集气站工艺设计——凝析油回收量的计算完成日期： 20 年 6 月 28 日指导教师评语: _______________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________ _____________________________________ __________ _成绩（五级记分制）: ____________________________指导教师（签字）: ________摘要开采每立方米凝析气井气时，得到的凝析油量可多达数百克；油田伴生气和天然气中可得凝析油量较少，一般每立方米气只有几十克。

NGL是石油化工和石油精细化工的重要原料，如用作生产乙烯的原料，无论是经济方面，还是技术方面都优于其他原料；NGL作为燃料，不仅热值高，而且燃烧无污染。

NGL还可以加工成各种溶剂、试剂。

本课程设计说明书主要是关于某低温集气站的工艺设计中凝析油回收量的计算，根据所给的课题条件和其他同学的相关设计，可以获取物料在节流阀前的温度和压力以及通过分离器后的温度和压力。

整个计算过程中需要根据蒸汽压、气液平衡两相定律、平衡气化，以及利用泡点和露点方程式校验此混合物在冷却前后均是气液两相状态，最后根据物料平衡方程用试算法求得凝析油回收量。

关键词：凝析油石油化工计算回收量目录1引言 (3)2工艺方案设计 (4)3设计物性参数及分析 (5)3.1 原料气基础资料 (5)3.2 凝析油回收计算所需参数 (5)4凝析油回收量相关理论及计算公式 (6)4.1 蒸汽压 (6)4.2气液两相平衡定律 (6)4.3 泡点 (6)4.4 露点 (7)4.5 闪蒸-平衡汽化 (7)5天然气凝析油回收量计算 (9)5.1 气体参数及组成 (9)5.2凝析油回收量计算过程 (9)5.2.1 11.5MPa和16.5℃条件下露点校验 (9)5.2.2 8.5MPa和8.5℃条件下泡点校验 (10)5.2.3 凝析油含量计算 (11)5.3 第二次节流后凝析油回收量 (12)6结论 (13)参考文献 (14)1引言从井中出来的天然气（包括气田气，油田伴生气）是多组分烃类混合物。

521 前言柴油中的蜡(waxy)组分是溶解性最差的组分之一；在冬季或严寒地区， 随着温度降低， 柴油中大分子物质将以石蜡晶体的形式凝固， 柴油的流动性能会变差， 这不仅阻碍运输和贮存， 更会使柴油机无法得到高效甚至基本的工作，若在柴油中添加适量柴油降凝剂后， 凝点 (SP) 与冷滤点 (CFPP) 都会相应的降低， 流动性将得到相应改善[1]。

数据表明，每降低2℃的冷滤点，柴油的收率可能会提高1%。

很明显，这对于炼厂有着非常显著的经济价值。

2 降凝剂试验效果分析分别选取了具有代表性的三种降凝剂试验，分别是深圳广昌达7669、深圳广昌达9010、苏州纳尔科5375A。

2.1 深圳广昌达7669型柴油降凝剂试验情况对G106罐柴油（冷滤点+5）采样在实验室加剂分析，冷滤点降低3~5℃。

之后又对2月19日的成品柴油存样加剂分析，冷滤点降低9℃（由+4降至-5）。

柴油馏程和冷滤点试验结果见表1。

结果与原来在实验室试验结果一致。

通过表1柴油馏程对比，目前柴油生产情况与以前在原料组分、性质上的不同之处主要是柴油的95%点或终馏点偏低（冷滤点本身也低），柴油馏程变窄，加氢精制后的柴油密度变大，颜色明显偏深。

追溯其原料性质主要有以下两方面的变化：（1）加氢装置进料中有约25吨/小时的减一油，直接进加氢精制，其馏程较窄，密度较大，影响了柴油馏程和密度，其冷滤点低。

（2）重油裂解装置掺炼40吨/小时的勃中原油。

针对以上油性的变化，分别进行了以下不同情况下降凝剂的感受性实验。

2.1.1 勃中原油的感受性实验（1）通过勃中原油评价可知，勃中原油属于中质石蜡基原油，其柴油组分中凝点和冷滤点都较高，实验室对勃中原油柴油馏分进行了切割（180～360℃），分析其冷滤点为+15℃，加入7669型降凝剂300 PPm后，其冷滤点为+14℃，说明7669型降凝剂对勃中原油柴油馏分感受性较差。

（2）在以上基础上用勃中原油柴油馏分与2月19日感受性较好的柴油按照1：9和2：8（体积比）混合实验，在加入7669型降凝剂300 PPm后，冷滤点降低幅度在3～5℃，说明加入勃中原油柴油馏分后，降凝剂对混合柴油感受性降低。

凝析气藏黑油产量劈分方法傅英;王惠芝;王书彬【摘要】在凝析气藏衰竭开发过程中,往往需要将黑油与凝析油产量进行劈分.对现场常用的两种黑油产量劈分方法(原油密度法与气油比法)的原理及计算方法进行了描述,并通过应用实例对两种方法进行对比分析,结果表明,原油密度法简单快捷,所需计算参数易获取,且计算结果较为准确.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)004【总页数】3页(P65-67)【关键词】凝析气藏;油侵;产量劈分;原油密度;气油比【作者】傅英;王惠芝;王书彬【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院,天津塘沽300452;中海石油能源发展采油技术服务公司【正文语种】中文【中图分类】TE313凝析气藏衰竭开发过程中，受地层能量衰竭以及生产压差等多因素影响，黑油从油环区向气区侵入［1］、锥进并突破至井底后以混合物形式与凝析油一起产出至地面。

在气藏生产管理工作中，往往需要将黑油与凝析油产量劈分开来，如油气藏生产开发指标评价、油气藏动态储量计算等。

一般而言，对于凝析油含量高于200 g／m3的凝析气藏，衰竭开发天然气采收率在60%～80%，凝析油采收率在20%～45%；保压开采天然气采收率能达到95%以上，凝析油采收率可以达到50%～80%［2－4］。

无论何种方式开发，凝析油采收率均较天然气采收率低。

对于黑油突破的气藏，如不对黑油产量进行劈分，就会导致凝析油采收率偏高。

以锦州20－2中断块异常高压凝析气藏为例，在气藏开采早期阶段，天然气采出程度12.0%时，凝析油采收率为8.0%；在开采中后期，黑油锥进突破，油水干扰较严重，气藏采出程度为31.4%时，在不劈分黑油产出情况下，计算凝析油采出程度达33.6%，高于天然气采出程度，不符合气藏开发规律。

此外，在进行气藏动态储量计算时，需要将凝析油折回到地层状态下的凝析气量，若不进行黑油劈分，就会使得折算气量偏大，进而导致动态储量偏大。

凝析气田油气处理工艺研究作者：覃敏来源：《环球市场信息导报》2018年第14期凝析气田气藏性质、开采及处理工艺复杂。

凝析气田油气处理厂的工艺装置是由天然气和凝析油处理装置及相关配套装置组成的生产系统，其能耗水平主要由处理工艺方案及工艺流程、工艺设备效率、运行参数、管理水平等因素决定。

本文分析油气处理工艺的现状及适应性，研究现有油气处理工艺、设备运行及系统能耗存在的主要问题；并对迪那2凝析气田做了案例分析，最终得到相关性结论，为油气处理厂用能分析、能量综合利用提供技术方向。

一、凝析气田油气处理工艺概况按矿藏分类，天然气可分为气田气、油田气和凝析气田气3类。

凝析气藏是介于油藏和天然气藏之间的一种重要的油气藏类型，是一种特殊而复杂的气田。

凝析气除含有大量的甲烷、乙烷外，还含有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷及戊烷以上的烃类。

在开发过程中由于地层压力的降低会出现反凝析现象，使气藏中的重组分滞留在地层中无法采出，降低凝析油采收率。

凝析气藏的开采方式主要有衰竭式开采、保持压力开采和部分保持压力开采等。

虽然采用衰竭式开采会导致大量的液烃由于反凝析而损失在地层中，但是该种开发方式投资费用低、投资回收快，所以仍是我国凝析气藏的主要开发方式。

对于高含凝析油的大型凝析气田采用保持压力开采经济效益较好，例如我国牙哈凝析气田采用循环注气开发，经济效益非常好。

针对凝析气田井口压力较高、有压力能可利用的特点，国内凝析气田天然气处理工艺主要采用两种低温分离工艺：（1）控制外输天然气烃、水露点的低温分离工艺。

（2）回收天然气凝液的低温分离工艺。

二、控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺控制天然气烃、水露点为目标的低温分离工艺，根据凝析气田原料气的压力不同，其制冷工艺主要采用J-T阀节流制冷、膨胀机制冷、丙烷制冷。

对于国内高压凝析气田，其天然气处理主要采用节流降温、注醇防止水合物，其工艺系统组成主要由脱水脱烃、乙二醇再生、凝析油稳定、气体增压等工艺单元组成。

266凝析气顶底水油藏是一种特殊油藏，比较罕见。

这种油藏同时带有气顶和底水，并且气顶是凝析气。

这种油藏兼有底水油藏和凝析气藏的赋存特点。

国内学者目前对这种类型油藏研究较少。

陈元千教授在采收率计算方法相关文献中有所提及。

本文基于陈元千教授提出的相关理论对油田实例进行计算。

众所周知影响油气藏采收率的因素较多，通常包括驱动类型、岩石孔隙结构以及采油、采气速度等，但主要的影响因素是驱动类型。

确定采收率的方法有很多，主要方法有经验公式法、废气压力法、类比法、递减规律法、水驱曲线法等。

对于处于勘探初期的油田来说建议采用类比法以及经验公式法确定采收率。

1　油藏区块基本概况本次油藏方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。

工区面积约5.5km 2，东西宽约1858m，南北长约2980m。

凝析气顶面积约为1.831 km 2，底水面积约为2.506 km 2。

已钻5口勘探井，区域存在大断层，基础地质资料清楚。

预测该区块采收率分为凝析气顶及砂岩水驱油藏计算。

2　底水油藏采收率的确定2.1　水驱砂岩采收率经验公式经验公式一：1978年，我国著名研究者童宪章依据实践经验以及统计学理论，计算出有关水驱曲线的关系式，并且将该关系式与油气藏流体的性质和油层物性联系起来，从而计算出确定的水驱油藏采收率的经验公式。

，从而计算出确定的水驱油藏采收率的经验公式。

Er =0.227+0.113�log �Kro Krw �−log ⁡(μoμw )�（1）式中：K ro 一油的相对渗透率，小数；K rw 一水的相对渗透率，小数；μo 一地层原油粘度，mPa，s；μw 一地层水粘度，mPa·s。

经验公式二：Guthrie和Greenberger，基于eraze和Buekley的研究区域的井网密度对其采收率的影响，从相关数据资料所提供的103个油田中73个油田被完全水驱的部分水作为基础数据，利用多元回归分析方法得到了最终确定的经验公式，该公式的相关系数为0.869。

凝析油gas condensate地层中处于高压高温条件下呈超临界状态的气藏，开采到地面时，由于压力和温度都降低，发生反相冷凝（retrograde condensation）所凝析出的液体产物称凝析油，未冷凝的气体称为凝析气井气。

有时油田伴生气和湿性天然气（见天然气），由于温度降低而得到的冷凝液，也称为凝析油（见天然气化工），或称天然汽油。

开采每立方米凝析气井气时，得到的凝析油量可多达数百克；油田伴生气和天然气中可得凝析油量较少，一般每立方米气只有几十克。

不同凝析气田所得凝析油性质有所不同，但组分均较轻，大部分为300℃以前馏分，一般呈淡黄色，相对密度在0.75～0.80间。

从油田伴生气和湿性天然气中所得凝析油，根据来源及回收条件（温度及压力）不同，其组成也有所不同，主要是C4～C10烃类，为200℃以前馏分。

凝析油是管式炉裂解制取乙烯的良好原料，也可经蒸汽转化制取合成气或氢气。

凝析油经加工亦可制得轻质液体燃料。

天然凝析油凝析油简介凝析油是指从凝析气田的天然气凝析出来的液相组分，又称天然汽油。

其主要成分是C5至C8烃类的混合物，并含有少量的大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质，其馏分多在20 ℃-200 ℃之间，挥发性好，是生产溶剂油优质的原料。

凝析油的特点是在地下以气相存在，采出到池面后则呈液态。

凝析油到了地面是液态的油，在地层中却是气体，叫凝析气。

凝析气是石油在高温高压条件下溶解在天然气中形成的混合物。

凝析气藏位于地下数千米深的岩石中，开发得到的主要产品是凝析油和天然气。

我国的凝析油气田2008年3月26日，我国目前发现最大的凝析气田——迪那2气田正式开工建设。

建成后它将成为西气东输的又一主力气源，使塔里木油田向西气东输工程又有了安全、稳定供气的能力。

迪那2气田位于新疆南部的库车县和轮台县境内，由迪那1区块和迪那2区块两部分组成，累计探明天然气地质储量1752.18亿立方米，凝析油1338.9万吨。

影影响响凝凝析析油油气气藏藏采采收收率率的的主主要要因因素素高长虹（中国石化胜利石油管理局胜利采油厂，山东 东营 257051）摘 要凝析油气藏有其独特的特点，如开发方式选择不当，会在很大程度上影响采收率。

通过室由实验和实例调研发现，压力保持水平对采收率有决定性的影响，即要想使凝析油气藏获得较高采收率，就必须在开采过程中使油藏压力始终保持在饱和压力以上。

此外，地层伤害、井筒积液和水合物堵塞对凝析油气藏的采收率也有较大的影响，应采取相应措施予以克服。

主题词凝析油气田 开发 采收率 影响 油层压力凝析油气藏介于油藏和气藏之问，它既产天然气，又产凝析油，流体相态复杂多变，其地层流体组成随地层压力的变化而变化。

当凝析油气藏地层压力高于饱和压力时，地层流体为气态；当地层压力降低至低于饱和压力时，反而会从气相中凝析出凝析油，即产生层内反凝析(反转现象)。

这种现象严重影响着此类油气藏的采收率。

l 影响凝析油气藏采收率的室内实验实验中所用油为中原油田文72断块的凝析油，所用驱油用水为文72断块油藏的模拟水，所用岩心直径3.8cm．长50cm。

实验主要进行保持不同压力条件下的水驱油采收率研究。

其实验参数和结果见表1。

裹l凝析油藏在保持不同压力条件下的采收率对比从表1可以看出，实验压力对凝析油采收率有极其重要的影响，即在实验压力高于饱和压力时，可得到较高采收率。

2 凝析油气藏现场开发实例凝析油气藏的开采方式有两种，即衰竭式开采和保持压力式开采。

衰竭式开采也叫降压开采，即依靠地层的天然能量将地层内流体驱出。

这种方法会使地层压力在短期内降至饱和压力以下，产生反凝析现象。

只能获得较低的采收率，因此对于凝析油气藏是否选择衰竭式开采要特别慎重。

当然，在某些特殊情况下仍不得不采取此种方法进行开采：① 油藏的凝析气饱和压力很低；② 在保持压力开发下不经济时，只能采用衰竭式开采。

后者又包括两种情况，一是储量较小的油藏。

二是储集层条件差的油藏。

凝析气藏开发中后期注气提高采收率陈雷;罗辑;饶华文;冯信荦;康爱红;乐潇【摘要】柯克亚凝析气田目前地层压力已经大幅下降,基本接近甚至低于最大反凝析压力,使得井筒周围析出的凝析油增多,渗流阻力增大致使多井无法正常生产.通过调研类比以及室内凝析油注干气抽提相态实验和长岩心驱替实验,结合现场试注结果,评价分析凝析气藏开发中后期注气提压、提高采收率的可行性.研究表明,随注气量增加,注入气对凝析油的抽提作用明显加强,同时凝析油注气膨胀后流动性能明显改善;在地层压力高于最大反凝析压力时注气,可提高凝析油采收率10％～25％,但地层压力若低于最大反凝析压力时注气,采收率增幅十分有限.柯克亚凝析气田部分砂体封闭性好,规模有限,地层压力接近最大反凝析压力,结合矿场情况优化注采参数,采用控制注采比,注气逐步增压,可以有效避免气窜,提高气藏开发效果.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2019(040)001【总页数】5页(P98-102)【关键词】柯克亚凝析气田;凝析气藏;开发中后期;反凝析压力;注气提压;采收率【作者】陈雷;罗辑;饶华文;冯信荦;康爱红;乐潇【作者单位】中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000;中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒841000【正文语种】中文【中图分类】TE357凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊类型的烃类矿藏，随着注气工艺技术的不断发展，保压注气开发方式被越来越多地运用到凝析气田的开发中[1-2]。

保压注气开发方式的主要目的，是通过注气使地层压力保持在露点压力之上，避免反凝析现象的产生，从而最大程度地提高凝析油采收率[3-8]。

牙哈凝析油评价及利用探讨
李长明;田亮;王玫;伏妍
【期刊名称】《石油与天然气化工》
【年(卷),期】2002(031)004
【摘要】对采自塔里木油田的牙哈凝析油进行了全面物性分析和评价.结果表明,其350 ℃以前馏分收率高达72.54%.其直馏石脑油馏分的收率为29.76%,芳烃指数为21.73,裂解时乙烯收率仅为26.56%,但其芳烃收率指数为56.34,是优质的催化重整原料.牙哈凝析油直馏轻柴油馏分收率高达42.78%,其芳烃指数、特性因数分别为18.16和12.26,是优质的裂解原料,乙烯收率高达30.37%,三烯总收率为47.94%.牙哈凝析油的利用方案应为:石脑油馏分宜作催化重整原料,而轻柴油馏分宜作为裂解原料.
【总页数】4页(P178-181)
【作者】李长明;田亮;王玫;伏妍
【作者单位】中国石油兰州石化公司石油化工研究院;中国石油兰州石化公司石油化工研究院;中国石油兰州石化公司石油化工研究院;中国石油兰州石化公司石油化工研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE62
【相关文献】
1.新疆凝析油资源化工利用探讨 [J], 李吉春
2.牙哈23凝析气藏剩余凝析油分布规律 [J], 焦玉卫;李保柱;吴迪;张学磊;闫建业;谢伟
3.海南凝析油综合利用的分析评价 [J], 吴世逵;田书红;江禄森
4.牙哈凝析油的综合利用研究 [J], 宋帮勇;颜东亮;许江;杨利斌;李长明;田亮
5.低含凝析油低渗凝析气藏凝析油污染评价及解除方法实验 [J], 伍轶鸣;孙博文;汪鹏;郭平;陈思;王少飞;刘志良
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