密闭装车改造在塔里木油田的成功应用

塔里木的牙哈凝析气田是目前已投入开发的全国最大的整装高压凝析气田，其凝析油产品全部通过牙哈装车站外运。牙哈装车站于2000年建成投用，由于凝析油产品在国内没有相关的质量标准，在建设牙哈装车站时参照一般原油品质标准，凝析油装车一直采用敞口喷溅式装车。     

雅克拉集气处理站凝析油水洗脱盐工艺技术

受地层水矿化度和原油稳定工艺影响,许多凝析油稳定装置均不同程度存在结盐和盐堵问题,甚至严重影响装置的安全运行。介绍了雅克拉集气处理站凝析油稳定系统的脱盐工艺。通过对水洗脱盐工艺和电脱盐工艺方案比选后,综合考虑脱盐效果、技术指标、工程造价以及后期运行成本等因素,雅克拉集气处理站采用了二级水洗沉降脱盐方案。实现了凝析油稳定系统全过程不加水、不加药、不盐堵的目标,装置日增轻烃产量20t/d,降低了运行成本,对类似装置具有一定的参考价值。     

长庆油田苏里格气田凝析油稳定装置HAZOP分析

苏里格气田凝析油稳定装置运行一年来,装置在运行过程中流量、温度、压力、液位与设计值出现偏差,使得装置未能100％满负荷运行。系统地将投入运行的凝析油稳定装置进行危险和可操作性HAZOP分析,通过将凝析油稳定装置划分5个节点,对影响装置的偏差（流量、温度、压力、液位）进行具体分析,找出了影响装置正常操作的客观因素,排查了安全隐患,并有针对性地提出解决方案。该分析方法在苏里格气田凝析油稳定装置中的应用结果表明：HAZOP分析后所采取的措施,不但解决了装置中存在的问题,使得运行参数与设计参数相吻合,起到了“纠偏”效果,而且优化了运行参数,确保了装置安全、平稳、高效运行。     

加氢装置高压空冷器系统管道的腐蚀

高压空冷器系统管道材料的腐蚀问题已成为加氢装置安全稳定运行的不稳定因素,主要有氢腐蚀、湿H_2S损伤、铵盐结晶导致管道堵塞和垢下腐蚀等。系统地探讨了加氢裂化装置高压空冷器上下游管道腐蚀发生的原因和机理,并结合多套装置现场运行经验,以期对该系统管道的材料设计提供一些合适的建议。     

凝析油稳定装置运行评述及操作优化

中亚某天然气净化厂凝析油稳定装置多次出现物料乳化堵塞系统和外排气田水的H2S含量超标、稳定凝析油机械杂质超标等情况,严重影响装置正常运行。针对上述问题,从工艺和设备方面进行了分析,提出装置流程及操作的优化方案,装置优化后运行情况良好。     

牙哈5凝析气藏开发方式优化

凝析气藏作为一种特殊的油气藏类型,由于特殊的流体相态特征决定了其开发难度要比一般油气藏复杂得多,开发中不仅要考虑天然气的采出程度,而且还要兼顾凝析油的采出程度.牙哈5气藏为富含凝析油气藏,通过组分数值模拟对不同的开采方式进行对比,得出采用衰竭、注水和注气3种开采方式的开发效果.注水和注气是为了保持地层压力,防止凝析油在地层内大量析出,从而提高凝析油的采收率.对比研究表明,注水和注气开采牙哈5凝析气田要优于衰竭式开采.对注水和注气两种开采方式而言,由于牙哈5气田储层自身的特点,在提高凝析油采出程度方面注气开采方式又要优于注水开采方式.预测结果表明,采用大井距注气开发方式对于延缓气窜可以起到一定作用,从而有利于提高注气效率,增加凝析油采出程度.     

原油蒸馏装置掺炼凝析油的实践经验

凝析油中石脑油组分含量远大于常规原油，原油蒸馏装置掺炼凝析油可为重整装置或乙烯装置提供更多原料，提高经济效益。凝析油的酸值和硫含量一般较低，密度较低，掺炼凝析油对原油蒸馏装置的稳定运行和防腐蚀有一定干扰和技术风险，需要依据设计特性和实际运行情况灵活处置。文章对某原油蒸馏装置掺炼海洋凝析油进行了可行性评估，对实际掺炼过程存在的难点进行了分析。     

苏里格气田凝析油稳定工艺及橇装化研究

气田在开采过程中,伴有大量的天然气凝液,凝析油在储存和运输过程中,会造成油气挥发损失和环境危害。通过对苏里格气田凝析油组分的分析研究,提出了凝析油稳定的工艺方案,采用HYSYS软件对流程进行模拟计算,优选450kPa压力下蒸馏比较经济合理。目前凝析油稳定橇已在苏里格第三天然气处理厂顺利投产,经过现场运行表明：该装置集成化高、能耗低,在国内属于首台橇装式凝析油稳定装置,在国内其它油气田具有一定的推广价值。     

浅谈牙哈凝析气田集输工艺技术

介绍牙哈凝析气田集输总流程,包括凝析气集输、单井油气计量、气体处理、凝析油稳定、产品储运与外输、乙二醇回收及加注、循环注气等分流程。阐述该流程的特点,以及采用这个流程的凝析气田的条件和产生的经济效益。叙述采用的新工艺、新技术、新设备及节能措施和能量利用的情况,提出急需研究解决的问题。     

水平井在凝析气田开发中的应用及效果评价

塔里木盆地牙哈凝析气田是目前我国已投入开发的最大的整装凝析气田。凝析气藏是一种特殊和复杂的气藏,在开采过程中凝析油气体系在地层中的渗流伴随着复杂的相变,当地层流压低于露点压力时,凝析气藏会发生反凝析现象,凝析油在地层中析出,这既污染了产层,又降低了凝析油最终采收率,因此凝析气藏开发难度大、技术含量高。根据牙哈凝析气藏地质特征,在应用现代油藏工程和数值模拟技术分析论证基础上,采用水平井开发高温高压的凝析气藏。开发动态跟踪研究表明,水平井对深层和块状底水、凝析油含量高、地露压差小以及采用循环注气开发的凝析气藏具有很好的适应性,开发效果较好,经济效益明显。     

板桥凝析油气田排液采气工艺技术研究及其应用

板桥凝析油气田地质构造复杂,多为小断块单井构造,井型多为斜深井，已进入开发后期，地层压力降幅大，且普遍存在地层反凝析堵塞以及水驱气藏边底水推进导致的地层严重水锁，井筒严重积液已成为气藏提前废弃的主要原因，并导致最终采收率偏低。文章系统地评价了板桥凝析油气田现有的排液采气技术，筛选了适合板桥凝析油气田以小泵深抽为主的排液采气技术，着重探讨了超深泵挂配套技术中杆柱组合的可靠性和高气液比工况下提高泵效的配套井下工具和配套抽油机工作制度，并针对板桥凝析油气田的实际情况对设计方法和施工工艺进行了探讨，对现场实施情况进行了评价分析。     

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目前，标准的PVT筒中的凝析气定容衰竭实验都是在空筒内完成的，没有考虑多孔介质的影响，这与实际情况相差甚远。文章采用富含凝析油型真实凝析气体系分别在PVT筒和长岩心中进行衰竭实验，表明多孔介质中凝析油采收率比PVT中高约1倍，天然气采收率和PVT筒中测试相比差别不大。此外，还开展了真实凝析油气相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，发现二者差别很大，经过进一步的分析，表明造成凝析油采收率差别的主要原因是凝析油气相渗曲线的差别。研究还发现凝析气藏凝析油采收率有速度敏感性，衰竭速度快有利于提高凝析油采收率；常规PVT筒测试的凝析油采收率不能用于开发评价，在开发方案及动态分析数值模拟中，使用平衡凝析油气相渗曲线对多孔介质中凝析油采收率预测更为可靠。     

川中八角场构造大安寨段凝析气藏形成机制再认识

八角场构造下侏罗统大安寨段凝析气藏是四川盆地中部地区目前发现的唯一规模较大的凝析气藏,研究其成藏机制对认识整个川中该段的成藏特征具有一定的指导意义。为此,根据天然气及原油的碳同位素特征,分析了大安寨段的油气成因;结合地震资料解释成果上断裂的展布以及大安寨段油气的分布特征,指出了八角场构造大安寨段凝析气藏的形成机制,进而探讨了天然气对大安寨段油气富集的影响。结果表明：①该构造靠近断裂的井,其天然气、原油的碳同位素值以及凝析油的轻烃特征异常,明显存在来自下部上三叠统须家河组天然气的侵入;②断裂的分布及规模控制着下部须家河组天然气混入的规模,大安寨段之所以能形成凝析气藏,在于存在断穿须家河组烃源岩与大安寨段储层的断裂,使须家河组天然气得以大量侵入,从而改变了大安寨段油藏的原始气油比,形成气侵型凝析气藏;③邻近的金华构造断裂规模较小,天然气侵入较少,仅在局部形成高气油比的油气井,而未形成凝析气藏;④天然气是川中大安寨段致密储层中石油运聚的主要动力,影响着低幅度无水致密储层中石油的富集程度及油井的产能。     

不同类型凝析气藏在低渗多孔 介质中的相态及采收率研究

用凝析油含量不同的凝析气分别在PVT筒和长岩心中进行了衰竭实验,并应用超声波测试技术测试了其饱和度以及高温、高压平衡凝析油气相渗曲线和常温、低压常规油气相渗曲线.实验表明,凝析油含量高的凝析气在多孔介质中凝析油的采收率比PVT筒中约高1倍.采用不同相渗曲线及CMG数值模拟软件对长岩心衰竭实验中凝析油的采收率进行了预测,结果表明,造成凝析油采收率差别的主要原因是界面张力导致凝析油气相渗曲线的差别.在数值模拟中,应当使用真实相渗曲线.对于含凝析油低的凝析气藏,多孔介质中定容衰竭凝析油饱和度远高于PVT筒中凝析油采收率,多孔介质中蒸发现象不明显.凝析油饱和度达到最大值后,随压力的降低不再变化,这表明低渗凝析气藏中尽管凝析油含量低,其污染仍然存在,不能忽视.     

凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存形态

为了研究凝析气藏开发过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,开展碎屑岩储层多孔介质和碳酸盐岩储层缝洞介质凝析气藏压力衰竭实验,对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描,并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割,得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态,通过图像处理和计算结果分析,对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。研究表明:在碎屑岩储层多孔介质内,衰竭过程中形成的凝析油主要以单孔状态和油膜状态赋存(占比超过90%),多孔状油占比很少,没有网络状油,整体来说,油相高度分散在孔隙和喉道中;而在碳酸盐岩储层缝洞介质内,压力衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%),油相分布相对集中,网络状和多孔状凝析油通过油膜连接,压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。本研究为凝析气藏开发方案制定和提高凝析气藏采收率提供了理论支撑。     

含凝析油气井试油方法探索

含凝析油的气井流体相态变化复杂,导致试油难度增大,提高凝析气藏中凝析油采收率是开发追求的主要目标之一。采取适当的试油方法,搞清地层是否存在凝析油尤为重要。通过对含凝析油的气井试油方法探讨,认为此类井应该放大油嘴降低流压求产,确保凝析油产出。经过实际验证,方法可行。     

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对凝析气藏开发动态和经济效益的正确预测需要正确模拟这类气藏的液态和相态。模拟流态最重要的是获取有代表性的凝析油气相对渗透率曲线，它是数模和试井分析中最常用的基础曲线，目前通常采用模拟油和模拟气相渗曲线来替代凝析油气相渗曲线。但低界面张力的传统油气在多孔介质中的流动规律并不同于凝析油气的流动规律，凝析油气物性非常接近，凝析油在水与凝析气之间形成一个水动力连续的夹膜，它随着凝析气一起流动。同时多孔介质特性、原生水、润湿性、重力、界面张力、粘滞力、流速等因素对凝析油气流动规律的影响作用也不同于对传统油气流动的影响作用。由于微观渗流规律不同，凝析油气相对渗透率的变化规律不同于传统油气相渗，不能用低界面张力油气体系相渗来代替凝析油气相渗，进而确定了实验实测相渗曲线的重要性和今后的研究方向。     

全球凝析油资源潜力与勘探领域

凝析油是指从凝析气田的天然气中凝析出来的液态组分,其开发经济性高。"十三五"（2016—2020年）规划期间,以成藏组合为单元,采用常规、非常规油气资源评价方法,自主评价了全球不同级次的常规凝析油可采资源量和富含凝析油的页岩油技术可采资源量,明确了不同类型凝析油的潜力与分布。研究表明,全球常规凝析油可采资源总量为534.9×10⁸t,截至2020年底累计产出55.4×10⁸t,凝析油剩余2P可采储量为174.6×10⁸t,待发现可采资源量为241.8×10⁸t,已发现凝析油的可采储量增长量为63.1×10⁸t。全球凝析油具有广泛分布、集中富集的特点。近10年凝析油勘探新发现向深层和深水区延伸。页岩油藏是重要的凝析油储量增长点,自主评价全球页岩油技术可采资源量为738×10⁸t,预测与其伴生的凝析油可采资源量为（140~192）×10⁸t。评价结果表明全球凝析油可采资源丰富,为未来常规凝析油和页岩油勘探领域指明了方向。     

降压开采过程中凝析油气相渗实验研究

目前凝析油气相渗曲线实验测试方法有常规模拟油气替代测试和真实平衡凝析油气测试两种，国内外还没有测量凝析气藏在降压开采过程中凝析油气相渗曲线的相关报道。文章给出了降压相渗实验测试方法，选用Q69-5井的平衡凝析油气和真实岩样进行了平衡凝析油气相渗曲线、降压相渗曲线和常规油气相渗曲线测试，并对３种相渗曲线进行了对比研究。研究结果表明：①降压相渗测试和岩心衰竭实验测试得到的凝析油饱和度具有相同的变化趋势，但前者的数值低于后者；②降压相渗实验测试过程中，凝析油开始析出后出现凝析油饱和度急剧上升和平衡气相相对渗透率急剧下降的现象，当压力降至最大反凝析压力后，凝析气的蒸发作用和平衡气驱作用可使近井地带的渗透性得到部分恢复；③降压相渗曲线比常规油气相渗曲线和平衡凝析油气相渗曲线明显向右偏移，其气相相对渗透率比常规测试和平衡油气测试得到的气相相对渗透率要高。     

低渗多孔介质低含凝析油型凝析气衰竭开发饱和度研究

常规PVT筒衰竭中没有考虑多孔介质和束缚水的影响，文章采用超声波测饱和度测试技术，对桥白低渗低含凝析油型凝析气藏在衰竭开采中凝析油饱和度变化进行测试。实验研究表明，在岩心中随压力降低凝析油饱和度增大,但凝析油饱和度未能达到临界流动值，而在PVT筒中衰竭, 露点压力以下凝析油饱和度值是先增加后降低；３块实验岩心中最大油饱和度均比PVT中最大油饱和度大；无束缚水岩心的凝析油饱和度比有束缚水岩心中的凝析油饱和度大得多；在衰竭开发中，多孔介质、束缚水对凝析油饱和度的影响不容忽视。