遼河油田地面工程技術進展及發展方向*

中油遼河工程有限公司

遼河油田礦權主要分布于遼寧、內蒙古12 個市、32 個縣（旗），并于2018 年獲得柴達木盆地、隴東地區和渭河盆地部分采礦權，主要生產區域分布在人口密集區、經濟開發區、國家級濕地保護區，原油年生產能力1 000×104t，是中國最大的稠油、高凝油生產基地。遼河油區于20 世紀50 年代開始地質普查，60 年代初開始鉆井勘探，1966年在遼6 井首次獲得工業油流，1967 年組織大規模的勘探，1970 年正式投入開發，1980 年宣布遼河油田建成，1986 年原油產量突破1 000×104t，成為新中國第三大油田。到1995 年原油生產規模為1 552×104t，達到歷史最高產量。而后，由于資源接替不足、轉換方式未取得實質性進展等原因，油田產量以每年30×104～40×104t 的速度遞減。為此，通過不斷深化油田勘探，規模推進開發方式轉換，夯實了油田穩產基礎，遏制了原油產量持續遞減的被動局面，2006—2008 年連續三年原油產量穩定在1 200×104t，目前穩定在1 000×104t 水平。

1 遼河油田地面工程現狀

截至2017 年底，遼河油田所屬13 家油氣生產單位常開油氣水井1.3×104口，各類管道1.47×104km，原油聯合站31 座，脫水站2 座，轉油站371 座，計量站354 座，注水站49 座，注汽站259座，污水處理站30 座，罐容127×104m3，建成了功能完善的油田地面集輸與處理系統。

單井集油基本工藝為不加熱、加熱、摻水、摻稀集油方式，另有少量油井采用拉油、三管伴熱集輸工藝。聯合站原油處理普遍采用預脫水工藝和熱化學沉降脫水工藝，設計處理能力2 920×104t/a。污水處理系統常規工藝為調節、除油、氣浮及過濾，常規污水處理能力15.06×104t/d，深度污水處理能力10.2×104t/d。天然氣主要靠秦沈管道供氣，油田自產氣較少，約5.5×108m3/a，常規處理工藝為干法脫硫及輕烴回收。

2 主要技術進展

2.1 油氣集輸

2.1.1 并轉簡化技術

通過對集輸系統現狀分析，結合油井產液量、原油含水及黏度變化，開展區塊整體優化研究，實施聯合站降級、接轉站降級、計量站關停并轉，實現集輸系統整體優化，關停站場50%～60%，降低運行成本30%～50%。區塊運行年限長、腐蝕老化嚴重的管線，結合新井產能建設，以平臺、串接集油替代雙管摻水工藝；區塊投運時間短，管線腐蝕程度低的管線，以橇裝化計量裝置替代站內計量間；關停站場除取消計量間外，外輸泵、外輸加熱爐停運，實現無人值守。關停站場采出液輸送至保留站增壓、加熱外輸。近3 年遼河油田關停計量站56 座，降級接轉站和泵輸平臺106 座，降級聯合站1 座，年減少運行成本2 555 萬元。2019—2023 年計劃通過并轉簡化技術[1]提高站場負荷，計量站由354 座減少為116 座，計量接轉站由371 座并轉為209 座，油氣集輸系統負荷率由48%提高到62%，減少用工總量5 445 人。

2.1.2 單井冷輸技術

開展了黏溫變化機理研究，建立了適合遼河油田稠油、稀油、高凝油冷輸模型，確定相應技術參數，已應用于2 455 口油井。

集輸溫度：20～30 ℃；井口回壓：0.5～1.5 MPa；單井產量：液量＞5 m3/d；原油密度：＜0.9 g/cm3，高含水可適當放寬；集油半徑：一般500～1 300 m，最高達2 500 m。

2.1.3 小環集油（摻液、注水）技術

應用高含水稠油串接集油技術，替代放射狀雙管流程，集輸溫度由60～70 ℃降低到40～50 ℃，集輸半徑由300～800 m 增至800～2 000 m，沿線溫降由10～30 ℃降低至6～8 ℃，摻水量由10 m3/d 降低到6 m3/d，摻水出站溫度由80 ℃降低至60 ℃，井口回壓由0.3～0.6 MPa 提高到1.0 MPa。近3 年來，應用井數2 200 余口，該技術可降低建設投資與運行成本31%，單井平均節約成本2.8 萬元/a，節省投資2.6 萬元。

2.1.4 單井加熱爐提效技術

創新開發了反燒式井場加熱爐[2]，該爐為立式結構，燃燒器位于加熱爐底部，高溫煙氣通過輻射段進入對流段，在對流段內橫向放熱，煙氣通過回燃室進入煙管，向下沖刷煙管壁面放熱，最后匯集經煙囪排出，所有熱量通過中間熱媒水間接加熱介質，加熱爐熱效率可達90.56%以上。該技術可有效解決遼河油田現有井口加熱爐爐型眾多不規范、負荷率低、熱效率低、燃氣成本高等問題。預計實施后，單井加熱爐數量減少39%，負荷率提高至85%，熱效率提升至87%，年節約燃氣成本0.97億元。

2.1.5 就地脫水回摻技術

通過優化總體布局，改造已建工藝，將傳統的聯合站來污水摻液改為小站就地脫水回摻，減少沿線溫降和壓力損失，節約加熱成本。目前在沈采、錦采等采油廠推廣應用，年節約運行成本1 080萬元。

2.2 油氣處理

2.2.1 原油不加熱預脫水技術

通過利用現有儲罐或新增管道式油水分離裝置、高頻電脫水裝置，實現一段預脫，停運一段加熱爐，并篩選高效低溫破乳劑，大幅降低運行成本。近年來在曙采、高采、歡采、冷家等采油廠應用，年節約天然氣用量1 300×104m3，節約成本約2 600 萬元。

2.2.2 高頻聚結脫水技術

隨著遼河油田稠油蒸汽驅、SAGD、火驅等開發方式轉換工業化規模的擴大，稠油熱化學沉降脫水處理難度大、成本高的問題尤為突出。為此采用高頻聚結脫水技術，通過高頻高壓脈沖打破界面膜實現破乳，并經電場力相互作用實現快速聚結[3-4]。目前該技術在稀油脫水領域已成熟應用，在稠油預脫水時初見成效。2017 年在杜813 塊開展稠油精脫水試驗，脫水效果顯著，處理來液含水率30%～50%，脫水溫度75～85 ℃，沉降時間2～4 h，處理后原油含水率1.5%～3%。

2.2.3 稠油密閉脫水技術

遼河稠油脫水處理普遍采用熱化學沉降脫水工藝，部分聯合站輔以大罐低溫預脫水工藝。傳統稠油兩段熱化學沉降脫水時間長、熱能損失大，加藥量大、烴類組分揮發損耗，原油脫水設施腐蝕老化，不能滿足油田生產需要。為此，研發稠油密閉精脫水裝置，替代了二段熱化學沉降脫水流程，可縮短脫水時間（72～84 h 減少至1～2 h），降低二段大罐溫降，減少破乳劑加入量，試驗成功后在稠油聯合站推廣，逐步替代運行年限近30 年熱化學沉降罐。

2.2.4 油水管式分離技術

創新采用管道式油氣水分離裝置[5]進行預脫水，先利用油水密度差進行初步分離，后經多層斜板聚并作用，使小油滴聚并成大油滴，同時與液體中溶解氣貼附上浮。后級采用臥式罐重力沉降原理，并在進口加裝減壓裝置，進一步進行油水分離。油水管式分離技術在曙光采油廠應用效果較好，原油含水脫除率≥50%。

2.2.5 伴生氣處理技術

遼河油田多采用熱力開采，早期采用干法脫硫工藝脫除伴生氣中的硫化氫，近年來由于火驅開發，伴生氣中甲烷濃度較低，伴生氣中且含有非甲烷總烴等，為了滿足環保要求和增加經濟效益，對伴生氣的處理技術[6-10]進行提升（表1）。

表1 遼河油田伴生氣處理技術Tab.1 Associated gas treatment technology of Liaohe Oilfield

2.2.6 輕烴回收技術

遼河油田現有部分油氣田原油穩定率較低，原油穩定裝置老化嚴重，造成原油穩定處理能力不能滿足生產要求及蒸發損耗過大。通過丙烷制冷、膨脹機、氣波機、J-T 閥以及冷油工藝技術，推行DHX 工藝[11]，實現組分、收率、能耗、經濟效益等參數性價最優化，精確制冷溫度，換熱器冷箱提效，提高輕烴產品收率。在遼河油田已建原油穩定裝置現狀基礎上，逐步提高原油穩定率，進一步降低原油的蒸發損耗。

2.2.7 原油供氫熱裂化改質技術（HTDC）

HTDC 技術[12]是在催化裂化技術的基礎上，加入供氫劑，抑制過度縮合和過度裂化，提高渣油轉化深度和生成油穩定性，降低油品黏度。擬將某煉油廠15×104t/a 減黏裂化裝置進行搬遷改造，對杜813 塊稠油進行減黏處理。

2.3 污水處理

2.3.1 稠油污水深度處理技術

通過調節、除油、除懸浮物（除硅）、過濾、軟化處理工藝，將稠油污水進行深度處理，處理后污水達到回用注汽鍋爐水質指標，回用注汽鍋爐，解決了稠油污水出路問題，并且提高了污水回用率，減少污水外排量。遼河油田已先后在錦采、歡采、曙光等油田建成投產了8 座稠油污水深度處理站，目前日處理規模6.33×104m3/d，累積處理污水2.95×108m3，節約清水2.95×108m3，節約燃料油62×104t，扣除處理成本后累積節約費用達到13.4 億元。

2.3.2 稠油污水深度處理除硅工藝優化技術

經過試驗研究和生產應用，熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標可以有條件放寬，即污水中堿度為SiO2含量的3 倍，在不存在鈣、鎂、鋇等易結垢離子的情況下，注汽鍋爐給水中SiO2濃度指標可以適當放寬至150 mg/L[13]。該成果已在遼河油田歡三聯、曙四聯、曙一區等稠油污水深度處理回用工程推廣應用，處理水量約6.33×104m3/d，年減少除硅藥劑用量約3×104t，每年至少節省除硅藥劑費及其相關費用5 000 萬元以上，已累計節省4.35 億元除硅用藥劑費用。

2.3.3 稠油污水深度處理達標外排技術

整個處理工藝分為預處理段及生化處理段。預處理段主要采用“調節+除油+兩級氣浮+一級過濾+兩段冷卻”處理工藝，去除油及SS，并把污水溫度降到35 ℃以下，盡可能為后段生化處理創造條件。經過預處理段后，含油及SS 達到外排標準，COD 質量濃度可降到800 mg/L 以下。生化處理段主要采用兩級“粉末活性炭+活性污泥”（兩級PACT）處理工藝，主要作用為去除COD、BOD5、氨氮等污染物，使其達到《污水綜合排放標準》的要求。該技術應用于遼河油田曙光污水外排處理廠，目前處理后污水COD 質量濃度為20～40 mg/L，氨氮質量濃度為1～2 mg/L，磷酸鹽質量濃度≤0.5 mg/L，完全達到遼寧省外排指標要求，工程處理成本12～14 元/m3，國內首次稠油采出水完全處理達標排放至自然水體，各項技術指標達到國際領先水平。

2.3.4 不加藥污水處理技術

整個工藝不投加藥劑。利用曝氣工藝除掉污水中游離的油滴顆粒和單質硫等還原性物質；再采用旋流、溶氣工藝，在空化的作用下對污水中的油和其他懸浮物進行旋流、氣浮、聚結分離；最后采用兩級三合一凈化器對污水中的油及懸浮物再次進行浮選、聚結和吸附過濾。在興二聯進行了“含油污水處理不加藥達標回注技術”小試（處理液量5 m3/h）并取得成功，后又進行了中試試驗（處理液量20 m3/h）。該工藝穩定運行3 個月，出水水質能夠達到注水要求的“雙十”指標要求，產生泥渣量比原工藝減少80%；噸水處理成本0.5～0.6 元，比原工藝降低70%。

2.4 開發方式轉換的地面配套技術

2.4.1 SAGD 地面配套

遼河油田自2005 年開始在杜84 塊開展SAGD開發研究、試驗和推廣工作，形成一系列具有遼河特色的油氣集輸、原油處理、稠油注汽、稠油污水處理、熱能利用等關鍵技術[14-15]（表2）。

2.4.2 火驅地面配套

為進一步提高稠油采收率，遼河油田從2005年開始在杜66 塊開展稠油火驅開采研究、試驗和推廣工作，形成了適用于遼河稠油油藏有效開采的包括空氣注入[16]、污水高效氣浮等火驅開采地面配套工藝技術（表3）。

表2 遼河油田SAGD 地面配套技術Tab.2 Surface matching technology of SAGD in Liaohe Oilfield

表3 遼河油田火驅地面配套技術Tab.3 Surface matching technology of fire flooding in Liaohe Oilfield

表4 遼河油田化學驅地面配套技術Tab.4 Surface matching technology of chemical flooding in Liaohe Oilfield

2.4.3 化學驅地面配套

遼河油田重點化學驅工程包括錦16 塊二元驅[17-18]、沈84-安12 塊三元驅等，其中關鍵技術大部分是在錦16 塊聚/表復合驅中形成（表4）。

2.5 儲氣庫技術

遼河油田2014 年建成投產雙6 儲氣庫，年采氣能力16×108m3，充分發揮了地下儲氣庫調峰保供和戰略儲備作用，同時形成了自主的枯竭型油藏、枯竭型氣藏儲氣庫地面工藝技術包。下一步將繼續開展雷61 儲氣庫、雙臺子儲氣庫群、馬19 儲氣庫等8 座儲氣庫建設工作，預計2030 年庫容達到78×108m3，成為全國第一大儲氣庫群，為保障東北、京津冀地區供氣、調峰起到重要作用。

3 面臨的形勢和挑戰

3.1 地面工藝現狀復雜

遼河油田具有稀油、稠油、超稠油、高凝油等多種油品性質，開發近50 年來，經歷了蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、化學驅、火驅等多種開發方式，地面工藝設施復雜多樣，且多面臨老化嚴重的問題，對新技術新工藝的適應性較差。

3.2 地面投資形勢嚴峻

現有的地面工藝需要大量的更新改造資金，但每年改造投資無法滿足改造需求，國際油價低迷，地面投資不斷壓縮，地面設施無法及時更新換代，這就要求地面工藝進行優化，并壓縮投資，控制成本，同時需要加快地面工藝技術升級，逐步淘汰落后工藝，做好、做強提質增效工作。

3.3 環保壓力逐年遞增

國家新頒布的環境保護法對油田開發提出了更高的要求，并指示環保區內油井逐步退出，同時地面工程系統面臨管線腐蝕泄漏、油泥處理、熱力采油伴生氣、葦田施工保護、污水外排等諸多環保因素，這對油田千萬噸穩產帶來了更嚴峻的挑戰。

3.4 地面工藝技術體系需進一步升級和完善

遼河油田開發方式轉換及降本增效需求，對地面配套工藝技術提出了更高的要求，需要進一步發展完善領先的工藝技術系統。地面科研攻關投入低，進度緩慢，瓶頸技術有待進一步突破。同時技術推廣和科研結合不夠緊密，不利于科研成果轉化推廣。低成本數字化油氣田建設技術不夠成熟，與油田組織結構形式、生產需求、成本控制等方面不能完全匹配[19-20]。

4 技術發展方向

面對油田嚴峻的形勢和挑戰，為確保油田千萬噸原油穩產，必須通過技術升級創新，實現降本、提質增效，全面優化地面生產系統，發展低成本數字化油田。

4.1 持續推進開發方式轉換技術

在化學驅地面工程技術領域，攻關研究三元驅采出液脫水、污水處理回用、腐蝕結垢控制以及聚合物黏損控制技術；在火驅地面工程技術領域，重點完善尾氣處理技術，逐步推進濕法脫硫技術；在SAGD 地面工程技術領域，嘗試供氫裂化輔助SAGD 技術，完善熱能綜合利用、脫硫脫硝技術。

4.2 加快推廣地面節能降耗技術

持續完善并推廣高含水期油田串接集油工藝技術，推廣計量接轉站并轉簡化及污水就地回摻技術，有條件的實施稠、稀油分質分輸；推廣原油冷輸工藝技術、功圖計量技術，優化單井加熱爐、計量器分散眾多布局；以降低油氣損耗為目標，推廣原油密閉集輸、精脫技術，以及原油穩定、輕烴回收工藝技術，并開展小規模高效原穩裝置研究。

4.3 堅持推動油田減排達標技術

完善稠油污水、化學驅污水達標外排技術，優化工藝參數，降低處理成本；從系統工程角度，系統研究地面處理系統油泥減量化、無害化及資源化再利用技術以及含泥沙原油回收技術，推廣泥漿不落地處理技術；系統攻關油田硫化氫（低濃度甲烷）綜合治理技術和揮發性有機物VOC 處理工藝技術。

4.4 穩步推行低成本物聯網技術

實施以全面工廠化預制為目標的標準化設計、復雜大型三維模塊化設計技術，形成適應模塊化建設的工程建設模式；大力推進一體化集成橇裝研發，非金屬管道應用、低成本物聯網（A11）以及管道站場完整性管理技術；引進推廣應用國內外和同行業如稠油老化油處理、煙氣余熱回收、多相計量、穩流配水、熱泵、地熱利用等先進技術。

5 結論

遼河油田具有稀油、稠油、高凝油等多種油品性質，地面集輸工藝多樣復雜。針對其開發特點，通過加強地面工程管理與技術攻關，形成了一套先進實用且安全可靠的稀油、高凝油、稠油、超稠油油氣集輸和處理工藝。

縱觀遼河油區40 多年的開發建設史，經過幾代石油人的艱苦奮斗，在不斷深化認識的基礎上，堅持繼承、創新、發展，攻克了開發過程中的一道道技術難關，形成了適合遼河油區高效開發的多元注水、蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD、火驅、化學驅等核心技術，配套完善了如超稠油管輸、稠油污水深度處理回用、熱能綜合利用等多項地面關鍵技術，逐步形成了復式油氣藏滾動勘探開發和稠油開發理論，建成了全國最大的稠油和高凝油生產基地。特別是蒸汽驅、蒸汽輔助重力泄油和火驅關鍵技術，均達到世界級水平，為中深層稠油大幅度提高采收率提供了技術支持。但目前地面工藝技術仍存在相應問題，如化學驅污水回用等瓶頸技術亟待突破、油區環境下管材腐蝕機理需進一步研究、伴生氣處理技術升級、原油冷輸技術推廣、五化建設能力亟待提高、數字化油田建設亟待加速等問題，需要這一代石油人繼續攻堅克難，以加速地面工藝技術創新、突破和升級。