辽河油田地面工程技术进展及发展方向*

中油辽河工程有限公司

辽河油田矿权主要分布于辽宁、内蒙古12 个市、32 个县（旗），并于2018 年获得柴达木盆地、陇东地区和渭河盆地部分采矿权，主要生产区域分布在人口密集区、经济开发区、国家级湿地保护区，原油年生产能力1 000×104t，是中国最大的稠油、高凝油生产基地。辽河油区于20 世纪50 年代开始地质普查，60 年代初开始钻井勘探，1966年在辽6 井首次获得工业油流，1967 年组织大规模的勘探，1970 年正式投入开发，1980 年宣布辽河油田建成，1986 年原油产量突破1 000×104t，成为新中国第三大油田。到1995 年原油生产规模为1 552×104t，达到历史最高产量。而后，由于资源接替不足、转换方式未取得实质性进展等原因，油田产量以每年30×104～40×104t 的速度递减。为此，通过不断深化油田勘探，规模推进开发方式转换，夯实了油田稳产基础，遏制了原油产量持续递减的被动局面，2006—2008 年连续三年原油产量稳定在1 200×104t，目前稳定在1 000×104t 水平。

1 辽河油田地面工程现状

截至2017 年底，辽河油田所属13 家油气生产单位常开油气水井1.3×104口，各类管道1.47×104km，原油联合站31 座，脱水站2 座，转油站371 座，计量站354 座，注水站49 座，注汽站259座，污水处理站30 座，罐容127×104m3，建成了功能完善的油田地面集输与处理系统。

单井集油基本工艺为不加热、加热、掺水、掺稀集油方式，另有少量油井采用拉油、三管伴热集输工艺。联合站原油处理普遍采用预脱水工艺和热化学沉降脱水工艺，设计处理能力2 920×104t/a。污水处理系统常规工艺为调节、除油、气浮及过滤，常规污水处理能力15.06×104t/d，深度污水处理能力10.2×104t/d。天然气主要靠秦沈管道供气，油田自产气较少，约5.5×108m3/a，常规处理工艺为干法脱硫及轻烃回收。

2 主要技术进展

2.1 油气集输

2.1.1 并转简化技术

通过对集输系统现状分析，结合油井产液量、原油含水及黏度变化，开展区块整体优化研究，实施联合站降级、接转站降级、计量站关停并转，实现集输系统整体优化，关停站场50%～60%，降低运行成本30%～50%。区块运行年限长、腐蚀老化严重的管线，结合新井产能建设，以平台、串接集油替代双管掺水工艺；区块投运时间短，管线腐蚀程度低的管线，以橇装化计量装置替代站内计量间；关停站场除取消计量间外，外输泵、外输加热炉停运，实现无人值守。关停站场采出液输送至保留站增压、加热外输。近3 年辽河油田关停计量站56 座，降级接转站和泵输平台106 座，降级联合站1 座，年减少运行成本2 555 万元。2019—2023 年计划通过并转简化技术[1]提高站场负荷，计量站由354 座减少为116 座，计量接转站由371 座并转为209 座，油气集输系统负荷率由48%提高到62%，减少用工总量5 445 人。

2.1.2 单井冷输技术

开展了黏温变化机理研究，建立了适合辽河油田稠油、稀油、高凝油冷输模型，确定相应技术参数，已应用于2 455 口油井。

集输温度：20～30 ℃；井口回压：0.5～1.5 MPa；单井产量：液量＞5 m3/d；原油密度：＜0.9 g/cm3，高含水可适当放宽；集油半径：一般500～1 300 m，最高达2 500 m。

2.1.3 小环集油（掺液、注水）技术

应用高含水稠油串接集油技术，替代放射状双管流程，集输温度由60～70 ℃降低到40～50 ℃，集输半径由300～800 m 增至800～2 000 m，沿线温降由10～30 ℃降低至6～8 ℃，掺水量由10 m3/d 降低到6 m3/d，掺水出站温度由80 ℃降低至60 ℃，井口回压由0.3～0.6 MPa 提高到1.0 MPa。近3 年来，应用井数2 200 余口，该技术可降低建设投资与运行成本31%，单井平均节约成本2.8 万元/a，节省投资2.6 万元。

2.1.4 单井加热炉提效技术

创新开发了反烧式井场加热炉[2]，该炉为立式结构，燃烧器位于加热炉底部，高温烟气通过辐射段进入对流段，在对流段内横向放热，烟气通过回燃室进入烟管，向下冲刷烟管壁面放热，最后汇集经烟囱排出，所有热量通过中间热媒水间接加热介质，加热炉热效率可达90.56%以上。该技术可有效解决辽河油田现有井口加热炉炉型众多不规范、负荷率低、热效率低、燃气成本高等问题。预计实施后，单井加热炉数量减少39%，负荷率提高至85%，热效率提升至87%，年节约燃气成本0.97亿元。

2.1.5 就地脱水回掺技术

通过优化总体布局，改造已建工艺，将传统的联合站来污水掺液改为小站就地脱水回掺，减少沿线温降和压力损失，节约加热成本。目前在沈采、锦采等采油厂推广应用，年节约运行成本1 080万元。

2.2 油气处理

2.2.1 原油不加热预脱水技术

通过利用现有储罐或新增管道式油水分离装置、高频电脱水装置，实现一段预脱，停运一段加热炉，并筛选高效低温破乳剂，大幅降低运行成本。近年来在曙采、高采、欢采、冷家等采油厂应用，年节约天然气用量1 300×104m3，节约成本约2 600 万元。

2.2.2 高频聚结脱水技术

随着辽河油田稠油蒸汽驱、SAGD、火驱等开发方式转换工业化规模的扩大，稠油热化学沉降脱水处理难度大、成本高的问题尤为突出。为此采用高频聚结脱水技术，通过高频高压脉冲打破界面膜实现破乳，并经电场力相互作用实现快速聚结[3-4]。目前该技术在稀油脱水领域已成熟应用，在稠油预脱水时初见成效。2017 年在杜813 块开展稠油精脱水试验，脱水效果显著，处理来液含水率30%～50%，脱水温度75～85 ℃，沉降时间2～4 h，处理后原油含水率1.5%～3%。

2.2.3 稠油密闭脱水技术

辽河稠油脱水处理普遍采用热化学沉降脱水工艺，部分联合站辅以大罐低温预脱水工艺。传统稠油两段热化学沉降脱水时间长、热能损失大，加药量大、烃类组分挥发损耗，原油脱水设施腐蚀老化，不能满足油田生产需要。为此，研发稠油密闭精脱水装置，替代了二段热化学沉降脱水流程，可缩短脱水时间（72～84 h 减少至1～2 h），降低二段大罐温降，减少破乳剂加入量，试验成功后在稠油联合站推广，逐步替代运行年限近30 年热化学沉降罐。

2.2.4 油水管式分离技术

创新采用管道式油气水分离装置[5]进行预脱水，先利用油水密度差进行初步分离，后经多层斜板聚并作用，使小油滴聚并成大油滴，同时与液体中溶解气贴附上浮。后级采用卧式罐重力沉降原理，并在进口加装减压装置，进一步进行油水分离。油水管式分离技术在曙光采油厂应用效果较好，原油含水脱除率≥50%。

2.2.5 伴生气处理技术

辽河油田多采用热力开采，早期采用干法脱硫工艺脱除伴生气中的硫化氢，近年来由于火驱开发，伴生气中甲烷浓度较低，伴生气中且含有非甲烷总烃等，为了满足环保要求和增加经济效益，对伴生气的处理技术[6-10]进行提升（表1）。

表1 辽河油田伴生气处理技术Tab.1 Associated gas treatment technology of Liaohe Oilfield

2.2.6 轻烃回收技术

辽河油田现有部分油气田原油稳定率较低，原油稳定装置老化严重，造成原油稳定处理能力不能满足生产要求及蒸发损耗过大。通过丙烷制冷、膨胀机、气波机、J-T 阀以及冷油工艺技术，推行DHX 工艺[11]，实现组分、收率、能耗、经济效益等参数性价最优化，精确制冷温度，换热器冷箱提效，提高轻烃产品收率。在辽河油田已建原油稳定装置现状基础上，逐步提高原油稳定率，进一步降低原油的蒸发损耗。

2.2.7 原油供氢热裂化改质技术（HTDC）

HTDC 技术[12]是在催化裂化技术的基础上，加入供氢剂，抑制过度缩合和过度裂化，提高渣油转化深度和生成油稳定性，降低油品黏度。拟将某炼油厂15×104t/a 减黏裂化装置进行搬迁改造，对杜813 块稠油进行减黏处理。

2.3 污水处理

2.3.1 稠油污水深度处理技术

通过调节、除油、除悬浮物（除硅）、过滤、软化处理工艺，将稠油污水进行深度处理，处理后污水达到回用注汽锅炉水质指标，回用注汽锅炉，解决了稠油污水出路问题，并且提高了污水回用率，减少污水外排量。辽河油田已先后在锦采、欢采、曙光等油田建成投产了8 座稠油污水深度处理站，目前日处理规模6.33×104m3/d，累积处理污水2.95×108m3，节约清水2.95×108m3，节约燃料油62×104t，扣除处理成本后累积节约费用达到13.4 亿元。

2.3.2 稠油污水深度处理除硅工艺优化技术

经过试验研究和生产应用，热采注汽锅炉二氧化硅给水指标可以有条件放宽，即污水中碱度为SiO2含量的3 倍，在不存在钙、镁、钡等易结垢离子的情况下，注汽锅炉给水中SiO2浓度指标可以适当放宽至150 mg/L[13]。该成果已在辽河油田欢三联、曙四联、曙一区等稠油污水深度处理回用工程推广应用，处理水量约6.33×104m3/d，年减少除硅药剂用量约3×104t，每年至少节省除硅药剂费及其相关费用5 000 万元以上，已累计节省4.35 亿元除硅用药剂费用。

2.3.3 稠油污水深度处理达标外排技术

整个处理工艺分为预处理段及生化处理段。预处理段主要采用“调节+除油+两级气浮+一级过滤+两段冷却”处理工艺，去除油及SS，并把污水温度降到35 ℃以下，尽可能为后段生化处理创造条件。经过预处理段后，含油及SS 达到外排标准，COD 质量浓度可降到800 mg/L 以下。生化处理段主要采用两级“粉末活性炭+活性污泥”（两级PACT）处理工艺，主要作用为去除COD、BOD5、氨氮等污染物，使其达到《污水综合排放标准》的要求。该技术应用于辽河油田曙光污水外排处理厂，目前处理后污水COD 质量浓度为20～40 mg/L，氨氮质量浓度为1～2 mg/L，磷酸盐质量浓度≤0.5 mg/L，完全达到辽宁省外排指标要求，工程处理成本12～14 元/m3，国内首次稠油采出水完全处理达标排放至自然水体，各项技术指标达到国际领先水平。

2.3.4 不加药污水处理技术

整个工艺不投加药剂。利用曝气工艺除掉污水中游离的油滴颗粒和单质硫等还原性物质；再采用旋流、溶气工艺，在空化的作用下对污水中的油和其他悬浮物进行旋流、气浮、聚结分离；最后采用两级三合一净化器对污水中的油及悬浮物再次进行浮选、聚结和吸附过滤。在兴二联进行了“含油污水处理不加药达标回注技术”小试（处理液量5 m3/h）并取得成功，后又进行了中试试验（处理液量20 m3/h）。该工艺稳定运行3 个月，出水水质能够达到注水要求的“双十”指标要求，产生泥渣量比原工艺减少80%；吨水处理成本0.5～0.6 元，比原工艺降低70%。

2.4 开发方式转换的地面配套技术

2.4.1 SAGD 地面配套

辽河油田自2005 年开始在杜84 块开展SAGD开发研究、试验和推广工作，形成一系列具有辽河特色的油气集输、原油处理、稠油注汽、稠油污水处理、热能利用等关键技术[14-15]（表2）。

2.4.2 火驱地面配套

为进一步提高稠油采收率，辽河油田从2005年开始在杜66 块开展稠油火驱开采研究、试验和推广工作，形成了适用于辽河稠油油藏有效开采的包括空气注入[16]、污水高效气浮等火驱开采地面配套工艺技术（表3）。

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

表3 辽河油田火驱地面配套技术Tab.3 Surface matching technology of fire flooding in Liaohe Oilfield

表4 辽河油田化学驱地面配套技术Tab.4 Surface matching technology of chemical flooding in Liaohe Oilfield

2.4.3 化学驱地面配套

辽河油田重点化学驱工程包括锦16 块二元驱[17-18]、沈84-安12 块三元驱等，其中关键技术大部分是在锦16 块聚/表复合驱中形成（表4）。

2.5 储气库技术

辽河油田2014 年建成投产双6 储气库，年采气能力16×108m3，充分发挥了地下储气库调峰保供和战略储备作用，同时形成了自主的枯竭型油藏、枯竭型气藏储气库地面工艺技术包。下一步将继续开展雷61 储气库、双台子储气库群、马19 储气库等8 座储气库建设工作，预计2030 年库容达到78×108m3，成为全国第一大储气库群，为保障东北、京津冀地区供气、调峰起到重要作用。

3 面临的形势和挑战

3.1 地面工艺现状复杂

辽河油田具有稀油、稠油、超稠油、高凝油等多种油品性质，开发近50 年来，经历了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、化学驱、火驱等多种开发方式，地面工艺设施复杂多样，且多面临老化严重的问题，对新技术新工艺的适应性较差。

3.2 地面投资形势严峻

现有的地面工艺需要大量的更新改造资金，但每年改造投资无法满足改造需求，国际油价低迷，地面投资不断压缩，地面设施无法及时更新换代，这就要求地面工艺进行优化，并压缩投资，控制成本，同时需要加快地面工艺技术升级，逐步淘汰落后工艺，做好、做强提质增效工作。

3.3 环保压力逐年递增

国家新颁布的环境保护法对油田开发提出了更高的要求，并指示环保区内油井逐步退出，同时地面工程系统面临管线腐蚀泄漏、油泥处理、热力采油伴生气、苇田施工保护、污水外排等诸多环保因素，这对油田千万吨稳产带来了更严峻的挑战。

3.4 地面工艺技术体系需进一步升级和完善

辽河油田开发方式转换及降本增效需求，对地面配套工艺技术提出了更高的要求，需要进一步发展完善领先的工艺技术系统。地面科研攻关投入低，进度缓慢，瓶颈技术有待进一步突破。同时技术推广和科研结合不够紧密，不利于科研成果转化推广。低成本数字化油气田建设技术不够成熟，与油田组织结构形式、生产需求、成本控制等方面不能完全匹配[19-20]。

4 技术发展方向

面对油田严峻的形势和挑战，为确保油田千万吨原油稳产，必须通过技术升级创新，实现降本、提质增效，全面优化地面生产系统，发展低成本数字化油田。

4.1 持续推进开发方式转换技术

在化学驱地面工程技术领域，攻关研究三元驱采出液脱水、污水处理回用、腐蚀结垢控制以及聚合物黏损控制技术；在火驱地面工程技术领域，重点完善尾气处理技术，逐步推进湿法脱硫技术；在SAGD 地面工程技术领域，尝试供氢裂化辅助SAGD 技术，完善热能综合利用、脱硫脱硝技术。

4.2 加快推广地面节能降耗技术

持续完善并推广高含水期油田串接集油工艺技术，推广计量接转站并转简化及污水就地回掺技术，有条件的实施稠、稀油分质分输；推广原油冷输工艺技术、功图计量技术，优化单井加热炉、计量器分散众多布局；以降低油气损耗为目标，推广原油密闭集输、精脱技术，以及原油稳定、轻烃回收工艺技术，并开展小规模高效原稳装置研究。

4.3 坚持推动油田减排达标技术

完善稠油污水、化学驱污水达标外排技术，优化工艺参数，降低处理成本；从系统工程角度，系统研究地面处理系统油泥减量化、无害化及资源化再利用技术以及含泥沙原油回收技术，推广泥浆不落地处理技术；系统攻关油田硫化氢（低浓度甲烷）综合治理技术和挥发性有机物VOC 处理工艺技术。

4.4 稳步推行低成本物联网技术

实施以全面工厂化预制为目标的标准化设计、复杂大型三维模块化设计技术，形成适应模块化建设的工程建设模式；大力推进一体化集成橇装研发，非金属管道应用、低成本物联网（A11）以及管道站场完整性管理技术；引进推广应用国内外和同行业如稠油老化油处理、烟气余热回收、多相计量、稳流配水、热泵、地热利用等先进技术。

5 结论

辽河油田具有稀油、稠油、高凝油等多种油品性质，地面集输工艺多样复杂。针对其开发特点，通过加强地面工程管理与技术攻关，形成了一套先进实用且安全可靠的稀油、高凝油、稠油、超稠油油气集输和处理工艺。

纵观辽河油区40 多年的开发建设史，经过几代石油人的艰苦奋斗，在不断深化认识的基础上，坚持继承、创新、发展，攻克了开发过程中的一道道技术难关，形成了适合辽河油区高效开发的多元注水、蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱、化学驱等核心技术，配套完善了如超稠油管输、稠油污水深度处理回用、热能综合利用等多项地面关键技术，逐步形成了复式油气藏滚动勘探开发和稠油开发理论，建成了全国最大的稠油和高凝油生产基地。特别是蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油和火驱关键技术，均达到世界级水平，为中深层稠油大幅度提高采收率提供了技术支持。但目前地面工艺技术仍存在相应问题，如化学驱污水回用等瓶颈技术亟待突破、油区环境下管材腐蚀机理需进一步研究、伴生气处理技术升级、原油冷输技术推广、五化建设能力亟待提高、数字化油田建设亟待加速等问题，需要这一代石油人继续攻坚克难，以加速地面工艺技术创新、突破和升级。