辽河油田打破传统的高耗能生产模式，加快地面工程节能降耗技术整体升级步伐，打造稠油不加热集输、密闭集油

　　10月17日，辽河油田欢采厂齐40区块地面集输工艺优化项目施工现场如火如荼。项目完成后，这个区块将有6座计量接转站降级，207台设备、362条管线停运，每年可节气325.3万立方米、节电18万千瓦时。

　　在“双碳”目标引领下，以稠油生产为主的辽河油田，积极探索打破传统的高耗能生产模式，加快地面工程节能降耗技术整体升级步伐，强力打造稠油不加热集输、密闭集油改造及脱水系统工艺优化“三大工程”，助力辽河油田实现低碳、清洁、绿色生产。

　　稠油不加热集输

　　探索稠油地面集输新模式，为节能减排“碳”新路

　　传统的稠油热输方式主要有单管热输、双管掺液输送和三管伴热输送。每增加一根加热管，都会增加成本和碳排放。

　　稠油不加热集输研究在国内尚无参考先例。在前期零星探索的基础上，辽河油田设计院从2019年开始全面攻关稠油不加热集油技术。科研人员通过大量的室内实验和数据分析，开展含水原油黏度影响分析、低温下稠油管道粘壁机理等基础研究，建立了稠油表观黏度预测模型与计算方法，揭示了含水原油黏度与温度之间的变化关系，为冷输提供了理论依据，填补了国内研究空白。

　　科研人员在锦45块开展现场试验，指导一线结合实际，逐井、逐站开展停炉冷输，同时对原有的双管伴热流程进行改造。截至目前，锦45块共停运加热炉337台，25个计量站和计量接转站实现功能降级，年节电346万千瓦时、节气208万立方米。

　　近年来，科研人员相继完成齐40块、杜84块、锦612块等高含水稠油不加热集输研究，持续加快稠油不加热集输技术的攻关及推广。当前，辽河油田正在选择典型稠油区块，研究探索稠油地面集输新模式，形成适用于油田开发中后期的稠油不加热集输关键技术。

　　密闭集油

　　坚持新老系统整体优化，为提质增效赋新能

　　年初以来，辽河油田加快推进密闭集油改造工程建设，相继完成辽兴油气开发公司交2块、张强油田、包14块及曙光采油厂密闭集油改造项目的前期设计。

　　油气拉运在生产运行、安全环保等方面存在油气损耗、成本较高、管理难度较大等问题。对此，辽河油田积极推动密闭集油改造工程，整合优化管网，在保证效益实施的前提下，规划实施密闭集油改造工程14项，改造井数526口。

　　在源头设计环节，设计人员多次前往现场调研踏勘，简化地面工艺，满足管输进站要求；利用已有设施和场地，采用串接集油和远端井场集中加热等工艺，不再对每个井场分别设置加热点。两年来，改造的密闭集油工程已投产6项、在建6项。

　　茨13块、34块密闭集油改造工程项目于今年3月正式投产。该项目坚持新老系统整体优化，采用“串接集油、分散增压”工艺方案，利用两个井场新建的一体化增压装置，进行油气就地分离。原油增压后升温输送至联合站集中脱水处理，天然气就近自压进入管网，实现40余座井场、90口油井的密闭生产。

　　密闭集油改造工程是油田提质增效、绿色发展的一项重点工程。目前，辽河油田已完成计划改造井数的76%。全部实施后，年可回收天然气1493万立方米，节电2464万千瓦时。

　　脱水优化

　　探索原油脱水系统优化工艺，向高效低耗要效益

　　原油脱水技术是石油生产的关键环节之一。按照集团公司关于“加快实施‘低成本发展’和‘深化系统优化调整’”的部署，辽河油田针对各采油厂地面工艺现状，陆续开展了地面生产系统现状调查工作，分析现有脱水工艺主要能耗点及存在的主要问题，着手探索原油脱水系统优化工艺，逐步实现原油脱水地面工艺技术高效、节能、减排。

　　科研人员分别对稀油、高凝油及稠油开展脱水处理技术研究，在兴三联、沈四联、曙五联、高一联等现场试验，总结出了旋流聚结油水分离技术、电脱水技术等多种工艺措施。

　　特别是在稠油脱水技术及工程研究中，创新形成了新型高压高频电脱水处理工艺技术，实现了七个方面的技术突破，打破了原油电脱水工艺应用的技术界限，突破了处理介质的应用范围，大大提高了原油脱水效率。

　　与此同时，为满足绿色环保要求，结合VOCs治理实施密闭脱水改造，降低脱水系统能耗，科研人员先后开展了沈采脱水系统工艺优化、茨采脱水系统工艺优化等稀油联合站改造项目。项目完成后，5座联合站将降级为转油放水站，1座联合站关停，沈采、茨采、辽兴科尔沁地区原油脱水负荷率不断提升。

　　辽河油田还以“揭榜挂帅”的形式推进曙四联低成本稠油密闭脱水技术研究攻关，为联合站脱水工艺升级、VOC治理提供技术支撑。（记者 雷凤颖 通讯员 贾煜 吴朔）