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摘 要：辽河油田稠油具有粘度大、密度高、油气比低等特点，在40多年的开发建设过程中，逐渐形成了独具特色的地面集输工艺技术体系，但随着油田开发的深入，开发初期形成的成熟技术与油田生产实际情况不相适应的矛盾日益突出。本文对辽河油田稠油集输典型流程进行了分析、整理，并提出了如何对现有成熟稠油集输工艺进行优化简化，同时展望了稠油集输工艺技术发展方向。
关键词：稠油 粘度 集输 优化。
1 稠油、超稠油集输工艺
1.1 单管加热集输工艺
井口来液经加热炉加热后，输往计量站或计量接转站，该工艺集油管线流速通常低于0.5m/s，适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。具有流程简单，方便管理，投资少的特点。
1.2 双管掺水集输工艺
所谓掺水集输流程即在采油井口加入活性水溶液，达到利用化学药剂降粘、利用水溶液润湿边壁，降阻输送的目的，多用于粘度不大于10000mPa·s的稠油。回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，需建立掺水分输站，掺水比为1.8～2：1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。
双管掺水工艺采用集中建站分配水量，减少了掺水泵数量，节约投资和减少耗电量，但掺液量较大，增加集输负荷，油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象。
1.3 双管掺稀油集输工艺
稠油掺稀油是利用两种物性、粘度差别较大，但互溶性好的原油，将其按一定比例互溶在一起，使其具有新的粘度和物性，达到稠油降粘的目的。稠油掺稀油降粘工艺技术，可以满足任何粘度稠油降粘要求。应用此工艺需在计量接转站和集中处理站设掺稀油系统，包括稀油的计量、储存、升压、加热、分配等功能。掺液比为1：0.3～0.7（稠油：稀油），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。稠油与稀油混合均匀，降粘效果稳定。流程灵活，掺油位置即可选择在井口，又可在井下。
1.4 三管伴热集输工艺
所谓三管伴热集输流程，即利用伴热介质管道与稠油管道伴行，保证输油温度，常用伴热介质为热水或导热油，这种流程适用于50℃粘度在3000mPa·s以下的稠油集输，特别对一些低产井、间歇出油的油井更适合。
1.5 超稠油平台集输
由于超稠油粘度大，原油流动性极差，因此其采油工艺均采用初期为蒸汽吞吐，后期为蒸汽驱抽油机采油，油井布置均采用丛式井布置，地下井距根据油品流动性的不同其距离也不等，地面则建立油井平台，每个平台以2口以上不同数量的油井为一组。根据各油井平台产量、井口回压和距下一油井平台的距离不同，油井平台设三种功能，即自压平台、泵平台和中心平台。
1.5.1 自压平台工艺流程
自压平台就是利用井口回压将油井平台上原油直接压入泵平台或中心平台（或脱水处理站），实现自压功能。
1.5.2 泵平台工艺流程
泵平台是对依靠井口回压不能输油的平台，在油井平台上设立增压泵，将超稠油输至中心平台，实现平台的增压功能。
1.5.3 中心平台工艺流程
中心平台是将自身平台和泵平台、自压平台输送的原油汇集到一起，通过增压泵直接输至输油干线内，通过输油干线输至超稠油集中脱水处理站进行脱水处理。
以自压平台、泵平台、中心平台代替计量站、计量接转站，使工艺流程简化，方便生产管理。油井与集油共用一个平台，减少占地，又有利于能量综合利用。
2 稀油集输工艺
辽河油田兴隆台采油处稀油凝固点较高（18～31℃），井口出油温度较低（30～40℃），油压较高，因而单井集油采用单管加热集输工艺。为防止节流降温造成管线冻堵，需将加热炉设在油嘴前，因此单平台单井采用单井高压加热炉，单平台多井采用单台多井高压加热炉。单井油气经单井加热炉加热至50℃左右，节流降压至1.6MPa以下，进入输油管道混输至计量站，计量站内采用称重式油井计量器计量，其工作原理是根据不同油气比，选择不同规格和结构的称重式油井计量器，单井油气进入称重式油井计量器后进行气液分离，气体依靠计量器外的气体流量计进行计量，液体则依靠计量器内的翻斗实现连续计量，各井采用三通阀门自动切换，所有操作均由计算机控制，可设置任何间隔时间的单井油气计量（目前每口井计量时间0.5～1小时），每口井每天至少计量2次（每台称重式油井计量器管辖12口井）。单井计量后，油气混输经外输加热炉升温，自压进入联合站处理。
3 注水系统典型工艺
以下3种典型注水流程，在辽河油田集输工艺中覆盖率达80%。
3.1 污水集中回注流程
联合站脱出污水→污水处理至合格水质→储水罐→注水泵→注水干线→配水间→单井管线→注水井口
该流程适用于注水规模较大，有处理合格的污水作为注水水源的稀油区块。该流程在大规模稀油区块经过多年的应用和不断完善改进，已经相当成熟。
3.2 注清水流程
水源井→深井泵→曝气水箱→锰砂过滤罐→紫外线杀菌器→储水罐→注水泵→配水间→单井管线→注水井口
该流程适用于注水规模较小，无处理合格的污水作为注水水源的偏远小区块。该流程在小型区块也经过多年的应用和不断完善改进，在水处理和注水工艺中已经相当成熟。
3.3 单井增注流程
低压来水（或高压水）→增注泵→注水井口
该流程适用于注水规模小，注水压力高，注水井分散的注水区块。此次标准化设计共包括12种不同规模和压力的单井增注标准图，覆盖率30%。
4 稠油站场优化 4.1 工艺流程的优化
取消了二级除油器。稠油油田油气比低，通常在10m3/t。通过HYSYS软件模拟计算后，气体经生产分离器和一级除油器处理后，气体中所含油滴直径小于10μm，气体中含油量不大于50mg/m3。从现场的调研结果看，二级除油器中基本不含油，与研究结果一致，可以取消二级除油器。
外输泵流量的调节方式由回流调节改为变频调节。将缓冲罐液位监测信号与外输泵电机变频器联锁控制，经现场调研结果，采用变频调节可以适应进站液量的变化大的特点，能保证生产的正常运行，节约了用电量。
4.2 设备选型优化和标准化
改变传统的计量分离器配套计量间的单井计量方式，取消计量分离器和单井计量间，采用称重式翻斗计量，实现自动选井计量。
原油加热采用微正压加热炉，取代热效率低、体积大、烟囟高、占地面积大的负压加热炉，节省占地面积，提高热效率，节省投资和维护费用。
设备的设计标准化，包括外型尺寸，与管道的连接方式，设计参数等。在设备标准化后，设备的种类相应减少约60%，如高架罐由3种减为1种，除油器由4种减为1种。
4.3 原油集输站场平面布置优化
将辅助用房进行合并简化，做到一房多用，提高房间的利用率。取消原有的检修间、单井计量间等。在满足安全距离、工艺流程、设备安装以及运输和设备检修的前提下，尽量缩小建构筑物之间的间距。占地面积比原有站场减少15-20%。
5 注水站工艺优化
1）工艺设备布置中，采用注水泵室外布置，设置泵棚，锰砂过滤罐采用室外布置，减少水处理间面积和房间高度，降低了工程投资。
2）将辅助用房进行合并简化，尽量做到一房多用，提高房间的利用率；在满足使用功能的情况下缩小房间的面积。在满足安全距离和设备安装检修、操作要求的前提下，优化平面布置，占地面积比原有注水站减少15-20%。
3）注水站原有采暖系统采用水套炉供暖，现采用简单的壁挂式燃气炉，供暖调节灵活，节约了用地，减少投资，不同规模的注汽站减少建设投资3-5万元/站。
4）考虑工人生产工作环境以及节能、环保因素，生产辅助用房结构由爬犁房改为框架结构，厂区地面为沙石场地。
5）根据生产工艺技术的特点，注水站仪表系统的设置满足基本的生产操作和过程管理需求。测控设备选型立足国内、简单适用、安全可靠、经济合理的仪表。仪表值班间设置可编程控制器（PLC），对注水泵及储水罐流量、液位信号实现参数检测、显示、报警、计量等功能。设置1台变频器，采用压力闭环控制注水泵流量，达到节能目的。
6）过滤反洗水回收循环处理，减少水耗。
参考文献
[1]周立峰。辽河油田稠油油藏地面工程关键技术与发展方向[J]。石油工程建设。2008，（3）28-30
关键词：稠油 粘度 集输 优化。
1 稠油、超稠油集输工艺
1.1 单管加热集输工艺
井口来液经加热炉加热后，输往计量站或计量接转站，该工艺集油管线流速通常低于0.5m/s，适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。具有流程简单，方便管理，投资少的特点。
1.2 双管掺水集输工艺
所谓掺水集输流程即在采油井口加入活性水溶液，达到利用化学药剂降粘、利用水溶液润湿边壁，降阻输送的目的，多用于粘度不大于10000mPa·s的稠油。回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，需建立掺水分输站，掺水比为1.8～2：1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。
双管掺水工艺采用集中建站分配水量，减少了掺水泵数量，节约投资和减少耗电量，但掺液量较大，增加集输负荷，油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象。
1.3 双管掺稀油集输工艺
稠油掺稀油是利用两种物性、粘度差别较大，但互溶性好的原油，将其按一定比例互溶在一起，使其具有新的粘度和物性，达到稠油降粘的目的。稠油掺稀油降粘工艺技术，可以满足任何粘度稠油降粘要求。应用此工艺需在计量接转站和集中处理站设掺稀油系统，包括稀油的计量、储存、升压、加热、分配等功能。掺液比为1：0.3～0.7（稠油：稀油），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。稠油与稀油混合均匀，降粘效果稳定。流程灵活，掺油位置即可选择在井口，又可在井下。
1.4 三管伴热集输工艺
所谓三管伴热集输流程，即利用伴热介质管道与稠油管道伴行，保证输油温度，常用伴热介质为热水或导热油，这种流程适用于50℃粘度在3000mPa·s以下的稠油集输，特别对一些低产井、间歇出油的油井更适合。
1.5 超稠油平台集输
由于超稠油粘度大，原油流动性极差，因此其采油工艺均采用初期为蒸汽吞吐，后期为蒸汽驱抽油机采油，油井布置均采用丛式井布置，地下井距根据油品流动性的不同其距离也不等，地面则建立油井平台，每个平台以2口以上不同数量的油井为一组。根据各油井平台产量、井口回压和距下一油井平台的距离不同，油井平台设三种功能，即自压平台、泵平台和中心平台。
1.5.1 自压平台工艺流程
自压平台就是利用井口回压将油井平台上原油直接压入泵平台或中心平台（或脱水处理站），实现自压功能。
1.5.2 泵平台工艺流程
泵平台是对依靠井口回压不能输油的平台，在油井平台上设立增压泵，将超稠油输至中心平台，实现平台的增压功能。
1.5.3 中心平台工艺流程
中心平台是将自身平台和泵平台、自压平台输送的原油汇集到一起，通过增压泵直接输至输油干线内，通过输油干线输至超稠油集中脱水处理站进行脱水处理。
以自压平台、泵平台、中心平台代替计量站、计量接转站，使工艺流程简化，方便生产管理。油井与集油共用一个平台，减少占地，又有利于能量综合利用。
2 稀油集输工艺
辽河油田兴隆台采油处稀油凝固点较高（18～31℃），井口出油温度较低（30～40℃），油压较高，因而单井集油采用单管加热集输工艺。为防止节流降温造成管线冻堵，需将加热炉设在油嘴前，因此单平台单井采用单井高压加热炉，单平台多井采用单台多井高压加热炉。单井油气经单井加热炉加热至50℃左右，节流降压至1.6MPa以下，进入输油管道混输至计量站，计量站内采用称重式油井计量器计量，其工作原理是根据不同油气比，选择不同规格和结构的称重式油井计量器，单井油气进入称重式油井计量器后进行气液分离，气体依靠计量器外的气体流量计进行计量，液体则依靠计量器内的翻斗实现连续计量，各井采用三通阀门自动切换，所有操作均由计算机控制，可设置任何间隔时间的单井油气计量（目前每口井计量时间0.5～1小时），每口井每天至少计量2次（每台称重式油井计量器管辖12口井）。单井计量后，油气混输经外输加热炉升温，自压进入联合站处理。
3 注水系统典型工艺
以下3种典型注水流程，在辽河油田集输工艺中覆盖率达80%。
3.1 污水集中回注流程
联合站脱出污水→污水处理至合格水质→储水罐→注水泵→注水干线→配水间→单井管线→注水井口
该流程适用于注水规模较大，有处理合格的污水作为注水水源的稀油区块。该流程在大规模稀油区块经过多年的应用和不断完善改进，已经相当成熟。
3.2 注清水流程
水源井→深井泵→曝气水箱→锰砂过滤罐→紫外线杀菌器→储水罐→注水泵→配水间→单井管线→注水井口
该流程适用于注水规模较小，无处理合格的污水作为注水水源的偏远小区块。该流程在小型区块也经过多年的应用和不断完善改进，在水处理和注水工艺中已经相当成熟。
3.3 单井增注流程
低压来水（或高压水）→增注泵→注水井口
该流程适用于注水规模小，注水压力高，注水井分散的注水区块。此次标准化设计共包括12种不同规模和压力的单井增注标准图，覆盖率30%。
4 稠油站场优化 4.1 工艺流程的优化
取消了二级除油器。稠油油田油气比低，通常在10m3/t。通过HYSYS软件模拟计算后，气体经生产分离器和一级除油器处理后，气体中所含油滴直径小于10μm，气体中含油量不大于50mg/m3。从现场的调研结果看，二级除油器中基本不含油，与研究结果一致，可以取消二级除油器。
外输泵流量的调节方式由回流调节改为变频调节。将缓冲罐液位监测信号与外输泵电机变频器联锁控制，经现场调研结果，采用变频调节可以适应进站液量的变化大的特点，能保证生产的正常运行，节约了用电量。
4.2 设备选型优化和标准化
改变传统的计量分离器配套计量间的单井计量方式，取消计量分离器和单井计量间，采用称重式翻斗计量，实现自动选井计量。
原油加热采用微正压加热炉，取代热效率低、体积大、烟囟高、占地面积大的负压加热炉，节省占地面积，提高热效率，节省投资和维护费用。
设备的设计标准化，包括外型尺寸，与管道的连接方式，设计参数等。在设备标准化后，设备的种类相应减少约60%，如高架罐由3种减为1种，除油器由4种减为1种。
4.3 原油集输站场平面布置优化
将辅助用房进行合并简化，做到一房多用，提高房间的利用率。取消原有的检修间、单井计量间等。在满足安全距离、工艺流程、设备安装以及运输和设备检修的前提下，尽量缩小建构筑物之间的间距。占地面积比原有站场减少15-20%。
5 注水站工艺优化
1）工艺设备布置中，采用注水泵室外布置，设置泵棚，锰砂过滤罐采用室外布置，减少水处理间面积和房间高度，降低了工程投资。
2）将辅助用房进行合并简化，尽量做到一房多用，提高房间的利用率；在满足使用功能的情况下缩小房间的面积。在满足安全距离和设备安装检修、操作要求的前提下，优化平面布置，占地面积比原有注水站减少15-20%。
3）注水站原有采暖系统采用水套炉供暖，现采用简单的壁挂式燃气炉，供暖调节灵活，节约了用地，减少投资，不同规模的注汽站减少建设投资3-5万元/站。
4）考虑工人生产工作环境以及节能、环保因素，生产辅助用房结构由爬犁房改为框架结构，厂区地面为沙石场地。
5）根据生产工艺技术的特点，注水站仪表系统的设置满足基本的生产操作和过程管理需求。测控设备选型立足国内、简单适用、安全可靠、经济合理的仪表。仪表值班间设置可编程控制器（PLC），对注水泵及储水罐流量、液位信号实现参数检测、显示、报警、计量等功能。设置1台变频器，采用压力闭环控制注水泵流量，达到节能目的。
6）过滤反洗水回收循环处理，减少水耗。
参考文献
[1]周立峰。辽河油田稠油油藏地面工程关键技术与发展方向[J]。石油工程建设。2008，（3）28-30