辽河油田已开发近50年，该油田原油产量历经上升、递减和稳产过程，地面原油处理系统负荷已不足40%，且地面系统运行多年老化严重。自2017年开始，系统分析了辽河油田地面工程工艺技术现状，针对地面工程系统面对的投资形势严峻、环保压力骤增、技术亟待升级等各方面压力和挑战，提出了今后一段时期辽河油田地面工程技术在开发方式转换、地面节能降耗、油田减排达标、低成本物联网等方面的攻关和发展方向，以实现油气田地面系统低成本高效开发。

一、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，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2920×104t/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。

二、油气处理技术

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1300×104m3，节约成本约2600万元。

2、高频聚结脱水技术

采用高频聚结脱水技术，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2～4h，处理后原油含水率1.5%～3%。

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（72～84h减少至1～2h），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。

4、油水管式分离技术

创新采用管道式油气水分离装置进行预脱水，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%。

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进行提升（表1）。

表1辽河油田伴生气处理技术

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，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。

7、原油供氢热裂化改质技术（HTDC）

HTDC技术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。

三、污水处理技术

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、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150mg/L。

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5000万元以上，已累计节省4.35亿元除硅用药剂费用。

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800mg/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20~40mg/L，氨氮质量浓度为1~2mg/L，磷酸盐质量浓度≤0.5mg/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。

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5m3/h）并取得成功，后又进行了中试试验（处理液量20m3/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%。