摘要：辽河油田超稠油具有动力粘度大，密度高等特点，解决这种原油的粟输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题。根据超稠油开发的需要，对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行7攻关研究，形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程，有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求。
关键词：超稠油；集油系统；静态沉降脱水；蒸汽辅助重力泄油
引言
辽河油田超稠油50℃时的动力粘度为5×104-18．7×104mPa·s，20"C时原油密度O．9980-0．10019g／cm3，超稠油储量较大，主要分布在曙一区杜84块、杜32块以及洼60块等。但由于开采难度很大，长期以来一直未被动用。随着油田开发时间的推移及油田稳产的需要，从1996年开始，逐渐进入了超稠油开发阶段。
经历了十多年攻关研究和生产运行实践，成功地研制出一套完整的超稠油地面工艺及配套技术，为我国的超稠油开发开辟了一个全新的模式，填补了我国超稠油地面工艺及配套技术领域的空白。
1 超稠油集油系统工艺技术
1．1 低含水期集油系统
超稠油特点是密度大，粘度高，含胶质、沥青质高，流动性差。因此，不易输送、脱水。开采低含水期集油系统采取井口拉油方式，其条件及特点为：产液量小，含水少，管道集输热力、水力条件差，管输温降大、摩阻损失大；适于车运，建设速度快捷。
1．2 高含水期集油系统
1．2．1油井平台技术
1997年实现了油井平台集油生产工艺，所谓油井平台，是利用丛式井组和水平井组的采油平台。根据工艺需要，井站集输系统设自压平台、泵平台．中心平台。自压平台靠井口回压将单井超稠油输送至泵平台或中心平台，泵平台将所辖井和自压平台的超稠油通过提升泵输至中心平台或集输干线。中心平台所辖井和泵平台的超稠油通过提升泵输至集输干线。其条件及特点为：产液量大，含水增多，管道集油热力、水力条件满足输送要求，且生产平稳，可降低费用，又便于管理，而车拉效率低，成本高、管理不便、污染环境、影响交通。
1．2．2 环状集油管道技术
2002年实现了杜84块井口至集中处理站的高含水超稠油集油管网的生产工艺，管网长3．5km，根据井站的特点，集油管网呈环状结构，即方便各平台输入，形成统一的输油系统，叉可维修调整。通过这条管网的建设，初步得出了含水超稠油管道摩阻损失的数据和有关的计算方法。
1．2．3 长距离集油管道技术
2005年实现了洼60高含水超稠油集油管道长距离生产工艺：洼60转油站一一冷一集中处理站．长18km，是国内目前最长的超稠油集油管道。通过该管道的建设，充分认识了含水超稠油管道摩阻损失原理，完善了含水超稠油管道摩阻损失的计算方法。
通过大量的实验，确定了超稠油脱水的温度和有效的沉降时间及高效的破乳剂：脱水温度不得低于90℃，实现最大的油水密度差，大大降低超稠油的粘度，有利于油水的分离，沉降时阆不得小于96h，保证油水充分分离，自主研发高效破乳剂保障了脱水效果。
特油1号集中处理站1997年建成投产，设计处理超稠油能力50×104t／a，原油综合含水50％，总液量100×104t／a。采用汽车拉油进站，进站混合液最低温度75℃，脱水工艺采用一段脱水，脱水温度90℃，沉降时间96h。
特油2号集中处理站1999年建成投产，设计处理超稠油能力50×104t／a，原油综合含水50％，总液量i00×104t／a。于2002年扩建，设计处理超稠油能力１00×104t／a，原油综合含水75％，总液量400×104t／a。采用管输集油进站，进站混合液最低温度75℃。
