第一节　油气集输技术

　　大庆油田通过自主研发主力油田油气集输密闭处理改造技术、外围油田单管环状掺水保温集油技术，以及与之相配套的密闭储油技术、高含水与特高含水原油不加热集油技术、聚驱采出液处理技术、油气水混相输送等技术，创建一整套适合大庆地域特点的油气集输工艺流程，为安全、高效、合理利用油气资源提供了保障。
　　1980年代初启动的喇萨杏油田油气集输处理工程密闭改造项目，作为大庆三大主力油田的系统工程，历时十余年，开发利用单井建站、集中计量、双管掺水、热洗清蜡集油技术，压力容器密闭处理油气、液面界面自动控制、密闭集输技术，原油负压稳定回收轻烃集输，油田气制冷回收轻烃技术以及合理的轻烃储运技术，于1990年全面完成，从而实现回收轻烃、降低油气损耗与能耗，保护了大庆地区大气环境，取得巨大的经济效益和社会效益。
　　二十世纪八九十年代，大庆长垣外围适应低产、低渗透、低油气比油田开发特点，首创单管环状掺水保温集油流程，以液面恢复法油井产量计量技术与功图法油井产量计量取代单井进站集中计量集油流程，以化学清蜡取代热洗清蜡，油气处理采用油气分离、原油加热、游离水脱除、原油电脱水及脱水油缓输合一装置，简化了外围油田油气处理工艺，节省了数以亿计的投资与管理成本。
　　另外，与上述两大系统工程相配套的诸多科技研发成果，促成纷繁复杂的油气集输系统不断完善，并使之高效运行。1990年代研发的密闭储油技术，通过自行设计制作2万立方米、5万立方米、10万立方米大型浮顶储油罐，大大提升油库储油规模，保证了储油品质；高含水、特高含水原油不加热集油技术及其配套的低温脱水、低温含油污水处理技术，大大降低了高含水、特高含水开采阶段油气集输能耗；1991～1996年研发的聚驱采出液处理技术，采用新型填料游离水脱除器、破乳剂以及竖挂电极电脱水器与组合电极电脱水器，破解了含聚合物采出液脱水难题，为聚驱采油技术工业化推广应用创造了必要的条件。
　　1996～1998年研发的单管加热集油技术，简化了外围油田集油流程，使油井流出的油、气、水混合液自压进入井口设置的电加热器，达到集输油所需的温度值，并在整个集输油过程中取消或部分保留掺水，进而取消既有双管掺水流程的掺水管线，缩小单管电加热集油管径，取消转油站至阀组间的供热管线，简化了站内脱水工艺，并降低了负荷。比起外围油田双管掺水流程，单管加热集油技术，节省工程投资40％，供热运行费用降低48％，还有助于解决外围油田燃料气不足的问题。该技术成果获1999年度中石油科技进步二等奖。同期研发的低渗透油田原油采出液处理组装化装置，通过对油井来液的油气分离、沉降、加热、脱水、缓冲等过程，使净化油含水＜0.2％，污水含油＜100毫克／立升；油田伴生气则直接返回到装置加热段作为燃料燃烧，热效率达到85％。该装置取代常规流程中的三相分离器、加热炉、电脱水器、油水缓冲罐、掺水炉等设备，流程简化到只有一个操作环节，并减少占地面积69％，节省了基建投资。该装置获1999年度石油科技进步二等奖和第十三届全国发明展览会银奖。
　　2002年，以油气集输与处理的完整系统单元———联合站系统为对象，开展特高含水原油高凝采出液低温集输与处理工艺技术研究，逐步形成一整套适用于高寒地区特高含水高凝原油采出液已建系统的低温集输与处理工艺技术，使集输吨油耗气量降低50％以上，减少了油气生产过程中的二氧化碳排放量，保护了大气环境。该技术广泛应用于油田主产区，经济效益与社会效益显著，获中石油技术创新二等奖。
　　2003～2005年，通过开展数值优化在油田加热炉上的应用研究，基于炉膛内部湍流、旋流、燃烧、热辐射等物理现象，建立起数学物理模型；引入非均匀网格和贴体坐标，把炉膛划分为近2万个计算区域；编制数值程序，求解出由200多万个非线性、相互耦合微分方程组成的方程组，最终在计算机上模拟出加热炉炉膛内含强旋流的内稳态三维反应流的流动、温度、燃料、空气、燃烧产物等参数分布情况。在此基础上，通过对不同尺寸、不同结构的炉膛和喷嘴等部件进行数值模拟，优选出最佳结构。还把负压蒸汽换热原理应用到加热炉上，研制出负压蒸汽换热加热炉。经过优化燃烧装置，加热炉耗钢量降低30％以上，节气10.4％以上。该项目部分成果被SCI所收录，并获省科技进步二等奖。
　　2004～2005年，通过混输管道预算方法研究、多相混输工艺技术现场试验、多相混输泵应用实验，解决了长距离气液混输的一系列关键技术问题，形成一套适用于高寒地区、高凝原油、较高油气比的长距离气液混输工艺模式，大幅简化外围油田新开发区快地面工艺，突破了国内陆上油田长距离气液混输工艺技术极限，节省了大量基建投资及其管理成本。