（记者 罗前彬 通讯员 吴朔 特约记者 李润泽）11月20日，辽河油区的最低气温已跌破零摄氏度，位于齐108块的4口稠油井却仍没有启用井口加热炉。“这几口井离站较近，在前些年持续缩短冬季加热天数基础上，今年冬天我们尝试实行不加热输送。”辽河油田欢喜岭采油厂采油作业四区16号站站长黎营说。
辽河油田稠油黏度高、在常温下不流动，用热采方式将其开采至地面后，需要再次加热才能实现地面集油。传统集输方式有单管加热输送、双管掺液输送、三管伴热输送3种方式。“不管哪种方式，都伴随大量热量损失，导致集输能耗较高。”辽河油田设计院油气储运所副所长杨琨说。
为克服传统集油方式高能耗、高成本的弊端，辽河油田设计院技术团队近年来大力攻关稠油不加热少加热集油技术。“现有稠油集输流程是基于稠油必须加热到某一温度后才能降黏流动这一认识建立的。但是近年来我们发现，到了开发后期，随着地下温场的建立和含水升高，集输温度可以适当降低。”杨琨说。针对稠油区块普遍含水率超80%、开发后期温场已经形成的特点，技术人员开展大量室内实验和数据分析，建立了黏度变化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，弄清了井口液量、压力、含水率、管输距离、管径等因素与稠油流动性之间的关联性，建立不加热少加热输送计算体系，为基层单位结合生产实际开展停炉输送和降温输送提供理论支撑。
在这些研究成果的支撑下，油田各单位不断摸索稠油不加热少加热输送的合适温度，结合不同区块稠油的特征延长不加热输送的时间。其中，金海采油厂应用43套多通阀，实现163口井从“双管集油”变“小环串接”集油，减少井口加热炉47台，2024年节气71万立方米。冷家油田开发公司将停炉伴热时间从每年4月份提前到2月份，高峰期关停加热炉300台，停炉率由2024年的45%提升至今年的60.5%，今年以来已实现节气162万立方米。
目前，稠油不加热少加热集油技术已在辽河油田1491口井应用，管线集输温度平均降低1/3。