遼河油田地面工程技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展方向*

中油遼河工程有限公司

遼河油田礦權(quán)主要分布于遼寧、內(nèi)蒙古12 個市、32 個縣（旗），并于2018 年獲得柴達(dá)木盆地、隴東地區(qū)和渭河盆地部分采礦權(quán)，主要生產(chǎn)區(qū)域分布在人口密集區(qū)、經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)、國家級濕地保護(hù)區(qū)，原油年生產(chǎn)能力1 000×104t，是中國最大的稠油、高凝油生產(chǎn)基地。遼河油區(qū)于20 世紀(jì)50 年代開始地質(zhì)普查，60 年代初開始鉆井勘探，1966年在遼6 井首次獲得工業(yè)油流，1967 年組織大規(guī)模的勘探，1970 年正式投入開發(fā)，1980 年宣布遼河油田建成，1986 年原油產(chǎn)量突破1 000×104t，成為新中國第三大油田。到1995 年原油生產(chǎn)規(guī)模為1 552×104t，達(dá)到歷史最高產(chǎn)量。而后，由于資源接替不足、轉(zhuǎn)換方式未取得實質(zhì)性進(jìn)展等原因，油田產(chǎn)量以每年30×104～40×104t 的速度遞減。為此，通過不斷深化油田勘探，規(guī)模推進(jìn)開發(fā)方式轉(zhuǎn)換，夯實了油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，遏制了原油產(chǎn)量持續(xù)遞減的被動局面，2006—2008 年連續(xù)三年原油產(chǎn)量穩(wěn)定在1 200×104t，目前穩(wěn)定在1 000×104t 水平。

1 遼河油田地面工程現(xiàn)狀

截至2017 年底，遼河油田所屬13 家油氣生產(chǎn)單位常開油氣水井1.3×104口，各類管道1.47×104km，原油聯(lián)合站31 座，脫水站2 座，轉(zhuǎn)油站371 座，計量站354 座，注水站49 座，注汽站259座，污水處理站30 座，罐容127×104m3，建成了功能完善的油田地面集輸與處理系統(tǒng)。

單井集油基本工藝為不加熱、加熱、摻水、摻稀集油方式，另有少量油井采用拉油、三管伴熱集輸工藝。聯(lián)合站原油處理普遍采用預(yù)脫水工藝和熱化學(xué)沉降脫水工藝，設(shè)計處理能力2 920×104t/a。污水處理系統(tǒng)常規(guī)工藝為調(diào)節(jié)、除油、氣浮及過濾，常規(guī)污水處理能力15.06×104t/d，深度污水處理能力10.2×104t/d。天然氣主要靠秦沈管道供氣，油田自產(chǎn)氣較少，約5.5×108m3/a，常規(guī)處理工藝為干法脫硫及輕烴回收。

2 主要技術(shù)進(jìn)展

2.1 油氣集輸

2.1.1 并轉(zhuǎn)簡化技術(shù)

通過對集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀分析，結(jié)合油井產(chǎn)液量、原油含水及黏度變化，開展區(qū)塊整體優(yōu)化研究，實施聯(lián)合站降級、接轉(zhuǎn)站降級、計量站關(guān)停并轉(zhuǎn)，實現(xiàn)集輸系統(tǒng)整體優(yōu)化，關(guān)停站場50%～60%，降低運(yùn)行成本30%～50%。區(qū)塊運(yùn)行年限長、腐蝕老化嚴(yán)重的管線，結(jié)合新井產(chǎn)能建設(shè)，以平臺、串接集油替代雙管摻水工藝；區(qū)塊投運(yùn)時間短，管線腐蝕程度低的管線，以橇裝化計量裝置替代站內(nèi)計量間；關(guān)停站場除取消計量間外，外輸泵、外輸加熱爐停運(yùn)，實現(xiàn)無人值守。關(guān)停站場采出液輸送至保留站增壓、加熱外輸。近3 年遼河油田關(guān)停計量站56 座，降級接轉(zhuǎn)站和泵輸平臺106 座，降級聯(lián)合站1 座，年減少運(yùn)行成本2 555 萬元。2019—2023 年計劃通過并轉(zhuǎn)簡化技術(shù)[1]提高站場負(fù)荷，計量站由354 座減少為116 座，計量接轉(zhuǎn)站由371 座并轉(zhuǎn)為209 座，油氣集輸系統(tǒng)負(fù)荷率由48%提高到62%，減少用工總量5 445 人。

2.1.2 單井冷輸技術(shù)

開展了黏溫變化機(jī)理研究，建立了適合遼河油田稠油、稀油、高凝油冷輸模型，確定相應(yīng)技術(shù)參數(shù)，已應(yīng)用于2 455 口油井。

集輸溫度：20～30 ℃；井口回壓：0.5～1.5 MPa；單井產(chǎn)量：液量＞5 m3/d；原油密度：＜0.9 g/cm3，高含水可適當(dāng)放寬；集油半徑：一般500～1 300 m，最高達(dá)2 500 m。

2.1.3 小環(huán)集油（摻液、注水）技術(shù)

應(yīng)用高含水稠油串接集油技術(shù)，替代放射狀雙管流程，集輸溫度由60～70 ℃降低到40～50 ℃，集輸半徑由300～800 m 增至800～2 000 m，沿線溫降由10～30 ℃降低至6～8 ℃，摻水量由10 m3/d 降低到6 m3/d，摻水出站溫度由80 ℃降低至60 ℃，井口回壓由0.3～0.6 MPa 提高到1.0 MPa。近3 年來，應(yīng)用井?dāng)?shù)2 200 余口，該技術(shù)可降低建設(shè)投資與運(yùn)行成本31%，單井平均節(jié)約成本2.8 萬元/a，節(jié)省投資2.6 萬元。

2.1.4 單井加熱爐提效技術(shù)

創(chuàng)新開發(fā)了反燒式井場加熱爐[2]，該爐為立式結(jié)構(gòu)，燃燒器位于加熱爐底部，高溫?zé)煔馔ㄟ^輻射段進(jìn)入對流段，在對流段內(nèi)橫向放熱，煙氣通過回燃室進(jìn)入煙管，向下沖刷煙管壁面放熱，最后匯集經(jīng)煙囪排出，所有熱量通過中間熱媒水間接加熱介質(zhì)，加熱爐熱效率可達(dá)90.56%以上。該技術(shù)可有效解決遼河油田現(xiàn)有井口加熱爐爐型眾多不規(guī)范、負(fù)荷率低、熱效率低、燃?xì)獬杀靖叩葐栴}。預(yù)計實施后，單井加熱爐數(shù)量減少39%，負(fù)荷率提高至85%，熱效率提升至87%，年節(jié)約燃?xì)獬杀?.97億元。

2.1.5 就地脫水回?fù)郊夹g(shù)

通過優(yōu)化總體布局，改造已建工藝，將傳統(tǒng)的聯(lián)合站來污水摻液改為小站就地脫水回?fù)?，減少沿線溫降和壓力損失，節(jié)約加熱成本。目前在沈采、錦采等采油廠推廣應(yīng)用，年節(jié)約運(yùn)行成本1 080萬元。

2.2 油氣處理

2.2.1 原油不加熱預(yù)脫水技術(shù)

通過利用現(xiàn)有儲罐或新增管道式油水分離裝置、高頻電脫水裝置，實現(xiàn)一段預(yù)脫，停運(yùn)一段加熱爐，并篩選高效低溫破乳劑，大幅降低運(yùn)行成本。近年來在曙采、高采、歡采、冷家等采油廠應(yīng)用，年節(jié)約天然氣用量1 300×104m3，節(jié)約成本約2 600 萬元。

2.2.2 高頻聚結(jié)脫水技術(shù)

隨著遼河油田稠油蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)等開發(fā)方式轉(zhuǎn)換工業(yè)化規(guī)模的擴(kuò)大，稠油熱化學(xué)沉降脫水處理難度大、成本高的問題尤為突出。為此采用高頻聚結(jié)脫水技術(shù)，通過高頻高壓脈沖打破界面膜實現(xiàn)破乳，并經(jīng)電場力相互作用實現(xiàn)快速聚結(jié)[3-4]。目前該技術(shù)在稀油脫水領(lǐng)域已成熟應(yīng)用，在稠油預(yù)脫水時初見成效。2017 年在杜813 塊開展稠油精脫水試驗，脫水效果顯著，處理來液含水率30%～50%，脫水溫度75～85 ℃，沉降時間2～4 h，處理后原油含水率1.5%～3%。

2.2.3 稠油密閉脫水技術(shù)

遼河稠油脫水處理普遍采用熱化學(xué)沉降脫水工藝，部分聯(lián)合站輔以大罐低溫預(yù)脫水工藝。傳統(tǒng)稠油兩段熱化學(xué)沉降脫水時間長、熱能損失大，加藥量大、烴類組分揮發(fā)損耗，原油脫水設(shè)施腐蝕老化，不能滿足油田生產(chǎn)需要。為此，研發(fā)稠油密閉精脫水裝置，替代了二段熱化學(xué)沉降脫水流程，可縮短脫水時間（72～84 h 減少至1～2 h），降低二段大罐溫降，減少破乳劑加入量，試驗成功后在稠油聯(lián)合站推廣，逐步替代運(yùn)行年限近30 年熱化學(xué)沉降罐。

2.2.4 油水管式分離技術(shù)

創(chuàng)新采用管道式油氣水分離裝置[5]進(jìn)行預(yù)脫水，先利用油水密度差進(jìn)行初步分離，后經(jīng)多層斜板聚并作用，使小油滴聚并成大油滴，同時與液體中溶解氣貼附上浮。后級采用臥式罐重力沉降原理，并在進(jìn)口加裝減壓裝置，進(jìn)一步進(jìn)行油水分離。油水管式分離技術(shù)在曙光采油廠應(yīng)用效果較好，原油含水脫除率≥50%。

2.2.5 伴生氣處理技術(shù)

遼河油田多采用熱力開采，早期采用干法脫硫工藝脫除伴生氣中的硫化氫，近年來由于火驅(qū)開發(fā)，伴生氣中甲烷濃度較低，伴生氣中且含有非甲烷總烴等，為了滿足環(huán)保要求和增加經(jīng)濟(jì)效益，對伴生氣的處理技術(shù)[6-10]進(jìn)行提升（表1）。

表1 遼河油田伴生氣處理技術(shù)Tab.1 Associated gas treatment technology of Liaohe Oilfield

2.2.6 輕烴回收技術(shù)

遼河油田現(xiàn)有部分油氣田原油穩(wěn)定率較低，原油穩(wěn)定裝置老化嚴(yán)重，造成原油穩(wěn)定處理能力不能滿足生產(chǎn)要求及蒸發(fā)損耗過大。通過丙烷制冷、膨脹機(jī)、氣波機(jī)、J-T 閥以及冷油工藝技術(shù)，推行DHX 工藝[11]，實現(xiàn)組分、收率、能耗、經(jīng)濟(jì)效益等參數(shù)性價最優(yōu)化，精確制冷溫度，換熱器冷箱提效，提高輕烴產(chǎn)品收率。在遼河油田已建原油穩(wěn)定裝置現(xiàn)狀基礎(chǔ)上，逐步提高原油穩(wěn)定率，進(jìn)一步降低原油的蒸發(fā)損耗。

2.2.7 原油供氫熱裂化改質(zhì)技術(shù)（HTDC）

HTDC 技術(shù)[12]是在催化裂化技術(shù)的基礎(chǔ)上，加入供氫劑，抑制過度縮合和過度裂化，提高渣油轉(zhuǎn)化深度和生成油穩(wěn)定性，降低油品黏度。擬將某煉油廠15×104t/a 減黏裂化裝置進(jìn)行搬遷改造，對杜813 塊稠油進(jìn)行減黏處理。

2.3 污水處理

2.3.1 稠油污水深度處理技術(shù)

通過調(diào)節(jié)、除油、除懸浮物（除硅）、過濾、軟化處理工藝，將稠油污水進(jìn)行深度處理，處理后污水達(dá)到回用注汽鍋爐水質(zhì)指標(biāo)，回用注汽鍋爐，解決了稠油污水出路問題，并且提高了污水回用率，減少污水外排量。遼河油田已先后在錦采、歡采、曙光等油田建成投產(chǎn)了8 座稠油污水深度處理站，目前日處理規(guī)模6.33×104m3/d，累積處理污水2.95×108m3，節(jié)約清水2.95×108m3，節(jié)約燃料油62×104t，扣除處理成本后累積節(jié)約費(fèi)用達(dá)到13.4 億元。

2.3.2 稠油污水深度處理除硅工藝優(yōu)化技術(shù)

經(jīng)過試驗研究和生產(chǎn)應(yīng)用，熱采注汽鍋爐二氧化硅給水指標(biāo)可以有條件放寬，即污水中堿度為SiO2含量的3 倍，在不存在鈣、鎂、鋇等易結(jié)垢離子的情況下，注汽鍋爐給水中SiO2濃度指標(biāo)可以適當(dāng)放寬至150 mg/L[13]。該成果已在遼河油田歡三聯(lián)、曙四聯(lián)、曙一區(qū)等稠油污水深度處理回用工程推廣應(yīng)用，處理水量約6.33×104m3/d，年減少除硅藥劑用量約3×104t，每年至少節(jié)省除硅藥劑費(fèi)及其相關(guān)費(fèi)用5 000 萬元以上，已累計節(jié)省4.35 億元除硅用藥劑費(fèi)用。

2.3.3 稠油污水深度處理達(dá)標(biāo)外排技術(shù)

整個處理工藝分為預(yù)處理段及生化處理段。預(yù)處理段主要采用“調(diào)節(jié)+除油+兩級氣浮+一級過濾+兩段冷卻”處理工藝，去除油及SS，并把污水溫度降到35 ℃以下，盡可能為后段生化處理創(chuàng)造條件。經(jīng)過預(yù)處理段后，含油及SS 達(dá)到外排標(biāo)準(zhǔn)，COD 質(zhì)量濃度可降到800 mg/L 以下。生化處理段主要采用兩級“粉末活性炭+活性污泥”（兩級PACT）處理工藝，主要作用為去除COD、BOD5、氨氮等污染物，使其達(dá)到《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》的要求。該技術(shù)應(yīng)用于遼河油田曙光污水外排處理廠，目前處理后污水COD 質(zhì)量濃度為20～40 mg/L，氨氮質(zhì)量濃度為1～2 mg/L，磷酸鹽質(zhì)量濃度≤0.5 mg/L，完全達(dá)到遼寧省外排指標(biāo)要求，工程處理成本12～14 元/m3，國內(nèi)首次稠油采出水完全處理達(dá)標(biāo)排放至自然水體，各項技術(shù)指標(biāo)達(dá)到國際領(lǐng)先水平。

2.3.4 不加藥污水處理技術(shù)

整個工藝不投加藥劑。利用曝氣工藝除掉污水中游離的油滴顆粒和單質(zhì)硫等還原性物質(zhì)；再采用旋流、溶氣工藝，在空化的作用下對污水中的油和其他懸浮物進(jìn)行旋流、氣浮、聚結(jié)分離；最后采用兩級三合一凈化器對污水中的油及懸浮物再次進(jìn)行浮選、聚結(jié)和吸附過濾。在興二聯(lián)進(jìn)行了“含油污水處理不加藥達(dá)標(biāo)回注技術(shù)”小試（處理液量5 m3/h）并取得成功，后又進(jìn)行了中試試驗（處理液量20 m3/h）。該工藝穩(wěn)定運(yùn)行3 個月，出水水質(zhì)能夠達(dá)到注水要求的“雙十”指標(biāo)要求，產(chǎn)生泥渣量比原工藝減少80%；噸水處理成本0.5～0.6 元，比原工藝降低70%。

2.4 開發(fā)方式轉(zhuǎn)換的地面配套技術(shù)

2.4.1 SAGD 地面配套

遼河油田自2005 年開始在杜84 塊開展SAGD開發(fā)研究、試驗和推廣工作，形成一系列具有遼河特色的油氣集輸、原油處理、稠油注汽、稠油污水處理、熱能利用等關(guān)鍵技術(shù)[14-15]（表2）。

2.4.2 火驅(qū)地面配套

為進(jìn)一步提高稠油采收率，遼河油田從2005年開始在杜66 塊開展稠油火驅(qū)開采研究、試驗和推廣工作，形成了適用于遼河稠油油藏有效開采的包括空氣注入[16]、污水高效氣浮等火驅(qū)開采地面配套工藝技術(shù)（表3）。

表2 遼河油田SAGD 地面配套技術(shù)Tab.2 Surface matching technology of SAGD in Liaohe Oilfield

表3 遼河油田火驅(qū)地面配套技術(shù)Tab.3 Surface matching technology of fire flooding in Liaohe Oilfield

表4 遼河油田化學(xué)驅(qū)地面配套技術(shù)Tab.4 Surface matching technology of chemical flooding in Liaohe Oilfield

2.4.3 化學(xué)驅(qū)地面配套

遼河油田重點化學(xué)驅(qū)工程包括錦16 塊二元驅(qū)[17-18]、沈84-安12 塊三元驅(qū)等，其中關(guān)鍵技術(shù)大部分是在錦16 塊聚/表復(fù)合驅(qū)中形成（表4）。

2.5 儲氣庫技術(shù)

遼河油田2014 年建成投產(chǎn)雙6 儲氣庫，年采氣能力16×108m3，充分發(fā)揮了地下儲氣庫調(diào)峰保供和戰(zhàn)略儲備作用，同時形成了自主的枯竭型油藏、枯竭型氣藏儲氣庫地面工藝技術(shù)包。下一步將繼續(xù)開展雷61 儲氣庫、雙臺子儲氣庫群、馬19 儲氣庫等8 座儲氣庫建設(shè)工作，預(yù)計2030 年庫容達(dá)到78×108m3，成為全國第一大儲氣庫群，為保障東北、京津冀地區(qū)供氣、調(diào)峰起到重要作用。

3 面臨的形勢和挑戰(zhàn)

3.1 地面工藝現(xiàn)狀復(fù)雜

遼河油田具有稀油、稠油、超稠油、高凝油等多種油品性質(zhì)，開發(fā)近50 年來，經(jīng)歷了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、化學(xué)驅(qū)、火驅(qū)等多種開發(fā)方式，地面工藝設(shè)施復(fù)雜多樣，且多面臨老化嚴(yán)重的問題，對新技術(shù)新工藝的適應(yīng)性較差。

3.2 地面投資形勢嚴(yán)峻

現(xiàn)有的地面工藝需要大量的更新改造資金，但每年改造投資無法滿足改造需求，國際油價低迷，地面投資不斷壓縮，地面設(shè)施無法及時更新?lián)Q代，這就要求地面工藝進(jìn)行優(yōu)化，并壓縮投資，控制成本，同時需要加快地面工藝技術(shù)升級，逐步淘汰落后工藝，做好、做強(qiáng)提質(zhì)增效工作。

3.3 環(huán)保壓力逐年遞增

國家新頒布的環(huán)境保護(hù)法對油田開發(fā)提出了更高的要求，并指示環(huán)保區(qū)內(nèi)油井逐步退出，同時地面工程系統(tǒng)面臨管線腐蝕泄漏、油泥處理、熱力采油伴生氣、葦田施工保護(hù)、污水外排等諸多環(huán)保因素，這對油田千萬噸穩(wěn)產(chǎn)帶來了更嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。

3.4 地面工藝技術(shù)體系需進(jìn)一步升級和完善

遼河油田開發(fā)方式轉(zhuǎn)換及降本增效需求，對地面配套工藝技術(shù)提出了更高的要求，需要進(jìn)一步發(fā)展完善領(lǐng)先的工藝技術(shù)系統(tǒng)。地面科研攻關(guān)投入低，進(jìn)度緩慢，瓶頸技術(shù)有待進(jìn)一步突破。同時技術(shù)推廣和科研結(jié)合不夠緊密，不利于科研成果轉(zhuǎn)化推廣。低成本數(shù)字化油氣田建設(shè)技術(shù)不夠成熟，與油田組織結(jié)構(gòu)形式、生產(chǎn)需求、成本控制等方面不能完全匹配[19-20]。

4 技術(shù)發(fā)展方向

面對油田嚴(yán)峻的形勢和挑戰(zhàn)，為確保油田千萬噸原油穩(wěn)產(chǎn)，必須通過技術(shù)升級創(chuàng)新，實現(xiàn)降本、提質(zhì)增效，全面優(yōu)化地面生產(chǎn)系統(tǒng)，發(fā)展低成本數(shù)字化油田。

4.1 持續(xù)推進(jìn)開發(fā)方式轉(zhuǎn)換技術(shù)

在化學(xué)驅(qū)地面工程技術(shù)領(lǐng)域，攻關(guān)研究三元驅(qū)采出液脫水、污水處理回用、腐蝕結(jié)垢控制以及聚合物黏損控制技術(shù)；在火驅(qū)地面工程技術(shù)領(lǐng)域，重點完善尾氣處理技術(shù)，逐步推進(jìn)濕法脫硫技術(shù)；在SAGD 地面工程技術(shù)領(lǐng)域，嘗試供氫裂化輔助SAGD 技術(shù)，完善熱能綜合利用、脫硫脫硝技術(shù)。

4.2 加快推廣地面節(jié)能降耗技術(shù)

持續(xù)完善并推廣高含水期油田串接集油工藝技術(shù)，推廣計量接轉(zhuǎn)站并轉(zhuǎn)簡化及污水就地回?fù)郊夹g(shù)，有條件的實施稠、稀油分質(zhì)分輸；推廣原油冷輸工藝技術(shù)、功圖計量技術(shù)，優(yōu)化單井加熱爐、計量器分散眾多布局；以降低油氣損耗為目標(biāo)，推廣原油密閉集輸、精脫技術(shù)，以及原油穩(wěn)定、輕烴回收工藝技術(shù)，并開展小規(guī)模高效原穩(wěn)裝置研究。

4.3 堅持推動油田減排達(dá)標(biāo)技術(shù)

完善稠油污水、化學(xué)驅(qū)污水達(dá)標(biāo)外排技術(shù)，優(yōu)化工藝參數(shù)，降低處理成本；從系統(tǒng)工程角度，系統(tǒng)研究地面處理系統(tǒng)油泥減量化、無害化及資源化再利用技術(shù)以及含泥沙原油回收技術(shù)，推廣泥漿不落地處理技術(shù)；系統(tǒng)攻關(guān)油田硫化氫（低濃度甲烷）綜合治理技術(shù)和揮發(fā)性有機(jī)物VOC 處理工藝技術(shù)。

4.4 穩(wěn)步推行低成本物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)

實施以全面工廠化預(yù)制為目標(biāo)的標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計、復(fù)雜大型三維模塊化設(shè)計技術(shù)，形成適應(yīng)模塊化建設(shè)的工程建設(shè)模式；大力推進(jìn)一體化集成橇裝研發(fā)，非金屬管道應(yīng)用、低成本物聯(lián)網(wǎng)（A11）以及管道站場完整性管理技術(shù)；引進(jìn)推廣應(yīng)用國內(nèi)外和同行業(yè)如稠油老化油處理、煙氣余熱回收、多相計量、穩(wěn)流配水、熱泵、地?zé)崂玫认冗M(jìn)技術(shù)。

5 結(jié)論

遼河油田具有稀油、稠油、高凝油等多種油品性質(zhì)，地面集輸工藝多樣復(fù)雜。針對其開發(fā)特點，通過加強(qiáng)地面工程管理與技術(shù)攻關(guān)，形成了一套先進(jìn)實用且安全可靠的稀油、高凝油、稠油、超稠油油氣集輸和處理工藝。

縱觀遼河油區(qū)40 多年的開發(fā)建設(shè)史，經(jīng)過幾代石油人的艱苦奮斗，在不斷深化認(rèn)識的基礎(chǔ)上，堅持繼承、創(chuàng)新、發(fā)展，攻克了開發(fā)過程中的一道道技術(shù)難關(guān)，形成了適合遼河油區(qū)高效開發(fā)的多元注水、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)、化學(xué)驅(qū)等核心技術(shù)，配套完善了如超稠油管輸、稠油污水深度處理回用、熱能綜合利用等多項地面關(guān)鍵技術(shù)，逐步形成了復(fù)式油氣藏滾動勘探開發(fā)和稠油開發(fā)理論，建成了全國最大的稠油和高凝油生產(chǎn)基地。特別是蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油和火驅(qū)關(guān)鍵技術(shù)，均達(dá)到世界級水平，為中深層稠油大幅度提高采收率提供了技術(shù)支持。但目前地面工藝技術(shù)仍存在相應(yīng)問題，如化學(xué)驅(qū)污水回用等瓶頸技術(shù)亟待突破、油區(qū)環(huán)境下管材腐蝕機(jī)理需進(jìn)一步研究、伴生氣處理技術(shù)升級、原油冷輸技術(shù)推廣、五化建設(shè)能力亟待提高、數(shù)字化油田建設(shè)亟待加速等問題，需要這一代石油人繼續(xù)攻堅克難，以加速地面工藝技術(shù)創(chuàng)新、突破和升級。