1996-2005年，为适应高含水、稠油、小断块、三次采油、滩海开发对油气集输
系统的要求，油田不断完善油气集输处理配套工艺技术，保证了油田生产与效益的稳
定提高。
一、原油集输处理
(一)原油集输
高含水期原油集输。进入高含水期后，在胜坨油田、埕东油田等轻中质原油油区
，集输方式由加热集输改为不加热集输，并取消接转站，由三级布站改为二级布站。
对没有稀油源的热采稠油和低产油区，则采用掺水集输工艺。2000年，胜利油气区不
加热集输油井约占油井总数的85%。
由于高含水期采出液中高矿化度水对碳钢集输管道有较强的腐蚀作用，1994年，
史南油田史深100块地面集输系统首次采用玻璃钢管道输送原油，此后玻璃钢管道在
胜利油气区高含水油气集输中得到推广应用。1997年7月，胜坨油田首次将尼龙管成
功应用于油井单井管线，截至2005年，用于该油田油气集输的尼龙管3.16千米，尼龙
-钢复合管3.18千米。
高含水期采出液携带的泥砂量大，对集油管网和设备造成严重损害。1996年，胜
利油田着手开发研制井口除砂器，1997年在孤东油田进行现场试验，试验结果除砂率
≥80％，随后在孤东、孤岛等高含砂油田推广应用，降低了集油管线更换的费用。
1996-2005年，胜利油田推广应用高效加热炉技术、输油泵机组变频调速技术、
大罐抽气密闭技术等适用于高含水期集输系统的节能降耗先进技术，提高了集输系统
的加热炉效率、集输系统效率，降低了输油单耗。
稠油区块原油集输。1996年，年产原油120万吨的大型超稠油油田乐安油田投产
。为做好稠油集输，地面集输工程采用计量(接转)站联合站的二级布站方式，井口回
压由常规油井的≤1.5兆帕提高至≤2.5兆帕；井口计量(接转)站采用掺活性水降黏集
输；计量(接转)站联合站(集中处理站)采用掺稀油降黏集输，起到管道破乳降阻的作
用，降低了井口回压，延长了油井生产周期。“十五”时期，胜利油田相继在孤岛等
(超)稠油区块，普遍采用集输掺水降黏和站内掺稀降黏脱水工艺。
边远小断块油田原油集输。“九五”、“十五”时期，胜利油田加大对边远小断
块油田的开发力度。2000年前，边远小断块油田大多根据井数多少和产油量大小采用
单井拉油、建集中拉油站或建具有油气分输工艺的小型接转站的集输方式。为降低投
资、节能降耗和保护环境，自20世纪90年代起，胜利油田着手在边远断块油田试验应
用混输泵密闭集输技术。1997年，在孤岛采油厂南Ⅱ站建成油、气、水多相混输泵实
液试验站，对多相混输泵进行在线检定，为混输泵的设计选型和推广应用奠定基础。
1999年6月，东辛采油厂的混输泵实现油气密闭运行，解决了能耗高、污染重等问题
，每天回收天然气8000立方米。此后，在边远小断块油田推广采用混输泵输送技术，
降低油气损耗，减少了污染源。
海上油田油气集输。20世纪90年代初埕岛油田投产后，原油由船拉运上岸，进入
陆上集中处理站处理，天然气则进入平台上设置的火炬放空燃烧。1994年，CB35单井
平台至CB35井组平台至海一站海底输油管道建成，CB35井区原油天然气混输上岸处理
，天然气得到回收，海上原油实现连续生产。1995-1997年，中心一号平台至海三站
及各中心平台周围的井组平台至中心平台的海底输油管线建成，海上主体区块的原油
全部管输上岸处理，中心一号及其所属卫星平台天然气仍在平台放空烧掉。2000年，
中心二号平台至海三站海底输气管道建成，中心二号所属油井的油气分输上岸处理。
2004年底，建成海底油气混输管道。至此，形成胜利油气区海上油气集输的三种模式
：距岸较近的井组平台油气混输上岸处理；距岸较远的中心平台油气分输上岸处
理；少数边远探井转开发井的采油平台由船拉油上岸处理，天然气放空烧掉。
(二)原油处理
高含水期原油处理。胜利油气区原油大多为中质、重质、普通稠油、特稠油甚至
超稠油。20世纪90年代前，多数采用原油进站先加热后进行油气分离、再进行热化学
沉降脱水和热化学电脱水两段式脱水工艺。原油生产进入高含水期后，开始进行地面
生产系统工艺技术改造，试验开发并推广采用多种形式的高含水原油进站预脱水后加
热工艺和设备。1995年7月，在孤东2号联合站进行游离水脱除器及其预脱水工艺的试
验，设计采用不加热预脱水设备与工艺，将综合含水93%的进站原油处理至含水70%左
右，分水率达82.4%。此后，孤东油田各联合站全部使用这种工艺与设备，1999年工
艺改造后，其分水率达到86%。1996年8月，河口采油厂对埕东集油站的2座二次罐进
行内部改造，使之成为阶梯式二、三次沉降罐，并停运电脱水及其加热炉系统，形成
阶梯式热化学沉降一段脱水工艺，解决外输原油含水超标的问题。1996-1999年，阶
梯式热化学沉降脱水工艺陆续在河口、现河、桩西等采油厂推广应用，使外输含水指
标控制在0.5％以内，降低了运行成本及管理难度。
针对高含水采出液出砂率增高的趋势，胜利油田开发研制不同形式的除砂装置及
除砂工艺。1997年，在孤东51号接转站开展水力旋流除砂试验与应用，除砂率达到8
0%以上，后在孤东、桩西等接转站采用。地面除砂工艺解决了油水处理设备容器严重
积砂、管道冲蚀磨损和砂堵的危害，延长了人工清砂的周期。
三元复合驱原油处理。“九五”时期，胜利油田开展复合驱油采出液处理技术研
究。1997年12月，建成首座三元复合驱原油脱水试验站，研制出适用于不同时期采出
液脱水所需的破乳剂和适用于处理三元复合驱采出液的高频脉冲电脱水工艺。该技术
满足矿场原油脱水要求，但高频脉冲电脱水设备存在噪声大、控制柜价格高等缺点，
油田2个三元复合驱油试验区先后于1993年和2002年停注，高频脉冲电脱水工艺未得
到推广。
二、天然气集输处理
1965-1995年，胜利油田先后建设孤岛、东营、河口、滨南平方王、孤东、垦西
等伴生气集气系统，气层气集输系统，孤(岛)-东(营)-辛(店)输气管线以及东营压气
站深冷分离装置和15套天然气轻烃回收装置，年处理天然气约5亿立方米。1995-200
5年，开发孤南、陈家庄油田等多个断块气田，建设了气层气集输系统。
1996-2005年，油田天然气气藏的压力、产量逐渐下降，伴生气也随原油产量的
下降而减少，年产气量从1996年的11.92亿立方米减至2005年的8.8亿立方米。1996年
后，油田对12套天然气处理装置进行规模调整、技术改造升级、设备更新，降低了能
耗。2000年11月，随着胜利海上天然气输送上岸，建成埕岛天然气预处理站。2005年
底，胜利油田在用1套埕岛天然气预处理装置。
三、采出水处理
20世纪90年代末，采出水的处理从单纯的回注污水处理发展到污水回用注汽锅炉
、达标排放处理。
1999年12月，建成投产日处理能力为1.5万立方米的乐安油田含油污水深度处理
站，把高温、高盐、高结垢稠油油田的含油污水处理至热采锅炉给水标准，并用于乐
安油田的注汽锅炉。
图2-11 1999年12月，乐安油田含油污水深度处理站建成投产。
随着油田采出水量逐年增大，采出水超过回注需求，多余采油废水外排造成污染。
1 997年，孤岛采油厂与美国GIL环保公司开展生化处理油田采出水先导试验，将生物
处理技术引入油田采出水处理中。 2000年5月，“胜利油田采油废水达标排放处理”
被列为中国石化集团公司重点科技攻关课题。2001年，胜利油田建成投产王家岗污水
达标外排处理工程， 设计日处理能力3万立方米，使出水含油小于10毫克每升，化学
需氧量(COD)小于150毫克每升，达到外排水质标准。
截至2005年，胜利油田建成污水处理站52座，运行52座。设计污水日处理能力1
04万立方米，实际日处理污水65.7万立方米，污水处理率100%，处理回注率96%，油
田采出水达到外排标准，油田每年节省水资源费数亿元，节省排污费上亿元，回收原
油30余万吨。