12月6日，辽河油田齐108块的稠油井在停炉冷输后，产量稳定、管线通畅，单井日节约天然气达到100余立方米。

辽河油田稠油产量占原油产量的60%，由于稠油黏度高、常温下不易流动，在用热采方式将其开采至地面后，大多需要再次加热才能实现地面集油。传统稠油热输主要有3种方式：一是单管热输，即在井口设置加热炉，将原油加热后用一根管输进站；二是双管掺液输送，即从采油站引出一根管，把热水或稀油掺至稠油井中，将稠油升温降黏后，再用一根管输送进站；三是采用3根管伴热输送，即在双管掺液基础上，再建一根管线来伴热。

为克服传统集油方式高能耗、高成本的弊端，辽河油田在前期探索的基础上，从2019年起大力攻关稠油不加热集油技术。技术人员针对稠油区块普遍含水率超80%、开发后期温度升高的特点，通过大量室内实验和数据分析，建立了稠油表观黏度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，为冷输提供了理论依据，填补了国内研究的空白。

在此基础上，技术人员在锦45块开展现场试验，通过建立区块冷输数据库，明确不同液量、不同含水率井实现冷输所需的条件，指导一线结合实际逐井、逐站开展停炉冷输。同时，对原有的双管伴热流程进行改造，采用“功图计量、串接集油、冷输进站、集中加热”的“环状”流程，替代原来“井口加热、双管掺液、单井进站计量”的“放射状”流程。锦45块共停运加热炉337台，25个计量站和计量接转站实现功能降级，2021年节电346万千瓦时、节气208万立方米，集输运行成本和碳排放量分别下降25%。

近两年，这项技术在齐108、杜229、杜84等区块逐步推广应用，越来越多稠油井通过整体停炉、季节性停炉、降低掺液量等方式，实现集油过程节能降碳。

同时，得益于这项技术的突破，辽河油田逐步形成了以“串接集油”为核心的稠油集输新模式，地面建设投资下降20%、系统能耗降低15%至30%，为稠油经济、低碳开发增添了利器。