●花园小站。
●鸟瞰该厂月亮湖畔的井场
■ 单朝玉 文/图
4月19日17时20分，河南油田采油二厂75吨燃煤锅炉烟气排放在线屏幕上显示，二氧化硫、氮氧化合物、烟尘浓度分别为每标准立方米11.8 毫克、10.3毫克、1.3毫克，均在国家环保要求范围之内。
这台75吨燃煤锅炉2009年投运，是国内首台用于稠油热采注汽的75吨燃煤锅炉，为井楼油田5个区块、 581口油井注汽。去年7月改造工程完成投运后，每年减排二氧化硫35吨、氮氧化合物6吨、烟尘4吨。
采油二厂是一家以开发稠油为主的企业，稠油热采过程中需要消耗大量的电能和热能。该厂践行“绿水青山就是金山银山”的发展理念，强化源头减排、过程管控和末端治理，促进能源节约和循环利用，持续提升清洁生产水平，建设“清洁、高效、低碳、循环”绿色油田。
更换高耗能机电设备
淘汰低效高耗能变压器、电动机，采用新型、节能、环保设备，年节约用电177万千瓦时，减排二氧化碳819.9吨。
采油二厂有127台S7、S9系列变压器、400台Y、YB系列电动机属于高耗能落后机电设备，这些设备均已超过集团公司机电设备规定的运行寿命。
该厂电力工程专家田胜介绍，与落后的在用设备相比，国家推广的高效机电设备能效水平效率要高0.9%-7.5%，对推动企业降低单位产值能耗和单位产品能耗，提高能源利用效率，有着积极意义。为此，该厂编制了淘汰高耗能变压器、电动机治理工程可行性报告，按照国家法律法规要求，淘汰落后的变压器和电动机。
按照计划，他们将拆除97台高耗能变压器，对部分油井进行集控配电改造，更换新型变压器89台，装机容量由16455千伏安降低为13820千伏安。
田胜介绍说：“项目实施后，可消除老旧变压器漏油、变压器绝缘强度降低等安全隐患，提高配电可靠性，减少因变压器故障停电造成减产损失。”
田胜还算了一笔账，该项目实施后，预计年节约用电量53万千瓦时，节约电费46.4万元，节约维修费用57万元，减排二氧化碳137.9吨。项目建设投资含税702.52万元，7年可收回投资。
截至4月20日，他们已更换新型高效变压器30台。预计5月份，他们将全部完成更换89台新型变压器工作。
对于更换电机，采油二厂高耗能电动机治理工程负责人王翀介绍，今年他们投资423万元，更换365台高效电动机。高耗能电动机治理工程实施后，年可节电124万千瓦时，节约电费108.4万元，4年可收回投资，同时每年减排二氧化碳682吨。
目前，第一批189台电机已经到货，到4月20日已更换71台。
实现清洁能源替代
用天然气替代燃料煤、油作为锅炉燃料，每年可减排二氧化硫296.65吨、氮氧化合物8.8吨、烟尘66.19吨。
天然气是一种清洁燃料。“用天然气替代煤、油作为锅炉燃料，实现了源头清洁化，减少了污染物排放。”采油二厂相关负责人说。
过去，王集1号集油站用2台燃煤加热炉为集输系统伴热。去年6月，他们拆除了王集1号集油站2台燃煤加热炉，新建3台燃气真空相变加热炉，满足了环保和生产运行需求。
依据南阳市环境污染防治攻坚战领导小组办公室《关于对10蒸吨及以下燃煤锅炉进行拆改的通知》规定，该厂近20台10吨及以下低压燃煤加热炉在拆改范围内，全部停运。而这些燃煤加热炉均应用在集输伴热系统。
继成功改造王集1号集油站集输伴热系统后，去年10月，该厂又投运2台燃气真空相变加热炉，升级改造9号集油站集输伴热系统。
该厂集输伴热系统改造工程负责人罗翰介绍，今年他们将投资609.73万元，于8月份以前，在4座集油站、计量站新建8台真空相变加热炉，并在加热炉操作区新增可燃气体探测器。
用天然气替代燃煤为集输系统伴热后，该厂每年可节约运行费用94.1万元，减排二氧化硫排放11.1吨、氮氧化合物6.1吨、烟尘21吨。
与此同时，该厂积极配合油田相关部门，做好燃油锅炉天然气燃料替代工程。他们计划从西气东输二线引接天然气，敷设、更换天然气管线38千米，对运行的29台燃油注汽锅炉进行燃气配套改造。此工程实施后，每年减排二氧化硫285.55吨、氮氧化合物2.7吨、烟尘45.19吨。
有效利用采出水余热
有效利用烟气、蒸汽、油田采出水余热，综合利用含油污泥，千方百计提高资源能源利用率。
4月18日，采油二厂注汽工程部零区注汽站职工李海漫、何燕精心调整锅炉相变换热器参数，回收锅炉烟气余热。这是该站热注运行工每天的必修课。
该厂燃油注汽锅炉产生的排烟温度在200摄氏度以上。他们利用复合相变换热技术，回收利用锅炉烟气余热，用烟气余热把水加热成水蒸气，同时降低排烟温度。目前，他们已在13台23吨燃油注汽锅炉上安装了11台复合相变换热器，降低排烟温度50摄氏度，锅炉热效率提高3%，每年节约燃料费700余万元。
该厂稠油联合站系统运行中会产生高达90摄氏度的蒸汽回水，动态沉降罐内会产生70摄氏度的高温出水。之前，这些热水被引进污水池，浪费了热能。他们从完善脱水配热工艺流程、调整运行方式方面入手，改造蒸汽回水和动态沉降罐放水系统，把这些高温水回掺到脱水分离器中，综合利用余热。掺混后，油井产液温度由46摄氏度上升至56摄氏度，提高了脱水分离器的处理效果，减少了热能浪费。
河南油田东部探区每年产生油田采出水2000万立方米，平均温度超过50摄氏度。通常情况下，这些油田采出的水处理合格后直接回注地层，不仅浪费大量热能，而且不利于节能减排。
采油二厂重点推广应用油田采出水低成本处理回注、回用技术，就地分离、快速处理油田采出水，用于生产掺水;对多余的油田采出水处理后，实施达标回注地层、回用锅炉，既实现了油田采出水的循环利用，又充分利用了油田采出水的余热。目前，该厂生产注水全部使用油田采出水，注汽锅炉使用油田采出水量占总用水量的99.14%。
与此同时，该厂做好含油污泥综合利用与处置工作，按照“减量化、资源化、无害化”原则，开展含油污泥资源化利用技术研究，重点开展乳化油泥、浮渣物性分析和资源化利用综合改性研究，将乳化油泥、含油浮渣用于油井调剖施工等，既降低了施工成本，实现了资源再利用，又保护了环境，产生了良好的经济效益和社会效益。
