辽河油田：从“灶王爷”嘴里抢石油

　　中国石油辽河油田是我国第三大油田，其每年1250万吨的原油、8亿立方米天然气的生产能力，为保障国家石油战略安全和振兴辽宁地方经济做出了贡献。但与此同时，为了维持原油开发生产的正常运转，辽河油田每年也烧掉了数以百万吨计的原油。

　　如何用其他廉价能源替代原油，从“灶王爷”嘴里每年“抢”出相当于一个小型油田规模的100多万吨原油，这对于辽河油田人来说，既是一个转变增长方式的经济问题，也是 贯彻落实集团公司“建设节能企业”的战略问题。

　　辽河油田矿区由中心区和10个独立矿区组成，区域内现有人口25万。整个矿区的供暖系统由辽河石油勘探局下属的热电厂和散布在各独立矿区的20多座锅炉房组成，供热面积接近1200万平方米。热电厂和这些中小型锅炉房大多以燃烧油田自产的原油为主，能耗很大。

　　辽河石油勘探局热电厂厂长辛文孝告诉记者，勘探局在2000年决定对热电厂运行了数十年的燃油锅炉进行改造，迈出了油改煤的第一步。

　　记者在热电厂现场看到，整个改造工程共分两期，已于2004年年底前结束，目前2台燃煤锅炉运转正常。陪同记者的热电厂总工程师刘抒算起了效益帐：整个油改煤工程投资不到3亿元，每年替换原油总量17万吨，按照每吨2400元的价格计算，替换出的原油总价值4亿多元，扣除每年采购燃煤支出不到2亿元，仅此一项每年就能获利2亿元左右。

　　热电厂油改煤的成功，推动辽河石油勘探局做出了改造整个矿区供暖燃油锅炉的决定。中油辽河工程有限公司热力所所长刘文杰表示，现在每个矿区只建一座燃煤锅炉房，取消原有大大小小的燃油锅炉房17座，燃油锅炉120多台，每年替换出的原油总量近9万吨，经济效益十分明显。

　　“目前，供暖环节燃料调整结构工作取得成效，但每年消耗原油量更大的一线生产环节的燃料结构调整工作才刚刚开始，这一领域的节能潜力较大。”辽河石油勘探局燃料结构调整办公室主任关玉双说，“油田生产领域广泛应用的热采注汽锅炉和加热炉大多数以原油和

天然气为燃料，仅这一块的能耗总量就相当于60－80万吨的原油。”

　　高凝油、超稠油多年来在辽河油田采油总量中占有很大比重，高峰时曾达到年产800万吨。记者在采访中了解到，所谓稠油开采，主要技术特点是通过地上燃油锅炉加工制成水蒸汽，进而将蒸汽注入地下稠油所处地层，借助蒸汽的高温使原本凝固的稠油溶化，最终被开采出来。另外，在集输环节也要通过燃油加热炉保持原油在80－85摄氏度的温度条件下向外运输。

　　辽河油田共有注汽锅炉200多台，形成了年产270万吨的注汽能力。为了保证油田每年数百万吨的“特殊油品”，仅注汽这一环节的耗油量就占整个油田生产领域总体耗油量的八成以上。这种不得不通过烧油而提高原油产量的生产方式，持续了至少10年以上，

能源浪费自不必说。

　　如何解决油田生产环节能耗总量大的问题，油田公司提出了四项主要措施，一是采用热煤气技术替换燃油；二是注汽锅炉改烧石油焦浆；三是联合站改烧煤；四是单井水套炉改烧煤。勘探局也于去年成立了“燃料结构调整办公室”，专门负责这项工作。

　　关玉双主任告诉记者，在过去的一年里，办公室收集了大量的资料，召集国内知名专家，多次组织技术座谈会，同时充分利用国内有实力厂家的技术和资金优势，采取风险承包的方式进行燃料结构调整试验。

　　据透露，借助风险承包方式，北京一家能源公司投资500多万元，进行注汽锅炉燃油改为燃热煤气技术改造，目前实验取得成功，油田已结束验收并偿付这家公司的投资款项。广东一公司承包的水焦浆改造项目，也通过了勘探局的鉴定，但仍处于试运行阶段。另外，油田内部几家二级单位也进行了注汽锅炉燃煤焦油实验。对于集输系统的加热炉改造，辽河油田目前主要采用更换节能加热炉的方式进行。油田公司去年共改造联合站4座，注汽锅炉1台，更换节能加热炉9台，替代能源总量相当于6万吨原油。

　　油田有关方面负责人表示，仅目前正在推广的改造热采注汽锅炉一项，按照计划，利用三年时间，投资8亿多元，就可以每年替代出原油近80万吨，届时油田每年可新增产值近20亿元、增加利润约2亿元，同时新增就业2000人左右。

　本报记者 杨成军