进入冬季生产运行以来，该队针对水套炉因烟管积灰、所供天然气质量等原因，造成热效率普遍不高的现象，定期对水套炉烟管清洗，确保烟道畅通，合理调配燃烧器风门和天然气配比量，提高水套炉的热效率。
目前，该队1号集油站在只使用两台水套炉的情况下，实现了外输温度由50摄氏度提升到54摄氏度，掺水温度由52摄氏度提升到60摄氏度，不仅满足生需求，而且日节约天然气2400立方米。
采油二厂稠油粘度大、流动性差的性质，决定了集输系统耗能相对较大。该厂积极在提高热能利用率上下功夫，通过采取优化工艺流程、设备升级改造、充分利用余热等措施，千方百计减少热损失，实现热能利用最大化。
升级设备，优化燃料降能耗
“现在用真空相变加热炉就可以满足系统加热，消耗天然气比原来减少一半。”1月11日，在集输大队集输三队王集油田1号集油站，副队长李建厂谈到他们提高热能利用率时显得格外的兴奋。
王集油田1号集油站原来使用一台9.2吨锅炉，为王集油田提供掺水伴热和系统配热，每天消耗天然气6000立方米至8000 立方米。
进入冬季生产后，天然气供应量持续下降，锅炉“口粮”不足，无法正常运行，导致系统配热不能满足生产运行要求，影响油井正常生产。
该厂升级设备，用三台真空相变加热炉替代原来的9.2吨锅炉，对管线、系统进行改造，使加热炉燃料由原来的煤改为天然气，日消耗天然气3500立方米至4000立方米，燃烧效率达95%，满足了生产运行需求。
变废为宝，热能利用最大化
由于生产运行需要，该厂稠油联合站部分系统需要加热加温，系统中会产生高达90摄氏度的蒸汽回水、动态沉降罐内70摄氏度的高温出水，之前，这些水都是直接引进污水池，造成热能浪费。
“如果能把这些热能充分利用起来，那将会节省不少的费用呀。”该站高级工程师岳元朝说干就干，提出了余热利用具体实施方案，从完善脱水配热工艺流程、完善脱水分离器配热盘管结构、优化运行参数等方面入手，提高热能利用率，减少热损失。
实施中，技术人员统筹兼顾，科学调整运行方式，既充分利用热能，又保证设备安全平稳运行。一方面，他们开展“三个优化”，即优化一段脱水分离器油水界面，降低污水用热量；优化二段动态沉降罐加热升温，降低整体用热量；优化原油储罐维温，停止额外用热。另一方面，他们调整运行方式，将蒸汽回水、动态沉降罐高温出水回掺至脱水分离器前端，与管理区来液掺混后进入分离器，实现余热利用；同时，开展四相分离器盘管精准加热优化实验，降低污水用热量。
目前，优化后的流程已顺利运行有余半年，余热得到了有效利用，节约费用200多万元。
合二为一，伴热搭上“顺风车”
“把两个区块的来液统一进入到一个换热器里，掺水伴热温度全部达标。”1月3日，集输大队集输一队11号集油站站长宁春燕为自己的想法变为现实感到欣慰。
宁春燕说，进入冬季生产，油井掺水伴热温度需调高到55摄氏度-60摄氏度。可他们站负责的楼八区84口油井的掺水伴热温度一直在50摄氏度左右徘徊，没有达到冬季运行参数标准。
为了这不到10摄氏度的温度，宁春燕和站上人员伤透了脑筋。他们通过不停地增大蒸汽量，掺水伴热温度虽然有所上升，但是造成回水压力高，严重时出现换热器浮头刺漏现象。
问题出在哪里？他们从来液到油水分离，再到换热器出水，逐一排查分析，发现负责楼八区的1号换热器能效较低，处理的掺水温度只能达到45摄氏度-50摄氏度。
既然是换热器的问题，他们又把目标转移到负责楼七区的2号换热器上，2号换热器处理的掺水温度能达到50摄氏度-60摄氏度。
宁春燕想，如果能把两个区块的来液都进入到2号换热器上，问题或许就可以解决了。但是站内流程不能实现她的想法。于是，她把这个想法汇报给了队上。
该队改造站内流程，关掉1号换热器，掺水全部由2号换热器伴热，同时将近80摄氏度的蒸汽回水管线并入大罐伴热系统，提高进入换热器前的掺水温度。通过多次调试，两个区块的掺水伴热温度均达到生产运行需求。
