3月1日，辽河油田利用世界首台1兆瓦井下大功率电加热蒸汽提干度装置，在650米深的地下狭小井筒内将蒸汽干度提升25个百分点，为稠油热采降低碳排放探索出新路子。

辽河油田将今年定义为绿色转型攻坚之年，统筹减污降碳与扩绿增长，不断培育新质生产力。面对稠油热采用能大、排放高的情况，辽河油田全力探索油气与新能源融合发展新路径，通过在油气生产中综合利用绿电、地热、CCUS、储能等新技术，推动“双碳”目标实现。

追“风”逐“日”，扩大绿电生产规模

截至目前，辽河油田油气集输公司坨子里输油站内的“大风车”已累计发电100万千瓦时。这台风机2018年投运以来，所发电全部用于该站生产，每年节省电费近8万元，减碳143吨。除这处风电项目外，辽河油田今年计划在沈阳、辽阳等地建设更多“大风车”，扩大风电替代规模。

在追“风”的同时，辽河油田也在逐“日”。截至目前，辽河油田建成分散式光伏项目10个，并网装机规模达到100兆瓦，2023年总发电量超1亿千瓦时。这些绿电全部被油田生产和办公消纳，每年可减碳7万余吨。去年12月，辽河油田首个“办公楼宇分布式屋顶光伏+绿色光伏充电站”综合能源利用项目投运。这项工程利用兴隆台采油厂机关4栋楼宇屋顶建设光伏项目，同时建设一座集光伏发电、储能、充电功能于一体的充电站；所发绿电在为办公楼提供电能外，还可最多为26辆新能源汽车提供充电服务，每年可减少碳排放169吨，相当于植树9300棵。

取“热”埋“碳”，为绿色开发注入新动能

3月1日，在中国石油首个地热工业应用示范项目——辽河油田锦州采油厂欢三联地热项目，来自地下1000多米深处的地热水，被传递给欢三联内的稠油采出液，为稠油绿色开发注入新动能。这个项目2021年6月投产以来，已累计采灌超110万立方米，节气达450多万立方米，减排二氧化碳超1万吨。

辽河油田地热资源丰富，通过近20年的攻关和应用，形成了精细热储描述、高效热泵利用、同层回灌、深层地热井采输、废弃井改造5项地热特色技术，取得了废弃井利用供热、深层地热直接利用、工业余热辅助生产供热、深层地热资源供暖、浅层地热能利用供热/制冷5项应用成果。目前，辽河油田有2个地热工业利用项目正在运行中。欢三联项目日采灌地热达到70立方米/小时，兴一矿办公楼地热供暖项目单井开采量达到45至50立方米/小时，均实现注采均衡，取“热”不取“水”。2023年，辽河油田地热利用折算超5000吨标油。

在把地下热能采出来的同时，辽河油田通过扩大CCUS试验，把地面的二氧化碳捕集起来埋入地下，进一步减少油气生产过程中的碳排放。2023年底，随着双229块二氧化碳循环注入站的建成，辽河油田第一座储碳库诞生。辽河油田二氧化碳捕集利用已开展10余年，建立起捕集、提纯、液化、注入完整的“碳链条”。目前，辽河油田已建成3座二氧化碳捕集液化站，年捕集液化能力实现翻番。在此基础上，辽河油田沿着“提高采收率与碳埋存同步发展”的思路，加快推进CCUS业务产业化，主动与周边地市和中国石油驻辽炼化企业沟通对接，打造区域减碳联盟，力争2025年实现注碳39万吨、埋碳36万吨的目标，打造区域“储碳库”。

用“电”生“汽”，推动稠油热采方式革命性变革

辽河油田55%的原油采用注蒸汽“洗桑拿”的方式来开采。当前，辽河油田正在攻关2项革命性技术，尝试通过以电代汽来解决稠油注汽开发中的排放问题。

去年12月6日，世界首座电热熔盐储能注汽站在辽河油田欢喜岭采油厂齐40块投运。这个储能注汽站投产近3个月来，累计生产蒸汽达8330吨，消耗谷电524万千瓦时，节约天然气56.64万立方米，与传统的燃气锅炉相比，减排二氧化碳1174吨。

目前，辽河油田正在开展45兆瓦电热熔盐储能注汽站研究。未来，辽河油田将建设储热规模更大、数量更多的类似注汽站，逐步替代现有燃气锅炉，力争2025年将油田电气化率从目前的10%提升至16%。

辽河油田正在攻关的另一项颠覆传统蒸汽生产方式的技术是井下大功率蒸汽发生装置。这项技术是使用电能在注汽井井筒中对蒸汽快速加热提干度，从而减少蒸汽从锅炉经管线到井筒再到井底流动过程中的热量耗散，减少锅炉的天然气消耗和碳排放。

2020年以来，辽河油田相继成功开展了400千瓦、1兆瓦井下大功率电加热装置提高蒸汽干度试验，实现了大幅提升井底蒸汽干度的目标。“目前，我们还在开展更大功率的3兆瓦电加热装置研究，成功后可以在井底直接将冷水变成蒸汽，从而彻底取消燃气锅炉，实现减少碳排放的目标。”辽河油田采油院企业高级技术专家张福兴说。