胜利油田纯梁采油厂自用上地热后，为原油加热的燃气炉彻底“下岗”了。这种清洁的加热方式，每年可节约用气61万立方米、减排二氧化碳1339吨。

能源消费清洁化、低碳化是能源发展的大势所趋。中国石化国内上游企业强化“大能源”观，统筹保障国家能源安全和绿色低碳发展，立足用能需求，大力发展地热、余热、光伏、风能等新能源产业，推动传统油气生产向综合能源开发利用转型，形成传统油气与新能源产业融合创新发展新格局。

“余热+”：提高能源供给质量、利用效率、减碳水平

走进胜利油田鲁胜公司鲁源管理区集输总站，值班人员指着两台燃气加热炉说，现在替代它们的是1台热泵机组和换热器，作用是让采出水发挥“余热”，给原油加热。

加热是原油集输系统处理的重要环节。在原油生产过程中，需要消耗大量的热能来实现集输、脱水和维温。油田企业采出水中蕴含着巨大的余热能量，是宝贵的热能资源。以胜利油田为例，日处理采出水量约90万立方米，水温为32~65摄氏度，有用热需求的油气场站日采出水量约42万立方米。按10摄氏度温差取热计算，每年可利用余热资源950万吉焦，折合标准煤35万吨。

热能一直是胜利油田能源消费的大头，占油田整体能耗的55%。胜利油田高级专家朱铁军说，以前，加热炉以煤炭、原油为燃料，随着环保政策收紧，燃煤、燃油加热炉相继“下岗”，可是“煤改气”“油转气”只是实现了用能从高碳转向低碳，“双碳”目标下，如何才能实现从低碳向零碳跨越？

2021年，习近平总书记视察胜利油田时强调，要集中资源攻克关键核心技术，加快清洁高效开发利用，提升能源供给质量、利用效率和减碳水平。胜利油田结合油气生产应用场景，秉承当用则用、能用尽用的原则，充分挖掘采出水余热资源，通过换热器提取采出水余热，经热泵升温后用于油液加温、站库供暖，形成了余热直接利用、余热+燃气、余热+绿电等多种余热资源高效利用模式。目前，胜利油田已累计实施余热利用项目24个，年替代燃气4400万立方米，年供热能力225万吉焦。

王场联合站是江汉油田江汉采油厂规模最大的联合站，日处理原油600吨、采出液6500立方米，是一座综合性大规模集油站，原油加热负荷超过1366千瓦。江汉油田打出“余热+绿电”组合拳，建成碳中和示范点，实现工业废水零排放，降低了联合站用电能耗。

河南油田下二门联合站利用集成板式换热、蓄能、高温热泵等技术高效利用采出水余热，年可节省伴生气300万立方米、减排二氧化碳7159吨。

目前，中国石化已形成独具特色的采出水余热开发利用技术体系，主导编制了《油田采出水余热利用工程技术规范》，创新技术10余项、获国家专利3项，低品位热源、采出水直进热泵、在线胶球清洗、宽流道板式换热等技术填补了国内空白。

“风光+”：打造传统能源和新能源结合的典范

在胜利油田营二井区，一片片太阳能板向阳而立，将光能转化成电能和热能。旁边的两座小型风力发电机迎风矗立，风翼在劲风吹动下不停旋转，将风能转化为电能。营二井区被誉为胜利油田“传统能源和新能源结合的典范”。为实现井区碳中和，胜利油田整合盘活闲置土地资源，探索构建“风、光、热、储+多源微网”多能互补模式，替代传统的燃气加热炉，盘活土地11.6万平方米，年发电432万千瓦时，创效近300万元。

中国石化国内上游企业未利用土地、闲置井场和场站屋顶面积约1700万平方米，大部分位于太阳能二、三类区域，具有发展太阳能的潜力；山东、河南、江苏等地有着丰富的风力资源。本着因地制宜、因需制宜的原则，结合自身油气生产场景，上游企业充分利用闲置废弃井场、场站等低效土地，采用“自发自用、就地消纳”的方式，不断创新多能互补综合应用体系，形成了井场“光热+光伏”、工业厂区“光伏”、基层场站“光伏”、办公用房屋顶“光伏” 等颇具特色的多能互补新能源开发利用模式，既盘活了土地资源，又降低了生产用电成本。

开发光伏，胜利油田占据天时、地利、人和的优势。该油田地处黄河入海口山东东营，太阳能资源丰富，年平均日照2630小时，光伏发电年等效利用1200~1300小时，是为天时；坐拥78万亩油气生产工业用地，具有独立配套的发供电系统和柔性可调的采注输负荷，是为地利；拥有专业化的新能源人才梯队，是为人和。

白天，光伏发电全部直供济阳页岩油国家级示范区牛页一区试验井组，网电作为补充，助力页岩油绿色开发；晚上，由油田主网供给用电，胜利电厂灰场37兆瓦项目实现新能源与传统能源融合发展。胜利油田首个集中式光伏项目106兆瓦光伏电站，每天给孤东油区上千口油水井源源不断地提供绿能，年发电量1.45亿千瓦时、节约标准煤1.79万吨、减排二氧化碳12万吨。

西北油田利用“线性菲涅尔太阳能集热系统”替代200千瓦单井加热炉，年替代天然气18万立方米、减排二氧化碳400吨。河南油田立足油气生产过程的用能需求和资源禀赋，采取“光热+”多能互补工艺，解决了高凝油举升过程能耗大的问题，节电率达75.9%，单井年平均节约加热电量8万千瓦时，提高了新能源与油气开发融合发展的质量效益。

伴随光伏发电的蓬勃发展，富余电量的消纳成了问题。目前，胜利油田正在探索压缩空气储能和熔盐岩储热技术。眼下，地下几千米的废弃油气藏或水藏正化身空气“充电宝”：用电低谷时，利用电能将空气压缩到圈闭中；用电高峰时，再释放空气，推动气轮机发电，开辟能量转换新通道，解决新能源大规模消纳问题，打造电储耦合综合应用新模式。

“碳氢氧氮”：构建能源循环生态圈

在朱铁军看来，上游企业发展新能源一定要结合自身资源禀赋，与油气生产应用场景深度结合，大力推进油气场景下新能源的开发利用，实现油气与新能源融合发展。

实现“双碳”目标，能源是主战场。面对“既要绿色发展又要能源安全”的时代考题，胜利油田重塑产业发展格局，加速构建油气主业、新能源、绿色低碳三大产业集群，依托油气主业培育壮大绿色低碳融合创新产业，通过绿色低碳融合创新产业回馈油气主业，打开油田发展新空间，发绿电能力5亿千瓦时/年。一季度，油气生产绿电占比突破20%。

从“一油独大”到油气、新能源、绿色低碳“三驾马车”并驾齐驱，胜利油田正加速构建油气开发与绿色低碳融合创新产业体系，即新能源发电，在满足日常油气生产用能后，富余电量用于绿电制氢，其副产品氧气输送到自备电厂胜利发电厂用于富氧燃烧，产生高浓度二氧化碳和氮气，二氧化碳进入CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存） 产业链，氮气用于稠油热采，把“三个产业链”打造成“碳氢氧氮”高效利用循环生态圈，让各种能量都吃干榨净、各类元素都充分利用、各个环节都创造价值。

2023年，胜利油田首台（套）兆瓦级绿电碱水制氢项目投运，项目利用已建成的6兆瓦分布式光伏发电工程所发绿电，电解水产生氢气和氧气，替代干气制氢，年可产绿氢上百吨。

“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”是绿色低碳产业的典范。在百万吨级CCUS示范区樊142-20块，二氧化碳正化身新型“采油工”，在CCUS技术的加持下，油井“吃”进二氧化碳，“吐”出原油，实现减碳和增油双收益。2023年，我国首条百万吨、百公里高压常温密相二氧化碳输送管道——“齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目”二氧化碳输送管道投运，实现二氧化碳捕集、输送、利用、封存全过程密闭，架起二氧化碳管输“碳循环桥”。

眼下，胜利油田正立足自身的驱油场景、封存空间，攻关不同浓度二氧化碳低成本捕集技术，集成CCUS全产业链技术优势，培育齐鲁石化-胜利油田、胜利发电厂、东营市化工园区三个百万吨级CCUS示范项目，建设国内最大的脱碳固碳产业基地。

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