日前，在锦州采油厂欢三联合站，科研人员完成了全部最终调试后，中控屏上显示每小时产氢速率为2立方米。这标志着辽河油田公司油气田伴生水制氢系统一次开车成功，油田首套自主设计、建造的制氢系统正式进入现场实际应用阶段。

当前，水量平衡矛盾是制约油田可持续发展的关键瓶颈，构建新能源体系、达成“双碳”目标是辽河油田高质量发展的核心任务。为解决热采能耗偏高、采出水外排压力大、天然气消耗总量较高等突出问题，油田公司氢能综合利用科研团队历经两年联合攻关，成功研制出中国石油首台油气田伴生水制氢系统。

“利用采出水制氢，可以极大地降低水处理成本、制氢用水成本、氢气储运与消纳成本，实现伴生水综合利用，为辽河油田推进绿色低碳转型、降低热采能耗，构建完整氢能产业链提供关键技术支持。”新能源事业部副经理张洪宝介绍说。

该系统包括氢气制取、运输、应用三道工序，以“控pH值、除硬度”为理念，结合辽河油田采出水低矿化度特点，采用“余热蒸发+盐水制氢”工艺路线，利用电解热量驱动采出水脱盐，抑制硅垢形成，从而提升过程能量效率。

科研团队先后在青岛实验室完成调试，后转至油田现场开展试验。选址水质适配的欢三联地域，克服运输距离远、入冬后昼夜温差大等挑战，通过“双极协同降耗”、两套系统联用等技术突破，有效降低源水处理成本，且部分指标达到国内先进水平。

此次试验成功，不仅解决了以低碳方式高效处理伴生水，以及传统采出水处理成本高的行业难题；又能依托油田现有资源实现低成本制氢，减少天然气消耗，填补了油田采出水直接电解制氢技术空白，进一步验证了油气田采出水电解制氢技术的可行性与优越性。

据了解，科研队伍后续还将把该套油气伴生水制氢装置技术等级由10千瓦升至100千瓦，继续扩大在油区推广应用范围。未来可支撑年10万吨采出水制氢、超百万吨采出水综合利用，为油田公司落实集团公司“三步走”战略布局、实现2030年油气当量1000万吨目标提供重要支撑。