烈日晴空，设备轰鸣，蒸汽流转……辽河油田电热熔盐储能注汽试验站持续运转。这座注气试验站为辽河油田输送可替代蒸汽1600万吨／年，消纳谷电／绿电108亿度，实现天然气减耗10.4亿方、CO2减排225万吨。

    6月18日，记者走进辽河油田，感受企业在节能减排上的生动实践。

    注汽是稠油开采的主要方式，也是导致稠油开发能耗高、成本高、碳排放高的主要因素。稠油开发如何转变发展方式，朝着更低能耗、更低成本、更加绿色的方向发展？辽河油田坚持立足本部、加快外围，常非并重、质效并举，加油增气、降碳扩绿，构建油气为主、多能互补的融合发展体系，全力增强能源高效供给能力。

    ——实施六项能耗优化减量工程，包括产量结构优化、工艺优化降耗、技术进步节耗、管理提升节耗、天然气上产增效和燃油燃煤归零等六个方面，着力推动全过程节能减碳，实现生产过程低碳化。在采油系统，集中推广智能、节能技术；在集输系统，大力实施关停并转减等集约化改造；在热注系统，通过技术升级和管理升级，环环提高热效率等等。2023年，辽河油田措施节能7.3万吨标煤、节水34.8万方。今年前五个月，油田能耗总量、能耗强度同比再降5.53%和4.25%。

    ——加快一系列新能源替代工程，包括地热、光伏、氢能、风电、光热、余热利用等方面，推动清洁能源规模化。比如说，在光伏利用方面，我们优先开展油田生产用能清洁替代，立足生产现场可利用空间，建设分布式光伏项目，2023年实现“覆盖井站场千余座、装机规模破百兆、生产绿电破亿度”。在地热利用方面，持续深化示范工程建设，欢三地热站运行水量由投产初期的40立方米/小时逐步提升至180立方米/小时，实现采灌平衡、取热还水、达产运行。2023年，实现对外供热“零”的突破，签订社会供暖协议323万平，已建成42万平；今年前4个月，达成地热供暖意向428万平。

    ——重点实施三大战略工程，包括储气库群综合效能工程、大规模CCUS战略接替工程、伴生矿开发工程。其中，CCUS工程被纳入辽宁省“揭榜挂帅”立项。CCUS作为一项负碳驱油技术，不仅可以大幅度提高油田采收率，而且还能为周边地区高碳排企业提供碳处理的有效路径。经过长期的攻关实践，目前，辽河油田已建成欢采二氧化碳捕集液化站、特油二氧化碳液化站和兴采双229块循环注入站，形成了捕集、液化、注入、循环处理全流程配套工艺系统。现已埋存油田内部及周边企业产生的二氧化碳18.6万吨，实现增油2.9万吨。

    当前，能源革命加速演进，化石能源消费减量替代和非化石能源消费提升进程加快。辽河油田将坚持“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走，加快新兴产业及未来产业布局开发，深入推进“绿色低碳613工程”，争当能源能效领跑者和碳中和先行者。