初春时节，华北平原生机勃勃，近万块光伏整齐排列在留路零化石能源示范区。微风吹拂之下，广袤农田的滚滚麦浪与红色抽油机、黑色光伏板交相辉映，展现出别样“光”景，这里，是华北油田采油三厂新能源之路的开始。4月份，将有3万千瓦风光发电项目在这里落地生根。
双碳目标的提出，对能源保供的数量、质量、效能都提出了更高要求。对于已走过“不惑”之年的老油田而言，打造多能互补的格局，不仅是筑牢稳产根基的有益探索，更是自身可持续发展的现实需要。
新阶段、新理念、新格局之下，老油田大破大立之举势在必行。该厂将“低碳示范采油厂建设”列入厂“十大工程”之一，一边精准推进油田开发，不断夯实资源基础，答好老区稳产必答题；一边加快绿色转型，打造先发优势，竞逐光热新赛道。
“新能源的发展，不是顾此失彼，更不能只是简单做‘加法’，而是在当下背景之下，寻找传统能源与新能源的协同发展的深度融合之路。”该厂新能源工作负责人宋保林说道。
开年以来，为进一步突破思想藩篱，打破工作壁垒，该厂以“油气和新能源业务高质量发展”大讨论活动为抓手，立足自身资源优势，找准发展定位，聚焦增加新能源产量、提高新能源产能、加快新能源布局等重点领域，从思想和实践中找准生产系统耗能高、新能源业务不完善等制约新能源业务发展的痛点难点问题，精准部署4方面讨论“课题”并进行攻克，着力以更开阔的思路、更宽阔的眼界、更科学的举措书写老油田能源转型的生动实践。
采用车棚、悬索以及N型光伏板，提高光伏发电效率；畅通与属地政府沟通渠道，加快获取坑塘建设光伏发电指标；引进成熟油气生产光热技术在拉油点、场站进行规模应用……随着一条条可行措施的提出与落地，转型发展的前景日趋明朗。
“节”尽所能，发动“绿引擎”
3月14日，该厂肃宁作业区王四联合站员工王勇在注水泵房里对自己的“搭档”进行检查保养，他时而弯曲身体通过瞬时流量额定范围，确定单井注水量，时而屏息凝神对照注水压变系统，核实各注水井进出口压力情况。据悉，该泵房7台高耗能注水泵电机通过永磁再制造，成功实现注水泵大扭矩低转速、可调速、高效低耗运转，平均节电17.54%。近年来，像电机永磁再制造这样的节电措施，在生产现场比比皆是。
作为油气生产企业，其自身运转也离不开能耗支撑。能耗要想降下来，必须在日常管理、技术节能等等领域“加码”。
在绿色发展主旋律下，该厂锚定公司“深度节能1亿元”工程，立足系统烦冗庞大、资源劣质化加剧、老油田含水率逐渐上升等现状，不遗余力开展节能潜力分析，在电量与产量之间寻找最佳平衡。
在日常运行中，深化用能管理，充分发挥数字化油田优势，利用数字化监控平台、精细日常参数优化，开展低产低效油井间开运行、油井地面参数调整、井筒电加热制度优化等针对性工作12项。按照“一增、两替代”总思路，通过安装收气阀、储罐密闭装置、密闭卸油装置等实现工艺密闭化增加伴生气产量，利用采出水余热、空气能等清洁能源替代加热炉供热，持续降低燃气消耗量。综合应用高耗能电机永磁再制造、电潜螺杆泵举升、塔式抽油机举升、电热丝温压双控等技术降低耗能。创新将太阳能、光热、碳纤维加热等与现有油气生产工艺高度融合，在降低生产能耗的同时，加快油田发展方式绿色低碳转型。以该厂西31拉油点为例，应用“无动力太阳能和超温热泵”梯级升温加热技术，替代电加热棒加热，实施后月节电达到20.4%，系统具备集成温压、流量等监测、远传一体化控制功能，实现了无人值守。
此外，加大政策配套支持，将电费+外购燃气费捆绑一体考核，设置吨油能耗同期对比指标、月度计划考核指标两个激励“红包”，促使各基层单位形成挖潜增效的合力。
追“光”取“热”，萃取“绿能量”
3月20日上午8时，该厂物资装备中心油管检测站内，利用留路余热水清洗旧油管的热煮池内热浪翻滚，一根根旧油管顺着辊轮滑入池中，经过高温“泡澡”褪去脏污后，露出原本的模样。与传统高压冷清洗方式相比，这种利用余热水清洗油管的模式，年清洗油管能力达10万根，年节电48.25万度，可减少二氧化碳排放427吨。
生产建设如火如荼，用电量也居高不下，既要保证生产又要节能减碳，必然要寻找新能源替代。近年来，该厂立足留路零化石能源示范区建设、大王庄油田清洁能源替代等项目，多渠道撬动绿电指标，全力建设多能互补、绿色智慧用能新架构。一方面充分发挥区域内余热资源、土地资源、油田电网的优势，大力推进分布式光伏、余热、光热等项目建设，提高清洁替代率。另一方面坚持外部借力、政企协调，先后与河间、献县等地政府展开10余次对接，全程跟踪审批流程，备案光伏发电指标36兆瓦。
该厂留路油田余热资源丰富，通过近5年的攻关和应用，形成了包含污油净化、油管清洗、生产伴热及余热发电的余热综合利用体系。2023年以来，充分利用该区域闲置场地，开展光伏发电建设，目前已完成主体建设，正在陆续并网发电，预计4月份完工，总容量共计5.27兆瓦，预计年均发电量约646万千瓦时。在余热与光伏的双向加持之下，该区域实现燃油、燃气和灰电全部替代，建设成中石油首个零化石能源消耗示范区。
此外，该厂以高效利用土地资源为原则，充分利用建筑物屋顶、墙面或者停车棚等空间，同步在楚一站、河间站、余热站等11个站点开展生产区域光伏发电，计划四月份全部竣工投产，累计新建清洁电力装机7.4MW，这些绿电全部被油田生产和办公消纳，建成后预计年发绿电达850万千瓦时，相当于1000台抽油机一个月的用电量。
在充分吸取余热、光伏发电经验基础上，扎实推进大王庄清洁能源替代工程，在大王庄油田开展集输管道优化简化，利用余热供热和发电，完全替代站场15台加热炉，实现站场无烟化，年节约燃气700万方，减排二氧化碳0.8万吨。同时，全力推进能源管控平台建设，提升智慧化分析级能源管控水平，为实现生产用能低碳化提供技术支持。
“碳”索创新，创造“绿价值”
“CO2排放到空气中，容易造成温室效应，而注入地下，却可起到良好的重力驱和混相驱双重驱油作。这口井是已经生产32年的老井，进入生产后期，为提高原油采收率，自2022年11月开始注气，目前注入量达3.5万吨，增油效果初步显现。”在马76注气井现场，八里西潜山CCUS项目组技术人员介绍道。
“双碳”背景之下，CCUS技术发展和应用方兴未艾。华北潜山油藏地质储量基数大，具备较好的注气潜力，该厂将八里西潜山CCUS项目作为积极贯彻三步走战略部署、发挥老油田稳产“压舱石”作用的重要举措，稳步推进。
坚持以油田公司为保障、以厂内力量为主体、科研院所为支撑的专业化队伍，成立专班挂图推进，全力探索集二氧化碳注气、驱油、采出液处理、伴生气循环回注、长期埋存、风险控制及埋存监测于一体的成熟技术。项目方案设计新建先导试验站1座、管道20余公里，部署注气井3口、采油井20口。截至目前，已完成新钻井11口，投产6口，集油、注气、输油干线管道建设全部完成，先导试验站注气系统建成试运成功，剩余伴生气处理系统、二氧化碳卸车储存系统正在稳步推进中。项目建成后，将成为京津冀区域首个CCUS项目基地，可实现二氧化碳累积埋存845万吨，累积产油315.6万吨。
目前已累计注入二氧化碳5.2万吨，相当于植树43万棵或2.5万辆经济型轿车停驶一年，区块累增油1.5万吨，实现了企业增油、社会减排的双重作用。
沿着“提高采收率与碳埋存同步发展”的思路，该厂不断强化碳资产开发意识，积极推进项目碳资产转化，利用国际国内碳交易市场，实现碳资产开发创效。通过紧密跟踪筛选具有开发价值的碳资产项目，将《第三采油厂井场及作业区9MW分布式光伏发电项目》列入碳资产开发项目，将在碳交易市场进行预注册，预计碳资产收益达300万元，实现采碳交易零的突破。（通讯员 魏璐 刘青松 杜航 侯东星 许静 雷娜）
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