近年来，中国石油加快绿色低碳转型，大力实施节能减排和生产用能清洁替代，从源头上减少化石能源消耗和二氧化碳排放。

2023年，中国石油国内外业务温室气体排放总量1.88亿吨二氧化碳当量，甲烷排放强度同比下降超10%。

近日，中国石油在提高资源利用效率、低碳零碳能源消费模式方面亮点频频，多家石油企业通过利用风光发电、光热等系统以清洁能源替代化石能源实现二氧化碳零排放，实现了零化石能源消耗。

中国石油首个百万吨级

零化石能源消耗油田在塔里木建成

“热泵站投运以来，我们停用4台加热炉，每天少消耗天然气2000立方米，预计年节约天然气73万立方米。”目前，塔里木油田哈得逊油田实现了化石能源零消耗，成为中国石油首个零化石能源消耗的百万吨级油田。

哈得逊油田位于新疆阿克苏地区沙雅县境内的塔克拉玛干沙漠腹地，1998年投入开发。该油田年产液量近400万吨，能耗较大。针对这一实际，哈得采油气管理区关停一座百万吨联合站和一套10万立方米天然气装置，减少90台耗电设备和燃气设备，停运4台燃气加热炉及59台电磁加热器；建成3套1100千瓦热泵机组，利用油田采出水的余热替代燃气加热炉，用于生活园区、站内供暖和供热，实现年减少天然气消耗103.8万立方米。同时，大力实施绿能替代举措，通过安装光热储加热炉和修建年发电2040万千瓦时的分布式光伏电站等措施，生产运行全面电气化。

长庆油田建成首个

压缩机电气化改造示范工程

苏里格气田作为国内最大的整装气田，目前主要生产能耗以天然气为主。针对商品率低、电气化率低、新能源利用率低和能耗高、维保成本高的“三低、两高”矛盾，长庆油田积极开展零化石能源消耗基地建设工作，进一步提升气田高质量发展水平。

根据生产现状，长庆油田确定了以电气化提升为主线、兼顾零散气回收，发挥天然气支撑作用，整合智能电网技术，探索“气电、网电、新能源”组合供电模式，构建安全、清洁的电力系统的零化石基地建设技术路线。今年6月，在北-11增压站完成2台压缩机电气化改造，配套光伏2兆瓦，年可节约天然气380万立方米，建成长庆油田首个压缩机电气化改造示范工程。

华北油田建成

首个低碳建设示范区

华北油田采油三厂物资装备中心油管检测站内，一根根旧油管在热煮池内高温“泡澡”褪去污垢，露出原本的模样。去年以来，该厂以留路油田余热再利用和光伏发电实现了燃油、燃气和灰电全替代。

近年来，该厂多渠道建设多能互补、绿色智慧用能新架构。该厂利用区域内留路油田的余热资源，用近5年时间攻关，形成了污油净化、油管清洗、生产伴热及余热发电等余热综合利用体系。2023年以来，该厂又利用闲置场地建设光伏发电站，目前已陆续并网发电。新建光伏发电站总容量5.27兆瓦，预计年均发电量646万千瓦时。在余热与光伏的双向加持之下，该厂留路油田区域实现燃油、燃气和灰电全部替代，建设成华北油田首个低碳建设示范区。

新疆油田积极建设零碳井场

探索边远井清洁生产

7月1日，新疆油田玛湖078井场“分布式光伏+锌溴液流电池储能”带载调试完成，标志着中国石油首个锌溴液流电池储能系统在边远井零碳采油中成功应用。目前，该井日间抽正常运行，日平均节约柴油50升。

边远井受制于电网架设投资成本高的原因，采用“柴油发电机+抽油机”生产模式进行人工举升，但存在发电成本高、碳排放量大、人员劳动强度大等问题。为此，新疆油田积极探索清洁供电方式，针对无电网覆盖边远井开展“光伏+储能”供电与抽油机井生产用电相融合的先导试验，为边远井提产提效探索出一条低成本绿色低碳的技术路径。

2024年新疆油田100余口零碳井场正施工建设，项目建成后，每年可节约柴油1300余吨，减排二氧化碳5000余吨，为新疆油田新能源高效开发战略提供新引擎，助推油田绿色转型。

玉门油田深化“零碳油田”建设

老油田焕发新生机

2023年12月，玉门油田在酒东作业区建成全国首个“零碳油田”，为国内外老油田绿色转型作出示范。酒东作业区5兆瓦分布式光伏发电站通过绿电自用、余电上网的方式，创造了新的效益增长点。今年前8个月，酒东作业区累计发电量达到562.96万千瓦时，累计减排二氧化碳3755.5吨，老油田油气和新能源融合发展路径更加明确。

同时，酒东作业区通过推行智能间抽、采油机器人等先进节能技术，能耗水平显著降低；推进挥发性有机物治理项目，回收逸散伴生气；采用电磁加热器、电热蒸汽发生器等先进设备，实现了伴生气零消耗，使原油处理做到“近零”排放，预计全年可减少二氧化碳排放量5727吨。