“该项目建成后，将填补绿色能源开发‘源网荷储’一体化空白，标志着油田多能互补格局正在形成。”江汉油田规划专家金燕波介绍。
近年来，江汉油田利用闲置土地大力推广“光伏+余热”等模式，以光伏发电取代部分火力发电，快速推进采油伴生资源综合利用，持续壮大新能源产业，推动生产过程化石能源消耗逐步向新能源替代。今年上半年，光伏发电量5352万千瓦时，全部由油田电网消纳，减排二氧化碳超过3万吨，余热综合利用项目节约天然气11.3万立方米，有效助力生产降本减碳。
4月3日，江汉油田盐化工光伏发电项目开始并网发电。该项目装机容量23.8兆瓦，发电能力超过2500万千瓦时/年，这是该油田第二座装机容量超过20兆瓦的光伏项目。
金燕波介绍：“为调动各单位参与新能源建设的积极性，油田专门出台新能源建设配套政策，将价格结算、绿电指标分配、相关联的费用处理等量化，明确参建单位的责任和收益。”
根据规定，用电单位和项目执行单位一致，直接以项目合同约定价格结算电费。该油田根据地域及接入变电站进行绿电指标分配，这样的政策促使江汉采油厂、清河采油厂、坪北经理部和荆州采油厂等原油生产单位积极组织并且开展光伏发电站建设，直接获得了二氧化碳减排指标。清河采油厂地处山东，日照资源丰富，该厂利用二号点生活蓄水池和羊口蓄水池分两期实施油田最大漂浮式光伏发电项目，收益可观。
一些后勤辅助单位不能直接从中获得收益，该油田出台新能源建设配套政策，根据相关规定，新能源项目用地涉及的地界勘测及土地维权、非油气设施拆除、档案搬迁等由各单位负责事项发生的直接费用，经有关部门确认后，该宗土地持有成本不再由权属单位承担，而是由油田承担。此举，让后勤辅助单位间接获得了新能源建设的“红利”。
土地是发展新能源项目最重要的资源之一。该油田加强土地盘活，推动土地权属单位提供闲置存量土地用于新能源项目建设。
资产经营管理中心土地管理岗员工按照全面普查筛选、现场实地踏勘、统筹清理土地的工作步骤，着力规范闲置低效土地管理，切实提高了土地资源利用效率。
物资供应中心原红旗供应库用来存放档案的库房被规划为光伏发电场所，该中心党政办公室副主任贺立组织装卸人员、车辆，共移送档案222箱。“不仅实现了老旧档案集中管理，而且产生的各类费用全部由油田统一解决。”面对一举两得的好事，贺立带领工作人员铆足干劲，一箱一箱清点资料，组织车辆拉运，确保了光伏项目建设进度。
2020年以来，江汉油田有效盘活闲置土地资源1800余亩，通过“以用带管”，共组织建设光伏发电站46座，总装机容量107兆瓦，为企业高质量绿色发展提供了有力支撑。
“以王场联合站为代表的碳中和示范场站是油田强化光伏、余热等清洁能源利用，提升油气生产绿电占比的一次大胆尝试和创新举措。”该项目攻关技术总负责人、江汉采油厂生产运行部主任洪云福介绍，该项目每年可消纳绿电800万千瓦时、减排二氧化碳5300吨。
江汉油田树立“大资源观”，推动新能源业务与主业深层次地融合，打出绿电开发“组合拳”。“余热+绿电”碳中和示范点是油田新能源布局中的一项重点工作。
在王场联合站提质增效项目改造中，该油田按照新能源和地面工程同部署、同设计、同施工的原则，采取“光伏+余热”模式，在建设光伏项目供应绿电的同时，投产两套700千瓦压缩式热泵机组，利用余热加热原油，减少天然气自用量，每年取代伴生气28.6万立方米。
洪云福说：“王场联合站投产的两套压缩式热泵机组将贮存于采出水中的热能提取出来供热，替代了加热炉。”
在建设中，项目团队考虑站点功能、位置、改造工作量、效益等因素，组织技术人员对地面系统来进行优化调整，采用中心站集中脱水设计思路，将联合站上游王场、广华、浩口、高场等站点调整为分水站，简化站内工艺流程，实现连续密闭集输，为油田在王场联合站建设“余热+绿电”碳中和示范点创造了良好条件，也为后期建设碳中和示范点积累了宝贵经验。今年上半年，该站减少天然气消耗11.3万立方米。
目前，江汉油田正以井场、站点等为基本单元，在江汉采油厂王4检-8-2井、王9-6井打造碳中和示范项目。
江汉油田地下锂、钾、氦、硼等油气伴生资源丰富，初步勘查显示，氯化锂资源量位居全国前列，属于国内为数不多的特大型盐湖锂矿，展示出巨大的资源潜力，这些都是新能源开发的有利条件。
该油田在快速推进光伏和风能建设的同时，积极开展油气伴生资源综合利用、绿电制氢、深地空间开发利用、“源网荷储”一体化等重点领域前沿研究，充分的利用油气伴生资源优势，下好项目储备“先手棋”，坚持“大资源观”推动伴生资源综合开发利用，深化资源评价基础研究，同步研究盐穴老腔储能、储气等工程技术，推动新能源与油气勘探开发融合发展，努力拓展新能源业务领域，各项工作取得积极进展。
该油田充分的发挥油气勘探开发技术优势，积极地推进油气伴生资源综合利用项目，组织专业团队强化资源基础研究，制定切实可行的评价方案，摸清资源分布情况，加强资源评价，通过加强与高等院校、企业的沟通和技术交流，持续优化工艺流程，完善可行性研究报告。
围绕资源综合利用与效益开发，该油田统筹油气伴生资源综合利用项目投资和产出，加强投资所需成本管控，通过对标行业先进，持续推进油气伴生资源综合利用，努力做到连续稳定生产；实施工艺定型，让装置和方案更加科学化，力争把油气伴生资源综合利用项目建成中国石化油气伴生资源试验和规模开发基地。
答：传统油气生产企业既是能源生产大户，又是能源消耗大户，我国每年油气生产能耗高达4000万吨标准煤，生产所带来的成本高、碳排放量大。在“双碳”目标驱动下，加快低碳转型发展势在必行。随着油气资源减少或枯竭，传统油气生产企业面临寻找发展新增长点的需求。卤水锂矿是油气盆地重要的伴生资源，资源潜力巨大且富含钾、硼、铷、铯、溴、碘等高价值矿产，若能勘探开发综合利用，必将成为油田新的效益增长极。
答：我国首套利用油气伴生卤水提锂的工业化试验装置已在青海油田试运成功，表明油气生产企业在卤水锂矿开发方面取得实质性进展。中国石化某油田联合站建成30吨/年卤水提锂中试装置，产出样品碳酸锂含量符合电池级碳酸锂行业标准（≥99.5%），为卤水提锂商业化进程提供了宝贵经验。
传统油气生产企业在卤水锂矿开发方面具有四个方面的优势。一是资源优势。油气盆地通常含卤水型锂矿，且资源量巨大，如江汉盆地卤水锂矿资源量高达790万吨，富含钾、铷、铯等其他有用元素。油气生产企业在开采石油天然气的同时，可以对伴生卤水进行综合利用，生产碳酸锂、氯化钠、氯化钾、硼酸、溴素、碘素、氯化铷、氯化铯、氯化钙等产品，实现资源的多元化开发。二是资料优势。油气生产企业在油气勘探开采中积累了大量数据资料，为卤水锂矿开发提供了重要的数据支持。三是技术与经验优势。卤水锂矿为液体矿产，与石油类似，油气生产企业在勘探开发方面有着先进的技术和丰富的经验，能应用于卤水锂矿勘探开发。四是基础设施优势。油气生产企业已有的油气开采基础设施可以直接用于卤水锂矿的勘探开发，减少额外的基础设施建设成本和时间，同时也可以盘活油区闲置井筒资源。
答：传统能源与新能源融合发展已成为普遍共识，新能源电车快速地发展，而锂是核心材料，油气生产企业开发卤水锂矿能够完全满足这一市场需求，具有广阔前景。油气盆地卤水锂矿勘探开发是一个新兴领域，要实现大规模商业化还有很多问题是需要解决。一是油气盆地卤水锂矿通常埋藏较深，富集机制及分布规律不明确，大多数盆地资源家底不清，制约了卤水锂矿的评价与开发利用。二是目前国内外主要开发利用地表盐湖卤水锂矿，对盆地深部卤水锂矿的研究、勘探、评价较少，没有成熟可用的方案，也无相应的标准规范。三是油气盆地深部卤水锂矿研究团队较少，缺乏相关人才。
答：一是系统评价勘探卤水锂矿。充分的利用已掌握的大量地质资料，开展系统的资源评价和勘探工作，摸清卤水锂矿资源储量及赋存状态，为开发利用提供支撑。二是研发高效开采技术。卤水锂矿埋藏深且变化大，油气开采的方法技术不能照搬到卤水开采中，可利用的成熟方案很少，必须加大开采技术攻关力度，提高采收率。三是研发绿色高效提取技术。盆地深部卤水成分很复杂，主要成分是钠、钙、镁、氯离子、硫酸根离子等，高价值的锂、钾、铷、铯、溴、碘等元素含量相对很低，需要开展系统调查与研究，查明化学特征与变化规律，进而有明确的目的性地研发绿色高效的提取锂及制钾、硼、溴、碘、铷、铯、钙、盐等关键技术，实现“吃干榨尽”“零排放”的绿色循环经济开发。四是加强人才教育培训与科研投入。油气生产企业应加强与高校及科研院所合作，在卤水锂矿资源形成、勘查评价、开采、提取等方面开展产学研用一体化协同攻关，高效推进卤水锂矿资源开发与利用，并形成人才梯队，实现卤水锂矿资源开发利用可持续发展。
本报讯 近日，华东油气南川页岩气田首个5兆瓦风电工程承台历时12小时完成混凝土浇筑作业，累计灌浆800立方米，比原计划提前6小时，承台的顺利浇筑为后续风电安装奠定了坚实基础。
承台灌浆施工采用一次性作业，是风机建设中的关键一环。实施工程人员利用良好的天气条件，精心制定专项实施工程的方案，加强混凝土运输车辆交通路线规划，确保混凝土泵车与运输车无缝对接，从而高效完成浇筑任务。
该风电项目位于重庆市南川区水江镇山水村，新建1套5兆瓦风力发电机组，轮穀中心高115米、风轮直径195米，配置1台容量5500千伏安箱变和1套两兆瓦储能装置，通过35千伏石桥线并网。发电机组在承台候凝28天后进行风电设施安装调试及并网论证。5兆瓦风电项目投运成功，预计年上网电量超过1000万千瓦时，为页岩气田绿色开发注入了活力。
本报讯 今年以来，广东深圳石油推动新深易捷加能站成为广东石油综合能源标杆站，全力打造“充电+”模式，在确保充电量持续增长的前提下，动态调整度电服务费，实现量效双提升。
该站集超级充电、光伏、储能、V2G（车网互动）、电池检测等多功能于一体，设置29个快充车位和3个液冷超充车位，上限功率480千瓦，光伏装机容量91千瓦，年发电量超过10万千瓦时，储能装机容量200千瓦，“光储充”协同，实现绿电最大化自发自用、谷电最大化利用。该站还具备放电和电池检测功能，日最高充电量超过8400千瓦时，单枪充电量233千瓦时，充电枪利用率最高达到29%，远高于周边市场情况。
本报讯 今年以来，安徽合肥石油大众综合能源站持续做大充电市场占有率，推动充电业务高质量发展。1~7月，累计充电量突破500万千瓦时，排名安徽石油首位。
作为中国石化首座超级充换电综合能源站，该站积极地推进“光、储、充、放”一体化运营，强化能源管理系统应用，优化完善储能“充、放、电”模式，实现场站运营效益最大化；投用销售企业首个智慧停车系统，实现非业务车辆停车时长智能管控，全方面提高运营效率，充电桩利用效率提升34%；发挥大型场站的聚合作用，开展“充电有礼”专项营销活动，深化电非互促、电洗互促，全方位提供增值服务，增强客户黏性，促进充电量快速增长。
本报讯 今年以来，云南昭通石油加快新能源汽车充电设施建设，打造安全、智能、高效、便捷的充电网络；积极开发充电客户，逐步的提升现场服务水平，为“智能交通、绿色出行”赋能。截至8月初，充电任务完成率139.3%、环比增长率72.2%，两项指标均排名云南石油第一。
该公司加大充电站建设投营力度，成立新能源发展工作专班，因地制宜精细制订发展计划，加大与地方电力销售单位合作力度，扩大充电桩覆盖面。在内部管理上，强化协同配合，着力做好投营前的各项准备，配合厂家调试充电桩、消防器材的配置与摆放、充电二维码张贴推广等工作，确保充电站项目验收顺利通过。
该公司及时掌握客户的真实需求、充电次数、活跃度等信息，制定差异化经营销售的策略，不同时段享受不同优惠幅度，为顾客及时解决充电、抢修等问题，赢得了顾客好评。为调度员工对充电业务的积极性，该公司还制定充电业务考核办法，安排专人在充电现场做好服务指导，吸引了更多车辆进站充电。（代泽万 骆冬梅）
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