江汉油田：节能降碳推动绿色转型

“以前伴生气收不了、用不完、放不得，现在日产4万立方米伴生气，回收率超95%，累计外销创效超400万元。”8月31日，江汉油田清河采油厂传来喜讯。从“废气”到“效益”，这是江汉油田持续节能降耗、构建绿色油田的生动注脚。 

今年以来，江汉油田贯彻落实国家“双碳”战略和中国石化集团公司节能降碳工作部署，围绕二次创业总体部署，采取系列举措，积极推进节能降碳环保工作。今年1至8月，江汉油田分公司万元产值综合能耗、单位油气综合能耗较计划分别下降8.7%、4.7%，工业综合能源消耗、万元产值综合能耗较去年同期下降1.9%、1.7%；二氧化硫、氮氧化物等污染物排放量分别较计划下降35.8%、55.6%。 

能效提升：老油田“瘦身健体”降能耗 

在江汉采油厂习二站，1号、2号注水泵更换柱塞直径后，目前注水单耗由7千瓦时每立方米显著下降至4.57千瓦时每立方米，单日节电额度突破540度。这是该厂通过设备参数优化推进节能降耗的缩影。 

能效提升是油田节能降耗的基础手段。油田每年对机采、注水、集输三大系统开展能效测试，针对高耗能痛点制定优化方案。今年以来，油田围绕重点用能单位，在机采、注水、集输三大系统持续发力，实施多项能效提升项目。 

江汉采油厂瞄准集输系统能耗短板，从优化管网布局、革新运行工艺、升级老旧设施三个维度系统发力，推动地面集输系统节能降耗。1至8月关停无效站点3个，精细化管控储罐电加热器45处，关停管道电加热器33处，试停加热炉3处，集输系统同比耗电减少15万度，减少耗气34.8万方。

在机采系统节能上，该厂紧盯设备运行效能，实施精准优化改造，已安装更换40台永磁电机，优化冲次10口井。在注水系统节能上，该厂通过设备参数优化等举措，挖掘注水系统节能潜力。习二站1号、2号注水泵柱塞直径调整后，能耗降幅超35%；马36站1号注水泵通过液力端维修，泵效从70.1%提升至83.1%；老21斜-7井更换进液阀后，泵效由68.6%跃升至94.6%。 

坪北经理部持续推进常温集输工艺应用，已完成9个平台常温集输，降低采油平台输油温度，平均日节约天然气270方。涪陵页岩气公司将压缩机变频改造作为节电重点，通过实施变频改造，节能率可超过30%。

在资源循环利用方面，涪陵公司将钻井污水和采气地层返排水集中治污处理后用于压裂施工，节约压裂用新水56万立方米，压裂液重复利用率100%。清河采油厂通过集输流程密闭化改造和站点优化，伴生气回收率稳步提升至95%以上，通过“自用+外销”动态平衡机制，连续两年外销伴生气超80万立方米。 

新能源落地：追光逐绿拓新业 

8月30日，清河采油厂联合站外6000平方米蓄水池水面上，光伏板正将光能转化为电能。这是油田推进新能源项目落地的一个缩影。 

在节能降耗的基础上，油田积极推动绿色转型。截至目前，油田已累计光伏装机规模近110兆瓦，1至8月光伏发电6951万度，项目累计发电2.2亿度，全部实现消纳。油田抢抓屋面、车棚光伏的政策窗口期，统筹安排6家油气生产单位及新能源中心，自主实施7个分布式光伏项目，总建设规模6.5兆瓦。车服中心引进141台新能源车辆，配套建设198套智能充电桩，全年可实现二氧化碳减排约461.07吨。

在绿电消纳方面，油田建立光伏发电动态调节机制，科学测算绿电消纳能力，动态调整电网运行方式。1至8月份，光伏发电消纳率达100%，绿电在油气生产中的占比稳步提升。 

江汉采油厂广斜77井充分利用场站内闲置空间，建立“风光热储一体化”多能互补模式，替减加热装置用电量，预计年可减少用电量10万度。油田还建成2座碳中和井场。今年试气放空回收727万方，零散井回收1533万方，预计全年回收天然气共计2442万方。 

绿色矿山：擦亮高质量发展底色 

截至8月底，江汉油田建成国家级绿色矿山2座，省级绿色矿山45座，绿色矿山创建率达88.7%。按照总部要求，2027年绿色矿山创建率要达到100%，油田对照要求倒排计划积极推进。 

绿色矿山建设是油田绿色企业创建的重点工作。在污染物排放管控上，油田取得突破性进展。从去年起，盐化工外排口已关停，总部不再下达废水考核指标。涪陵页岩气公司外排乌江的废水实施资源化利用改造，大量减少废水外排量。二氧化硫和氮氧化物方面，油田持续推进低氮燃烧器改造，大幅降低废气排放。 

作为全球最大的含氯消毒剂生产基地，江汉盐化工漂粉精产品远销90多个国家和地区。油田已启动对2025年度原油、天然气、漂粉精、烧碱等主营产品的全维度碳足迹核算工作。油田着手编制《页岩气碳足迹核算技术规范》《漂粉精产品碳足迹评价导则》两项企业标准。 

从能效提升到新能源布局，从绿色矿山到碳足迹管理，江汉油田正以节能降碳推动绿色转型，在二次创业的征程上书写绿色发展新篇章。