近日，在辽河油田杜84-33-69井场，世界首套1兆瓦井下大功率电加热装置已连续运行5个月，通过把强大的电流输送到井下转化为热能，井下蒸汽干度提升36个百分点，驱动了更多稠油采出。自2024年2月1日成功投运至今，该装置消耗电能200多万千瓦时。这是油田公司大力探索“以电代气”推动稠油热采降碳的一个缩影。

　　作为国内最大的稠油热采油田，油田公司每年注汽开发稠油需要往地下注入蒸汽2000多万吨，为此消耗天然气近16亿立方米，产生大量碳排放。随着我国“双碳”目标落地，稠油热采高能耗、高碳排的开采方式必须转型。最近两年，油田公司围绕稠油绿色转型，积极探索“以电代气”新方式，采用电能逐步替代传统燃气锅炉生产蒸汽的方式，最大限度减少碳的排放。

　　目前，油田主要攻关两大“以电代气”蒸汽生产技术，其中一项是井下大功率电加热装置，另一项是高温电热熔盐储能注汽技术。熔盐储能注汽主要是利用高温熔盐将夜间电网谷电转化为热能存储起来，再通过持续放热把软化水加热成蒸汽。世界首座高温电热熔盐注汽试验站位于辽河油田齐40块，自去年12月投运以来，已累计生产蒸汽1.9万吨，替代天然气120多万立方米，减排二氧化碳2680吨。

　　据介绍，目前井下大功率和电热熔盐储能注汽技术，都还处于应用的初级阶段，要大规模替代现有燃气锅炉，还需研发功率更大、生产效率更高的装置。目前，油田公司已启动3兆瓦井大功率蒸汽发生装置和45兆瓦电热熔盐注汽项目研究，未来有望彻底替代燃气锅炉。在加大注汽用能清洁装置研发的同时，油田公司还加大绿电指标获取力度和发电规模，截至目前，油田绿电装机规模107.6兆瓦，今年发电量达到7350万千瓦时，比去年同期增长157.5%，为“以电代气”打牢基础。