6月2日，辽河油田在杜84-兴H106井开展的400千瓦井下大功率电加热干度提升试验取得成功。这是国内石油行业首次开展井下大功率电加热提升蒸汽干度试验，为推进稠油热采电动化、清洁化探索出新路径。
在全国最大稠油生产基地辽河油田，通过烧锅炉往油藏注入蒸汽开采稠油已有40年历史。进入新时代，传统的热采方式已成为高碳排放的主要因素。为了减排降碳，辽河油田开拓新思路、攻关新技术，打造多条“热+”技术路线，推动稠油热采方式转变。
“热+新能源”，以电代气实现减碳。辽河油田注汽锅炉目前使用的主要燃料是天然气。这个公司从2022年开始试验攻关电储能锅炉、电蓄热锅炉、井下大功率蒸汽发生装置，实现注汽用能逐步从天然气过渡到“绿电”。截至目前，辽河油田30千瓦电热熔盐锅炉、400千瓦井下蒸汽加热装置现场试验已经成功，正在研制更大功率的电加热装置。各稠油生产单位大力推进自用光伏、风电项目建设，实现稠油开发与新能源融合发展减碳。
“热+CCUS”，以气换汽降碳。将稠油热采过程中伴生的二氧化碳回收处理后，与蒸汽一起注入地下，不仅可以减少蒸汽注入量，而且可以降低稠油表面张力、提高单井产量。辽河油田在二氧化碳辅助稠油热采方面有10年经验，2022年实施辅助吞吐试验292井次，节约蒸汽注入量2.3万吨，减排二氧化碳2万多吨。今年，油田又新建成投产两座二氧化碳捕集液化站，为二氧化碳辅助稠油热采提供了更充足的碳源。
“热+化学剂”，以剂换汽脱碳。“传统稠油热采方式碳排放高的根本原因，是需要使用其他能源生产蒸汽为稠油降黏伴热。如果能够采用不注汽的方式生产稠油，无疑是一场稠油开采的技术革命。”辽河油田勘探开发研究院总地质师王国栋说。近年来，辽河油田围绕稠油“热采”变“冷采”，相继开展了普通稠油化学驱、超稠油吞吐后期转微生物冷采、稠油微乳液化学降黏“冷采”等技术探索，为规模“冷采”积累了经验。在冷家油田17口高吞吐轮次热采井中，技术人员注入一种特制的生物降黏剂，不再注入蒸汽，阶段增油近5000吨，减排二氧化碳5000吨。
