在国家“双碳”战略背景下，中国石油天然气集团有限公司创新性提出《绿色低碳行动计划3.0》，确立了“清洁替代、战略接替、绿色转型”的三步走发展战略。该战略以油气与新能源高质量融合发展为支撑，着力破解能源行业发展与降碳的双重挑战，为构建新型能源体系提供了实践路径。由于油气与新能源分属不同的能源领域，在融合发展过程中出现了油气高效低碳供给基础不牢、新能源替代发展支撑不足、油气新协同转型深度不够等诸多挑战。作为我国重要的油气资源基地，新疆油田在保障国家能源安全中发挥着关键作用。新疆油田立足自身优势，依托“加大油气绿色低碳开发力度、加快新能源产业发展、筑牢油气新全方位保障”三大路径和节能提效、清洁替代、区域供能、规模外送、基础研究等12项举措，走出一条符合新疆油田实际、具有油田特色的绿色低碳转型之路。

全球正处于能源结构转型的关键期，油气田作为耗能大户正加速向绿色低碳转型，电化学储能作为油气田风电、光电等新能源平稳应用的关键技术，其重要性日益凸显。介绍了各种电化学储能技术（磷酸铁锂、钛酸锂、液流电池、铅酸电池及超级电容器）的工作原理和电化学特性及研究现状。根据技术特点梳理了在提升可再生能源消纳、优化传统能源生产用能等方面的适配场景、应用规模和典型应用案例。针对油气场景高风险、强腐蚀、宽温域（-30~60 ℃）等严苛环境，从系统的安全性、可靠性、环境适应性等方面分析了面临的挑战和亟需解决的问题。从新型储能材料体系、智能化储能系统管理和装备开发等角度阐述了各储能技术在油气场景的未来发展趋势。为推动风光储多能协同发展，形成更高效的能源利用体系，促进传统能源的绿色转型提供参考和借鉴。

随着光伏发电在电力系统中渗透率的持续提升，其出力的随机性与不确定性对电网的灵活调峰能力提出了更高要求。为灵活调峰提供更加精准可靠的预测场景与支撑，提出一种融合模糊聚类、相似日提取与概率预测的智能预测方法。首先，基于皮尔逊相关系数筛选与光伏出力密切相关的气象特征变量，包括温度、湿度、总水平辐照度和倾斜辐照度；随后，采用模糊C均值（FCM）算法对天气类型进行聚类并基于CRITIC方法确定气象变量权重，通过加权欧氏距离在同类天气中提取相似日，构建高质量训练样本；最终，利用结合分位数回归的长短期记忆神经网络（QRLSTM）实现光伏功率的短期概率预测。仿真实验结果表明，该方法在典型晴天、阴天、间歇性多云等多种天气条件下均实现了高精度的预测性能，预测区间置信覆盖率超过90%，平均区间宽度显著低于传统方法，展现出良好的稳定性和泛化能力。研究结论表明，该方法可有效提升光伏功率预测的可信度与鲁棒性，可为多能互补系统中的调度优化提供高质量的不确定性场景支撑。

微电网规划设计是连接资源潜力与落地应用的核心环节，如何合理配置风机、光伏与储能的型号和容量尤为关键。为保障负荷需求及降低微电网投资成本与年均综合成本，提出了一种计及风光储设备联合选型的经济性容量匹配模型。首先构建含风机、光伏、储能的微电网系统模型；其次设计以微电网综合成本最小化为目标函数，涵盖设备选型约束、容量约束、运行约束及电力电量平衡约束的混合整数线性规划模型；最终采用商业求解器计算得出最优设备型号组合与容量配置方案。算例分析显示，优化方案1较基准方案2、方案3，在满足同等负荷需求下，投资成本分别降低了21.01%、17.25%，综合成本分别降低了18.6%、14.81%。证明所提模型可有效实现设备经济性选型与容量匹配，显著降低了微电网投资成本与年均综合成本，可为微电网规划设计提供理论依据与技术支撑。

为减少CO₂排放，减缓气候变化，碳捕集、利用和封存（CCUS）技术受到了广泛关注。由于项目投资较大且不易变更，CCUS技术的推广和应用受到了极大限制。目前系统化的源汇匹配已成为研究重点，科学、有效的源汇匹配可优化管网设计，降低CCUS全流程成本。提出了一种基于密度的具有噪声的聚类算法（DBSCAN）优化CCUS管网布局，为CCUS管网设计提供解决方案。首先应用DBSCAN算法对源和汇进行聚类处理；然后在充分考虑源汇性质、各环节成本等因素基础上，基于最小支撑树法构建CCUS源汇匹配模型，得到CCUS源汇匹配理论方案；最后针对多源共汇导致的管网冗余问题，应用改进的节约里程法优化CCUS源汇匹配方案。以假定规划区为例开展研究，结果表明所提模型不仅能够降低CCUS部署成本，还能大幅缩短运输距离。相较于传统方案，部署总成本由1.3×10⁷万元降至9.8×10⁶万元，降幅约为24.6%；运输距离由4 075 km减少至1 008 km，降幅达75.3%。研究验证了所提方法在复杂CCUS场景中的适应性与经济性，为CCUS系统规划提供了可行的优化路径和理论参考。

我国油气田大多地处偏远，常年气温低下，需要对井口加热以实现防冻。微型催化燃烧器可用于诸多加热场景，但单一甲烷在室温下难以稳定催化自燃。利用我国丰富的风电、光伏等可再生能源制成绿氢与甲烷混合，在贵金属Pt上可实现室温下的催化自点火。开展绿氢甲烷混合燃料催化燃烧研究对拓展油气田井口防冻新工艺，加快能源“低碳化”进程意义重大。参考氢气甲烷混合燃料在Pt催化剂表面催化反应机理文件并导入Fluent 2021R1，建立了三维狭小通道氢气甲烷混合燃料催化燃烧数值计算模型，探究了甲烷和氢气混合比例、甲烷和氢气同步供给和非同步供给对催化燃烧点火的影响。发现氢气比例低时会导致催化剂失活，氢气比例高时可实现室温下催化自燃；同步供给方式导致催化剂失活的氢气比例上限更高，实现催化自燃的氢气比例下限更低。模拟结果表明，氢气和甲烷同步供给、入口速度1.0 m/s、氢气甲烷浓度比1∶1、狭小通道直径1.5 mm有利于氢气甲烷混合燃料催化自点火。模拟揭示了绿氢甲烷混合燃料室温下催化自点火特性及起燃过程的演变规律，为油气田生产加热工艺的应用奠定了基础。

在我国“双碳”战略背景下，作为清洁能源的氢气得到广泛应用，但其生产过程中会产生大量碳排放。烃类水蒸气转化法（HSR）是炼化企业常用的制氢工艺，但生产过程原料波动大，关键碳排放数据监测频率较低，导致现有方法难以对其精准碳计量。为解决精准碳计量数据缺乏的问题，以某炼厂制氢过程为例，运用Aspen Plus软件搭建该过程稳态仿真模型，分析不同工艺参数对装置运行情况及碳排放的影响。由于实际生产过程中部分重要参数变化较大，稳态模型无法产生大量准确的模拟数据。实验采用MATLAB与Aspen Plus互联，结合实际生产数据动态改变模型输入参数，实现生产过程动态模拟，实验结果表明所提模型能够很好地模拟实际的生产过程，为精准碳计量提供数据支持。

在全球能源转型的浪潮中，能源存储技术的革新对于保障能源的稳定供应和可持续发展极为重要。深部地下盐穴因为其独特的稳定性和密闭性，成为石油、天然气、氢气等能源存储空间的首选，在全球范围内广泛应用并取得显著成效。相比于油垫法造腔，氮气阻溶造腔技术是一种安全、高效、环保、经济的盐穴储能库造腔方法。针对盐穴储能库氮气阻溶造腔技术，对比分析了油垫、气垫阻溶造腔技术特点，介绍了氮气阻溶造腔工艺技术，包括井口流程改造、现场配套注氮工艺、气液界面监测控制技术等；列举了国内外应用案例分析；在对相关文献调研的基础上，总结了该技术在提高储气库建造效率、降低成本和保护环境等方面的重要作用，并对该技术未来的发展趋势进行了展望。