随着油气田大规模开发，采出液中的余热量增多，无法有效利用。中国石化油气田企业采取热泵等技术替代燃油、燃气加热炉，使采出液的余热用于油气田生产、生活系统供热，促进了油气田生产过程降碳增效。
采出液余热利用是落实“双碳”战略的有效举措
近年来，我国构建新发展格局、推动高质量发展，将碳达峰碳中和纳入生态文明建设整体布局和经济社会发展全局，相继出台了不少政策、文件支持地热能发展。今年2月，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023~2025年）》，提出加快开发利用地热、风能和太阳能资源。4月，又印发《2023年能源工作指导意见》，提出积极推广地热能、太阳能供热等可再生能源非电利用。这些政策为国内上游企业发展地热能带来了难得的机遇。
加热是油气田集输系统处理的重要环节，确保了原油含水指标的完成和原油的正常输送。以前，加热所用的加热炉、注汽锅炉以原油为燃料，碳排放强度大。随着油气田企业深入推进“双碳”战略，调整加热环节用能结构，燃料油逐步改成了天然气。但是，“油转气”只是实现了用能从高碳转向低碳，并不能满足油气田节能低碳、清洁环保的要求。在不断探索实践中，采出液余热利用技术受到重视。
随着油气田开发进入中后期，从地下抽到地上的原油中含水量逐年增多，形成大量低品位余热资源，如果这些资源回注到地下会造成浪费。如某油田在开发过程中采出液的含水量在90%以上，在80万~90万立方米，温度在32~65摄氏度，如果能从中提取10摄氏度温差的余热，每年可节省35万吨标准煤。
油气田企业采取先进、环保、节能的采出液余热利用技术，实施“余热代气”模式，即用油气集输生产过程中采出液的余热替代天然气，可以加快实现从低碳到零碳的目标。
油气田采出液余热利用项目亮点纷呈
中国石化油气田地质情况复杂、集输工艺多样，水质和用能类型参数不一，可能对采出液余热利用项目的高效推进造成影响。因此，必须高度重视余热利用技术创新研究，特别是加强关键设备热泵及换热器的优选研究。
热泵作为一种可以将低品位热能提升至高品位并加以再利用的设备，可以达到余热利用的目的。一般根据逆循环所消耗的能量形式不同，分为压缩式热泵和吸收式热泵。在具体开展泵型选择时，要统筹考虑电力、天然气及其他稳定低廉驱动能源（高温蒸汽、高温水、高温烟气）的供给情况，考虑余热资源温度与实际用热温度的差异、成本费用、碳资产等因素，选择最适宜的热泵。
随着技术水平的不断提高，中国石化油气田企业采出液余热开发利用进入新阶段，在企业实践中，胜利油田走在前列，逐步进入规模化、产业化轨道。2013年，胜利油田在鲁胜公司集输总站用采出液余热对原油进行加热，替代燃气、燃油等传统加热燃料；在埕东联合站实施 “余热代气”项目，首次采用“二类吸收热泵”技术，提取采出液余热，用于站内原油加热和冬季采暖，原有的5台加热炉全部停运，年替代天然气653万立方米；乐安联合站“采出水余热+光伏发电”项目利用“电动压缩式超高温热泵+板式换热”技术，替代全部锅炉加热炉，被国家能源局认定为“地热能开发利用标准化示范项目”。
此外，中原油田濮城采油厂“余热+光伏”利用项目利用热泵提取采出液的热量替代加热炉加热原油；河南油田下二门联合站采出液余热利用项目首次采用板式换热器+热泵机组+蓄能调峰等技术，最大程度利用采出液低品位余热，为外输原油和掺水加热提供了充足能量；江汉油田积极打造首个“余热+绿电”碳中和示范点……油气田企业采出液余热利用亮点纷呈。
采出液余热开发利用应加强“三注重”
专家表示，开发利用采出液中的余热，要注重降本增效、碳资产经营和协同创新。
注重降本增效。加强采出液余热资源潜力分析，优化筛选，稳健实施；要立足盘活油田现有资源资产，如将地热余热污水回灌与原油开发相结合，充分利用已有配输管网、采出污水处理设施，努力降低污水回灌投入。同时，加强现场应用及测试，在采出液水源热泵基本满负荷运行的情况下，综合考虑伴生气、外购天然气、外购电成本，以及增加的天然气商品量销售收入等因素，从而提高项目经济效益。
注重碳资产经营。碳税、碳关税一旦征收，将直接关乎企业生存发展。因此，油气田要加快推进新能源项目的碳足迹、碳标签研究，运用碳金融实现更多碳收益。采出液余热开发利用要与碳资产管理相结合，要关注CCER（中国核证自愿减排量）交易市场重启进程，紧盯地热方法学研究进展，做好采出液余热项目碳排放量计算、碳排放经济性分析、碳减排措施及效果分析等，待CCER交易市场重启后，积极申报CCER项目。
注重协同创新。立足项目开发需要，统筹自建和合资合作等模式，探索推进新的商业模式在采出液余热项目中的创新利用。针对复杂的油气生产用能场景，单一能源替代以满足安全经济用能需求为主，更多的时候要因地制宜、因时制宜实施多能互补策略，开展“地热+绿电”“地热+储能”、天然气发电等集成应用，为油田热采、原油伴输等提供用热需求，确保能源利用最大化。（记者：马 玲）
