在原油生产过程中，需要消耗大量的热能来实现集输、脱水和维温。采出液中储存着巨大的余热能量，是非常宝贵的热能资源。为使余热资源得到有效利用，油气田企业把采出液中的余热作为节能减排、提质增效的重要抓手，推广应用热泵等技术，将余热转换成可用于生产的热能，取得了较好的经济效益和环保效益。

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。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。