问题：“双碳”目标和能源结构调整背景下，工业领域清洁供热需求持续增加。油气生产装置及联合站长期依赖天然气等化石燃料供热，运行成本易受气价波动影响，同时面临碳排放约束。如何在保障生产稳定的前提下，寻找可替代、可复制的清洁热源，成为油气企业绿色低碳转型的现实课题。 原因：油气开发过程中蕴含大量可回收的“低品位热”资源，主要来自采出液、伴生流体以及部分井筒条件较好的热源。过去受热源分散、温度梯级利用不足、回收效率不高等因素制约，规模化利用推进较慢。近年来，换热技术进步、集约化回收系统完善以及站场改造经验积累，使油气田“就地取热、就地用热”的条件逐步具备，生产余热转化为稳定清洁供热的可行性不断提升。 影响：据介绍，胜利油田孤东采油厂东一联合站完成用能转型后，来自地下约3200米的采出液余热可稳定替代传统燃气供热，验证了中深层地热资源在工业端应用的可行性与经济性。项目采用“气井高温余热+油井中温余热”双热源梯级换热方案：一上改造两口弃置气井，释放可利用的高温余热；另一方面对10口电泵采油井进行余热集中提取，实现多源耦合、梯级利用，提高热能转化效率。测算显示，项目年清洁供热能力可达20.9万吉焦，用热成本下降59%，替代天然气约638万立方米，折合可满足约2万户城市居民一年家庭用气需求，年减排二氧化碳约1.35万吨。对油气企业而言，这不仅推动供热体系从“燃料驱动”转向“资源回收驱动”，也不显著增加外部能源输入的情况下实现降本与减排的双重收益。 对策：从实践路径看，油气领域推进余热与地热资源利用，关键在三上协同发力。其一，摸清资源家底，围绕井筒温度、流量、站场热负荷等指标开展精细评估，明确适用场景与改造优先级，避免盲目铺开导致效益不及预期。其二，强化系统集成，按照“高温优先、梯级利用、集中回收、统一调配”的思路优化管网与换热配置，提升热源稳定性和季节适配能力，兼顾连续运行与安全生产。其三，完善经济与管理机制，通过标准化改造方案、运维数字化监测、成本核算与能效评估体系，推动项目从示范走向可复制、可推广的工程化能力。同时，面向更广泛的站场与集输系统，应统筹考虑设备全生命周期、腐蚀结垢控制、能耗边界与应急保障等问题，确保清洁供热替代持续推进。 前景：胜利油田提出用3年时间实现集输系统“绿热规模替代”、采油系统“经济替代”，发出加快转型的明确信号。业内认为，油气田分布广、站场多、用热负荷相对稳定，若能在更多区域实现余热与中深层地热的规模化利用，将在工业节能降碳、降低外部燃料依赖、提升能源利用效率等形成综合效应。下一步，随着对应的技术更成熟、项目经验加快沉淀，以及政策对清洁供热和工业节能的持续引导，“以热治热、变废为用”的模式有望拓展到更多生产环节，并与电能替代、可再生能源耦合等形成组合方案，为能源体系转型提供更扎实的工程支撑。
能源转型不只是简单的能源替代，更在于对现有资源的深度挖掘与高效利用；胜利油田在中深层地热资源应用上的探索，反映了传统能源企业在转型阶段的主动应对。通过技术创新把生产过程中的“副产品”转化为可用热源，既提升了经济性，也把绿色发展落到具体工程中。此实践为我国能源结构优化和产业绿色转型提供了参考，也显示出传统能源企业在新形势下依然具备拓展空间。