根据中国化工节能技术协会2008年10月的研究资料表明，2004-2006年我国陆上石油天然气开采能耗为112-143kgce/t油和15.8-28.4kgce/t液；2002-2007年陆上六大油田单位油气生产综合能耗在99.7-208.5kgce/t,单位液量生产综合能耗在15.4-68.9kgce/t。
根据2000-2005年《中国能源统计年鉴》显示，“十五”期间我国石油天然气开采行业单位油气生产综合能耗平均值约为146.1kgce/t油,单位液量生产综合能耗平均值约为29kgce/t液。统计期间海上油气田总平均能耗为31.70kgce/t油、6.56kgce/t液。由上述资料可以看出，目前我国现有海上油气田的能耗较陆上油气田的能耗略低一些。
究其原因，首先是油气田本身的特性决定了陆上油气田开发时间更长。如大庆油田从1958年到现在已有50多年的时间，而海上油气田的开发周期较短，一般稳产期在10年左右，最多不超过20-30年。由于前期勘探费用高，风险大，海上施工运作的成本也高，因此海上油气田的开发原则是一旦发现储藏，力求在最短的时间内取得最高的效益。而陆上油气田则是采取加注的方式，尽可能开采更多的能源这一过程必然增加了相关设备的能耗。其次，由于海上油气田的作业难度和海上恶劣的条件，对相关技术和设备的要求均较高，因此目前我国海上油气田的大部分技术和设备均从国外引进，效率上得到了保证。
用能问题仍存
虽然海上油气田平均能耗较陆上油气田偏低，但我们在进行项目能评工作中仍发现了许多普遍存在的问题，比如设备负荷率偏低、油田伴生气回收利用不充分、余热回收利用尚不完善等。
首先，造成部分海上油气田能耗偏高的主要原因是生产负荷偏低。据相关统计数据显示，生产负荷低于35%的油气田的平均吨液、吨油能耗是生产负荷在35%-75%的油气田的2倍多，是生产负荷高于75%的油气田的5倍多。再有，部分油气田采出液的含水量较高，需要对其加热分离的过程也造成了能耗偏高。
第二，海上油气田受平台空间、用户等因素的限制，对伴生气的利用还不够充分，伴生气放空相对陆上油气田偏高。一些伴生气量较高且产出稳定的油气田也仅对一级分离器分离出的高压气进行了利用，作为燃料发电，而二、三级分离器分离的低压气则多采取放空，尤其是全海式开发的油气田，伴生气利用率大约在30％-80%之间，同陆上油气田伴生气90%的回收利用率相比，部分伴生气资源还未得到充分利用。
第三，部分海上设施的余热回收尚不完善，造成了能耗偏大，这部分属于能源再次利用的问题。
“回收”提高油气田能效
这些问题虽是由海上油气田自身特性决定的，但是细究之后，我们认为海上油气田项目仍有进一步提升能源利用率的空间。
第一点，对油气田的伴生气采取更为合理的回收措施。如根据每个油气田的特点，在设计初期进行相关经济性评价，有针对性地对油田伴生气采取回收外输、回注、发电或简单处理后外输销售等。对已建平台也可根据实际情况进行经济可行的技术改造，避免排空现象，以达到节能减排的目的。
第二点，对于海上各类设施所产生的余热，如发电机组排出的废气余热、生产水的余热等，尽可能考虑回收利用。这一点在现有油气田中也已有实施的案例，如对发电机组排出的废气可加装余热锅炉，以代替燃油导热锅炉，节约燃油消耗；利用生产水的余热进行溴化锂空调改造，减少空调的电力损耗等。
第三点，进行精细化管理。如优化工艺操作、配备能源计量设备并进一步加强用能制度的监管，切实落实节能措施等。
第四点，变频技术的使用。部分油气田对海水提升泵采用变频调控技术得到了很好的节能效果，在今后新平台的建设中可考虑推广。
第五点，对新建海上油气田项目，合理设定设备的处理规模，使设备在经济运行区间运转，避免“大马拉小车”现象；对现有平台，采取调整相关设备技术参数的方法，提高设备负荷，或对能耗水平较低的设备逐步进行改造，进一步提高能源利用率。（作者单位：中国国际工程咨询公司资源与环境业务部）