石油以其运输方便、能量密度高，已经成为最重要的运输驱动能源，约占运输能源比重的90%。加上其在化工领域的用途，可以说石油已成为目前世界上最重要的商品之一。但是，石油的生成最少需要200万年，现今发现的油藏中最久的长达5亿年，且油田的形成同样需要相当苛刻的条件，因此随着世界经济的发展，储量有限、需求猛增的石油资源逐渐成为各国重要的战略物资。

    据美国相关机构统计，全世界有油气远景的沉积盆地面积7746．3万平方千米，其中位于海底区域的约2639．5万平方千米，占34%。法国石油研究所20世纪80年代初期曾估计，世界石油极限储量约为1万亿吨，可采储量约为3000亿吨，其中海洋石油1350亿吨；世界天然气储量约为255万亿-280万亿立方米，海洋储量约为140万亿立方米。

    为此，当前国际石油界已经取得普遍共识：陆上油田尚具潜力的地区仅有中东、中亚等地，而上世纪末海洋石油年产量已达30亿吨，占世界石油总产量的50%，且在过去的30年里，两个最重大的油田发现均来自海洋。多个权威机构数据源均显示，海洋石油资源将是未来原油产量增长的重要来源，其平均储量规模随水深而大幅增加，深水油气田的平均产量规模也明显高于浅水油气田。近年，随着技术和装备的进步，世界海洋石油和天然气勘探已逐渐从浅海向深水区发展，目前最深已达3051米左右。

    开拓深海油气资源“必须为之”

    相关统计数据表明，2011年全世界石油剩余探明储量为2086.6亿吨，中国为27.9亿吨，位居第14位。2010年世界石油实际产量为39.8亿吨，中国产量为2.07亿吨，位居世界第4位。从消费量来看，2011年我国石油消费总量为4.5亿吨，进口2.5亿吨，进口依存度已超过55%，国内石油资源开发颇具现实战略意义。

    2008年，第三次全国石油资源评价结果显示，我国海洋石油资源量约为246亿吨，其中70%位于深海，可以看出深海油气资源的勘探开发，必将成为我国未来海洋石油的主要目标。

    我国海洋石油主要由中国海洋石油总公司负责进行勘探和开发，并已取得令人瞩目的成就，目前已拥有渤海、东海、南海西部、南海东部等四大海洋石油生产基地，并建有一大批海上合作和自营油气田。2010年，国内海上油气产量已达5000万吨，相当于大庆油田稳产年的产量。

    但长久以来，我国海洋石油开采受技术与装备所限，一直局限于300米以内水深的浅海区域，300米以上的深海油气田的勘探和开发完全被外国人所掌握，我们只能通过合作开发来获取宝贵的经验。2011年5月23日、24日，“海洋石油981”“海洋石油201”的相继建成投产，不仅标志着中国造船业在海上工程领域自主研发和国际竞争能力的飞跃，更显示出我国海洋石油开发由浅海向深海进军的决心。

    油气处理系统能耗突出

    同陆地油田开发相比，受海上气象和水文环境等因素的影响，海洋石油开发的装备制造费用和施工作业成本巨大，海洋石油开采平台寸土寸金，海上油气田的勘探、开采、处理和输送均较陆地难度大，因此海上油气田的开发较陆上开发的周期短，其用能情况也与陆地有所区别。

    一般来说，油气田的开发大致要经过4个主要环节，即“石油勘探”“油田开发”“油气集输”和“石油炼制”。海上油气田耗能系统主要包括采油系统、油气处理系统、外输系统、供热发电系统、注水系统和公用系统等。

    采油系统主要是原油和天然气的开采，其主要耗能设备为电潜泵，通过电潜泵将油井中的液体从海底举升到平台进行处理；

    油气处理系统是将采出液进行换热和油气水三相分离等，从中获得原油和天然气，其主要耗能设备为加热炉、换热器和电脱水供给泵机组等。

    外输系统主要负责原油的输送，海上平台经过油气处理的外输液通过海底铺设海底管道输送到其他处理平台或陆地终端，其耗能设备以外输泵等泵机组为主。

    供热发电系统则是采用发电机组自行发电，用热介质炉或锅炉为油气的集输处理设备供热。海上油气田自备电站和热站燃料以天然气为主，其次是自产原油，通常为了取得更高的热值，还会以外供的柴油作为辅助燃料。

    一般采油平台自产的原油或天然气中的伴生气可作为燃气轮发电机组的主要原料，通过燃气轮机进行发电、驱动天然气压缩机、油泵、水泵等，燃气轮机的排气热能还可通过余热锅炉生产蒸汽供热或直接供热。

    注水系统的主要作用是为了保持底层压力，进行注水采油以提高原油采收率，或进行污水回注，其注水泵等泵机组为该系统的主要耗能设备。

    公用系统中包含油污水处理系统、开闭排系统、火炬系统、海水系统、淡水系统、柴油系统、防海生物系统、锅炉供给系统、吊装系统、系泊系统、房间设备系统、环保系统、空调与制冷系统、通风系统和消防救生等生产辅助系统。

    一般情况下，油气处理系统的耗能在海上油气田耗能系统中所占比例最大，注水系统和采油系统也是海上油气田的耗能大户。

    影响海上油气田能耗水平的因素很多，一般来讲，开发方式、采油方式、油品性质、产品处理深度和生产负荷等与能耗的相关性最强。

    1.开发方式

    海上油气田由于储量、海域环境条件等因素差异较大，同时由于在海上的施工作业成本非常高，海上平台的建设寸土寸金，难度也比陆地大很多。因此，海上油气田的海上工程部分会根据油气田的水深，首先考虑平台的面积因素，从而也就决定了他们的开发方式各不相同，主要分全海式独立开发、全海式依托开发和半海半陆式开发。

    全海式独立开发有两种情况，一种是以固定式海上平台为主，海上工程设施均设置在对应的海上平台上；另一种则是采用浮式生产储油装置（FPSO）代替储油平台和中心处理平台，在深海油田中较常使用。这两种开发方式都是通过穿梭游轮定期将合格的原油运输到陆上。

    这其中全海式依托开发可以有产品处理依托、注水依托或能源依托，依托的内容不需要海上平台单独建设。

    半海半陆式则是将钻井、完井、原油生产处理，经过部分或完全处理后的合格原油通过海底管道送到陆地终端进一步处理后储存或直接进入储罐储存，然后通过陆地输油管网或原油外输码头外输。

    2.采油方式

    采油方式是由油田的自身特性（油层的压力等）决定的，可以分为两大类：一类是依靠油藏本身的能量，使原油喷到地面，叫做自喷采油；另一类是借助外界能量将原油采到地面，叫做人工举升采油或者叫做机械采油。具体又可分一次采油、二次采油和三次采油。一次采油是靠油田自喷、机采（不需要注水）；二次采油是自喷加注水，机采加注水，注气；三次采油则需要注入聚合物。海上油气田一般采用前两种方式。

    3.油气处理程度

    海上油气田对采出物流的处理程度包括初步处理、常规处理和深处理3种情况。处理程度取决于开发方式，全海式依托开发的为了降低开采成本，节约海上平台面积，一般对采出液只做初步处理，然后通过海底管道输送到FPSO或依托的处理平台；全海式独立开发的一般为常规处理；半海半陆式开发则可将采出液输送到陆地进行深度处理，形成各种油气成品，深海油田采取前两种形式较多。

    4.油品性质

    海上油气田的油品性质直接决定产品处理的难易程度和工艺流程的复杂程度，对能量的消耗有着较大影响。

    5.生产负荷

    海上油气田实际生产能力受油田的构造和储量、天气海域情况影响，变化很大，同时由于海上施工作业成本高昂，一般本着尽快开采的原则进行生产，在投产初期油气产量会很快达到最大值，产水量较低，而后期油气产量迅速降低，含水量大幅增加，油田稳产时间比较短。但是生产设备的处理规模则需按最高生产能力进行设计，由此造成设备的生产负荷往往处于较低水平，在这种低负荷条件下，各种设施无法处于经济运行区间，单位产品的能耗便会升高。
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