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二零零五年六月一日总第三期
业界要闻
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中国石油工业可持续发展前景和投资机会
■ 文／张国宝(国家发展和改革委员会副主任)
石油工业是保障国家经济发展的重要产业。改革开放以来，中国的石油工业取得了巨大的成就，获得了长足发展。目前，中国是世界第六大石油生产国，在国际石油供应格局中占有重要地位，是世界石油工业的重要组成部分。同时，中国也是世界上最具潜力的石油天然气市场，目前中国已成为世界第二大石油消费国。随着中国经济持续稳定的发展，中国的石油工业正在进入一个新的发展时期。在经济全球化的今天，开放发展的中国石油工业给世界带来了巨大的商机。
石油工业的发展现状。建国55年特别是改革开放以来，石油天然气工业的快速发展带动了化工、机械制造、钢铁、交通、纺织工业等相关产业的发展，进一步壮大了国家的经济实力。目前，石油石化行业的工业增加值约占全国规模以上工业企业增加值的1/6。石油天然气在一次能源消费结构中比重逐年提高，石油所占比例由1990年的16.6%上升到2003年的22.7%；天然气所占比例由1990年的2.1%上升到2003年的2.8%，对我国能源结构的优化发挥了重要作用。
1949年中国原油产量仅12万吨，天然气产量仅0.1亿立方米。2003年产量分别为1.7亿吨和350亿立方米，年均增长分别为13.8%和15.7%。全国拥有原油一次加工能力3亿吨，居世界第2位。全国建成了大庆、胜利、辽河、新疆、四川、长庆、渤海和南海等20多个油气生产基地。石油集团、石化集团、中海油等大型国有石油企业基本实现了上下游、内外贸一体化，中国石油天然气行业初步形成由国家宏观调控、企业自主经营、发挥市场配置资源基础性作用的管理体制。
截止2003年，我国已拥有原油输送干线1.68万公里，成品油干线0.27万公里，天然气干线2万公里。原油干线主要分布在东北、华东和西北地区，初步形成了“北油南运”、“西油东进”的区域性管网。天然气管道主要分布在川渝、华北、西北和海上，其中建成贯穿东西的西气东输大干线、川渝地区以南北干线为主的环状输气管网等。
“八五”以来，在国家“油气并举”方针指导下，中国天然气勘探开发取得突破性进展，特别是1998年10月国务院批准广东引进液化天然气先行试点、2000年2月国务院决策实施西气东输工程以来，中国天然气开发利用进入全面加快发展的重要时期，先后启动、建设忠武线、东海天然气联合开发、陕京二线、福建LNG等一批重大天然气工程项目。
同时，中国的石油工业对外合作也取得很大成绩。截止目前，我国已与国外石油公司累计签订了200多个石油合同，我国海上和陆上的合同区面积为105万平方千米，引进外资
近100亿美元。
石油工业的发展前景
中国油气资源相对丰富，根据中国第三次油气资源评价初步结果，全国石油总资源量约1021亿吨，其中陆上约775亿吨；天然气总资源量为47万亿立方米，其中陆上38.9万亿立方米。通过对不同类型盆地、凹陷储量增长规律的分类研究，认为最终石油可采资源量约为140亿～160亿吨，最终天然气可采资源量约为10万～15万亿立方米。从整体上看，目前中国石油可采资源探明率约为40%，处于勘探中期阶段，仍然具有较大的发展潜力；天然气可采资源探明率约为20%，尚处于勘探早期阶段，属于快速增长期。
预测未来15～20年内，随着勘探投入增加，中国天然气储量将进入高基值稳定增长阶段，年均增长量为1500亿～2000亿立方米，储量增长将为天然气产量提高奠定资源基础。石油资源勘探难度虽不断加大，但从石油资源总量和平均探明程度分析，中国石油资源还有较大的潜力，通过加大勘探力度、提高采收率、增加资金投入、科技创新提高技术水平等手段，可以有效弥补产能递减，实现稳产增产目标，并有可能发现大型油田。
中国的非常规资源也很丰富。煤层气资源量约30万亿立方米，在世界上仅次于俄罗斯、加拿大，排在第三位；也有一定油页岩、油砂和沥青等非常规油气资源；中国海域还蕴藏着丰富的天然气水合物资源，可以作为常规油气资源的补充。
油气资源可持续发展政策
未来的20年是中国建设小康社会的重要发展时期，为了实现中国政府提出的国内生产总值翻两番的目标，保持国内油气产量的稳定增长和可持续发展是非常重要的。为此，中国政府对油气资源的开发利用和可持续发展采取了鼓励发展和积极支持的政策：一是制定和实施国家可持续发展油气资源战略；二是努力增加国内石油天然气的供给能力；三是继续发展国际石油贸易和合作开发；四是加快发展石化工业，有效利用油气资源；五是逐步建立石油储备制度和风险规避体系；六是完善石油天然气开发、节约和有效利用的保障措施。
同时，为吸引外国投资者对我国石油工业领域的投资，中国政府进一步加大中国石油天然气领域对外合作开放的范围。陆续修改了《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》、《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》；新修订了《外商投资指导目录》，放宽了对外国投资的部分限制。尤其是天然气行业，从上游勘探开发到管网建设及下游配气系统都对外开放，其中管网建设不限投资比例，采用合资、合作、独资等都可以。
石油工业的投资机会
加入世界贸易组织以来，中国越来越成为世界投资者关注的重要国家之一，2003年中国首次超过美国，成为接受外国投资最大的国家。中国政府将继续鼓励、支持和促进油气工业领域的对外开放，为国外投资者创造更多的投资机会。未来中国油气工业领域的投资主要体现在以下几个方面：
一是天然气勘探开发领域的投资机会
中国的海上和西部地区天然气资源探明程度低、发现潜力大，同时勘探开发难度较大、技术水平要求高。加快天然气勘探开发不仅需要加大资金投入，也需要引进国外先进的勘探开发技术和先进的管理经验。
另外，根据目前和今后中国天然气工业的发展战略与政策，中国政府鼓励外商参与从天然气勘探开发、基础设施、天然气发电站、大中城市燃气等项目的建设与经营，对外开放的领域几乎涵盖了整个天然气产业链。
二是基础设施建设领域的投资机会
目前，中国接卸进口原油的深水码头不足，原油和成品油管输率低，天然气主干管网尚未形成，油气储存能力不足，制约了中国油气工业的发展。因此，中国政府将大力推动石油天然气基础设施的建设。未来20年内，中国将建成约10万公里的原油、成品油和天然气主干管道，以及大型石油和LNG运输船队，并在中国沿海地区建设若干大泊位的石油码头和LNG接收码头，以满足国内油气市场发展的需要。
三是城市天然气终端销售领域的投资机会
随着中国进入天然气利用时代，天然气将在能源消费市场中占有重要地位。在加快建设天然气主干管道的同时，主干管道沿线城市将积极建设城市天然气配套管网，这将为国外投资者提供建设天然气终端销售领域的投资机会。
四是天然气发电领域中的投资机会
目前，发电在天然气消费中的比重大体在14%，今后这一比例将逐步上升到30%以上。这将为国外天然气发电设备制造商带来机会。
五是煤层气的开发利用领域中的投资机会
中国煤层气资源丰富，埋在有利于开发的300～1500米的煤层气资源量约为27.3万亿立方米。经过10年的勘探，探明煤层气储量1000亿立方米。煤层气的开发利用领域，也将会为国外投资者带来投资机会。
中国政府将在继续促进经济发展的同时，大力提倡科学发展观，继续贯彻对外开放政策，进一步扩大油气领域的对外合作与交流，谋求油气资源领域的全面、协调和可持续发展。
我国首口8000米超深探井开钻
4月18日清晨，塔深一井现场，中国石化集团公司总经理陈同海、新疆自治区常务副主席张庆黎接过西北分公司领导递上的香槟酒，随着飞溅的香槟酒泡沫喷向钻杆，看台下爆发出雷鸣般的掌声和欢呼声。当班司钻鸣响了汽笛，我国第一口8000米超深井———“塔深一井”在塔河油田正式开钻。这口超深探井的启动，标志着中国石化“塔河之下找塔河”的战略部署付诸实施。
塔深一井的开钻，是中国石化在西部油气勘探开发史上的一件大事，也是在西部寻找油气大场面、力争实现新的重大突破的又一重要举措。这口超深井的开钻，对于实现中国石化提出的2010年在塔河实现1000万吨产量目标，在现有基础上寻找并建设新的油气开发接替区，具有十分重要的意义。并且，该井的施工是中国石化超深井钻井技术的一次技术飞跃，对于提高我国超深井钻井的整体水平具有宝贵的指导意义。
目前，塔河油田石油累计探明储量为5.3亿吨，探明油当量5.89亿吨，三级储量累计达到12.1亿吨，原油年产量达到了420万吨的水平，已成为中国石化油气储量和产量的主要接替区。为了实现集团公司提出的“加快西部重点抓好塔河油田千万吨建设”的发展目标，西北分公司根据中国石化油气资源发展的总体部署，结合塔河油田油气资源利用和勘探开发实际，在深入研究论证的基础上，及时科学地提出了“塔河之下找塔河，塔河之外找塔河，提高采收率再造一个塔河”的战略目标，并把油田深层的油气新突破作为首要任务目标。塔里木盆地深层寒武系台缘碳酸盐岩的研究和勘探是世界级的复杂难题，塔深一井的钻探，面临着多套地层压力系统、井壁稳定性条件差、井温梯度和压力梯度高、深部地层岩石可钻性差、钻机负荷大等一系列高难技术问题，是一个复杂的系统工程。在塔里木深井施工中，经验丰富的华北石油局90152钻井队承担了该井的施工。
为确保该井安全、优质、高效运行，西北分公司采取了一系列科学严密的保障措施，为施工的顺利进行奠定了扎实基础。
张耀仓、王志刚、牟书令等参加了开钻剪彩。
中石油中石化今年将在新疆投资250亿元
中国石油、中国石化两大石油集团2005年将在新疆完成油气勘探、输油管线建设等领域投资250.7亿元，同比增长13.1％。两大集团近期出台的本年度投资计划显示，双方将投资208.5亿元用于石油、天然气上游勘探开采。其中，中国石油为142亿元，中国石化为66.5亿元。中国石油在新疆的油气投资计划扩大了管道及炼化投入、压缩了勘探开采投入。2005年，中国石油将同时实施中哈原油管道、西部原油和成品油管道三大管线工程，预计投资42.2亿元，同比增长3.5倍。此外，中国石油对下游炼化工业投资力度加大，独山子1000万吨/年炼油改扩建项目和100万吨/年乙烯工程等大型炼化项目将相继启动，预计至“十一五”期间总投资为358亿元，年均71.6亿元，去年中国石油在此领域投资仅为15亿元。勘探开采方面，2006－2008年，中国石油规划勘探投资400亿元，年均133.3亿元，较2004年完成166亿元的水平下降20％。
尼日利亚希望中国参与该国的油气开发
新加坡（道琼斯）--尼日利亚的高级石油官员周二表示，尼日利亚希望中国能涉足该国的石油和天然气开发领域。尼日利亚总统石油和能源顾问Edmund Daukoru对道琼斯通讯社(Dow Jones Newswires)表示，鉴于中国需要众多能源，因此尼日利亚将同中国探讨（在尼日利亚）获取部分能源上游资产的可能性。若中国能实际涉足尼日利亚的能源领域，这可能会削弱国际石油巨头在该国上游石油领域的主导地位。目前，皇家壳牌石油公司(Royal Dutch/Shell Group)是尼日利亚市场占据主导地位的海外石油营运商，原油日产量接近100万桶。中国公司目前正在全球范围内努力获取能源开采及生产协议，以填补中国日益扩大的石油缺口。Daukoru定于周三访问北京，这是他推介尼日利亚油气开发项目的最后一站，此前，他已前往伦敦、休斯顿和新加坡进行了推介。他说，有必要同中国的潜在投资者进行会谈，会谈对象不局限于国有石油公司，还包括部分民营石油企业。
全球头号石油商沙特阿美石油公司联手中石化
全球最大的石油生产商沙特阿美石油公司(简称沙特阿美)近日宣称，将参股中石化青岛千万吨大炼油项目。据悉，青岛项目是本世纪中石化新建的第一座千万吨级炼油厂，一期总投资103亿元，项目公司青岛炼化去年11月正式挂牌。该工程将于今年上半年开工建设，预计2007年上半年竣工投产。投产后，每年可加工进口高硫原油1000万吨、生产成品油760多万吨。该项目由中石化、山东省国际信托投资公司和青岛市国际信托投资公司共同投资，出资比例分别为85%、10%和5%。中石化集团财经信息处人士表示，即使沙特阿美收购了青岛炼化的部分股份，中石化也将是控股方。业内认为，包括沙特在内的中东地区是中国主要的石油进口区域。沙特阿美能够成功参股，将带来一个双赢的局面：中方将获得更加稳定的石油资源，而沙特阿美将可以利用中石化完善的石化产品销售网络打开中国市场。另据悉，由于中国的炼油领域基本上还是处于垄断状态，此前曾有多家石油巨头希望介入但均未得到批准。
“产油老大”沙特花巨资更新石油加工设施
由于最近一段时间国际油价持续攀升，世界各大产油国都纷纷加大了原油开采力度。近日，沙特阿拉伯政府正式对外宣布，该国将花费上百亿美元来进行基础建设并更新一系列石油天然气领域里的工程项目。
据俄罗斯“Lenta”新闻网5月10日报道，沙特官员最近在达曼召开的相关会议上透露，近期，在世界市场原油价格飙升的形势影响下，沙特石油天然气工业领域的利润大幅度增加。因此在这种情况下，沙特政府决定在石油天然气工业领域进行巨额投资，从而抢占更加有利的市场地位。
世界最大的石油公司——沙特阿拉伯国家石油公司（Saudi Aramco）表示，此次该国在石油天然气工业领域的巨额投资包括，花费170亿美元对已有的3个石油加工提炼厂设备进行彻底改造；新建数千公里铁路线路，将北部产油区和连接首都及东部油田的道路交通干线衔接在一起。
此外，此次沙特在石油天然气工业领域的巨额投资将在未来5年内给该国新增2万个就业岗位。其中，四分之三的工作岗位将提供给本地居民。
沙特阿拉伯是世界上最大的石油出口国，是石油输出国组织(欧佩克)里最具影响力的成员国，世界市场的原油价格都以该国的油价马首是瞻。
中国海洋石油进入大规模开发阶段
2004年开始，我国海洋石油开发进入大规模开发阶段。一是随着工业化和汽车进入家庭，国内石油产量远远满足不了持续增长的需求，石油进口面临着经济损失和能源安全风险。因此，提高石油产量，满足国内需求是国家重大能源战略举措。二是海洋石油是我国未来主要可利用的石油资源。我国陆上已经很难有再发现类似大庆、胜利等大型油气田。但我国海上油气勘探开发极具有潜力。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架，预测石油资源量为275.3亿吨，天然气资源量为10.6万亿立方米。目前原油的发现率仅为18.5%，天然气发现率仅为9.2%，极具勘探开发潜力。三是随着渤海湾重大油气发现，中海油大大提高油气开发规模。中海油公司2003年年报显示，2003年中海油国内外油气总产量为3336万吨，其中国内产量2601万吨，海外权益产量735万吨。但中海油按照目前已经发现的油气资源规划，到2008年要实现国内产量4000万方油当量，并在此基础之上保持较长时间稳产，争取到2010年国内实现5000-5500万方油当量，海外实现权益油2000万方油当量。相当于中海油的产量到2010年在目前的基础上翻一倍以上。以此推断，2004年到2010年6年间，海洋石油工程量相当于我国海洋石油开发前20年工程量的总和。
利润增长步入“快车道”
2004年，海油工程主营业务收入增长69%，远高于2003年43%，2002年18%的增长率。2004年海油工程主营业务收入高速增长的原因：一是中海油海洋石油开发提速。2004年公司新开工的项目有CFD11-1二期、BZ25-1二期、LF13-2、HZ19-3/2/1、册子岛海管、东联码头、HZ21-1B、JZ20-2北高点、PY30-1总包等，加上QK18-2、CFD11-1一期、BZ25-1一期、渤南、春晓、NB35-2等在建工程，共实施了18个总包工程项目的建设，工程量继续保持较高增长状态。二是公司作业能力和效率提高。公司年报显示，着重提高大型起重铺管船“蓝疆”号的操作能力。以“蓝疆”号工作计划为主线，及时合理调整计划，实现了“蓝疆”号无间隙调度，提高海上安装效率。2004年船舶营运率平均为87%，与2003年同期
相比。增长了12%；船舶在航率平均为94%，与2003年同期相比增长了2.4%。公司的船队规模也在扩大。5月25日公司重要募集资金项目“8000吨下水驳”建造完工，投入使用后，使公司导管架安装能力从3800吨提高到8000吨。9月27日公司从挪威购置的“海洋石油299”号（挖沟船）到港，使公司作业船队总数达到12艘。另外，公司科学管理、组织生产，使得作业能力和效率的提高，大大缩短项目周期，促进主营业务收入、毛利率和利润增长率的增长。2004年，公司完成QK18-2总包项目（比原计划提前19天），CFD11-1一期（比原计划提前15天），BZ25-1一期（WHPB/WHPD/WHPE比原计划提前5天/15天/15天）、渤南项目（比原计划提前31天）4个总包项目的建设，此外，2005年1月份完成LD10-1油田的建设（比原计划提前62天）。2004年主营业务收入增长69.8%，毛利率提高到18.08%，利润增长率达到127%。
工程量、作业能力、效率决定收入增幅
海油工程2005-2006年的高速增长能否持续，其中最关键的衡量指标是公司的主营业务收入增幅能否持续。我们认为，工程量、作业能力、效率是决定海油工程主营业务收入增幅的主要因素。工程量：伴随着中海油大规模油气开发规划和海油工程不断提高的技术实力和装备实力，且海油工程在竞标价格上具有显著的优势（比国际同行价格低20%-30%），且来自母公司的支持。我们相信，海油工程2005-2010年面临的工作量非常饱满。海油工程2004年按照工程量占据国内市场的90%，以此推算，目前年海洋石油工程总量在38-40亿元。作业能力：海油工程的作业能力主要取决于两个指标：一是装备水平，海油工程现拥有包括“蓝疆”号在内的主力船队共12艘。二是技术水平，“蓝疆”号船铺管作业水深6-150米，全旋转起重能力达2500吨，固定最大起重能力达3800吨。为配合中海油海洋石油开发规划，海油工程需要不断提高技术储备，其中最重要的是向深海作业进军。目前公司承担了“典型深水平台概念设计研究”课题的研究任务。作业能力的提高，将使海油工程面临着更大的海洋石油工程市场。作业效率：海洋石油平台工程项目是从设计、建造到安装、调试的系统工程。公司的综合管理水平、项目管理水平和技术水平决定了作业效率的高低。安装业务作为海洋石油平台工程项目的最后一个环节，体现了作业效率的高低。2004年船舶营运率平均为87%，与2003年同期相比，增长了12%；船舶在航率平均为94%，与2003年同期相比增长了2.4%。2005-2006年公司主营业务收入增幅在10%公司年报预计，2005年公司主营业务收入增幅为10%。我们认为这是比较合理的预期。一是，海油工程的作业能力有限。公司今后两年除在青岛建立海洋平台建造基地，其它装备设备并无大的扩充计划，同时，公司的技术水平很难在短时间内突破，特别是深海作业技术。二是，根据2004年公司船舶的营运率和在航率，公司的作业效率已经处于很高的水平，可挖掘的空间不大。三是，我国海洋石油开发是以中海油为主、有计划的、逐步的开发。而且受到海洋石油资源、中海油开发能力的限制，包括下属子公司海油工程的平台建造、安装能力的限制。因此，在2004年高速增长以后，海油工程的作业能力和效率已经达到很高的水平，不大可能持续高速增长。
按照10%测算，2005年海油工程的主营业务收入将达到38亿元，2006年海油工程的主营业务收入将达到42亿元。
按照公司2004年的10送1转增1的方案，2005年公司股本扩大20%。2005年公司预计实现净利润5.26亿元，股本扩大后，EPS达到1.33元/股，如果考虑2004年33%所得税中18%返还，2005年公司将返还利润约1亿元，即EPS将达到1.58元/股。2006年公司的将实现净利润5.76亿元，EPS为1.46元/股。
估值和投资建议
国际同类公司估值比较，平均估值水平PE为29倍，PEG为1.4。中海油下属的子公司中海油服公司的PE估值为26倍，PEG为1.4。以此为标准，目前海油工程的PE为24.4倍，PEG为1.19，低于国际同类公司估值。我们认为，作为国内具有绝对垄断能力的海洋石油工程公司，其PE估值应和国际一流的石油开发服务商的平均估值一致。PE估值在25-29倍之间。因此，扣除所得税的影响，2004-2005年海油工程的年平均EPS为1.34元/股，以此作为估值基础，海油工程的合理价位为：33--39元之间。目前价位为26.5元，鉴于2004年所得税的影响和海油工程垄断能力、可持续增长潜力、低经营和周期风险，投资建议为“买入”。
中海油大规模介入海南建设三个项目投资八十多亿
四月十六日下午，中海油与海南省政府就三个建设项目合作进行签约，中海油投资总额达到八十三点八亿元人民币。四月十六日分别签署的三个项目是八所港资产重组、洋浦电厂股权转让和海南LNG(液化天然气)建设。八所港是海南大型港口之一，本次重组，中海油将向新公司注入资金三点零四亿元；新的八所港有限责任公司成立后，将争取在三到五年内把八所港建设成为海南西部大型现代化综合港口。洋浦电厂有限公司成立于二00一年二月，此次由中海石油天然气及发电有限责任公司出资五点八亿元，使其持有的股权提高到百分之九十五。收购洋浦电厂后，在原料使用上将由原来使用的天然气改为LNG，提高发电效率，将洋浦电厂建设成为海南的主力电厂。海南LNG项目由中国海油与海南省合作兴建。初步决定一期每年进口液化天然气二百万吨；二期扩展到引进液化天然气三百万吨。一期项目配套燃气电厂装机规模为七十万千瓦，二期新增七十万千瓦的配套燃气电厂，新建环岛天然气管网约三百六十公里，项目总投资人民币七十五亿元。据了解，一期工程计划二00九年六月初建成投产，二0一二年产量达到二百万吨，二0一五年扩展到三百万吨，最终海南LNG 项目将建成国内小规模LNG接收站转运及仓储中心，供气范围覆盖东南沿海城市。 海南省省委书记汪啸风、省长卫留成、中国海洋石油总公司总经理傅成玉及有关方面负责人参加了当天的签字仪式。
国家重点工程春晓油气田10月竣工
据宁波海关透露，国家重点工程春晓油气田将于今年１０月份完工。届时，该油气田的日处理天然气能力可达９１０万立方米。
春晓油气田综合开发工程是中国重点投资开发的工程项目，由中国中海石油有限公司承担。其中宁波三山至海上春晓气田及气田至平台之间的海底管线铺设及管线试压、试运转等由韩国现代重工业株式会社负责施工，管线全长４７０公里。
该油气田位于宁波市东南３５０公里的东海西湖凹陷区域，由春晓、残雪、断桥和天外天４个油气田组成，总面积达２.２万平方公里。自２００４年８月开发进入实质性阶段以来，春晓油气田项目进口施工船舶已达２７艘，目前９艘已经离港，其余１８艘仍在海上作业。
中国海洋石油管道的发展前景
多年来，由于受资金、技术等诸多因素的制约，我国对海洋石油、天然气的开发、勘探和生产受到了限制。而与之配套服务的我国海洋石油管材业的发展，同样受到影响。到目前为止，我国海洋石油用管的绝大部分仍然依赖进口。 1995年，天管公司投产后，所产石油套管先后在渤海油田、南海西部、东部等海上油田使用，所产管线管开始用于铺设海底管线。但是，与海洋石油、天然气生产的迅猛发展相比，我国海洋石油管的生产仍显滞后。这说明，我国海洋石油管，市场潜力巨大，亟待开发。
我国的海洋石油、天然气储量非常丰富。 20世纪末，中国海洋石油总公司在渤海海域探明了储量极大的油气资源，先是蓬莱 19-3 油田，接着，一个个大油田浮出了海面。目前，中国海油已在渤海海域、东海海域、南海西部海域建成了3个大气田，并已向辽宁、天津、上海、香港、海南岛供气40多亿立方米。尤其是崖13-1气田，探明储量900亿立方米，每年向香港供气30亿立方米。目前在建的东方气田探明的储量更大，建成投产后，天然气产量相当可观。
我国在 " 十五 " 期间将坚持 " 油气并举 " 的方针，加大石油、天然气的勘探、开发力度。据中国海油天津分公司有关人士介绍，渤海油田今年计划产油400万t，到2003年产量将达到1000万t。海洋石油企业将需要大量的石油管，希望国内石油管生产厂抓住机遇，抢占海洋石油管市场。
作为冶金工业的上游 --- 石油工业的快速发展，为冶金工业，特别是石油管材业提供了快速发展的空间。因此，不论是陆上还是海洋，不论是石油还是天然气，其勘探、开发与生产都离不开石油管。可喜的是，我国石油管材业近些年有了长足的发展，技术得以提升，实力大大增强，已经具备研发、生产高品质、高科技含量石油管的能力。
由于海洋石油、天然气的勘探、生产受地理环境、运输、作业条件的局限，其所需石油管除有陆上石油用管的技术要求外，还附加了更严格的技术条件。目前我国海洋石油行业执行的钢管制造及检验执行标准主要是：美国石油学会《石油套管规范》、《管线管规范》，即APISp ec5L 标准；中国船级社《海底管道系统规范》，即 CCS1992 和《中华人民共和国石油天然气行业标准》。从海洋石油管的具体采购和使用情况看，比陆地石油管要求更严格，主要表现在：对外观加工尺寸、精度要求更严格；对管材的抗腐蚀性能，除抗硫化氢腐蚀外，还要抗海水、海域环境的腐蚀；对套管的气密性要求严格，在套管的螺纹上，一般使用偏梯螺纹和特殊螺纹接头套管。按照中油公司滩海管道系统技术规范和海油公司海洋用管的技术规范要求，在海洋石油用管的订货合同上，需明确提出附加技术条件。交货时还需第三方进行检验认证。据天管销售部门负责人介绍，海洋用管线管对管材内在质量的稳定性，特别是对碳当量的控制及管端加工精度的技术要求，明显高于陆地油田。只有如此，才能保证海底管线的焊接质量，避免发生泄漏。
目前，国内海洋石油管供货量较大的天管公司的主要产品是：石油套管、海底管线管和海上钻井平台使用的滑导管。上述产品已在渤海油田、上海平湖油田、南海东部、西部油田及胜利、大港的海上油田使用，供货量约占海油总需求量的10％。从当前我国海洋石油用管的总体情况看，技术标准高于陆上，用量少于陆上。但随着我国国力的不断增强和海洋石油工业的迅速发展，海洋石油管用量将大量增加。作为国内石油管生产企业，应积极做好技术和新产品储备，以自己的实力，进军海洋石油管市场。
西油东送绘新图——西部管道项目前期工作进展顺利
为保障国家能源战略安全，实施西部大开发战略，推进西部石油资源的优化配置和石油加工企业的结构调整，促进西部地区经济发展，中国石油天然气集团公司决定着手建设西部原油、成品油管道工程。日前该项目已通过中国国际工程咨询公司的评估，１月１１日，评估结果正式报国家发改委。
新疆地区具有丰富的油气资源，是我国重要的原油生产和加工基地。近年来新疆三大盆地油气资源勘探程度逐步加深，原油增储上产势头增长较快，特别是哈中原油管道开工建设后，２００６年起哈方将向中国供油１０００万吨／年，２０１１年以后增加到２０００万吨／年，因此新疆原油加上哈萨克斯坦进口原油在保证新疆境内经济和社会发展需求的前提下，需要外运出疆的原油将逐年增加。新疆成品油市场主要在西南地区，扣除疆内消费，大量成品油也需外运出疆。另外，随着国家西部大开发战略的实施，新疆“十五”期间原油加工量和成品油产量将大幅度增加，石化产品及特色农产品等的外运量也均有较大幅度的增长，同时随着阿拉山口口岸国际贸易量的增加，出疆物资运量将进一步增加，预计在２００５年前后兰新铁路的运力将出现饱和，铁路运力不足将成为制约新疆经济发展的主要瓶颈之
一，富余石油外运出疆的运输压力将明显增加。
西部原油、成品油管道工程的建设，以现代化的管道运输替代原有的铁路运输，对构建我国西部地区的石油管网，打通我国陆上进口石油通道，合理利用新疆地区的原油资源和中亚地区原油资源，实现西部资源与东部市场的对接，实现我国能源供应的多元化，保障能源供应安全，以及对促进新疆地区优势产业的发展，缓解兰新铁路的运输瓶颈制约，带动西部经济的发展都具有十分重要的战略意义和积极的促进作用。
西部原油、成品油管道总的走向为独山子—乌鲁木齐—鄯善—红柳河—嘉峪关—武威—兰州，途径新疆、甘肃的１９个县（市），且甘肃境内与西气东输管道的走向一致。根据资源和市场配置方案，工程按两期规划实施。一期工程建设２条管道干线（原油、成品油）、７条分输支线，新建管道总长度约４０００公里。原油管道干线的起点鄯善，终点兰州，全长１５５０公里，设计年输量２０００万吨，采用常温输送工艺，输送塔里木、吐哈和北疆油田的混合原油；三条原油支线分别为北疆进油支线、吐哈进油支线、玉门分输支线；成品油管道干线的起点乌鲁木齐，终点兰州，全长１８４０公里，设计年输量１０００万吨，采用顺序输送工艺；四条成品油支线分别为独石化进油支线，乌石化进油支线、玉门炼厂进油支线（双线）。西部原油、成品油管道将同步建设，本着环保、安全和经济的原则，拟采用同一管道走廊中天然气、原油、成品油三条管道并行敷设的方式。
本项目原油管道的首站设在新疆鄯善，在原库鄯善线末站的基础上进行扩建，并与３条进油支线相连，分别接收来自北疆、南疆（塔里木、中石化）、吐哈三个不同方向的原油，沿途向玉门炼厂进行分输，最终到达兰州末站，向兰州石化和内地其它炼厂供油。该管道将连接克拉玛依石化、独山子石化、乌鲁木齐石化、库车炼厂、玉门炼厂和兰州石化６家大中型石化企业。该工程的建设可将新疆三大油田目前分散、孤立的管道连接起来，实现石油资源的优化配置。
本项目出疆成品油管道首站设在王家沟油库，管道与３条进油支线相连，末站位于兰州石化东侧（与原油管道末站合建），分别接收来自克拉玛依石化、独山子石化和乌鲁木齐石化的外输成品油，沿途还接收玉门炼厂的外输油品。该工程的实施，可使新疆地区各石化企业的成品油通过管道输送的方式到达兰州，并与已建的兰成渝管道衔接，向其分输。该工程的建设可连接克拉玛依石化、独山子石化、乌鲁木齐石化和玉门炼厂４家大中型石化企业。该工程建成后，可根据市场消费需求，及时调整运输计划，实现合理配送和优化运行。
西部原油、成品油管道工程由中国石油集团西部管道有限责任公司投资建设和管理。该公司２００４年８月由中国石油天然气集团公司批准成立，是中国石油天然气集团公司的成员企业。
出疆石油管道工程拟分两期建设，一期工程建设立足于新疆地区自产原油，计划于２００６年６月建成；二期工程建设将针对由哈萨克斯坦进口的１０００万吨／年原油进行复线管道建设，计划于２０１０年１２月建成。
全球石油化工工业发展新特点
单洪青(中国石油集团经济技术研究院经济政策研究所所长)
经过143年的发展，世界石化工业已趋于成熟，成为全球最大的传统基础产业。中国石油集团经济技术研究院经济政策研究所所长单洪青认为，全球石油化工工业发展呈现出以下四个新特点：
第一，世界石化工业形成美亚欧三足鼎立格局，亚太在三足中的地位将进一步提升乙目前亚太地区已拥有全球24％的炼油能力、26％的乙烯生产能力，该地区五大合成树脂、合成纤维和合成橡胶的产量
已经超过北美洲，居世界第一位。在新世纪，亚太将是石化产能增加最快的地区，世界石化工业半数以上的新投资将用于该地区。随着石化工业的发展，亚太在世界石化工业，中的地位将进一步提升。
第二，以中国为代表的发展中国家的石化工业正在进一步崛起。在当今世界十大产油国中，发展中国家有八个；世界十大炼油国中，发展中国家有三个，中国列第四位；世界十大乙烯生产国中，沙特阿拉伯、中国和韩国分列第三、六和七位。目前，发展中国家的炼油能力约占世界总能力的42％，乙烯能力约占世界总能力的1／3。中国炼油能力已占亚洲总能力的22.4％，占全球的5.5％；乙烯能力占亚洲总能力的17％，占全球的4.6％。
另外，中东产油国以廉价资源优势为后盾，石化工业正在迅速上升之中，今后将在世界大宗石化产品市场中占据重要地位。据CMAI预测，中东乙烯生产能力已从1997年的525.9万吨／年增至2002年的967.5万吨／年，在近翻一番的基础上，2008年将较2002年再翻一番以上，达到2005万吨／年。中东的大石化企业在政府的支持下，也加快了对外扩张和跨国经营的步伐。
第三，世界石化产业的集中度越来越高。半个世纪以来，世界石油化工工业经历了三次大的产业结构调整，大型化、专业化，基地化及炼化一体化的趋势正在逐步显露。
世界炼厂的集中度在不断提高。2002年全球有722家炼厂，炼油能力在2000万吨／年以上的有17个，约占全球总炼油能力的10.9％。世界炼厂的平均规模已从1995年的523.7万吨／年提升至2002年的567万吨／年。2002年，世界最大25家炼油公司占世界总能力的55.1％。
2002年全球最大的十座乙烯厂的能力占全球乙烯总能力的17％以上。最大十家乙烯生产商占全球乙烯总能力的50％，HDPE和LDPE前十五大生产商的生产能力占全球总能力的比例则分别高达59％和56％。
第四，新一轮兼并联合改变了全球石油石化业界的部分格局。美欧大石油石化公司在世纪之交进行的几次兼并联合和内部重组，改变了全球石油石化业界保持了半个世纪的埃克森和英荷壳牌集团遥遥领先，BP、美孚、雪佛龙、德士古等公司跟随其后的格局，形成了
由埃克森美孚、壳牌和BP三个超大规模的一体化石油公司以及道达尔菲纳埃尔夫、雪佛龙德士古和大陆菲利普斯三个大型一体化石油公司共同引领世界石油石化业界的新格局。
石化装备越来越大制造企业跑步追赶
王廷俊（中国石化集团原重大装备国产化办公室主任教授级高级工程师）
石化工业是为国民经济各行业提供燃料和重要原材料的行业。目前国民经济仍然在高速发展，对石油和石化产品的需求持续增长。国际原油价格长期居高不下，石化行业处于景气周期。因此，石化行业扩改建工程相继开工，固定资产投资规模加大，石化装备需求处于高峰期。
石化行业继续高速增长
按保守数字估算，全国石化行业今后每年固定资产投资将超过1000亿元，其中石化设备投资占总投资的30%，总计为300多亿元。预计“十一五”期间石化设备投资将达到1500亿元，其中对石化专用设备、重大装备的需求，占总需求的30%左右。
据业内人士粗略统计，一个年产1000万吨的炼油厂，需要压缩机20～30台，各种石化用泵1000多台；一个年产100万吨的乙烯厂，需要各种压缩机40～50台，各种石化用泵3000多台。预计“十一五”期间，对各种压缩机的需求总量将达到2000多台，对石化用泵的需求量将达到30000多台。
国内少数企业能生产加氢设备
总体来看，目前石化建设和改造任务比较集中，石化设备需求量大，制造企业生产任务饱满，设备供不应求，价格上涨，交货期拖长，严重影响工程建设进度。以加氢设备为例，由于国内炼油能力不断扩大，对油品质量要求越来越高。为了尽早实现石油深加工的目标，各炼油厂改造和新建加氢装置比较集中。
由于加氢设备是在高温、高压、氢和硫化氢腐蚀的条件下操作，因此对材料的选择很苛刻，加工难度也较大。就加氢装置中的反应器而言，它是炼油设备中质量要求最高、制造最为复杂、制造工序最长的设备。目前，国内只有兰州石油化工机器厂、大连重型机器厂、南京化工机械厂、抚顺机械厂可以制造。
加氢装置最大特点是上马快，令设备制造厂难以应付。目前国内外制造厂合同履约率只有70%，交货期普遍拖延两三个月。
随着炼油化工生产装置规模扩大，炼油厂向单系列年产1000万吨方向发展，乙烯厂向单系列年产100万吨方向发展。设备大型化不是设备简单放大，需要在设计、制造和检验水平、运输、现场组装和热处理以及新材料方面有较大的发展。
石化通用设备越做越大
在石化专用设备方面，常减压蒸馏装置单系列达到年产1000万吨，其中常压塔直径达
到9000～10000mm，减压塔直径达到16000mm。催化裂化装置达到年产400万吨，其中反应器直径达到8000～9000mm，再生器直径达到15600mm。加氢装置规模达到年产200万～400万吨，其中加氢裂化反应器的外直径达到5000mm以上，壁厚将达到300mm，单台重量将达到1000吨以上。
煤液化加氢反应器直径达到5500mm，壁厚达到340mm，单台重量达到2040吨。单系列乙烯生产装置的规模达到年产80万吨到100万吨，其中裂解炉单台年生产能力将达到10万～15万吨。聚乙烯和聚丙烯装置年生产规模达到40万吨，其中反应器直径达到8000mm。PTA装置规模达到年产45万～60万吨，其中复合钛材氧化反应器直径达到7600mm以上。
石化设备大型化，也拉动了通用设备向大型化、高精度、长寿命方向发展。如在年产400万吨催化裂化装置中，压缩机功率达到6000kW；年产300万吨加氢裂化装置用的往复式压缩机功率达到5000kW，排气压力达到20MPa。
裂解气压缩机是乙烯裂解装置中最关键的设备，流量达到261000Nm3/h，功率达到45000kW。丙烯压缩机流量达到164000Nm3/h，功率达到31000kW，乙烯压缩机流量达到19350Nm3/h，功率达到7400kW。高压聚乙烯超高压往复压缩机排气压力达到350MPa。年产45万吨PTA装置用的空气压缩机功率达到25000kW，给4.8万空分装置配套的空气压缩机功率达到23000kW。
面对石化生产规模重大变化以及石化设备大型化，不少制造企业在制造技术和制造装备上都不适应，过去攻关过的设备又要重新进行攻关，无论在设计技术，还是在加工技术、焊接工艺、热处理工艺、无损伤工艺上都需要进一步改进，其他一些特殊设备如聚乙烯和聚丙烯后加工设备挤压造粒机组，一直依赖进口。石化生产装置的生产过程自动控制系统DCS 系统，也一直从国外引进。
技术前沿
——最新原创应用技术介绍
国内油气长输管道检测技术的现状与发展趋势
一、管道检测技术的发展方向
长输油气管道运行过程中通常受到来自内、外两个环境的腐蚀，内腐蚀主要由输送介质、管内积液、污物以及管道内应力等联合作用形成；外腐蚀通常因涂层破坏、失效产生。内腐蚀一般采用情管、加缓蚀剂等手段来处理，近年来随着管道业主对管道运行管理的加强以及对输送介质的严格要求，内腐蚀在很大程度上得到了控制。目前国内外长输油气管道腐蚀控制主要发展方向是在外防腐方面，因而管道检测也重点针对因外腐蚀造成的涂层缺陷及管道缺陷。
近年来，随着计算机技术的广泛普及和应用，国内外检测技术都得到了迅猛发展，管道检测技术逐渐形成管道内、外检测技术（涂层检测、智能检测）两个分枝。通常情况下涂层破损、失效处下方的管道同样受到腐蚀，管道外检测技术的目的是检测涂层及阴极保护有效性的基础上，通过挖坑检测，达到检测管体腐蚀缺陷的目的，对于目前大多数布局北内检测条件的管道是十分有效的。管道内检测技术主要用于发现管道内外腐蚀、局部变形以及焊缝裂纹等缺陷，也可间接判断涂层的完好性。
二、管道外检测技术
埋地管道通常采用涂层与电法保护（CP）共同组成的防护系统联合作用进行外腐蚀控制，这2种方法起着一种互补作用：涂层是阴极保护即经济又有效，而阴极保护又使涂层出现针孔或损伤的地方受到控制。该方法是已被公认的最佳保护办法并已被广泛用于对埋地管道腐蚀的控制。
涂层是保护埋地管道免遭外界腐蚀的第一道防线，其保护效果直接影响着电法保护电流的工作效率，NACE1993年年会第17号论文指出：“正确涂敷的涂层应该为埋地构件提供99 %的保护需求，而余下的1%才由阴极保护提供”。因此要求涂层具有良好的电绝缘性、黏附性、连续性及耐腐蚀性等综合性能，对其完整性的维护是至关重要的。涂层综合性能受许多因素的影响，诸如涂层材料、补口技术、施工质量、腐蚀环境以及管理水平等，并且管道运行一段时间后，涂层综合性能会出现不同程度的下降，表现为老化、龟裂、剥离、破损等状况，管体表面因直接或间接接触空气、土壤而发生腐蚀，如果不能对涂层进行有效的检测、维护，最终将导致管道穿孔、破裂破坏事故。
涂层检测技术是在对管道不开挖的前提下，采用专用设备在地面非接触性地对涂层综合性能进行检测，科学、准确、经济地对涂层老化及破损缺陷定位，对缺陷大小进行分类统计，同时针对缺陷大小、数量进行综合评价并提出整改计划，以指导管道业主对管道涂层状况的掌握，并及实践性维护，保证涂层的完整性及完好性。
国内实施管道外检测技术始于20世纪80年代中期，检测方法主要包括标准管/地电位检测、皮尔逊（Pearson）涂层绝缘电阻测试、管内电流测试等。检测结果对涂层的总体评价到了重要作用，但在缺陷准确定位、合理指导大修方面尚有较大的差距。近年来，通过世界银行贷款以及与国外管道公司交流，管道外检测设备因价格相对较为便宜，操作较为方便，国外管道外间的技术已广泛应用于国内长输油气管道涂层检测，目前国内管道外检测技术基本上达到先进发达国家水平，在实际工作中应用较为广泛的外检测技术主要包括：标准管/地电位检测、皮尔逊检测、密间距电位测试、多频观众电流测试、直流电为梯度测试。
1. 标准管/地点位检测技术（P/S）
该技术主要用于监测阴极保护效果的有效性，采用万用表测试接地CU/CuSO4电极与管道金属表面某一点之间的电位，通过电位距离曲线了解电位分布情况，用以区别当前电位与以往电位的差别，还可通过测得的阴极保护电位是否满足标准衡量涂层状况。该法快速、
简单，现仍广泛用于管道管理部门对管道涂层及阴极保护日常管理及监测中。
2. 皮尔逊监测技术（PS）
该技术是用来找出涂层缺陷和缺陷区域的方法，由于不需阴极保护电流，只需要将发射机的交流信号（1000 Hz）加载在管道上，因操作简单、快速曾广泛使用与涂层监测中。但检测结果准确率低，以受外界电流的干扰，不同的土壤和涂层段组都能引起信号的改变，判断是缺陷以及缺陷大小依赖于操作员的经验。
3. 密间距电位测试技术（CIS、CIPS）
密间距电位测试（Close Interval Survey）和密间距极化电位（Close Interval Potential Survey）监测类似于标准管/地电位（P/S）测试法，其本质是管地电位加密测试和加密断电电位测试技术。通过测试阴极保护在管道上的密集电位和密集化电位，确定阴极保护效果的有效性，并可间接找出缺陷位置、大小，反映涂层状况。该方法也有局限性其准确率较低，依赖于操作者经验，易受外界干扰，有的误差达200～300 mV。
4. PCM多频管中电流测试
多频管中点留法是监测涂层漏电状况的新技术，是以管中电流梯度测试法为基础的改进型涂层检测方法。它选用了目前较为先进的PCM仪器，按已知检测间距测出电流量，测定电流梯度的分布，描绘出整个管道的概貌，可快速、经济地找出电流信号漏失较严重的管段，并通过计算机分析评价涂层的状况，再使用PCM仪器的“A”字架检测地表电位梯度精确定位涂层破点。该方法是与不同规格、材料的管道，可长距离地检测整条管道，受涂层材料、地面环境变化影响较小，适合于复杂地形并可对涂层老化状况评级；可计算出管段涂层面电阻 R g值，对管道涂层划分技术等级，评价管道涂层的状况，提出涂层维护方式。采用专用的耦合线圈，还可对水下管道进行涂层检测。
5. 直流电位梯度（DCVG）方法
该方法通过检测流至埋地管道涂层破损部位的阴极保护电流在土壤介质上产生的电位梯度（即土壤的 IR降）并依据IR降的百分比来计算涂层缺陷的大小，其优点在于不受交流电干扰，通过确定电流是流入还是流出管道，还可判断管道是否正遭受到腐蚀。
6. 几种测试方法的比较
近几年，笔者在四川龙——苍线、工——自线、泸——威线、申——倒线等多条管道涂层及阴极保护有效性检测方面，对上述几种方法进行了比较，发现各种涂层缺陷检测技术都是通过在管道上加载直流或交流信号来实现的，不同的仅是在结构上、性能上、功用上的差异。每种方法各有侧重，在对涂层综合性能评价方面均具有一定说服力，但各有利弊。
为克服单一检测技术的局限性，现场检测中笔者发现综合几种检测方法对涂层缺陷进行检测，可以弥补各项技术的不足。对于由阴极保护的管道，可先参考日常管理记录中（P/S）的测试值，然后利用CIPS技术测量管道的管地电位，所测得的断电电位可确定阴极保护系统效果，在判断涂层可能有缺陷后，利用DCVG技术确定每一缺陷的阴极和阳极特性，最
后利用DCVG确定缺陷中心位置，用测得的缺陷泄漏电流流经土壤造成的IR降确定缺陷的大小和严重性，以此作为选择修理的依据。对于未事假阴极保护的管道，可先用PCM测试技术确定电流信号漏失较严重的管段，然后在PCM使用的“A”字架或皮尔逊检测技术精确定位涂层破损点，确定涂层破损大小。PCM测试技术也可用于具有阴极保护的管道，其检测精度略低于DCVG技术。
由于所有涂层检测技术均是在管道上施加电信号，因此各种技术均存在一些不足，对某些涂层缺陷无法查找，如部分露管涂层破损处管体未与大地接触，信号因不能流向大地形成回路，只能通过其他手段查找；因屏蔽作用，不适用于加套管的穿越管线；所有技术均不能判定涂层是否剥离。
三、管道内检测技术
管道内检测技术是将各种无损检测（NDT）设备加在岛清管器（PIG）上，将原来用作清扫的非智能改为有信息采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器（SMART PIG），通过清管器在管道内的运动，达到检测管道缺陷的目的。早在1965年美国Tuboscopc公司就已将漏磁通（MFL）无损检测（NDT）技术成功地应用于油气长输管道的内检测，紧接着其他的无损内检测技术也相继产生，并在尝试中发现其广泛的应用前景。
目前国外较有名的监测公司由美国的Tuboscopc GE PII、英国的British Gas、德国的Pipetronix、加拿大的Corrpro，且其产品已基本上达到了系列化和多样化。内检测器按功能可分为用于检测管道几何变形的测径仪、用于管道泄漏检测仪、用于对因腐蚀产生的体积型缺陷检测的漏磁通检测器、用于裂纹类平面型缺陷检测的涡流检测仪、超声波检测仪以及以弹性剪切波为基础的裂纹检测设备等。下面对应用较为广泛的几种方法进行简要介绍。
1. 测径检测技术
该技术主要用于检测管道因外力引起的几何变形，确定变形具体位置，有的采用机械装置，有的采用磁力感应原理，可检测出凹坑、椭圆度、内径的几何变化以及其他影响管道内有效内径的几何异常现象。
2. 泄漏检测技术
目前较为成熟的技术是压差法和声波辐射方法。前者由一个带测压装置仪器组成，被检测的管道需要注以适当的液体。泄漏处在管道内形成最低压力区，并在此处设置泄漏检测仪器；后者以声波泄漏检测为基础，利用管道泄漏时产生的20～40 kHz范围内的特有声音，通过带适宜频率选择的电子装置对其进行采集，在通过里程轮和标记系统检测并确定泄漏处的位置。
3. 漏磁通过检测技术（MFL）
在所有管道内检测技术中，漏磁通检测历史最长，因其能检测出管岛内、外腐蚀产生的体积型缺陷，对检测环境要求低，可兼用于输油和输气管道，可间接判断涂层状况，其应用范围最为广泛。由于漏磁通量是一种相对地噪音过程，即使没有对数据采取任何形式的放大，
异常信号在数据记录中也很明显，其应用相对较为简单。值得注意的是，使用漏磁通检测仪对管道检测时，需控制清管器的运行速度，漏磁通对其运载工具运行速度相当敏感，虽然目前使用的传感器替代传感器线圈降低了对速度的敏感性，但不能完全消除速度的影响。该技术在对管道进行检测时，要求管壁达到完全磁性饱和。因此测试精度与管壁厚度有关，厚度越大，精度越低，其适用范围通常为管壁厚度不超过12 mm。该技术的精度不如超声波的高，对缺陷准确高度的确定还需依赖操作人员的经验。
4. 压电超声波检测技术
压电超声波检测技术原理类似于传统意义上的超声波检测，传感器通过液体耦合与管壁接触，从而测出管道缺陷。超声波检测对裂纹等平面型缺陷最为敏感，检测精度很高，是目前发现裂纹最好的检测方法。但由于传感器晶体易脆，传感器元件在运行管道环境中易损坏，且传感器晶体需通过液体与管壁保持连续的耦合，对耦合剂清洁度要求较高。因此仅限于液体输送管道。
5. 电磁波传感检测技术（EMAT）
超声波能在一种弹性导电介质中得到激励，而不需要机械接触或液体耦合。这种技术是利用电磁物理学原理以新的传感器替代了超声波检测技术中的传统压电传感器。当电磁波传感器载管壁上激发出超声波能时，波的传播采取已关闭内、外表面作为“波导器”的方式进行，当管壁是均匀的，波延管壁传播只会受到衰减作用；当管壁上有异常出现时，在异常边界处的声阻抗的突变产生波的反射、折射和漫反射，接收到的波形就会发生明显的改变。由于基于电磁声波传感器的超生壁检测最重要的特征是不需要液体耦合剂来确保其工作性能。因此该技术提供了输气管道超声波检测的可行性，是替代漏磁通检测的有效方法。
四、油气管道检测事业的潜力和发展
油气管道检测是国内较新兴的事业，通过近年来的工作，笔者发现其具有巨大的经济效益和社会效益。1998年新疆石油管理局在对克拉玛依至乌鲁木齐的克——乌复线ф529×7（8）mm管道油改气工作中发生了分歧，一种观点认为该管道已投运17年之久，管道应该报废，没有重新利用的价值；另一种观点认为，管道通过检测评价和部分改造后可以输气。两种观点争论不休，决策者因没有任何依据，很难做出选择，后来经过专家论证决定首先对管道进行检测，根据检测结果进行局部整改，通过检测、评价得出管道腐蚀剩余强度满足最大输送压力3.0 MPa要求的结论，故采纳后一种观点。目前管道已安全运行了2年左右，为该局节约资金约2.3亿元，节约项目投资约90 %。
近几年，我国政府也制定了一系列有关管道安全的行业或企业标准，如Q/GDSJ0023—90“管道干线腐蚀控制调查技术规范”、SY/T0078—93“钢质管道内腐蚀控制标准”、SY/T 0078—95“钢质管道及储罐腐蚀预防护方法标准”、SY/T 6151—1995“钢质管道管体腐蚀损伤评价方法”、SY 6186—1996“石油天然气管道安全规程”等，国家经贸委还下发了[2000]17号令《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》，中国石油天然气股份有限公司
也编制了相应的《天然气管道检验规程》。上述标准和法令对管道检测内容、周期都做出了要求，对加快检测技术的发展无疑产生了巨大推动。
虽然国内同行在管道外检测技术方面已取得了飞速发展，但管道内检测技术研究和应用仍有待加强。由于管道内检测器使用的清管器比日常生产中普遍使用的清洁清管器要长得多，国内早期的油气管道，不具备管道内智能检测的条件，应用前需对站场收、发装置及部分管道、管件进行改造。因此在标准中也未对此做出强制要求，致使该项技术的应用和研究发展较慢，限制了它的广泛推广与应用。尽管目前国内一些管道公司也引进了内检测设备，但因为形成系列化，应用效果也还不十分理想。可喜的是，国内部分管道公司已认识到此方面的不足，并开始着手研究和发展管道内检测技术。目前中国石油新疆油田分公司与长输管道检测评价中心联合开发了ф377 mm漏磁通智能检测仪，现已生产出样机并分别在乌鲁木齐王架构——706泵站、中国石油西南油气田分公司输气管理处卧——两线等管道上进行了应用，虽然在解释某些测试数据方面还不够完善，但毕竟填补了管道内检测技术的空白，为管道内检测技术国产化奠定了基础。笔者相信，通过引进、消化、吸收、创新，国内的油气长输管道检测技术将会逐步接近或达到发达国家水平。
拟在建项目信息
——最新拟在建项目动态
地区：重庆
项目名称：年产50万吨醋酸项目
项目性质：新建
建设周期：2005 - 2006年
投资总额：200000万元
进展阶段：报批可研
关键设备：一氧化碳装置、冷箱、醋酸储罐。
建设内容：建设年产50万吨醋酸装置。
地区：江苏
项目名称：年产100万吨重沥青项目
项目性质：新建
建设周期：2005 - 2006年
投资总额：26000万元
进展阶段：工程设计
关键设备：氧化沥青装置、沥青储罐、胶体磨、浸涂装置。