第一篇：天然氣發展趨勢

國內天然氣發展趨勢

2009/12/24/09:25 來源：農資與市場

目前中國的天然氣價格分為出廠價、管輸費、城市門站價和終端用戶價。天然氣出廠價在2002年以前稱為井口價。2001年，中國開始實行天然氣優質優價，將天然氣的凈化費并入井口價，合并為現在統一的天然氣出廠價。中國天然氣出廠價的價格水平大致經歷了低氣價階段（1950~1981年）、雙軌制價格階段（1982~1992年）、天然氣結構價格階段（1993~2005年）以及從2005年12月開始執行至今的國家指導價階段。總體來說，天然氣的價格水平隨著四個階段的發展大致呈現出從低到高的發展趨勢。

中國天然氣的出廠價不僅與替代能源相比價格偏低，而且還低于世界上其他國家的天然氣價格。20世紀末，中國天然氣井口價與國際市場的價格差還處在相對合理的位置，但到2004年，中石油的天然氣平均售價只有美國天然氣井口價的40.7%，歐盟管道天然氣進口價的48.1%，日本液化天然氣進口到岸價的42.4%。進入2005年，國際油價持續走高，許多國家紛紛提高天然氣價格，至2008年，美國亨利中心價格、歐盟到岸價和日本進口液化天然氣到岸價格的每百萬英制熱單位平均價格分別為8.85美元、12.61美元、12.55美元，而與三大市場相比，中國天然氣的出廠均價僅為美國的42.4%，歐盟的29.7%，日本的29.9%。

廈門大學中國能源經濟研究中心最近的一項研究說明，從天然氣自身的生產過程看，其勘探開發是高風險和高投入行業，面臨資金、技術、人工和市場等各方面的巨大風險。中國的天然氣出廠價格沒有反映出天然氣生產的完全成本和與其風險相匹配的投資回報率。

隨著年底西氣東輸二線工程實現單線通氣，未來天然氣將越來越多地從國外進口，中國國內現行的天然氣價格與進口天然氣價格相比偏低的問題會日益凸顯。

數據顯示，2008年國內天然氣平均門站價格僅為1.38元/立方米，而進口氣到達國內門站的價格水平預計可能是這個價格的兩倍左右。

中國天然氣出廠價加管輸費和城市配送氣服務便構成了終端用戶銷售價。由于各地的天然氣來源不同，消費水平各異，再加上各地區對天然氣的城市配送氣費用沒用統一的定價標準，因而各地的天然氣終端用戶價格并不相同，甚至差別很大。

中國目前的天然氣價格的確比較混亂。這有歷史的原因，主要是定價機制的問題。就部分城市的天然氣終端價格來看，據2008年1月的統計資料，不同的省市，相同的天然氣利用領域，價格是不同的，天然氣終端價格水平呈現出西低

東高的格局。民用天然氣，最高的是寧波，每立方米達5.72元，重慶市和銀川最低，每立方米均為1.4元。同一個省市，不同的天然氣利用領域，其價格也不同，居民用氣和工業用氣最低。居民用氣需要考慮生活負擔，工業用氣供氣成本較低；商業用氣由于價格承受能力強，因此價格最高。還有公共集體用氣，其價格介于商業用氣和居民用氣之間。

按照供應成本，工業用戶供應成本較低，價格應該低于居民用氣，目前居民低工業高說明兩者之間可能存在交叉補貼。

從整體上看，川渝地區的天然氣終端銷售價格最低，這主要是因為當地的天然氣資源豐富、氣田多且分布廣，輸氣距離也相對較短，此外，也與該地區天然氣工業的開采設備完備、管輸費偏低以及終端用戶較多且用氣量大有關。

我國天然氣的發展趨勢 撰寫單位：中國產業研究院發表時間：2009-09-05文字大小:[大 中 小] ?2011-2015年中國石油行業市場運行現狀分析與發展投資遠景展望研究報告?2011-2015年中國煤制天然氣工業運行動態與發展投資可行性研究分析報告?2011-2015年中國天然氣行業發展分析與投資前景預測分析報告

?2011-2015年中國潤滑油基礎油行業市場發展前景與投資潛力預測分析報告?2011-2015年中國餾分燃料行業運行態勢與發展投資前景研究分析報告?2011-2015年中國石油腦市場運營態勢與發展投資可行性研究報告

西氣東輸二線管道西起新疆的霍爾果斯，經西安、南昌，南下廣州，東至上海，途經新疆、甘肅、寧夏、陜西、河南、安徽、湖北、湖南、江西、廣西、廣東、浙江和上海13個省、自治區、直轄市。干線全長4859千米，加上若干條支線，管道總長度超過7000千米。此項目總投資近千億，其東段工程如期通過核

準，該項目的順利推進，為我國在2010年以前基本形成覆蓋全國的天然氣基干管網創造了條件。

天然氣將是我國未來能源的主導者

長期以來，我國經濟持續快速發展對能源增長的需求主要靠增加產煤來滿足，致使煤在2007年一次能源消費中占比71.6%，生態和環境狀況極其嚴峻。我國能源利用效率目前為33.4%，遠低于42%的世界平均水平；石油對外依存度已近50%，供應保障堪憂。

為實現可持續發展，中國在世紀之交制訂了優化能源結構的戰略。而清潔、高效的天然氣最有高速發展的可能，是目前中國優化能源結構、節能減排最有力的戰略選擇。此外，我國天然氣資源相比石油豐富，目前還處于勘探開發早期，加速勘探開發和管網建設，有可能滿足國內大部分需求，并且部分替代石油產品，增強我國能源供應保障，意義重大。到2020年，天然氣在我國一次能源構成中的比率將達到12%。

需求增長加快帶來發展機遇

未來20年中國的能源消費彈性系數為0.45-0.50，其中煤炭為0.3，石油為0.5，天然氣為1.4-l.5，一次電力為0.5-0.6，可見天然氣的消費增長速度最快。天然氣市場在全國范圍內將得到發展。隨著“西氣東輸”等工程的建設和投入運營，中國對天然氣的需求增長將保持在每年15％以上，2010年將達到1000億立方米以上，比2000年提高4至5倍。

從國外天然氣價格看，目前相當于人民幣1.8元／立方米。中國天然氣價格由政府確定，執行的是國家指導價下的雙軌制價格，還沒有形成市場導向下合理的天然氣價格機制，明顯低于國際市場，調整空間相當大。

經濟全球化帶動著天然氣的全球化，預計到2010年，全球天然氣貿易量為7000億立方米。天然氣銷售市場不再局限于取暖鍋爐、商業服務和家庭炊事，天然氣發電、天然氣化工、天然氣車用燃料和電池燃料、天然氣空調及家庭自動化等方面利用潛力十分巨大。目前，天然氣需求量與國內今后潛在的、可生產的天然氣產量相比，還有較大的缺口。高速增長的市場自然帶來無限的商機。

天然氣市場高效率發展

在當前氣價逐漸高漲的形勢下，專家表示，針對我國國情，天然氣市場拓展的關鍵是以高效率應對高氣價，應把具有高效、環保優勢的天然氣用在最關鍵的地方，即主要用于民用燃料、工商業燃料和車用燃料；天然氣發電應結合冷熱電聯供或限于調峰；天然氣作為化工原料應根據地域條件嚴格控制。在中國天然氣和煤比價高于國際市場情況下，有條件采用煤氣化-合成氣路線的產品如甲醇、合成氨、氫氣等，一般不宜采用天然氣為原料。

高效能區域性能源站也是未來天然氣高效利用的發展目標。大量采用天然氣占領民用燃氣市場后，可把目前每年消耗的2500萬噸民用液化石油氣中的大部分頂替出采，回到石油化工原料市場上去，進一步優化我國各種有機化工產品的原料構成和石油產品的分布結構，有利于降低能耗，提高總體經濟效益。

規劃統一天然氣管網

目前，我國三大公司對天然氣管網建設已經并且正在做出巨大貢獻，但也出現了一些不利局面，比如重復建設等。在目前情況下，政府應及早統籌規劃。既要發揮大公司建設管網的優勢和積極性，也要盡快組建統一的國家天然氣干線管網公司，作為承上啟下的天然氣中游輸送網絡和交易平臺。下游燃氣公司和大用戶應可通過管網公司直接與上游天然氣田或LNG公司交易。管網公司只收管輸費而無權做中間商，并逐步從三大公司接手建設和運營管網的職能。

此外，由于中小型氣田和煤層氣分散于全國各地，規模各異，中國天然氣中游輸配市場格局將形成一個“管輸+水陸車(船)槽運+LNG衛星氣化站”的多軌并行、優化互補的市場格局。

主要品種發展趨勢

乙炔氣（C2H2）：我國工業燃氣用量中，70%為乙炔氣。以前乙炔氣主要是乙

炔發生器中制取，現在主要使用的是將乙炔溶解于丙酮中的溶解乙炔氣。乙炔化學性質活潑，易爆，極危險。乙炔在常溫、常壓下的分子結構為不飽和鍵，受熱很不穩定，在高于200 oC時會發生聚合反應，使溫度壓力不斷上升而導致爆炸，當其與銅、銀等金屬以及空氣、純氧混合，甚至盛裝容器直徑較大時都會引起爆炸。使用乙炔氣在對碳素鋼切割時，易產生切口上緣溶化，掛渣多且不易清除，切面局部硬化等現象，使切割工藝不理想。同時為了安全起見，溶解乙炔鋼瓶內要按規定加入14公斤丙酮，使按規定應充入5―7公斤的乙炔達到全部溶解于其中的目的。而部分廠家為了自身利益，往往不再繼續添加或減少續加丙酮，而是強行充裝乙炔氣，這樣使瓶內壓力加大，使鋼瓶發生爆炸的危險性大大增加。同時，瓶內充氣量往往僅只有3.5-4公斤，甚至有的低到只有2公斤，使用戶蒙受損失。生產乙炔的原料為電石，每生產一噸電石耗電能3300 oC，還需要焦炭600公斤，煤500公斤，耗能巨大。同時用電石法制取乙炔時，會排出大量電石渣（1噸電石生成3.3噸電石渣）及H2S、PH3等有毒有害氣體，污染嚴重。在制取溶解

乙炔時又消耗大量重要化工原料丙酮，因此溶解乙炔成本昂貴。但由于以前還沒有其它燃氣可以全面替代乙炔，加上傳統習慣及企業對此的大量投入，乙炔在我國工業燃氣領域中仍占主導地位。現國家權威機構已明確提出：“為全民經濟高效發展、應向全世界發達國家看齊，將乙炔作為工業燃氣的份額縮小到35%以下。”隨著工業技術的不斷發展，以石油液化氣為主料的新的工業燃氣系列已開始逐步取代乙炔氣。

氫氧氣（HO）：是由電解水分離出氫與氧的工業切割氣，四十年代已開發應用。由于由于氫氧發生器制作工藝簡單，電能和水隨處可取，因此，所產生的氫氧氣價格低廉、無污染。但由于切割溫度低，適用面不廣。而且氫氧混合后回火和爆炸，安全性差，使用時不方便，受電力供應影響大。產氣量受限制，設備受限制，設備昂貴等，因此難以推廣。目前，國外除實驗室采用外，工業上多不應用，國內應用的廠家也不多。

丙烷氣（C3H8）：石油化工產品，二十世紀六十年代起國際上即著手其用于

工業切割試驗，我國亦于七十年代初開始研究，并于九十年代初由哈爾濱焊接研究所試驗，由國家科委（92）國科成辦字第97號文在全國范圍內推薦試用。丙烷氣燃點不高，燃燒速度較慢，化學性質不活潑，爆炸范圍小，不易回火，對溫度、壓力、沖擊的反應低于乙炔，安全性優于乙炔。丙烷的體積熱值（KJ/M3）較乙炔高，因此消耗量，比乙炔降低，其切割工藝較乙炔稍遜。它的成本較低。我國東北地區有些企業采用以丙烷為工業切割氣，從乙炔到丙烷的轉換簡單，所需要更換的設備僅只有割嘴，其余均可代用。雖然丙烷在使用時安全可靠，操作簡單，切割質量有所提高，但由于其火焰溫度低（2257oC），預熱時間長，耗氧量較大，本砼噴涂，本砼焊接，切割厚大材料困難等，在不少方面難以勝任，無法取代乙炔氣，加上操作人員使用習慣等因素，一時難以全面推廣。

霞普氣（SHARP GAS）：1962年前后由日本最大的工業燃氣公司巖谷產業開發的工業切割氣，于八十年代后期在我國東部沿海地區應用，霞普氣是純丙烯氣（CH6）。丙烯和丙烷一樣，均是石油加工副產品，其體積熱值、安全性、爆炸

范圍、回火率都與丙烷相近，但由于丙烯是重要化工原料，可再加工成聚丙烯，且其單位成本也較丙烷高，雖然丙烯的火焰溫度較丙烷稍高，達到2924 oC左右，但綜合起來，僅作為工業燃氣的總體社會效益和經濟效益都大大低于丙烷。氟萊馬克斯氣（FLAMEX GAS）：丙烷系列烷氣中較早應用的改進型工業燃氣，美國于七十年代普遍使用。為改進丙烷燃燒火焰溫度低的缺陷，科研人員加大丙烷添加劑的攻關力度。氟萊馬克斯氣就是在丙烷氣中加入1.48%的FXD－Ⅱ添加劑以圖提高火焰溫度。但添加劑粘附力較大，不能與丙烷充分融合，易形成分離，而且該添加劑價格昂貴，使產品成本過高，所以廠家往往在15公斤標準鋼瓶中僅充裝10公斤燃氣出售，使用戶加大成本支出，難以形成良好的經濟效益，所以市場中競爭力較低。

特利氣（奧利氣）：最近幾年于國內出現的一種燃氣品種，主要是由丙烷與丙烯按一定比例配合而成，其燃燒溫度較丙烷略有提高，其性能與丙烷、氟萊馬克斯氣、霞普氣相同，成本略丙烷較高。在低碳鋼等薄板切割中有一定的優勢。由于其火焰溫度不高，預熱時間長，耗氧量大、切割范圍不廣、不能噴涂、不能焊接，難以切割厚大材料，因此不能全面替代乙炔氣，目前仍屬有待提高內在質量的試驗性階段的燃氣品種。

普通液化石油氣：也可以用于切割，但其溫度不高，難以切割較厚材料，并且切割速度慢，各方面都存在嚴重缺陷。

藍火焰新型工業燃氣：藍火焰工業燃氣是新型環保、安全、高效、經濟的工業燃氣產品。它采用德國高科技專有技術，BF-1增效劑與丙烷、天然氣混合溶解而成，使燃燒性能大大提高。它性能穩定可靠，保持了丙烷、天然氣安全性能高、回火率低的特性，在氧的作用下火焰溫度高達3361oC，從而使藍火焰工業燃氣具有預熱時間短、切割速度快、切割質量好等一系列特點。藍火焰工業燃氣在使用過程安全、無污染、可提高功效、降低成本（其成本僅是乙炔氣的50%），是當今世界上可全面取代乙炔氣在火焰切割、有色金屬焊接的新型工業燃氣。以BF-1為增效劑的藍火焰工業燃氣已經在我國的橋梁、焊接、鋼鐵、冶金等行業大量使用，經濟效益明顯提高。

第二篇：天然氣管道技術現狀及發展趨勢

天然氣管道技術現狀及發展趨勢 世界天然氣管道技術現狀

（1）長運距、大管徑和高壓力管道是當今世界天然氣管道發展主流

自20 世紀70 年代以來，世界上新開發的大型氣田多遠離消費中心。同時，國際天然氣貿易量的增加，促使全球輸氣管道的建設向長運距、大管徑和高壓力方向發展。1990 年，前蘇聯的天然氣管道的平均運距達到2 698 km。

從20 世紀至今，世界大型輸氣管道的直徑大都在1 000 mm 以上。到1993 年，俄羅斯直徑1 000 mm以上的管道約占63%，其中最大直徑為1 420 mm 的管道占34.7%。西歐國家管道最大直徑為1 219 mm，如著名的阿-意管道等。

干線輸氣管道的壓力等級20 世紀70 年代為6～8 MPa；80 年代為8～10 MPa；90 年代為10～12MPa。

2000 年建成的Alliance 管道壓力為12 MPa、管徑為914 mm、長度為3 000 km，采用富氣輸送工藝，是一條公認的代表當代水平的輸氣管道。

（2）輸氣系統網絡化

隨著天然氣產量和貿易量的增長以及消費市場的擴大，目前全世界形成了洲際的、多國的、全國性的和許多地區性的大型供氣系統。這些系統通常由若干條輸氣干線、多個集氣管網、配氣管網和地下儲氣庫構成，可將多個氣田和成千上萬的用戶連接起來。這樣的大型供氣系統具有多氣源、多通道供氣的特點，保證供氣的可靠性和靈活性。前蘇聯的統一供氣系統是世界最龐大的輸氣系統，連接了數百個氣田、數十座地下儲氣庫及約1 500 個城市，管道總長度超過20×104km。目前歐洲的輸氣管網已從北海延伸到地中海，從東歐邊境的中轉站延伸到大西洋，阿-意輸氣管道的建成實際上已將歐洲的管網和北非連接起來。阿爾及利亞—西班牙的輸氣管道最終將延伸到葡萄牙、法國和德國，并與歐洲輸氣管網連成一體。

（3）建設地下儲氣庫是安全穩定供氣的主要手段

無論是天然氣出口國家，還是主要依賴進口天然氣的一些西歐國家，對建造地下儲氣庫都十分重視，將地下儲氣庫作為調峰、平衡天然氣供需、確保安全穩定供氣的必要手段。截止到1998 年，全世界建成儲氣庫605 座，總庫容575.5億立方米、工作氣量307.7立方米。工作氣量相當于世界天然氣消費量的11%，相當于民用及商業領域消費量的44%。2001 年美國的儲氣庫總工作氣量約120立方米，預計到2010 年儲氣能力將達到170立方米。國外天然氣管道在計量技術、泄漏檢測和儲存技術等方面取得了一些新進展

（1）天然氣的熱值計量技術 世紀80 年代以后，熱值計量技術的應用在西歐和北美日益普遍，已成為當今天然氣計量技術的發展方向。天然氣熱值計量比體積和質量計量更為科學和公平，由于天然氣成分比較穩定，按熱值計價可以體現優質優價。天然氣熱值的測定方法有兩種：直接測定法和間接計算法。近幾年，天然氣熱值的直接測量技術發展較快，特別是在自動化、連續性、精確度等方面有了很大提高。

（2）天然氣管道泄漏檢測技術—紅外輻射探測器

目前，美國天然氣研究所（GRI）正在進行以激光為基礎的遙感檢漏技術研究，該方法是利用紅外光譜（IR）吸收甲烷的特性來探測天然氣的泄漏。該遙感系統由紅外光譜接收器和車載式檢測器組成，能在遠距離對氣體泄漏的熱柱進行大面積快速掃描。現場試驗表明，檢漏效率比舊方法提高50%以上，且費用大幅度下降。

（3）天然氣管道減阻劑（DRA）的研究應用

美國Chevron 石油技術公司（ChevronPetroleum Technology Co）在墨西哥灣一條長8 km、.152mm 的輸氣管道上進行了天然氣減阻劑（DRA）的現場試驗。結果表明，可提高輸量10%～15%，最高壓力下降達20%。這種減阻劑的主要化學成分是聚酰胺基，通過注入系統，定期地按一定濃度將減阻劑注入到天然氣管道中，減阻劑可在管道的內表面形成一種光滑的保護膜；這層薄膜能夠顯著降低輸送摩阻，同時還有一定的防腐作用。

（4）天然氣儲存技術

從商業利益考慮，國外管道公司非常重視使大型儲氣庫墊底氣最少化的技術研究。目前，正在研究應用一種低揮發性且廉價的氣體作為“工作氣體”來充當儲氣庫的墊底氣。

（5）管道運行仿真技術

管道在線仿真系統的應用可有效地提高管道運行的安全性和經濟性。管道計算機應用表現在3 個方面：管道測繪及地理信息系統、管道操作優化管理模型和天然氣運銷集成控制系統。仿真技術在長輸管道上的應用不僅優化了管道的設計、運行管理，而且為管輸企業帶來巨大的經濟效益。目前，國外長輸管道仿真系統主要分為3 種類型：一是用于油氣管道的優化設計、方案優選；二是用于運行操作人員的培訓；三是管道的在線運營管理。如美國最大的天然氣管道公司之一的Williams 管道公司，采用計算機仿真培訓系統在不影響正常工作的情況下即可完成對一線工人的上崗培訓，大大縮短了培訓時間，節約大量費用，比傳統的培訓方式提高效率約50%。

（6）GIS 技術在管道中的應用

隨著管道工業自動化的發展，GIS（地理信息系統）在長輸管道中得到了日益廣泛的應用。它融合了管道原有的SCADA 系統自動控制功能，美國、挪威、丹麥等國家的管道普遍使用GIS 技術。目前，該技術已實現地理信息、數據采集、傳輸、儲存和作圖統一作業，可為管道的勘測、設計、施工、投產運行、管理監測、防腐等各階段提供資料。技術發展趨勢

（1）高壓力輸氣與高強度、超高強度管材的組合是新建管道發展的最主要趨勢

高壓氣管道是指運行壓力在10～15 MPa 之間的陸上天然氣管道。根據專家研究成果，年輸量在10億立方米以上時，采用高壓輸氣可節省運輸成本。當運輸距離為5 000 km、年輸量在15～30億立方米之間時，采用高壓輸氣比傳統運輸方式可節約運輸成本20%～35%。采用高壓輸氣可減小管徑，通過高鋼級管材的開發和應用可減小鋼管壁厚，進而減輕鋼管的重量，并減少焊接時間，從而降低建設成本。例如采用管材X100 比采用X65 和X70 節約費用約30%，節約管道建設成本10%～12%。

目前X100 管道鋼管已由日本NKK、新日鐵、住友金屬、歐洲鋼管等公司開發出來。另外，復合材料增強管道鋼管正在開發，即在高鋼級管材外部包敷一層玻璃鋼和合成樹脂。采用這種管材，可進一步提高輸送壓力，降低建設成本，同時可增加管輸量，增加管道抵抗各種破壞的能力和安全性。當管材鋼級超過X120 及X125 時，單純依靠提高鋼級來減少成本已十分困難，必須采用復合材料增強管道鋼管。X100 及以上管道鋼管目前還未得到商業應用的主要原因是對材料性能、安裝技術和現場試驗還需進一步驗證和更好的了解。

（2）高壓富氣輸送技術及斷裂控制

高壓富氣輸送是指在輸送過程中采用高壓使輸送氣體始終保持在臨界點上，保證重組分不呈液態析出。采用高壓富氣輸送能取得很大的經濟效益，但富氣輸送時天然氣的熱值較高，要求管材不但能防止裂紋的啟裂，而且還要具有更高的防止延性裂紋擴展的止裂韌性。以Alliance 管道為代表的高壓富氣輸送是天然氣輸送技術的重大創新，其斷裂控制是該管道的關鍵技術之一。

深入了解高鋼級管道鋼管的斷裂控制是未來以低成本建設管道的前提。由ECSC、CSM、SNAM 和European 聯合進行的項目，就是研究大口徑X100管道在15 MPa 的高壓下的斷裂行為。

（3）多相混輸技術 世紀70 年代，各發達國家相繼投入了大量資金和人力，進行多相流領域的應用基礎與應用技術研究，取得了不少成果。目前，這些成果已在上百條長距離混輸管道上得到了應用。

近年來，英國、美國、法國及挪威等國相繼建成了不同規模的試驗環道，采用多種先進測量儀表和計算機數據采集系統，在大量高質量的試驗數據基礎上進行多相流研究。已有的多相流商業軟件中，著名的OLGA 軟件可以進行多相流穩態和瞬態流動模擬。

（4）天然氣水合物（NGH）儲運技術

據專家保守估計，世界上天然氣水合物所含天然氣的總資源量約為０.０18億億立方米～０.０21億億立方米，能源總量相當于全世界目前已知煤炭、石油和天然氣能源總儲量的兩倍，被認為是21 世紀最理想、最具商業開發前景的新能源。天然氣水合物潛在的戰略意義和經濟效益，已為世界許多國家所重視。目前，世界范圍內正在興起從海底開發天然氣水合物新能源的熱潮。雖然目前世界上還沒有高效開發天然氣水合物的技術，但許多國家已制定了勘探和開發天然氣水合物的國家計劃。美國1998 年將天然氣水合物作為國家發展的戰略能源列入長遠計劃，準備在2015 年試開采。日本、加拿大、印度等國都相繼制定了天然氣水合物的研究計劃。

根據目前國外對天然氣水合物技術的研究，可以得出幾點共識：一是天然氣水合物在常壓、-15～-5℃的下儲存在隔熱容器中可長時間保持穩定；二是對于處理海上油田或陸上邊遠油田的伴生氣，該技術的可行性優于液化天然氣、甲醇和合成油技術。該技術安全且對環境無污染；三是天然氣水合物技術的成本比液化天然氣的生產成本約低四分之一；四是采用天然氣水合物技術可以對天然氣進行長距離運輸。國內天然氣管道技術現狀

西氣東輸代表了目前我國天然氣管道工程的最高水平。西氣東輸管道設計輸量為120×108m3/a；管道全長3 898.5 km；管徑1 016 mm；設計壓力10MPa；管道鋼級L485（X70）；全線共設工藝站場35座，線路閥室137 座，壓氣站10 座。目前我國天然氣管道的技術水平分析如下：

（1）采用的設計和建設標準與國際接軌。

（2）采用衛星遙感技術、GPS 系統，優化管道線路走向。

（3）采用國際上通用的TGNET、SPS、AutoCAD等軟件，進行工藝計算、特殊工況模擬分析和設計出圖。

（4）管材采用高強度、高韌性管道鋼，主要有X52、X60、X65 和X70，國內有生產大口徑螺旋縫埋弧焊鋼管和直縫鋼管的能力。

（5）管理自動化、通信多種方式并用。運營管理采用SCADA 系統進行數據采集、在線檢測、監控，進行生產管理和電子商務貿易；通信采用微波、衛星和租用地方郵網方式，新建管道將與國際接軌，向光纜通信發展。

（6）管道防腐。管道外防腐層主要采用煤焦油瓷漆、單層環氧粉末、雙層環氧粉末、聚乙烯防腐層（二層PE）和環氧粉末聚乙烯復合結構（三層PE）。管道內涂層主要采用液體環氧涂料。

（7）天然氣計量。我國早期建設的管道天然氣計量大都采用孔板計量；而近年新建的幾條輸氣管道采用超聲波流量計。

（8）主要工藝設備。目前國內輸氣管道輸氣站主要工藝閥門大都采用氣動球閥，今后新建管道將以采用氣-液聯動球閥為主。國內在役輸氣管道采用的增壓機組有離心式和往復式壓縮機，驅動方式有燃驅和電驅；將來我國的長距離輸氣管道主流機型采用離心式，在有電源保證的條件下采用變頻電機驅動為發展方向。

（9）管道施工。目前我國的管道建設引進了國際上通行的HSE 管理技術，采用了第三方監理的機制；管道專業化施工企業整體水平達到國際水平，裝備有先進的施工機具，如：大噸位吊管機、全自動焊機等；掌握了管道大型穿（跨）越工程的施工技術，如水平定向穿越技術、盾構穿越技術。

（10）優化運行。目前在役輸氣管道利用進口或國產軟件進行在線或離線不同工況模擬，以確定既能滿足供氣需求，又使單位輸氣成本最低的運行操作方案。差距分析

我國大部分輸氣管道建于20 世紀60～70 年代，與國外發達國家和地區完善的供氣管網相比有很大的差距，管道少、分布不均、未形成全國性管網；管徑小，設計壓力低，輸量少，不能滿足目前增長的市場需求。

第三篇：閥門行業：石油天然氣閥門市場發展趨勢分析

【關 鍵 詞】石油天然氣閥門,市場,發展

【報告來源】前瞻網

【報告內容】中國閥門行業應用市場需求狀況與需求前景分析報告前瞻（百度報告名可查看最新資料及詳細內容）

全球能源消耗量于2006-2030 年間將增加約44%，且在2030 年之前，石油和天然氣合計仍將占整個能源消耗量的55%，新型能源在短時間內尚不能完全替代傳統的化石能源。因此，全球范圍內的原油需求和開采將保持基本穩定的態勢。這將對油氣采集領域閥門需求的增長起到較強的支撐作用。石油和天然氣產量和需求的不斷增長將有助于油氣管線基礎設施投資維持在較高水平。根據管道項目顧問公司Simdex 于2009 年7 月的估計，未來五年全球將興建約32.6 萬公里的油氣管道。能源領域獨立研究顧問公司Douglas-Westwood 預計，2008 年至2012 年全球陸上管道項目投資額將達到1,800億美元，亞洲將成為最大的油氣管線投資市場，估計可吸引投資額420 億美元。油氣管線的大額投資將推動油氣管線用工業閥門尤其是大口徑閥和球閥需求的持續擴張。

中國經濟的持續快速增長推升了中國的能源需求。中國已于2003 年成為世界第二大石油消耗國，石油的消耗量已經逼近美國。在此條件下，中國石油和天然氣消耗量的增長明顯超過產量增幅，供求缺口不斷擴大。1999 年至2008 年，國內原油消耗量的年復合增長率為6.6%，產量的年復合增長率則僅為1.9%。同期，國內天然氣消耗量的年復合增長率為15.8%，產量的年復合增長率為13.1%。供求缺口的逐年擴大造成中國經濟增長對外國石油和天然氣的依賴程度越來越高。海關總署的統計數據顯示，2009 年和2010 年，我國原油進口量為20,367 萬噸和23,931 萬噸，較上年同期分別增長13.9%和17.5%，液化天然氣進口量為554 萬噸和936 萬噸，較上年同期分別增長65.8%和69.1%。作為油氣輸送的重要形式，油氣管線擁有低泄漏、低污染、高效率等諸多優點，并且能夠解決我國油氣進口主要依賴海運的問題，改善能源安全環境，因此已經成為我國能源戰略中的重要組成部分。未來，我國將逐步形成以東北中俄油氣管線，西北中哈油氣管線以及西南中緬油氣管線為主的油氣進口管道運輸格局。

另外，我國國內能源供給與能源需求分布在地域上存在較大脫節。石油和天然氣資源主要集中在東北、華北和西北等地區。塔里木、柴達木、陜甘寧和四川盆地蘊藏著豐富的天然氣資源，占全國陸上天然氣資源的80%以上。而能源的需求則主要集中于東南沿海的經濟發達地區。石油和天然氣資源需要源源不斷的從東北、華北和西北等地區向東南沿海運輸。傳統的公路、鐵路和海路運輸單次運量低、泄漏多、污染大，難以滿足國內能源跨區調配的需求。興建完善的國內油氣運輸管網，滿足國內能源跨區調配的需求，已經成為我國能源領域的戰略選擇，包括西氣東輸一線、二線在內的一系列重大工程項目陸續實施或竣工投產，三線、四線也即將投資建設，未來國內油氣管道運輸需求還將進一步增加。管線運輸需求刺激了國內油氣管線建設的爆發式增長，國家統計局數據顯示，中國油氣管道的長度由2001 年的2.76 萬公里增長至2010 年的7.85 萬公里。

但是，國內的油氣管線長度整體還處于較低的水平，未來一段時間里，我國將興建大量境內管線與境外油氣輸入管線接駁，并在在國內形成較為系統的油氣輸送管網，到2015 年中國油氣管道總長度預計達到14 萬公里左右，“十二五”期間油氣管線投資將保持在較高的水平，對相關閥門的市場需求也將實現快速增長。另外，隨著常規石油天然氣資源的日益緊張，頁巖氣作為一種非常規天然氣資源，已逐漸成為新一代替代能源之一。根據美國能源信息署（EIA）2011 年4月對全球32 個國家48 個頁巖氣盆地進行資源評估的初步結果，全球技術上可開采頁巖氣儲量達187 萬億立方米以上，其中我國技術上可開采頁巖氣儲量達36

萬億立方米，居全球第一。2011 年8 月，位于四川的國內第一口頁巖氣水平井開始試驗性開采，走出了我國頁巖氣開發歷程中的重要一步。據國土資源部預計，到2020 年，國內頁巖氣年產量將達到150 億到300 億立方米，2030 年達到1,100億立方米，屆時頁巖氣將占到中國天然氣總產量的25%。隨著頁巖氣開采在我國的起步和快速發展，頁巖氣的凈化及輸送將帶來大量的閥門需求。

第四篇：液化天然氣技術研討會-LNG船舶現狀及發展趨勢

第三屆中國 LNG 論壇

陳叔平，謝福壽，馬志鵬，金樹峰

論文編號： 1210301

LNG 船運現狀及發展趨勢

（蘭州理工大學石油化工學院，蘭州 730050）

摘 要：隨著全球天然氣需求持續增長，天然氣在世界能源結構中的地位不斷上升，已與煤炭、石油能源并稱為世 界能源的三大支柱。分析表明全球天然氣儲量、分布、生產和消費極不均衡，將天然氣液化，通過 LNG 船舶運輸是 實現 LNG 跨地區遠洋運輸的最有效方式。論文回顧了 LNG 船舶運輸的發展歷程，闡述了船舶數量、裝載容量、貨 艙類型、推進系統、船舶建造廠以及中國 LNG 船舶現狀，并對全球 LNG 船舶發展趨勢做了展望。可以預計 LNG 船 舶數量在 2020 年之前會持續穩定增長，并向大型化、標準化、薄膜型、自動化、最低蒸發率、蒸發氣再液化、節能 推進系統方向發展。

關鍵詞：LNG；船運現狀；發展趨勢

引言

近年來由于石油危機的沖擊以及煤、石油所帶來的環境問題日趨嚴重，能源結構逐步發生了變

化，作為世界能源三大支柱之一的天然氣消量急劇上升，其作為清潔能源越來越受到青睞，許多國 家都將其列為首選燃料[1]。

隨著天然氣市場需求的不斷增長，LNG 貿易量的不斷增加，使得 LNG 的運輸成了目前急需解 決的問題。由于 LNG 船舶運輸是天然氣跨地區遠洋運輸最有效的方法，故世界范圍內投入使用的 LNG 船的數量正逐年增加。全球天然氣現狀

1.1 全球天然氣儲量及其分布

1.1.1 全球天然氣資源豐富

圖 1 全球天然氣探明儲量[2] Fig.1 Word natural gas reserves

圖 2 全球天然氣探明儲量分布[2]

Fig.2 Distribution of word natural gas proved reserves 1990 年全球天然氣探明儲量為 125.7 萬億 m，2000 年全球天然氣探明儲量為 154.3 萬億 m3，2009 年全球天然氣探明儲量為 186.6 萬億 m3，而 2010 年全球天然氣探明儲量為 187.1 萬億 m3，儲

產比為 58.6 年。在過去 30 年中，全球天然氣探明儲量每年平均增長約 3.3%，天然氣儲存量非常豐

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富，詳見圖 1。

1.1.2 全球天然氣分布不均衡

截止 2010 年，已探明的全球天然氣儲量 40.5%分布在中東地區，33.7%分布在歐洲及歐亞大陸，其余分布在亞太地區、非洲、北美洲、中南美洲，詳見圖 2。

2010 年世界前十位主要國家的天然氣探明儲量為 144.7 萬億 m3，占全球天然氣總儲量的 77.3%。其中俄羅斯擁有全球所探明的天然氣儲量的 23.9%，是世界第一天然氣大國，儲采比高達 76 年，詳 見圖 3。

圖 3 各個國家天然氣探明儲量分布[2] Fig.3 Distribution of each country natural gas proved reserves

圖 4 全球天然氣生產和消費變化趨勢[2] Fig.4 Changes of word natural gas production and

consumption

1.2 全球天然氣生產及消費狀況

全球天然氣生產量和消費量平穩增長，在過去 10 年中，全球天然氣生產量平均每年增長 779.9 億 m3，平均增長率為 10%。到 2010 年，全球天然氣平均消費量達到 31690 億 m3，見圖 4。

由 5 可知，全球天然氣生產和消費分布不均衡，歐洲及歐亞大陸、北美洲和亞太地區既是全球 主要產氣區，也是全球三大主要消費市場。2010 年，歐洲天然氣產量為 10431 億 m3，占全球天然氣 總生產量的 32.6%，為各地區之首。同時，消費量為 11372 億 m3，占全球天然氣總消費量的 35.8%。

圖 5 各地區天然氣生產和消費量分布[2] Fig.5 Distribution of natural gas

圖 6 各國建造 LNG 船舶數量[6]

Fig.6 Numers of LNG ships by each country consruction 由于全球天然氣的生產和消費分布并不均衡，產銷地區往往遠隔重洋，故需要解決海上運輸問 題。天然氣經液化，體積只有原來氣體的 1/625，可通過 LNG 船來實現遠洋運輸。全球 LNG 船舶現狀

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2.1 LNG 船隊歷程

全球 LNG 的海上運輸始于 20 世界 50 年代末。1959 年，由雜貨船改裝的世界上第一艘 LNG 船 ——Methane Pioneer 號，從美國路易斯安娜州的查爾斯湖向英國 Canvey 島基地運送了 5000m3 的液 化天然氣（LNG），揭開了 LNG 海上運輸的篇章。1964 年，世界第一次 LNG 海上貿易誕生，Methane Pioneer 號和 Methane Progress 號在阿爾及利亞和英國 Canvey 島之間運營，航次超過 900 次，總運輸 量達到 22000m3。隨后，在阿爾及利亞和 Leltayve（法）、阿拉斯加和日本、利比里亞與西班牙以及 文萊和日本之間開始了 LNG 船運輸。從此，LNG 船作為天然氣海上運輸的載體，隨著 LNG 海運貿 易的蓬勃發展而發展起來。1971 年，Kvaerner 開發了單艙艙容量 8.8 萬 m3 的 Moss 球形液貨物維護 系統。1973 年，第一條 MOSS 獨立型 LNG 船“Norman Lady”在挪威 Moss Rosen beg 船廠開工建 造，其液貨艙容為 8.76 萬 m3。1997 年，Methane Princess”由于其較小的貨艙容量，經濟上不劃算，“ 于是在經歷了 32 年的服務之后正式報廢。1998 年，全球營運 LNG 船舶突破 100 艘。2006 年，日本 郵船會社 NYK 旗下的“Jamal”，首次在 LNG 船上采用天然氣再液化裝置，以處理航行過程中貨艙 中自然蒸發氣體（Natural Boil-off Gas）[3-6]。

2.2 船舶數量及裝載容量

單船容量是衡量 LNG 船舶運輸能力的一個重要參數，LNG 船舶單船容量是指一艘 LNG 船舶所 能裝載的最大 LNG 量。

截止 2012 年 2 月 29 日，全球交付的 LNG 船有 361 艘，總裝載量達 5290.8 萬 m3，其中裝載量 12.5-15 萬 m3 的有 223 條，總容量為 3068 萬 m3，占全球 LNG 船舶總裝載量的 58%，為主流船隊，詳見表 1。

表 1 全球船舶數量及裝載量[7] Table 1 Numbers and load of word ships

裝載量

數量（艘）29 223 80 29

總容量（萬 m）

占總容量（%）3.3 58 25.7 13

（萬 m）≥12.5 12.5-15 15-21.5 ≤21.5

173.1 3068 1358.8 690.59 由圖 6 可知，LNG 船建造主要集中在韓國和日本，其中日本交付 96 艘，在建 2 艘；韓國交付

197 艘，在建 51 艘，占總交付 54.6%，為 LNG 船建造第一大國。

2.3 液貨艙類型

圖 7 LNG 船舶艙型比例[6]

Fig.7 Proportion of LNG ships cabin type LNG 船舶的液貨艙有多種型式，如 Mixed、Conch、Esso、SPB、Moss、GAZ TRANSPORT（GT）、TECHNIGAZ（TZ）、CS 等等[8]。目前技術發展較為成熟、應用最為廣泛的有 MOSS 型和薄膜型（GAZTRANSPORT 型和 TECHNIGAZ 型）。截止 2012 年 2 月 29 日，全球交付的 LNG 船舶艙型比 例見圖 7。

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由圖 7 易知，交付的 LNG 船舶有將近98%都采用的是 Moss 型或者薄膜型貨艙，說明這兩種貨 艙形式已得到人們的廣泛認同，其中薄膜型貨艙的比例要高于 Moss 型貨艙。

2.4 推進系統

LNG 船舶的動力推進系統可分為以下 4 種：

（1）蒸汽輪機推進系統（Steam）。其優點是可以同時燃燒以任何比例混合的天然氣和燃料油，維護費用低，可靠性高；缺點是效率低，占用空間大。

（2）雙燃料發動機推進系統（DFDE）。其優點是效率高，占用空間少，便于維護和操作；缺點 是不能將蒸發氣體作為單一燃料燃燒，輸出功率低。

（3）帶再液化裝置的柴油機推進系統（DRL）。其優點是主體本身燃燒效率高，貨艙區與主機 區分離；缺點是重油消耗量大，需要驅動再液化的電力。

（4）柴油機推進系統（Diesel）。其裝置的可行性好，比蒸汽輪機發動機燃料效率高；缺點是需 要高質量的燃油，不能與蒸發氣體混合燃燒。

圖 8 是目前世界 LNG 船隊推進系統統計示意圖。可知交付的 LNG 船舶絕大多數都采用的是蒸 汽輪機推進系統，但已經有越來越多的 LNG 船舶開始采用雙燃料推進系統。

圖 8 全球 LNG 船隊推進系統統計示意圖[2] Fig.8 Statistical schematic of LNG ships propulsion system 2.5 LNG 船舶建造廠

目前全球建造 LNG 船的造船廠主要分布在亞洲的韓國、日本和中國。歷史上，歐洲一些國家，如挪威、瑞典、芬蘭、德國等國都建造過 LNG 船。其中，以法國的大西洋船廠數量最多。美國也建 造過 LNG 船，但現在已停止建造。歐洲和美國造船廠在建造 LNG 船舶方面落后于亞洲船廠，主要 原因是這些國家造船廠高昂的勞動力成本，以及發達國家轉移造船這種勞動力密集型產業[9]。

2.6 中國 LNG 船舶現狀

隨著中國經濟的迅速發展以及能源戰略的調整，我國對海運進口的液化天然氣的需求快速增加，使得我國 LNG 船建造需求加大。多年來，我國造船界和航運界都一直在關注、醞釀和研討發展天然 氣運輸船。交通部已近把“高技術性能船舶設計制造工程”項目列為十二大高技術工程項目之一，將 LNG 船列為該項目中的主要新船型之一。

在 2004 年，上海中華瀘東造船廠通過和法國 GTT 公司、法國大西洋船廠的合作，掌握了 14.5 萬 m3 薄膜型 LNG 船舶的建造技術，開始著手建造中國第一艘“大鵬昊”LNG 船舶，并于 2008 年 4 月 3 日建成交付船東，它是當時世界上最大的薄膜型 LNG 船，船廠 292 米、寬 43.35 米、型深 26.25 米，裝載量為 14.7 萬 m3，時速 19.5 節。接著第二艘 LNG 船“大鵬月”于 2008 年 7 月 10 日在上海 交付船東，該船同“大鵬昊”屬同一級別，貨艙類型為 GTTNO.96E-2 薄膜型，為廣東大型 LNG 運 輸項目建造。截止 2012 年 2 月 29 日，已交付 4 艘，在建 6 艘。2012 年，接到訂單 4 艘。

共同學習、共同提高；熱心分享、熱心交流，努力成為一名LNG行業的領跑者，盡在LNG領跑者論壇LNG 船舶發展趨勢

3.1 LNG 船舶數量穩定增長

從 10～20 年長遠趨勢來看，LNG 消費量和進口量都將快速增長。大量的 LNG 進口，再加上大 量老、舊 LNG 船的更新，需要建造大量的新 LNG 船舶。

3.2 LNG 船大型化

就經濟而言，LNG 船與其它商用船舶相同，加大尺寸可以降低其單位運輸費用。尤其是 LNG 運輸，由于其單位運輸量是恒定不變的，增大 LNG 船的尺寸就可以減少 LNG 船的數量，從而降低 成本和運營費用。

3.3 標準化

LNG 項目需要龐大的初期投資，因此一般按照生產與消費方之間的長期合同進行開發。這樣，LNG 船作為該項目的專用船決定了最佳船型、航速等基本條件。另一方面，LNG 也與一般的海運貨 物一樣，存在著許多不特定的生產者與消費者之間轉讓合同的可能性，具體地說，也進行現貨交易。因此，一般認為，將來多采用通用性強的標準進行交接。在這種背景下，與大型化不同的角度看，標準化也是可以考慮的方向。現在的標準船型從 14.7 萬 m3 逐漸擴大至 20 萬 m3。同時，大型化之 后會出現進港困難的 LNG 基地，因此設計標準船型時提高通用性是極為重要的。

3.4 薄膜型液貨艙將成為發展的主流

從圖 8 可知，世界現有船隊中薄膜型 LNG 船占有 67.4%，已成為 LNG 船隊發展的主流。

3.6 廣泛采用自動化

LNG 船各部位廣泛采用自動化裝置，可使航運簡單化，安全性提高。從環保考慮，可采用壓載 水置換的自動化和聚四氟乙烯制冷劑等新技術，目前部分技術已進入實用階段。

3.7 降低蒸發率

選用新的絕熱型式和絕熱結構來降低蒸發率，可提供經濟效益，降低運行成本。如 MRV 型液 貨艙采用增加絕熱層厚度和減少液貨艙數的方法來減小蒸發率，而對于 TZ 和 GT 型薄膜式液貨艙主 要采用改進絕熱層結構和應用真空絕熱等技術。

3.8 蒸發氣（BOG）再液化

由于液貨艙內外壁的溫差極大，不可避免地導致艙內的 LNG 蒸發汽化，蒸發氣的產生會使得液 貨艙內空間壓力、溫度以及 LNG 的密度發生變化。因為液貨艙的設計壓力都小于環境溫度下的液貨 蒸氣壓力，當液貨艙內壓力過高時，壓力釋放閥被迫打開，將貨物氣體排入大氣中，造成直接的經 濟損失。如果壓力釋放閥失靈，則會破壞液貨艙結構，造成危險。顯然，這會危及船舶航行安全，因此，有必要對蒸發氣進行液化處理。

3.9 選用節能的推進系統

任何船舶燃料費在運營成本中都占有相當大的比例，LNG 船也不例外。因此，為降低運營成本，有必須選用低耗油率的動力裝置，來提高船舶整體效益。結語

隨著國際社會對清潔能源需求的快速增加，許多國家都開始擴大 LNG 進口，全球 LNG 消費量

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和進口量都將快速增長。由于大量 LNG 的進口，以及大量老、舊 LNG 船舶的更新，LNG 船舶市場 發展前景很大，并朝大型化、標準化、自動化、節能化、低蒸發率和蒸汽再液化方向發展。

參考文獻

[1] 顧安忠.液化天然氣技術[M].北京:機械工業出版社, 2003.[2] BP Statistical Review of World Energy June 2011[EB/OL].http://www.tmdps.cn

通訊作者簡介：

謝福壽，碩士，研究方向：低溫貯運及傳熱傳質技術； 工作單位：蘭州理工大學石油化工學院； 通信地址：蘭州市七里河區蘭工坪路 287 號； 聯系電話：***； E-mail：xiefushou0@126.com

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第五篇：中國四川天然氣工業運行動態及發展趨勢研究報告(2014-2018年)

中國四川天然氣工業運行動態及發展趨勢研究報告（2014-2018年）

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報告目錄

第一章 2012-2014年中國天然氣產業發展動態分析1

1.1 2012-2014年中國天然氣資源概述

1.1.1 中國天然氣資源豐富潛力巨大

1.1.2 中國的天然氣資源分布

1.1.3 中國近海天然氣分布與勘探

1.1.4 中國天然氣資源分布特點

1.2 2012-2014年中國天然氣產業的發展分析

1.2.1 中國天然氣產業發展概況

1.2.2 中國天然氣市場的特點及影響因素

1.2.3 中國天然氣勘探開發發展形勢分析

1.2.4 我國天然氣產業利用狀況分析

1.2.5 中國天然氣利用的政策環境

1.2.6 中國天然氣產業發展路徑明晰

1.3 2012-2014年中國天然氣產業存在的問題分析

1.3.1 天然氣行業急需統一規劃資源配置

1.3.2 中國天然氣工業存在隱性憂患

1.3.3 國內天然氣工業發展存在的矛盾

1.3.4 天然氣產業產運銷用運作缺乏協調

1.3.5 中國現行天然氣定價機制存在的問題

1.4 2012-2014年促進天然氣產業發展的對策分析

1.4.1 發展我國天然氣產業的建議

1.4.2 我國天然氣市場發展思路

1.4.3 加緊中國天然氣行業立法的建議

1.4.4 中國天然氣產業發展需理順關系

1.4.5 國內天然氣產業的發展戰略

1.4.6 中國天然氣供應安全戰略探析

第二章 2012-2014年四川省天然氣行業運行環境分析

2.1 2012-2014年中國宏觀經濟環境分析

2.1.1 中國GDP分析

2.1.2 消費價格指數分析

2.1.3 城鄉居民收入分析

2.1.4 社會消費品零售總額

2.1.5 全社會固定資產投資分析

2.1.6進出口總額及增長率分析

2.2 2012-2014年四川省天然氣行業政策環境分析

2.2.1 《天然氣商品量管理暫行辦法》

2.2.2 《石油天然氣管道保護條例》 27

2.2.4 《我國天然氣利用政策》2.2.5 四川省省級天然氣價格專項調節金管理實施細則39 2.32012-2014年四川省天然氣行業社會環境分析2.3.1 人口環境分析2.3.2 教育環境分析2.3.3 文化環境分析2.3.4 生態環境分析2.42012-2014年四川省天然氣行業技術環境分析 第三章 2012-2014年四川省天然氣產業發展動態分析473.1 四川省天然氣資源及其勘探開發概況3.1.1 四川省天然氣資源分布及消費結構3.1.2 四川省大型氣田勘探取得較大進展3.1.3 四川省天然氣資源開發利用狀況3.1.4 四川盆地海相地層天然氣資源開發潛力大 3.2 2012-2014年國內外企業開發四川天然氣資源情況3.2.1 石油巨頭征戰四川天然氣市場3.2.2 中石油與雪佛龍聯合開發四川天然氣3.2.3 道達爾將進入四川石油天然氣資源開發市場 3.3 2012-2014年四川天然氣工業發展存在的問題及對策3.3.1 四川天然氣開采面臨的難題3.3.2 四川高含硫氣田的開發建議3.3.3 四川天然氣利用應更加科學 第四章 2012-2014年四川天然氣行業運行走勢分析614.1 四川煤層氣資源開發利用研究4.1.1 開發利用概況4.1.2 開發利用的必要性4.1.3 開發利用的可行性4.1.4 開發利用存在的問題及展望4.2 2012-2014年四川天然氣利用及管線建設情況4.2.1 川氣東送的發展意義4.2.2 “川氣南送”研究建設情況4.2.3 四川天然氣輸送管線建設情況4.3 2012-2014年四川省天然氣化工行業發展分析4.3.1 四川省發展天然氣化工產業的有利條件4.3.2 四川省天然氣化工產業存在的問題4.3.3 促進四川省天然氣化工發展的措施 第五章 2012-2014年中國天然氣產量數據統計分析755.12012-2014年全國天然氣產量數據分析5.1.12012-2014年全國天然氣產量數據5.1.22012-2014年重點省市天然氣產量數據5.22014年全國天然氣產量數據分析（數據均可更新至最新月份）5.2.12014年全國天然氣產量數據

5.3全國天然氣產量增長性分析 第六章 2011-2014年中國石油和天然氣開采行業規模以上企業經濟運行數據監測836.12011-2014年（按季度更新）中國石油和天然氣開采行業數據監測回顧6.1.1競爭企業數量6.1.2虧損面情況6.1.3市場銷售額增長 6.1.4利潤總額增長 6.1.5投資資產增長性 6.1.6行業從業人數調查分析 6.22011-2014年（按季度更新）中國石油和天然氣開采行業投資價值測算6.2.1銷售利潤率6.2.2銷售毛利率6.2.3資產利潤率6.2.4未來5年石油和天然氣開采盈利能力預測 6.32011-2014年（按季度更新）中國石油和天然氣開采行業產銷率調查6.3.1工業總產值6.3.2工業銷售產值6.3.3產銷率調查6.3.4未來5年石油和天然氣開采產品產銷銜接預測 6.42011-2014年（按季度更新）石油和天然氣開采出口交貨值數據6.4.1出口交貨值增長6.4.2出口交貨值占工業產值的比重 第七章 2012-2014年四川省主要地區天然氣的開發利用分析1047.1 達州7.1.1 達州天然氣儲量豐富7.1.2 達州氣田利益分配的不均衡情7.1.3 達州將建天然氣能源化工基地7.1.4 達州天然氣工業發展展望7.2 廣元7.2.1 廣元天然氣資源情況7.2.2 天然氣工業成為廣元市新支柱產業7.2.3 廣元天然氣綜合利用產業的發展思路7.3 其它地區天然氣的開發利用7.3.1 巴中地區天然氣資源儲量7.3.2 遂寧天然氣化工產業發展狀況7.3.3 2014年成都大力推進電力天然氣項目 第八章 2012-2014年四川省主要天然氣企業競爭力分析1188.1 中國石油西南油氣田公司8.1.1 公司簡介8.1.2 2008上半年西南油氣田勘探生產呈出新特點8.1.3 2014年西南油氣田天然氣生產情況8.1.4 2014年西南油氣田儲量情況

8.2.1 公司簡介8.2.2 公司在四川德陽發現豐富天然氣8.2.3 四川繼續支持中國石化在川天然氣發展戰略 8.3 其它企業介紹8.3.1 四川巨能天然氣股份有限公司 8.3.2 四川德陽天然氣有限責任公司 8.3.3 四川川空天然氣工程有限公司 8.3.4 四川石油天然氣建設工程有限責任公司 2014-2018年四川天然氣發展前景預測分析133第九章9.1 2014-2018年中國天然氣市場發展前景9.1.1 中國天然氣市場的前景預測9.1.2 國內未來天然氣市場整體環境逐漸利好9.1.3 國內天然氣市場需求預測9.2 2014-2018年四川天然氣產業發展前景9.2.1 2014-2018年四川石油和天然氣開采業預測分析9.2.2 四川盆地天然氣勘探前景分析 圖表名稱（部分）圖表：中國天然氣資源的層系分布 圖表：中國天然氣資源的成因結構 圖表：中國天然氣資源分布 圖表：1996和2010年我國天然氣消費結構變化 圖表：天然氣工業燃料用戶所能承受氣價 圖表：裝機容量500MW燃用天然氣發電廠和燃煤電廠對環境的影響 圖表：合成氨工業鏈 圖表：氫氰酸產品鏈 圖表：乙炔化工產品鏈 圖表：以大型甲醇為龍頭的產品鏈 圖表：美國和西歐天然氣化工利用消費結構 圖表：不同國家天然氣占合成氨和甲醇原料比例 圖表：四川省天然氣化工產業結構比 圖表：2012-2014年全國天然氣產量數據 圖表：2012-2014年重點省市天然氣產量數據 圖表：2014年全國天然氣產量數據 圖表：2014年重點省市天然氣產量數據 圖表：全國天然氣產量增長性分析 圖表：2010-2014年中國石油和天然氣開采行業企業數量增長趨勢圖 圖表：2010-2014年中國石油和天然氣開采行業虧損企業數量及虧損面積 圖表：2010-2014年中國石油和天然氣開采行業總體銷售額增長趨勢圖 圖表：2010-2014年中國石油和天然氣開采行業總體利潤總額增長 圖表：2010-2014年中國石油和天然氣開采行業總體從業人數分析 圖表：2010-2014年中國石油和天然氣開采行業投資資產增長性分析 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業企業數量統計表

圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業銷售收入統計表 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業銷售收入分布圖 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業利潤總額統計表 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業利潤總額分布圖 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業利潤總額增長最快的省市對比圖 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業資產統計表 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業資產分布圖 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業資產增長速度對比圖 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業工業總產值 圖表：2014年中國各省市石油和天然氣開采行業工業銷售產值 圖表：2014年石油和天然氣開采行業產銷率（數據均可更新至最新月份）圖表：廣元市2012-2014年天然氣用氣量測算表 圖表：廣元市2012-2014年天然氣用氣量測算增長圖 圖表：廣元市CNG加氣站建設規劃表 圖表：廣元市工業企業燃料用氣結構調整規劃表 圖表：廣元市天然氣綜合利用重點項目規劃表 圖表：2014-2018年四川省石油和天然氣開采業工業總產值預測 圖表：2014-2018年四川省石油和天然氣開采業產品銷售收入預測 圖表：2014-2018年四川省石油和天然氣開采業累計利潤總額預測 圖表：2014-2018年四川省天然氣產量預測 圖表：略···························