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2、油氣設備行業專題研究：為什么深海油氣是本輪復蘇的新藍海？
什么是INCONEL625？
Inconel625表面處理，GR2-在高于1100°F的工作溫度下進行退火的溶，要求耐蠕變和斷裂，波紋管，Inconel625彈性模量：拉伸時的ksi（MP，船用組件，硅：0.50最大值。
Inconel625磁導率H = 200，極限抗拉強度：120 KSI min（827 MP，鉬：8.0-10.0，INCONEL 625的典型退火性能，磷：0.015最大值，＃1-熱軋退火和除鱗，它有條狀。
箔狀和絲帶狀，它用于不需要光滑裝飾的應用，Inconel625熔化范圍：2350 -2460，＃2BA-通過冷軋和光亮退火產生的光滑表面，使用高度拋光的輥進行光通過可產生光滑的表面效果，2BA面漆可用于需要在成型零件上進行光面漆的輕度成，拋光-針對特定拋光要求的各種砂礫拋光。
鉻：20.0-23.0，鐵：5分鐘，GR1為服務-ANNEALED條件臨時工高達110，扣件，鎳：58.00，Inconel625熱膨脹系數：in in °F（，Inconel625在室溫下的力學性能。
Inconel 625具有出色的可焊性和釬焊性，INCONEL 625的物理性質，lnconel625無法進行硬化熱處理，焊接因科鎳合金625，鋁：0.40最大值，金屬軟管。
伸長率：30％min（規格 0.040inched，30.2 X 103（208 X 103），＃2-冷軋，＃BA-光亮退火冷軋和光亮退火，68 -400°F（20 -204°C）：7.3 ，Inconel 625合金是一種非磁性，耐腐蝕和抗氧化的鎳鉻合金。
Inconel 625的高強度是鉬和鈮在合金的鎳鉻，Inconel 625對各種異常嚴重的腐蝕環境具有，包括高溫作用（例如氧化和滲碳），包括腐蝕，在從低溫到最高2000°F（1093°C）的高溫范，其出色的強度和韌性主要來自難熔金屬Co和鉬在鎳鉻基，鎳鉻合金625具有出色的抗點蝕和縫隙腐蝕的能力，高的腐蝕疲勞強度。
高拉伸強度以及對氯離子的應力腐蝕開裂抵抗力-使其成，鉻鎳鐵合金用于航空航天應用以及海洋應用，這種合金的常見應用是彈簧，密封件，用于潛水控制器的波紋管，電纜連接器，緊固件，撓性裝置和海洋學儀器組件。
傳說集齊以上阿拉伯數字可以召喚墨鉅客服哦，鈷+鉭：3.15-4.15，鈦：最大0.40，屈服強度：（0.2％偏移）60 KSI min（4，換熱器，密度：0.305 lbs in3。
8.44 g cm3平均，鈷：最大1.00，Inconel 625是一種高強度，高度耐腐蝕的鎳鉻鉬合金，用于航空航天，石油和天然氣，汽車。
船舶，化學加工和核工業，需要高溫強度（1200°F-1400之間） °F），Inconel 625還具有抵抗各種水性介質的能力，可引起局部腐蝕。
應力腐蝕開裂和其他形式的侵蝕，硫：0.015最大值，Inconel625屬性：鋼化，＃CBA-光亮退火冷軋無光表面處理和光亮退火，熱處理，Inconel625對應牌號UNS N06625，＃2D-冷軋。
退火和除氧化皮產生的無光精加工，用于深沖零件和在成型過程中需要保留潤滑劑的零件，＃2B-通過冷軋，退火和除氧化皮產生的光滑表面，退火后，使用拋光輥進行輕微的冷軋道次，使其表面光潔度比2D高。
雙相鋼134-銅合金7278-鈦合金7990，什么是INCONEL 625，油管波紋管，可以對lnconel625進行冷軋，以達到特定客戶和或制造要求所要求的回火性能。
Inconel625化學成分，68 -600°F（20 -315°C）：7.5 ，錳：0.50最大值，INCONEL 625的應用，碳：0.10最大值，Inconel 625執行標準：AMS 5599，AMS 5979，ASTM B443 Gr1或Gr2。
Inconel625退火：1.0006，封條，68 -800°F（20- 427°C）：7.7 。
油氣設備行業專題研究：為什么深海油氣是本輪復蘇的新藍海？
迪威爾是一家全球知名的專業研發、生產和銷售油氣設備，主營業 務為井口及采油樹專用件、深海設備專用件、壓，公司是全球大型油氣技術服務公司重要的供應商，產品已廣泛應用于全球各大 主要油氣開采區的陸上井口，公司目前已與 TechnipFMC、Schlumb，行業 地位突出。
對比全球海洋和陸地油氣開發投資結構來看，全球海洋油氣資本開支結構相對均衡，根據IHS數據，全球陸地油氣投資主要集中在北美、俄羅斯和亞太區域，2020年北 美、俄羅斯和里海地區、亞太地區、其他，占比分別為45.29%、10.36%、22.82%，對比之下，全球海洋資本開支較為均勻。
大多數地區投資開支占比處于10-20%之 間，其中，亞太地區投資最多共計302億美元，占比23.87%，俄羅斯和里海地區海 油氣投資金額最少，在24億美元。
占比1.9%，中海油單桶操作成本低于中石油以及中石化，巴西石油降幅最大，與陸地油田為主 的中石油、中石化相比，海洋油氣資產為主的中海油、巴西石油的單桶作業成本較。
2017-2021年，中海洋操作成本最低，平均在8美元/桶左右，中石 化操作成本最高，在15美元/桶左右，中石油在12美元/桶左右，從單桶油氣操作成 本增速對比。
2017-2020年內，中石化和中海油操作成本增速呈現穩定下行趨勢，其中巴西石油及中海油優化幅度最大，即使在2021年大宗商品漲價推動成本上行 背景下，兩家公司成本漲幅也低于中石油及中石化，體現出強大的成本控制能力，表面處理和堆焊是在基體材料表面上人工形成一層與基體，其目的是滿足產品的耐蝕性、耐磨性、裝飾或其他特種功。
INCONEL 625鎳基焊絲是油氣設備生產中使用，為了將原油或 天然氣從地層深處抽取出來，現代油氣采集工業需要使用大量泵閥，但是，隨著能 源需求的日益高漲。
油氣采集業需要挑戰更大的采掘深度和更惡劣的自然環境，特 別是深層的油氣中含有大量的硫化氫（HS）、二氧，它們會對鉆采閥門和管道內壁產生強烈的腐蝕效應，為了提高采掘設備的工 作壽命和設備關鍵部件的抗腐蝕，最通常的方法是在低合金閥體或閥蓋的表面 堆焊一層或，這樣既可以繼續保持閥門基體原有的剛性和機械強度。
又可以在利用鎳基合金優異的抗腐蝕能力的同時降低制造，北美、歐佩克產量恢復緩慢，俄烏沖突背景下全球能源安全日益重要，由于全球油 氣上游資本開支長周期不足，驅動后疫情時代全球原油供給恢復慢于需求。
根據EIA，截至2022年7月，北美、歐佩克產量仍未恢復至疫情前水平，全球原油價格持續高 位，此外，俄烏沖突加劇了全球原油供應的不確定性，目前。
歐盟已經頒布了俄油 禁運規劃，且國際油服公司陸續撤出俄羅斯業務，根據EIA預測，俄羅斯2023年產 量較2022年將有明顯下行，全球各國能源安全挑戰加劇，從海底采油樹的訂單量的趨勢來看，從2022年開始全球海洋油氣資本支出上行。
海 洋油氣開發加速，由于海洋油氣開發屬于時間長，投資大的項目，因此海上油氣投 資通常滯后于油價變化，2022年開始。
全球海底采油數訂單量出現上行，根據 Westwood subsea Tree T，3月份預定訂單的突然上漲是由于收到殼牌 的Gato，同時，2022年8月全球YTD采油樹（含再談和意向中） ，環比增長1.1%。
預計22-26年意向訂單1550顆，較今年1月增 長12.32%，海洋油氣開發由勘探、開發以及生產組成，并且油氣開發投資大，時間長。
投資回 報周期長，海洋油氣的投資主要集中在開發部分，占比62.97%，其中海洋油氣設備 生產、購買和完井成本最高，這類成本主要包括鉆具平臺、生產平臺、海底生產系 統。
海洋油氣開發施工時間也較長，分為前期開發和主要開發兩部 分，時長10年左右，同時，海洋油氣投資回報的周期也較長，一般持續20年左右，深水油氣新發現儲量規模大、探明率低。
資源潛力豐富，根據IHS數據，近10年全 球新發現的油氣中，平均儲量共計5.66億桶油當量的油氣資源分布在海洋，占 比74%，遠高于陸地的26%。
其中淺海部分平均儲量有0.51億桶油當量占15%，深 海部分平均儲量有1.41億桶油當量占23%，超深海部分平均儲量有3.52億桶油當量占36%，另一方面，2017年全球石油的淺海、深海、超深海探明率分別為，低于陸地探明率的36.72%，全球天然氣的淺海、深海、超深海 探明率分別為38.。
低于陸地探明率的47.01%，較好的儲量 發現與較低的探明率，使得深海油氣逐步成為本輪油氣投資開發的新藍海，從改善幅度上，深海是過去三年盈虧線改善幅度較大的細分行業之一，與2019年相 比，絕大部分油氣供給的盈虧線有所優化（除中東與俄羅斯陸，大致降幅區 間在10-15%左右。
深海油氣在本身成本已經較優的背景下，2021年盈虧線仍較 2019年下降16.3%，降幅大約7美金，其開發經濟性進一步改善，全球將海上油氣開采按照水深分為3個區域，分別是淺海、深海以及超深海。
目前 有兩種主流劃分規則，根據IEA劃分，淺海區域通常水深在0-400米之間，深海區通 常水深在400m-2000米之間，由于有一部分海底平原會出現峽谷和裂縫，在水深超 過2000米的地方被定義為超深水。
根據EIA劃分，水深0-125米屬于淺海，水深125- 1500米屬于深海，水深超過1500米的地方屬于超深海，近年來。
頭部海洋油氣企業巴西石油深水與超深水油氣產量持續上，巴西石油深 水與超深水油氣產量穩步上行，從2010年152萬桶/天最高上漲至2022年1季，增幅73%，占比從76%上升至95%，其中，2022年2季度巴西石油深海油 氣產量受到油氣設備。
產量略微出現下降，油氣企業增大深海單井產量，規模效應降低深海生產成本，根據年報，單井油氣產 量較過去相比有較大提升，其中2021年巴西石油單井產量為549桶油當量。
較2018 年相比，增長51.66%，挪威石油單井產量為456桶油當量，較2015年相比，增長 57.79%。
鉆完井作業技術及工序的優化使得單井產量持續提升，從而在單井投資 規模穩定情形下，單桶油氣開發成本得以持續優化，全球海上石油產量仍然主要以淺海區域為主，但是深海產量以及占比持續上行。
根 據IEA數據，2000-2016年，雖然全球淺海石油產量和占比總體遠遠高于深海部分，但是全球深海石油產量和占比處于高速上行狀態，復合增速在7.81%，15年內僅 2011年和2013年出現下降外。
其余時間內均處于上行狀態，2016年全球海洋石油 產量2671萬桶油當量/天，深海部分產量658萬桶油當量/天，占海洋石油產量的 24.63%，和2000年相比，2016年深海石油產量累計增長208.92%。
占海洋石油產 量比例增加16.03%，深海石油正在逐步成為海洋油氣開采日益重要的來源，（三）儲量、成本、地域分布三因素驅動深海油氣開發加，作業成本、折舊攤銷和其他成本是成本的主要構成部分，根據2021年巴西石油和中 海油年報數據。
作業成本分別占單桶油氣成本的21.35%和26.5，折舊損耗和攤 銷成本占比最大，分別為40.61%和51.98%，其他成本占比為38.04%和21.46%，其中作業成本指在油氣生產、運營和維護中所產生員工薪，折舊攤銷成本主要受到前期開發和設備投入影響，其他成本中由額外稅金支出、 銷售管理費用支出、棄置，深海設備難度和集中度較高。
亞洲在核心零部件的供應鏈占比較低，由于深海設備 技術壁壘較高，因此油氣技術服務市場集中度高，其中深海井口成套設備市場中全 球前五大油氣技術服務，同時，亞洲深海零部件供 應商由于起步較晚等原因導致深海供，亞太占比較低。
以臍帶纜 等核心部件生產制造供應鏈為例，亞洲僅僅占供應鏈的6%，目前深海零部件的主流無損檢測方法有UT檢測、MT檢，檢測通常是深 海零部件交貨前最后一道工序，對產品質量的保障尤為重要，這些檢驗的綜合應用 可以建立全面、準確的分析缺陷分。
使技術人員能夠直觀地正確對零部件進 行檢查，同時，通過檢測零部件質量反饋，可以促使生產商持續提高改進鍛造工藝，實現產品質量的良性循環，深海零部件技術壁壘高。
競爭對手主要集中在海外百年企業，美國、意大利和法國 等地的專用件供應商大多是百年企，同時它們的深海業務起步早、經驗積累較多、 技術水平，是國內生產商的強勁對手，以迪威爾競爭對手為例，這些競爭對手 通常是國外老牌鍛造企業。
包括美國的 Ellwood Group、意大利的M，低成本與交付穩定是中國供應鏈的核心優勢，根據世界銀行數據，相較于全球其他 造業大國及地區的人均收入，中國人均工資在2021僅有美國的16.88%，日本的34%，韓國的27.9%，歐元區的28.5%。
另一方面，鋼鐵是深海零部件制造的重要原材料，亞洲鋼鐵價格自2013年以來明顯低于歐洲和北美市場，交付穩定背后是產業鏈配套齊全，運作效率高，2012年至2021年。
中國制造業增 加值由16.98萬億元增長到31.4，制造業增加值已經連續12年位列全球首位，中國工業擁有41個大類、207個中類、666個小類，是全世界唯一擁有聯合國產業 分類中所列全部工業門類，有220多種工業產品產量居世界第一位，同時，在500種主要工業產品中。
有40%以上產品的產量居世界第一，巴西石油、中海油單桶油氣作業成本降幅趨勢明顯，巴西石油作業成本從2017年開 始連續下滑4年，作業成本從10.99美元/桶下滑到3.68美元/桶，降幅66.51%，中海 油操作成本從2018年開始持續下降至2020，作業成本從8.07美元/桶下降到6.9美 元/桶。
跌幅14.5%，由于2021大宗商品價格爆漲導致2021年巴西石油，2021年巴西石油操作成本為3.68美元/桶，同比下 滑10.46%，中海油操作成本為7.83美元/桶，同比上漲13.48%。
除21年受大宗商品 漲價短期影響外，巴西石油、中海油單桶操作成本持續優化，巴西石油和中石油單桶其他成本和油價正相關，中樞整體相對穩定，因為其他成本 由額外稅金支出、銷售管理費用支出、棄，額外稅金等支出通常容 易被石油價格所影響，其中。
2021年巴西石油其他成本為8.91美元/桶，同比增長128.46%，2021年其他成本大幅上漲主要原因是2020年受疫，其他成本 降幅過快引起，2021年，中海油和巴西石油單桶其他成本為8.91美元/桶和6，（三）深海零部件制造：高技術、高利潤的優質賽道，從全球原油盈虧平衡線角度。
深海油氣已經具備較強經濟性，根據2021年RYSTAD ENERGY報告，深海石油盈虧線處于36美元/桶，僅次于中東陸地石油的32美元/桶，已具備較強經濟性，其盈虧線略好于北美致密油等傳統優質陸地供給來源，在當前 全球高油價背景下。
深海油氣項目開發項目已具備大幅盈利改善的基礎，同時，2014-2018年間，淺水和深水石油成本降低30%左右，2。
機加工：海洋油氣零部件生產必要工藝，外包為主、難度較低，深海油氣設備公司技術產品革新推動深海油氣開發成本下，近期FMC推出的Sub Sea 2.0+iEPCI，同時促使海洋油氣收支平衡點低于30$/桶，其中，該產品通過使用最新的模塊化、 標準化設計以及生產，提高自動化生產效率并減少設備生產時間和安裝周期。
增加 設備的可靠性，1，稟賦：深海油氣儲量豐富、開發程度低、開發潛力大，（四）未來展望：深海油氣開支上行趨勢明確，未來空間廣闊，鉆井設備：海洋油氣鉆井平臺根據作業深度主要分為4類。
在海上鉆井必須要使用 專門的鉆井平臺和適應船體，駁船一般在淺海中水面較為平靜區域使用，對于勘探 性鉆井一般采用自升式平臺和半潛漂浮平臺，因為此類平臺能直接轉化為生產平臺，從而減少平臺運輸成本。
鉆井船通常會被使用于相對偏遠的深海區域，（一）全球深海開采仍處于發展初期，未來空間廣闊，熱處理也是海上油氣設備零部件生產中難度較高的工藝，熱處理是材料在固態下，通過加熱、保溫和冷卻的手段，以獲得預期組織和性能的一種金屬熱加工工藝。
目 前主要采用計算機控制熱處理爐的加熱過程，實現自動調節燃燒、爐溫、點火及加 熱參數管理，能夠在熱處理過程中對淬火爐和回火爐的爐溫均勻性控制，公司掌握了淬火液技術，如采用水性淬火介質取代傳統的淬火油。
在保證 鍛件熱處理后的內部組織及其綜合性能的同時達，1，鍛造+熱處理：海洋油氣零部件的必要工藝，技術難度較高，巴西石油、中海油單桶油氣生產成本降幅明顯，從2017年開始，巴西石油和中海油油氣成本總體呈現下降趨勢，巴西石油在2020年油氣成本降至最低點。
從2017年 的27.64美元/桶下滑至17.76，成本跌幅35.75%，中海油油氣成本也從2017 年連續下跌3年后達到最，從32.54美元/桶下降至26.34美元/桶，成本下滑 19.05%，整體來看兩家公司桶油成本處于持續優化趨勢，2018及2021年有所反彈 是受當年原材料成本大。
隨著鉆完井技術的持續進步，兩家公司 桶油成本仍有較大的優化空間，勘探設備：勘探船是發現海上油氣的重要裝備，在水中，能源通常儲存在一系列不 同大小的空氣室。
充滿壓縮空氣，探測源被拖到地震勘測船后面，并向水中釋放高 壓能量，返回的聲波由沿一系列電纜間隔開的水聽器檢測和記錄，在整個過程中采 用了嚴格的緩解措施，以確保海洋哺乳動物和其他海洋生物的健康和安全，（一）海洋油氣開發投資大。
壁壘高，設備種類繁多，2，開發成本：技術進步驅動開采成本持續下降，項目經濟性顯著提升，深海油氣累計產量占技術可采儲量遠低于陸地部分的占比，深海油氣具有極大資源 開采潛力。
2017年，全球海洋油氣的累計產量僅占技術可采儲量的29.8%，低于陸地的19%和37%，其中深水和超深水石油累計產量僅占技術可采儲量的12，天然氣累計產量僅占技術可采儲量的5%和0.4%。
深海油氣開采潛力豐厚，巴西石油和中海油單桶其他成本遠低于中石油和中石化，根據三桶油年報，中海油 與巴西石油單桶其他成本穩定在10美金以內，遠低于中石化與中石油，2017-2021 年間，中海油單桶其他成本保持在6美元/桶左右。
受油價波動也相對較小，迪威爾營收增速高于同行，同時深海產品占比較高，推動迪威爾毛利率持續領先，可比公司對比來看，2021年迪威爾油氣零部件相關收入體量僅次于道森。
位于行業 第二，增速角度，2016-2021年迪威爾營收CAGR達到31%，顯著高于其余競對，同時。
2021年迪威爾深海零部件業務收入占比超過30%，遠高于競爭對手，2022年 在手訂單中，深海產品占比進一步提升，深海產品技術難度高，毛利率相對較高，使得公司總體利潤率水平好于競爭對手，海洋油氣是全球油氣供應的重要組成部分。
以淺海油氣為主，根據IEA的報告 （2016）顯示，在2000-2016年全球油氣開采產量中，全球海洋石油產量占比在 29-34%之間，海洋天然氣產量占比在27-31%之間，海洋油氣是全球能源的重要組 成部分，但根據EIA，2016年全球深海及超深水原油/天然氣產量占比僅為。
產量占比仍然較低，FMC海底業務在手訂單改善顯著，特別是2023-2024年在手訂單金額同比高增長，2021年1季度后，FMC在手訂單數量開始上漲，其中漲幅較為明顯的是23-24年在 手訂單數量。
同時訂單數量保持連續5個季度高增長，截至2022年二季度，23-24年 在手訂單數量增速均超過190%，復蘇趨勢顯著，（二）新一輪周期：全球高油價持續，深海油氣開發景氣度顯著復蘇，FMC深海業務同樣展現復蘇趨勢。
FMC海底業務的新接訂單和凈利潤從2020年2季 ，其中2021年2-4季度業績下滑主要受大宗商品和運，2022年1季度和2季度海底業務新接訂單增長明顯，新接訂單金額為1.89億美元 /1.93億美元，同比上升24.7%/49.3%。
環比增長83%/1.81%，凈利潤為1290萬美元 /1760萬美元，同比減少4.51%/14.29%，環比增加4.37%/36.43%，凈利率為 10%/12.4%，同比上升0.3/1.4個百分點。
迪威爾研發投入高，其他費用控制得當，總體來看，迪威爾及行業可比公司費用（扣 除研發費用）呈現持續，其中2022年Q1迪威爾費用率在可比公司上升的 情，逆勢持續下行，由于深海零部件產品種類較多。
技術難度大，因此研發投 入相對較高，深海和超深海是未來海洋油氣公司投資的核心方向，EIA數據表明，2011-2016年，全球海洋油氣資本支出投資額平均177.23億美元/。
其中深海投資46.35億美元/年，占比26.15%，超深海投資7.03億美元/年，占比3.97%，EIA預測未來全球將會把海 洋油氣投資的重心從淺海，未來深海和超深海油氣投資額和占 比將持續上升，EIA預測2017—2030年全球海洋投資平均在1。
其中 深海投資57.58億美元/年，占比29.17%，超深海投資金額在14.04億美元/年，占比 7.11%，深海及超深海無論是投資量還是占比均有顯著的提升，目前幾家公司以自己控制的供應商加工為主。
隨著產能擴張，加強對加工環節的 控制能力，幾家公司主要把產能投放在技術要求更高的鍛造、熱處理，因此，迪威爾、海鍋等公司將加工難度較低、質量易監控的機加。
以充分 利用社會資源，最大限度提高公司的生產加工能力，部分海洋零部件生產需要經過精加工或者粗加工，在井口裝置及采油樹生產工藝 流程中，安全閥、采油樹帽組件、閘閥、油管適配器組件和懸掛器。
在鍛造和熱處理工序之后就能進行總裝之前的測試檢驗工，海洋油氣勘探開支占比與產量占比類似，千億美金市場容量廣闊，中石油技術研究 院的報告（2019）指出，在2009-2019年的全球石油資本支出中。
全球海洋油氣資 本支出在1040-1880億美元之，占比在25-35%與產量占比接近，總體來看，海洋 油氣資本支出在全球油氣資本支出中占比較為穩定，回顧歷史，全球海洋油氣資本開支與石油價格高度相關且滯后，海洋油氣開發投資 與石油價格成正相關。
上一輪海洋油氣開發上行主要是由于2009年石油價格，漲幅高達80.21%，隨后的3年內全球油 價依舊維持在98美元/桶以上的，因此全球海洋油氣開發投資從2011年開始上 行直到，上行周期4年，投資數額從2010年1280億美元上升至1880億，增幅達到46.88%，之后受到全球石油價格下跌的影響。
全球海洋油氣投資開始下 滑，由于海洋油氣開采需要長周期投入，因此資本開支下行滯后油價下跌約2-3年，油氣公司持續提高作業效率，油氣鉆井時間縮短。
單井產量持續提升，全球海上石 油公司通過增加作業時間，新型技術減少作業耗材使用，采用新型生產工藝縮短生 產、安裝以及交付時間等方法，以巴西石油公司為例，2010某鹽 下項目平均完井時間在240天左右，2017年完井時間持續下降至46天。
降幅80.83%，深海油氣完井時間的縮短使得作業成本大幅減少，鉆井成本是開發成本中的重要組 成部分，主要受到日費和作業時間影響，作業時間的大幅度改善有助于直接降低鉆 井成本，從而大幅優化深海油氣的桶油開發成本，（報告出品方/作者：廣發證券，代川、范方舟）。
對比來看，巴西石油單桶折舊攤銷成本較低，中海油有所改善，2017年，中海油單 桶油氣DD&A成本為16.87美元/桶，高于中石化、中石油，2021年，中海油單桶油 氣DD&A成本下滑至15.33美元/。
成為三桶油中單桶油氣DD&A成本最低的公司，體現海洋開發成本端的優化，巴西石油單桶折舊攤銷始終較三桶油更低，幾乎只有 三桶油的50-60%，4，檢測：無損檢測技術是保障零部件質量的關鍵技術。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議，如需使用相關信息，請參閱報告原文，），高技術壁壘和資質認證使得行業利潤豐厚。
由于使用環境的極其惡劣和極高的可靠 性要求，深海油氣設備對其關鍵零部件在性能、質量、可靠性等方，因此，深海設備業務毛利率通常高于其他業務，以迪威爾為例，2016-2019年間，迪威爾深海設備業務毛利率持續上行的同時成為毛利率最，全球龍頭海洋油服公司Aker Solution的營。
全球油價復蘇的背 景下，2021年1季度開始，公司海底業務營收以及凈利潤迅速復蘇，2021年1季度 到2022年2季度間，營業收入增速和凈利率累計上行5個季度，其中2022年2季度營 收3.39億美元，同比增加65.50%。
環比增加13.51%，凈利潤為377.13億美元，同 比增長448.31%，凈利率為11.4%，環比上漲1.96個百分點，深海零部件性能要求嚴苛，技術壁壘較高，深海油氣設備要求使用壽命長。
耐高壓、 耐低溫及高安全性，且核心部件厚度大、形狀復雜，在制造過程中其產品性能同時 滿足高強度、良好的低溫，對生產工藝要求極高，對低溫沖擊韌性、大壁厚產品的均勻性等綜合性能方面要。
油氣田開采工況復雜，開采設備需要承受高壓力、強腐蝕、高溫差等多種環境，相較于陸上井口設備，深海油氣設備對專用件的承壓、抗腐蝕、耐高溫等各項性，特別近年油氣勘探開發不斷向深海推進，在水深增加的同時。
海底溫度會 隨著水深不斷下降，這給作業帶來了許多困難，目前以迪威爾為例的許多中國深海 零部件制造商在滿足，（四）深海供應鏈向亞太轉移加速，中國制造走向全球。
SPS投資集中在井口、采油樹、閥組和出油管連接頭，四大部件在水下生產系統成 本占比超過82%，以尼日利亞OML130為例，其SPS系統包括44口水下油井和采油 樹，10個油田管匯。
170個水平接頭，65km動態與靜態控制纜等核心部件，巴西石油、中海油的桶油折舊攤銷成本持續改善，盡管桶油折舊攤銷成本受到資本 開支節奏及大宗商品價，歷史上略有波動，但整體下行趨勢仍然顯著，巴西 石油2021年折舊損耗和攤銷成本為8.91美。
和2016年相比下滑20.11%，中海 油2021年折舊損耗和攤銷是15.33美元/，較2017年下降22.93%，工藝視角：原材料&鍛造，精加工，堆焊&表面處理三大環節難度較高，生產工序 包括下料、鍛造、熱處理、粗加工、精加工等。
其中原材料&鍛造，精加工，堆焊 &表面處理為核心工序，工廠下料環節由材料準備車間完成，主要機器設備為帶鋸 床、起重機等。
鍛造環節由鍛造車間完成，主要機器設備包括壓機、錘機、環機、 加熱爐等核心設，以及操作機、出料機、起重機等輔助設備，熱處理環節由熱處 理車間完成，主要機器設備包括回火爐、淬火爐等各種熱處理爐，粗加工、精加工 由金工車間以及成品車間完成，主要機器設備包括車床、銑床、鏜床、加工中心等 各式。
全球深海油氣開發桶油成本持續改善，具備開發經濟性的項目數量提升，根據海洋 油氣開采設備服務巨頭FMC披露，2021年新海洋油氣開發項目成本較過去相比平 均下，導致開發成本在60美元/桶以下的的海洋油氣開發項目，新一輪擴產在即，全球深海供應鏈轉移趨勢加速。
其中迪威爾積極布局“油氣裝備 關鍵零部件精密制造項，該項目主要投資設備為3.5萬噸模鍛設備，并且緊密圍 繞運用國際先進的油氣開采裝備零部件耐高，重點針對精密擠壓設備配置、工藝研究、模具研發、模具，形成規模化的海洋工程高端閥門及管系零部件產 品制造，2017-2019年。
公司油氣設備專用件銷量分別為6.81萬件、6.94，公司通過本次募投項目的實施在當前油氣設備專用件產品，新增產能約8萬件，預計2022年 建成，未來4年逐漸提升產能，公司深度服務全球油服龍頭企業，市場空間仍然廣闊。
斯倫貝謝是公司在招股書中 披露的2019年第一大海，其在公司營收占比25.66%，斯倫貝謝2022年資本 投資預計增長20%以上，公司有望直接受益，同時，斯倫貝謝、FMC、Baker Hughes、 Ak，公司目前全球市占率仍然較低。
隨著深海開發加速疊加全球深海開發設備 供應鏈逐步向，公司市場空間仍然廣闊，按照鍛造方式不同，可以將海洋油氣設備零部件的主流鍛造技術分成自由鍛、，鍛造是利用鍛壓機械對金屬坯料施加壓力，使金屬坯料產生塑性變 形，以獲得具有一定機械性能、形狀和尺寸鍛件的一種加工工。
通過鍛造，金屬 坯料在形成多樣化外形的同時能夠消除金屬在冶煉，優化微觀組織結構，同時保存材料完整的金屬流線，3，地域分布：海洋油氣資源分布均衡。
是保障能源安全的重要依靠，3，表面處理和堆焊：防腐耐磨必備工藝，技術難度較高，深海井口設備主要由水下井口裝置和采油樹、水下連接器。
在石油、天然氣鉆井開采過程中，井設備是安裝在井口用于控制氣、液（油、水等） 流體，同時可以懸掛套管、油管，并密封油管與套管及各層套管環形空 間零部件，這些零部件中包括采油樹閥、懸掛器、套管頭、油管頭、，油價上升帶來總營收回暖，公司毛利率逐步上升。
2022年1季度公司實現營業收入 2003萬元，同比增長65.02%，毛利潤4980萬元，同比增長94.21%，2022年1季度 由于全球石油價格持續上行，使得國際油氣公司開始加大資本開支，從而增加對公 司的采購訂單，同時原材料的下滑也使得公司毛利潤大幅上漲。
精選報告來源：【未來智庫】，系統發生錯誤，海洋油氣設備零部件對鍛造技術要求高，需要獲得美國石油協會（API）等多項認 證，針對不同的下游應用領域，鍛件的生產和銷售有不同的資質準入要求，如供應 船舶用產品需取得相應船級社認證，供應主要油氣裝備產品需通過 API 認證。
同 時各大裝備制造商都有嚴格的供應商認證體系，供應商還需要滿足各大裝備制造商 和業主自身的認證標，要求較為嚴苛，巴西石油、挪威石油、埃克森美孚和中海油項目快速推進，資本開支增長支撐開發 加速。
根據2021各公司財報和公告，全球海洋油氣巨頭均加大資本開支投資力度，2022-2026年預計投產項目豐富，預計產量均有比較明顯提升，凸顯海洋油氣開發 加速趨勢顯著，公司擴廠后產能翻倍。
收入有望大幅上漲，根據招股說明書，“油氣裝備關鍵零部 件精密制造”項目建設內容主要包，項目總投資 129.21億元，其中：固定資產投資 90.87億元。
流動資金 38.34億元，項目建成達產后企業將形成年產精密模鍛件 6萬噸（約，具備3.5萬噸鍛件精密加工的生產 能力，預計投產后第一年達到設計產能的 30%，第二年達到設計產能的 60%。
第 三年達到設計產能的 80%，第四年達到正常生產負荷，碳化鎢熱噴涂也是重要的表面處理工藝，其中生產過程中會產生污染，需要環保資 質，碳化鎢熱噴涂即用高溫狀態下的鎢碳化物高速沖擊基體表，以形成硬化涂層。
少部分涉及電鍍、磷化等工藝環節，同時，表面處理中的電鍍、磷化工藝，由于其 生產加工過程中會產生污染，需要環保許可，因此部分生產商會采用外協的方式進 行表面處理。
SPS（水下生產系統）是組成海洋油氣生產系統的重要，以尼日利亞 OML130深水油田開采系統為例，OML130深水油田由FPSO（浮式存儲油系統）、，其中，FPSO 的主要功能為海面原油的儲油、裝卸以及外輸，FET負責深海油氣開采過程中原油 天然氣外輸以及儀。
SPS/SCR是深海水下生產控制系統，包括海 床油井、注水管線、輸送管線等，全球油價復蘇驅動新一輪海洋油氣開發上行，由于俄烏戰爭以及疫情的沖擊，全球 油氣供需緊張，2020下半年和2021年全球油氣供需問題嚴峻，連續19個月全球油 氣供給量低于消費量，2022年2月后有所恢復。
但是供需關系依舊嚴峻，同時全球 油價由2020年4月的29.38美元/桶，漲幅高達 301.63%，根據EIA的預測，2023年全球油價中樞依舊維持90美元/桶以上的高，（二）井口、采油樹、閥組和出油管是管海洋油氣生產系，巴西石油、中海油儲采比與中石油、中石化逐漸拉開差距。
根據各油氣企業年報，2019-2021年，巴西石油儲采比最高，分別達到10.2/9.1/10.4年，中海油儲采比也 同樣較高，分別達到8.7/9/8.9年。
而中石油及中石化儲采比普遍在6-8之間，2019年 后，以海洋油氣開采為主的巴西石油、中海油儲采比與中石油，充分體現海洋油氣開采潛力較大的特征，深海和超深海石油開采是未來海洋油氣重要的發展方向，2016年全球海洋石油產 量2735萬桶油當量/天，其中。
深海原油產量較2000年上漲161.8%，占比提升11.46 個百分點，超深海石油產量占比3.77%，產量較2000年相比上漲100%，占比增長 3.77個百分點，根據EIA的預測數據，2030年全球海洋石油產量預測2635萬桶油當 量。
其中深海石油產量671萬桶油當量/天，占比25.46%，較2016年增長23.8%，超深海產量為181萬桶油當量/天，占比6.87%，較2016年增長75.72%。
隨著全球海洋天然氣開采的不斷深入，未來深海天然氣開采大有可為，全球海洋天 然氣2016年產量1013Bcm，深海產量77.93Bcm，占比7.69%，產量較2000年相比 上漲200.08%，占比上升3.77%，根據EIA的預測數據。
2040年全球海上天然氣產 量預測1727.27B，其中深海產量預計454.54Bcm，占比26.32%，從2016年開始 復合增速為7.97%，海洋天然氣開發：深海產量以及占比總體處于快速上行狀。
根據IEA報告，全球 淺海區域天然氣產量仍就遠高于深海部分，但是全球海洋油氣開采重點不斷轉移至 深海領域，全球深海天然氣產量和占比在不斷提高，15年內僅2011和2013年出現 下跌，其余時間內均處于上行狀態。
2016年全球深海天然氣產量為92.31Bcmd，占 比9.09%，與2000年相比，產量上漲200%，占比增加4.38%，深海天然氣產量增 速與淺海相比。
漲幅總體遠高于淺海部分，2000-2016年，淺海天然氣產量增速較 為穩定，在1-3%左右，深海天然氣產量增幅較大。
產量復合增速為7.89%，全球海洋油氣分布廣泛，海上石油形成三灣、兩海、兩湖的格局，“三灣”指的是 波斯灣、墨西哥灣和幾內亞灣，“兩海”指的是北海和南海，“兩湖”指的是里海 和馬拉開波湖，波斯灣的沙特卡塔爾和阿聯酋。
墨西哥灣的美國和墨西哥，里海沿 岸的哈薩克斯坦、阿寨拜疆和伊朗，北海沿岸的英國和挪威，同時巴西、委內瑞拉、 尼日利亞等都是世界重要的海上。
關于什么是INCONEL625？油氣設備行業專題研究：為什么深海油氣是本輪復蘇的新藍海？的內容就介紹到這里！
