迪威尔：专精特新“小巨人”，深耕油气开采设备核心零部件领域
1、迪威尔：亚洲领先的油气设备专用件供应商
1.1. 亚洲领先的油气设备专用件供应商
公司是亚洲领先的油气设备专用件供应商，已具备为全球深海油气公司提供抗腐蚀性、高承压性、高环境适应性的专用件产品的能力。
迪威尔成立于1996年，目前是一家亚洲领先的专业研发、生产和销售油气设备专用件的供应商。公司产品已广泛应用于全球各大主要油气开采区的陆上井口、深海钻采、页岩气压裂、高压流体输送等油气设备领域。
经过多年的积淀，公司在深海油气钻采设备零部件制造技术、热反挤压成型技术、精密成形技术、热处理工艺技术、超声波探伤技术、计算机辅助工艺开发技术等领域具有深厚的技术积累，特别是在深海油气开采水下装备制造领域，公司的深海采油树主阀等产品填补了国内空白。
当前，公司已具备为全球大型油气技术服务公司提供高抗腐蚀性、高承压性、高环境适应性油气设备专用件的资质和能力，有望在行业复苏以后，进一步开拓市场，提高公司产品市占率，成为亚洲领先的油服专用件供应商。
入选2021年国家级专精特新“小巨人”企业，精耕细作打造“中国制造”品质。
“专精特新”是国家为引导中小企业走专业化、精细化、特色化、新颖化发展之路，增强自主创新能力和核心竞争力，不断提高中小企业质量和水平而实施的重大工程。
专精特新“小巨人”企业是专精特新中小企业中的佼佼者，是专注于细分市场、创新能力强、市场占有率高、掌握关键核心技术、质量效益优的排头兵企业。
根据工信部《关于开展第三批专精特新“小巨人”企业培育工作的通知》，对专精特新企业的培育措施包括五大方面：1）强化梯度培育，2）加强政策支持，3）开展精准服务，包括融资服务、创新服务和公共服务，4）优化发展环境，5）加强动态管理。
2021年7月19日，公司凭借其自主创新技术优势和在油气设备专用件领域的领先地位入选第三批专精特新“小巨人”企业名单，未来公司将发挥企业示范引领作用，聚力提升企业专业化能力和自主创新能力，精耕细作打造“中国制造“品质。
公司股权结构稳定，实际控制人是张利先生和李跃玲女士。
张利先生和李跃玲女士为夫妻关系。其中，张利先生是公司的创始人，持有实业公司100%的股份和南迪咨询37.97%的股份。实业公司持有迪威尔25.81%的股份，南迪咨询持有迪威尔3.08%的股份；而李跃玲女士持有南迪咨询0.2%的出资并直接持有8.19%的股份。
公司一直专注于油气设备制造行业，产品以API产品规范级别划分较高等级PSL3-4级为主。
PSL是API 6A和17D标准确定的 5 种产品规范级别的要求:PSL1、2、3、3G及4；这5种PSL 标识主要是根据工作压力、抗腐蚀性、H2S含量及是否气井等因素进行划分。公司目前已形成井口及采油树专用件、深海设备专用件、压裂设备专用件及钻采设备专用件为主的四大产品系列。
主要产品简介如下:
井口及采油树专用件：井口及采油树专用件是指在石油、天然气钻井开采过程中，安装在陆上井口用于控制气、液(油、水等)流体压力和方向，悬挂套管、油管，并密封油管与套管及各层套管环形空间的井口装置中的零部件，包括采油树阀、悬挂器、套管头、油管头、四通、法兰等。
深海设备专用件：深海设备专用件是指用于制造深海油气设备的零部件，由于深海油气设备的安装操作难度高及使用环境恶劣，相较于陆上井口设备，深海油气设备对专用件的承压、抗腐蚀等各项性能指标和可靠性有着更高的要求，包括深海采油树、管汇、阀体等。
压裂设备专用件：压裂设备专用件是开采页岩油气压裂作业设备的核心部件，包括压裂泵缸体、封井器、井口球阀、投球器、活动弯头、油壬、蜡球管汇、压裂管汇等。例如，压裂泵是页岩气开采过程中关键装置。
而压裂泵阀箱为压裂泵的核心部件，阀箱的承压水平决定了压裂泵的压裂能力。材料强度可达1000Mpa。
钻采设备专用件：钻采设备专用件是指勘探和开采油气的全套机械设备的零部件，包括防喷器壳体、活塞、顶盖、管汇等。
公司防喷器壳体应用于陆地油井和深海油井的钻井、修井、完井等作业过程中关闭井口，防止井喷事故发生，将全封和半封两种功能合为一体，是油田常用的防止井喷的安全密封装置。产品重量在10~25吨。
公司已经建立优质的客户资源，与国内外大型油气技术服务公司达成深度合作关系。
在国外客户方面，公司已与TechnipFMC、Schlumberger、Baker Hughes、Aker Solutions 等全球大型油气技术服务公司建立了长期、稳定的战略合作关系，是国内少数能同时进入多家全球大型油气技术服务公司采购体系的供应商之一，特别是在深海设备领域是上述国际公司在亚太区域最重要的专用件供应商。
通过持续地与国际油气技术服务公司进行新产品的同步研发和生产，已经多次获得国际客户最佳质量奖和最佳供应商等荣誉。
在国内客户方面，公司也已经与国内领先的压裂设备供商杰瑞股份和三一石油建立了深度合作关系，是其重要零部件供应商。
1.2. 疫情及国际油价大幅波动冲击下，2021H1公司业绩同比-66.8%
2020年营收同比+2%，业绩同比-15.4%。2020年在疫情及低油价的双重冲击下，公司营业收入依然保持稳定，实现营收7.08亿元，同比增长2%；归母净利润8025.65万元，同比减少15.36%。
值得一提的是，公司归母净利润下跌的主要原因是受到2020年下半年人民币对美元大幅升值的影响，产生了1421.61万元的汇兑损失，这部分损失占2020年归母净利润的17.71%。如若剔除这一部分的影响，公司业绩将与2019年相当。
产品结构持续优化，高毛利率的深海设备专用件板块占比稳步提升。
井口及采油树专用件、深海设备专用件和压裂设备专用件是公司主要的三大板块，2020年营收总占比达90%以上。其中，深海设备专用件的毛利率最高，压裂设备专用件的毛利率次之，井口及采油树专用件和钻采设备专用件毛利率最低。
近三年来，公司以深海设备专用件和压裂设备专用件为主的高毛利率产品收入占比呈上升态 势，深海设备专用件占主营业务收入的比例从20.87%上升至25.48%；压裂设备专用件占主营业务收入的比重从8.73%上升至28.18%，两者合计占比达53.66%。
2021H1，深海设备专用件占比继续提升至28.58%，压裂设备占比有所下降，达13.98%。
受疫情及低油价影响，公司主要板块营收均有所下滑。
2020年，公司井口及采油专用件营收2.86亿元，同比下降20.37%，主要是受疫情影和低油价影响，中东地区客户的订单减少，导致此板块营收降低。2017-2019年，公司在深海设备专用件板块一直维持80%以上的增长速度，2020年同样受到疫情和低油价影响，板块收入同比下降13.43%。
压裂设备专用件板块方面，2020年公司压裂板块收入继续创新高，同比增加93.45%，源于国内油气开发投资力度加大，市场对于页岩气压裂需求增加，进而相应的压裂专用件销售收入大幅增长。
2021H1,公司井口及采油树专用件实现营收1.21亿元，同比下降32.25%。深海设备专用件营 收0.71亿元，同比下降33.86%。压裂设备专用件营收0.35亿元，同比下降61.45%。公司钻采设备专用件营收实现增长，达0.16亿元，同比增加112.93%。
2021H1，管理费用及销售费用率增加使得期间费用率有所上升。
销售费用率方面，2020年占比2.70%，同比-0.05pp。管理费用率方面，2020年占比5.59%，同比+0.04pp；公司管理费用支出较为固定，管理费用率基本保持稳定。财务费用率方面，2020年占比3.68%，同比+2.28pp，源于人民币对美元汇率的变化，导致公司汇兑损失 1421.61万元，财务费用率大幅上升。
研发费用率方面，2020年占比5.00%，同比+0.84pp，主要是公司加大了深海及压裂产品的研发投入。2020年公司期间费用合计占比16.98%，同比+3.11pp，主要是财务汇兑损失和研发投入加大所致。
2021H1，公司期间费用合计占比17.66%，同比+4.33pp。其中，管理费用率同比上升最大，+2.30pp。销售费用率同比+1.69pp，主要是受新冠疫情影响，出口物流及报关费、包装费有所增加。
财务及研发费用率较为稳定，分别同比+0.57pp和-0.23pp。
受海外疫情影响，公司2021H1业绩有所下滑。
2021H1，公司共实现营业收入2.49亿元，同比-36.69%；归母净利润1933.25万元，同比-66.77%；扣非归母净利润925.67万元，同比-82.93%。
公司海外营收占比高，2016-2019年，海外营收占比都在60%以上。2021H1，由于海外疫情影响尚未消退，使得国际油气公司仍普遍削减资本支出、降低库存量，从而减少了对公司的采购订单。同时，原材料短期内价格大幅上涨，也使得营收及业绩有所承压。
2、深海、陆上、压裂三大板块空间广阔，年平均市场空间超百亿美元
2.1. 深海设备行业技术壁垒高，2021-2025年公司深海设备专用件年均市场空间达59亿美元
2.1.1. 深海油气资源丰富，是未来油气资源开发的重点
深海油气储量大、探明率低，具有较大的勘探开发潜力。地球表面71%的区域被海洋覆盖，而海洋中大部分区域属于深水和超深水。一般地，浅水、深水及超深水的定义是随着时间、区域和专业在不断变化，大于400米的深水、超深水统称为深海。
据 IEA(2018)统计，全球海洋石油和天然气探明储量为354.7亿吨(按 1 桶≈0.1364吨折算，下同)和95万亿立方米，分别占全球总储量的20.1%和57.2%。
从探明程度看，海洋石油和天然气的资源总体探明率仅分别为23.7%和30.6%，尚处于勘探早期阶段。其中，浅水（水深小于400米）、深水（水深400m-1500m）、超深水（1500m 以下）的石油资源探明率分别为28.1%，13.8%和7.7%；天然气分别为38.6%、27.9%和7.6%。深海油气具有较大的勘探开发潜力。
深海油气成为新增油气开发的主力军，占2020年1-10月新发现油气的50%以上。
根据Wood Mackenzie发布的报告，1990-2019年间，全球深海油气产量大幅增长，由1990 年不足30万桶油当量/日，上升至2019年10月底的1030万桶/日，年增长率超过13%。
随着陆上油气勘探的日趋成熟，海上新增储量对世界油气储量增长的贡献越来越大。
Rystad Energy研究显示，截止2020年10月，全球新发现探明可采储量超过80亿桶油当量，预计到2020年底将达到约100亿桶油当量（约合13.64亿吨油当量）。
截至2020年10月，全球已有73个重要油气新发现，陆地和海洋发现数量基本持平，陆上有36个，海上有37个。以储量计，海洋油气发现则更胜一筹，储量占比超3/4。
具体而言，超深水区占33%，深水区占38%，浅水区占29%。
这其中，天然气新发现探明可采储量约为37.5亿桶，占发现储量的46%，石油和凝析油等液体新发现探明可采储量估计为43.1亿桶。
深海油气项目生产开发周期长，可达四十到五十年。
深海油气项目开发项目生产周期较长。勘探开发时，首先需要进行人为的地震测试。地质人员、勘探人员通过在海面上放置一些人为的地震装置，把地震波传到海底。
由于海底的岩石、岩层具有不同的密度和特点，通过反射的波形进行对应的地下结构判断。
深海钻探工艺则与陆上类似，但需要用一根隔水套管隔开海水、引入钻具和导出泥浆。与页岩油气较短的生产周期不同，深海油气开发生产周期较长，一般时长在十年到四五十年之间。
2.1.2. 深海油气开发成本不断降低，多家国际石油公司积极投入布局
深海油气开发成本持续降低，竞争力明显增强。传统上，海上石油（尤其是 深水）是生产成本最高的石油领域之一，主要通过延长资产生产寿命来弥补不足。
自2014—2017年石油行业萧条期以来，石油公司通过降低技术服务环节成本、提升生产项目开发效率等措施，使海上油气生产成本大幅削减。
目前，有相当部分项目完全成本已降至40美元/桶以下，盈亏平衡点已低于美国页岩油。总体来看，深水油气竞争力目前已明显加强，未来深水油气开采进度有望持续加快。
据国际石油经济《全球海洋油气勘探开发特征及趋势分析》，深水项目开发成本下降的原因主要有以下四个：
1、转变管理方式，提高设备利用率。
石油公司为了减少海上油气项目的支出，提高资金利用率，在管理方式上向页岩油气项目模式转变，只投资开发那些开发周期短，且最具有价值潜力的项目，从而缩短项目的交付周期。
同时，通过海底管道回接等方式提高现有基础设施利用率，减少新的工程建设来缩短回报周期和资本支出。
与传统海上油田开发收回成本需要10年相比，单纯的海底管道接回投资一般在5年内就可以收回。
2、项目标准化设计，有效降低深水作业成本。
一些原先设计的项目通过缩小产能规模、简化项目设计，合理减少了基础建设投资、钻井数量和作业耗材。同时，参照海上风力发电的理念，对海上油气项目采用统一的标准化设计，提高运行效率。
2014以来，雪佛龙公司利用这一战略使其在墨西哥湾的钻完井时间缩短了40%以上，有效地减低了深水作业成本。
3、提高作业效率，降低作业成本。
为了提高勘探开发作业效率，国际石油公司通过减少钻头等钻井作业耗材的使用，采用新工艺技术等手段，大幅提高了钻井速率，降低了钻井成本。
以巴西国家石油公司(Petrobras)为例，2014年以来，该公司通过采用盐层段安全钻井及套管设计、控制压力钻井技术、大尺寸智能完井技术等深水盐下钻完井配套技术，使深水盐下钻完井时间普遍减少20%，部分区域甚至达80%，单井产量提升25%，单个液化天然气生产储卸装置(FPSO)达产所需井数下降了20%。
4、油服市场利润中枢下移，钻井成本大幅下降。
深水项目成本降低的关键驱动因素之一是降低钻机成本。2014年以来，全球油服市场持续低迷，导致原材料成本和服务成本大幅降低。
随着市场需求的减少，钻井平台利用率自2014年以来一直呈不断下滑的态势，降幅接近30%;钻井日费从2013-2014年超过50万美元/天的价格降至15万美元/天。
据 IEA 统计，由于油田服务成本和原材料价格的下降，2014-2017年，占资本开支近一半的深水油气钻完井的成本降低了60%以上。
国际石油公司积极布局海洋油气勘探开发，不断加大投资力度。
目前，深水油气产量已成为国际主要石油公司产量的重要组成部分。以英国石油公司(BP)为例，目前其深水油气年产量已接近5000万吨油当量，占公司油气年产量的31%。
根据 IHS 对国际大石油公司2019-2023年产量增长来源的预测，深水、非常规及液化天然气(LNG)是其未来产量增长的主要来源。其中，荷兰皇家壳牌石油公司(Shell)、意大利埃尼公司集团(Eni)在2021-2025年有44%的新增产量来自深水。
越来越多的公司开始重视深海油气，道达尔石油公司(Total)将深水油气资源视为公司资产组合的核心，埃克森美孚公司(ExxonMobil)将圭亚那海域确定为其未来上游“五大重大开发项目”之一。
2.1.3. 深海油气开发对设备抗高压、抗低温、抗腐蚀的特性要求高
海洋石油开发具有高投入特征，仅中型深水油气田开发投资就超五百亿元。全球主要海洋工程装备建造商集中在新加坡、韩国、美国及欧洲等国家，其中新加坡和韩国以建造技术较为成熟的中、浅水域平台为主，也在向深水高技术平台的研发、建造发展，而美国、欧洲等国家则以研发、建造深水、超深水高技术平台装备为核心。
从事海洋工程装备建造的厂商须具有完善的研发机构、完备的建造设施、丰富的建造经验以及雄厚的资金实力。比如建设一个远离大陆的中型深水油气田(千万吨级)，投资约需500亿-600亿元人民币。
中国工程院院士周守为2021年1月在第二十二届中国科协年会世界海洋科技论坛中指出：海上打一口井是陆上打井费用的四到五倍，而在深水打一口井又是浅水打井的几倍。
深海油气开发对设备抗高压、抗低温和抗腐蚀等特性要求高。
随着油气勘探开发不断向深水推进，施工难度也相应越来越高。水深增加，要求隔水管更长、钻井液容积更大以及设备的压力等级更高，这使得隔水管与防喷器的重量等均大幅增加，所以必须具有足够的甲板负荷和甲板空间;
另一方面，水深增加，加之深水恶劣的作业环境，使得钻井非作业时间增加，这对设备的可靠性要求更加苛刻，在选择深水钻井装置、设备和技术时都要针对水深程度进行单独校核。同时，海底温度低，但井底有可能高温，这给钻井作业带来很多问题。
因为在低温环境下，钻井液的黏度和切力大幅度上升，会导致显著的胶凝现象发生，而且会增加形成天然气水合物的风险。
水深的增加，地层的破裂压力梯度降低，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄，极易导致井漏、井喷等复杂情况的发生。
由于使用环境的极其恶劣和极高的可靠性要求，深海油气设备对其关键零部件在性能、质量、可靠性等方面要求极为严苛。
2.1.4. 深海设备市场行业集中度高，近80%的市场被前 4 大公司占据
深海设备行业准入门槛高，海外四大油服公司占据深海设备近80%的市场份额。衡量一家公司是否具备深水作业能力，重要标准之一就是看该公司是否具有“被实践证实”的深水技术。
由于深海油气勘探开发需要一整套包括技术装备、后勤供给、安全防控在内的综合体系，它所带来的“高风险、高投入”的门槛让能够从事深海油气勘探开发的国家和公司屈指可数，市场基本上被全球几大油气技术公司瓜分。
根据 Spears&Associates 的统计，2018年，TechnipFMC占据该领域45%的市场，是深海领域巨头。其他几家，如Aker Solutions、Schlumberger、Baker Hughes则分别占据13%，13%，9%的市场。
海外前四大公司合计占据深海设备近80%的市场份额。
TechnipFMC是全球能源产业技术解决方案供应商，尤其是在深海设备领域，是全球最领先的深海设备供应商。
2016年，国际油价的大幅波动使得整个油服行业进入寒冬期。在此背景下，美国的FMC Technologies与法国的Technip于当年5月正式确认合并传闻。
两家原本属于第二梯队的油服公司合并后，新成立的TechnipFMC迅速崛起，挤入油服公司的第三位。
油价持续回暖后，主要业务集中于海底业务和海洋油气设备的TechnipFMC，进一步扩大了其在海上能源开发的领先地位。
后来由于公司合并产生的种种问题，TechnipFMC在2021年2月16日正式拆分成TechnipFMC 和Technip Energies，其中拆分出的Technip Energies将专注于工程及建造业务（E&C）、液化天然气业务以及新能源业务。
斯伦贝谢吸收合并了专注于深海油气设备的Cameron，在流量控制等深海油气开发细分领域有着显著优势。
斯伦贝谢源自1926年创立的勘测公司，经过80多年的发展和扩张，先后收购了20多家公司或其它公司的业务，形成了能为客户提供实时的油气田综合服务和解决方案的综合服务公司，并将其信息技术和网络解决方案拓展到油气行业以外的其它领域，业务涵盖测井、钻井、固井、综合钻井、综合地震、油藏管理和综合项目管理领域，并向高度综合的方向发展。
公司于2013年与Cameron合资成立专注于深海油气设备的One Subsea，于2015年8月吸收合并Cameron International Corp。One Subsea利用Cameron的流量控制专业知识、工艺技术和世界一流的制造和售后市场能力，以及斯伦贝谢的石油技术领导力、储油和生产技术以及研发能力，旨在为海底石油和天然气市场提供综合解决方案、产品、系统和服务。
深海设备业务隶属贝克休斯油田设备板块，内部占比不高、不足总营收的10%。贝克休斯在油田生产服务领域十分广泛，公司宗旨在于提高石油工业作业效率，提高油气藏的最终采收率。
主要从事以下几个方面业务：1）油田服务；2）油田装备；3）涡轮机械解决方案；4）数字解决方案。
其中，油田设备业务占据公司总营收的12%-15%左右，包括深海油气生产设备、柔性管系统、地面压力控制系统和深海&地面钻井系统这四大板块，其中与深海设备直接有关的是深海油气生产设备和深海&地面钻井系统这两块。
总体来看，整个深海设备业务在公司内部占比不高，不足公司总营收的10%。
Aker Solutions一直专注于海上油气领域开发，主要优势在油气田的水下设备、海上平台以及设计等方面。
Aker Solutions是一家来自挪威的全球海上石油工程技术和服务供应商，与斯伦贝谢、贝克休斯等国际油服巨头不同，Aker Solutions更加专注于海上油气领域，有超过40年的水下油气生产系统开发经验，主要优势体现在油气田的水下设备、海上平台以及设计等方面。
通过提高采收率、节约成本和提升价值，Aker Solutions为海上油气田开发提供新的解决方案。
公司的智能水下生产技术融合了一体化油气田设计、标准化和数字化赋能的产品以及最优化的油气田生命周期管理系统，可以满足当前和未来水下生产的需求。
2.1.5. 海上油气市场已显著回暖，2021-2025年公司深海设备专用件年均市场空间达59亿美元
疫情冲击正逐步消退，海上油气市场有望持续回暖。2020年，在疫情及低油价打击下，海上油气市场普遍出现作业减少、项目延期、投资低迷、运营中断等危机，各项数据均显著下滑。全球石油公司海上资本支出仅为429亿美元，较年初预测的1160亿美元下降了60%。
然而，随着疫情造成的影响逐渐减弱，疫苗的推出以及减产措施，原油价格走强，市场情绪逐渐乐观，海上油气市场已率先走出低谷，并将在未来进一步改善。目前，海工辅助船利用率在3月初已达到59%，仅略低于去年初水平。
克拉克森预计，海上油气产量有望在今年得到较大恢复，海上油、气产量将分别增长2.4%和 7.1%。
2021年海上上游工程EPC支出将增加至440亿美元左右，有望回暖至2019年水平。
EPC总承包模式是指建设单位作为业主将建设工程发包给总承包单位，由总承包单位承揽整个建设工程的设计、采购、施工，并对所承包的建设工程的质量、安全、工期、造价等全面负责，最终向建设单位提交一个符合合同约定、满足使用功能、具备使用条件并经竣工验收合格的建设工程承包模式。
根据Westwood的预计，2021年海上上游EPC支出将增加至440亿美元左右，而2020年全年授予的EPC合同价值仅为123亿美元。反观受疫情影响之前的2019年，该年海上油气行业EPC合同价值约为400亿美元。也就是说，根据Westwood的预计，2021年年海上油气有望回暖至2019年的水平。
2021-2025年，深水项目将成为海上油气开发的重点。
Rystad Energy在今年3月初发布的报告预计在2021-2025年间，海上油气开发项目数量将达到592个，远高于2016-2020年间的355个，同比增加66.76%。
该数据也高于2011-2015年期间的478个。
其中，深水油气开发项目将大幅增长，从2016-2020年的106个增加到2021-2025年间181个，同比增加70.75%。
深海设备2020年的市场空间在108亿美金左右。
根据Spears &Associates的统计，2019年深海设备市场容量为120亿美元左右。从主要设备厂商来看，2020年TechnipFMC在深海设备的营收下降7%左右；贝克休斯在油田设备（其 中包括深海设备）的营收下降9%左右；Aker Solutions在深海项目的营收下降19%。
结合这几家在2020年深海设备营收的变化，并假定整个行业格局暂未发生变化，则可以测算出2020年深海设备的空间下降了10%左右，进而整个设备市场的市场空间在108亿美元左右。
2021-2025年深海设备容量预计将以CAGR=3%的速度增长，年均市场空间达118亿美元。
多家分析机构对未来几年的深海设备市场给出了较为乐观的估计：TechSci Research预计未来将以超过4%的CAGR增长；Market Litmus预计未来将以2%的CAGR增长；DataM同样也认为将以一个较高的CAGR增长（未给出具体数值）。
随着深海油气项目开发越来越有吸引力，综合来看，预计2021-2025年深海设备市场以3%的 CAGR增长，进而可以测算出2021-2025年深海设备年均市场空间为118亿美元。
公司深海设备专用件约覆盖整个深海设备市场50%的份额，2021-2025年年均市场空间达59 亿美元。
依据DataM Intelligence Analysis的报告，深海设备主要包括井口设备、井下采油树、集合管及阀组、出油管连接器、控制系统，以及其他设备。
公司生产的深海设备专用件主要包括深海采油树组件、管汇、阀体、连接器等，可以用于井下采油树、集合管及阀组和出油管连接器，三种领域合计占比56%。
目前，公司只能生产采油树的一些零配件、不能生产整个采油树，但正在积极进行产业链的延伸。预计其深海设备专用件覆盖约50%左右的深海设备份额。结合之前整个市场空间的测算结果，2021-2025年，公司深海设备专用件年均市场空间达59亿美元。
2.2. 中东诸国上调油气开采资本支出带动高端产品需求上行，2021-2025年公司陆上井口及采油树专用件年均市场空间达34亿美元
2.2.1. 中东地区油气储量大、对采油设备要求高，是世界陆上油气开采的风向标
中东油气储量居世界六大地区石油储量之首。石油方面，根据Oil&GasJournal 2019年年末发布的世界油气储量估计，世界前五大石油储量国中有三个就是中东国家，合计占比达33.7%。
截至2019年年末，世界6大油区总储量在2300亿吨左右，中东地区石油的储量占据世界六大地区的48%。
天然气方面，截至2019年年末，全球天然气剩余探明可采储量增长1.6%，至205.2万亿立方米(折合1635亿吨原油)，从地区来看，中东地区天然气占据世界六大地区储量的39%。综合来看，中东地区油气储量居世界首位，对世界能源供给有重大影响。
中东地区油气在平面上分布于古生界地层埋藏较浅的大型古构造隆起区或者斜坡地区。
平面上，中东地区油气主要分布于古生界地层埋藏较浅的大型古构造隆起区或者斜坡地区，包括卡塔尔—法尔斯隆起、盖瓦尔隆起和阿拉伯地盾的斜坡区，以及南、北海湾盐盆和阿曼盆地等。
另外，少量油气分布在扎格罗斯盆地、西阿拉伯盆地的小型构造隆起区。分国家来看，阿曼地区油气呈北东-南西带状分布，东北部以气田为主，向西南部逐渐过渡为油田;
沙特阿拉伯中西部陆上到卡塔尔地区油气呈近南-北向分布，具“西油东气”的特征;波斯湾北岸伊朗地区油气成北西-南东向展布，主要以气田为主。
特殊的地质结构导致中东地区对陆上开采设备的要求很高。
特殊的地质结构是一把双刃剑：一方面，古构造隆起区的地质结构，使得中东地区的油气埋藏浅、出油量及出气量大、油气质量好；
另一方面，这样的地质结构也导致中东地区油气田地下压力大，容易发生“井喷”现象，如何控制油压及气压是开采时考虑的重点，而陆上井口设备、井口及采油树的功能之一是控制流体的压力。
因而，中东油气对陆上井口设备、井口及采油树的要求很高，要达到API6A标准要求的PSL3-PSL4。
2.2.2. 中东地区油气增产空间大，部分中东储油国已开始上调资本支出
中东石油产量占全球原油产量比例大幅下降，后续回升空间大。疫情冲击下为稳定全球油价，OPEC在供给端进行了减产控制，原油产量占全球产量占比持续有所回落。
预计疫苗接种下，全球疫情将逐步得到控制，工业生产逐步恢复，对原油的需求有望持续增加。
目前，中东地区石油产量占全球比重已比最高点的32.54%回落至2020年底的28.80%，中东地区原油增产有望持续、且仍有较大回升空间。
中东地区天然气开发，特别是阿联酋天然气的开发，有望加强。
中东地区由于人口增长、天然气使用效率低下和工业发展的需要，天然气消费量近10年来持续增加，高需求倒逼中东地区加大天然气产量。另外一方面，阿联酋去年2月初宣布，位于迪拜和阿布扎比交界处的贾贝尔·阿里(Jebel Ali)天然气田获勘探发现，储量达80万亿立方英尺。
长期以来，阿联酋并不能做到天然气资源自给自足，该国约1/3的天然气供应来自邻国卡塔尔。
近年来，卡塔尔与以沙特为首的其他阿拉伯国家关系紧张。阿联酋在外交政策上追随沙特，至今两国外交关系依然紧张。为了摆脱这一困局，阿联酋必然要加大对新发现油气的开采力度。
海合会部分成员国上调资本开支，2021年预计重回2019年水平。
海湾阿拉伯国家合作委员会(简称海合会)部分成员国主要依赖本土国家石油公司开发油气资源来支撑国民经济，政府收入主要依赖石油，一定程度上维持了其石油资本支出。
受新冠肺炎疫情影响，2020年，沙特、阿联酋和科威特等国家削减了资本支出。其中，沙特阿美（Saudi Aramco）的2019年的资本支出为328亿美元，2020年资本支出下降至250亿-300亿美元，最新给出的2021年资本支出将为350亿美元，同比增长16.7%-40%。ADNOC方面，伴随着其新发现的油气项目，2020年宣布了1220亿美元的5年资本支出计划，已与上一轮周期持平。
2.2.3. 2021-2025年公司陆上井口及采油树专用件年均市场空间达34亿美元
公司有望深度受益于中东油气开采景气度的上升。公司井口及采油树专用件2017-2019年分别有71.03%，75.50%，67.65%外销，主要销往新加坡、美国和罗马尼亚。其中，新加坡是国际油气技术服务公司在亚太的主要生产基地，产品主要面向中东及北非的陆上高压井口，这些地区一般需要高等级的井口设备专用件。
2017-2019年，公司对新加坡的销售收入逐年上升。
随着中东地区油气开采景气度 的上升，公司有望获得更多高等级井口设备专用件订单，相应的收入有望提升、 毛利率有望改善。2021-2025年陆上井口设备市场容量预计将以CAGR=4%的速度增长，年均 市场容量达56亿美元。
根据 Spears&Associates 对陆上井口设备市场容量的测算，2019年陆上井口设备市场容量为 52亿美元左右。2021年中东部分国家已经上调资本开支到2019年水平，行业景气度上升，因此预计2021年陆上设备市场容量也将重回52亿美元附近。
结合其他国外机构对陆上井口设备市场空间未来几年的展望报告，Allied Market Research 给出了CAGR=5%的增长速度；Future Market Insights给出了CAGR=3.7%的增长速度，我们预期未来5年陆上井口设备空间 CAGR=4%,进而可以测算出2021-2025年陆上井口设备年均市场容量为56亿美元。
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