全球海上钻井平台市场终于开始从上次油价低迷的深渊中爬出来，并有望在明年看到一些关键指标的小幅上升。
在浮式钻井平台方面，伍德麦肯兹预测活跃钻机总数将从2023年的111台增加到2024年的123台，与2019年的水平相同。然而，尽管123台钻井平台在2019年的利用率仅为69%，但由于整体规模较小，2024年的利用率将达到88%。相比之下，今年的利用率为82%。
    
表1随着大部分过剩供应退出市场，全球浮式钻井平台的利用率预计将在未来五年内逐步提高，到2026年将达到92%。明年预计浮式钻井平台数量为123个，与2019年的水平相当，但由于可用钻机数量减少，利用率将从69%降至88%。
 
平均日工资也会略有上涨。伍德麦肯兹预测，到2024年，良性浅水浮式钻井平台的平均收入将从今年的24万美元上升至25万美元。良性超深水浮式钻井平台的价格将从41万美元上涨至43万美元，而恶劣环境浮式钻井平台的价格将从37万美元上涨至39万美元。
 
与此同时，全球市场上的流动资金数量仍低于衰退前的水平。伍德麦肯兹预测，明年上市的浮式钻井平台数量将仅增加8个，从141个增加到149个。这仍将与2019年看到的179个营销钻机相去甚远。 
 
伍德麦肯兹的上游供应链分析师莱斯利·库克表示，市场供应量的下降反映了市场的一个新现实。钻井承包商仍然不愿意增加新的产能，因为成本膨胀等问题，也因为运营商保持了资本纪律和有利于短周期桶的战略。库克表示，这意味着钻井商可能会烧掉上一个新建造周期产生的过剩钻机，而不是订购新的钻机。
 
“我认为，2024年将是最后一批新建造的剩余供应投放市场的机会。我们已经在这些钻机上坐了一段时间，我认为我们最终会看到更多的钻机从长期闲置走中出来，进入市场供应，”她说。 
 
在自升式平台方面，由于关键区域的长期合同，预计未来两年的利用率将保持在较高水平。埃斯比安高级钻井平台分析师马修·多诺万表示，这些地区包括中东、印度、东南亚和墨西哥。
 
该公司预测，到2024年12月，全球自升式平台的需求将从2023年12月的379台增加到387台，竞争利用率将从87%增加到91%。竞争性利用率不包括不再销售的钻机。
  
表2 埃斯比安表示，全球自升式平台的需求在明年只会略有增加，从2023年12月的379台增加到2024年12月的387台。竞争利用率将保持在较高水平，从87%上升到91%。
 
高级自升式平台的日费率也将略有上升，平均日费率将从2023年下半年的137750美元上升到2024年下半年的145000美元。同期，老式和标准自升式钻井平台的平均日费率预计将从9万美元左右升至9.5万美元。
 
他解释说:“我们现在没有看到新的钻机订单，因为人们对他们的支出更加谨慎，但我们仍处于上升周期的早期。”“如果你看看全球自升式钻井活动，就会发现我们已经恢复到上次油价下跌前的水平。我们在活动和利用率方面都有所恢复。现在，市场看起来会很强劲。” 
 
拉丁美洲
 
明年浮式钻井平台需求的最大推动力仍是“金三角”——美国墨西哥湾、拉丁美洲和西非。伍德麦肯兹预测，到2027年，该地区将占全球浮式钻井平台需求量的75%，平均每年需求量在95到100台之间。拉丁美洲将是主要市场，占全球需求的35%，而北美和西非各占20%。
 
在巴西，巴西石油公司将在2024年为其现役供应增加4个浮式钻井平台，总数达到29个。加上国际石油公司运营的钻井平台，这意味着巴西将在2024年有超过30个浮式钻井平台运营。由于当地供应基本售罄，该地区以外的钻井平台目前的平均承包价格超过40万美元/天。
  
 
表3伍德麦肯兹表示，未来五年，对浮式钻井平台的需求将继续增长。西非、拉丁美洲和美国墨西哥湾的“金三角”预计将占该需求的75%。
 
巴西国家石油公司在过去两年中积极的招标在2023年证明是有利的，因为该公司为其船队(fleet)支付的平均费率为271,000美元/天，远低于目前高规格浮动装置的市场平均水平。在2022年底费率上调之前，超过75%的活跃钻机签订了合同，这些钻机是根据长期协议签订的。然而，到2024年，深水Aquila、Pacific Zonda、Valaris DS-8和Noble Faye Kozack的新合同将导致巴西国家石油公司运营船队的平均费率提高。
 
“巴西是目前超深水钻井平台市场最热门的市场。我们预计，巴西国家石油公司将在未来18~24个月内再签订几个单位的合同。”
 
圭亚那/苏里南盆地也将继续作为拉丁美洲的主要盆地，尽管库克女士表示，她预计圭亚那的钻井平台数量不会有太大增长，埃克森美孚和赫斯将继续使用他们在该地区已有的钻井平台。该国明年可能会增加一个钻井平台，使总数从今年的6个增加到7个。
 
苏里南的长期钻井需求更加不确定。在8月份完成井评估钻井后，道达尔能源确认58区块两个主要油田(Sapakara和Krabdagu)的累计资源接近7亿桶油当量。运营商将在今年年底前开始深入研究，希望在2024年底前做出最终投资决策。
 
库克表示，伍德麦肯兹对苏里南的预测在最近几个月有所下降，主要是因为不确定道达尔能源对58区块的态度会有多激进。去年，伍德麦肯兹预测，到2024年，苏里南将有五个钻井平台，而2022年只有一个。今年，该公司已将其预测调整为2024年只有两个钻机。 
 
然而，该预测可能会根据道达尔能源在Sapakara和Krabdagu以外的58号区块的额外工作量而有所变化。去年，该运营商曾计划加快58号区块的开发，首批石油将于2025年开采。然而，在其研究的公告中，该运营商表示，第一批石油最早将于2028年出现。
 
“几年前，道达尔能源还在谈论苏里南的快速发展，但现在他们放弃了。我认为苏里南的情况以及它会变得有多大还没有定论。你还有其他一些领域，可能会把人们的注意力从苏里南转移开，”库克说。
 
非洲
随着勘探的成功，非洲勘探开发在过去的18个月里获得了巨大的发展势头。尤其是在纳米比亚发现了几个巨大的油田后，运营商们正把这块大陆作为未来的重点区域。这些新建项目不仅在纳米比亚，还在莫桑比克、乌干达和南非，它们支撑着非洲的上游资本支出，尽管随着运营商的风险回报率变得不那么有吸引力，在安哥拉、尼日利亚、埃及、利比亚和阿尔及利亚等更成熟市场的投资已经下降。
伍德麦肯兹表示，2023年，非洲的整体上游资本支出达到了新型冠状病毒肺炎之前的400亿美元，预计2024年将保持不变。
然而，预计明年海上钻井平台数量将增加6个，达到26个。今年利用率达到100%，明年将保持不变。“非洲往往会被抢购一空，因为那里没有很多钻井平台，”库克表示。 
她补充称，在不久的将来，纳米比亚是一个日益增长的热点。今年3月，壳牌公司宣布在PEL-39号许可证的Jonker-1X勘探井发现了一个新发现，该井距离奥兰治盆地的纳米比亚海岸约270公里。这一发现发生在该运营商在Graff-1x油井中发现石油的一年后，TotalEnergies公司在位于南非西北海岸的奥兰治盆地相邻区块的Venus油田中有了重大发现。这些发现都位于水深约2000-3000米的地方。 
 
伍德麦肯兹估计，这些发现的石油储量总计为60亿桶，库克女士表示，在盈利能力方面，纳米比亚的规模将使其比其他发展中地区更具优势。它们不仅会重新点燃人们对西非的兴趣，而且还将引导勘探开发人员在更深的斜坡上探索油田，在水深较少的钻井平台上作业。
 
库克表示:“在圭亚那取得了巨大成功之后，我认为运营商们对纳米比亚真的很感兴趣。”“每个人都在寻找下一个高产地区。如果道达尔能源公司或壳牌公司决定快速发展，纳米比亚将迅速实现跨越式增长。这一切都是为了找到那些有利的优势区块，运营商正在寻找那些可以从资本支出中获得最大价值的有利区域。”
 
墨西哥湾
越洋钻井公司在7月宣布，它将从2025年第四季度或2026年Q1开始，向墨西哥湾交付第七代超深水钻井船，合同为期1080天。除此之外，该地区传出的许多消息都涉及延期或短期工作。 
例如，今年3月，LLOG宣布延长国际深水钻井公司——Seadrill的西方海王星钻井船的使用期限，该钻井船将在墨西哥湾工作至2024年第三季度。Valaris在7月份宣布了一项9口井的DPS-5半潜式钻井合同，该钻井平台将在2024年第一季度进行封井和弃井作业。这类公告表明，明年GOM可能仍将保持观望状态。
伍德麦肯兹预计2024年美国墨西哥湾的钻井数量不会发生变化，预计今年和明年的钻井数量将保持在25台。该地区的利用率在今年和明年也将保持在同样的水平——87%,到2027年将上升到92%，因为该地区的钻机越来越少。   
“大约10~15年前，我们谈论北海时，非常稳定，从未真正变大，但也从未真正衰退。今天，这就是墨西哥湾，”库克女士说。“超级多数派和无党派人士混杂在一起。一半的钻井平台都是短期合同，但是那些独立钻井平台一遍又一遍地使用相同的钻井平台。另一半是那些任期稍长的专业公司，所以你不会看到太大的变化。这就是我们的需求预测最终持平的原因。” 
中东
进入2024年，中东自升式平台市场将保持稳定，国有石油公司将增加资本支出，以提高产能。多诺万先生指出，来自国家石油公司的强劲需求、具有竞争力的价格和更长的合同条款，推动了自升式平台从世界其他地区(主要是东南亚、墨西哥和中国)涌入该地区。埃斯比安预测，到2024年，中东自升式钻井平台的数量将保持在高位，竞争性合同利用率将超过90%。此外，这种高水平的活动可能会对邻近市场产生残余影响。
 
表4 埃斯比安预测，随着需求保持强劲，以及长期合同的签订，自升式平台的日费率将在未来一年继续上升。到2024年下半年，高级自升式平台的价格可能在12万美元/天至17万美元/天之间，而老式/标准自升式平台的净价格可能在8万美元/天至11.5万美元/天之间。
多诺万表示:“自2021年以来，我们在那里签订了很多合同，这些合同来自大型国有石油公司，它们吸收了全球自升式平台市场的大量过剩产能。”“在过去的两年里，我们看到自升式平台向中东地区转移，这些平台仍然在那里工作。未来更高的需求水平将使其他地区的市场保持紧张。如果你在西非或地中海等地工作，就很难找到自升式钻井平台。”
沙特阿美公司是自升式钻井平台兴起的关键参与者之一。国家石油公司正处于一项为期10年的计划的早期阶段，该计划将从ARO钻井公司购买多达20台新建造的自升式钻井平台，首批两台钻井平台预计将于2023年底交付。阿布扎比国家石油公司（ADNOC)钻井公司还计划到2024年将其拥有的机队总数从现在的116台扩大到142台，以支持ADNOC到2030年将产能提高到500万桶/天的目标。今年6月，ADNOC钻井公司宣布已从ADNOC获得5份价值约20亿美元的长期合同，包租带有电池储能系统的高规格优质自升式钻井平台。
6月份宣布的另一份重要合同是意大利萨伊博姆公司与中东一家运营商签订的Perro Negro 7自升式平台的10年延期合同，价值约5.5亿美元。钻井承包商指出，它计划通过购买在中东市场或邻近市场工作的其他钻机，到2023年底将该地区的钻机数量从2021年的3台增加到7台。 
北海
埃斯比安预测北海的自升式平台需求将从2023年末的26座左右增加到2024年末的30座左右。 
多诺万指出，在北海的英国海域，暴利税等外部压力加大了钻井平台需求的预测难度。能源利润税于2022年5月通过，并于今年1月修订，对英国大陆架上的运营利润增加了35%的暴利税。多诺万表示：“北海的增长速度低于全球其它一些地区，由于能源利润税和其它压力，许多公司，尤其是英国公司，在提高需求方面行动缓慢。这是一个艰难的市场。”
相比之下，挪威没有对石油和天然气利润征收暴利税，而且那里的几项发现也提供了乐观的理由。2023年，挪威大陆架(NCS)上的第一个发现是挪威国油的奥贝里克斯高地，该发现是由 奥德菲尔钻井公司的深海斯塔万格半潜式钻井平台在Irpa天然气发现以南23公里处进行的。
奥贝里克斯高地的可采天然气储量估计在20亿至110亿标准立方米之间(1260万至6920万桶油当量)。今年6月，Aker BP的Øst Frigg Beta/Epsilon井由萨伊博姆公司的斯卡拉比奥8半潜式钻井完成，目标深度为8168米，储油量约为5300万至9000万桶油当量，埃斯比安估计这是NCS有史以来钻过的最深的勘探井。
近年来，半潜式钻井平台一直主导着北海市场。然而，自升式平台市场正在显示出进入2024年的复苏迹象。今年8月，挪威国油与Noble Lloyd Noble签订了合同，从2024年第二季度开始，为期207天。另外两口井的选择可以使钻井平台一直使用到2025年第四季度。
在英国，中海油在8月份宣布，它已经预订了4到5个月的固定期限的大陆架钻井堡垒，以及总期限约为13个月的额外油井的选项，这可能使钻井平台工作到2025年初。Harbour能源还与英国的两艘Valaris自升式钻井平台和一艘Noble自升式钻井平台签订了合同，确保钻井能力持续到2026年初。 
然而，即使有这些新合同，埃斯比安预计北海将有7个无未来承诺的自升式平台——挪威1个，英国和丹麦各3个。随着半潜式平台市场趋紧，运营商可能会转向这些自升式平台，承担以前由第三代和第四代半潜式平台完成的一些工作。