Al Ahmadi, Kuwait
Al Ahmadi, Kuwait

The Kuwait Oil Company is an oil company headquartered in Ahmadi, Kuwait. It is a subsidiary of the Kuwait Petroleum Corporation, a Government-owned holding company. KOC is the world's fourth-largest oil exporter. The managing director of the company is Hashim Sayd Hashim. Wikipedia.


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Source Type

Al-Hajeri M.M.,Kuwait Oil Company | Bowden S.A.,University of Aberdeen
Arabian Journal of Geosciences | Year: 2017

A very large database of formation water geochemistry has been acquired for the Kuwait petroleum system. This database makes it possible to explore the geological history of Kuwait’s formation and ground waters in a way that is not possible by other means. Working at this regional scale spatial and formational variation in groundwater chemistry in Kuwait identifies lithostratigraphy and physical barriers to flow that can be explored in the context of Kuwait’s geological history. Cretaceous oil reservoirs in north Kuwait have formation water saturated with Na (>50%) that is anomalously abnormal in salinity for its depth. The most likely subsurface source of such saline water is the Upper Jurassic Gotnia Formation which comprises beds of evaporite halite, and/or pre-Gotnia formations of deeper reservoirs. To reach their current location, both parts of the Gotnia and Hith formations must have been breached. To date, this is the only evidence to show that the sealing capacity of the Gotnia Formation has been overcome, implying that the formation, and therefore units beneath, are capable of sourcing fluids to younger and shallower reservoirs. Given the ubiquity of samples of formation water in many other regions, applying formation water geochemistry to other petroleum systems would appear a good method for evaluating basin models and understanding of fluid migration in mature petroleum provenances. © 2017, Saudi Society for Geosciences.


News Article | March 1, 2017
Site: www.businesswire.com

Paal Kibsgaard, président et DG de Schlumberger, a commenté : « La croissance de 1 % du chiffre d'affaires du quatrième trimestre en séquentiel est attribuable à une forte activité au Moyen-Orient et en Amérique du Nord, qui a largement été contrebalancée par une faiblesse continue en Amérique latine, ainsi que par une diminution de l'activité saisonnière en Europe, dans la CEI, et en Afrique. « Dans les différents segments d'activité, l'augmentation du chiffre d'affaires du quatrième trimestre a été menée par le groupe Production, qui a enregistré une croissance de 5 % en raison de la hausse de l'activité de fracturation hydraulique au Moyen-Orient et dans la partie terrestre de l'Amérique du Nord. Le chiffre d'affaires du groupe Caractérisation des réservoirs a augmenté de 1 % en séquentiel en raison de la forte activité de Tests & Traitement au Koweït, qui a compensé le déclin saisonnier de l'activité Wireline en Norvège et en Russie. Le chiffre d'affaires du groupe Forage est resté stable en séquentiel, dans la mesure où la poursuite d'une forte activité de forage directionnel en Amérique du Nord a été contrebalancée par des déclins d'activité dans les régions Europe/CEI/Afrique, ainsi qu'au Moyen-Orient et en Asie. Le chiffre d'affaires du groupe Cameron est également resté stable en séquentiel, avec une croissance de OneSubsea et des Systèmes de Surface qui a été contrebalancée par une réduction des ventes de produits Vannes & Mesures, ainsi que par un déclin du carnet de commandes des Systèmes de forage. « La marge d'exploitation avant impôts était essentiellement stable en séquentiel à 11,4 %, les améliorations de marge dans les groupes Production et Forage ayant été contrebalancées par les contractions observées dans les groupes Cameron et Caractérisation des réservoirs. Au cours des récents trimestres, nous sommes parvenus à stabiliser nos opérations du point de vue activité et capacité, et ceci nous a permis par la suite d'affiner et de réduire notre structure de soutien afin de refléter les niveaux de prix actuels en termes d'activité et de services. Ceci nous a permis d'enregistrer des frais de restructuration de 536 millions USD au quatrième trimestre. Nous avons également enregistré 139 millions USD de frais relatifs à l'intégration de Cameron et une perte de dévaluation monétaire en Égypte. « Nous maintenons notre vue constructive des marchés pétroliers, dans la mesure où la baisse de l’écart entre l'offre et la demande s'est poursuivie au quatrième trimestre, comme l'indique un prélèvement régulier des stocks de l'OCDE. Cette tendance a été renforcée par les accords OPEP et hors OPEP du mois de décembre visant à réduire la production, ce qui devrait, avec un certain décalage, accélérer le prélèvement des stocks, soutenir une augmentation supplémentaire des prix du pétrole, et engendrer une hausse des investissements en E&P. « Sur les marchés internationaux, les opérateurs se focalisent davantage sur les retours à cycle complet, et les investissements en E&P sont généralement régis par la génération de flux de trésorerie disponible des opérateurs. Dans cette optique, nous nous attendons à ce que la reprise des marchés internationaux en 2017 démarre plus lentement, en réponse à la réalité économique à laquelle est confronté le secteur E&P. Ceci aboutira probablement à une troisième année consécutive de sous-investissement, avec un faible taux continu d'autorisations de nouveaux projets et une accélération du déclin de la production dans la base de production vieillissante. Ces facteurs combinés viennent accroître la probabilité d'un déficit significatif de l'offre à moyen terme, qui ne pourra être évité qu'avec une hausse globale et généralisée des dépenses en E&P, qui devrait débuter à la fin de l'exercice 2017 et se prolongeant jusqu'en 2018. « Dans ce contexte et après neuf trimestres consécutifs de réductions d'effectifs, de réduction des coûts et d'efforts de restructuration incessants, nous sommes ravis de nous concentrer à nouveau sur la poursuite de la croissance et sur l'amélioration des rendements. En gérant cette baisse, nous avons rationalisé notre structure de coûts, continué de dynamiser l'efficience et la qualité de nos processus opérationnels, étendu notre offre en maintenant nos investissements en R&E, et procédé à une série d'acquisitions stratégiques. La combinaison de ces actions nous a permis de renforcer notre position de marché mondiale pendant la baisse d’activité, ce qui nous permettra de maintenir et d'étendre notre leadership bien établi en termes de marge et de bénéfice, à la fois en Amérique du Nord et dans tous les marchés internationaux à l'avenir. « À l'heure où la croissance du bénéfice demeure un moteur financier très important pour nous, la génération de trésorerie à cycle complet est encore plus critique, et c'est dans ce domaine que nous demeurons unique dans le secteur. Au cours des deux dernières années de baisse, nous avons généré 7,5 milliards USD de flux de trésorerie disponible, plus que le reste de nos principaux concurrents combinés. En outre, nous avons restitué 8,0 milliards USD à nos actionnaires par le biais de dividendes et de rachats d’actions. Ceci démontre clairement la robustesse à cycle complet de Schlumberger, la gestion attentive de notre entreprise, et la force de nos capacités d'exécution. » En Amérique du Nord, le chiffre d'affaires a augmenté de 4 % en séquentiel, en réponse à une augmentation de l'activité terrestre tandis que l'activité offshore a baissé. À l'exclusion des résultats du groupe Cameron, le chiffre d'affaires de l'activité terrestre a enregistré une croissance à deux chiffres favorisée par une forte activité de fracturation hydraulique due à une augmentation du nombre d'étapes, ainsi que par une plus forte participation des segments Forage & Mesures, Trépans & Outils de forage, et des produits et services M-I SWACO due à une augmentation des appareils de forage. Le chiffre d'affaires de dans la partie terrestre des Etats-Unis a également enregistré une croissance à deux chiffres due à une plus forte activité et à une légère reprise des prix, tandis que le chiffre d'affaires de l'Ouest canadien a enregistré une croissance solide due à une intensification de l'activité pendant l'hiver ainsi qu'à une augmentation des ventes de produits d'ascension artificielle. Le chiffre d'affaires a également augmenté grâce aux ventes de licences sismiques multiclients WesternGeco de fin d'année, qui étaient néanmoins réduites par rapport aux exercices précédents. Le chiffre d'affaires des segments Valves & Mesures et Systèmes de forage a diminué. Le chiffre d'affaires de la zone Moyen-Orient & Asie a augmenté de 5 % en séquentiel. Ceci s'explique principalement par une forte activité liée à la fracturation et aux Services de production intégrés (SPI) dans le cadre de développements de ressources terrestres non conventionnelles, ainsi que par une augmentation de la productivité des équipes sismiques terrestres en Arabie saoudite. Le chiffre d'affaires en Égypte a augmenté grâce à une plus forte activité de perforation, tandis qu'une croissance a été observée au Qatar grâce à davantage de travaux de diagraphie horizontale. Ces augmentations ont en revanche été partiellement contrebalancées par des diminutions des activités Forage & Mesures et Services de forage intégrés (SFI), ainsi que par de moindres ventes d'équipements sur le marché géographique de l'Inde, plusieurs projets ayant été achevés et plusieurs campagnes de puits retardées. Le chiffre d'affaires de la zone Amérique latine a diminué de 4 % en séquentiel, principalement sur le marché géographique Mexique & Amérique centrale, où les contraintes budgétaires des clients ont conduit à une nette diminution du nombre d'appareils de forage qui a impacté les opérations onshore et offshore, affectant les projets à la fois en eaux profondes et en eaux peu profondes. Le chiffre d'affaires du Mexique a également diminué à l'issue de fortes ventes de relevés marins et de licences sismiques multiclients au trimestre dernier. Le chiffre d'affaires de l'Argentine a diminué car les travaux de développement de ressources non conventionnelles ont été affectés par des conditions météorologiques défavorables et autres retards. Ces diminutions ont néanmoins été partiellement atténuées par une forte activité autour des forages et projets sur le marché géographique du Pérou, de Colombie et de l'Équateur, le nombre d'appareils de forage ayant augmenté de 46 % suite à l'augmentation des prix du pétrole. Le chiffre d'affaires de la zone Europe/CEI/Afrique a diminué de 2 % en séquentiel, principalement en raison de l'achèvement saisonnier du pic estival d'activité de forage en Russie ainsi que des campagnes de services d'exploration en Norvège, ce qui a impacté l'ensemble des Technologies, en premier lieu desquelles les activités Câbles, Forage & Mesures, et M-I SWACO. Le marché géographique d'Afrique sub-saharienne a contribué au déclin du chiffre d'affaires de la zone, à mesure de la démobilisation des appareils de forage ainsi que de l'achèvement de plusieurs projets, principalement en Angola et au Congo. Ces diminutions ont été partiellement compensées par une solide activité et exécution autour du projet OneSubsea. En Équateur, Schlumberger a fourni des SGI à Petroamazonas EP et à Sinopec, afin d'optimiser le forage au niveau du projet de Tiputini. Les technologies de coupe-tige compact en diamant cristallin (CDC) ONYX* et d'élément à diamant conique Stinger* de Trépans & Outils de forage ont permis une meilleure manœuvrabilité et stabilité, ainsi que des passages plus longs et plus rapides. Par ailleurs, le service de dispersion diélectrique multifréquences Wireline Dielectric Scanner* a mesuré directement les informations sur le volume d'eau et la texture des roches, tandis que le module Dual-Packer a permis d'isoler l'intervalle pour l'outil de test de dynamique de formation modulaire MDT*. En outre, les charges creuses de pénétration ultra-profonde PowerJet Nova* ont présenté une efficacité améliorée. Le client a réduit son temps total de forage à 7 jours et demi par rapport aux 11 jours prévus, soit une économie de coûts estimée à 250 000 USD. En Égypte, Belayim Petroleum Company (Petrobel), une coentreprise réunissant Egyptian General Petroleum Corporation et IEOC Production B.V., a confié à Schlumberger Tests & Traitement un contrat d'une valeur de 70 millions USD portant sur l'ingénierie, l'approvisionnement, la construction, la mise en service et l'exploitation d'une installation pour le gisement gazier Zohr. Cette installation, qui devrait être achevée dans un délai de 11 mois à compter de la date d'attribution du contrat, permettra une production gazière accélérée au cours de la première phase du projet. En outre, l'activité Test & Traitement a utilisé une combinaison de technologies pour Petrobel, afin d'achever un test de production du premier puits d'appréciation offshore de la découverte Zohr dans le bloc Shorouk. Fonctionnant à une profondeur d'eau de 1 450 m, la rame de forage de production comprenait un arbre de test sous-marin SenTREE 3*, combiné à la technologie de télémesure sans fil Muzic*, qui a activé l'échantillonnage de fluides de réservoir indépendant en ligne SCAR* et les systèmes de test de réservoir de fond Quartet*. L'utilisation du logiciel de collaboration et de contrôle des données en temps réel de tests des puits Testing Manager* a permis une analyse et optimisation transitoires en temps réel du programme de test de puits. Au large de la Norvège, le segment Câbles a introduit une combinaison de technologies permettant à Lundin Norway de surmonter une formation géologique difficile, et de réduire la durée de l'intervention dans un puits situé en mer de Barents. La présence potentielle d'importantes cavités non visibles via une imagerie sismique depuis la surface a nécessité l'utilisation d'une imagerie haute résolution à l'intérieur, autour et au-delà du puits de forage. Les technologies utilisées ont inclus le système hDVS de détection acoustique distribuée (DAS) recourant à un câble intégrant des fibres optiques, un vibrateur de fond de puits Z-Trac*, ainsi qu'un système polyvalent d'imagerie sismique VSI*, le tout dans un seul train de tige. Les données acquises grâce au vibrateur et au système d'imagerie de fond de puits ont permis au client de visualiser des dangers potentiels au-delà du trépan et de limiter les risques liés au forage. La technologie DAS a réduit la durée de l'intervention à 30 minutes, par rapport à une acquisition VSP conventionnelle qui peut nécessiter jusqu'à huit heures. Au large des Émirats arabes unis, le segment Test & Traitement a déployé une combinaison de technologies pour Al Hosn Gas, sur les gisements de Hail et de Gasha. Cette combinaison de technologies comprenait une tête électronique de perforation et de mise à feu guidée par un tube eFire-TCP* et une nouvelle technologie de corrélation de perforation, les deux utilisant la télémétrie sans fil Muzic*. La corrélation de profondeur sans fil correspondait à la méthode traditionnelle de localisateur de joint de tubage et à rayonnement gamma de Câbles. Par ailleurs, des données en temps réel en fond de puits ont permis de déterminer les propriétés du réservoir, d'évaluer la performance du puits pendant et après la stimulation, et d'appuyer les décisions relatives à l'échantillonnage de fond de puits afin de réduire de 18 heures le programme initial de test du puits. Le programme de transformation a permis à Schlumberger de réduire le nombre d'équipements et les coûts de réparation liés à la fiabilité des outils, en recourant à une gestion du cycle de vie technologique (TLM). En Arabie saoudite, par exemple, dans son Centre de fiabilité et d'efficience du Moyen-Orient (CFE) de Dhahran, Schlumberger a mis en œuvre un nouveau système de maintenance pour Tests & Services de traitement, qui a permis de réduire de 48 % le coût global de réparation des équipements et de réduire de 21 % les délais d'exécution au cours des trois premiers mois d'exploitation. En Australie, WesternGeco a déployé sa source d'énergie sismique marine nouvellement conçue eSource à bord de l' Amazon Conqueror, dans le cadre d'un levé multiclients. La méthodologie TLM améliore la fiabilité de sources sismiques de toutes les sources WesternGeco, y compris le projet eSource qui utilise une technique d'acquisition nécessitant une haute fiabilité de la source afin de garantir une efficience opérationnelle maximale. Entre 2014 et 2016, la fiabilité des sources de WesternGeco a augmenté de 47 %. Le chiffre d'affaires du groupe Forage, qui s'est élevé à 2,0 milliards USD et dont 76 % étaient attribuables aux marchés internationaux, est resté stable en séquentiel, la poursuite d'une forte activité de forage directionnel en Amérique du Nord ayant été contrebalancée par des déclins d'activité dans les zones Internationales. L'amélioration du chiffre d'affaires en Amérique du Nord s'explique par une plus forte participation des segments Forage & Mesures, Trépans & Outils de forage, ainsi que des produits et services M-I SWACO. La diminution du chiffre d'affaires dans les zones Internationales s'explique par l'achèvement de projets Forage & Mesures et de projets SFI en Inde et en Irak, tandis que le ralentissement hivernal en Russie et en Norvège a affecté l'activité Forage & Mesures ainsi que l'activité M-I SWACO. La marge d'exploitation avant impôts de 12 % a augmenté de 81 pdb en séquentiel malgré un chiffre d'affaires inchangé. Ceci était attribuable aux améliorations tarifaires liées à une plus grande participation des technologies de forage en réponse à une activité croissante dans la partie terrestre des Etats-Unis, qui a principalement concerné les segments Forage & Mesures et Trépans & Outils de forage. La marge a également progressé en réponse à l'exécution opérationnelle de SFI, M-I SWACO ainsi que Trépans & Outils de forage, et aux avantages liés à la transformation continue dans la mesure où les ressources ont été alignées pour correspondre à la courbe de la reprise. Dans la région du Conseil de coopération du Golfe (CCG), SFI a enregistré une amélioration de 40 % de la performance de forage au cours des trois premiers trimestres 2016 par rapport aux services de forage non intégrés dans des gisements similaires. Cette amélioration est basée sur le nombre de pieds forés par heure en dessous de la table de rotation. Cette réalisation a été favorisée par une combinaison de technologies de forage, telles que le système à taux de remontée élevé PowerDrive Archer* et le système rotatif orientable renforcé PowerDrive Xceed*, destinées optimiser les temps de forage dans des puits horizontaux et au cours de forages à portée étendue. Ceci comprenait l'utilisation de l'analyse d'efficience opérationnelle des forages multipuits RigHour*, ainsi que le logiciel d'optimisation du taux de pénétration ROPO*, qui ajuste les paramètres de forage pour maximiser la performance de forage au fond. Schlumberger a combiné ces technologies avec des flux de travail intégrés supervisés par des experts multidisciplinaires en Arabie saoudite et par les Centres d'intégration technologique de forage d'Abu Dhabi dans le but de réduire à la fois les coûts de forage et de développement global. En Norvège, Statoil a octroyé à Schlumberger un contrat de huit ans assorti de périodes optionnelles portant sur la fourniture de services intégrés de construction de puits pour l'une de ses plateformes auto-élévatrices Cat-J, qui a été conçue pour les opérations dans des environnements hostiles et des puits peu profonds du plateau continental norvégien. Schlumberger fournira des services de planification et d'exécution pour le forage directionnel, les mesures et la diagraphie en cours de forage, la diagraphie des fluides de forage, les fluides de complétion et de forage, la cimentation, le pompage, la récupération des fentes et le repêchage, la diagraphie par câble électrique, la gestion des déchets, la complétions, l'isolation mécanique des fonds de puits, le nettoyage mécanique des puits et la perforation acheminée par tubage pour le gisement satellite Gullfaks dont l'exploitation devrait débuter vers la fin de l'année. Dans le secteur norvégien de la mer du Nord, Forage & Mesures a utilisé le service de cartographie en cours de forage de réservoir GeoSphere* pour permettre à ExxonMobil de cartographier un réservoir injectite complexe et procéder efficacement à un forage assisté dans les sables cibles du gisement de Balder. En prenant en compte deux objectifs, éviter les trous de guidage coûteux dans les puits de développement qui ne parviennent généralement pas à fournir suffisamment d'informations pour placer les puits producteurs et éviter la mise en place du tubage dans des sables injectites fins, la technologie GeoSphere a cartographié la partie supérieure des sables massifs depuis une profondeur verticale totale de plus de 20 m en surface et a détecté le contact pétrole/eau tout en plaçant la section de puits de 12 ¼ po. avant de pénétrer le réservoir. S'agissant de la section de réservoir de 8 ½ po., le client a été en mesure de prévoir une stratégie de forage assisté au-devant du trépan en combinant les résultats d'interprétation sismique et de cartographie GeoSphere, et a donc amélioré la productivité des puits. Dans l'Ouest du Texas, Forage & Mesures a utilisé une combinaison de technologies et établi un nouveau record de performance de forage pour un opérateur du bassin Permien. L'ensemble de fond de puits comprenait les systèmes rotatifs orientables PowerDrive Orbit* pour optimiser le forage directionnel, ainsi qu'un moteur de forage haute performance DynaForce*, qui fournit la plus forte torsion au niveau du trépan et surpasse les moteurs conventionnels dans le forage à grand volume. En outre, le système MWD démontable SlimPulse* a fourni des mesures de direction, d'inclinaison, de face de coupe et de rayonnement gamma en temps réel pour la transmission d'impulsion par la boue. Le client a foré un puits latéral de 7 814 pieds en moins de 22 heures, surpassant de 47 % le record de métrage précédent du client dans le bassin Permien. Par conséquent, le client a réduit de 18 heures le temps de forage par rapport à un puits latéral précédent. En Égypte, le segment Forage & Mesures a utilisé le service de cartographie en cours de forage de réservoir GeoSphere* pour Belayim Petroleum Company (Petrobel), coentreprise entre Egyptian General Petroleum Corporation et IEOC Production B.V., dans le but d'éliminer un trou de guidage dans le gisement d'Abu Rudeis. Une non-conformité observée sur la partie supérieure des grès pétrolifères a dans un premier temps a nécessité un trou de guidage afin de déterminer la profondeur de tubage intermédiaire, tandis que les schistes pressurisés situés au-dessus de la zone cible a nécessité un poids de boue élevé qui a rendu difficile la pénétration du sable cible en raison des pertes potentielles liées à la circulation de la boue. La technologie GeoSphere a utilisé des mesures électromagnétiques directionnelles profondes pour révéler la stratification souterraine ainsi que les informations de contact des fluides à plus de 100 pieds du puits de forage, ce qui a permis de gérer l'incertitude géologique et le risque de forage. En éliminant le trou de guidage, le client a économisé environ 1,8 million USD. En Russie, Trépans & Outils de forage a utilisé une combinaison de technologies de trépans pour LLC LUKOIL-Komi, société affiliée de production de PAO LUKOIL, pour éliminer quatre passages de trépan et accroître le TDP d'un puits de limite du gisement de Kyrtaelskoye, dans la région Timan-Péchora. La technologie de coupe CDC rotative ONYX360* a augmenté la durabilité des trépans grâce à sa rotation à 360°, tandis que les éléments à diamant conique Stinger* ont fourni une résistance supérieure aux chocs et à l'usure dans cette formation sableuse dure et hautement abrasive. En outre, en raison de sa conception modulaire, le moteur orientable PowerPak* de Forage & Mesures a été adapté à l'environnement de forage. Par conséquent, le client a atteint un taux de pénétration moyen de 9,3 m/h, soit une augmentation de 40 % par rapport au taux de pénétration maximum atteint dans les puits de limite. En outre, le client a gagné cinq jours d'exploitation en forant la section de puits de 8 5/8 po. en 15 jours au lieu des 20 jours prévus. Dans le bassin du Neuquén, en Argentine, M-I SWACO a utilisé le fluide de forage à base d'eau en polymère renforcé KLA-SHIELD* pour permettre à Wintershall Argentina de forer un puits latéral de 3 281 pieds dans une formation problématique caractérisée par une pression interstitielle anormalement élevée, des fractures naturelles, des contraintes et une complexité géomécanique générale. Le système KLA-SHIELD optimisé par le lubrifiant STARGLIDE pour améliorer le TDP et par l'additif d'anti-accrétion améliorant le taux de pénétration DRILZONE a fourni une alternative aux fluides de forage non aqueux. En outre, le logiciel de simulation des fluides de forage VIRTUAL HYDRAULICS* a tracé la trajectoire du puits, effectué les simulations de torsion et d'entrave, évalué la rhéologie en termes de densité de circulation équivalente, et optimisé le nettoyage du puits. Le client en a bénéficié en forant le puits et le puits latéral en 70 jours, sans aucun problème d'éboulement, de gonflement, ou d'étroitesse du puits de forage. Le programme de transformation a permis d'améliorer la fiabilité et l'efficience, ainsi que la fourniture des produits et des services. Les équipes de conception, d'ingénierie et de maintenance de Forage & Mesures basées au CFE du Moyen-Orient à Dhahran, en Arabie saoudite, ont collaboré pour créer des logements modulaires renforcés destinés aux outils de mesure en cours de forage, et de réduire leur sensibilité au mouvement et à l'usure dans un environnement exposé à des chocs importants. Par conséquent, la fiabilité des outils de plateforme MWD intégrés ImPulse* a augmenté de 240 %, et la fiabilité des outils de service de neutrons à densité azimutale adnVISION* a augmenté de 47 % au cours des six premiers mois d'opération du CFE. Le chiffre d'affaires de 2,2 milliards USD du groupe Production, dont 72 % provenait des marchés internationaux, a grimpé de 5 % en séquentiel en réponse à une forte activité de fracturation dans le cadre de projets d'exploitation de ressources non conventionnelles dans la partie terrestre du Moyen-Orient, principalement en Arabie saoudite, ainsi qu'en Amérique du Nord où le nombre d'appareils de forage terrestres et de plateformes de fracturation a augmenté. Le chiffre d'affaires de la partie terrestre des Etats-Unis a augmenté à réponse au volume et à une légère reprise des prix. Le chiffre d'affaires de l'Ouest canadien a enregistré une croissance grâce à une intensification de l'activité pendant l'hiver et à l'augmentation des ventes de produits d'ascension artificielle. Le chiffre d'affaires de Cimentation a augmenté de 30 %, principalement en Amérique du Nord, tandis que celui des SPI a triplé, principalement dans les zones Internationales. La Kuwait Oil Company a octroyé à Schlumberger un contrat de fourniture et d'installation d'appareils de contrôle de débit entrant ResFlow*, qui seront utilisés dans des réservoirs de grès ainsi que dans un projet de développement de carbonate de 140 puits. La technologie ResFlow contribue à maintenir des taux de débit entrant uniformes sur l'ensemble de l'intervalle dans des complétions à découvert, même en présence de variations de perméabilité et de zones de perte. Ces deux projets de développement problématiques sur le plan technique nécessitent des équipements fiables capables de fonctionner dans des puits complexes afin de contrôler et de comprendre le comportement des réservoirs. En Chine, la division Services de puits a utilisé une combinaison de technologies pour la co-entreprise Schlumberger-CoPower pour surmonter les problèmes posés par un réservoir de gaz étroit sous-pressurisé dans le bassin d'Ordos. La technologie de fluide de fracturation à base de fibres FiberFRAC* a créé un réseau de fibres dans le fluide de fracturation, offrant un moyen mécanique de transport et de mise en place de l'agent de soutènement. En outre, le fluide composite de la gamme de services de complétion de réservoirs non conventionnels BroadBand* a permis de minimiser les filtrages potentiels et d'optimiser la distribution de l'agent de soutènement. Le client a atteint une production moyenne de près de 2 280 Mscf/j pour 11 puits, comparé à six puits de limite qui utilisaient des fluides de fracturation conventionnels et dont la production moyenne était de 812 Mscf/j. Aux Émirats arabes unis, la technique de fracturation de canal d'écoulement HiWAY* et le fluide de fracturation à base d'eau de mer UltraMARINE* de Services de puits ont été déployés dans un environnement offshore pour stimuler une roche mère à fortes contraintes et à faible perméabilité pour Dubai Petroleum. Huit travaux de fracturation utilisant un agent de soutènement ont été placés avec succès et plus d'un demi-million de livres ont été pompées. Ces huit travaux sont les premiers traitements de fracturation hydraulique de roche mère multiétagés offshore à être effectués dans le monde, et ont été achevés en 40 heures. En Amérique du Nord, la transformation a permis de réduire le coût de propriété des actifs et d'améliorer les efficiences opérationnelles pour Services de puits. Afin d'optimiser l'inventaire des matériaux et des stocks, une nouvelle organisation de Planification de l'approvisionnement a analysé les données de dépense pour garantir que les stocks disponibles soient suffisants pour les articles fréquemment utilisés et de maximiser les opportunités de partage. En juin 2016, seulement quatre mois après sa création, l'organisation avait réduit les stocks disponibles de 20 %. En outre, l'utilisation des tours Logistics Control qui centralisent la gestion et la fourniture des approvisionnements de gisements, tels que l'agent de soutènement pour les opérations de fracturation hydraulique, a réduit les coûts relatifs à l'exploitation des sites en effectuant toutes les opérations de planification, d'approvisionnement tactique, et de génération de bons de commande afin de garantir une fourniture rentable d'agent de soutènement au gisement. Depuis leur ouverture fin 2014, ces tours de contrôle ont permis à la société d'économiser 250 millions USD de frais de camionnage. Le chiffre d'affaires de 1,3 milliard USD du groupe Cameron, dont 71 % provenaient des marchés internationaux, était stable en séquentiel. Parmi les activités du groupe, OneSubsea a enregistré une augmentation de 11 % en séquentiel en réponse à une forte activité et exécution de projets dans les zones Europe/CEI/Afrique et Amérique latine, tandis que l'activité Systèmes de surface a généré un solide chiffre d'affaires au Moyen-Orient. Ces augmentations ont néanmoins été contrebalancées par le déclin du chiffre d'affaires de Systèmes de forage en réponse à un carnet de commande décroissant et à la baisse des réservations. Valves & Mesures a également baissé après les solides expéditions internationales du trimestre précédent. Murphy Exploration & Production Company–USA, une filiale de Murphy Oil Corporation, a octroyé à la Subsea Integration Alliance le premier contrat du secteur relatif à un système de stimulation multiphase sous-marin intégré en eau profonde d'ingénierie, d'approvisionnement, de construction, d'installation et de mise en service (IACIM) pour le gisement Dalmatian situé dans la partie américaine du Golfe du Mexique. Il s'agira du plus long raccordement de stimulation multiphase sous-marin en eau profonde du secteur et de la première attribution de projet EPCIC pour la Subsea Integration Alliance, qui a été formée en juillet 2015 entre OneSubsea, Schlumberger, et Subsea 7. La portée du contrat couvre la fourniture et l'installation d'un système de stimulation multiphase sous-marin, de contrôles sous-marins et de surface, ainsi qu'une liaison ombilicale d'alimentation et de commande intégrée de 35 km. Les activités d'installation offshore devraient commencer en 2018. Statoil a octroyé à OneSubsea un contrat d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction visant à fournir le système de production sous-marin destiné au gisement de gaz et de condensats d'Utgard en mer du Nord. La portée du contrat couvre un système de collecteur sous-marin à châssis d'ancrage, deux têtes de puits sous-marines et des arbres verticaux mono-diamètre sous-marins, un système de contrôle de la production, ainsi que des outils d'intervention et de reconditionnement connexes. En travaillant en étroite collaboration avec Statoil, OneSubsea développera un nouveau système de têtes de puits sous-marines adapté aux eaux relativement peu profondes du gisement d'Utgard. OneSubsea et Statoil ont déjà travaillé ensemble pour mettre au point un arbre vertical mono-diamètre sous-marin en tant que solution normalisée pour les développements sous-marins de Statoil. Les arbres verticaux, qui font partie des réalisations prévues au contrat, seront assemblés et testés dans l'installation de OneSubsea à Horsøy, en Norvège. Transocean a octroyé à Schlumberger deux contrats de services de gestion d'équipement de contrôle de pression d'une durée de 10 ans évalués à plus de 350 millions USD. Le premier contrat inclut la gestion par Schlumberger des colonnes montantes Cameron de Transocean dans la partie américaine du Golfe du Mexique, ainsi que le stockage, la maintenance, l'inspection, la réparation, la recertification, et la gestion orientée données des colonnes montantes sur les appareils de forage. Le deuxième contrat prévoit la fourniture d'une gamme complète de solutions Schlumberger destinées à entretenir et réparer les systèmes de blocs obturateurs de puits ainsi que d'autres équipements de contrôle de la pression pour neufs appareils de forage en eau ultra-profonde et en milieu hostile. Ces contrats contribueront à réduire le coût total de propriété des équipements offshore et à accroître la disponibilité des équipements de contrôle de la pression via des solutions techniques, opérationnelles et commerciales intégrées. En Arabie saoudite, le segment Valves & Mesures a été sélectionné par plusieurs sociétés d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction dirigées par Saudi KAD pour fournir et installer des clapets à bille GROVE* et des actionneurs LEDEEN* d'une valeur de plus de 40 millions USD destinés à soutenir des projets de pipeline clés relatifs aux programmes Master Gas Phase II et Fadhili Gas. Les installations de Schlumberger dans le Royaume ainsi que son soutien des activités de mise en service et d'exécution ont fait de Cameron le partenaire idéal pour ce projet. Outre les résultats financiers déterminés conformément aux principes comptables généralement reconnus (PCGR) aux États-Unis, ce communiqué de presse sur les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016 comprend également des mesures financières non-PCGR (telles que définies par le Règlement G de la SEC). Le résultat net, hors charges et crédits, ainsi que les mesures dérivées de celui-ci (y compris BPA dilué, hors charges et crédits ; résultat net avant participations minoritaires, hors charges et crédits ; et taux d'imposition effectif, hors charges et crédits) sont des mesures financières non-PCGR. La direction estime que l'exclusion des charges et crédits de ces mesures financières permet d'évaluer plus efficacement la période d'opérations de Schlumberger au cours de l'exercice et d'identifier les tendances d'exploitation qui pourraient être masquées par les articles exclus. Ces mesures sont également utilisées par la direction comme des mesures de performance pour déterminer certains régimes d'intéressement. Les mesures financières non PCGR doivent être envisagées en plus des autres informations financières présentées en conformité avec PCGR, et non pas en remplacement de celles-ci. Ce qui suit est un rapprochement de ces mesures non-PCGR aux mesures PCGR comparables : Schlumberger est le premier fournisseur mondial de technologie pour le traitement, la production, le forage et la caractérisation de réservoirs pour l’industrie pétrolière et gazière. Présente dans plus de 85 pays et comptant près de 100 000 employés de plus de 140 nationalités, Schlumberger offre le plus large éventail de produits et de services allant de l’exploration à la production, ainsi que des solutions intégrées allant du forage au pipeline qui optimisent la récupération des hydrocarbures pour assurer le rendement des gisements. Le présent communiqué sur les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016, ainsi que d’autres déclarations que nous formulons, contiennent des « déclarations prévisionnelles » au sens des lois fédérales sur les valeurs mobilières, qui contiennent des déclarations qui ne constituent pas des faits historiques, telles que nos prévisions ou nos attentes concernant les perspectives commerciales ; la croissance de Schlumberger dans son ensemble et de chacun de ses segments (et des produits ou des zones géographiques spécifiées dans chaque segment) ; la croissance de la demande et de la production de pétrole et de gaz naturel ; les prix du gaz naturel et du pétrole ; les améliorations des procédures d’exploitation et de la technologie, y compris notre programme de transformation ; les dépenses d’investissement par Schlumberger et l’industrie du pétrole et du gaz ; les stratégies commerciales des clients de Schlumberger ; les bénéfices anticipés de la transaction Cameron ; le succès des coentreprises et des alliances de Schlumberger ; la conjoncture économique mondiale future ; et les résultats d’exploitation futurs. Ces déclarations sont sujettes à des risques et à des incertitudes y compris, sans toutefois s’y limiter : la conjoncture économique mondiale ; les changements dans les dépenses d’exploration et de production par les clients de Schlumberger et les changements dans le niveau d’exploration et de développement du pétrole et du gaz naturel ; la conjoncture économique, politique et commerciale générale dans des régions clés du monde ; le risque lié aux devises étrangères ; la pression tarifaire ; les facteurs climatiques et saisonniers ; les changements, retards ou annulations opérationnels ;les déclins de production ; les changements de réglementations gouvernementales et d'exigences réglementaires, y compris celles liées à l’exploration offshore de pétrole et de gaz, aux sources radioactives, aux explosifs, aux produits chimiques, aux services de fracturation hydraulique et aux initiatives liées au climat ; l’incapacité de la technologie à relever les nouveaux défis dans l'exploration ; l’incapacité à intégrer Cameron avec succès et à réaliser les synergies attendues ; l'incapacité à retenir les employés clés ; ainsi que d'autres risques et incertitudes détaillés dans le présent communiqué sur les résultats de l'exercice complet et du quatrième trimestre 2016 et dans les informations supplémentaires, ainsi que dans nos formulaires 10-K, 10-Q et 8-K les plus récents, déposés auprès de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis ou fournis à cette dernière. En cas de concrétisation d’un ou plusieurs de ces risques ou incertitudes (ou si les conséquences d’un tel développement évoluaient), ou d’inexactitude de nos hypothèses sous-jacentes, il est possible que les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats énoncés dans nos déclarations prévisionnelles. Schlumberger rejette toute intention ou obligation de publication de mise à jour ou de révision de toute déclaration prévisionnelle, que ce soit du fait de nouvelles informations, d’événements futurs ou pour toute autre raison.


Abdelazim I.A.,Ain Shams University | Abdelazim I.A.,Kuwait Oil Company
Australian and New Zealand Journal of Obstetrics and Gynaecology | Year: 2013

Aims Lower vaginal swabs were collected to compare the intrapartum polymerase chain reaction (PCR) test to the standard antepartum culture for detection of group B streptococcus (GBS) colonisation. Materials and Methods Four hundred and forty-five pregnant women with documented antepartum GBS cultures, who did not receive either antepartum or intrapartum antibiotics, were included in this prospective study. At the time of delivery and before the intrapartum antibiotic prophylaxis (IAP), double swabs were collected, one of the swab was used in the GBS molecular-based (PCR) test and the other was processed for GBS culture in Ahmadi Hospital Clinical Laboratory. Neonates were examined after delivery to diagnose GBS sepsis, and using intrapartum GBS culture as gold standard test; the intrapartum PCR test was compared to the antepartum culture. Results The sensitivity and specificity of antepartum culture to diagnose GBS colonisation were 73 & 95.5%, respectively, compared with 98.3% sensitivity & 99% specificity for intrapartum PCR test (P > 0.05). Although the intrapartum PCR test was more accurate (98.8%) for detection of GBS colonisation than antepartum culture (90%), its accuracy was significantly different. The neonatal GBS sepsis was significantly related to positive intrapartum cultures, and intrapartum PCR tests, but was not related to positive antepartum cultures (the IAP to the antepartum GBS-positive mothers reduces GBS sepsis of their neonates). Discussion The intrapartum PCR test is an accurate bedside test and it has the potential to be used as intrapartum screening for GBS colonisation allowing appropriate management of mothers and neonates. © 2013 The Royal Australian and New Zealand College of Obstetricians and Gynaecologists.


Abdelazim I.A.,Ain Shams University | Abdelazim I.A.,Kuwait Oil Company
Journal of Obstetrics and Gynaecology Research | Year: 2014

Aim: This study was designed to detect the accuracy of the insulin-like growth factor binding protein-1 (IGFBP-1) in diagnosing premature rupture of fetal membranes. Materials and Methods: A total of 150 pregnant women after 37 weeks' gestation were included in this study and divided into two groups according to presence or absence of premature rupture of the membranes (PROM); 75 patients with PROM were included in group I and 75 patients without PROM were included in group II as controls. The diagnosis of PROM was based on patient's history of sudden gush of water, pooling of amniotic fluid, positive Ferning pattern, positive Nitrazine test, confirmed by visualization of fluid passing from the cervical canal during sterile speculum examination and transabdominal ultrasound to measure the amniotic fluid index. Results: In this study, the sensitivity and the specificity of IGFBP-1 (Actim PROM test) in diagnosing PROM were 89.3% and 82.7%, respectively, as compared with 84% sensitivity and 78.7% specificity for Ferning test, and 86.7% sensitivity and 81.3% specificity for Nitrazine test. The positive predictive value (PPV) and negative predictive value (NPV) of IGFBP-1 were 83.8% and 88.6%, respectively, as compared with 79.7% PPV and 83.1% NPV for the Ferning test, and 82.2% PPV and 85.9% NPV for the Nitrazine test. The IGFBP-1 was more accurate (86%) for detection of PROM than the Ferning (81.3%) or Nitrazine (84.0%) tests. Conclusion: TheActim PROM test for detection of IGFBP-1 in the vaginal fluid is a simple bedside test and can be used as a complimentary test to confirm the clinical diagnosis of PROM. © 2014 Japan Society of Obstetrics and Gynecology.


Das P.C.,Kuwait Oil Company
Society of Petroleum Engineers - North Africa Technical Conference and Exhibition 2012, NATC 2012: Managing Hydrocarbon Resources in a Changing Environment | Year: 2012

Selected technology for Makeup (MU) and Produced Water (PW) Treatment of thermal facilities (Cyclic Steam Stimulation (CSS), Steam Flood (SF) and Steam Assisted Gravity Drain (SAGD) plays an important role in the CAPEX and OPEX of the plant. This paper summarizes merits and demerits of the available technologies for PW treatment and presents a case study to establish the best solution for the ongoing design of the commercial plant of Kuwait Oil Company (KOC) for its initial phase of operation. To meet the production target, the time for collecting design data for PW from the pilot is not available to select the proper technology for PW treatment. Due to lack of proper analysis of PW, a conservative approach was made to select the PW treatment technology by using the analysis of the formation water with high Total Dissolved Solid (TDS). For the high TDS the selected technology was Mechanical Vapour Compression (MVC) system, a unit with high CAPEX and OPEX and is totally a new technology for CSS and SF process. With the case study, the paper demonstrates that although the formation water is with high TDS but the amount of coupled PW per barrel of crude could be very low. Thus with CSS and SF process, the TDS content of the produced water could be reduced substantially and MVC may not be an option. Field data showed as the sufficient amount of MU water is available, the need for recycling PW can be deferred. The technology for PW treatment will be selected based on the initial operating data. The accepted proposal will help the project to select the appropriate technology based on proper data of the commercial plant and may lead to a practical and economic design. Copyright 2012, Society of Petroleum Engineers.


AlHajri M.F.,Dalhousie University | AlHajri M.F.,Kuwait Oil Company | El-Hawary M.E.,Dalhousie University
IEEE Transactions on Power Delivery | Year: 2010

The radial distribution network structure is exploited in developing a fast and flexible radial power flow (FFRPF) solution technique. The cornerstone of this technique is constructing one single building block matrix, called the radial configuration matrix (RCM), which is utilized in carrying out the radial power flow backward/forward iterative steps. The RCM is designed to have a small condition number with a determinant and all of its eigenvalues be equal to one to ensure its invertibility. By incorporating this matrix and its direct descendant matrices in solving the power flow problem, the CPU execution time is decreased compared with other methods. The FFRPF method is flexible in accommodating any changes that may take place in an existing radial distribution system since these changes can be exclusively incorporated within this matrix. The FFRPF is tested by using several balanced and unbalanced three-phase radial distribution systems. © 2009 IEEE.


El-Mahdy I.,Kuwait Oil Company
SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, MEOS, Proceedings | Year: 2015

HSE Live project is a project to create Kuwait Oil Company HSE data capture and reporting web page. Copyright 2015, Society of Petroleum Engineers.


Nashawi I.S.,Kuwait University | Malallah A.,Kuwait University | Al-Bisharah M.,Kuwait Oil Company
Energy and Fuels | Year: 2010

The year 2008 has witnessed unprecedented fluctuations in the oil prices.During the first three-quarters, the oil price abruptly increased to $140/bbl, a level that has never been reached before; then because of the global economic crisis, the price dramatically plunged to less than $50/bbl by the end of the year losing more than 64% of the maximum price in less than three months period. The supply of crude oil to the international market oscillated to follow suite according to the law of supply and demand. This behavior affected oil production in all exporting countries. Nonetheless, the demand for crude oil in some developing countries, such as China and India, has increased in the past few years because of the rapid growth in the transportation sector in addition to the absence of viable economic alternatives for fossil fuel. The rapid growth in fuel demand has forced the policy makers worldwide to include uninterrupted crude oil supply as a vital priority in their economic and strategic planning. Even though forecasting should be handled with extreme caution, it is always desirable to look ahead as far as possible to make an intellectual judgment on the future supplies of crude oil. Over the years, accurate prediction of oil production was confronted by fluctuating ecological, economical, and political factors, which imposed many restrictions on its exploration, transportation, and supply and demand. The objective of this study is to develop a forecastingmodel to predict world crude oil supply with better accuracy than the existing models. Even though our approach originates from Hubbert model, it overcomes the limitations and restrictions associated with the original Hubbert model. As opposed to Hubbert single-cycle model, our model has more than one cycle depending on the historical oil production trend and known oil reserves. The presented method is a viable tool to predict the peak oil production rate and time. The model is simple, accurate, and totally data driven, which allows a continuous updating once new data are available. The analysis of 47major oil producing countries estimates the world's ultimate crude oil reserve by 2140 BSTB and the remaining recoverable oil by 1161 BSTB. The world production is estimated to peak in 2014 at a rate of 79 MMSTB/D. OPEC has remaining reserve of 909 BSTB, which is about 78% of the world reserves. OPEC production is expected to peak in 2026 at a rate of 53 MMSTB/D. On the basis of 2005 world crude oil production and current recovery techniques, the world oil reserves are being depleted at an annual rate of 2.1%. © 2010 American Chemical Society.


El-Emam A.,Kuwait Oil Company
Oilfield Review | Year: 2010

Advances in land seismic acquisition and processing are improving characterization of both shallow anomalies and deep geologic targets. Among these are techniques for greater bandwidth, faster acquisition and enhanced sub-surface imaging in regions that have previously yielded poor results. Examples from Canada, Australia and the Middle East show the improvements achieved with these new methods. Copyright © 2010 Schlumberger.


A downhole tool for permeability calculation includes a body configured for insertion into and retraction from a horizontal well, and coupled with a computer system that includes an interface operable to receive (i) fluid properties associated with the horizontal well, under downhole production logging conditions; (ii) relative permeability to oil and relative permeability to water, for the horizontal well; and (iii) actual production logging data associated with the horizontal well. The computer system may also include one or more processors that are operable to (i) determine an approximate upper boundary and an approximate lower boundary of the horizontal well; (ii) divide the horizontal well into a plurality of well segments; and (iii) calculate, for each respective well segment, a horizontal permeability.

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