Moscow, Russia
Moscow, Russia

Lukoil is Russia's second largest oil company and its second largest producer of oil as of 2005. In 2012, the company produced 89.856 million tons of oil in terms of proven oil and gas reserves. In 2008, the company had 19.3 billion barrels of oil equivalent per SPE standards. This amounts to some 1.3% of global oil reserves. The company has operations in more than 40 countries around the world. Wikipedia.


Time filter

Source Type

News Article | May 8, 2017
Site: www.prnewswire.co.uk

On May 8, 2017, Madalena entered into a series of agreements with Hispania Petroleum S.A., ("Hispania") a private, family-owned Spanish energy company which has operated in multiple countries, including Argentina, for three generations. The agreements provide for a package of debt and mezzanine financing which, once implemented, are expected to resolve Madalena's liquidity challenges (the "Working Capital Loan") and provides the Company access to growth capital for drilling and investment activities (the "Capex Loan"). Jose David Penafiel, Hispania's CEO, has been appointed CEO of Madalena, and he and Alejandro Augusto Penafiel will join Madalena's Board of Directors. In order for new management to successfully transition and streamline operations, the companies have entered into a services agreement (the "Services Agreement") whereby Hispania's personnel, in Argentina and elsewhere, will be made available to Madalena. Jose David Penafiel, Madalena's new CEO, is highly qualified to oversee the next phase of Madalena's growth. Mr. Penafiel is a University of Oxford graduate and was the General Manager of Hispania's Argentina operations for 7 years.  During that time, Mr. Penafiel successfully assisted Hispania's Chairman in negotiations to take over operatorship of Area Puesto Guardian, and also led successful negotiations to acquire the 40% stake held by Antrim Energy Inc. in Area Puesto Guardian in Argentina. Mr. Penafiel later concluded a farm-in agreement with President Energy PLC for a 50% stake in Area Puesto Guardian, and sold the remaining 50% stake of the concession in July 2014.  Mr. Penafiel has managed multiple drilling campaigns in Argentina, as well as unconventional drilling operations in Texas in the Permian Basin.  Mr. Penafiel brings to Madalena a long history working in the energy industry, with most of that experience focused in Latin America. This transformative transaction provides Madalena with sophisticated leadership, financially aligned with shareholders and experienced in working in Argentina, and with committed growth capital. With leadership concentrated in Argentina, the Company can implement cost controls and can achieve meaningful efficiencies.  The growth capital will enable the Company to properly develop its conventional and unconventional assets. In summary, this marks a new chapter for Madalena, with a renewed focus on operational productivity and enterprise growth. Highlights: The Company has entered into two credit facilities with Hispania, with a total of $23 million of availability, which will be utilized on an as-needed basis: The Services Agreement has an initial term of one year, but may be extended by agreement. Pursuant to the Agreement, Hispania's personnel will provide: In association with the Services Agreement, Madalena will issue Warrants to Hispania in six consecutive monthly tranches of 4,758,333 Warrants.  These Warrants will have an exercise price equal to the price of the Common Shares on the last trading day prior to issuance and will expire 18 months thereafter. New Focus The Company is reducing its Canadian presence as it transfers executive management functions to Argentina. To that end, Mr. Steve Dabner, VP Exploration and New Ventures and Mr. Thomas Love, VP Finance and Chief Financial Officer will depart the Company. Mr. Dabner will depart immediately, and Mr. Love, effective May 31, 2017. The Madalena board of directors wishes to thank Messrs Dabner and Love for their significant contributions to the Company. The Madalena board of directors wishes to extend its gratitude to its Chairman and Interim CEO, Steven Sharpe. Without his leadership, commitment and personal sacrifice, the Company would not have achieved this successful result, which positions Madalena to grow and prosper. As well as relinquishing his title as Interim President and CEO, Steven has expressed his intention to step down as the Chair, and has tendered his resignation as a Madalena director. "My work here is done", Steven commented, "The challenges we have faced over the last while have been truly enormous, but I believe Madalena's future prospects are bright and its ability to pursue them assured. I have spent much time with Jose over the last months as we put this deal together. The Company is in good hands." Shareholder Support  Maglan Capital LP, Madalena's largest shareholder, has expressed its full support of the transactions with Hispania and the appointment of the new CEO and directors. David Tawil, President of Maglan Capital stated: "We are excited for the next chapter in Madalena's development. It speaks volumes about the quality of Madalena's assets and operations, that the Company was able to attract such a qualified and experienced investor group and leader." Steven Azarbad, Chief Investment Officer of Maglan Capital added: "We are committed to working with the new CEO and the Board to realize the potential which we believe exists for all Madalena shareholders. We thank Mr. Sharpe and the rest of the board for their efforts in consummating this transaction." About Hispania Hispania Petroleum began operations in the 1980's focused initially on trading crude oil and products and then transitioned into exploration and production. Hispania has had great success operating in the Russian market with a steady increase in production since 1992 from the oil fields in the Perm region that it operates alongside its joint venture partner, Lukoil.  Hispania began its operations in Argentina in 1991 after acquiring Area Puesto Guardian in the Noroeste basin. Hispania's operations in Argentina were focused on redeveloping Puesto Guardian's five oil fields.  The company's redevelopment project was successful by maintaining low operational costs. Mr. Jose David Penafiel stated: "We are excited about the opportunity to focus on Argentina once again. Madalena has solid production from its existing fields, and holds significant exploitation potential with the ability to materially grow production through a clearly thought out near-term drilling and completion program in its core Vaca Muerta position. The Hispania group considers Argentina a very fertile location to build a major hydrocarbon producing business, making material investments in the local economy, engaging with well-connected partners, streamlining the local workforce while continuing to benefit the communities where the Company operates. We expect to achieve rapid progress in the short- to medium-term in this regard." Annual and Special Meeting of Madalena Shareholders These transactions are subject to certain regulatory and shareholder approvals. The Company expects to hold its annual and special meeting of shareholders in June, 2017 to, among other things, approve the Capex Loan and attend to annual meeting matters. About Madalena Energy Madalena is an independent, Canadian Argentine focused upstream oil and gas company with operations in four provinces of Argentina where it is primarily focused on the delineation of unconventional oil and gas resources. The Company is implementing horizontal drilling and completions technology to develop both its conventional and resource plays. Madalena trades on the TSX Venture Exchange under the symbol MVN and on the OTCQX under the symbol MDLNF. The information in this news release contains certain forward-looking statements. These statements relate to future events or our future performance, in particular, but not limited to, with respect to matters related to addressing the Company's liquidity challenges, the Company's future plans and the timing of certain matters. All statements other than statements of historical fact may be forward-looking statements. Forward-looking statements are often, but not always, identified by the use of words such as "seek", "anticipate", "plan", "continue", "estimate", "approximate", "expect", "may", "will", "project", "predict", "potential", "targeting", "intend", "could", "might", "should", "believe", "would" and similar expressions. These statements involve substantial known and unknown risks and uncertainties, certain of which are beyond the Company's control, including: the impact of general economic conditions; industry conditions; changes in laws and regulations including the adoption of new environmental laws and regulations and changes in how they are interpreted and enforced; fluctuations in commodity prices and foreign exchange and interest rates; stock market volatility and market valuations; volatility in market prices for oil and natural gas; liabilities inherent in oil and natural gas operations; uncertainties associated with estimating oil and natural gas reserves; competition for, among other things, capital, acquisitions, of reserves, undeveloped lands and skilled personnel; incorrect assessments of the value of acquisitions; changes in income tax laws or changes in tax laws and incentive programs relating to the oil and gas industry; geological, technical, drilling and processing problems and other difficulties in producing petroleum reserves; and obtaining required approvals of regulatory authorities. The Company's actual results, performance or achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, such forward-looking statements and, accordingly, no assurances can be given that any of the events anticipated by the forward-looking statements will transpire or occur or, if any of them do, what benefits the Company will derive from them. These statements are subject to certain risks and uncertainties and may be based on assumptions that could cause actual results to differ materially from those anticipated or implied in the forward-looking statements. The forward-looking statements in this news release are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement. Except as required by law, the Company undertakes no obligation to publicly update or revise any forward-looking statements. Investors are encouraged to review and consider the additional risk factors set forth in the Company's Annual Information Form, which is available on SEDAR at http://www.sedar.com. Neither the TSX Venture Exchange nor its Regulation Service Provider (as that term is defined in the policies of the TSX Venture Exchange) accepts responsibility for the adequacy or accuracy of this release.


News Article | May 8, 2017
Site: www.prnewswire.com

On May 8, 2017, Madalena entered into a series of agreements with Hispania Petroleum S.A., ("Hispania") a private, family-owned Spanish energy company which has operated in multiple countries, including Argentina, for three generations. The agreements provide for a package of debt and mezzanine financing which, once implemented, are expected to resolve Madalena's liquidity challenges (the "Working Capital Loan") and provides the Company access to growth capital for drilling and investment activities (the "Capex Loan"). Jose David Penafiel, Hispania's CEO, has been appointed CEO of Madalena, and he and Alejandro Augusto Penafiel will join Madalena's Board of Directors. In order for new management to successfully transition and streamline operations, the companies have entered into a services agreement (the "Services Agreement") whereby Hispania's personnel, in Argentina and elsewhere, will be made available to Madalena. Jose David Penafiel, Madalena's new CEO, is highly qualified to oversee the next phase of Madalena's growth. Mr. Penafiel is a University of Oxford graduate and was the General Manager of Hispania's Argentina operations for 7 years.  During that time, Mr. Penafiel successfully assisted Hispania's Chairman in negotiations to take over operatorship of Area Puesto Guardian, and also led successful negotiations to acquire the 40% stake held by Antrim Energy Inc. in Area Puesto Guardian in Argentina. Mr. Penafiel later concluded a farm-in agreement with President Energy PLC for a 50% stake in Area Puesto Guardian, and sold the remaining 50% stake of the concession in July 2014.  Mr. Penafiel has managed multiple drilling campaigns in Argentina, as well as unconventional drilling operations in Texas in the Permian Basin.  Mr. Penafiel brings to Madalena a long history working in the energy industry, with most of that experience focused in Latin America. This transformative transaction provides Madalena with sophisticated leadership, financially aligned with shareholders and experienced in working in Argentina, and with committed growth capital. With leadership concentrated in Argentina, the Company can implement cost controls and can achieve meaningful efficiencies.  The growth capital will enable the Company to properly develop its conventional and unconventional assets. In summary, this marks a new chapter for Madalena, with a renewed focus on operational productivity and enterprise growth. Highlights: The Company has entered into two credit facilities with Hispania, with a total of $23 million of availability, which will be utilized on an as-needed basis: The Services Agreement has an initial term of one year, but may be extended by agreement. Pursuant to the Agreement, Hispania's personnel will provide: In association with the Services Agreement, Madalena will issue Warrants to Hispania in six consecutive monthly tranches of 4,758,333 Warrants.  These Warrants will have an exercise price equal to the price of the Common Shares on the last trading day prior to issuance and will expire 18 months thereafter. New Focus The Company is reducing its Canadian presence as it transfers executive management functions to Argentina. To that end, Mr. Steve Dabner, VP Exploration and New Ventures and Mr. Thomas Love, VP Finance and Chief Financial Officer will depart the Company. Mr. Dabner will depart immediately, and Mr. Love, effective May 31, 2017. The Madalena board of directors wishes to thank Messrs Dabner and Love for their significant contributions to the Company. The Madalena board of directors wishes to extend its gratitude to its Chairman and Interim CEO, Steven Sharpe. Without his leadership, commitment and personal sacrifice, the Company would not have achieved this successful result, which positions Madalena to grow and prosper. As well as relinquishing his title as Interim President and CEO, Steven has expressed his intention to step down as the Chair, and has tendered his resignation as a Madalena director. "My work here is done", Steven commented, "The challenges we have faced over the last while have been truly enormous, but I believe Madalena's future prospects are bright and its ability to pursue them assured. I have spent much time with Jose over the last months as we put this deal together. The Company is in good hands." Shareholder Support Maglan Capital LP, Madalena's largest shareholder, has expressed its full support of the transactions with Hispania and the appointment of the new CEO and directors. David Tawil, President of Maglan Capital stated: "We are excited for the next chapter in Madalena's development. It speaks volumes about the quality of Madalena's assets and operations, that the Company was able to attract such a qualified and experienced investor group and leader." Steven Azarbad, Chief Investment Officer of Maglan Capital added: "We are committed to working with the new CEO and the Board to realize the potential which we believe exists for all Madalena shareholders. We thank Mr. Sharpe and the rest of the board for their efforts in consummating this transaction." About Hispania Hispania Petroleum began operations in the 1980's focused initially on trading crude oil and products and then transitioned into exploration and production. Hispania has had great success operating in the Russian market with a steady increase in production since 1992 from the oil fields in the Perm region that it operates alongside its joint venture partner, Lukoil.  Hispania began its operations in Argentina in 1991 after acquiring Area Puesto Guardian in the Noroeste basin. Hispania's operations in Argentina were focused on redeveloping Puesto Guardian's five oil fields.  The company's redevelopment project was successful by maintaining low operational costs. Mr. Jose David Penafiel stated: "We are excited about the opportunity to focus on Argentina once again. Madalena has solid production from its existing fields, and holds significant exploitation potential with the ability to materially grow production through a clearly thought out near-term drilling and completion program in its core Vaca Muerta position. The Hispania group considers Argentina a very fertile location to build a major hydrocarbon producing business, making material investments in the local economy, engaging with well-connected partners, streamlining the local workforce while continuing to benefit the communities where the Company operates. We expect to achieve rapid progress in the short- to medium-term in this regard." Annual and Special Meeting of Madalena Shareholders These transactions are subject to certain regulatory and shareholder approvals. The Company expects to hold its annual and special meeting of shareholders in June, 2017 to, among other things, approve the Capex Loan and attend to annual meeting matters. About Madalena Energy Madalena is an independent, Canadian Argentine focused upstream oil and gas company with operations in four provinces of Argentina where it is primarily focused on the delineation of unconventional oil and gas resources. The Company is implementing horizontal drilling and completions technology to develop both its conventional and resource plays. Madalena trades on the TSX Venture Exchange under the symbol MVN and on the OTCQX under the symbol MDLNF. The information in this news release contains certain forward-looking statements. These statements relate to future events or our future performance, in particular, but not limited to, with respect to matters related to addressing the Company's liquidity challenges, the Company's future plans and the timing of certain matters. All statements other than statements of historical fact may be forward-looking statements. Forward-looking statements are often, but not always, identified by the use of words such as "seek", "anticipate", "plan", "continue", "estimate", "approximate", "expect", "may", "will", "project", "predict", "potential", "targeting", "intend", "could", "might", "should", "believe", "would" and similar expressions. These statements involve substantial known and unknown risks and uncertainties, certain of which are beyond the Company's control, including: the impact of general economic conditions; industry conditions; changes in laws and regulations including the adoption of new environmental laws and regulations and changes in how they are interpreted and enforced; fluctuations in commodity prices and foreign exchange and interest rates; stock market volatility and market valuations; volatility in market prices for oil and natural gas; liabilities inherent in oil and natural gas operations; uncertainties associated with estimating oil and natural gas reserves; competition for, among other things, capital, acquisitions, of reserves, undeveloped lands and skilled personnel; incorrect assessments of the value of acquisitions; changes in income tax laws or changes in tax laws and incentive programs relating to the oil and gas industry; geological, technical, drilling and processing problems and other difficulties in producing petroleum reserves; and obtaining required approvals of regulatory authorities. The Company's actual results, performance or achievement could differ materially from those expressed in, or implied by, such forward-looking statements and, accordingly, no assurances can be given that any of the events anticipated by the forward-looking statements will transpire or occur or, if any of them do, what benefits the Company will derive from them. These statements are subject to certain risks and uncertainties and may be based on assumptions that could cause actual results to differ materially from those anticipated or implied in the forward-looking statements. The forward-looking statements in this news release are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement. Except as required by law, the Company undertakes no obligation to publicly update or revise any forward-looking statements. Investors are encouraged to review and consider the additional risk factors set forth in the Company's Annual Information Form, which is available on SEDAR at www.sedar.com. Neither the TSX Venture Exchange nor its Regulation Service Provider (as that term is defined in the policies of the TSX Venture Exchange) accepts responsibility for the adequacy or accuracy of this release.


News Article | April 26, 2017
Site: marketersmedia.com

— In this report, the global Industrial Oil market is valued at USD XX million in 2016 and is expected to reach USD XX million by the end of 2022, growing at a CAGR of XX% between 2016 and 2022. Geographically, this report split global into several key Regions, with sales (K MT), revenue (Million USD), market share and growth rate of Industrial Oil for these regions, from 2012 to 2022 (forecast), covering United States China Europe Japan Southeast Asia India Global Industrial Oil market competition by top manufacturers/players, with Industrial Oil sales volume, Price (USD/MT), revenue (Million USD) and market share for each manufacturer/player; the top players including Royal Dutch ExxonMobil Castrol Total Copton Sinopec FUCHS VC Lubrita BP Morris Lubricants Chevron Lukoil Cnpc Nippon Oil Valvoline On the basis of product, this report displays the sales volume (K MT), revenue (Million USD), product price (USD/MT), market share and growth rate of each type, primarily split into Industrial Gear Oil Hydraulic Oil Turbine Oil Heat Transfer Oil Others On the basis on the end users/applications, this report focuses on the status and outlook for major applications/end users, sales volume, market share and growth rate of Industrial Oil for each application, including Electric Power Industry Machine Tooling System Refrigeration Industry Iron and Steel Industry Others Global Industrial Oil Sales Market Report 2017 1 Industrial Oil Market Overview 1.1 Product Overview and Scope of Industrial Oil 1.2 Classification of Industrial Oil by Product Category 1.2.1 Global Industrial Oil Market Size (Sales) Comparison by Type (2012-2022) 1.2.2 Global Industrial Oil Market Size (Sales) Market Share by Type (Product Category) in 2016 1.2.3 Industrial Gear Oil 1.2.4 Hydraulic Oil 1.2.5 Turbine Oil 1.2.6 Heat Transfer Oil 1.2.7 Others 1.3 Global Industrial Oil Market by Application/End Users 1.3.1 Global Industrial Oil Sales (Volume) and Market Share Comparison by Application (2012-2022) 1.3.2 Electric Power Industry 1.3.3 Machine Tooling System 1.3.4 Refrigeration Industry 1.3.5 Iron and Steel Industry 1.3.6 Others 1.4 Global Industrial Oil Market by Region 1.4.1 Global Industrial Oil Market Size (Value) Comparison by Region (2012-2022) 1.4.2 United States Industrial Oil Status and Prospect (2012-2022) 1.4.3 China Industrial Oil Status and Prospect (2012-2022) 1.4.4 Europe Industrial Oil Status and Prospect (2012-2022) 1.4.5 Japan Industrial Oil Status and Prospect (2012-2022) 1.4.6 Southeast Asia Industrial Oil Status and Prospect (2012-2022) 1.4.7 India Industrial Oil Status and Prospect (2012-2022) 1.5 Global Market Size (Value and Volume) of Industrial Oil (2012-2022) 1.5.1 Global Industrial Oil Sales and Growth Rate (2012-2022) 1.5.2 Global Industrial Oil Revenue and Growth Rate (2012-2022) … 9 Global Industrial Oil Players/Suppliers Profiles and Sales Data 9.1 Royal Dutch 9.1.1 Company Basic Information, Manufacturing Base and Competitors 9.1.2 Industrial Oil Product Category, Application and Specification 9.1.2.1 Product A 9.1.2.2 Product B 9.1.3 Royal Dutch Industrial Oil Sales, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 9.1.4 Main Business/Business Overview 9.2 ExxonMobil 9.2.1 Company Basic Information, Manufacturing Base and Competitors 9.2.2 Industrial Oil Product Category, Application and Specification 9.2.2.1 Product A 9.2.2.2 Product B 9.2.3 ExxonMobil Industrial Oil Sales, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 9.2.4 Main Business/Business Overview 9.3 Castrol 9.3.1 Company Basic Information, Manufacturing Base and Competitors 9.3.2 Industrial Oil Product Category, Application and Specification 9.3.2.1 Product A 9.3.2.2 Product B 9.3.3 Castrol Industrial Oil Sales, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 9.3.4 Main Business/Business Overview 9.4 Total 9.4.1 Company Basic Information, Manufacturing Base and Competitors 9.4.2 Industrial Oil Product Category, Application and Specification 9.4.2.1 Product A 9.4.2.2 Product B 9.4.3 Total Industrial Oil Sales, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 9.4.4 Main Business/Business Overview 9.5 Copton 9.5.1 Company Basic Information, Manufacturing Base and Competitors 9.5.2 Industrial Oil Product Category, Application and Specification 9.5.2.1 Product A 9.5.2.2 Product B 9.5.3 Copton Industrial Oil Sales, Revenue, Price and Gross Margin (2012- …Continued For more information, please visit http://www.wiseguyreports.com


The global bunker fuel market was valued at US$ 244 Bn in 2014, and is expected to reach US$ 288.3 Bn by 2020, expanding at a CAGR of 2.8% from 2015 to 2020. The progress of the global bunker fuel market is majorly attributed to the growing demand for fuel from tanker vessels and containers. Large-scale bunkering ports situated at strategic locations account for a significant share in the overall market. Asia Pacific is observed to be the largest market for bunker fuel both in terms of market revenue and volume due to large commodity consumption in the region. The European market for bunker fuel is growing at a competitive growth rate due to existence of some of the busiest trade routes and choke points in the region. Furthermore, growing imports of goods and fuel oil in the region further contribute to the dominance of Asia Pacific in the global bunker fuel market. Bunker fuel is majorly utilized by shipping corporations, where residual fuel and distillate fuel are used for fueling fleets. Residual fuel currently dominates the bunker fuel market among the available fuel types. Based on fuel grades, the global bunker fuel market is majorly categorized into MDO/MGO, IFO 380, IFO 180, Other IFO (IFO 500 & 700), LS 380 and LS 180. IFO fuel are the most preferred fuel grades as against others due to their cheaper price. IFO 380 segment is further anticipated to continue to dominate the market over the forecast period because a significant number of ship engines are fitted to combust IFO 380 fuel. Furthermore, as the expansion of emission control areas is progressing the demand for MDO/MGO type fuels is anticipated to grow. Based on the sellers of bunker fuel, this market is categorized into major oil companies, Leading independent distributors and small Independent distributors. Some market players such as Chemoil Energy Limited and World Fuel Services Corp. function worldwide; whereas players such as Gazpromneft Marine Bunker LLC lead in regional markets alone. Among the end users, bulk and general cargo vessels occupy the largest market share in the global bunker fuel market. However, since cargo vessels require significant manpower for operation these vessel type are being perpetually replaced by container vessels, thus contributing to their fastest growth rate during the forecast period. The major drivers of the global bunker fuel market are swift increase in bunker requirements in product and fuel transport, and growing hydrocarbon resource development activities in offshore areas. On the other hand, increasing initiatives to reduce fuel consumption and emissions are challenging the growth of this market. Key Topics Covered: 1 Preface 2 Executive Summary 3 Global Bunker Fuel Market Dynamics 4 Global Bunker Fuel Market Size, in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Fuel Grade, 2013-2020 5 Global Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Seller, 2013-2020 6 Global Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By End User, 2013-2020 7 Global Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Geography, 2013 - 2020 8 North America Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Geography, 2013 - 2020 9 Europe Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Geography, 2013 - 2020 10 Asia-Pacific Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Geography, 2013 - 2020 11 Middle East Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Geography, 2013 - 2020 12 Rest of the World Bunker Fuel Market Size in Value (US$ Bn) & Volume (Mn Tons), By Geography, 2013 - 2020 13 Company Profiles - Global Bunker Fuel Market: Competitive Dashboard - Chemoil Energy Limited - Aegean Marine Petroleum Network, Inc. - World Fuel Services Corporation - Gulf Agency Company Ltd. - Gazpromneft Marine Bunker LLC - BP Marine Ltd. - Exxon Mobil Corporation - Royal Dutch Shell plc - Bunker Holding A/S - Lukoil-Bunker LLC For more information about this report visit http://www.researchandmarkets.com/research/bzkjsg/global_bunker Research and Markets Laura Wood, Senior Manager press@researchandmarkets.com For E.S.T Office Hours Call +1-917-300-0470 For U.S./CAN Toll Free Call +1-800-526-8630 For GMT Office Hours Call +353-1-416-8900 U.S. Fax: 646-607-1907 Fax (outside U.S.): +353-1-481-1716 To view the original version on PR Newswire, visit:http://www.prnewswire.com/news-releases/global-28830-billion-bunker-fuel-market-2015-2020-ifo-380-is-further-anticipated-to-continue-to-dominate-the-market---research-and-markets-300441097.html


Global Mining Lubricant market competition by top manufacturers, with production, price, revenue (value) and market share for each manufacturer; the top players including Geographically, this report is segmented into several key Regions, with production, consumption, revenue (million USD), market share and growth rate of Mining Lubricant in these regions, from 2012 to 2022 (forecast), covering North America Europe China Japan Southeast Asia India On the basis of product, this report displays the production, revenue, price, market share and growth rate of each type, primarily split into Mineral Oil Lubricants Synthetic Lubricants On the basis on the end users/applications, this report focuses on the status and outlook for major applications/end users, consumption (sales), market share and growth rate of Mining Lubricant for each application, including Coal Mining Iron Ore Mining Bauxite Mining Rare Earth Mineral Mining Precious Metals Mining Others At any Query @ https://www.wiseguyreports.com/enquiry/1227251-global-mining-lubricant-market-research-report-2017 Table of Contents Global Mining Lubricant Market Research Report 2017 1 Mining Lubricant Market Overview 1.1 Product Overview and Scope of Mining Lubricant 1.2 Mining Lubricant Segment by Type (Product Category) 1.2.1 Global Mining Lubricant Production and CAGR (%) Comparison by Type (Product Category) (2012-2022) 1.2.2 Global Mining Lubricant Production Market Share by Type (Product Category) in 2016 1.2.3 Mineral Oil Lubricants 1.2.4 Synthetic Lubricants 1.3 Global Mining Lubricant Segment by Application 1.3.1 Mining Lubricant Consumption (Sales) Comparison by Application (2012-2022) 1.3.2 Coal Mining 1.3.3 Iron Ore Mining 1.3.4 Bauxite Mining 1.3.5 Rare Earth Mineral Mining 1.3.6 Precious Metals Mining 1.3.7 Others 1.4 Global Mining Lubricant Market by Region (2012-2022) 1.4.1 Global Mining Lubricant Market Size (Value) and CAGR (%) Comparison by Region (2012-2022) 1.4.2 North America Status and Prospect (2012-2022) 1.4.3 Europe Status and Prospect (2012-2022) 1.4.4 China Status and Prospect (2012-2022) 1.4.5 Japan Status and Prospect (2012-2022) 1.4.6 Southeast Asia Status and Prospect (2012-2022) 1.4.7 India Status and Prospect (2012-2022) 1.5 Global Market Size (Value) of Mining Lubricant (2012-2022) 1.5.1 Global Mining Lubricant Revenue Status and Outlook (2012-2022) 1.5.2 Global Mining Lubricant Capacity, Production Status and Outlook (2012-2022) 7 Global Mining Lubricant Manufacturers Profiles/Analysis 7.1 Royal Dutch Shell PLC 7.1.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.1.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.1.2.1 Product A 7.1.2.2 Product B 7.1.3 Royal Dutch Shell PLC Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.1.4 Main Business/Business Overview 7.2 BP PLC 7.2.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.2.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.2.2.1 Product A 7.2.2.2 Product B 7.2.3 BP PLC Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.2.4 Main Business/Business Overview 7.3 Chevron Corporation 7.3.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.3.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.3.2.1 Product A 7.3.2.2 Product B 7.3.3 Chevron Corporation Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.3.4 Main Business/Business Overview 7.4 Exxonmobil Corporation 7.4.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.4.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.4.2.1 Product A 7.4.2.2 Product B 7.4.3 Exxonmobil Corporation Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.4.4 Main Business/Business Overview 7.5 Total S.A. 7.5.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.5.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.5.2.1 Product A 7.5.2.2 Product B 7.5.3 Total S.A. Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.5.4 Main Business/Business Overview 7.6 Fuchs Petrolub SE 7.6.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.6.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.6.2.1 Product A 7.6.2.2 Product B 7.6.3 Fuchs Petrolub SE Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.6.4 Main Business/Business Overview 7.7 Petrochina Company Limited 7.7.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.7.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.7.2.1 Product A 7.7.2.2 Product B 7.7.3 Petrochina Company Limited Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.7.4 Main Business/Business Overview 7.8 Quaker Chemical Corporation 7.8.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.8.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.8.2.1 Product A 7.8.2.2 Product B 7.8.3 Quaker Chemical Corporation Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.8.4 Main Business/Business Overview 7.9 Sinopec Limited 7.9.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.9.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.9.2.1 Product A 7.9.2.2 Product B 7.9.3 Sinopec Limited Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.9.4 Main Business/Business Overview 7.10 Idemitsu Kosan Co., Ltd. 7.10.1 Company Basic Information, Manufacturing Base, Sales Area and Its Competitors 7.10.2 Mining Lubricant Product Category, Application and Specification 7.10.2.1 Product A 7.10.2.2 Product B 7.10.3 Idemitsu Kosan Co., Ltd. Mining Lubricant Capacity, Production, Revenue, Price and Gross Margin (2012-2017) 7.10.4 Main Business/Business Overview 7.11 Lukoil 7.12 Bel-Ray Company, LLC 7.13 Whitmore Manufacturing Co. 7.14 Schaeffer Manufacturing Co. 7.15 Kluber Lubrication For more information, please visit https://www.wiseguyreports.com/sample-request/1227251-global-mining-lubricant-market-research-report-2017


News Article | April 28, 2017
Site: www.businesswire.com

„Auf den internationalen Märkten gingen die Umsätze im Vergleich zum Vorquartal um 7 % zurück. Dies lag daran, dass der saisonal bedingte Rückgang von Aktivitäten und Umsätzen vor allem in China, auf dem russischen Festland und in der Nordsee größer war als erwartet. Außerdem beobachteten wir in zentralen Teilen des Nahen und Mittleren Ostens geringere Aktivitäten als im Vorquartal, während Einschränkungen der Produktion, die dem Projekt Shushufindi von Schlumberger Production Management (SPM) in Ecuador auferlegt wurden, ebenfalls negative Auswirkungen auf unsere Ergebnisse im ersten Quartal hatten. Die grundlegenden Aktivitäten und Stimmungen unserer weltweiten Kundenbasis entsprachen jedoch den Erwartungen, wie man zum Beispiel an den unveränderten Umsatztrends im Vergleich zum Vorquartal im restlichen Lateinamerika sowie in Afrika beobachten konnte. Dies bestätigte, dass diese Regionen tatsächlich den tiefsten Punkt des Zyklus erreicht haben. Angesichts der beginnenden Erholung von einem der größten Abwärtstrends unserer Firmengeschichte betrachten wir vier Bereiche als entscheidend für die Wiederherstellung der Stärke der Branche und der Steigerung ihrer Kapazitäten. Dies sind: die Notwendigkeit höherer Ausgaben im Bereich Exploration und Förderung zur Deckung des wachsenden Bedarfs an Kohlenwasserstoff in den nächsten Jahren; die Notwendigkeit, Investitionen in R&E innerhalb der gesamten Lieferkette für Öl und Gas zu schützen und anzuregen; die Notwendigkeit neuer Geschäftsmodelle zur Förderung engerer technischer Zusammenarbeit und kommerzieller Angleichung von Betreibern und Zulieferern; sowie die Notwendigkeit umfassenderer und besser integrierter Technologieplattformen, die Hardware, Software, Daten und Know-how miteinander verbinden. Während unsere Perspektive für die Grundlagen von Angebot und Nachfrage auf den Ölmärkten konstruktiv bleibt, steigt die Wahrscheinlichkeit eines mittelfristigen Lieferdefizits durch die anhaltenden Unterinvestitionen in neue Lieferungen, da zwar Reservoirs erschlossen, die Reserven jedoch nicht in ausreichendem Maß ersetzt werden. Der Markt ist insbesondere weiterhin auf Kerninflationsraten konzentriert, was suggeriert, dass die Produktion tragfähig ist. Bei genauerer Betrachtung der zugrunde liegenden Daten zeigt sich jedoch deutlich, dass sich die erwiesenermaßen erschlossenen Reserven in mehreren wichtigen Ländern außerhalb der OPEC in beschleunigtem Maße erschöpfen. Bei Schlumberger sind wir daher aktiv bestrebt, das Unternehmen an der Spitze einer Branche zu positionieren, die sich weiterentwickeln muss. Wir tun dies, indem wir unsere Geschäftsbasis in proaktiver Weise verwalten und auf den ständigen Druck der Kommodifizierung reagieren und unser Angebot und unsere Leistungen dabei genau auf die vorherrschenden Marktbedingungen abstimmen. Parallel versuchen wir ständig, unsere Möglichkeiten zu erweitern, indem wir ein umfassendes und aktives M&A-Programm verfolgen. Dabei beziehen wir bestehende und neue Kunden ein, um eine engere Kooperation und besser aufeinander abgestimmte Geschäftsmodelle zu etablieren, und wir erweitern unser Angebot vom technischen Support bis hin zu gemeinsamen Investitionen mit unseren Kunden in deren Projekte – dabei immer mit dem Ziel, für mehr Aktivitäten unserer 19 Produkt- und Servicelinien zu sorgen. Angesichts der sorgfältigen Anpassung an die gegenwärtige Situation der Branche bleiben wir zuversichtlich und optimistisch hinsichtlich der Zukunft von Schlumberger, da wir sehr gut wissen, dass es jenseits des aktuellen Marktes vielfache Möglichkeiten für diejenigen Akteure der Branche gibt, die sich neue Wege vorstellen und diese auch einschlagen können.“ Schlumberger und Weatherford haben am 24. März 2017 eine Vereinbarung zur Gründung von OneStimSM bekannt gegeben. Mit diesem Joint Venture sollen Produkte und Services für Fertigstellungen zur Erschließung unkonventioneller Ressourcengebiete in den Bodenmärkten der Vereinigten Staaten und Kanadas bereitgestellt werden. Das Joint Venture wird eines der breitgefächertsten Portfolios für mehrstufige Fertigstellungen auf dem Markt zusammen mit einer der größten Hydraulic-Fracturing-Flotten in der Branche anbieten. Schlumberger und Weatherford halten einen Eigentumsanteil von 70 bzw. 30 % an dem Joint Venture. Die Transaktion soll in der zweiten Jahreshälfte 2017 abgeschlossen werden und unterliegt behördlichen Zulassungen sowie weiteren üblichen Abschlussbedingungen. Am 12. April 2017 gaben Schlumberger und YPF die Unterzeichnung einer vorläufigen Vereinbarung für ein Joint Venture in einem Ölschiefer-Pilotprojekt im Block Bandurria Sur in Vaca Muerta in der Provinz Neuquén bekannt. Schlumberger wird Reservoirkenntnisse, integrierte Feldstudien, Services im Bereich Bohrungen und Fertigstellungen sowie die dazugehörige Infrastruktur anbieten. Teil der Vereinbarung ist eine stufenweise Investition von 390 Mio. USD durch Schlumberger. Dazu gehört ein signifikanter praktischer Beitrag der Services des Unternehmens zu Marktpreisen. Nach Erfüllung bestimmter Abschlussbedingungen wird Schlumberger einen Anteil von 49 % an dem Joint Venture übernehmen, wobei YPF die verbleibenden 51 % innehaben und den Block betreiben wird. Am 20. April 2017 stimmte der Verwaltungsrat (Board of Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von 0,50 USD je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am 14. Juli 2017 an zum 1. Juni 2017 eingetragene Aktieninhaber. Die Umsätze in der Region Lateinamerika waren im Vergleich zum Vorquartal unverändert, da das Umsatzwachstum in Brasilien durch einen Umsatzrückgang auf dem GeoMarket Peru, Kolumbien und Ecuador aufgewogen wurde, wo sich Einschränkungen der Produktion, die dem Projekt Shushufindi von SPM in Ecuador auferlegt wurden, auf die Ergebnisse auswirkten. Die Umsätze auf dem GeoMarket Argentinien, Bolivien und Chile waren ebenfalls niedriger, getrieben durch einen Rückgang der Bohr- und Fracturing-Aktivitäten aufgrund der frühen Fertigstellung einer Reihe von Projekten. Das Umsatzwachstum in Brasilien wurde durch stärkere Aktivitäten des Bereichs OneSubsea und vermehrte Multiclient-Lizenzverkäufe von WesternGeco in Erwartung der baldigen 14. Angebotsrunde getrieben. Die Umsätze in der Region Europa/GUS/Afrika nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 10 % ab, vor allem aufgrund saisonal bedingter Rückgänge in Russland und Kasachstan, die stärker waren als sonst und sich auf sämtliche Produktlinien auswirkten, während der GeoMarket Großbritannien und Kontinentaleuropa ebenfalls geringere Aktivitäten und reduzierte Software-Lizenzverkäufe von SIS verzeichnete. Reduzierte Aktivitäten von OneSubsea aufgrund der Fertigstellung eines Projekts im Golf von Guinea und geringere Produktverkäufe von Surface Systems in der Region trugen ebenfalls zu dem Rückgang bei. Die Umsätze aus dem GeoMarket Subsahara-Afrika blieben im Wesentlichen unverändert, da der starke Anstieg der Festlandaktivitäten im Kongo, im Tschad und in Äthiopien durch den Abbruch eines Bohrprojekts vor der Küste Angolas und durch Projektverzögerungen vor der Küste des Kongo aufgewogen wurde. Die Umsätze in der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 7 % ab, in erster Linie aufgrund von Preisdruck und geringeren Bohr- und Hydraulic-Fracturing-Aktivitäten auf dem Festland im Nahen und Mittleren Osten. Die Umsätze in Australien nahmen aufgrund reduzierter Offshore-Aktivitäten ebenfalls ab, während Unwetter auf dem Festland sämtliche Produkt- und Servicelinien beeinträchtigten. Die Umsätze auf dem chinesischen Festland waren aufgrund der saisonal bedingten Verlangsamung im Winter geringer, die sich hauptsächlich auf die Aktivitäten der Bereiche Production, Drilling sowie der Cameron Group auswirkten. Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in Höhe von 1,6 Mrd. USD, von denen 78 % aus den internationalen Märkten stammten, nahmen im Vergleich zum Vorquartal um 3 % ab. Dies lag an Projektabschlüssen aus einem abnehmenden Auftragsbestand des Bereichs Testing & Process Systems und wurde teilweise durch weitere Fortschritte bei Anlageprojekten für frühzeitige Förderung in Kuwait und Ägypten aufgewogen. Die Umsätze des Bereichs Wireline stiegen aufgrund von Explorationsaktivitäten mit vermehrtem Infrastruktureinsatz in Nordamerika, teilweise aufgewogen durch saisonal bedingte Umsatzrückgänge in Russland. Nach den üblichen, jedoch verhaltenen Umsätzen zum Jahresende im vorherigen Quartal wirkten sich niedrigere Software-Lizenzverkäufe von SIS ebenfalls auf die Ergebnisse der Gruppe aus. Im bulgarischen Teil des Schwarzen Meeres nahm Total E&P Bulgaria die erste Explorationsbohrung in der Tiefsee vor. Schlumberger ISM führte auf der Bohranlage acht getrennte Produktlinien und koordinierte über 100 Mitarbeiter, die an dem Projekt beteiligt waren. Durch enge Kooperation mit Total E&P Bulgaria konnte das ISM-Team Gelegenheiten zur Bohroptimierung ermitteln, durch die während der Bohrtätigkeiten an der Bohrlochsohle signifikante Ergebnisse erzielt werden konnten. Total E&P Bulgaria drückte Wertschätzung für das kooperative Arbeitsumfeld aus, das Schlumberger in das Projekt eingebracht hatte. In den VAE beauftragte die Sharjah National Oil Corporation WesternGeco mit der Durchführung einer seismischen 3D-Erhebung über 483 Quadratkilometer für den Teil ihrer Onshore-Konzession in Schardscha. Für das Projekt soll die Plattformtechnologie UniQ* für seismische Erhebungen auf dem Festland genutzt werden, um die langen Offsets handhaben zu können, die erforderlich sind, um Abbildungen der komplexen geologischen Überschiebungen in der Region zu erstellen. Die Erhebung stellt eine Erweiterung der 2011 durchgeführten früheren Erhebung dar, in deren Rahmen die Effektivität der UniQ-Plattformtechnologie demonstriert wurde. Die Datenverarbeitung soll im Bearbeitungszentrum in Abu Dhabi mittels rückwärtiger Zeitmigration erfolgen, um Abbildungen dieser komplexen Geologie zu erstellen. In Kasachstan nutzt Wireline den fotorealistischen Reservoirgeologie-Service Quanta Geo* zur Auswertung einer dichten Karbonatformation für Karachaganak Petroleum Operating BV, ein Konsortium aus Eni, Shell, Chevron, Lukoil und KazMunaiGas. Die Servicetechnologie Quanta Geo nutzt eine innovative Sonde mit erhöhter Sensibilität, um vertikale und laterale Eigenschaften der Bohrung zu erkennen. Der Kunde erhielt Bilder mit höherer Qualität, was mit ölhaltigem Schlamm nicht möglich ist. So waren strukturelle und stratigrafische Interpretationen mit höherer Zuversicht möglich. Die Umsätze der Drilling Group in Höhe von 2,0 Mrd. USD, von denen 74 % aus den internationalen Märkten stammten, nahmen gegenüber dem Vorquartal um 1 % ab, da die starken Aktivitäten beim Richtbohren auf dem nordamerikanischen Festland durch geringere Bohraktivitäten und Preisdruck in den internationalen Gebieten aufgewogen wurden. Die Verbesserung der Umsätze in Nordamerika rührte von verstärkter Absorption der Produkte und Services von Drilling & Measurements, Bits & Drilling Tools und M-I SWACO her. Die Abnahme der Erträge in den internationalen Gebieten lag an den geringeren Umsätzen aus Produkten von M-I SWACO in der Region Naher und Mittlerer Osten sowie Asien, an Preisdruck und einer ungünstigen Mischung von Aktivitäten für Drilling & Measurements im Nahen und Mittleren Osten sowie an geringeren Aktivitäten von Integrated Drilling Services (IDS) auf dem GeoMarket Großbritannien und Kontinentaleuropa. Im britischen Teil der Nordsee entwickelte IDS eine individuelle Lösung für Statoil, um spezielle Schwierigkeiten in einem Schwerölfeld zu meistern. Das Mariner-Feld zeichnet sich durch Reservoirs in geringer Tiefe aus, und deren Erschließung durch 60 lange, nahe beieinander liegende horizontale Bohrungen geplant ist. Ein integriertes Team mit Bohrexperten aus mehreren Technologiezentren trug zur Planung einer individuellen Montage an der Bohrlochsohle bei, mit der eine aggressive Neigung von bis zu 40° im 24-Zoll-Abschnitt verwirklicht werden konnte. Das steuerbare Rotary-System PowerDrive Archer* für hohe Neigungen sowie phasenweise einsetzbare Aufweitköpfe waren zwei der Technologien, die bei dieser kundenspezifischen Lösung genutzt wurden. Im ersten Quartal 2017 realisierte der Kunde die 24-Zoll-Abschnitte von vier Bohrungen und konnte sämtliche Projektziele in Bezug auf Bohrungen, Zeit und Kosten erreichen. In Norwegen vergab Statoil Petroleum AS einen IDS-Vertrag für die Bohrkampagne im Sleipner-Gebiet im norwegischen Teil der Nordsee an Schlumberger. Zu dem Vertrag gehört eine innovative Struktur für Leistungsanreize, mit der die Interessen von Betreiber und Serviceanbieter besser aufeinander abgestimmt werden. Dazu gehören die Bereitstellung von Services von Drilling & Measurements, Well Services und M-I SWACO für zwei Bohrungen und eine optionale Bohrung. Die Tätigkeiten werden voraussichtlich im Mai 2017 aufgenommen. In Katar vergab die RasGas Company Limited einen Fünfjahresvertrag mit fünf optionalen Einjahresverlängerungen an Schlumberger, in dessen Rahmen eine umfangreiche Kombination von Bohrtechnologien für bis zu 70 Bohrungen im North-Feld bereitgestellt wird. Teil des Vertrags sind zum Beispiel ein MicroScope*-Service von Drilling & Measurements für Resistivität und Bildgebung während des Bohrens, die abnutzungsresistente und höchst belastungsfähige PDC-Cutter-Technologie FireStorm* von Bits & Drilling Tools, der instrumentierte Wireline-Interventionsservice ReSOLVE* von Wireline, der Schiefer-Inhibitor HydraHib von M-I SWACO sowie die moderne Glasfasertechnologie für Verlustkontrolle CemNET und die Stimulationsservices OpenPath von Well Services. Das North-Feld ist das größte reine Erdgasfeld der Welt und enthält rund 10 % der weltweit bekannten Reserven. Vor der Küste Aserbaidschans nutzte Drilling & Measurements eine Kombination von Technologien für die State Oil Company of Azerbaijan (SOCAR) bei der Durchführung einer anspruchsvollen J-förmigen Bohrung im Bulla-Deniz-Feld. Teil des komplexen Plans war es nicht nur, die anspruchsvolle Lithologie zu meistern, durch die der Bohrfortschritt (Rate of Penetration, ROP) auf bis zu 3,1 Fuß pro Stunde verlangsamt wird, sondern auch, gleichzeitig einen 7218 Fuß langen Abschnitt des Bohrlochs zu bohren und zu vergrößern. Zu der Kombination von Technologien gehörten die steuerbare Rotary-Technologie PowerDrive X6* mit dem für Array-Resistivität kompensierten Service arcVISION*, der Service TeleScope* für Hochgeschwindigkeitstelemetrie während des Bohrvorgangs sowie ein hydraulisch expandierbarer Bohrlochräumer Rhino* XS. Der Kunde konnte durch Erreichen der Bohrziele in 39 statt der ursprünglich eingeplanten 79 Tage ohne jegliche unproduktive Zeit 14,4 Mio. USD einsparen. Im Süden von Texas stellte IPS eine Kombination aus Technologien und Services für Lonestar Resources bereit, um die Ölförderung und Feldökonomie bei 18 Bohrungen im Schiefergebiet Eagle Ford Shale zu verbessern. IPS konnte Pläne für Bohrungen, Stimulation und Fertigstellungen in langen Seitenbohrungen optimieren, um die Stützmitteleinbettung in weicherem Gestein zu überwinden, die den Reservoirkontakt mit dem Bohrloch abklemmte, und um die Ausdehnung der Höhe von Frakturen hin zu einer nahen Verwerfung zu begrenzen. Zu diesen Technologien gehörten ThruBit*-Services für Aufzeichnungen durch die Bohrspitze, die Software Kinetix Shale* für reservoirzentrierte Stimulation bis hin zur Förderung sowie der Fracturing-Service Broadband Sequence*. Infolgedessen konnten in diesen Bohrungen im Vergleich zu Ausgleichsbohrungen in zwei anderen Feldern bis zu 86 % mehr Kohlenwasserstoff pro 1000 Fuß der Seitenbohrung gefördert werden. Die Whiting Petroleum Corporation schloss kürzlich mit dem auflösbaren Plug-and-Perf-System Infinity* eine Kampagne aus 13 Bohrungen in North Dakota ab. Whiting plante die Aussetzung der Förderung aus zahlreichen Bohrungen in der Region, während Fracturing-Tätigkeiten und Reinigungsarbeiten nach dem Fracturing durchgeführt wurden. Mit dem Infinity-System konnten die Reinigungszeiten im Vergleich zu herkömmlichen Pfropftechnologien reduziert werden. Dies führte bei 13 Bohrungen zu merklichen Zeiteinsparungen und zur Wiederherstellung der vollen Fördertätigkeit in dem Feld. Im Irak nutzte Well Services eine Kombination von Technologien für BP Iraq N.V., um Herausforderungen bei einer Wasserinjektionsbohrung in einem Karbonatreservoir im Rumaila-Feld zu überwinden. Die Kombination aus einem aufpumpbaren CoilFLATE*-Packer für aufgerollte flexible Stahlrohre mit dem Instrument ACTive PTC* für Druck-, Temperatur- und Gehäusekragenerkennung in Echtzeit wurde bereitgestellt, um selektiv Zonen mit geringer Permeabilität zu stimulieren. Infolgedessen stieg die Wasserinjektivität auf 4600 bbl/d und ermöglichte dem Kunden eine zusätzliche Ölförderung von 3000 bbl/d. Die Umsätze der Cameron Group in Höhe von 1,2 Mrd. USD, wovon 62 % von den internationalen Märkten stammten, sanken aufgrund des Rückgangs beim Volumen der Projekte von OneSubsea und geringerer Produktverkäufe bei Surface Systems im Vergleich zum Vorquartal um 9 %, teilweise aufgewogen durch ein leichtes Wachstum bei Valves & Measurement. Der Umsatzrückgang für OneSubsea lag am sinkenden Volumen der Projekte in Brasilien und an reduzierten Aktivitäten im US-amerikanischen Golf von Mexiko. Die Umsätze von Surface Systems waren in den Regionen Europa/GUS/Afrika und Lateinamerika niedriger, wodurch das zweistellige Umsatzwachstum auf dem nordamerikanischen Festland aufgrund zunehmender Mietaktivitäten für Fracturing und Flowback mehr als aufgewogen wurde. Valves & Measurement verbuchte auf dem US-amerikanischen Festland ein zweistelliges Wachstum sowie eine drastische Veränderung der Buchungen, teilweise aufgewogen durch eine Verlangsamung der Umsätze aus technisierten Ventilen in Europa/GUS/Afrika. Noble Energy Mediterranean Ltd. vergab einen Vertrag für die Lieferung von horizontalen Förderbäumen mit 10.000 psi, an die Förderbäume montierten Steuerelementen, Steuerelementen unabhängig von den Förderbäumen und Topside-Steuerelementen für das Leviathan Field Development Project in der Tiefsee des östlichen Mittelmeers an OneSubsea. Für das untermeerische Steuersystem werden herkömmliche elektrohydraulische Steuerelemente und eine Glasfaserkommunikationsverbindung mit den Topside-Steuerelementen genutzt. Die Auswahl dieses Förderbaum stimmt mit früheren Auftragsvergaben überein. So erhält der Kunde größere operative Flexibilität und eine standardisierte Wartung. Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum ersten Quartal 2017 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Der Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von den Finanzkennzahlen sie dazu befähigen, die Geschäftstätigkeit von Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren, die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt werden würden. Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden, und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen. Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, Förderungs- und Verarbeitungsvorgänge in der Erdöl- und Erdgasindustrie. Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund 100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und Dienstleistungen von der Exploration bis zur Förderung sowie Lösungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von Lagerstätten gewährleistet werden kann. Schlumberger veranstaltet am Freitag, 21. April 2017, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 288-8967 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 333-4911 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 21. Mai 2017 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1 (800) 475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder +1 (320) 365-3844 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas, und geben Sie den Zugangscode 417634 ein. Dieser Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 sowie unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne des US-amerikanischen Wertpapierrechts, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, wie zum Beispiel unsere Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, zur Steigerung der Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedes einzelnen Segments (sowie für bestimmte Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen innerhalb der einzelnen Segmente), zur Erdöl- und Erdgasnachfrage und einem entsprechenden Anstieg der Förderung, zu den Preisen von Erdöl und Erdgas, zu Verbesserungen von Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres Transformationsprogramms, zu Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Erdöl- und Erdgasindustrie, zu den Geschäftsstrategien der Kunden von Schlumberger, zu den erwarteten Vorteilen der Cameron-Transaktion, zum Erfolg der Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger sowie zu der zukünftigen globalen Wirtschaftslage und zukünftigen Geschäftsergebnissen. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten. Dazu gehören u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei Ausgaben für Exploration und Förderung aufseiten der Kunden von Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und Erschließung von Erdöl und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen, Verzögerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei Förderungen, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Erdöl- und Erdgasexploration in Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz, aber auch die Möglichkeit, dass Technologien neuen Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass Cameron nicht erfolgreich integriert und die erwarteten Synergien nicht realisiert werden oder dass wichtige Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben, sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das erste Quartal 2017 und auf unseren aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei der US-amerikanischen Börsenaufsichtsbehörde SEC eingereicht wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht zur Überarbeitung oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.


News Article | February 15, 2017
Site: www.marketwired.com

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - Feb. 15, 2017) - Genoil Inc. (OTCQB:GNOLF), the publicly traded clean technology engineering company for the petroleum industry, today announced the appointment of Raushan Telyashev as Vice President of Genoil Middle East. Raushan Telyashev has a wealth of experience in the oil and gas industry prior to joining Genoil. Mr. Telyashev worked at Lukoil where he was deputy head of the department of construction, in charge of the execution of projects, and General Director of their design and research institute. Mr Telyashev was also manager of the petrochemical group of Shell companies. Most recently he has been General Director of LLC "Energy and engineering". Mr. Telyashev is the published author of many scientific and technical articles and patents, as well as being a member of a number of committees and councils, including the Skolkovo scientific and technical council of the Russian Federation's governmental industry development fund. In 2016 he was honoured with the certificate of appreciation from the Deputy Head of the Energy Council of the Parliament of the Republic of Iraq. He joins Genoil as the company expands and develops its operations in key strategic locations, including Russia and the Middle East. In April 2016, Genoil announced, in conjunction with consortium partner Beijing Petrochemical Engineering Co Ltd (BPEC), the receipt of a $5 billion Letter of Intent (LOI) for the funding of a 500,000-barrels per day (bpd) desulfurization and upgrading project located in the Middle East. Genoil's proprietary technology is the Genoil Hydroconversion Upgrader (GHU), an advanced upgrading and desulphurization technology, which converts heavy or sour crude oil into much more valuable low Sulphur oil, for a low cost. Genoil's innovation improves upon the existing data-verified Fixed Bed Reactor technology, which is widely used worldwide. Currently, 85% of all desulphurisation is taking place worldwide via hydroconversion. Genoil's technology, an investment into hydroconversion projects, can help further desulphurise fuel in order to be compliant with global 2020 legislation. Furthermore, it significantly increases the desulphurisation, demetalisation and denitrogenisation conversion rates, and increases operating efficiencies by 75%. Bruce Abbott, COO of Genoil, said: "The Middle East is naturally a critical market for Genoil, which is currently experiencing significant transformation on the back of volatile crude markets, and the demand for cleaner products within the fuel supply chain. Mr. Telyashev is hugely respected and has a wealth of experience, in conjunction with a detailed knowledge of our proprietary technology and the current market conditions. He is therefore perfectly placed to develop our business position in the region." Mr. Telyashev will be based in the Middle East & Russia. The appointment highlights the company's commitment to continued growth and development in expanding its business and developing partnerships with key stakeholders. In February 2017, Genoil announced the signing of a Memorandum of Understanding with one of the world's leading physical marine fuel suppliers, the Bomin Group, to collaborate on developing low sulphur fuel oil products for the shipping industry. Genoil is a publicly traded Canadian clean technology engineering company for the petroleum industries. Genoil is headquartered in Edmonton Alberta, with offices in Calgary, Sherwood Park, New York City, Constanta Romania, and Dubai & Abu Dhabi. Genoil's has developed its proprietary technology, the Hydroconversion Upgrader (GHU), which converts heavy crude oils and refinery bottoms into clean burning fuels for transportation industries including shipping. The GHU can be placed in remote locations, including receiving terminals, pipelines and ports. The company operates one of the largest and most advanced pilot & design test facilities in the world, from its 147-acre site in Alberta, Canada. The Genoil Hydroconversion Upgrader (GHU®), is an advanced upgrading and desulfurization technology, which converts heavy or sour crude oil into much more valuable light low sulfur oil for a very low cost. The Genoil GHU was designed to be versatile, can be placed at many different locations, either upstream at oil fields, or downstream at refineries, in a standalone form at ports and other logistical locations. The GHU achieves 96% pitch conversion and 95% desulfurization with an operating cost of up to 75% less than the competition. For Conoco Canada Ltd, Genoil converted their bitumen of 6-8.5 API and converted it to 24.5 API. We also removed 92% of the sulfur reducing the amount from 5.14 % to below 0.24%. These results were taken by Conoco Canada Ltd, who had them analyzed by Core Laboratories, one of the largest service providers of core and fluid analysis in the petroleum industry.

Loading Lukoil collaborators
Loading Lukoil collaborators