Marché des tubes enroulés au Moyen-Orient et en Afrique Taille et part 2026-2035

Taille du marché des tubes enroulés au Moyen-Orient et en Afrique

Le marché des tubes enroulés au Moyen-Orient et en Afrique était évalué à 475,3 millions de dollars (USD) en 2025 et devrait atteindre 629,8 millions de dollars (USD) d'ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 2,9 % entre 2026 et 2035.

La demande se concentre en Arabie saoudite, en Égypte, aux Émirats arabes unis, à Oman, au Koweït et en Algérie, où les compagnies pétrolières nationales gèrent d'importants portefeuilles de puits producteurs et de puits d'injection matures, parallèlement à des développements ciblés de nouveaux champs.

Les tubes enroulés sont particulièrement adaptés lorsque les exploitants doivent faire circuler des fluides, acheminer des outils, stimuler les formations, nettoyer les puits ou isoler des intervalles produisant de l'eau sans tuer le puits ni mobiliser un appareil complet de reconditionnement. Cette capacité est importante dans les réservoirs matures du Moyen-Orient, où l'épuisement de la pression, les dépôts, l'accumulation de solides, l'arrivée d'eau et les longues sections horizontales peuvent dégrader les performances de production. Des études de cas en Arabie saoudite décrivent le détartrage par tubes enroulés en sous-équilibre dans des puits de gaz épuisés de Ghawar ainsi que des opérations d'intervention complexes dans des puits d'injection à grande portée, ce qui illustre pourquoi l'accès sans appareil de forage demeure essentiel aux programmes de gestion des réservoirs.

La chaîne d'approvisionnement régionale est capitalistique et fortement spécialisée sur le plan technique. Les colonnes de tubes enroulés, les têtes d'injection, les systèmes de commande, les équipements de contrôle de la pression et les garnitures de fond spécialisées proviennent d'un groupe limité de fabricants internationaux. La disponibilité des flottes, l'intégrité des colonnes, la qualification des équipements et la présence de personnel formé sont donc au cœur de la prestation de services. À Oman, Petroleum Development Oman a utilisé des méthodes intégrées sans appareil de forage afin de réduire les coûts d'abandon des puits, démontrant que l'économie des interventions influence à la fois le choix des services et le calendrier des décisions liées au cycle de vie des puits.

La capacité numérique devient un facteur de différenciation pratique plutôt qu'une catégorie technologique distincte. Les systèmes hybrides de tubes enroulés électriques et en temps réel peuvent transmettre des données de fond tout en réalisant des opérations mécaniques, permettant aux exploitants de combiner la diagraphie, la mise en place de bouchons, le fraisage ou les opérations de contrôle de l'eau en moins de descentes. Une étude de cas de PDO a fait état de l'utilisation d'une colonne de tubes enroulés hybride de 28,000-foot en temps réel pour installer un bouchon dans une section latérale horizontale tout en fournissant de l'énergie et des données en temps réel aux outils de fond. Par ailleurs, la planification infonuagique et les algorithmes en temps réel ont été appliqués pour améliorer l'exécution des opérations de nettoyage, ce qui indique que la productivité des flottes dépend de plus en plus de la modélisation des forces, de la maîtrise de la vitesse annulaire et de l'aide à la décision opérationnelle.

Les politiques d'approvisionnement des compagnies pétrolières nationales façonnent le marché autant que les conditions des réservoirs. Le programme In-Kingdom Total Value Add de Saudi Aramco vise une part de contenu local de 70 % d'ici 2027, faisant de la localisation, du développement des compétences, de l'approvisionnement local et des capacités nationales de services des facteurs déterminants dans la qualification des fournisseurs. ^{[1]International Trade Administration, Saudi Arabia: Oil, Gas & Petrochemicals, trade.gov} Les grands programmes en amont créent également la base de demande pour les services d'intervention et de complétion. Saudi Aramco a fait état de dépenses d'investissement organiques de 50,4 milliards de dollars (USD) en 2024 et a annoncé des investissements de 52 à 58 milliards de dollars (USD) pour 2025. ^{[2]Saudi Aramco, Saudi Aramco Announces Full-Year 2024 Results, March 4, 2025, aramco.com} Le Koweït et l'Algérie poursuivent également des programmes d'investissement pluriannuels dans l'amont, bien que leurs profils de demande diffèrent : le Koweït accroît sa capacité à partir d'une base de production établie, tandis que l'Algérie cherche à relancer les activités d'exploration et de développement dans le cadre de sa réglementation révisée sur les hydrocarbures.

La structure de coûts du marché limite son potentiel accessible aux puits où la récupération de production attendue, la préservation de l'intégrité ou les temps d'arrêt évités justifient l'intervention. Les opérations en mer sont particulièrement sélectives, car l'accès par navire, la logistique maritime, les contraintes de levage, les systèmes de sécurité et la mobilisation des campagnes peuvent accroître sensiblement le coût de chaque intervention. Dans le golfe de Suez, en Égypte, les contraintes liées au vieillissement des plateformes ont favorisé les opérations de tubage enroulé sans appareil de forage, réalisées depuis des barges, mais ces mêmes contraintes complexifient la planification et limitent la configuration d'équipements réalisable.

Le compromis commercial est clair : les puits matures génèrent une demande, mais la baisse de leur productivité rehausse le seuil de rentabilité justifiant économiquement une intervention. Les prestataires qui associent diagnostics, données d'exécution en temps réel et mobilisation fiable sont mieux placés pour aider les opérateurs à identifier les puits présentant le meilleur potentiel en matière de production ou d'intégrité. Dans ce contexte, l'opportunité la plus intéressante ne réside pas simplement dans l'augmentation de la capacité de la flotte, mais dans la capacité à améliorer la sélection et l'exécution des interventions dans le cadre de programmes de services à long terme destinés aux opérateurs nationaux.

Principaux moteurs

Augmentation des interventions sur les puits des champs pétroliers et gaziers matures

Les interventions dans les champs matures constituent le principal moteur de la demande du marché. En Arabie saoudite, le tubage enroulé a été utilisé dans des puits de gaz épuisés et sous hydrostatiques de Ghawar afin d'éliminer les dépôts tout en évitant les opérations de neutralisation du puits, qui pourraient aggraver les problèmes des formations à basse pression. La même logique opérationnelle s'applique aux injecteurs et aux producteurs horizontaux de grande longueur, dans lesquels la mise en place des fluides, l'élimination du tartre, la fermeture des venues d'eau et les diagnostics de production doivent être réalisés dans des conditions de puits en activité.

La complexité technique augmente dans les plus grands champs de la région. Un cas d'intervention en Arabie saoudite a documenté des opérations de tubage enroulé atteignant 30 365 pieds dans un injecteur horizontal à très grande portée, nécessitant une conception spécialisée du train de tubes et une technologie d'intervention adaptée. De tels puits rehaussent les barrières à l'entrée pour les prestataires de services courants, car la seule capacité de la flotte ne suffit pas ; les opérateurs exigent un soutien en ingénierie, une gestion de la fatigue, une expertise en contrôle de la pression et des technologies capables de maintenir l'acheminement des outils à des profondeurs mesurées extrêmes.

Le golfe de Suez, en Égypte, illustre un cas d'intervention différent, mais tout aussi durable. L'espace limité sur le pont des plateformes et le vieillissement des infrastructures en mer peuvent rendre la mobilisation d'opérations conventionnelles de reconditionnement économiquement non viable ou peu pratique.

Les opérations de coiled tubing sans appareil de forage permettent de réaliser des opérations de nettoyage, de stimulation et de remise en production depuis des installations offshore adaptées aux contraintes des infrastructures. Le coiled tubing électrique a également été utilisé dans des puits du golfe de Suez pour acheminer des outils de diagraphie de production et de diagnostic de l'eau dans des configurations de puits complexes.

Augmentation des investissements consacrés à l'exploration et au développement des hydrocarbures

Les investissements en amont élargissent le parc futur de puits nécessitant une assistance aux opérations de complétion, des services de forage et, à terme, des interventions. Le programme d'investissement continu de Saudi Aramco comprend des dépenses consacrées à la capacité de production de pétrole brut, aux activités offshore et au développement gazier de Jafurah, préservant ainsi une importante opportunité pour les prestataires de services malgré les ajustements apportés aux plans du Royaume concernant sa capacité pétrolière maximale durable. Les nouveaux puits génèrent initialement une demande d'activités de coiled tubing liées à la complétion ; à mesure qu'ils arrivent à maturité, ils élargissent la base de puits nécessitant des interventions.

La stratégie d'expansion de la capacité du Koweït constitue une autre source importante de demande. Le Koweït a annoncé d'importants investissements en amont afin de porter sa capacité de production à près de 4 millions de barils par jour d'ici 2035. Le programme va au-delà du seul volume de forage : la gestion de l'eau, la surveillance des réservoirs, la rentrée dans les puits et l'optimisation de la complétion détermineront si la capacité supplémentaire peut être maintenue de manière rentable. Cette dynamique soutient une gamme de services de coiled tubing plus large que ne le laisserait prévoir un cycle d'investissement reposant uniquement sur le forage.

Les activités d'attribution de licences et de conclusion de contrats en Algérie pourraient constituer une perspective de développement à moyen terme. L'appel d'offres de 2024 au titre de la loi n° 19-13 relative aux hydrocarbures a marqué une nouvelle ouverture des zones en amont, tandis que l'accord ultérieur conclu entre Sonatrach et Sinopec a démontré la poursuite des investissements dans l'exploration et le développement en Algérie. ^{[3]Reuters, Algeria's Sonatrach, China's Sinopec Sign $850 Million Contract for Hydrocarbon Development, Exploration, February 25, 2025, reuters.com} L'effet initial sur les services devrait être plus marqué dans les activités de forage et de complétion ; la demande d'interventions suivra lorsque les actifs passeront de la phase de développement à une production stable.

Expansion de la production offshore et besoins en interventions

La croissance offshore est portée à la fois par les nouveaux projets de développement et par les besoins de maintenance des puits marins matures. ADNOC Drilling a obtenu en avril 2025 un contrat de services intégrés de forage d'une valeur de 1,63 milliard de dollars (USD), d'une durée de cinq ans, pour ADNOC Offshore, renforçant l'importance des activités offshore aux Émirats arabes unis ainsi que les exigences en matière de réalisation intégrée des puits. ^{[4]ADNOC Drilling, ADNOC Drilling Awarded $1.63 Billion, Five-Year Integrated Drilling Services Contract, April 17, 2025, adnocdrilling.ae} Les puits offshore saoudiens, notamment ceux présentant de longs drains horizontaux, nécessitent également des méthodes d'intervention qui réduisent au minimum le temps d'utilisation de l'appareil de forage et préservent la continuité de la production.

L'opportunité offshore est attrayante sur le plan opérationnel, mais elle ne génère pas automatiquement des volumes élevés. Les campagnes maritimes nécessitent la disponibilité de navires, une capacité de levage, des systèmes de sécurité, du personnel certifié et une coordination logistique. Par conséquent, les prestataires disposant d'équipements certifiés pour les opérations offshore et d'une capacité éprouvée d'exécution en milieu marin peuvent accéder à des travaux plus complexes, tandis que les opérateurs de plus petite taille peuvent rester concentrés sur des contrats d'intervention et de nettoyage à moindre coût à terre.

Principaux freins

Coûts opérationnels et coûts associés élevés

Le tubage enroulé est économiquement pertinent lorsqu'il permet d'éviter le recours à un appareil complet de reconditionnement ou de rétablir un niveau de production significatif, mais il ne constitue pas une solution à faible coût dans tous les contextes. Les interventions offshore peuvent nécessiter un ensemble maritime complet, des dispositifs de levage spécialisés, des équipements de contrôle de pression et une préparation logistique avant même que l'unité de tubage enroulé ne commence ses opérations. L'expérience du golfe de Suez montre que les contraintes liées aux plateformes peuvent rendre nécessaire une intervention sans appareil de forage, tandis qu'une réalisation depuis une barge entraîne également une planification opérationnelle et des coûts supplémentaires.

La fatigue des tubes et la disponibilité des équipements accentuent cette pression sur les coûts. Les puits à portée étendue imposent aux colonnes de tubage enroulé de fortes contraintes de flexion, de traction et de pression, ce qui renforce l'importance du suivi sur l'ensemble du cycle de vie et de limites d'exploitation prudentes. Les flottes à hautes spécifications nécessitent également des outils de fond spécialisés, des équipes formées et des capacités de maintenance. Ces coûts peuvent rendre les puits de petite taille ou à faible débit économiquement non viables, en particulier lorsque l'augmentation de production attendue est incertaine.

Les obligations de localisation ajoutent un niveau supplémentaire au modèle opérationnel. Les exigences de l'Arabie saoudite en matière de contenu local obligent les entreprises internationales de services à développer des capacités nationales plutôt qu'à s'appuyer uniquement sur une main-d'œuvre expatriée et des équipements importés. Cette démarche peut améliorer l'intégration des fournisseurs à long terme, mais elle nécessite des dépenses initiales consacrées à la formation, aux installations, à l'approvisionnement et aux partenariats locaux.

Contraintes structurelles et liées à l'offre

Le marché régional des services ne peut pas accroître rapidement ses capacités avancées de tubage enroulé lorsque la demande augmente. Les unités à hautes spécifications, les systèmes de tubage enroulé électriques et les colonnes de grande portée nécessitent une fabrication spécialisée, un soutien en ingénierie et une qualification spécifiques. Un fournisseur qui obtient un périmètre de travaux supplémentaire peut devoir redéployer des équipements depuis un autre marché, sous-traiter certaines opérations ou reporter les travaux jusqu'à ce qu'une capacité supplémentaire soit disponible.

Les contraintes d'approvisionnement offshore sont plus marquées, car l'unité de tubage enroulé ne constitue qu'un élément de l'ensemble requis. La programmation des navires, l'accès aux grues, la disponibilité du personnel offshore et les fenêtres météorologiques peuvent déterminer le calendrier des campagnes. Ces contraintes favorisent les opérateurs capables de regrouper les interventions sur plusieurs puits au sein de campagnes planifiées plutôt que de les organiser de manière réactive, puits par puits.

La politique de production pétrolière constitue un autre facteur modérateur. La décision prise par Saudi Aramco en 2024 d'abandonner l'expansion prévue de sa capacité maximale durable à 13 millions de barils par jour a réduit une source potentielle de nouveaux puits supplémentaires. Les interventions sur les champs matures restent nécessaires, mais les politiques de gestion de la production peuvent limiter le rythme auquel les opérateurs mettent en œuvre des programmes discrétionnaires d'amélioration de la production.

Cela renforce l'avantage des fournisseurs capables de réduire l'incertitude liée à l'exécution. Les systèmes hybrides en temps réel, le transport électrique, les algorithmes de nettoyage et de meilleures pratiques de gestion de la fatigue peuvent ne pas éliminer les contraintes logistiques offshore ni les coûts liés à la localisation, mais ils peuvent réduire les temps improductifs et accroître la probabilité qu'une intervention sélectionnée produise un résultat mesurable. Les entreprises de services qui ne parviennent pas à démontrer cette valeur resteront exposées à la concurrence par les prix sur un marché dominé par les acheteurs et les opérateurs nationaux.

Analyse des segments du marché du tubage enroulé au Moyen-Orient et en Afrique

Par service 

La demande de services s'oriente vers des interventions qui associent l'exécution mécanique aux diagnostics et à l'aide à la décision en temps réel. Le tubage enroulé n'est plus limité au placement de fluides ou aux opérations de nettoyage ; les systèmes électriques et hybrides permettent d'intégrer l'acquisition de données, la diagraphie, la surveillance de la pression et l'isolation mécanique au sein d'une même séquence opérationnelle. Cette évolution accroît la valeur des services par intervention lorsque les campagnes comportant plusieurs descentes peuvent être réduites, mais elle renforce également l'importance accordée à la fiabilité des outils et aux capacités d'ingénierie.

Les interventions sur puits représentaient 48,3 % du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 3,2 % jusqu'en 2035. L'élimination des dépôts, la stimulation matricielle, la fermeture des venues d'eau, le levage à l'azote, la diagraphie de production et la remise en état de l'intégrité des puits sont des besoins récurrents dans les champs matures d'Arabie saoudite, du Koweït, d'Égypte, d'Oman et des Émirats arabes unis.

Les puits offshore à longue portée et les puits d'injection d'Arabie saoudite illustrent pourquoi les interventions restent la plus grande catégorie de services. Le tubage enroulé a été utilisé dans le cadre du développement de Manifa pour réaliser des traitements de stimulation dans des drains latéraux complexes, pour lesquels des tubes coniques, des techniques de réduction du frottement et un contrôle du placement des traitements sont nécessaires afin d'atteindre les intervalles ciblés. ^{[5]SLB, Saudi Arabia's Manifa Giant Offshore Field Development: The Role of Technology, slb.com} Le segment favorise donc les fournisseurs capables de gérer les contraintes mécaniques propres à chaque puits plutôt que ceux qui proposent des offres d'intervention standardisées.

Le nettoyage de puits représentait 4,1 % des revenus en 2025 et devrait progresser à un CAGR de 2,6 %. Bien que cette activité soit moins importante que les interventions ou les opérations de complétion, le nettoyage est récurrent, car les dépôts, les solides, la paraffine et les débris de production limitent l'écoulement dans un vaste parc de puits producteurs.

La rentabilité du segment dépend de la réduction du temps d'intervention sur le puits. Des méthodes de nettoyage fondées sur les données ont été utilisées pour optimiser la vitesse du tubage enroulé, le débit d'azote, le débit de liquide et le transport des solides, aidant ainsi les exploitants à adapter l'exécution aux variations des conditions de fond. Pour les fournisseurs régionaux, cela crée une possibilité d'améliorer leur compétitivité sans reproduire l'ensemble des technologies d'intervention haut de gamme : une exécution fiable et un coût inférieur par opération de nettoyage peuvent être déterminants dans les programmes terrestres à fort volume.

La complétion de puits représentait 22,6 % des revenus du marché en 2025 et devrait progresser à un CAGR de 2,6 % jusqu'en 2035. Cette catégorie comprend la pêche, la perforation, la diagraphie et d'autres activités de soutien à la complétion.

Les services de forage représentaient 25,0 % des revenus du marché en 2025 et devraient progresser à un CAGR de 2,5 %. Le forage au tubage enroulé est principalement utilisé pour les reprises de puits, les forages déviés, le forage à travers les tubages et l'accès sélectif à des intervalles de réservoir contournés, lorsqu'un appareil de forage conventionnel serait disproportionnellement coûteux.

Par application 

La demande terrestre et la demande offshore diffèrent principalement par la densité des puits, la logistique et la rentabilité des interventions. Les actifs terrestres représentent une part plus importante des revenus régionaux en raison du nombre de puits producteurs en Arabie saoudite, au Koweït, à Oman, en Algérie et en Égypte. Les activités offshore progressent plus rapidement, car les puits marins affichent souvent une valeur de production plus élevée, un accès plus contraint et une incitation plus forte à éviter la mobilisation d'un appareil de forage.

Les applications terrestres représentaient 62,3 % des revenus du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 2,6 % jusqu'en 2035. La demande repose sur des champs matures tels que Ghawar, Burgan, les actifs exploités par PDO, les bassins sahariens de l'Algérie et le désert Occidental de l'Égypte. Ces environnements favorisent les opérations récurrentes de nettoyage, de stimulation, de diagraphie, de contrôle de l'intégrité et de gestion de l'eau.

Le portefeuille de puits de PDO illustre l'étendue opérationnelle des tubes enroulés à terre. Ses opérations intégrées de bouchage et d'abandon sans appareil de forage ont démontré leur potentiel de réduction des coûts d'abandon par rapport aux approches fondées sur un appareil de forage, tandis que ses programmes d'intervention répondent aux contraintes imposées par les trajectoires complexes des puits horizontaux. Les opérations terrestres restent donc le segment le plus accessible pour les prestataires de services locaux disposant d'une capacité de mobilisation fiable et répondant aux critères de qualification des opérateurs nationaux.

Les applications offshore représentaient 37,7 % des revenus du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 3,4 %, soit plus rapidement que la demande terrestre.

La segmentation qui en résulte favorise différents modèles économiques. Les prestataires internationaux disposent d'un avantage dans les opérations à longue portée, électriques, hybrides et offshore, pour lesquelles l'intégration des outils et la profondeur de l'expertise en ingénierie sont essentielles. Les spécialistes locaux et régionaux peuvent défendre leur position dans les programmes terrestres de nettoyage et d'intervention en satisfaisant aux exigences de contenu local, en maintenant des délais de mobilisation courts et en fournissant des services fiables à des tarifs journaliers compétitifs. La capacité à passer d'un modèle à l'autre déterminera si un prestataire participe uniquement aux activités courantes ou s'il capte des opérations techniques à plus forte marge.

Analyse régionale du marché des tubes enroulés au Moyen-Orient et en Afrique

La demande par pays est façonnée par l'interaction entre la maturité des réservoirs, la stratégie nationale de production, l'exposition aux activités offshore, la localisation des achats et le rythme du développement de nouveaux champs. L'Arabie saoudite et le Koweït devraient progresser plus rapidement que le marché régional, tandis que l'Égypte et Oman restent soutenus par des programmes de maintenance d'actifs matures. L'Algérie offre une opportunité davantage portée par le développement, à mesure que progressent les nouveaux engagements en matière d'exploration et de production.

Arabie saoudite

L'Arabie saoudite représentait 29,5 % des revenus du marché régional en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 3,9 % jusqu'en 2035. Sa position sur le marché repose sur l'ampleur de la base d'actifs terrestres et offshore de Saudi Aramco, notamment sur des réservoirs matures qui nécessitent des interventions récurrentes et sur des puits à longue portée qui exigent des équipements avancés.

Le programme d'investissement soutenu de Saudi Aramco stimule la demande de services dans les domaines des interventions, de la complétion et du développement gazier. Le seuil d'exigence technique du Royaume est renforcé par les opérations complexes sur tubes enroulés réalisées dans des puits à portée extrême, qui favorisent les fournisseurs disposant de trains de tubes spécialisés, d'outils de descente et de capacités de suivi en temps réel. Parallèlement, les exigences d'IKTVA font de la capacité nationale une exigence commerciale fondamentale plutôt qu'un simple facteur de différenciation.

Égypte

L’Égypte représentait 11,3 % des revenus du marché en 2025 et devrait enregistrer un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 1,8 % jusqu’en 2035. La demande est concentrée sur les actifs offshore matures du golfe de Suez, où le vieillissement des plateformes et la capacité limitée des ponts rendent les interventions sans appareil de forage une solution pratique par rapport aux reconditionnements conventionnels.

La tubulure spiralée électrique a été utilisée dans des puits équipés de systèmes ESP du golfe de Suez afin de faciliter le diagnostic de la production d’eau et les interventions correctives ciblées. Le rythme de croissance plus lent de l’Égypte reflète la maturité de sa base de production, mais le parc de puits existant soutient une activité d’intervention récurrente. Les nouvelles opérations de forage et de production impliquant SUCO et OSOCO pourraient générer une demande supplémentaire en matière de complétion, bien que l’opportunité principale du pays demeure la maintenance de la production plutôt qu’une expansion rapide. ^{[6]Egypt Oil & Gas, EGPC Affirms Support for SUCO and OSOCO as New Drilling Operations Begin, 2024, egyptoil-gas.com}

EAU

Les EAU détenaient 7,7 % des revenus du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé de 3,1 % jusqu’en 2035. L’expansion offshore d’ADNOC, son approche intégrée du forage et le développement des ressources non conventionnelles soutiennent la demande dans les activités d’intervention comme de complétion.

Le contrat de services offshore intégrés d’ADNOC Drilling et sa coentreprise Turnwell avec SLB et Patterson-UTI témoignent d’une préférence pour des modèles intégrés de réalisation des puits, fondés sur la technologie. Ce modèle peut favoriser les prestataires de services capables de relier les flux de travail liés au forage, à la complétion, à l’intervention et au numérique, plutôt que de se faire concurrence uniquement sur le prix de chaque ligne de services.

Oman

Oman représentait 8,2 % des revenus du marché en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé de 1,7 %. Le marché du pays, dirigé par PDO, est relativement stable, mais comprend des opérations techniquement exigeantes dans des puits horizontaux complexes, contenant du sulfure d’hydrogène et à haute température.

PDO a utilisé une tubulure spiralée hybride en temps réel pour des opérations avancées de fraisage du ciment et de mise en place de bouchons, notamment une opération déclarée de fraisage du ciment de 4,000-meter. Ces cas montrent que le rythme de croissance plus faible d’Oman ne doit pas être interprété comme le signe d’un marché peu technologique. Il reflète plutôt une base de production mature, dans laquelle des capacités d’intervention spécialisées sont nécessaires pour gérer les puits difficiles et prolonger la durée de vie des actifs.

Koweït

Le Koweït représentait 7,3 % des revenus du marché en 2025 et devrait enregistrer le taux de croissance annuel composé le plus élevé parmi les pays, soit 4,5 % jusqu’en 2035. Le programme d’expansion des capacités de KPC ainsi que les activités d’exploration et de forage de Kuwait Oil Company génèrent une demande dans les domaines de l’intervention, de la complétion, du forage à pression maîtrisée et du forage directionnel.

Le profil de croissance du pays dépasse le cadre d’un seul projet de développement. L’optimisation de Burgan, les activités offshore, le développement du Jurassique et les programmes d’exploration nécessitent des services destinés aux nouveaux puits, tout en élargissant la future base de puits pouvant faire l’objet d’interventions. Le déploiement par NESR d’une plateforme de forage au Koweït illustre l’attrait commercial croissant des services de puits à spécifications élevées dans le pays.

Algérie

L’Algérie représentait 6,4 % des revenus du marché en 2025 et devrait progresser à un taux de croissance annuel composé de 2,6 %. Sonatrach demeure l’entité centrale qui détermine la demande, tandis que les perspectives du marché algérien sont influencées par la vitesse à laquelle la série d’attributions de licences de 2024 et les accords en amont qui ont suivi se traduiront par une activité sur les champs.

Le cadre révisé des hydrocarbures et les nouveaux contrats conclus avec des partenaires internationaux soutiennent le portefeuille de projets. Sonatrach et Eni ont signé en juillet 2025 un accord de partage de production d’une valeur de 1,35 milliard de dollars (USD) pour le périmètre de Zemoul El Kbar, tandis que Sonatrach et Midad Energy ont signé en octobre 2025 un accord de 5,4 milliards de dollars (USD) pour le périmètre d’Illizi Sud. La demande en tubulures spiralées sera initialement concentrée sur la complétion, la stimulation et le soutien au forage ; une demande récurrente en matière d’intervention apparaîtra lorsque ces puits entreront en production.

L'Algérie constitue la principale variable de calendrier. Ses accords dans le secteur amont établissent un pipeline de développement, mais l'opportunité liée au tubage enroulé dépend des étapes d'exécution plutôt que des seuls investissements annoncés. Les fournisseurs disposant d'une infrastructure opérationnelle locale, d'une bonne connaissance de la réglementation et de la capacité à soutenir les premiers travaux de complétion pourraient se positionner avantageusement avant que le marché n'évolue vers une demande récurrente d'intervention.

Part du marché et paysage concurrentiel du tubage enroulé au Moyen-Orient et en Afrique

Les cinq principaux participants — Halliburton, SLB, Baker Hughes, Weatherford et National Energy Services Reunited — détenaient collectivement environ 35 % du marché du tubage enroulé au Moyen-Orient et en Afrique en 2025. SLB était le principal participant individuel, avec une part de marché de 10,5 %. Le reste du marché est réparti entre des spécialistes régionaux, des sociétés nationales de services, des fournisseurs d'équipements et des prestataires constitués localement.

L'Arabie saoudite est le marché national le plus concentré sur le plan technique, car les interventions sur puits à portée étendue, la stimulation des champs matures et les exigences de localisation favorisent les fournisseurs de services établis. SLB, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, NESR, TAQA KSA et ABRAJ se livrent concurrence sur des positions différenciées en matière de capacités techniques et de contenu local.

Le marché égyptien est façonné par les exigences d'exploitation offshore du golfe de Suez et par l'activité terrestre du désert Occidental. Les fournisseurs internationaux de services se livrent concurrence lorsque des capacités maritimes, du tubage enroulé électrique et une expertise en interventions complexes sont nécessaires, tandis qu'OILSERV, NAPESCO et d'autres fournisseurs régionaux peuvent rivaliser dans les catégories de services accessibles localement.

Les Émirats arabes unis associent les exigences de qualification d'ADNOC à des achats intégrés de services de forage et d'intervention. SLB, Weatherford, Baker Hughes, Halliburton, NESR, Emirates Western Oil Well Drilling & Maint. Co. LLC, Superior Abu Dhabi Company LLC, Hunting Energy Services et Premier Coil Solutions sont positionnés sur différents segments couvrant la technologie, les services intégrés, les opérations établies localement et le soutien en composants.

La structure concurrentielle d'Oman repose sur les contrats de PDO, la qualification technique et les considérations liées à l'omanisation. SLB, Weatherford, NESR, Gulf Energy SAOC, Moraikh Development & Oilfield Services LLC et Special Oilfield Services Co LLC couvrent différentes portions du marché, des interventions avancées aux services de terrain soutenus localement.

Le programme amont accéléré du Koweït favorise la participation de Weatherford, NESR, Halliburton, Baker Hughes, AL MAJAL, NAPESCO, NOV et d'autres fournisseurs basés dans le Golfe. Le marché récompense les fournisseurs capables de soutenir à la fois l'optimisation des champs matures et les programmes de forage ou de complétion soumis à des spécifications plus exigeantes.

L'Algérie reste dirigée par Sonatrach et favorise les fournisseurs disposant d'opérations régionales établies, de capacités techniques crédibles et de la faculté d'évoluer dans un environnement d'investissement amont en développement. Halliburton, SLB, Baker Hughes, TechnipFMC plc, Tenaris, Oceaneering International et des fournisseurs régionaux jouent un rôle dans l'ingénierie, les interventions, les équipements et le soutien au développement des champs.

Évolutions récentes du secteur

• En avril 2025, ADNOC Drilling a reçu d'ADNOC Offshore un contrat de services intégrés de forage d'une valeur de 1,63 milliard de dollars (USD), d'une durée de cinq ans.
• En juillet 2025, Sonatrach et Eni ont signé un contrat de partage de production d'une valeur de 1,35 milliard de dollars (USD) pour le périmètre de Zemoul El Kbar, dans le bassin de Berkine en Algérie.
• En octobre 2025, Sonatrach et Midad Energy ont signé un accord d'exploration et de production d'une durée de 30 ans pour le périmètre d'Illizi Sud en Algérie, avec un investissement annoncé d'environ 5,4 milliards de dollars (USD).