Mercato delle tubazioni avvolgibili in Medio Oriente e Africa Dimensioni e quota 2026-2035

Dimensione del mercato del coiled tubing in Medio Oriente e Africa

Il mercato del coiled tubing in Medio Oriente e Africa era valutato a 475,3 milioni di dollari USA nel 2025 e si prevede che raggiunga 629,8 milioni di dollari USA entro il 2035, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 2,9% dal 2026 al 2035.

La domanda è concentrata in Arabia Saudita, Egitto, Emirati Arabi Uniti, Oman, Kuwait e Algeria, dove le compagnie petrolifere nazionali gestiscono ampi portafogli di pozzi produttivi e di iniezione maturi, affiancati da sviluppi selettivi di nuovi giacimenti.

Il coiled tubing è particolarmente rilevante quando gli operatori devono far circolare fluidi, calare utensili, stimolare le formazioni, pulire i pozzi o isolare gli intervalli produttori di acqua senza dover fermare il pozzo o mobilitare un impianto completo per interventi di workover. Questa capacità è importante nei giacimenti maturi del Medio Oriente, dove il calo della pressione, le incrostazioni, l'accumulo di solidi, l'ingresso dell'acqua e le lunghe sezioni orizzontali possono compromettere le prestazioni produttive. I casi di studio dell'Arabia Saudita descrivono la rimozione delle incrostazioni con coiled tubing in condizioni di underbalance nei pozzi di gas esauriti di Ghawar e complessi interventi in pozzi iniettori a lungo raggio, evidenziando perché l'accesso senza impianto rimanga parte integrante dei programmi di gestione dei giacimenti.

La catena di fornitura regionale è ad alta intensità di capitale e tecnicamente concentrata. Le stringhe di coiled tubing, le teste iniettori, i sistemi di controllo, le apparecchiature per il controllo della pressione e gli assemblaggi specializzati di fondo pozzo provengono da un gruppo limitato di produttori internazionali. Di conseguenza, la disponibilità delle flotte, l'integrità delle stringhe, la qualificazione delle apparecchiature e il personale formato sono elementi centrali nell'erogazione dei servizi. In Oman, Petroleum Development Oman ha utilizzato metodi integrati senza impianto per ridurre i costi di abbandono dei pozzi, dimostrando che l'economia degli interventi influenza sia la scelta dei servizi sia la tempistica delle decisioni relative al ciclo di vita dei pozzi.

La capacità digitale sta diventando un fattore di differenziazione pratico, anziché una categoria tecnologica distinta. I sistemi ibridi di coiled tubing elettrificati e con trasmissione dei dati in tempo reale possono trasmettere dati di fondo pozzo durante l'esecuzione di interventi meccanici, consentendo agli operatori di combinare operazioni di logging, posizionamento di tappi, fresatura o controllo dell'acqua in un numero inferiore di corse. Un caso di studio di PDO ha riportato l'impiego di una stringa ibrida di coiled tubing da 28,000-foot con trasmissione dei dati in tempo reale per posizionare un tappo in una sezione laterale orizzontale, fornendo alimentazione e dati in tempo reale agli utensili di fondo pozzo. Separatamente, la pianificazione basata sul cloud e gli algoritmi in tempo reale sono stati applicati per migliorare l'esecuzione delle operazioni di pulizia, indicando che la produttività delle flotte dipende sempre più dalla modellazione delle forze, dal controllo della velocità anulare e dal supporto decisionale operativo.

Le politiche di approvvigionamento delle compagnie petrolifere nazionali influenzano il mercato tanto quanto le condizioni dei giacimenti. Il programma In-Kingdom Total Value Add di Saudi Aramco punta a raggiungere un contenuto locale del 70% entro il 2027, rendendo la localizzazione, lo sviluppo della forza lavoro, l'approvvigionamento locale e la capacità di erogare servizi a livello nazionale fattori rilevanti per la qualificazione dei fornitori. ^{[1]International Trade Administration, Saudi Arabia: Oil, Gas & Petrochemicals, trade.gov} Gli ampi programmi upstream creano inoltre la base della domanda di servizi di intervento e completamento. Saudi Aramco ha registrato spese in conto capitale organiche per 50,4 miliardi di dollari USA nel 2024 e ha indicato investimenti di capitale compresi tra 52 e 58 miliardi di dollari USA per il 2025. ^{[2]Saudi Aramco, Saudi Aramco Announces Full-Year 2024 Results, March 4, 2025, aramco.com} Anche Kuwait e Algeria stanno portando avanti programmi di investimento upstream pluriennali, sebbene i rispettivi profili di domanda differiscano: il Kuwait sta aumentando la capacità a partire da una base produttiva consolidata, mentre l'Algeria mira a riattivare le attività di esplorazione e sviluppo nell'ambito del quadro normativo rivisto sugli idrocarburi.

La struttura dei costi del mercato limita l'opportunità accessibile ai pozzi nei quali il recupero atteso della produzione, la protezione dell'integrità o i tempi di fermo evitati giustificano l'intervento. Le attività offshore sono particolarmente selettive, poiché l'accesso con le navi, la logistica marina, i vincoli di sollevamento, i sistemi di sicurezza e la mobilitazione delle campagne possono aumentare significativamente il costo di ogni intervento. Nel Golfo di Suez, in Egitto, i vincoli legati all'invecchiamento delle piattaforme hanno favorito operazioni con coiled tubing da chiatta senza l'impiego di impianti di perforazione, ma gli stessi vincoli aumentano la complessità della pianificazione e limitano la configurazione delle apparecchiature realizzabile.

Il compromesso commerciale è evidente: i pozzi maturi generano domanda, ma il calo della produttività dei pozzi innalza la soglia per giustificare economicamente un intervento. I fornitori che combinano diagnostica, dati di esecuzione in tempo reale e mobilitazione affidabile sono meglio posizionati per aiutare gli operatori a individuare i pozzi con il caso produttivo o di integrità più solido. In questo contesto, l'opportunità di maggior valore non consiste semplicemente nell'aumentare la capacità della flotta, ma nella capacità di migliorare la selezione e l'esecuzione degli interventi nell'ambito di programmi di servizi a lungo termine per gli operatori nazionali.

Principali fattori di crescita

Crescente attività di intervento sui pozzi nei giacimenti maturi di petrolio e gas

Gli interventi nei giacimenti maturi rappresentano il principale fattore di crescita della domanda nel mercato. In Arabia Saudita, il coiled tubing è stato utilizzato nei pozzi di gas esauriti e subidrostatici di Ghawar per rimuovere i depositi, evitando le operazioni di kill del pozzo che potrebbero compromettere ulteriormente le formazioni a bassa pressione. La stessa logica operativa si applica ai pozzi iniettori e produttori orizzontali di grande lunghezza, nei quali il posizionamento dei fluidi, la rimozione delle incrostazioni, il controllo dell'acqua e la diagnostica della produzione devono essere eseguiti in condizioni di pozzo attivo.

La complessità tecnica sta aumentando nei più grandi giacimenti della regione. Un caso di intervento in Arabia Saudita ha documentato operazioni con coiled tubing fino a 30.365 piedi in un pozzo iniettore orizzontale a raggio esteso, che ha richiesto una progettazione specializzata della stringa e tecnologie di intervento dedicate. Tali pozzi innalzano la barriera all'ingresso per i fornitori di servizi ordinari, poiché la sola capacità della flotta non è sufficiente; gli operatori richiedono supporto ingegneristico, gestione della fatica, competenze nel controllo della pressione e tecnologie in grado di mantenere la trasmissione degli strumenti a profondità misurate estreme.

Il Golfo di Suez, in Egitto, illustra un caso di intervento diverso, ma altrettanto duraturo. Lo spazio limitato sul ponte delle piattaforme e l'invecchiamento delle infrastrutture offshore possono rendere antieconomica o impraticabile la mobilitazione convenzionale per gli interventi sui pozzi.

Le operazioni di coiled tubing senza impianto consentono di eseguire interventi di pulizia, stimolazione e ripristino della produzione da unità offshore configurate per strutture con spazi limitati. Il coiled tubing elettrico è stato inoltre utilizzato nei pozzi del Golfo di Suez per trasportare strumenti di registrazione della produzione e diagnostica dell'acqua in geometrie di pozzo complesse.

Crescita degli investimenti nell'esplorazione e nello sviluppo degli idrocarburi

Gli investimenti nel settore upstream ampliano il numero futuro di pozzi che richiederanno supporto alle operazioni di completamento, servizi di perforazione e, successivamente, interventi sui pozzi. Il continuo programma di investimenti di Saudi Aramco comprende spese per la capacità di produzione di greggio, le attività offshore e lo sviluppo del gas di Jafurah, preservando una significativa opportunità per i fornitori di servizi nonostante gli adeguamenti ai piani del Regno relativi alla capacità massima sostenibile di produzione petrolifera. I nuovi pozzi generano inizialmente una domanda di attività di coiled tubing correlate al completamento; con la maturazione dei pozzi, tale domanda si aggiunge alla base di interventi.

La strategia di espansione della capacità del Kuwait rappresenta un'altra fonte rilevante di domanda. Il Kuwait ha delineato ingenti investimenti upstream per aumentare la capacità produttiva fino a circa 4 milioni di barili al giorno entro il 2035. Il programma va oltre i volumi di perforazione: la gestione dell'acqua, il monitoraggio del giacimento, il rientro nei pozzi e l'ottimizzazione del completamento determineranno la possibilità di mantenere economicamente la capacità incrementale. Ciò sostiene un mix di servizi di coiled tubing più ampio di quello che implicherebbe un ciclo di investimenti guidato esclusivamente dalla perforazione.

L'attività di concessione di licenze e di stipula di contratti in Algeria potrebbe generare un ulteriore sviluppo nel medio termine. Il ciclo di concessioni del 2024 ai sensi della Legge sugli idrocarburi n. 19-13 ha segnato una nuova apertura delle aree upstream, mentre il successivo accordo di Sonatrach con Sinopec ha dimostrato il perdurare degli investimenti nell'esplorazione e nello sviluppo algerini. ^{[3]Reuters, Algeria's Sonatrach, China's Sinopec Sign $850 Million Contract for Hydrocarbon Development, Exploration, February 25, 2025, reuters.com} L'effetto iniziale sui servizi sarà probabilmente più significativo nelle attività di perforazione e completamento; la domanda di interventi seguirà con il passaggio degli asset dalla fase di sviluppo alla produzione stabile.

Espansione della produzione offshore e requisiti per gli interventi

La crescita offshore è sostenuta sia dai nuovi sviluppi sia dalle esigenze di manutenzione dei pozzi marini maturi. Nell'aprile 2025, ADNOC Drilling ha ricevuto da ADNOC Offshore un contratto quinquennale da 1,63 miliardi di dollari USA per servizi integrati di perforazione, rafforzando la rilevanza delle attività offshore degli Emirati Arabi Uniti e dei requisiti integrati per la realizzazione dei pozzi. ^{[4]ADNOC Drilling, ADNOC Drilling Awarded $1.63 Billion, Five-Year Integrated Drilling Services Contract, April 17, 2025, adnocdrilling.ae} Anche i pozzi offshore dell'Arabia Saudita, compresi quelli con tratti laterali di grande estensione, richiedono metodi di intervento che riducano al minimo il tempo di impiego dell'impianto e preservino la continuità della produzione.

L'opportunità offshore è interessante dal punto di vista operativo, ma non è automaticamente associata a volumi elevati. Le campagne marine richiedono disponibilità di imbarcazioni, capacità di sollevamento, sistemi di sicurezza, certificazione del personale e coordinamento logistico. Di conseguenza, i fornitori di servizi dotati di attrezzature certificate per le attività offshore e di comprovate capacità di esecuzione in ambito marino possono accedere a lavori più complessi, mentre gli operatori più piccoli potrebbero rimanere concentrati su contratti di intervento e pulizia dei pozzi a costi inferiori in ambito onshore.

Principali fattori limitanti

Elevati costi operativi e associati

Il coiled tubing è economicamente conveniente quando consente di evitare un impianto completo di workover o di ripristinare una produzione significativa, ma non rappresenta un'alternativa a basso costo in ogni contesto. Gli interventi offshore possono richiedere un assetto marino completo, sistemi di sollevamento specializzati, apparecchiature per il controllo della pressione e una preparazione logistica prima che l'unità di coiled tubing inizi a operare. L'esperienza nel Golfo di Suez dimostra che i vincoli delle piattaforme possono rendere necessario un intervento senza impiego di un impianto di perforazione, ma l'esecuzione da chiatta introduce anche ulteriori esigenze di pianificazione operativa e costi aggiuntivi.

La fatica della stringa e la disponibilità delle apparecchiature aggravano questa pressione sui costi. I pozzi a estensione raggiunta elevata sottopongono le stringhe di coiled tubing a forti sollecitazioni di flessione, trazione e pressione, aumentando l'importanza del monitoraggio lungo il ciclo di vita e di limiti operativi prudenti. Le flotte ad alta specifica richiedono inoltre utensili di fondo pozzo specializzati, personale qualificato e capacità di manutenzione. Questi costi possono rendere antieconomici i pozzi più piccoli o a bassa portata, soprattutto quando l'incremento di produzione previsto è incerto.

Gli obblighi di localizzazione aggiungono un ulteriore livello al modello operativo. I requisiti dell'Arabia Saudita in materia di contenuto locale impongono alle società internazionali di servizi di sviluppare capacità operative nazionali, anziché fare affidamento esclusivamente su personale espatriato e apparecchiature importate. Ciò può migliorare l'integrazione dei fornitori nel lungo periodo, ma richiede una spesa iniziale per formazione, strutture, approvvigionamento e partnership locali.

Vincoli dal lato dell'offerta e strutturali

Il mercato regionale dei servizi non può espandere rapidamente la capacità avanzata di coiled tubing quando la domanda aumenta. Le unità ad alta specifica, i sistemi di coiled tubing elettrico e le stringhe per pozzi a estensione raggiunta elevata richiedono produzione specializzata, supporto ingegneristico e qualificazione. Un fornitore che si aggiudica ulteriori attività potrebbe dover riallocare apparecchiature da un altro mercato, ricorrere al subappalto o rinviare i lavori fino alla disponibilità di capacità aggiuntiva.

I vincoli dell'offerta offshore sono più pronunciati perché l'unità di coiled tubing costituisce solo uno dei componenti dell'assetto richiesto. La programmazione delle navi, l'accesso alle gru, la disponibilità di personale offshore e le finestre operative legate alle condizioni meteorologiche possono determinare i tempi delle campagne. Questi vincoli favoriscono gli operatori in grado di consolidare gli interventi su più pozzi in campagne pianificate, anziché procurarsi gli interventi in modo reattivo, pozzo per pozzo.

La politica di produzione petrolifera rappresenta un ulteriore fattore di moderazione. La decisione di Saudi Aramco del 2024 di interrompere l'espansione pianificata della capacità massima sostenibile a 13 milioni di barili al giorno ha ridotto una potenziale fonte di incrementi dei pozzi. Gli interventi nei giacimenti maturi restano necessari, ma le politiche di gestione della produzione possono limitare il ritmo con cui gli operatori perseguono programmi discrezionali di incremento produttivo.

Ciò rafforza il vantaggio dei fornitori in grado di ridurre l'incertezza dell'esecuzione. I sistemi ibridi in tempo reale, il trasporto elettrico, gli algoritmi di pulizia e pratiche più efficaci di gestione della fatica possono non eliminare i costi logistici offshore o quelli legati alla localizzazione, ma possono ridurre i tempi non produttivi e aumentare la probabilità che un intervento selezionato produca un risultato misurabile. Le società di servizi che non dimostrano questo valore resteranno esposte alla concorrenza sui prezzi in un mercato nazionale degli operatori guidato dagli acquirenti.

Analisi del segmento del mercato del coiled tubing in Medio Oriente e Africa

Per servizio 

La domanda di servizi si sta spostando verso interventi che combinano l'esecuzione meccanica con la diagnostica e il supporto decisionale in tempo reale. Il coiled tubing non è più limitato al posizionamento dei fluidi o alle operazioni di pulizia; i sistemi elettrici e ibridi consentono di integrare l'acquisizione dei dati, il logging, il monitoraggio della pressione e l'isolamento meccanico nella stessa sequenza operativa. Ciò aumenta il valore del servizio per intervento quando è possibile ridurre le campagne con più passaggi, ma accresce anche l'importanza attribuita all'affidabilità degli strumenti e alle competenze ingegneristiche.

Gli interventi sui pozzi hanno rappresentato il 48,3% del mercato nel 2025 e si prevede che crescano a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 3,2% fino al 2035. La rimozione delle incrostazioni, la stimolazione della matrice, il controllo dell'acqua, il sollevamento con azoto, il logging di produzione e il ripristino dell'integrità sono attività ricorrenti nei giacimenti maturi di Arabia Saudita, Kuwait, Egitto, Oman ed Emirati Arabi Uniti.

I pozzi offshore a lungo sbraccio e i pozzi di iniezione dell'Arabia Saudita dimostrano perché gli interventi rimangono la principale categoria di servizi. Il coiled tubing è stato utilizzato nei lavori di sviluppo di Manifa per eseguire trattamenti di stimolazione in pozzi con tratti laterali complessi, nei quali sono necessarie stringhe rastremate, tecniche di riduzione dell'attrito e un controllo del posizionamento del trattamento per raggiungere gli intervalli obiettivo. ^{[5]SLB, Saudi Arabia's Manifa Giant Offshore Field Development: The Role of Technology, slb.com} Il segmento favorisce pertanto i fornitori in grado di gestire i limiti meccanici specifici di ciascun pozzo, anziché offrire pacchetti di intervento standardizzati.

La pulizia dei pozzi ha rappresentato il 4,1% dei ricavi nel 2025 e si prevede che si espanda a un CAGR del 2,6%. Sebbene sia di dimensioni inferiori rispetto agli interventi o alle attività di completamento, la pulizia è ricorrente perché incrostazioni, solidi, paraffina e detriti di produzione limitano il flusso in un'ampia base installata di pozzi produttivi.

L'economia del segmento dipende dalla riduzione del tempo di permanenza nel pozzo. I metodi di pulizia basati sui dati sono stati utilizzati per ottimizzare la velocità del coiled tubing, la portata di azoto, la portata di liquido e il trasporto dei solidi, aiutando gli operatori ad adeguare l'esecuzione alle mutevoli condizioni di fondo pozzo. Per i fornitori regionali, ciò crea un'opportunità per migliorare la competitività senza replicare ogni tecnologia di intervento avanzata: un'esecuzione affidabile e un costo inferiore per operazione di pulizia possono essere decisivi nei programmi onshore ad alto volume.

Il completamento dei pozzi ha rappresentato il 22,6% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che cresca a un CAGR del 2,6% fino al 2035. La categoria comprende la pesca, la perforazione, il logging e altre attività di supporto al completamento.

I servizi di perforazione hanno rappresentato il 25,0% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che si espandano a un CAGR del 2,5%. La perforazione con coiled tubing viene utilizzata principalmente per il rientro nel pozzo, la deviazione del pozzo, la perforazione attraverso la tubazione e l'accesso selettivo a intervalli del giacimento non drenati, nei casi in cui un impianto di perforazione convenzionale risulterebbe sproporzionatamente costoso.

Per applicazione 

La domanda onshore e offshore differisce principalmente in termini di densità dei pozzi, logistica ed economia degli interventi. Gli asset onshore rappresentano una quota maggiore dei ricavi regionali grazie all'ampiezza del parco di pozzi produttivi in Arabia Saudita, Kuwait, Oman, Algeria ed Egitto. Le attività offshore crescono più rapidamente perché i pozzi marini presentano spesso un valore della produzione più elevato, accesso limitato e un incentivo maggiore a evitare la mobilitazione di un impianto di perforazione.

Le applicazioni onshore detenevano il 62,3% dei ricavi del mercato nel 2025 e dovrebbero crescere a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 2,6% fino al 2035. La domanda è sostenuta da giacimenti maturi quali Ghawar, Burgan, gli asset gestiti da PDO, i bacini sahariani dell'Algeria e il Deserto Occidentale dell'Egitto. Questi contesti favoriscono interventi ricorrenti di pulizia dei pozzi, stimolazione, acquisizione di log, integrità e gestione dell'acqua.

Il portafoglio di pozzi di PDO dimostra l'ampiezza operativa del coiled tubing onshore. Le sue attività integrate di chiusura e abbandono dei pozzi senza impianto hanno evidenziato il potenziale di riduzione dei costi di abbandono rispetto agli approcci basati su impianti, mentre i suoi programmi di intervento affrontano i vincoli imposti da traiettorie complesse dei pozzi orizzontali. Le attività onshore rimangono quindi il segmento più accessibile per i fornitori locali di servizi che dispongono di capacità di mobilitazione affidabili e della qualificazione richiesta dagli operatori nazionali.

Le applicazioni offshore rappresentavano il 37,7% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che crescano a un CAGR del 3,4%, più rapidamente della domanda onshore.

La segmentazione risultante favorisce modelli di business differenti. I fornitori internazionali sono avvantaggiati nei lavori a grande estensione, elettrici, ibridi e offshore, nei quali l'integrazione degli strumenti e la profondità ingegneristica sono fondamentali. Gli specialisti locali e regionali possono difendere le proprie posizioni nei programmi onshore di pulizia e intervento rispettando i requisiti di contenuto locale, mantenendo tempi di mobilitazione brevi ed eseguendo lavori affidabili a tariffe giornaliere competitive. La capacità di passare da un modello all'altro determinerà se un fornitore parteciperà solo alle attività di routine o acquisirà lavori tecnici a margine più elevato.

Analisi regionale del mercato del coiled tubing in Medio Oriente e Africa

La domanda dei singoli Paesi è determinata dall'interazione tra maturità dei giacimenti, strategia nazionale di produzione, esposizione offshore, localizzazione degli approvvigionamenti e ritmo dello sviluppo di nuovi giacimenti. Si prevede che Arabia Saudita e Kuwait crescano più rapidamente del mercato regionale, mentre Egitto e Oman rimangono ancorati a programmi di manutenzione di asset maturi. L'Algeria presenta un'opportunità maggiormente orientata allo sviluppo, con l'avanzamento dei nuovi impegni di esplorazione e produzione.

Arabia Saudita

L'Arabia Saudita rappresentava il 29,5% dei ricavi del mercato regionale nel 2025 e si prevede che cresca a un CAGR del 3,9% fino al 2035. La posizione del Paese nel mercato si basa sull'ampiezza della base di asset onshore e offshore di Saudi Aramco, compresi i giacimenti maturi che richiedono interventi ricorrenti e i pozzi a grande estensione che necessitano di apparecchiature avanzate.

Il programma di investimenti sostenuto di Saudi Aramco supporta la domanda di servizi per interventi, completamenti e sviluppo del gas. La soglia tecnica del Regno è rafforzata dalle complesse operazioni di coiled tubing nei pozzi a estensione eccezionale, che favoriscono i fornitori dotati di stringhe specializzate, strumenti di trasporto e capacità di monitoraggio in tempo reale. Allo stesso tempo, i requisiti IKTVA rendono la capacità nazionale un requisito commerciale fondamentale, anziché un elemento distintivo opzionale.

Egitto

L’Egitto ha rappresentato l’11,3% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che registri un CAGR dell’1,8% fino al 2035. La domanda è concentrata nei giacimenti offshore maturi del Golfo di Suez, dove l’invecchiamento delle piattaforme e la limitata capacità dei ponti rendono l’intervento senza impiego di impianti una valida alternativa ai convenzionali interventi di manutenzione.

Il coiled tubing elettrico è stato utilizzato nei pozzi con ESP del Golfo di Suez per supportare la diagnostica della produzione di acqua e interventi correttivi mirati. Il tasso di crescita più contenuto dell’Egitto riflette la maturità della sua base produttiva, ma il parco pozzi installato sostiene attività di intervento ricorrenti. Le nuove operazioni di perforazione e produzione che coinvolgono SUCO e OSOCO potrebbero generare una domanda incrementale di completamento, sebbene la principale opportunità del Paese rimanga la manutenzione della produzione, più che una rapida espansione. ^{[6]Egypt Oil & Gas, EGPC Affirms Support for SUCO and OSOCO as New Drilling Operations Begin, 2024, egyptoil-gas.com}

EAU

Gli EAU detenevano il 7,7% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che crescano a un CAGR del 3,1% fino al 2035. L’espansione offshore di ADNOC, l’approccio integrato alla perforazione e lo sviluppo delle risorse non convenzionali sostengono la domanda sia per gli interventi sia per le attività di completamento.

Il contratto di ADNOC Drilling per servizi offshore integrati e la joint venture Turnwell con SLB e Patterson-UTI dimostrano una preferenza per modelli di realizzazione integrata dei pozzi, abilitati dalla tecnologia. Questo modello può favorire i fornitori di servizi in grado di collegare perforazione, completamento, interventi e flussi di lavoro digitali, anziché competere esclusivamente sul prezzo delle singole linee di servizio.

Oman

L’Oman ha rappresentato l’8,2% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che cresca a un CAGR dell’1,7%. Il mercato del Paese, guidato da PDO, è relativamente stabile, ma comprende attività tecnicamente impegnative in pozzi orizzontali complessi, pozzi contenenti gas acidi e pozzi ad alta temperatura.

PDO ha utilizzato il coiled tubing ibrido in tempo reale in applicazioni avanzate di fresatura del cemento e posizionamento dei tappi, tra cui una segnalata operazione di fresatura del cemento da 4,000-meter. Questi casi dimostrano che il tasso di crescita più contenuto dell’Oman non dovrebbe essere interpretato come indice di un mercato a bassa tecnologia. Riflette invece una base produttiva matura, nella quale sono necessarie capacità di intervento specializzate per gestire pozzi difficili e prolungare la vita degli asset.

Kuwait

Il Kuwait ha rappresentato il 7,3% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che registri il CAGR più elevato tra i Paesi, pari al 4,5% fino al 2035. L’agenda di espansione della capacità di KPC e le attività di esplorazione e perforazione della Kuwait Oil Company creano domanda per interventi, completamento, perforazione a pressione gestita e perforazione direzionale.

Il profilo di crescita del Paese è più ampio di quello associato a un singolo progetto di sviluppo. L’ottimizzazione di Burgan, le attività offshore, lo sviluppo del Giurassico e i programmi di esplorazione richiedono servizi per i nuovi pozzi, aumentando al contempo la futura base di pozzi idonei agli interventi. L’impiego di piattaforme di perforazione da parte di NESR in Kuwait illustra la trazione commerciale delle attività di servizi per pozzi a specifiche più elevate nel Paese.

Algeria

L’Algeria ha rappresentato il 6,4% dei ricavi del mercato nel 2025 e si prevede che cresca a un CAGR del 2,6%. Sonatrach rimane l’entità centrale nel determinare la domanda, mentre le prospettive del mercato del Paese sono influenzate dalla velocità con cui il ciclo di concessioni del 2024 e i successivi accordi upstream si traducono in attività sul campo.

Il quadro rivisto degli idrocarburi e i nuovi contratti con partner internazionali sostengono la pipeline di sviluppo. Sonatrach ed Eni hanno firmato un accordo di condivisione della produzione da 1,35 miliardi di dollari USA per il perimetro di Zemoul El Kbar nel luglio 2025, mentre Sonatrach e Midad Energy hanno firmato un accordo da 5,4 miliardi di dollari USA per il perimetro di Illizi South nell’ottobre 2025. La domanda di coiled tubing sarà inizialmente concentrata su completamento, stimolazione e supporto alla perforazione; la domanda ricorrente di interventi emergerà quando questi pozzi entreranno in produzione.

L'Algeria rappresenta la principale variabile temporale. I suoi accordi nel settore upstream definiscono una pipeline di sviluppo, ma l'opportunità nel coiled tubing dipende dalle tappe di esecuzione e non soltanto dagli investimenti annunciati. I fornitori dotati di infrastrutture operative locali, familiarità con il quadro normativo e capacità di supportare le prime attività di completamento potrebbero assicurarsi una posizione vantaggiosa prima che il mercato si orienti verso una domanda ricorrente di interventi.

Quota di mercato e panorama competitivo del coiled tubing in Medio Oriente e Africa

I cinque principali operatori – Halliburton, SLB, Baker Hughes, Weatherford e National Energy Services Reunited – hanno detenuto complessivamente circa il 35% del mercato del coiled tubing in Medio Oriente e Africa nel 2025. SLB era il principale operatore singolo, con una quota di mercato del 10,5%. La quota restante del mercato è distribuita tra specialisti regionali, società di servizi nazionali, fornitori di apparecchiature e appaltatori costituiti localmente.

L'Arabia Saudita è il mercato nazionale tecnicamente più concentrato, poiché gli interventi in pozzi a portata estesa, la stimolazione dei giacimenti maturi e i requisiti di localizzazione favoriscono i fornitori di servizi affermati. SLB, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, NESR, TAQA KSA e ABRAJ competono offrendo posizionamenti distinti in termini di capacità tecniche e contenuto locale.

Il mercato egiziano è caratterizzato dai requisiti operativi offshore del Golfo di Suez e dalle attività onshore nel Deserto Occidentale. I fornitori internazionali di servizi competono nei segmenti in cui sono necessarie capacità marittime, coiled tubing elettrico e competenze avanzate negli interventi, mentre OILSERV, NAPESCO e altri fornitori regionali possono competere nelle categorie di servizi accessibili a livello locale.

Gli Emirati Arabi Uniti combinano i requisiti di qualificazione di ADNOC con l'approvvigionamento integrato di servizi di perforazione e intervento. SLB, Weatherford, Baker Hughes, Halliburton, NESR, Emirates Western Oil Well Drilling & Maint. Co. LLC, Superior Abu Dhabi Company LLC, Hunting Energy Services e Premier Coil Solutions sono posizionati in ambiti che comprendono tecnologia, servizi integrati, attività operative consolidate a livello locale e supporto per i componenti.

La struttura competitiva dell'Oman è imperniata sugli appalti di PDO, sulla qualificazione tecnica e sulle considerazioni relative all'Omanizzazione. SLB, Weatherford, NESR, Gulf Energy SAOC, Moraikh Development & Oilfield Services LLC e Special Oilfield Services Co LLC coprono diverse porzioni del mercato, dagli interventi avanzati ai servizi sul campo supportati localmente.

Il programma upstream accelerato del Kuwait sostiene la partecipazione di Weatherford, NESR, Halliburton, Baker Hughes, AL MAJAL, NAPESCO, NOV e altri fornitori con sede nel Golfo. Il mercato premia i fornitori in grado di supportare sia l'ottimizzazione dei giacimenti maturi sia i programmi di perforazione o completamento con specifiche più elevate.

L'Algeria continua a essere guidata da Sonatrach e favorisce i fornitori con attività regionali consolidate, capacità tecniche affidabili e possibilità di operare in un contesto di investimenti upstream in fase di sviluppo. Halliburton, SLB, Baker Hughes, TechnipFMC plc, Tenaris, Oceaneering International e i fornitori regionali sono rilevanti nei settori dell'ingegneria, degli interventi, delle apparecchiature e del supporto allo sviluppo dei giacimenti.

Recenti sviluppi del settore

• Ad aprile 2025, ADNOC Drilling ha ricevuto da ADNOC Offshore un contratto quinquennale per servizi integrati di perforazione del valore di 1,63 miliardi di dollari USA.
• A luglio 2025, Sonatrach ed Eni hanno firmato un contratto di condivisione della produzione del valore di 1,35 miliardi di dollari USA per il perimetro di Zemoul El Kbar nel bacino di Berkine, in Algeria.
• Nell'ottobre 2025, Sonatrach e Midad Energy hanno sottoscritto un accordo di esplorazione e produzione della durata di 30 anni per il perimetro Illizi South in Algeria, con un investimento dichiarato di circa 5,4 miliardi di dollari USA.