psc - Kufpec

Kuwait City 

2

H. H. Sheikh 

Sabah Al-Ahmad Al-Jaber Al-Sabah 

The Amir of the State of Kuwait 

H. H. Sheikh 

Nawaf Al-Ahmad Al-Jaber Al-Sabah 

Crown Prince of the State of Kuwait 

3

Commitment 

to HSE 

We Wear Many 

Helmets 

Workforce 

Development 

KUFPEC believes in effectively developing its most 

important asset, its employees so that they may 

wear multi-helmets. Our manpower successfully 

achieve their required goals in a professional 

manners and create short to long term strategies 

of oil / gas exploration, development and 

production that safely impacts our planet. 

Increasing Productivity 

and Operational 

Efficiency 

Upstream 

Collaboration 

Recognizing the Value of 

Modern Technologies 

4

Board of Directors 

From Left to Right 

Mr. Fahed Al-Ajmi 

Mr. Musaad Al-Saeed 

Mr. Abdullah Baroun 

Mr. Mazen Al-Sardi 

Mr. Abdullah Al-Roumi 

Mr. Mohammed Abdulwahab 

Mr. Mohammed Al-Hasawi 

5

About Us 

KUFPEC Mission, Vision, and Values are shared with KPC upstream sector and aligned with KPC strategic 

direction reflecting our aggressive ambition in the business. 

KPC Upstream Mission 

To explore, develop and produce hydrocarbons within the State of Kuwait, the divided zone and 

Internationally and so to be a secure and reliable supplier to our customers, promote the care and 

development of our people and deliver on our commitment to our stakeholders in a compliant, profitable, 

safe and environmentally responsible manner. 

KPC Upstream Vision 

To achieve a leading global position in upstream oil and gas as an integrated, value-driven enterprise, by: 

• Maximizing the strategic value from oil 

• Realizing the potential of gas 

• Growing reserves for a sustainable future 

• Being an employer of choice 

• Realizing value from technology 

• Strengthening our commitment to HSSE 

• Striving for excellence in performance 

• Contributing to the Enterprise and State 

Values 

Excellence, Flexibility, Partnership, Motivation, Commitment to HSSE and Society, One Identity and 

Integrity. 

KUFPEC Strategic Targets: 

• Achieve crude oil and gas Production/Reserves targets of : 

- 80 mboepd net production target by 2010 supported by a net reserve base of 350 mmboe, 

- 130 mboepd net production target by year 2015 supported by a net reserve base of 430 mmboe, 

- 200 mboepd net production target by year 2020 supported by a net reserve base of 650 mmboe 

and maintain it through 2030 

• Preference for investments which facilitate technology and capability transfer between domestic 

and international upstream businesses 

• Achieve and maintain optimal ratio of oil & gas in international upstream portfolio 

• Become operator of international upstream assets: 

- 5% of daily production under operatorship by 2015 

- 10% of daily production by 2020 



6

Management 

Mr. Fahed S. Al Ajmi 

Chairman & Managing Director 

Mr. Khaled A. Al-Qaoud 

Deputy Managing Director 

Finance and Administration Affairs 

Mr. Abdulnaser Y. Al-Fulaij 


Operations West 

Mr. Ali D. Al-Shammari 


Operations East 

Mr. Mezyad Z. Al-Mutairi 

Manager, Human Resources 

Mr. Abdulrahman R.Al-Bedaiwi 

Manager, Public Relations & Services 

Mr. Ahmad A. Al-Awadhi 

Manager, Management Support 

Mr. Tareq M. A. Ebrahim 

Manager, Far East Asia & Australia 

Mr. Humoud A. Al-Baloul 

Manager, Commercial 

Mr. Abdulla N. Malek 

Manager, Finance 

Mrs. Ghada Y. Al-Amer 

Manager, Corporate Planning 

Mr. Gavin Daniel 

Manager, Legal Affairs 

Mr. Royal MacBeath 

Manager, Africa 

Mr. Graham J. Whitehead 

Manager, South East Asia 

Dr. Kourosh Amiri-Garroussi 

Manager, Middle East 

7

Message from the 

Chairman and 

Managing Director 

Once again, the Kuwait Foreign Petroleum Exploration 

Company “KUFPEC” made progress with new 

acquisitions and discoveries towards our ambitious 

2030 strategy. It is my privilege to give the Company’s 

29th annual report through 31 December 2010. 

Over the last year, most of the key performance was 

achieved at or above the set levels, and notably, 

achieving the 2030 strategy goals for the production 

which reached more than 80,000 boepd for 

December 2010. Our post-tax net profit was US$ 

143 million by December 2010, 32% higher than the 

2009 profits of US$ 108 million. 

We participated in the drilling of 16 exploratory 

wells, of which 6 proved successful and 3 pending 

results. This includes 2 successful exploration wells 

in Seram PSC, Indonesia and 4 successful wells in 

WA-356-P offshore Western Australia. In addition, 

we also participated in 30 development wells during 

2010. 

Two successful acquisitions were achieved in 2010. 

In December of 2010 KUFPEC successfully acquired 

Shell’s 28% working interest in the Bhit and Badhra 

gas fields in which KUFPEC already has interest, 

along with Shell’s 25% working interest in Sukhpur 

Exploration License in the Lower Indus Basin, Pakistan. 

The acquisition added 16,250 boepd to KUF- 

PEC’s production base and 36.4 mmboe 2P reserves. 

In May 2010, KUFPEC acquired a 30% working interest 

in Elke Project within the offshore UK North Sea sector. 

The Elke Project includes an undeveloped heavy 

oil discovery of about 4.5 mmboe pontential reserves 

with additional delineation potential. The project may 

also serve as an opportunity of the transfer of knowledge 

regarding heavy oil technology in the upstream 

domestic oil sector in Kuwait. 

In November 2010, approval was given by the Government 

of Malaysia for the Phase 2 Development Plan 

of Cendor Field. This will add three additional platforms 

and a Floating Production Storage and Offloading 

(FPSO) vessel resulting in increased production in 

2013. 

Throughout 2010, KUFPEC made great progress in 

negotiations with Chevron and Apache in the Wheatstone 

Liquefied Natural Gas (LNG) Project. A key phase 

of the project was completed in early December 2010 

with the signing of a number of project agreements. 

Front End Engineering and design (FEED) studies of 

the LNG development are currently underway and Final 

Investment Decision is expected by about August 

2011. KUFPEC has 35% of the WA-356-P gas reserves 

operated by Apache. The Wheatstone LNG development 

is expected to cost about US$ 20 billion and KUF- 

PEC would own about 7% of the Project if approved. 

A separate oil development FEED is also under evaluation 

by Apache and KUFPEC within WA-356-P. 

8

Financial & Operating Highlights 

Total Revenues 

( US $ million ) 

821 

Total Net Profits 

( US $ million ) 

108 

Daily Average December Production 

( boepd ) 

58,300 

Total Reserves 

( mmboe ) 

10

KUFPEC Areas of Operation 

As our focus turns to 2011 and beyond, our balanced strategy of sustainable growth will remain 

relevant and central to the revolutionary course of the company. Never the less, more emphasis will 

be given to re-adjsut to a new stage in the company’s life cycle whereby KUFPEC’s role as a catalyst in 

the process of technology transfer will be furthered consolidating its role as a true upstream operator 

in future 

Countries of activity 

KUFPEC is currently active in 16 countries, with operations grouped within four core areas spanning 

3 continents, with five Regional Offices. 

South East Asia Region 

Indonesia - Malaysia - Vietnam 

Middle East Region 

Pakistan - Yemen - Syria 

Far East & Australia Region 

Australia - China - Philippines 

Africa Region 

Egypt - Sudan - Tunisia - Ivory Coast - Mauritania 

Congo - UK 

11

Directors Report on 2010 Activities 

SOUTH EAST ASIA REGION 

The South East Asia Region continues to be a 

growth area for KUFPEC. During 2010 reserves 

were again increased, mainly due to obtaining 

development approval for Phase 2 development 

of the Cendor Field in Malaysia. In Indonesia, 

new wellhead platforms were installed in 

the Gajah Baru and Pangkah fields where de- 

velopment drilling is underway. Reserves and 

production are set to grow further in the next 

five years as KUFPEC is currently pursuing eleven 

development projects in the region. In Vietnam 

a new exploration Block 51 was acquired in 

the Malay Basin, offshore Vietnam. 

Bali - Indonesia 

INDONESIA 

BUTON PSC 

(KUFPEC: 30%) 

The Buton PSC covers an area of 3047 km² that 

extends both onshore and offshore Buton Island, 

southeast of Sulawesi. The block was 

awarded in 2007. Gravity, magnetic and seis- 

mic surveys were acquired in 2008/2009. One 

commitment well is required, this will be drilled 

in 2011. 

12

Indonesia, Natuna Sea : 

Drilling Operations on the Gajah Baru Gas Field 

NATUNA SEA BLOCK ‘A’ 

PSC (KUFPEC: 33.33%) 

This PSC is located in the Natuna Sea and currently 

supplies gas to Singapore from the Anoa field. During 

2010 the Gajah Baru wellhead platform was installed 

and a 5-well development drilling program 

commenced. Fabrication of the Gajah Baru central 

processing platform continued. Production startup 

is scheduled for late 2011. 

KUFPEC’s net production during 2010 was 6,759 

boepd. 

PANGKAH PSC 

(KUFPEC: 25%) 

The Pangkah PSC is located offshore eastern Java 

and contains the Ujung Pangkah oil, gas and condensate 

field. During 2010 wellhead platform B 

(WHP-B) was installed and drilling commenced. 

Fabrication of the offshore compression, processing 

and accommodation platforms continued during 

2010 with installation scheduled for 2011. 

KUFPEC’s 2010 net production was 2,378 boepd. 

Indonesia, Pangkah : 

Installing Facilities in the Ujung 

SERAM (NON BULA) PSC 

(KUFPEC : 30%) 

The Seram block is located at the eastern end 

of Seram Island where oil is produced from the 

Oseil and Nief Utara fields. KUFPEC’s net share 

production in 2010 was 597 boepd. During 

2010, two Ultra Short Radius Drilling (USRD) 

sidetracks were completed on Nief Utara A-3 

and East Nief-1 and two development wells 

(OS-12 & OS-18) were drilled. Nief Utara A-3, 

Osiel-12 and Oseil-18 were successful and are 

currently on production, whilst East Nief-1 is 

undergoing further evaluation. An Exploration 

and Development drilling program will continue 

in 2011 to further develop and explore the 

block potential. 

13

MALAYSIA 

PM-304 (CENDOR) - MALAYSIA 

SB-312 PSC 

(KUFPEC: 40%) 

The PSC is located offshore Sabah. Sukau Gaya- 

1, the first of three commitment exploration 

wells, was spudded on the 1st January 2010 

and plugged and abandoned as a dry hole on 

the 3rd February 2010, after failing to find hy- 

drocarbon indications. Work by the operator 

proceeded during 2010 to mature drilling locations 

for the remaining two commitment wells 

to be drilled in February, 2011. 

SB-302 PSC Development Area 

(KUFPEC: 40%) 

The PSC is located offshore Sabah. Towards the 

end of 2009 an application was made to extend 

the Belud South Gas Holding Agreement 

to include the Belud East discovery made in 

2009. During 2010 work proceeded towards 

the preparation of a Field Development Plan 

for the South Belud and East Belud Gas Fields. 

Front End Engineering Design (FEED) is expected 

to proceed in 2011. 

PM-304 PSC 

(KUFPEC: 25%) 

The PSC is located offshore east of the Malaysian 

Peninsular and includes the Cendor oil 

field. In 2010 KUFPEC’s net share of production 

amounted to 2,530 boepd. During 2010, 

a Field Development Plan was approved for 

Phase ІІ development of the Cendor Field. This 

will add infill wells, a water injection scheme, 

three additional platforms and an FPSO, resulting 

in increased production from 2013. During 

2011 three appraisal wells will be drilled leading 

to a further phase (Phase ІІІ) of development. 

14

VIETNAM 

Ho Chi Minh City - Vietnam 

Block 19 & 20 PSCs 

(KUFPEC: 40% in each) 

In 2009 KUFPEC and partners were awarded 

two PSCs offshore Vietnam in the South China 

Sea covering in a combined area of 9,200 km². 

The initial three-year work program for both 

blocks requires seismic and drilling. Seismic 

data was acquired in 2009. In 2010, the seismic 

data was processed with the aim of identifying 

prospects for drilling in 2012. 

Block 51 PSC 

(KUFPEC: 35%) 

Block 51 was awarded on 12 May 2010. It is 

located in the Malay Basin offshore Vietnam. 

The block covers an area of 3,566 km². Com- 

mitments for the first three years of exploration 

include shooting 300 km² of 3D seismic and 

drilling one exploration well. 

15

THE MIDDLE EAST REGION 

The Middle East Region witnessed significant 

operational progress during 2010. The Region’s 

total net production was 33% higher in 2010 

compared to 2009. KUFPEC acquired the entire 

28% working interest of Shell Pakistan in 

the Bhit and Badhra gas fields, along with the 

25% working interest in Sukhpur Exploration 

License in the Lower Indus Basin, Pakistan. Both 

projects are operated by ENI. 

In Yemen, the production capacity of the East 

Shabwa block was enhanced considerably due 

to the completion of several projects. 

In Pakistan, 5-year extensions were granted to 

the Kadanwari and Qadirpur production projects 

by the Government. The Front End Compression 

project in the Zamzama Gas Field (to 

be fully commissioned by July 2011) resulted 

in an increase in production. The Qadirpur Gas 

Field Well Head Compression project was completed 

in 3Q 2010, and is currently processing 

600-610 mmscfpd gas. Additional wells in the 

Kadanwari Gas Field increased gross production 

to a maximum of 100 mmscfpd during 

2010. Due to the processing of Latif gas (third 

party) through Kadanwari facilities, revenue is 

expected to increase. 

The Faisal Masjid - Islamabad - Pakistan 

16

PAKISTAN 

Bhit & Badhra fields 

(KUFPEC: 34%) 

These fields are located in the Kirthar fold belt 

of the Lower Indus basin. During 2010, KUF- 

PEC’s average field net production was 19,731 

boepd. The fields produced higher than forecast 

due to high demand and production was 

maintained due to the well head compressions. 

The Bhit compression project, initiated 

in late 2007, successfully progressed according 

to schedule. The full system was scheduled to 

be operational by 15 December 2010 but was 

delayed due to heavy flooding in the area and 

the new completion target is 1st March 2011. 

The Badhra Development and Production Lease 

for Area A is approved and Area B will expire in 

January 2011. The JV applied for a further 12 

months’ extension to fully evaluate the area. 

Kadanwari Field 

(KUFPEC: 15.789%) 

Net production from the Kadanwari gas field 

averaged 1,659 boepd. The production increased 

as a result of additional development 

drilling in the western part the field. Upon the 

completion of the extended well test of the 

Latif field in the neighboring block, the joint 

venture partners agreed to process 50 mmscf- 

pd of Latif gas through the Kadanwari facilities. 

This will result in an increase of revenue for the 

Kadanwari joint venture. The Latif extended 

well test tie-in was completed and gas processing 

commenced in January 2009. Additional 

wells are planned to be drilled in the southeastern 

part of the field. 

Qadirpur Field 

(KUFPEC: 13.25%) 

KUFPEC’s gas production from the Qadirpur 

field averaged 9,946 boepd during 2010. Gross 

production was 10% lower compared to previous 

years mainly due to the delay in the Compression 

project. A well head compression 

project was initiated in 2008 to maintain plateau 

production up to 2017 but was delayed 

due to unavailability of compressors. In 2010, 

13 compressor units were installed and commissioned. 

Currently the field is processing 

about 600 mmscfpd. Permeate (low BTU) gas 

was also supplied to Engro & Liberty Power 

Plants. Two more compressors are planned to 

be installed by the end of February 2011. 

The revised development plan was approved 

and the development and production lease was 

extended for five years (in the initial term) up-to 

2017, and there is a provision to obtain another 

five-year extension. 

The northern part of the field is under the Indus 

River flood plains, therefore the construction of 

a platform is in progress to drill three Extended 

Reach Wells. The first well is expected to spud by 

15 March 2011. 

17

Kadanwari Gas Field Facilities - Pakistan 

Zamzama Field 

(KUFPEC: 9.375%) 

Gas production in 2010 from the Zamzama field 

averaged 5,747 boepd. The production was low 

compared to 2009 due to operational problems 

related to the Phase II expansion project, and 

the shut-in wells due to heavy flooding in the 

area. Also the Zamzama-3 well was shut-in due 

to water loading. The Phase II project is still in 

the commissioning stage and currently processing 

90 mmscfpd. The Front End Compression 

project is progressing as per schedule and 

expected to produce first gas by July 2011. 

Zarghun South 

(KUFPEC: 3.75%) 

Gas delivery is currently pending on the execution 

of a Gas Purchase Agreement (GPA) by the 

Directorate General (Gas). The project became 

uneconomical due to escalation of the field 

development costs. To render the project economics, 

the operator is in discussions with the 

government to change the gas price mechanism. 

18

Jannah - Yemen 

YEMEN 

East Shabwa Block-10 

(KUFPEC: 14.2857%) 

The East Shabwa average net production during 

2010 was 3,927 boepd. The average field 

production increased 18% compared to 2009 

due to additional drilling and completion of a 

number of facilities expansion/upgrade projects. 

The Joint Venture Partners approved the Kharir 

Jannah Block-5 

(KUFPEC: 20%) 

Oil production from the Jannah block averaged 

a net of 2,557 boepd during 2010. The field 

gross production was maintained even though 

the 2010 drilling campaign was delayed by six 

Power Plant (KPP) project that will significantly 

reduce the fuel cost and will supply extra electricity 

power to the public. The Clean Development 

Mechanism (CDM) was also launched in 

2010 to reduce gas flaring and CO2 emission. 

Currently the Joint Venture is reviewing options 

for applying for an extension to the development 

lease. 

months due to rig unavailability. Currently the 

rig has arrived in country and will spud the first 

well by end January 2011 including two basement 

wells. 

19

Al Barqa Block-7 

(KUFPEC: 20.25%) 

This onshore exploration permit covers 4,939 

km² and was ratified by the Yemen Parliament 

on 8 March 2008 for an initial 3-year exploration 

period. Two drillable prospects were 

identified on the basis of recently acquired 3D 

seismic. The Al Meashar-1 well was drilled and 

tested between 200-900 boepd from fractured 

basement and the well was suspended. The 

Jabal Milh-1 well was drilled in the northern 

part of the block but was suspended with oil 

shows in basement. The third exploratory well 

Al Meashar-2 was drilled to confirm the productivity 

of the Al Meashar-1 but failed to produce. 

The block will expire in March 2011 and 

the Joint Venture Partners agreed to apply for 

an extension of 12 months in first exploration 

period. 

Quzah Block-74 

(KUFPEC: 21.25%) 

Block 74 was provisionally awarded in July 2005 

and was ratified by Yemeni Parliament on 8 

March 2008. This onshore exploration permit 

covers an area of 1,309 km². In 2010, 276 kms 

of 2D seismic was recorded and processing 

is expected to be completed by end January 

2011. The block will expire in March 2011 and 

the Joint Venture Partners agreed to apply for 

a 9-month extension in the first exploration period 

to fulfill the remaining commitment. 

Mukalla Block-15 

(KUFPEC: 45%) 

KUFPEC secured an additional 18 month extension 

effective from 14 November 2009. Geo- 

logical studies continued to fully evaluate the 

prospectivity of this block. 

SYRIA 

Syria Block-17 

(KUFPEC: 33.33%) 

The Al Tayr-1 exploration well was plugged & abandoned as dry hole and the block was relinquished in 

2010. 

20

FAR EAST AUSTRALIA REGION 

The Far East and Australia Region continued to 

provide value to KUFPEC’s bottom line in 2010. 

The Region’s highlights include drilling successes 

in Western Australia, WA-356-P which have 

added resources to the Julimar and Brunello 

discoveries and additional delineation wells on 

Yacheng Field, China. Project Joint Operating 

Agreements have been signed for the WA-356-P 

development in the Wheatstone LNG hub along 

with Heads of Agreements of the Wheatstone 

LNG Sales and Purchase Agreements. 

The overall net production of the Region in 2010 

was 12,494 boepd which is slightly less than the 

12,584 boepd in 2009. The difference is due to 

mechanical problems at Mutineer-Exeter Fields. 

Perth - Australia 

21

AUSTRALIA 

Harriet Joint Venture 

(KUFPEC: 19.28%) 

Net production in the Harriet Joint Venture averaged 

3,591 boepd in 2010 compared to 3,479 

boepd in 2009. This total was achieved despite the 

complete absence of drilling activity in 2010. 

Three new wells and a new 3D seismic survey 

have been budgeted for 2011. 

Mutineer Field - Australia 

Mutineer Exeter Field 

(KUFPEC: 33.4%) 

During 2010, net production in the Mutineer- 

Exeter Field declined to 1,724 boepd compared 

to 2,736 boepd in 2009. This decline was the result 

of the failures of the down hole submersible 

pumps installed on the producing wells. As a 

WA-356-P 

(KUFPEC: 35%) 

In 2010, exploration and appraisal drilling continued 

in the Julimar and Brunello areas. Successful 

wells drilled in 2010 were Julimar SW-1, Julimar 

SW-2, Balnaves-3 and Balnaves-4. The Balnaves oil 

development is to be evaluated as a separate project 

and a further delineation well, the Balnaves 

Deep-1 well, has been scheduled for drilling in 

early 2011. The Balnaves FEED study for a possible 

oil development in B20 sandstone is to be initiated 

in 2011. 

consequence of this, the producing wells were 

initially shut-in but some were later started 

on free flow production at reduced rates. Two 

work-overs scheduled for 2010 were delayed 

into 2011 when a rig will be available. 

The Joint Venture finalized the location of the 5 

graticular blocks for the Production License and 

Development Plan Application for WA-356-P. 

The blocks were approved by the Government. 

The Preliminary Development Plan for WA- 

356-P, which is to supply gas to Wheatstone 

LNG Development, was completed and submitted 

to the Government. This Plan contained the 

key Class 2.5 Cost Estimate. 

22

KUFPEC intends to develop the WA-356-P gas reserves 

through the Wheatstone LNG project. Several 

project milestones and key elements were 

achieved during 2010 in preparation for the Final 

Investment Decision into the Wheatstone LNG 

hub which will be operated by Chevron. 

Serveral Wheatstone LNG Project Agreements 

were signed at a ceremony that took place 9th December 

in Perth. 

In 2010, several LNG purchasers commenced due 

Yacheng Field 

(KUFPEC: 14.7%) 

KUFPEC net production during 2010 was 7,179 

boepd compared to 6,369 boepd in 2009. Increased 

production was due to offtaker demand. 

4 additional wells were drilled in 2010 to maintain 

production levels. Negotiations were also completed 

with CNOOC regarding the Y13-4 and Y13- 

6 tie-in to Yacheng Field platform. This will allow 

CNOOC to increase its production from the surdiligence 

and negotiations on LNG Sales and 

Equity Purchase with the WA-356 Joint Venturers. 

As a result of this, a number of Heads of 

Agreements have been finalized and signed. 

LNG Sales and Equity Purchase meetings will 

continue with LNG off-takers in 2011. 

To comply with State regulations, the Wheatstone 

Environmental Impact Study was released 

for public comment in late 2010. In 2010 also 

witnessed the signature of Wheatstone Native 

Title Agreements. 

WA-191-P 

(KUFPEC: 33.4%) 

The exploration well Finucane South-1 is scheduled 

for drilling in mid 2011. This well will delineate 

additional possible reserves which will form 

WA-335-P 

(KUFPEC: 24.5%) 

This Permit was partially farmed-out to BHP in 

2009. As part of the farm-out agreement, BHP ac- 

PHILIPPINES 

SC-60 

(KUFPEC: 30%) 

The exploration well Silangan-1ST was drilled in 

Q3 2010. It failed to discover hydrocarbons. Operator, 

Shell Philippines, acquired a CSEM (Con- 

China 

the basis of a joint development of the Fletcher 

oil discovery. If successful, the development 

project may be tied-back to Mutineer-Exeter 

Field. 

quired a new 3D seismic survey 2010. A decision 

will be made in 2011 whether to drill a well. 

trolled Source Electromagnetic Survey) in late 

2010 to be evaluated in 2011 for the remaining 

potential on the block. 

rounding area and for Yacheng Joint Venture 

Partners to receive tariffs for facility utilization. 

A liquid gas manufacturing facility was constructed 

during 2010 on Hainan Island and the 

LPG sale contract concluded, with the first cargo 

scheduled for the first half of 2011. 

23

AFRICA REGION 

During 2010 the Africa Region focused on enabling 

and implementing its longer term exploration 

program. Key wells were drilled in the 

Tinah, North Kairouan and Ivory Coast Blocks 

leading to two gas discoveries which will need 

to be further appraised to determine ultimate 

commerciality. KUFPEC entered into lease extensions 

(subsequent exploration periods) in 

the Tinah and West Sitra Blocks. Finally, significant 

effort was made to ensure and extend the 

KUFPEC’s interest in the Congo Marine Block IX, 

the Sudan Block B, and the Ivory Coast Blocks 

CI-24 and CI-102. The Africa Region imple- 

mented the drilling of KUFPEC’s first operated 

well in several years, the North Kairouan Block 

BBJ-1 well; and finalized arrangements to test 

the deep potential beneath the SLK field during 

2011 by drilling the KUFPEC operated SLK-13 

Deep well. The average production achieved 

within the Africa Region during 2010 was 6,020 

boepd net KUFPEC as compared to the average 

production achieved during 2009 of 4375 

boepd net KUFPEC. Arrangements are under 

way to place the Prince discovery in the Ras 

Kanayes Block on production during first-half 

2011. 

EGYPT 

In Egypt, KUFPEC participates in a number projects 

that range from exploration to development 

to production in the onshore Western 

Desert, the offshore Nile Delta, and the Gulf of 

Suez. 

Qaitbay Castle - Alexandria - Egypt 

24

Western Desert - Onshore 

West Sitra 

(KUFPEC: 25%) 

Production continued from the Shell operated 

West Sitra development lease during 2010 

with a net average rate of 34 boepd. KUFPEC’s 

Board approved entering the 3rd exploration 

period (10th May 2010- 9th May 2012) with 

a commitment to drill one exploration well 

scheduled to be drilled in the second quarter 

of 2011. The forward program into 2012 will be 

determined by the results of the 2011 well. 

Ras Kanayes 

(KUFPEC: 36.36%) 

Production continued from the Apache operated 

Ras Kanayes Concession in the Western 

Desert during 2010 with a net average of 127 

boepd. The Prince discovery (Prince-1 well) 

will be tied-in to production during the first 

half of 2011. This well was production tested 

in 2009 with a combined total production rate 

in excess of 40 mmscfpd natural gas and 1,600 

bcpd from 2 reservoirs. The RK-8 exploration 

well was spudded on 29th November 2010 and 

is currently drilling, the RK-9 well, an appraisal 

well to the producing RK-2 well will be spudded 

in February 2011. The Ras Kanayes joint venture 

plans to propose an aggressive forward work 

program to the regulatory authority as part of 

its application to extend the lease in September 

2011. 

Nile Delta - Offshore 

North Bardawil 

(KUFPEC: 36%) 

IEOC (Operator) completed the First Phase Development 

by bringing the Assad and Zaraf 

discoveries on-stream during August 2009. 

The net production from the field averaged 

3,259 boepd during 2010. The initial develop- 

ment of the area being complete; no major activities 

for this field are planned for 2011. Additional 

offsetting development potential will be 

evaluated during 2011/2012. 

Tinah 

(KUFPEC: 36%) 

The Tinah Block is currently in the Third Exploration 

Period (8 June 2010 - 7 June 2012) 

with a work commitment to drill two exploration 

wells. The decision to enter the third and 

final exploration period was made in order to 

ensure complete evaluation of the explora- 

tion potential, particularly the deeper targets. 

Drilling on the Block has yielded two marginal 

natural gas discoveries (the Nardine-1 well and 

the Seridia-1 well) both of which require further 

appraisal to determine commerciality. 

25

West Mediterranean Block-1 

(KUFPEC: 10%) 

The joint venture’s efforts during 2010 focused on 

the potential development of the El King discovery 

in cooperation with other joint ventures. The joint 

partners continue to work together to develop 

a viable ongoing development strategy for the 

Block. 

Gulf of Suez - Offshore 

Geisum & Tawila West 

(KUFPEC: 40%) 

The operating company PetroGulf Misr evaluated 

the 2008-2009 drilling campaign and conducted 

various reservoir studies during 2010 to enhance 

the ongoing exploration and exploitation practice 

within the Block. An ongoing well workover 

campaign was continued to counter production 

challenges including the high natural decline rates 

of the producing reservoirs and controlling the 

produced water cut. An aggressive development 

and exploration drilling program was defined in 

2010, implementation is planned to start early 

2011. The net oil production from the block 

averaged 1,689 boepd during 2010. 

Sudan 

SUDAN 

Block-B 

(KUFPEC: 27.5%) 

KUFPEC has been present in Sudan in the Total 

operated Block B for more than two decades. 

The joint venture’s efforts during 2010 were 

focused on finalizing the Block B consortium by 

completing the assignment of a 10% participating 

interest share to Nilepet (representing the South 

Sudan interests). Significant delays occurred due 

to the referendum on separation between South 

and North scheduled for 2011. 

26

TUNISIA 

KUFPEC has been operating in Tunisia for more 

than two decades. 

NK PERMIT & SLK MINING - Tunisia 

North Kairouan 

(KUFPEC: 50%) 

The KUFPEC operated North Kairouan Permit was 

granted to KUFPEC in 1984. Several renewals of 

the initial exploration period were granted by the 

authorities. The current exploration period is the 

First Extension of the Fourth Renewal (11 July 2008 

- 10 July 2011). Its associated work commitment 

to acquire 450 kilometers of 2D seismic and drill 

one well (the BBJ-1 well) were fulfilled in 2010. 

Regrettably, the BBJ-1 well was Plugged and 

Abandoned in October 2010 after encountering 

an unexpected salt diaper. The joint venture is 

evaluating the remaining potential within the 

Block and will make a decision on applying for 

an extension first half 2011. 

Sidi El Kilani 

(KUFPEC: 22.5%) 

The field provides a high quality 39 API crude oil 

and continued to perform stably during 2010 with 

net oil production averaging 234 boepd during 

2010. A technical evaluation study performed in 

2010 defined new drilling potential targeting 

both shallow (development) and deep 

(exploration) targets that will be tested during 

2011. 

IVORY COAST 

Block CI 24 (KUFPEC: 33.75%), Block CI 102 (KUFPEC: 27%) 

Both Blocks are exploration concessions. Block CI 

24 is in its Final Exploration Period. The Virgo-1 

exploration well was Plugged and Abandoned 

after it was spudded on 24th July 2010 and 

declared as a gas discovery on 15th October 

2010 and consequently a six month extension 

was granted to request an Evaluation Area. If the 

Evaluation Area is requested by the joint venture 

and granted by the regulatory authority, the joint 

venture will have 4 years to evaluate the discovery 

and declare commerciality. 

The first 12-month extension of the 1st 

Exploration Period for Block CI 102 expired in 

10th December 2010. The Joint Venture Partners 

have requested a second 12-month extension 

for further geological evaluation of the Block 

in view of the Virgo-1 well gas discovery. The 

joint venture is waiting for the Government’s 

response which has been delayed due to the 

ongoing political instability in the Ivory Coast. 

27

MAURITANIA 

Ouadane - Mauritania 

PSC A (KUFPEC: 13.084%), 

PSC B (KUFPEC: 11.630%) and 

Chinguetti EEA (KUFPEC: 10.234%) 

The Chinguetti Exclusive Exploitation authorization 

contains the Chinguetti Oil Field wherein net 

oil production averaged 678 boepd during 2010, 

and the Tevet Oil Discovery. The Joint Venture 

continued its efforts during 2010 to optimize field 

production and thus prolong field life. These efforts 

were successful, possibly extending the field 

life for several more years. Options for the future 

decommissioning of the field are being evaluated. 

PSC A covers the shallow water area of Blocks 3, 

4 and 5; and contains the bulk of the Banda Gas 

(with oil rim) Discovery. PSC B covers the deep water 

area of Blocks 4 and 5 and contains the Tiof, 

Tevet Deep, and Lebeidna Oil Discoveries. Development 

studies on the Banda Gas Discovery were 

completed and submitted to the Government 

1st July 2010. Commercial and fiscal challenges 

remain to be overcome before commerciality 

can be declared. 

The PSC A and PSC B licenses expired on 31st 

July and 20th July 2009 respectively. The Joint 

Venture Partners are attempting to negotiate 

an extension to the current exploration period 

of each PSC to continue their rights to the existing 

discoveries and the remaining exploration 

potential. The Mauritanian Government has 

granted provisional extensions under the current 

PSC terms until the conclusion of the ongoing 

negotiations. 

28

CONGO 

Congo 

Marine Block-IX 

(KUFPEC: 27%) 

The Marine Block IX is located in the offshore 

Congo a proven petroleum province close to existing 

developed oil fields. It has an area of 1044 

km² in water depths ranging between 400m and 

1500m. The first exploration well drilled by the 

joint venture, the Frida-1 well, was Plugged and 

Abandoned. Premier (Operator) subsequently 

withdrew from the Block and its 35% participation 

interest was provisionally distributed prorata 

between KUFPEC and Ophir. In October 2010 

KUFPEC’s Board approved increasing KUFPEC’s 

participating interest on a pro-rata basis; and 

Ophir replacing Premier as Operator. Discussions 

to finalize operatorship and participating interests 

were ongoing with the Congolese regulatory 

authorities end-2010. 

Concurrently, the regulatory authorities approved 

a 12-month extension to the 1st Exploration 

Phase (from 5th October 2010 to 4th 

October 2011). The Joint Venture Partners requested 

the extension to allow time to negotiate 

with the regulatory authorities to amend 

the existing fiscal terms to ensure the commerciality 

of the prospect inventory. 

United Kingdom 

Block 28/3 Elke Field 

(KUFPEC: 30%) 

KUFPEC acquired a 30% working interest in the 

offshore central North Sea Block 28/3 containing 

the pre-development Elke Field from Petrofac. 

Elke consists of a heavy oil discovery with 4.5 

million barrels estimated reserves and additional 

delineation potential. 

29

KUFPEC 

KUWAIT FOREIGN PETROLEUM 

EXPLORATION COMPANY K.S.C. (CLOSED) 

AND SUBSIDIARIES 

CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 

AND INDEPENDENT AUDITOR’S REPORT 

FOR THE YEAR ENDED 31 DECEMBER 2010 

INDEX 

Page 

Independent auditor’s report 31 

Consolidated statement of financial 

position as at 31 December 2010 32 

Consolidated statement of income 

for the year ended 31 December 2010 33 

Consolidated statement of comprehensive 

income for the year ended 31 December 2010 34 

Consolidated statement of changes in equity 


Consolidated statement of cash flows 


Notes to the consolidated financial statements for the year ended 31 December 2010 37 to 67 

30

KUWAIT FOREIGN PETROLEUM EXPLORATION COMPANY K.S.C. (CLOSED) 


CONSOLIDATED STATEMENT OF INCOME 

For the year ended 31 December 2010 

2010 2009 

Notes KD 000’s KD 000’s 

Revenue 16 311,840 235,401 

Cost of sales 17 (153,993) (131,156) 

Gross profit 157,847 104,245 

Exploration expenditure written off (26,115) (34,903) 

Net impairment losses 18 (33,149) (1,985) 

General and administrative expenses (9,777) (7,744) 

(69,041) (44,632) 

Profit from operations 88,806 59,613 

Unwinding of discount on decommissioning provision 11 (1,909) (1,703) 

Interest income 357 192 

Other income 23 3,899 2,191 

Foreign currency exchange gain / (loss) 2,313 (4,158) 

Finance costs (626) (1,796) 

Profit for the year before tax and directors’ fees 92,840 54,339 

Income tax expense 19 (48,261) (25,113) 

Profit before directors’ fees 44,579 29,226 

Directors’ fees (50) (61) 

Profit for the year 44,529 29,165 

The accompanying notes set out on pages 8 to 38 form an integral part of these consolidated financial statements. 


5 

33



CONSOLIDATED STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME INCOME 


Note 2010 2009 

Note 

KD 2010 000Õ s KD 2009 000Õ s 

Profit for the year KD 44,529 000’s KD 29,165 000’s 

Other 

Profit 

comprehensive 

for the year 

income 

44,529 29,165 

Exchange 

Other comprehensive 

differences on 

income 

foreign currency translations 

Other 

Exchange 

comprehensive 

differences on 

(loss) 

foreign 

/ income 

currency 

for 

translations 

the year 

(2,812) 

(2,812) 

(2,812) 

27,904 

27,904 

27,904 

Total 

Other 

comprehensive 

comprehensive 

income 

(loss) / income 

for the year 

for the year 

32 41,717 

(2,812) 27,904 

57,069 

Total comprehensive income for the year 32 41,717 57,069 




5 

34

KUWAIT FOREIGN KUWAIT PETROLEUM FOREIGN PETROLEUM EXPLORATION EXPLORATION COMPANY K.S.C. COMPANY (CLOSED) K.S.C. (CLOSED) 

AND SUBSIDIARIES AND SUBSIDIARIES 

CONSOLIDATED CONSOLIDATED STATEMENT STATEMENT OF CHANGES OF IN INCOME EQUITY 

For the year ended For 31 the December year ended 2010 31 December 2010 

Foreign 

currency Note 2010 2009 

Share Statutory Voluntary translation KD 000’s Retained KD 000’s 

capital reserve reserve reserve earnings Total 

Profit for the year 44,529 29,165 

KD 000’s KD 000’s KD 000’s KD 000’s KD 000’s KD 000’s 

Other comprehensive income 

Balance at 1 January 2009 200,000 35,400 35,400 (17,889) 24,174 277,085 

Exchange differences on foreign currency translations (2,812) 27,904 

Profit for the year Other comprehensive (loss) / - income for the year - - - (2,812) 29,165 27,904 29,165 

Other comprehensive Total income comprehensive income - for the year - - 27,904 32 41,717 - 57,069 27,904 

for 

Total 

the 

comprehensive 

year 

income - - - 27,904 29,165 57,069 

Dividends - - - - (24,174) (24,174) 

Transfer to reserves - 2,923 2,923 - (5,846) - 

Balance at 31 December 2009 200,000 38,323 38,323 10,015 23,319 309,980 

Profit for the year - - - - 44,529 44,529 

Other comprehensive income 

- - - (2,812) - (2,812) 

for 

Total 

the 

comprehensive 

year 

income - - - (2,812) 44,529 41,717 

Dividends - - - - (23,319) (23,319) 

Transfer to reserves - 4,453 4,453 - (8,906) - 

Balance at 31 December 2010 200,000 42,776 42,776 7,203 35,623 328,378 




6 

5 

35



CONSOLIDATED STATEMENT OF CASH FLOWS 


2010 2009 

Notes KD 000’s KD 000’s 

OPERATING ACTIVITIES 

Profit for the year before tax and directors’ fees 92,840 54,339 

Adjustments for: 

Depreciation, depletion and amortization 9 87,166 75,012 

Exploration expenditure written off 9 26,115 34,903 

Net impairment losses 18 33,149 1,985 

Unwinding of the discount on decommissioning provision 1,909 1,703 

Interest income (357) (192) 

Finance costs 626 1,796 

(Reversal of allowance) / allowance for doubtful debts (44) 28 

(Reversal of allowance) / allowance for slow moving and obsolete 

inventories (5) 28 

Provision for employees’ end of service benefits 606 551 

242,005 170,153 

(Increase) / decrease in trade and other receivables (19,952) 23,303 

Increase in inventories (1,618) (4,202) 

Decrease in trade and other payables (16,386) (3,002) 

Change in due from / to Parent Company and affiliates-net (26,227) 29,270 

Cash generated from operations 177,822 215,522 

Income tax paid (12,723) (52,389) 

Employees’ end of service benefits paid (18) (43) 

Directors’ fees paid (52) (47) 

Net cash generated by operating activities 165,029 163,043 

INVESTING ACTIVITIES 

Increase in funds held by Parent Company (7,015) - 

Purchase of other fixed assets (916) (775) 

Acquisition of subsidiary 26 (19,288) - 

Net additions to oil and gas properties (127,846) (149,533) 

Interest received 357 192 

Net cash used in investing activities (154,708) (150,116) 

FINANCING ACTIVITIES 

Decrease in long-term loan (27,655) - 

Finance costs paid (622) (1,796) 

Net cash used in financing activities (28,277) (1,796) 

Effect of foreign currency translation 12,249 1,135 

Net (decrease) / increase in cash and cash equivalents (5,707) 12,266 

Cash and cash equivalents at beginning of the year 20,386 8,120 

Cash and cash equivalents at end of the year 5 14,679 20,386 



7 

36



NOTES TO THE CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS 


1. INCORPORATION AND PRINCIPAL ACTIVITIES 

Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company K.S.C. (Closed) (“the Company”) was registered in Kuwait 

in 1981 as a wholly owned subsidiary of Kuwait Petroleum Corporation (“KPC”) (“the Parent Company”) 

and its registered address is P.O. Box 5291, Safat 13053, State of Kuwait. The principal activities of the 

Company and its subsidiaries (together referred to as “the Group”) are the exploration and development of 

oil and gas outside the State of Kuwait. 

These consolidated financial statements were authorized for issue by the Chairman and Deputy Managing 

Director on behalf of the Board of Directors on 20 April 2011. The General Assembly has the power to 

amend these consolidated financial statements after issuance. 

2. ADOPTION OF REVISED STANDARDS 

Revisions and amendments to IFRS adopted in the current year 

During the year, the Group has adopted the following revisions and amendments to International Financial 

Reporting Standards (“IFRS”) issued by International Accounting Standards Board which are relevant to and 

effective for the Group’s financial statements beginning on or after 1 January 2010. 

Standards 

• IFRS 3 (Revised) Business Combinations 

• IAS 1 (Revised) Presentation of Financial Statements 

• IAS 7 (Revised) Statement of Cash Flows 

• IAS 17 (Revised) Leases 

• IAS 27 (Revised) Consolidated and Separate Financial Statements 

• IAS 31 (Revised) Interests in Joint Ventures 

• IAS 36 (Revised) Impairment of Assets 

• IAS 39 (Revised) Financial Instruments: Recognition and Measurement 

The adoption of these Standards have not led to any changes in the Group’s accounting policies except for 

the adoption of IFRS 3 (Revised) Business Combinations and IAS 27 (Revised) Consolidated and Separate 

Financial Statements as described below: 

IFRS 3 (Revised) Business Combinations 

IFRS 3 (2008) has been applied in the current year prospectively to business combinations for which the 

acquisition date is on or after 1 January 2010 in accordance with the relevant transitional provisions. The 

revised standard requires acquisition-related costs to be accounted for separately from the business 

combination, generally leading to those costs being recognised as an expense in the consolidated statement 

of income as incurred, whereas previously they were accounted for as part of the cost of the acquisition. It 

also allows a choice on a transaction-by-transaction basis for the measurement of non-controlling interests at 

the date of acquisition (previously referred to as ‘minority interests’) either at fair value or at the noncontrolling 

interests' share of recognised identifiable net assets of the acquiree. If the business combination is 

achieved in stages, the acquirer’s equity interest held prior to control being obtained are remeasured to fair 

value at the date of obtaining control, and any gain or loss is recognized in the consolidated statement of 

income. The impact of the adoption of the revised Standard has been the expensing off of acquisition related 

costs of KD 71 thousand in connection with the acquisition of Shell Upstream Gas Holdings B.V. (See note 

26 ) which under the previous Standard would have been added to the cost of the business combination. 

IAS 27 (Revised) Consolidated and Separate Financial Statements 

The revised Standard has specifically affected the Group's accounting policies regarding changes in 

ownership interests in its subsidiaries that do not result in loss of control. Previously, increases in interests in 

existing subsidiaries were treated in the same manner as the acquisition of subsidiaries, with goodwill or a 

bargain purchase gain being recognised, when appropriate; for decreases in interests in existing subsidiaries 

that did not involve a loss of control, the difference between the consideration received and the adjustment to 

the non-controlling interests was recognised in the consolidated statement of income. Under IAS 27 (2008), 

all such increases or decreases are dealt within equity, with no impact on goodwill or the consolidated 

statement of income. 

8 

37





2. ADOPTION OF REVISED STANDARDS (CONTINUED) 

Standards in issue not yet effective 

At the date of authorisation of these consolidated financial statements, the following Standards applicable to 

the Group were in issue but not yet effective: 

• IAS 1 (Revised) Presentation of Financial 

Statements 

Effective for annual periods beginning on or after 

1 January 2011 

• IAS 12 (Revised) Income tax Effective for annual periods beginning on or after 


• IAS 24 (Revised) Related Party Disclosures Effective for annual periods beginning on or after 


• IAS 27 (Revised) Consolidated and Separate 

Financial Statements 

• IAS 32 (Revised) Financial Instruments: 

Presentation 


1 July 2010 


1 February 2010 

• IFRS 3 (Revised) Business Combinations Effective for annual periods beginning on or after 

1 July 2010 

• IFRS 7 (Revised) Financial Instruments: 

Disclosures 



• IFRS 9 Financial Instruments Effective for annual periods beginning on or after 


• Improvements to IFRSs issued in 2010 Effective for annual periods beginning on or after 

1 July 2010 and 1 January 2011, as appropriate 

Management of the Group anticipates that the adoption of these Standards where applicable and once they 

become effective in future periods will not have a material financial impact on the consolidated financial 

statements of the Group in the period of initial application. 

3. SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES 

Statement of compliance 

These consolidated financial statements have been prepared in accordance with International Financial 

Reporting Standards and the applicable requirements of Ministerial order No. 18 of 1990. 

Basis of preparation 

These consolidated financial statements have been prepared under the historical cost convention. The 

principal accounting policies are set out below. 

Basis of consolidation 

These consolidated financial statements incorporate the financial statements of the Company and entities 

controlled by the Company (its subsidiaries) (See note 25). Control is achieved where the Company has the 

power to govern the financial and operating policies of an entity so as to obtain benefits from its activities. 

9 

38





3. SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES (CONTINUED) 

Basis of consolidation (Continued) 

The results of subsidiaries acquired or disposed of during the year are included in the consolidated statement 

of income from the effective date of acquisition or up to the effective date of disposal, as appropriate. 

Where necessary, adjustments are made to the financial statements of subsidiaries to bring their accounting 

policies into line with those used by other members of the Group. 

All intra-group transactions, balances, income and expenses are eliminated in full on consolidation 

Non-controlling interests in the net assets (excluding goodwill) of consolidated subsidiaries are identified 

separately from the Group’s equity therein. Non-controlling interests consist of the amount of those interests at 

the date of the original business combination (See below) and the non-controlling interest’s share of changes in 

equity since the date of the combination. 

Profits and losses are attributed to the owners of the Company and to the non-controlling interests in the ratio 

of their respective shareholdings even if this results in the non-controlling interests having a deficit balance. 

A change in the ownership interest of a subsidiary, without a change of control, is accounted for as an equity 

transaction. 

Business combinations 

Acquisitions of subsidiaries and businesses are accounted for using the acquisition method. The cost of the 

acquisition is measured at the aggregate of the consideration transferred, measured at acquisition date fair 

value and the amount of any non-controlling interest in the acquiree. For each business combination, the 

acquirer measures the non-controlling interest in the acquiree either at fair value or at the proportionate share 

of the acquiree’s identifiable net assets. Acquisition related costs are recognised in the consolidated statement 

of income as incurred. 

Where appropriate, the cost of acquisition includes any asset or liability resulting from a contingent 

consideration arrangement, measured at its acquisition-date fair value. Subsequent changes in such fair values 

are adjusted against the cost of acquisition where they qualify as measurement period adjustments. All other 

subsequent changes in the fair value of contingent consideration classified as an asset or liability are accounted 

for in accordance with relevant IFRSs. Changes in the fair value of contingent consideration classified as 

equity are not recognised. 

The acquiree’s identifiable assets, liabilities and contingent liabilities that meet the conditions for recognition 

under IFRS 3 (revised 2008) are recognised at their fair value at the acquisition date, except for non-current 

assets (or disposal groups) that are classified as held for sale in accordance with “IFRS 5 Non-current Assets 

Held for Sale and Discontinued Operations”, which are measured at fair value less costs to sell and deferred 

tax. 

If the initial accounting for a business combination is incomplete by the end of the reporting period in which 

the combination occurs, the Group reports provisional amounts for the items for which the accounting is 

incomplete. Those provisional amounts are adjusted during the measurement period (see below), or additional 

assets or liabilities are recognised, to reflect new information obtained about facts and circumstances that 

existed as of the acquisition date that, if known, would have affected the amounts recognised as of that date. 

The measurement period is the period from the date of acquisition to the date the Group receives complete 

information about facts and circumstances that existed as of the acquisition date and is subject to a maximum 

of one year. 

Where a business combination is achieved in stages, the Group’s previously-held interests in the acquired 

entity are remeasured to fair value at the acquisition date (i.e. the date the Group attains control) and the 

resulting gain or loss, if any, is recognised in the consolidated statement of income. Amounts arising from 

interests in the acquiree prior to the acquisition date that have previously been recognised in equity are 

reclassified to the consolidated statement of income, where such treatment would be appropriate if that interest 

is disposed off. 

10 

39






Business combinations (Continued) 

Goodwill 

Goodwill arising on the acquisition of a subsidiary is recognised as an asset at the date that control is acquired 

(the acquisition date). Goodwill is measured as the excess of the sum of the consideration transferred, the 

amount of any non-controlling interest in the acquiree and the fair value of the acquirer’s previously-held 

equity interest (if any) in the entity over the net fair value of the identifiable net assets recognised. 

If, after reassessment, the Group’s interest in the net fair value of the acquiree’s identifiable net assets exceeds 

the sum of the consideration transferred, the amount of any non-controlling interest in the acquiree and the fair 

value of the acquirer’s previously-held equity interest (if any), the excess is recognised immediately in the 

consolidated statement of income as a bargain purchase gain. 

Goodwill is not amortised, but is reviewed for impairment at least annually. Goodwill impairment is 

determined by assessing the recoverable amount of cash-generating unit to which goodwill relates. The 

recoverable value is the value in use of the cash-generating unit, which is the net present value of estimated 

future cash flows expected from such cash-generating unit. If the recoverable amount of cash generating unit is 

less than the carrying amount of the unit, the impairment loss is allocated first to reduce the carrying amount of 

any goodwill allocated to the unit and then to the other assets of the unit prorated on the basis of the carrying 

amount of each asset in the unit. Any impairment loss recognised for goodwill is not reversed in a subsequent 

period. On disposal of a subsidiary, the attributable amount of goodwill is included in the determination of the 

profit or loss on disposal. 

Interests in joint ventures 

A joint venture is a contractual arrangement whereby the Group and other parties undertake an economic 

activity that is subject to joint control that is when the strategic financial and operating policy decisions relating 

to the activities of the joint venture require the unanimous consent of the parties sharing control. 

Where a Group entity undertakes its activities under joint venture arrangements directly, the Group’s share of 

jointly controlled assets and any liabilities incurred jointly with other venturers are recognized in the financial 

statements of the relevant entity and classified according to their nature. Liabilities and expenses incurred 

directly in respect of interests in jointly controlled assets are accounted for on an accrual basis. Income from 

the sale or use of the Group’s share of the output of jointly controlled assets, and its share of joint venture 

expenses, are recognized when it is probable that the economic benefits associated with the transactions will 

flow to/from the Group and their amount can be measured reliably. 

Joint venture arrangements that involve the establishment of a separate entity in which each venturer has an 

interest are referred to as jointly controlled entities. The Group reports its interests in jointly controlled entities 

using proportionate consolidation. The Group’s share of the assets, liabilities, income and expenses of jointly 

controlled entities are combined with the equivalent items in the consolidated financial statements on a line-byline 

basis. 

Where the Group transacts with its jointly controlled entities, unrealized profits and losses are eliminated to the 

extent of the Group’s interest in the joint venture. 

Financial assets 

Financial assets are recognised on the Group’s consolidated statement of financial position when the Group 

becomes a party to the contractual provisions of the instrument. Financial assets are classified as ‘cash and 

bank balances’, “funds held by Parent Company”, ‘trade and other receivables’, and ‘due from Parent 

Company and affiliates’. 

11 

40






Financial assets (Continued) 

Cash and cash equivalents 

Cash and cash equivalents consist of cash on hand and bank current accounts. 

Trade and other receivables 

Trade receivables are measured at initial recognition at fair value, and are subsequently measured at amortised 

cost using the effective interest rate method, less any impairment. Interest income is recognised by applying 

the effective interest rate, except for short-term receivables when the recognition of interest would be 

immaterial. Appropriate allowances for estimated irrecoverable amounts are recognised in the consolidated 

statement of income when there is objective evidence that the asset is impaired. 

Effective interest rate method 

The effective interest method is a method of calculating the amortised cost of a financial asset and of 

allocating interest income over the relevant period. The effective interest rate is the rate that exactly discounts 

estimated future cash receipts through the expected life of the financial asset, or, where appropriate, a shorter 

period. 

Impairment of financial assets 

Financial assets are assessed for indicators of impairment at each consolidated statement of financial position 

date. Financial assets are impaired where there is objective evidence that, as a result of one or more events that 

occurred after the initial recognition of the financial asset, the estimated future cash flows of the asset have 

been impacted. 

For trade receivables, objective evidence of impairment could include: (i) significant financial difficulty of the 

issuer or counterparty; or (ii) default or delinquency in interest or principal payments; or (iii) it becoming 

probable that the borrower will enter bankruptcy or financial re-organisation. 

For certain categories of financial assets, such as trade receivables, assets that are assessed not to be impaired 

individually are subsequently assessed for impairment on a collective basis. Objective evidence of impairment 

for a portfolio of receivables could include the Group’s past experience of collecting payments, an increase in 

the number of delayed payments in the portfolio past the average credit period of 60 days, as well as 

observable changes in national or local economic conditions that correlate with default on receivables. 

For financial assets carried at amortised cost, the amount of the impairment is the difference between the 

asset’s carrying amount and the present value of estimated future cash flows, discounted at the financial asset’s 

original effective interest rate. 

The carrying amount of the financial asset is reduced by the impairment loss directly for all financial assets 

with the exception of trade receivables, where the carrying amount is reduced through the use of an allowance 

account. When a trade receivable is considered uncollectible, it is written off against the allowance account. 

Subsequent recoveries of amounts previously written off are credited against the allowance account. Changes 

in the carrying amount of the allowance account are recognised in the consolidated statement of income. 

Derecognition of financial assets 

The Group derecognises a financial asset only when the contractual rights to the cash flows from the asset 

expire; or it transfers the financial asset and substantially all the risks and rewards of ownership of the asset to 

another entity. If the Group neither transfers nor retains substantially all the risks and rewards of ownership 

and continues to control the transferred asset, the Group recognises its retained interest in the asset and an 

associated liability for amounts it may have to pay. If the Group retains substantially all the risks and rewards 

of ownership of a transferred financial asset, the Group continues to recognise the financial asset and also 

recognises a collateralised borrowing for the proceeds received. 

12 

41






Financial liabilities 

Borrowings 

Borrowings are recognised initially at fair value, net of transaction costs incurred. Borrowings are 

subsequently stated at amortised cost; any difference between the proceeds (net of transaction costs) and the 

redemption value is recognised in the consolidated statement of income over the period of the borrowings 

using the effective interest method. 

Trade payables 

Trade payables are initially measured at fair value, and are subsequently measured at amortised cost, using 

the effective interest rate method. 

Derecognition of financial liabilities 

The Group derecognizes financial liabilities when, and only when, the Group’s obligations are discharged, 

cancelled or they have expired. 

Oil and gas properties 

Exploration and appraisal costs 

Exploration and appraisal costs are accounted for under the successful efforts method. Exploratory drilling 

costs are tentatively capitalized pending determination of whether the well finds commercial reserves. Wells 

which are assigned commercial reserves remain capitalized. All other exploratory wells and exploration 

expenditure including licence fees are expensed. Costs incurred to acquire an exploration property are 

capitalised when first incurred until either the property is impaired or transferred to producing property 

account on the discovery of commercial reserves. 

Fields under development and in production 

All field development costs including seismic geological and geophysical studies, wells, related plant and 

equipment, mineral interest in properties and financing charges are capitalised. 

Reserves 

Oil and gas reserves consist of both proved and probable reserves. These are calculated using the latest 

estimates provided by the Group’s technical staff, which are based on estimates provided by the field operator. 

Depreciation, depletion and amortisation 

The purchase, capitalised exploration and appraisal and development costs of each producing field, together 

with anticipated future capital costs calculated at price levels ruling at the consolidated statement of 

financial position date, are depreciated, depleted and amortised on a unit-of-production basis. Depreciation 

is calculated by reference to the proportion that production for the period bears to the total of the estimated 

remaining reserves as at the end of the period plus the production in the period. 

Impairment 

The recoverability of the amounts at which fields either in production or under development and recorded in 

the accounts is assessed on a field-by-field basis against the likely discounted future net revenues to be 

derived from the estimated remaining commercial reserves. Future net revenues are computed using prices 

and costs according to management’s forecast at the year end. A provision is made where the comparison 

indicates impairment in the carrying value of the interests. 

13 

42






Oil and gas properties (Continued) 

Decommissioning costs 

The decommissioning provision is calculated based on the net present value of the Group’s share of the estimated 

future cost of decommissioning and site restoration required for facilities in place. This is calculated using the 

latest estimates provided by the Group's technical staff, which is based upon estimates provided by the field 

operators. An associated decommissioning asset is recognised, which is amortised for each field on a unit-ofproduction 

basis in accordance with the Group’s policy for depletion and depreciation of oil and gas properties. 

Period charges for changes in the net present value of the decommissioning provision arising from the unwinding 

of the discount are included in finance costs. 

Other fixed assets 

Other fixed assets are stated at cost less accumulated depreciation and any accumulated impairment losses. 

Cost includes the purchase price and directly associated costs of bringing the asset to a working condition for 

its intended use. Depreciation is calculated based on the estimated useful lives of the applicable assets on a 

straight-line basis. The estimated useful lives, residual values and depreciation method are reviewed at each 

year end, with the effect of any changes in estimate accounted for on a prospective basis. Maintenance and 

repairs, replacements and improvements of minor importance are expensed as incurred. Significant 

improvements and replacement of assets are capitalised. 

The gain or loss arising on the disposal or retirement of other fixed assets is determined as the difference 

between the sales proceeds and the carrying amount of the asset and is recognised in the consolidated 

statement of income. 

Other fixed assets are carried at cost less accumulated depreciation and any accumulated impairment losses. 

Cost includes expenditure that is directly attributable to the acquisition of the asset (including borrowing 

costs). 

Subsequent costs are included in the asset’s carrying amount or recognised as a separate asset, as appropriate, 

only when it is probable that future economic benefits associated with the item will flow to the Group and the 

cost of the item can be measured reliably. The carrying amount of the replaced part is derecognised. All other 

repairs and maintenance are charged to the consolidated statement of income during the year in which they are 

incurred. 

Depreciation is calculated based on the estimated useful lives of the applicable assets on a straight-line basis 

commencing when the assets are ready for their intended use. 

The estimated useful lives, residual values and depreciation methods are reviewed at each consolidated 

statement of financial position date, with the effect of any changes in estimate accounted for on prospective 

basis. 

Properties in the course of construction for production, rental or administrative purposes, or for purposes not 

yet determined, are carried at cost, less any recognised impairment loss. Cost includes professional fees. 

Depreciation of these assets, on the same basis as other fixed assets, commences when the assets are ready for 

their intended use. 

An asset’s carrying amount is written down immediately to its recoverable amount if the asset’s carrying 

amount is greater than its estimated recoverable amount. 

The gain or loss arising on the disposal or retirement of an item of other fixed asset is determined as the 

difference between the sales proceeds and the carrying amount of the asset and is recognised in the 

consolidated statement of income. 

14 

43






Operating leases 

Operating lease payments are recognised as an expense on a straight-line basis over the lease term, except 

where another systematic basis is more representative of the time pattern in which economic benefits from the 

leased asset are consumed. Contingent rentals arising under operating leases are recognised as an expense in 

the period in which they are incurred. 

In the event that lease incentives are received to enter into operating leases, such incentives are recognised as 

a liability. The aggregate benefit of incentives is recognised as a reduction of rental expense on a straight-line 

basis, except where another systematic basis is more representative of the time pattern in which economic 

benefits from the leased asset are consumed. 

Revenue recognition 

Revenue is recognised to the extent that it is probable that the economic benefits will flow to the Group and 

revenue can be reliably measured. 

Revenue represents invoiced amounts from the sale of the Group’s share of oil and gas production and is 

recognized on the basis of the Group’s net working interest (entitlement method). 

Interest income is recognised on an accrual basis in accordance with the substance of the relevant agreement. 

Royalties 

Royalties are accounted for in the consolidated statement of income in the same period as the income to which 

they relate and are included within operating expenses. Royalty arrangements that are based on production, 

sales and other measures are recognised by reference to the underlying arrangement. 

Inventories 

During the year, the Group has changed its accounting policy for valuation of crude oil inventories from using 

the lower of cost or net realizable value to net realizable value. The impact of the change in accounting policy 

on the consolidated financial statements of the previous year and the current year is immaterial. Other 

inventories comprising mainly of spare parts, materials and supplies are valued at cost, determined principally 

on a weighted average cost basis, less allowance for any obsolete or slow moving items. Purchase cost 

includes the purchase price, import duties, transportation, handling and other direct costs. 

Employees’ end of service benefits 

Provision is made for amounts payable to employees under the Kuwaiti Labor Law, the Kuwait Social 

Security Law and the Group’s terms of employment. The provision, which is unfunded, is determined as the 

liability that would arise as a result of the involuntary termination of staff at the consolidated statement of 

financial position date, on the basis that this computation is a reliable approximation of the present value of 

this obligation. 

Foreign currencies 

The individual financial statements of each group entity are presented in the currency of the primary 

economic environment in which the entity operates (its functional currency). For the purpose of these 

consolidated financial statements, the results and financial position of each entity are expressed in US 

Dollars, which is the functional currency of the Company. The presentation currency for these consolidated 

financial statements is the Kuwaiti Dinar (“KD”). 

15 

44






Foreign currencies (Continued) 

In preparing the financial statements of the individual entities, transactions in currencies other than the 

entity’s functional currency (foreign currencies) are recorded at the rates of exchange prevailing at the dates of 

the transactions. At each consolidated statement of financial position date, monetary items denominated in 

foreign currencies are retranslated at the rates prevailing at the consolidated statement of financial position 

date. Non-monetary items carried at fair value that are denominated in foreign currencies are retranslated at 

the rates prevailing at the date when the fair value was determined. Non-monetary items that are measured in 

terms of historical cost in a foreign currency are not retranslated. 

Exchange differences are recognised in the consolidated statement of income in the period in which they arise 

except for exchange differences on monetary items receivable from or payable to a foreign operation for 

which settlement is neither planned nor likely to occur, which form part of the net investment in a foreign 

operation, and which are recognised in the foreign currency translation reserve and recognised in consolidated 

statement of income on disposal of the net investment. 

For the purpose of presenting consolidated financial statements, the assets and liabilities of the Group’s 

foreign operations are expressed in KD using exchange rates prevailing at the consolidated statement of 

financial position date. Income and expense items are translated at the average exchange rates for the period, 

unless exchange rates fluctuated significantly during that period, in which case the exchange rates at the dates 

of the transactions are used. The resulting exchange differences arising are classified as equity and transferred 

to the Group’s foreign currency translation reserve. Such exchange differences are recognised in the 

consolidated statement of income in the period in which the foreign operation is disposed of. 

Taxation 

Certain of the Company’s subsidiaries are subject to taxes on income in various foreign jurisdictions. Income 

tax expense represents the sum of the tax currently payable and deferred tax. 

Current tax 

The tax currently payable is based on taxable profit for the year. Taxable profit differs from profit as reported 

in the consolidated statement of income because it excludes items of income or expense that are taxable or 

deductible in other years and it further excludes items that are never taxable or deductible. The subsidiaries’ 

liability for current tax is calculated using tax rates that have been enacted or substantively enacted by the 

consolidated statement of financial position date. 

Deferred tax 

Deferred tax is recognised on differences between the carrying amounts of assets and liabilities in the 

consolidated financial statements and the corresponding tax bases used in the computation of taxable profit, 

and are accounted for using the consolidated statement of financial position liability method. Deferred tax 

liabilities are generally recognised for all taxable temporary differences, and deferred tax assets are generally 

recognised for all deductible temporary differences to the extent that it is probable that taxable profits will be 

available against which those deductible temporary differences can be utilised. Such assets and liabilities are 

not recognised if the temporary difference arises from goodwill or from the initial recognition (other than in a 

business combination) of other assets and liabilities in a transaction that affects neither the taxable profit nor 

the accounting profit. 

The carrying amount of deferred tax assets is reviewed at each consolidated statement of financial position 

date and reduced to the extent that it is no longer probable that sufficient taxable profits will be available to 

allow all or part of the asset to be recovered. 

Deferred tax assets and liabilities are measured at the tax rates that are expected to apply in the period in 

which the liability is settled or the asset realized, based on tax rates (and tax laws) that have been enacted or 

substantively enacted by the consolidated statement of financial position date. The measurement of deferred 

tax liabilities and assets reflects the tax consequences that would follow from the manner in which the Group 

expects, at the reporting date, to recover or settle the carrying amount of its assets and liabilities. 

16 

45






Taxation (Continued) 

Deferred tax (Continued) 

Deferred tax assets and liabilities are offset when there is a legally enforceable right to set off current tax 

assets against current tax liabilities and when they relate to income taxes levied by the same taxation 

authority and the Group intends to settle its current tax assets and liabilities on a net basis. 

Current and deferred tax for the period 

Current and deferred tax are recognised as an expense or income in the consolidated statement of income, 

except when they relate to items credited or debited directly to equity, in which case the tax is also 

recognised directly in equity, or where they arise from the initial accounting for a business combination. In 

the case of a business combination, the tax effect is taken into account in calculating goodwill or in 

determining the excess of the acquirer’s interest in the net fair value of the acquiree’s identifiable assets, 

liabilities, and contingent liabilities over cost. 

Derivatives 

In accordance with IAS 39 “Financial Instruments: Recognition and Measurement”, derivative financial 

instruments, unless designated as hedges, are carried in the consolidated statement of financial position at 

fair value, with changes in the fair value included in the consolidated statement of income. 

The Group operates internationally, giving rise to significant exposure to market risks from changes in 

commodity prices, interest and foreign exchange rates. In the ordinary course of business, the Group has 

entered into certain long-term sales contracts, which, under IAS 39, include embedded derivatives. 

An embedded derivative is a component of a contract, which has the effect that the cash flows arising under 

the contract vary, in part, in a similar way to a standalone derivative. IAS 39 requires that such embedded 

derivatives are separated from the host contracts and accounted for as derivatives, classified as held for 

trading and carried at fair value, with changes in fair value being included in the consolidated statement of 

income. 

Contingencies 

A contingent asset is not recognized in the consolidated financial statements but disclosed when an inflow of 

economic benefits is probable. 

Contingent liabilities are not recognized in the consolidated financial statements unless the outflow of 

resources embodying economic benefits is probable and the amount of the obligation can be measured 

reliably. They are disclosed as contingent liabilities unless the possibility of an outflow of resources 

embodying economic benefits is remote. 

Borrowing costs 

Borrowing costs are calculated on the accrual basis and are recognised in the consolidated statement of 

income in the period in which they are incurred. 

17 

46






Provisions 

Provisions are recognised when the Group has a present obligation (legal or constructive) as a result of a past 

event, it is probable that the Group will be required to settle the obligation, and a reliable estimate can be 

made of the amount of the obligation. 

The amount recognised as a provision is the best estimate of the consideration required to settle the present 

obligation at the consolidated statement of financial position date, taking into account the risks and 

uncertainties surrounding the obligation. Where a provision is measured using the cash flows estimated to 

settle the present obligation, its carrying amount is the present value of those cash flows. 

When some or all of the economic benefits required to settle a provision are expected to be recovered from a 

third party, the receivable is recognised as an asset if it is virtually certain that reimbursement will be 

received and the amount of the receivable can be measured reliably. 

Impairment of tangible assets 

At each consolidated statement of financial position date, the Group reviews the carrying amounts of its 

tangible assets to determine whether there is any indication that those assets have suffered an impairment 

loss. If any such indication exists, the recoverable amount of the asset is estimated in order to determine the 

extent of the impairment loss (if any). Where the asset does not generate cash flows that are independent 

from other assets, the Group estimates the recoverable amount of the cash-generating unit to which the asset 

belongs. Recoverable amount is the higher of fair value less costs to sell or value in use. In assessing value 

in use, the estimated future cash flows are discounted to their present value using discount rate that reflects 

current market assessments of the time value of money and the risks specific to the asset for which the 

estimates of future cash flows have not been adjusted. 

If the recoverable amount of an asset (or cash-generating unit) is estimated to be less than its carrying 

amount, the carrying amount of the asset (cash-generating unit) is reduced to its recoverable amount. An 

impairment loss is recognised as an expense immediately. 

Where an impairment loss subsequently reverses, the carrying amount of the asset (cash-generating unit) is 

increased to the revised estimate of its recoverable amount, but so that the increased carrying amount does 

not exceed the carrying amount that would have been determined had no impairment loss been recognised 

for the asset (cash-generating unit) in prior years. A reversal of an impairment loss is recognised as income 

immediately. 

4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION 

UNCERTAINTY 

In the application of the Group’s accounting policies, which are described in note 3, management is required 

to make judgements, estimates and assumptions about the carrying amounts of assets and liabilities that are 

not readily apparent from other sources. The estimates and associated assumptions are based on historical 

experience and other factors that are considered to be relevant. Actual results may differ from these 

estimates. 

The estimates and underlying assumptions are reviewed on an ongoing basis. Revisions to accounting 

estimates are recognised in the period in which the estimate is revised if the revision affects only that period, 

or in the period of the revision and future periods if the revision affects both current and future periods. 

Critical judgements in applying accounting policies 

The following are the critical judgements, apart from those involving estimations (See below), that 

management has made in the process of applying the entity’s accounting policies and that have the most 

significant effect on the amounts recognised in these consolidated financial statements. 

18 

47





4. CRITICAL ACCOUNTING JUDGEMENTS AND KEY SOURCES OF ESTIMATION 

UNCERTAINTY (CONTINUED) 

Critical judgements in applying accounting policies (Continued) 

Allowance for doubtful debts 

The allowance for doubtful debts is determined based on a combination of factors to ensure that the trade 

receivables are not overstated due to uncollectibility. The allowance for doubtful debts for all customers is 

based on a variety of factors, including the overall quality and aging of receivables, continuing credit 

evaluation of the customer’s financial conditions and collateral requirements from customers in certain 

circumstances. Also, specific provisions for individual accounts are recorded when the Group becomes 

aware of a customer’s inability to meet its financial obligations such as in the case of deterioration in the 

customer’s operating results and financial position. 

Key sources of estimation uncertainty 

The following are the key assumptions concerning the future, and other key sources of estimation 

uncertainty at the consolidated statement of financial position date, that have a significant risk of causing a 

material adjustment to the carrying amounts of assets and liabilities within the next financial year. 

Depletion of oil and gas properties 

Depletion of the cost of oil and gas properties and information reported on estimated quantities of proved oil 

and gas reserves are based on estimated oil and gas reserves which have been determined by competent and 

qualified petroleum engineers. Management believes these reserves to be commercially productive and will 

provide revenues to the Group adequate to recover remaining net un-depreciated and un-depleted capitalized 

oil and gas properties as at 31 December 2010. 

Decommissioning liability 

The Group has made provision for decommissioning costs relating to the future abandonment of fields based 

on the present value of expected expenditures required to settle the obligation. The estimates used to 

determine decommissioning liability have been reviewed and revised, as appropriate, during the year ended 

31 December 2010, by competent and qualified petroleum engineers. 

Impairment of oil and gas properties 

Determining whether oil and gas properties are impaired requires management to estimate the future net 

revenue from oil and gas reserves attributable to the Group’s interest in that field. An impairment loss of KD 

34,475 thousand (2009: KD 16,609 thousand) was recognised during 2010. 

Impairment of other fixed assets and useful lives 

The Group’s management tests annually whether tangible assets have suffered impairment in accordance 

with accounting policies stated in note 3. The recoverable amount of an asset is determined based on valuein-use 

method. The method uses estimated cash flow projections over the estimated useful life of the asset 

discounted using market rates. The Group’s management determines the useful life of other fixed assets and 

the related depreciation charge. The depreciation charge for the year will change significantly if actual life is 

different from the estimated useful life of the asset. 

Business combination 

In a business combination, the acquiree’s identifiable assets, liabilities and contingent liabilities that meet 

the conditions for recognition under IFRS 3 Business Combinations are recognised at their fair values at the 

acquisition date, except for non-current assets (or disposal groups) that are classified as held for sale in 

accordance with IFRS 5 Non-current Assets Held for Sale and Discontinued Operations, which are 

recognised and measured at fair value less costs to sell. The Group’s management determines the fair values 

of the acquiree’s identifiable assets, liabilities, contingent liabilities and non-current assets classified as held 

for sale. 

19 

48





5. CASH AND BANK BALANCES 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Cash in hand 2 1 

Cash at banks 14,677 20,385 

14,679 20,386 

Cash at banks represent bank current accounts denominated in KD, US Dollars, Australian Dollars and 

Pakistani Rupees. 

6. RELATED PARTY BALANCES AND TRANSACTIONS 

Related parties consist of directors and executive officers of the Group and the Parent Company, their 

families and other subsidiaries and affiliates of the Parent Company. All related party transactions 

approximate arms length terms and are approved by the Group’s management. 

The related party balances and transactions included in these consolidated financial statements are as 

follows: 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

a) Funds held by Parent Company 7,015 - 

Funds held by Parent Company represent surplus funds generated from operations and advanced to the 

Parent Company. There are no restrictions on these funds and the average interest rate is approximately 

0.5% per annum. Interest earned during the year amounted to approximately KD 2 thousand (2009: nil). 

b) Due from Parent Company and affiliates 8 129 

c) Due to Parent Company 2,840 29,188 

The amount due to Parent Company is unsecured and non-interest bearing with no fixed term of 

repayment. 

d) Key management compensation 

Short-term benefits 1,046 1,016 

Post-employment benefits 151 186 

1,197 1,202 

20 

49





7. TRADE AND OTHER RECEIVABLES 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Trade receivables 63,743 38,480 

Less: Allowance for doubtful doubts (1,676) (1,720) 

62,067 36,760 

Due from joint venture participants 14,653 20,849 

Prepaid expenses 984 960 

Other receivables 38,015 9,710 

115,719 68,279 

The average credit period on sales is 60 days. No interest is charged on the overdue trade receivables. The 

Group has provided fully for all irrecoverable trade receivables, determined by reference to past default 

experience. 

As at 31 December 2010, trade receivables of KD 58,567 thousand (2009: KD 34,376 thousand) were fully 

performing. 

Included in the Group’s trade receivables balance are debtors with a carrying amount of KD 3,500 thousand 

(2009: KD 2,384 thousand) which are past due at the reporting date for which the Group has not provided as 

there has not been a significant change in credit quality and the amounts are still considered recoverable. 

Ageing of past due but not impaired 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

61 – 90 days 2,460 1,238 

91 – 120 days 1,040 1,146 

Total 3,500 2,384 

Movement in the allowance for doubtful debts is as follows: 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Balance at beginning of the year 1,720 1,692 

Charge for the year - 28 

Reversal of allowance for doubtful debts (44) - 

Balance at end of the year 1,676 1,720 

In determining the recoverability of a trade receivable, the Company considers any change in the credit 

quality of the trade receivable from the date credit was initially granted up to the reporting date. The 

concentration of credit risk is limited due to the customer base being large and unrelated. Accordingly, 

management believes that there is no further credit provision required in excess of the allowance for 

doubtful debts. 

The maximum exposure to credit risk at the reporting date is the carrying amount of each class of trade 

receivables mentioned above. All the impaired trade receivables are above 360 days (2009: 360 days). 

21 

50





8. INVENTORIES 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Crude oil 5,381 4,740 

Spare parts, materials and supplies 18,972 16,583 

24,353 21,323 

Less: allowance for slow moving and obsolete inventories (159) (164) 

24,194 21,159 

Spare parts, materials and supplies are used in operations and are not held for re-sale. 

22 

51





9. FIXED ASSETS 

Oil and 

gas 

properties 

Decommissioning 

assets 

Other 

fixed 

assets 

Total 

KD 000’s KD 000’s KD 000’s KD 000’s 

Cost 

At 1 January 2009 794,832 22,153 8,669 825,654 

Additions 149,533 - 775 150,308 

Revision of estimates - 1,944 - 1,944 

Write off of unsuccessful exploration (34,903) - - (34,903) 

Disposals costs eeeeeeeexploration costs 

- - (6) (6) 

Currency translation effects 75,210 4,461 62 79,733 

At 1 January 2010 984,672 28,558 9,500 1,022,730 

Additions 127,846 - 916 128,762 

Revision of estimates (1,505) 8,421 - 6,916 

Acquisition of subsidiary (See note 26) 80,777 - - 80,777 

Write off of unsuccessful exploration (26,115) - - (26,115) 

Currency costs translation effects (21,454) 865 (45) (20,634) 

At 31 December 2010 1,144,221 37,844 10,371 1,192,436 

Depreciation, depletion, 

amortization and impairment losses 

At 1 January 2009 377,375 12,129 3,381 392,885 

Charge for the year 70,201 4,132 679 75,012 

Disposals - - (6) (6) 

Net impairment losses (See note 18) 1,985 - - 1,985 

Currency translation effects 47,211 (1,074) 49 46,186 

At 1 January 2010 496,772 15,187 4,103 516,062 

Charge for the year 83,822 2,466 878 87,166 

Net impairment losses (See note 18) 33,149 - - 33,149 

Currency translation effects (10,824) 1,040 (34) (9,818) 

At 31 December 2010 602,919 18,693 4,947 626,559 

Carrying amount 

At 31 December 2010 541,302 19,151 5,424 565,877 

At 31 December 2009 487,900 13,371 5,397 506,668 

Annual depreciation rate 

Unit of 

production 

method 

Unit of 

production 

method 

20 % 

23 

52





10. TRADE AND OTHER PAYABLES 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Joint venture payables and accruals 39,796 47,697 

Purchase consideration payable (See note 26) 78,637 - 

Accrued payroll and leave pay 2,232 1,801 

120,665 49,498 

11. DECOMMISSIONING PROVISION 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 


Unwinding of discount 1,909 1,703 

Changes in estimates 6,916 1,944 

Currency translation effect 1,704 5,784 


The decommissioning provision relates to all of the Group’s interests that are currently producing or under 

development. 

12. EMPLOYEES’ END OF SERVICE BENEFITS 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 


Charge for the year 606 551 

Payments during the year (18) (43) 


13. SHARE CAPITAL 

The authorized, issued and fully paid up share capital consists of 200,000,000 shares of KD 1 each (2009: 

200,000,000 shares of KD 1 each). 

14. STATUTORY RESERVE 

As required by the Commercial Companies Law and the Company’s Articles of Association, 10% of profit 

for the year is to be transferred to the statutory reserve until the reserve reaches a minimum of 50% of the 

paid up capital. The statutory reserve is not available for distribution except in cases stipulated by the 

Commercial Companies law and the Company’s Articles of Association. 

15. VOLUNTARY RESERVE 

In accordance with the Company’s Articles of Association, 10% of profit for the year is to be transferred to 

the voluntary reserve. Such transfer may be discontinued by a resolution at the General Assembly. 

24 

53





16. REVENUE 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Oil sales 138,256 120,496 

Gas sales 173,314 114,665 

Pipeline tariffs 270 240 

311,840 235,401 

17. COST OF SALES 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Operating costs 53,972 48,511 

Depletion of oil and gas properties 83,822 70,201 

Royalties 13,733 8,312 

Depreciation of decommissioning asset 2,466 4,132 

153,993 131,156 

18. NET IMPAIRMENT LOSSES 

During the year, the Group incurred impairment losses on certain oil and gas properties of KD 34,475 

thousand (31 December 2009: KD 16,609 thousand). The impairment loss realized was due to decrease in 

oil and gas reserves in related fields. 

During the year, the Group reversed previously recognised impairment losses of KD 1,326 thousand (2009: 

14,624 thousand). The reversal is due to an increase in the estimated future cash flows from these oil and 

gas properties determined by reference to current economic factors. 

19. INCOME TAX EXPENSE 

The charge for the year comprises: 

2010 2009 

Foreign tax KD 000’s KD 000’s 

Current: 

- tax expense on profits 45,474 29,325 

- Reversal of excess provision for income taxes - (3,439) 

Deferred: 

- charge for the year - income taxes 3,999 2,691 

- Refund for the year - Petroleum Resource Rent Tax (“PRRT”) (1,212) (3,464) 

48,261 25,113 

20. STAFF COSTS 

Profit for the year is stated after charging staff and related costs of KD 8.1 million (2009: KD 7.3 million). 

25 

54





21. DEFERRED TAX LIABILITY 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Provision at 1 January 18,611 21,336 

Deferred tax charge for the year - income taxes 3,999 2,691 

Deferred tax charge for the year – PRRT (1,212) (3,464) 

Currency translation effect 2,510 (1,952) 

Provision at 31 December 23,908 18,611 

The rates of taxation applicable to profits arising in foreign operations vary between 25% and 56%. 

Deferred tax arises primarily on temporary differences in depreciation applicable to fixed assets, including 

decommissioning assets between the consolidated financial statements and the various foreign operations 

tax returns. 

The effective average rate of tax borne by the Group is 52% for 2010 (46% for 2009). 

22. LONG-TERM LOAN 

Current 

Non-current 

2010 2009 2010 2009 

KD 000’s KD 000’s KD 000’s KD 000’s 

Long-term loan 25,655 22,948 38,482 68,844 

The long-term loan of US Dollars 320 million equivalent to KD 90 million ( 31 December 2009: US 

Dollars 320 million equivalent to KD 91 million) denominated in US Dollars was obtained in 2008 from a 

consortium of local and international banks bearing interest at the rate of LIBOR plus 0.475% per annum. 

During 2010 the average interest rate on the loan was 0.74% (2009: 1.767%) per annum. The loan is 

unsecured and repayable in eight equal semi-annual instalments which started on 11 May 2010. 

23. OTHER INCOME 

Other income includes KD 2,721 thousand (2009: KD 2,226 thousand) of insurance claim received in 

connection with the pipeline rupture and fire that occurred at one of the Group’s gas processing and 

transportation hubs in 2008. 

24. FINANCIAL INSTRUMENTS 

Capital risk management 

The Group manages its capital to ensure that it will be able to continue as a going concern while 

maximising the return to the shareholder. The Group’s overall strategy remains unchanged from 2009. 

The capital structure of the Group consists of equity comprising issued share capital, statutory reserve and 

voluntary reserve as disclosed in notes 13, 14 and 15 respectively, foreign currency translation reserve and 

retained earnings. 

26 

55





24. FINANCIAL INSTRUMENTS (CONTINUED) 

Capital risk management (Continued) 

Gearing ratio 

The gearing ratio at year end was as follows: 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Debt (i) 64,137 91,792 

Cash and bank balances (14,679) (20,386) 

Funds held by Parent Company (7,015) - 

Net debt 42,443 71,406 

Equity 328,378 309,980 

Net debt to equity ratio 13% 23% 

(i) Debt is defined as long-term loan as detailed in note 22. 

Significant accounting policies 

Details of the significant accounting policies and methods adopted, including the criteria for recognition, 

the basis of measurement and the basis on which income and expenses are recognised, in respect of each 

class of financial asset and financial liability are disclosed in note 3 to these consolidated financial 

statements. 

Categories of financial instruments 

Financial assets 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Cash and bank balances 14,679 20,386 

Funds held by Parent Company 7,015 - 

Trade and other receivables 114,735 67,319 

Due from Parent Company and affiliates 8 129 

Financial liabilities 

Trade and other payables 120,665 49,498 

Due to Parent Company 2,840 29,188 

Dividends payable 95,651 72,332 

Long-term loan 64,137 91,792 

Financial risk management objectives 

The Group’s management monitors and manages the financial risks relating to the operations of the Group 

through internal risk reports which analyse exposures by degree and magnitude of risks. These risks include 

market risk (including commodity price risk, interest rate risk and foreign currency risk), credit risk and 

liquidity risk. 

Market risk 

Market risk is the risk that changes in market prices, such as commodity prices, interest rates and foreign 

exchange rates will affect the Group’s income or the value of its holdings of financial instruments. The 

objective of market risk management is to manage and control market risk exposures within acceptable 

parameters, while optimising the return. 

27 

56






Market risk (Continued) 

The Group is exposed to international commodity-based markets. As a result, it can be affected by changes 

in crude oil, natural gas and petroleum product prices and interest rates and foreign exchange rates. The 

Group has long-term gas sales agreements with prices denominated in foreign currencies and prices 

escalated according to various inflation indices. The Group does not use derivative instruments either to 

manage risks or for speculative purposes. 

Price risk management 

Volatility in oil and gas prices is a pervasive element of the Group’s business environment. 

The Group is a seller of crude oil, which is typically sold under short-term arrangements priced in US 

Dollars at current market prices. 

The Group also sells gas under various long-term agreements at prices set in US Dollars and escalated 

according to certain energy and inflation indices. Certain of the gas sales contracts contain embedded 

derivatives. Management has estimated that the embedded derivatives included in these contracts are such 

that either a) they do not require separation from the host contract or b) the Mark to Market adjustments that 

arise at 31 December 2010 and 31 December 2009 are immaterial to the net assets and results of the Group. 

Foreign currency risk management 

The Group undertakes certain transactions denominated in foreign currencies. Hence, exposures to 

exchange rate fluctuations arise. Exchange rate exposures are managed within approved policy parameters. 

The carrying amounts of the Group’s foreign currency denominated monetary assets and monetary 

liabilities at the reporting date are as follows: 

Assets 

Liabilities 

2010 2009 2010 2009 

KD 000’s KD 000’s KD 000’s KD 000’s 

Australian Dollars 7,507 9,118 27 6,151 

Other 5,750 960 3,861 3,036 

Foreign currency sensitivity analysis 

The Group’s main exposure is to fluctuations in the Australian Dollar. 

The following table details the Group’s sensitivity to a 10% increase in the KD against the Australian Dollar 

and others. A positive number indicates an increase in profit and a negative number indicates a decrease in 

profit. There have been no changes in the methods and the assumptions used in the preparation of the 

sensitivity analysis. 

Impact on consolidated statement of income 

2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Australian Dollars (748) (297) 

Others (189) 208 

28 

57






Market risk (Continued) 

Interest rate risk management 

The Group is exposed to interest rate risk as it has a long-term loan and places surplus funds with the Parent 

Company. The risk is managed by the Group by borrowing funds at market linked floating interest rates and 

placing time deposits at the best available rates. 

Interest rate sensitivity analysis 

The Group’s exposure to interest rates on long-term loan and funds held by Parent Company are detailed in 

notes 22 and 6 to these consolidated financial statements. 

The following table illustrates the sensitivity of the profit for the year to a reasonably possible change in 

interest rates of + 1% with effect from the beginning of the year. These changes are considered to be 

reasonably possible based on observation of current market conditions. The calculations are based on the 

Group’s financial instruments held at each consolidated statement of financial position date. All other 

variables are held constant. There has been no change in the methods and the assumptions used in the 

preparation of the sensitivity analysis. 

A positive number below indicates an increase in profit and a negative number indicates decrease in profit. 

A 0.25% decrease in the interest rates would have the opposite effect. 

2010 2009 

KD 000’s 

KD 

000’s 

Impact on consolidated statement of income (33) (254) 

Credit risk management 

Credit risk refers to the risk that a counterparty will default on its contractual obligations resulting in 

financial loss to the Group. The Group has adopted a policy of only dealing with creditworthy 

counterparties. The Group’s exposure and the credit ratings of its counterparties are continuously monitored 

and the aggregate value of transactions concluded is spread amongst approved counterparties. 

Trade receivables consist of a large number of customers, spread across diverse industries and geographical 

areas. Ongoing credit evaluation is performed on the financial condition of trade receivables. 

The Group does not have any significant credit risk exposure to any single counterparty or any group of 

counterparties having similar characteristics. The Group defines counterparties as having similar 

characteristics if they are related entities. 

Exposure to credit risk 

The carrying amount of financial assets represents the maximum credit exposure. The maximum exposure to 

credit risk at the reporting date was: 


2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Bank balances 14,677 20,385 

Funds held by Parent Company 7,015 - 

Trade and other receivables 114,735 67,319 

Due from Parent Company and affiliates 8 129 

136,435 87,833 

29 

58






Credit risk management (Continued) 

Exposure to credit risk (Continued) 

The maximum exposure to credit risk for trade receivables at the reporting date by geographic region was: 


2010 2009 

KD 000’s KD 000’s 

Africa 12,176 9,089 

Asia 47,277 23,816 

Other regions 4,290 5,575 

63,743 38,480 

Liquidity risk management 

Liquidity risk is the risk that the Group will not be able to meet its financial obligations as they fall due. The 

Group’s approach to managing liquidity is to ensure, as far as possible, that it will always have sufficient 

liquidity to meet its liabilities when due, under both normal and stressed conditions, without incurring 

unacceptable losses or risking damage to the Group’s reputation. 

Ultimate responsibility for liquidity risk management rests with the management, which has built an 

appropriate liquidity risk management framework for the management of the Group’s short, medium and 

long-term funding and liquidity management requirements. The Group manages liquidity risk by maintaining 

adequate reserves and banking facilities, by continuously monitoring forecast and actual cash flows and 

matching the maturity profiles of financial assets and liabilities. All the financial liabilities of the Group are 

due within one year except the long-term loan. The long-term loan along with finance costs payable 

amounting to KD 25,750 thousand will be re-paid in 2011. The long-term loan along with finance costs 

payable amounting to KD 38,909 thousand will be re-paid in 2012 and 2013. 

Fair value of financial instruments 

Management believes that the fair value of all of the Group’s financial assets and financial liabilities are not 

significantly different from their respective carrying values. 

30 

59





25. SUBSIDIARY COMPANIES 

The wholly owned subsidiaries of the Company are as follows: 

Country of 

Country of 

Company’s Name 

Incorporation 

Operation 

Type of Activity 

KUFPEC (China) Inc. Panama China Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Italy) Ltd. United Kingdom - Dormant 

KUFPEC (Egypt) Ltd. Cayman Islands Egypt Area office, Market survey, Oil & Gas 

Exploration / Development / 

Production. 

KUFPEC (Indonesia) Ltd. Cayman Islands Indonesia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Algeria) Ltd. Cayman Islands Algeria Dormant 

KUFPEC (Sudan) Ltd. Cayman Islands Sudan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Regional Ventures 

(Indonesia) Ltd. 

Cayman Islands Indonesia Area office & Market survey 

KUFPEC (Tunisia) Ltd. Cayman Islands Tunisia Area office, Market survey, Oil & Gas 

Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Malaysia) Ltd. Cayman Islands Malaysia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Yemen) Ltd. Cayman Islands Yemen Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Aden) Ltd. Cayman Islands Yemen Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Yemen (East Shabwa) Ltd. Cayman Islands - Dormant 

KUFPEC (Holdings) Ltd. Cayman Islands Global Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Seram) Ltd. Bahamas - Dormant 

KUFPEC Indonesia (Onshore) B.V. Netherlands - Dormant 

KUFPEC (Malaysia Sabah) Ltd. Cayman Islands - Dormant 

International Energy Development 

Corporation (Congo) Ltd. 


Corporation (Egypt) Ltd. 


Corporation (Sudan) Ltd. 

Energy Development Corporation 

B.V. 

Bermuda - Dormant 



Netherlands Australia Holding Company 

31 

60





25. SUBSIDIARY COMPANIES (CONTINUED) 


Country of 

Incorporation 

Country of 

Operation 


KUFPEC Australia Pty Ltd. Australia Australia Area office, Oil & Gas Exploration / 

Development / Production 

KUFPEC (Perth) Pty Ltd. Australia - Dormant 

Varanus Pty Ltd. Australia - Dormant 

KUFPEC Australia (Julimar) 

Pty.Ltd. 

KUFPEC Australia (WA 

356Permit) Pty. Ltd. 

Australia Australia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

Australia Australia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Finance) B.V. Netherlands - Dormant 

KUFPEC (Italy) B.V. Netherlands - Dormant 

KUFPEC Philippines (Onshore) 

B.V. 

Netherlands - Dormant 

KUFPEC (Pakistan) B.V. Netherlands Pakistan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Indonesia ( Natuna ) B.V. Netherlands Indonesia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Indonesia ( Pangkah) 

B.V. 

Netherlands Indonesia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Pakistan Holdings B.V. Netherlands Pakistan Area office, Market survey and Holding 

Company 

PKP Kirthar B.V. Netherlands Pakistan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

Mauritania Holdings B.V. Netherlands Mauritania Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

PKP Exploration 2 Ltd United Kingdom Pakistan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

PKP Kadanwari Ltd Japan Pakistan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC (Ivory Coast) Ltd Cayman Islands Ivory Coast Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Philippines (SC-46) Ltd Cayman Islands - Dormant 

KUFPEC Indonesia (Buton) Ltd Cayman Islands Indonesia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Malaysia ( SB 312 ) Ltd Cayman Islands Malaysia Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Philippines (SC-60) Ltd Cayman Islands Philippines Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Indonesia (Pangkah 

Bermuda) Ltd 


32 

61





25. SUBSIDIARY COMPANIES (CONTINUED) 


Country of 

Incorporation 

Country of 

Operation 


KUFPEC Syria (Block 17) Ltd. Cayman Islands - Dormant 

KUFPEC Congo (Marine IX) Ltd. Cayman Islands Congo Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Vietnam (Block 19) Ltd. Cayman Islands Vietnam Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 


Production 


Production 

KUFPEC Bangladesh (Block SS- 

08-05) Ltd. 

Cayman Islands 

Dormant 

KUFPEC UK Holding Ltd. Cayman Islands United Kingdom Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Holding Ltd. United Kingdom United Kingdom Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

KUFPEC Pakistan (Kirthar 

Holdings) B.V. 

Netherlands Pakistan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

Kirthar Pakistan B.V. Netherlands Pakistan Oil & Gas Exploration / Development / 

Production 

33 

62





26. ACQUISITION OF SUBSIDIARY 

Subsidiary acquired 

Principal 

activity 

Country of 

incorporation 

Date of 

acquisition 

Proportion 

of shares 

acquired 

Cost of 

acquisition 

KD 000’s 

Shell Upstream Holding 

Company B.V. (“SUGH”) Oil & Gas Netherlands 

1 January 

2010 100 % 99,065 

SUGH has a fully owned subsidiary-Kirthar Pakistan B.V. Subsequent to the acquisition, SUGH’s name has been changed 

to KUFPEC Pakistan (Kirthar Holdings) B.V. 

Analysis of assets and liabilities acquired 

Net assets acquired 

Book 

value 

Fair value 

adjustment 

Fair value on 

acquisition 

KD 000’s KD 000’s KD 000’s 

Current assets: 

Cash and bank balances 1,140 - 1,140 

Trade and other receivables 27,444 - 27,444 

Inventories 1,412 - 1,412 

Non-current asset 

Fixed assets 47,023 33,754 80,777 

- 

Current liabilities: - 

Trade and other payables (8,914) - (8,914) 

Tax liability (2,794) - (2,794) 

Net assets 65,311 33,754 99,065 

Purchase consideration 99,065 

2010 

KD 000’s 

Total purchase consideration 99,065 

Less: Purchase consideration settled in 2010 (20,428) 

Purchase consideration payable 78,637 

Subsequent to the reporting date, the Group has settled the purchase consideration payable of KD 78,637 

thousand. 

Net cash outflow on acquisition in 2010 

2010 

KD 000’s 

Purchase consideration settled in 2010 20,428 

Less: Cash and bank balances acquired (1,140) 

Net cash outflow on acquisition in 2010 19,288 

34 

63





27. OIL AND GAS RESERVES (Unaudited) 

Proved and probable reserves at 

beginning of year 

Crude Oil Gas Gas Total 

(mmbbls) (bcf) (mmboe) (mmboe) 

- Fields in production 47.84 821.28 138.45 186.29 

- Projects under development 0.13 186.14 35.11 35.24 

Changes during the year 

47.97 1,007.43 173.56 221.53 

- Revision of previous estimates 

(including on acquisition of subsidiary 

– See note 26) 11.39 186.66 31.52 42.91 

- Production (6.14) (125.55) (21.00) (27.14) 

5.25 61.15 10.52 15.77 

Proved and probable reserves at end 

of year 

- Fields in production 52.858 922.02 182.81 235.67 

- Projects under development 0.364 146.53 1.26 1.63 

53.22 1,068.55 184.07 237.29 

Proven reserves are the quantities of crude oil and natural gas which geological and engineering data 

demonstrate with reasonable certainty to be recoverable in future years from known reservoirs under existing 

economic and operating conditions. 

Probable reserves are those additional reserves which are not yet proven but together with proven reserves are 

estimated to have a 50% or better chance of being technically and economically producible. 

Oil reserves include the oil equivalent of natural gas. Oil and gas reserves cannot be measured exactly since 

estimation of reserves involves subjective judgment and arbitrary determinations. Therefore, all estimates are 

subject to periodic revision. 

Reserves, reserves volumes and reserves related information and disclosures are referred to as “unaudited” as 

a means of clarifying that this information is not covered by the audit opinion of the independent auditor that 

has audited and reported on the consolidated financial statements of the Group. 

35 

64





28. JOINT VENTURE INTERESTS 

Operator Country Block 

Interest 

(Unaudited) 

Remarks 

Apache Australia Harriet 19.2771% 

Santos Australia Mutineer-Exeter 33.40% 

Santos Australia WA-264-P 33.3333% 

Apache Australia WA-246-P 20.00% 


Apache Australia EP 363 12.79% 



Apache Australia WA-427 35.00% 

Santos Australia WA-191-P 33.40% 

Santos Australia WA-8-L 42.6316% 

Apache Australia VIC/P59 35.00% 

Apache Australia WA 427 35.00% 

CNOOC China Yacheng 13-1 14.70% Paying Interest 14.7% 

Premier Congo Marine Block IX 27.00% 

IEOC Egypt North Bardawil 36.00% Paying Interest 40 % 

IEOC Egypt Tinah (Block 24) 36.00% Paying Interest 40% 

Apache Egypt Ras Kanayes 36.36% 

Shell Egypt West Sitra 25.00% 

Hess Egypt West Med Block 1 10.00% 

PICO Egypt Geisum 40.00% 

Premier Indonesia Natuna Sea Block A 33.33% 

CITIC Indonesia Seram (Non-Bula) 30.00% 

Japex Indonesia Buton 30.00% 

Hess Indonesia Pangkah 25.00% 

Edison Ivory Coast CI-24 33.75% Paying interest 37.50% 

Edison Ivory Coast CI-102 27.00% Paying interest 30.00% 

Petrofac Malaysia PM 304 (Cendor) 25.00% 

Hess Malaysia SB 302 7T-11 Belud 40.00% 

South 

Petronas Carigali Malaysia SB 312 40.00% Paying interest 60.00% 

Petronas Mauritania Chinguetti 10.234% 

Petronas Mauritania PSC-A (Banda) 13.084% 

Petronas Mauritania PSC-B 11.63% 

Mari Gas Pakistan Bolan (Zarghun South) 3.75% 

ENI Pakistan Kirthar (Badhra 

Area A) 

34.00% 

36 

65





28. JOINT VENTURE INTERESTS (CONTINUED) 

Operator Country Block 

Interest 

(Unaudited) 

Remarks 

ENI Pakistan Kirthar (Badhra Area B) 34.00% Paying interest 42.50% 

ENI Pakistan Kirthar (Bhit) 34.00% 

ENI Pakistan Tajjal (Kadanwari) 15.789% 

ENI Paksitan Sukhpur 25.00% 

OGDCL Pakistan Qadirpur 13.25% 

BHP Petroleum Pakistan Dadu (Zamzama) 9.375% 

Shell Philippines SC-60 30.00% 

TOTAL Sudan Block B 27.50% Paying interest 41.27% 

Stratic Energy Remov Syria Block 17 33.33% 

KUFPEC / CNPCIT Tunisia North Kairouan 50.00% 

CTKCPT Tunisia Sidi El Kilani 22.50% 

Mitra Energy Vietnam Block 19 40.00% 



KEC Yemen Block 15 (Mukalla) 45.00% Paying interest 47.37% 

Hunt Yemen Block 5 (Jannah) 20.00% 

TOTAL Yemen Block 10 (East Shabwa) 14.2857% 

Oil Search Yemen Block 7 20.25% Paying interest 23.8235% 

KEC Yemen Block 74 21.25% Paying interest 25.00% 

Enquest UK Licence P995 (Blk 28/3a) 30.00% 

29. CAPITAL COMMITMENTS 

Commitments under various joint ventures for future exploration and development expenditure at 

31 December 2010 amounted to approximately KD 401.8 million (2009: KD 387 million). 

30. CONTINGENT LIABILITIES 

a) Pursuant to the Group’s interest in a joint venture in Australia encompassing production from the Harriet 

Field and various exploration permits, KUFPEC Australia Pty Ltd (“KAPL”) has entered into three deeds 

of cross charge in favour of each of the other participants for the purpose of securing the Group’s 

obligations under the Joint Venture Agreement. The cross charges comprise a prior ranking charge over 

the Group’s interest in the joint venture to a limit of Australian Dollars 250 million (KD 48 million). 

b) As a result of a pipeline explosion on Varanus Island, offshore North West Australia on 3 June 2008, 

KUFPEC Australia Pty Ltd (“KAPL”) and its co-venturers (“the HJV”) have been prosecuted by the 

Western Australian Department of Mines and Energy under Section 38 (b) of the Petroleum Pipelines Act 

1969 (WA), for failing to maintain the subject pipeline in good condition and repair. The maximum fine 

payable for the breach is 10,000 Australian Dollars which has been accounted in the consolidated 

statement of income. Delivery of gas by the HJV was fully reinstated in August 2010. Also a civil claim 

has been filed against the HJV by one of the gas buyers in March 2011. Legal analysis and cost estimation 

of the claim are still in progress. KAPL and the other HJV co-venturers intend to vigorously defend their 

contractual position as the gas sales agreement contains express provisions limiting the liability of the gas 

sellers, including Force Majeure and liquidated damages. 

37 

66





30. CONTINGENT LIABILITIES (CONTINUED) 

c) On 23 November 2006, KUFPEC Australia Pty Ltd (“KAPL”) issued a Notice of Force Majeure (“HJV 

Force Majeure”) to a gas buyer of the Harriet Joint Venture (“HJV”). Three of the four limbs of the HJV 

Force Majeure continue to be in force. Any claim in relation to any shortfall in gas supply under the 

relevant contract is subject to the HJV Force Majeure and the HJV sellers’ limitation of liabilities set out 

in the contract. 

31. SALES COMMITMENTS 

With reference to the contract referred to in note 30 (c) above, subject to the Varanus Island Force Majeure 

and the HJV Force Majeure, the HJV continues to supply gas in accordance with the terms of the relevant 

contract. HJV expects that based upon current proved reserves, it will be able to do so for a number of years. 

32. STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME 

During 2010, an amount of KD 2,812 thousand was debited (2009: KD 27,904 thousand was credited) to 

equity in accordance with International Financial Reporting Standards which is consistent with the previous 

years. However, due to the introduction of IAS 1 (Revised 2007) effective for annual periods beginning on 

or after 1 January 2009, such foreign currency translation adjustments are being included in “other 

comprehensive income” and shown separately in the “consolidated statement of changes in equity” and 

“consolidated statement of comprehensive income” . In the financial years prior to 31 December 2009, this 

account was shown separately in the “consolidated statement of changes in equity” as “net income / expenses 

recognized directly in equity” under the “foreign currency translation reserve” account. Although such 

amount is included in the “statement of comprehensive income”, it does not form part of the profits eligible 

to be distributed as “dividends”. 

33. SUBSEQUENT EVENTS 

Subsequent to the year end, Egypt, Yemen, Tunisia and Ivory Coast have experienced significant political 

events that had an impact on the business environment in these countries as a whole. These events did not 

have an impact on the consolidated financial statements of the Group as at 31 December 2010. However, 

such political disruptions could have an impact on the Group’s future performance, profits and growth due to 

the expected fluctuations in the foreign currency exchange rate, interest rate, oil prices etc. and possible 

change in the value of the Group’s assets in these countries. However, the management of the Group believes 

that the Group will not be exposed to any significant implications due to the nature of its business and 

industry characteristics.. 

34. PROPOSED DIVIDENDS 

The Board of Directors proposed to distribute cash dividends of KD 35,623 thousand for 2010 (2009: KD 

23,319 thousand). This proposal is subject to the approval of the Annual General Assembly. 

38 

67

Corporate Directory 

HEAD OFFICE 

Administratigve Shuwaikh 

Area 4, Street 102, Building 9, Kuwait 

P.O. Box 5291 Safat, 13053 KUWAIT 

Telephone : (965) 1836000 

Fax No. : (965) 24951818 - (965) 24920018 

Email: abustan@kufpec.om 

www.kufpec.com 

AREA OFFICES 

AUSTRALIA 

KUFPEC Australia Pty Ltd 

Unit 7, 100 Railway Road, Spectrum Building Subiaco WA 6008 

P.O.Box 120, West Perth, Western Australia, 6872 

Tel: 61 8 9380 3900 - Fax: 61 8 9380 3999 

Email: mail@kufpec.com.au 

SHAREHOLDER 

Kuwait Petroleum Corporation 

P.O. Box 26565 Safat, 13126 Kuwait 

BANKERS 

National Bank of Kuwait 

P.O. Box 95 Safat, 13001 Kuwait 

INDONESIA 

KUFPEC Regional Ventures (Indonesia) Limited 

Wisma GKBI, 15th Fl. Suite # 1502 

Jl. Jend. Sudirman No. 28, Jakarta 10210, Indonesia 

Tel.: (62-21) 5785 2784 (Hunting) 

Fax: (62-61) 5785 2785 

TUNISIA 

KUFPEC Tunisia Ltd. 

B.P. 158, Les Berges du Lac - Immeuble Sara, 3eme 

Etage, Boulevard Principal 

1053 Les Berges du Lac - Tunis 

Tel.: 00216 71 965345 - Fax: 0021671 861441 

PAKISTAN 

KUFPEC Pakistan Holdings B.V. 

House No. 2, Street No.71, Sector F-8/3, Islamabad 

Pakistan 

P.O. Box 2438, Islamabad, Pakistan 

Tel.: +92 51 225 1530 - Fax: +92 51 2251 104 

EGYPT 

KUFPEC Egypt Limited (KEL) 

44 Palestine Street, 10th Floor, New Maadi, Cairo - 

11435, Egypt, ARE 

Tel.: 00202 27036272 - 27036275 

Fax: 00202 27036289 

Email: ssaafan@kufpec.com 

68 

If you require further copies of this report, in either Arabic or English, please provide a written request to Public Relations 

at our Head Office, or through any of our offices. 

e-mail: abustan@kufpec.com

معلومات عن الشركة 

المكتب الرئيسي 

ص.ب 5291 الصفاة الرمزي البريدي 13053 الكويت 

تليفون:‏ )965( 1836000 

فاكس:‏ - 24951818 24920018 )965( 

البريد االلكتروني:‏ abustan@kufpec.com 

الموقع االلكتروني:‏ www.kufpec.com 

المساهم 

مؤسسة البترول الكويتية 

ص.ب 26565 الصفاة الرمز البريدي 13126 الكويت 

البنوك 

بنك الكويت الوطني 

ص.ب 95 الصفاة الرمز البريدي 13126 الكويت 

المكاتب اإلقليمية 

أستراليا 

كوفبك أستراليا المحدودة 

الوحدة 100 7، شارع سكة حديد البناء و ع سوبياكو ‎6008‎غرب 

ص ‏.ب.‏ 120، بيرث غرب أستراليا الغربية،‏ 6872 

هاتف:‏ - 61 8 9380 3900 فاكس:‏ 61 8 9380 3999 

البريد االلكتروني:‏ mail@kufpec.com.au 

أندونسيا 

كوفبك أندونيسيا لميتد للمشاريع اإلقليمية 

ويسما جي كي بي أي،‏ الطابق الخامس عشر - جناح 1502 

جي إل جيند - سيديرمان رقم ، 28 جاكرتا 10210، أندونيسيا 

هاتف:‏ 21( 57852784 - )62 

فاكس:‏ )21-62( 57852785 

تونس 

كوفبك تونس المحدودة 

صندوق بريد - 158 لي بيرجي دو الك - مبنى سارة - الدور الثالث 

بوليفارد الرئيسي 1053 لي بيرجي دو الك تونس العاصمة 

هاتف:‏ 0021671965345 

فاكس:‏ 0021671861441 

باكستان 

كوفبك باكستان القابضة .B.V 

منزل رقم 2، شارع رقم ، 71 قطاع 8/3-F ، اسالم أباد - باكستان 

صندوق بريد 2438 اسالم أباد - باكستان 

هاتف:‏ 92512251530 

فاكس:‏ 9251251104 

مصر 

كويت إيجبت ليمتد )KEL( 

44 ش فلسطين - الدور العاشر المعادي الجديد - 

القاهرة 11435 مصر 

هاتف:‏ - 27036272 27036275 00202 

فاكس:‏ 0020227036289 

البريد االلكتروني:‏ ssaafan@kufpec.com 

لطلب نسخ إضافة من هذا التقرير بالعربية واالنكليزية،‏ الرجاء التقدم بطلب كتابي إلى إدارة العالقات العامة في مكتبنا الرئيسي أو 

الحصول عليه من مكاتبنا اإلقليمية.‏ 

البريد اإللكتروني:‏ abustan@kufpec.com 

66

الشركة الكويتية للاستكشافات البترولية الخارجية ش.م.ك.‏ ‏(مقفلة)‏ وشركاتها التابعة 

إيضاحات حول البيانات المالية المجمعة 

للسنة المنتهية في 

31 ديسمبر 2010 

بيان الدخل الشامل 

خلال 2010، تم تسجيل رصيد مدين بمبلغ 

الدولي 

ضمن 

2,812 

ألف دينار كويتي 

في حقوق الملكية (2009: تم تسجيل رصيد دائن بمبلغ 27,904 

ألف دينار كويتي)‏ وفقا ً للمعايير الدولية لإعداد التقارير المالية وبما يتماشى مع السنوات السابقة.‏ غير أنه نظرا ً لتطبيق معيار المحاسبة 

31 المالية قبل 

1 ‏(المعدل 2007) على الفترات السنوية التي تبدأ في أو ما بعد 1 يناير 2009، تم حاليا ً تسجيل تعديلات ترجمة عملات أجنبية 

‏"الدخل الشامل الآخر"‏ وتظهر منفصلة في ‏"بيان التغيرات في حقوق الملكية المجمع"‏ و"بيان الدخل الشامل المجمع".‏ وفي السنوات 

ديسمبر 2009، تم تسجيل هذا الرصيد بشكل منفصل في ‏"بيان التغيرات في حقوق الملكية المجمع"‏ 

الإيرادات/المصاريف المحققة مباشرة في حقوق الملكية"‏ تحت بند ‏"احتياطي 

الدخل الشامل"،‏ فإنه يشكل جزءا ً من الأرباح المؤهلة لتوزيعها ك ‏"توزيعات أرباح".‏ 

ك ‏"صافي 

ترجمة عملات أجنبية".‏ ورغم إضافة هذا المبلغ إلى ‏"بيان 

.32 

أحداث لاحقة 

لاحقا ً لنهاية السنة،‏ شهدت مصر واليمن وتونس وساحل العاج أحداث سياسية هامة كان لها تأثير على بيئة الأعمال في هذه الدول ككل.‏ 

لم تؤثر هذه الأحداث على البيانات المالية المجمعة للمجموعة كما في 

.2010 ديسمبر 31 

غير أن هذه الاضطرابات السياسية يمكن أن 

تؤثر على أداء وأرباح ونمو المجموعة في المستقبل نتيجة للتقلبات المتوق ّعة في أسعار صرف العملات الأجنبية،‏ ومعدلات الفائدة وأسعار 

النفط،‏ وغيرها وتغير محتمل في قيمة أصول المجموعة في هذه الدول.‏ ومع ذلك،‏ ترى إدارة المجموعة أن المجموعة لن تتعرض لأية 

آثار كبيرة نظرا ً لطبيعة أعمالها وخصائص صناعتها.‏ 

.33 

توزيعات أرباح مقترحة 

اقترح أعضاء مجلس الإدارة توزيع أرباح نقدية بقيمة 35,623 ألف دينار كويتي لعام (2009: 2010 23,319 ألف دينار كويتي).‏ 

يخضع هذا الاقتراح لموافقة الجمعية العمومية السنوية.‏ 

.34 

36 

65

ب(‏ 





حصص 

28. المشاريع المشتركة ‏(تتمة)‏ 

حصة 

المشغل 

البلد 

المنطقة 

‏(غير مدققة)‏ 

ملاحظات 

%50.00 

تونس 

شمال قيروان 

KUFPEC/CNPCIT 

%22.50 

تونس 

سيدي الكيلاني 

CTKCPT 

%40.00 

فيتنام 

19 قطعة 

Mitra Energy 

%40.00 

فيتنام 

20 قطعة 

Mitra Energy 

%35.00 

فيتنام 

51 قطعة 

Mitra Energy 

%45.00 

اليمن 

قطعة 

نسبة التمويل 

%47.37 

15 ‏(موكالا)‏ 

KEC 

%20.00 

اليمن 

5 ‏(جنة)‏ قطعة 

Hunt 

%14.2857 

اليمن 

قطعة 

شبوا)‏ 

10 ‏(شرق 

TOTAL 

%20.25 

اليمن 

قطعة 


%23.8235 

7 

Oil Search 

%21.25 

اليمن 

قطعة 


%25.00 

74 

KEC 

%30.00 

المملكة المتحدة Licence P995 

Enquest 

(Blk 28/3a) 

التزامات رأسمالية 

بلغت الالتزامات المتعلقة بمصاريف الاستكشاف والتطوير المستقبلية المتعلقة بعدة مشاريع مشتركة في 

31 

35 

2010 ديسمبر 

401.8 

التزامات محتملة 

أ)‏ 

ب)‏ 

ج)‏ 

مليون دينار كويتي تقريبا ً (2009: 387 مليون دينار كويتي).‏ 

ما يعادل 

تبعا ً لحصة المجموعة في مشروع مشترك في استراليا للقيام بأعمال الإنتاج من حقل هارييت وتصاريح استكشاف أخرى متعددة،‏ 

قامت كوفبك استراليا بي.‏ يت ‏.واي المحدودة 

("KAPL") 

بتوقيع ثلاثة اتفاقيات للالتزامات المتبادلة لصالح كل من الأطراف 

المشاركة الأخرى،‏ وذلك لضمان وفاء المجموعة بالالتزامات تجاه اتفاقية المشاركة.‏ وتمثل كل من هذه الالتزامات المتبادلة رهن 

أولى على حصة المجموعة في اتفاقية المشاركة بحد أقصى قدره 

250 

نتج عن انفجار في أنبوب نفط في فارانيس آيلاند في الشاطئ الشمالي الغربي لاستراليا في 

من قبل هيئة المعادن والطاقة بغرب أستراليا على شركة كوفبك استراليا بي.‏ يت 

هارييت بموجب البند 

3 

مليون دولار استرالي (48 مليون دينار كويتي).‏ 

2008 يونيو 

( 

38 

رفع دعوى قضائية 

‏.واي المحدودة وشركائها في المشروع المشترك 

من قانون أنابيب النفط لعام 1969، وذلك جراء تقصيرهم في الحفاظ على الأنبوب في حالة جيدة 

وإصلاحه.‏ بلغ الحد الأقصى للغرامة المستحقة بسبب هذه المخالفة 10,000 دولار أسترالي وقد تم المحاسبة عنه في بيان الدخل 

المجمع.‏ وقد أعيد توصيل الغاز بالكامل في أغسطس 2010. كما تم رفع دعوى مدنية ضد المشروع المشترك هارييت من قبل 

أحد مشتري الغاز في مارس 

2011. ولا تزال إجراءات التحليل القانوني وتقدير تكاليف الدعوى قيد التنفيذ.‏ وينوي كل من كوفبك 

استراليا بي.‏ تي.‏ واي المحدودة والشركاء الآخرون في المشروع المشترك هارييت الدفاع بقوة عن موقفهم القانوني حيث تتضمن 

اتفاقية مبيعات الغاز بنودا ً واضحة بشأن حدود التزامات بائعي الغاز،‏ وتشمل إشعار السبب القاهر والتعويض عن الأضرار 

المنصوص عليه في العقد.‏ 

23 في 

نوفمبر 2006، قامت شركة كوفبك استراليا بي.‏ يت ‏.واي المحدودة بإصدار إشعار سبب قاهر لمشتري الغاز من المشروع 

المشترك هارييت.‏ لا تزال ثلاثة من أربعة 

أطراف إشعار السبب القاهر المتعلق بمشروع هارييت سارية المفعول.‏ إن أي مطالبة 

تتعلق بأي نقص في إمدادات الغاز بموجب العقد المعني تخضع لإشعار السبب القاهر المتعلق بمشروع هارييت وحدود التزامات 

البائعين المنصوص عليها في العقد.‏ 

التزامات مبيعات 

بالإشارة إلى العقد المذكور في البند ‏(ج)‏ من إيضاح 30 أعلاه،‏ وبموجب إشعار السبب القاهر المتعلق بكل من فارانيس آيلاند والمشروع 

المشترك هارييت،‏ يستمر مشروع هارييت في تزويد الغاز وفقا ً لأحكام العقد المعني.‏ وتتوقع هارييت قدرتها على الاستمرار في ذلك لعدة 

سنوات معتمدة على الاحتياطيات الحالية المؤكدة.‏ 

.29 

.30 

.31 

64



للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 2010 

28. حصص المشاريع المشتركة 

المشغل 

البلد 

استراليا 












الصين 

كونغو 

مصر 

مصر 

مصر 

مصر 

مصر 

مصر 

اندونيسيا 




ساحل العاج 


ماليزيا 



موريتانيا 











الفلبين 

السودان 

سوريا 

هارييت 

المنطقة 

حصة 

‏(غير مدققة)‏ 









ملاحظات 

%14.7 

%40 

%40 

%37.50 

%30.00 

%60.00 

%42.50 

%41.27 

%19.2771 

%33.40 

%33.3333 

%20.00 

%35.00 

%12.79 

%24.50 

%35.00 

%35.00 

%33.40 

%42.6316 

%35.00 

%14.70 

%27.00 

%36.00 

%36.00 

%36.36 

%25.00 

%10.00 

%40.00 

%33.33 

%30.00 

%30.00 

%25.00 

%33.75 

%27.00 

%25.00 

%40.00 

%40.00 

%10.234 

%13.084 

%11.63 

%3.75 

%34.00 

%34.00 

%34.00 

%15.789 

%25.00 

%13.25 

%9.375 

%30.00 

%27.50 

%33.33 

Mutineer-Exeter 

WA 264P 

WA 246P 

WA 356P 

EP 363 

WA 335P 

WA 192P 

WA 427 

WA 191 P 

WA 8L 

VIC/P59 

Yacheng 13-1 

Marine Block IX 

شمال بردويل 

تينا ) طق عة 

رأس كنايس 

غرب سترة 

غرب البحر المتوسط قطعة 

جيسوم 

ناتونا البحر المتوسط قطعة أ 

1 

(24 

سيرام (Non-Bula) 

بوتان 

بانكاه 

CI- 24 

CI -102 

PM 304 (Cendor) 

SB 302 7T-11 Belud 

South 

SB 312 

شينغوتي 

PSC-A (Banda) 

PSC-B 

بولان ‏(جنوب زارجون)‏ 

كيرثار ‏(بادرا منطقة أ)‏ 

كيرثار ‏(بادرا منطقة ب)‏ 

كيرثار ‏(بييت)‏ 

تاجال ‏(كادانواري)‏ 

سوكبور 

كاديربور 

دادو ‏(زمزمة)‏ 

SC-60 

قطعة B 

قطعة 17 

Apache 

Santos 

Santos 

Apache 

Apache 

Apache 

Apache 

Apache 

Apache 

Santos 

Santos 

Apache 

CNOOC 

Premier 

IEOC 

IEOC 

Apache 

Shell 

Hess 

PICO 

Premier 

CITIC 

Japex 

Hess 

Edison 

Edison 

Petrofac 

Hess 

Petronas Carigali 

Petronas 

Petronas 

Petronas 

Mari Gas 

ENI 

ENI 

ENI 

ENI 

ENI 

OGDCL 

BHP Petroleum 

Shell 

TOTAL 

Stratic Energy 

34 

63





احتياطيات النفط 

والغاز ‏(غير مدققة)‏ 

.27 

نفط خام 

غاز 

غاز 

المجموع 

‏(مليون برميل)‏ 

‏(مليار قدم 

‏(معادل لمليون 

‏(معادل لمليون 

مكعب)‏ 

برميل نفط)‏ 

برميل نفط)‏ 

الاحتياطيات المؤكدة والمحتملة في بداية السنة 

186.29 

138.45 

821.28 

47.84 

- حقول الإنتاج 

35.24 

35.11 

186.14 

0.13 

- مشروعات تحت التطوير 

221.53 

173.56 

1,007.43 

47.97 

التغيرات خلال السنة 

- تعديلات على تقديرات سابقة ‏(متضمنة حيازة 

42.91 

31.52 

186.66 

11.39 

شركة تابعة 

– انظر إيضاح 26) 

(27.14) 

(21.00) 

(125.55) 

(6.14) 

- إنتاج 

15.77 

10.52 

61.15 

5.25 

الاحتياطيات المؤكدة والمحتملة في نهاية السنة 

235.67 

182.81 

922.02 

52.858 

- حقول الإنتاج 

1.63 

1.26 

146.53 

0.364 

- مشروعات تحت التطوير 

237.29 

184.07 

1,068.55 

53.22 

بنسبة 

تتكون الاحتياطيات المؤكدة من كميات النفط الخام والغاز الطبيعي التي تدل المعلومات الجيولوجية والهندسية على إمكانية الحصول عليها 

بدرجة معقولة من التأكد في السنوات القادمة من مكامن معروفة طبقا ً للظروف الاقتصادية وظروف التشغيل الحالية.‏ 

%50 

تتمثل الاحتياطيات المحتملة في الاحتياطيات الإضافية التي لم يتم بعد تأكيدها والتي لديها،‏ إجمالا ً،‏ مع الاحتياطيات المؤكدة فرصة تقدر 

أو أكثر لأن تصبح منتجة 

من الناحية الفنية والاقتصادية.‏ 

تتضمن احتياطيات النفط كميات الغاز الطبيعي المعادلة للنفط.‏ 

حكمية وغير موضوعية،‏ وبالتالي،‏ تخضع تلك التقديرات لتعديلات دورية.‏ 

ولا يمكن قياس احتياطيات النفط والغاز بدقة،‏ حيث أنها مبنية على تقديرات 

يشار إلى الاحتياطيات وكمياتها والمعلومات والإفصاحات المتعلقة بها على أنها ‏"غير مدققة"‏ لبيان أن هذه المعلومات لا يشملها رأي 

مراقب الحسابات المستقل الذي قام بتدقيق وإصدار تقرير حول البيانات المالية المجمعة للمجموعة.‏ 

33 

62





26. حيازة شركة تابعة 

نسبة الأسهم 

الشركة التابعة المشتراة 

النشاط الرئيسي 

تاريخ الحيازة 

المكتسبة 

تكلفة الحيازة 


شركة شل ابستيرم القابضة بي.‏ في.‏ 

99,065 

%100 

نفط وغاز 1 يناير 2010 

("SUGH") 

إن SUGH لديها شركة تابعة مملوكة بالكامل،‏ وهي شركة كيرثار باكستان بي.‏ في.‏ بعد الحيازة،‏ تم تغيير إسم SUGH إلى كوفبك 

باكستان ‏(كيرثار القابضة)‏ ب.‏ في.‏ 

تحليل الأصول والالتزامات المكتسبة 

تعديلات القيمة 

القيمة العادلة عند 

صافي الأصول المكتسبة 

القيمة الدفترية 

العادلة 

الحيازة 


ألف دينار 

كويتي 


أصول متداولة 

1,140 

- 

1,140 

نقد وأرصدة لدى البنوك 

27,444 

- 

27,444 

ذمم تجارية مدينة وأخرى 

1,412 

- 

1,412 

بضاعة 

أصل غير متداول 

80,777 

33,754 

47,023 

أصول ثابتة 

التزامات متداولة 

(8,914) 

- 

(8,914) 

ذمم تجارية دائنة وأخرى 

(2,794) 

- 

(2,794) 

التزام ضريبي 

99,065 

33,754 

65,311 

صافي الأصول 

99,065 

مبلغ الشراء 

2010 


99,065 

إجمالي مبلغ الشراء 

(20,428) 

ناقصا ً:‏ مبلغ الشراء المسدد في 2010 

78,637 

مبلغ الشراء المستحق 

لاحقا ً لتاريخ التقرير،‏ قامت المجموعة بسداد مبلغ الشراء المستحق البالغ 

صافي النقد المتدفق من الحيازة في 

78,637 

2010 

ألف دينار كويتي.‏ 

2010 

مبلغ الشراء المسدد في 2010 


20,428 

(1,140) 

19,288 

ناقصا ً:‏ النقد والأرصدة لدى البنوك المكتسب 

صافي النقد المتدفق من الحيازة في 

2010 

32 

61





25. شركات تابعة ‏(تتمة)‏ 

اسم الشركة 

كوفبك فيتنام ‏(قطعة 19) المحدودة 

بلد التأسيس 

جزر كيمان 

بلد مزاولة العمليات 

فيتنام 

طبيعة النشاط 

استكشافات نفط وغاز/تطوير/إنتاج 



فيتنام 




فيتنام 


كوفبك بنغلاديش ‏(قطعة اس اس-‏‎05-08‎‏)‏ 

المحدودة 


خاملة 

- 

كوفبك المملكة المتحدة القابضة المحدودة 


المملكة المتحدة 


كوفبك القابضة المحدودة 




كوفبك باكستان ‏(كيرثار القابضة)‏ ب.‏ في.‏ 

هولندا 



كيرثار باكستان بي.‏ يف 

هولندا 



. 

31 

60





25. شركات تابعة ‏(تتمة)‏ 





- 

فارنيس بي.‏ يت 

‏.واى المحدودة 


خاملة 

كوفبك استراليا ‏(جوليمار)‏ بي.‏ يت 

. واي.‏ المحدودة 




كوفبك استراليا ‏(دبليو ايه 

واي.‏ المحدودة 

356 

بيرميت)‏ بي.تي.‏ 




كوفبك ‏(للتمويل)‏ بي.‏ يف 

هولندا 

خاملة 

- 

. 

كوفبك ‏(ايطاليا)‏ بي.‏ في.‏ 

هولندا 

خاملة 

- 

كوفبك الفلبين ) وأ ن شور)‏ بي.‏ يف 

هولندا 

خاملة 

- 

. 

كوفبك ‏(باكستان)‏ بي.‏ في.‏ 

هولندا 



كوفبك اندونيسيا ‏(ناتونا)‏ بي.‏ يف 

هولندا 

إندونيسيا 


. 

كوفبك اندونيسيا ‏(بانكاه)‏ بي.‏ يف 

هولندا 



. 

كوفبك باكستان القابضة بي.‏ يف 

هولندا 


مكتب اقليمي،‏ القيام بأبحاث سوقية 

وشركة قابضة 

. 

بي.كيه.‏ يب 

‏.كيرثار بي.‏ يف 

هولندا 



. 

موريتانيا القابضة بي.‏ يف 

هولندا 



. 

بي.كيه.‏ يب . 

للاستكشافات 




2 المحدودة 

بي.كيه.‏ يب . 

كادانواري المحدودة 

اليابان 



كوفبك ‏(ساحل العاج)‏ المحدودة 




كوفبك الفلبين ) سا 

المحدودة – 46) ‏.سي 


خاملة 

- 

كوفبك اندونيسيا ‏(بوتان)‏ المحدودة 




كوفبك ماليزيا ) سا 312) 





. يب 

كوفبك الفلبين ) سا 




. سي-‏ 60) المحدودة 

كوفبك اندونيسيا ‏(بانكاه برمودا)‏ المحدودة 

برمودا 

خاملة 

- 

كوفبك سوريا ‏(قطعة 17) المحدودة 


خاملة 

- 

كوفبك الكونغو ‏(مارينا (IX المحدودة 


الكونغو 


30 

59





شركات تابعة 

إن الشركات التابعة المملوكة بالكامل 


للشركة هي كما يلي:‏ 




.25 

كوفبك ‏(الصين)‏ إنك 

بنما 

الصين 

استكشافات 

نفط وغاز ‏/تطوير/إنتاج 

- 

كوفبك ‏(اايطاليا)‏ المحدودة 


خاملة 

كوفبك ‏(مصر)‏ المحدودة 


مصر 

مكتب اقليمي والقيام بأبحاث سوقية 

واستكشافات نفط وغاز/تطوير/إنتاج 

كوفبك ‏(اندونيسيا)‏ المحدودة 





كوفبك ‏(الجزائر)‏ المحدودة 


الجزائر 

خاملة 

كوفبك ‏(السودان)المحدودة 





كوفبك شركات محاصة 

إقليمية ‏(اندونيسيا)‏ 





كوفبك ‏(تونس)‏ المحدودة 


تونس 


واستكشافات 


كوفبك ‏(ماليزيا)‏ المحدودة 





كوفبك ‏(اليمن)‏ المحدودة 


اليمن 


كوفبك ‏(عدن)‏ المحدودة 


اليمن 


- 

كوفبك اليمن ‏(شرق شبوا)‏ المحدودة 


خاملة 

كوفبك ‏(القابضة)‏ المحدودة 


عالمية 


- 

كوفبك ‏(سيرام)‏ المحدودة 

باهاماس 

خاملة 

- 

كوفبك اندونيسيا ‏(أون شور)‏ بي في 

هولندا 

خاملة 

- 

كوفبك ‏(ماليزيا صباح)‏ المحدودة 


خاملة 

- 

الشركة المشتركة الدولية لتنمية الطاقة ‏(الكونغو)‏ 


برمودا 

خاملة 

- 

الشركة المشتركة الدولية لتنمية الطاقة ‏(مصر)‏ 


برمودا 

خاملة 

- 

الشركة المشتركة الدولية لتنمية الطاقة ‏(السودان)‏ 


برمودا 

خاملة 

الشركة المشتركة الدولية لتنمية الطاقة بي.‏ في.‏ 

هولندا 


شركة قابضة 

كوفبك استراليا بي.‏ يت 

. واي.‏ المحدودة 



مكتب اقليمي،‏ استكشافات نفط 

وغاز/تطوير/إنتاج 

كوفبك ‏(بيرث)‏ 

بي.ت ي . واي المحدودة 


خاملة 

- 

29 

58





24. الأدوات المالية ‏(تتمة)‏ 

إدارة مخاطر الائتمان ‏(تتمة)‏ 

إن الحد الأقصى للانكشاف لمخاطر الائتمان للذمم التجارية المدينة بتاريخ التقرير حسب القطاع الجغرافي هو كما يلي:‏ 

القيمة المسجلة 

2009 

2010 

أفريقيا 



9,089 

23,816 

5,575 

38,480 

12,176 

47,277 

4,290 

63,743 

آسيا 

مناطق أخرى 

إدارة مخاطر السيولة 

إن مخاطر السيولة هي المخاطر التي تكمن في عدم قدرة المجموعة على الوفاء بالتزاماتها المالية عند استحقاقها.‏ إن نهج المجموعة في 

إدارة هذه المخاطر هو دوام التأكد،‏ قدر الإمكان،‏ من توافر سيولة كافية للوفاء بالتزاماتها عند الاستحقاق،‏ سواء في ظل ظروف طبيعية 

أو قاسية،‏ دون تكبد خسائر غير مقبولة أو المخاطرة بسمعة المجموعة.‏ 

تأخذ المجموعة على عاتقها المسؤولية الكاملة عن إدارة مخاطر السيولة حيث قامت باعتماد إطار مناسب لإدارة مخاطر السيولة لغرض 

إدارة عمليات التمويل قصير ومتوسط وطويل الأجل ومتطلبات إدارة السيولة.‏ تقوم المجموعة بإدارة مخاطر السيولة عن طريق الإبقاء 

على احتياطيات كافية،‏ التسهيلات المصرفية،‏ وعن طريق المراقبة والرصد المتواصل للتدفقات النقدية المتوق ّعة والفعلية ومضاهاة تواريخ 

استحقاق الأصول والالتزامات المالية.‏ تستحق كافة الالتزامات المالية للمجموعة خلال سنة واحدة باستثناء القرض طويل الأجل.‏ يستحق 

القرض طويل الأجل بالإضافة إلى تكاليف تمويل مستحقة بمبلغ 

بالإضافة إلى تكاليف تمويل مستحقة بمبلغ 

25,750 

ألف دينار كويتي في 

.2011 

38,909 

ألف دينار كويتي في 2012 و‎2013‎‏.‏ 

يستحق القرض طويل الأجل 

القيمة العادلة للأدوات المالية 

ترى الإدارة أن القيمة العادلة لكافة أصول والتزامات المجموعة المالية لا تختلف بشكل جوهري عن قيمها المسجلة.‏ 

28 

57






مخاطر السوق ‏(تتمة)‏ 

تحليل حساسية أسعار الفائدة 

إن تعرض المجموعة لمخاطر أسعار الفائدة على القرض طويل الأجل والأموال المحتفظ بها من قبل الشركة الأم مبين في إيضاح 

وإيضاح 

6 حول هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

يبين الجدول التالي حساسية ربح السنة لتغير معقول وممكن في معدلات الفائدة بنسبة 

22 

%+1 

اعتبارا ً من بداية السنة.‏ إن هذه التغيرات 

تعتبر معقولة وممكنة استنادا ً إلى رصد ظروف السوق الحالية.‏ يستند الاحتساب إلى الأدوات المالية المحتفظ بها للمجموعة بتاريخ كل 

بيان مركز مالي مجمع.‏ تبقى كافة المتغيرات الأخرى ثابتة.‏ لم يكن هناك أي تغيير في الطرق المحاسبية والافتراضات المستخدمة في 

إعداد تحليل الحساسية.‏ 

يشير الرقم الموجب أدناه إلى زيادة الربح ويشير الرقم السالب إلى انخفاض الربح.‏ النقص بنسبة 

معاكس.‏ 

الأثر في بيان الدخل المجمع 

%0.25 

2010 


بأسعار الفائدة سينتج عنه أثر 

2009 

(33) 


(254) 

إدارة مخاطر الائتمان 

تتمثل مخاطر الائتمان في فشل الطرف المقابل في الوفاء بالتزاماته التعاقدية مما يسبب خسارة مالية للمجموعة.‏ تتبع المجموعة سياسة 

تقتضي التعامل بشكل حصري مع أطراف ذات جدارة ائتمانية عالية والحصول على ضمانات كافية،‏ حيثما كان ذلك مناسبا ً،‏ كوسيلة للحد 

من التعرض لخطر تكبد خسارة مالية عند إخفاق الأطراف الأخرى.‏ يتم مراقبة انكشاف المجموعة لمخاطر الائتمان وتقييم الجدارة 

الائتمانية للأطراف المقابلة بشكل مستمر وتوزيع القيمة الإجمالية للصفقات المبرمة فيما بين الأطراف المقابلة المعتمدة.‏ 

تتكون الذمم التجارية المدينة من عدد كبير من العملاء،‏ موزعة بين مختلف الصناعات والمناطق الجغرافية.‏ يتم عمل تقييم للجدارة 

الائتمانية الحالية فيما يتعلق بالوضع المالي للذمم التجارية المدينة.‏ 

ليس لدى المجموعة أي تعرض هام لمخاطر الائتمان مع أي طرف مقابل بشكل فردي أو لأي مجموعة من الأطراف المقابلة التي لها 

خصائص مماثلة.‏ تعرف المجموعة الأطراف المقابلة بأنها ذات خصائص مماثلة إذا كانت أطراف ذات علاقة.‏ 

الانكشاف لمخاطر الائتمان 

تمثل القيم المسجلة للأصول المالية الحد الأقصى لخطر الانكشاف لمخاطر الائتمان.‏ إن الحد الأقصى للانكشاف لمخاطر الائتمان بتاريخ 

التقرير هو كما يلي:‏ 


2009 

2010 

أرصدة لدى البنوك 

مبالغ محتفظ بها من قبل الشركة الأم 


مستحق من الشركة الأم وشركات شقيقة 



20,385 

- 

67,319 

129 

87,833 

14,677 

7,015 

114,735 

8 

136,435 

27 

56






مخاطر السوق 

26 

إن مخاطر السوق هي خطر أن تؤثر التغيرات في أسعار السوق مثل أسعار السلع،‏ وأسعار الفائدة وأسعار صرف العملات الأجنبية على 

حجم إيرادات المجموعة أو قيمة ما لديها من أدوات مالية.‏ تهدف إدارة مخاطر السوق إلى إدارة ومراقبة الانكشاف لمخاطر السوق في 

إطار الحدود المقبولة مع تعظيم العائد في الوقت نفسه.‏ 

تتعرض المجموعة لمخاطر أسواق عالمية تستند إلى السلع.‏ نتيجة لذلك،‏ يمكن أن تتأثر بالتغير في معدلات أسعار النفط الخام،‏ والغاز 

الطبيعي وأسعار منتجات البترول وأسعار الفائدة وأسعار صرف العملات الأجنبية.‏ لدى المجموعة اتفاقيات مبيعات غاز طويلة الأجل 

بأسعار مقومة بعملات أجنبية وأسعار تتصاعد طبقا ً لمؤشرات التضخم المختلفة.‏ لا تستخدم المجموعة مشتقات الأدوات المالية سواء 

لإدارة المخاطر أو لأغراض توخي الحذر.‏ 

إدارة مخاطر الأسعار 

إن تقلب أسعار النفط والغاز عنصر أساسي في بيئة أعمال المجموعة.‏ 

تقوم المجموعة ببيع النفط الخام ويتم ذلك وفقا ً لترتيبات تعاقدية قصيرة الأجل ويتم التسعير بالدولار الأمريكي وفقا ً للأسعار السائدة في 

السوق.‏ 

تقوم المجموعة أيضا ً ببيع الغاز وفقا ً لترتيبات تعاقدية طويلة الأجل بالدولار الأمريكي وتتصاعد الأسعار طبقا ً لمؤشرات التضخم والطاقة.‏ 

تتضمن بعض عقود بيع الغاز مشتقات ضمنية.‏ استنتجت الإدارة أن المشتقات الضمنية المتضمنة في هذه العقود إما أنها أ)‏ لا تحتاج أن 

يتم فصلها عن العقد الرئيسي أو ب)‏ أن التعديلات المتعلقة بهذه المشتقات طبقا ً لظروف السوق في 


2009 

غير جوهرية بالنسبة لصافي أصول ونتائج المجموعة.‏ 

إدارة مخاطر العملات الأجنبية 

و‎31‎ ديسمبر 

تقوم المجموعة بإتمام بعض المعاملات المسجلة بعملات أجنبية ومن ثم ينشأ خطر الانكشاف لمخاطر تقلبات أسعار الصرف.‏ يتم إدارة 

مخاطر أسعار صرف العملات الأجنبية في حدود السياسة المعتمدة.‏ 

إن القيم المسجلة لأصول والتزامات المجموعة النقدية المقومة بعملات أجنبية كما في تاريخ التقرير هي كما يلي:‏ 

دولار استرالي 

أخرى 

تحليل حساسية العملات الأجنبية 

2010 


الأصول 

2010 

2009 



الالتزامات 

2009 

27 

9,118 

7,507 


6,151 

3,036 

3,861 

960 

5,750 

تتعرض المجموعة بشكل رئيسي لمخاطر تقلبات الدولار الأسترالي.‏ 

يوضح الجدول التالي حساسية المجموعة للزيادة بنسبة 

%10 

بالدينار الكويتي مقابل الدولار الأسترالي وعملات أخرى.‏ يشير الرقم 

الموجب أدناه إلى زيادة الربح ويشير الرقم السالب إلى انخفاض الربح.‏ لم يكن هناك أي تغيير في الطرق المحاسبية والافتراضات 

المستخدمة في إعداد تحليل الحساسية.‏ 

الأثر في بيان الدخل المجمع 

الدولار الأسترالي 

أخرى 

إدارة مخاطر أسعار الفائدة 

2009 

2010 


(748) 


(297) 

208 

(189) 

تتعرض المجموعة لمخاطر أسعار الفائدة حيث أن لديها قرض طويل الأجل وتودع فائض الأموال لدى الشركة الأم.‏ 

تدير المجموعة هذه المخاطر عن طريق اقتراض أموال بمعدلات فائدة متغيرة مرتبطة بالسوق وإيداع ودائع لأجل بأفضل المعدلات 

المتاحة.‏ 

55






2009 

2010 

إدارة مخاطر رأس المال ‏(تتمة)‏ 

معدل الرفع المالي:‏ 

إن معدل الرفع المالي في نهاية السنة هو كما يلي:‏ 



91,792 

(20,386) 

- 

71,406 

309,980 

%23 

64,137 

(14,679) 

(7,015) 

42,443 

328,378 

%13 

الدين (i) 

النقد وأرصدة لدى البنوك 


صافي الدين 

حقوق الملكية 

نسبة صافي الدين إلى حقوق الملكية 

(i) يعرف الدين على أنه قرض طويل الأجل كما هو مبين في إيضاح 22. 

السياسات المحاسبية الهامة 

إن تفاصيل السياسات المحاسبية الهامة والطرق المتبعة بما في ذلك معايير الاعتراف وأساس القياس وأساس الاعتراف بالإيرادات 

والمصروفات،‏ فيما يتعلق بكل شريحة من الأصول 

والالتزامات المالية مبينة في إيضاح 3 حول هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

شرائح الأدوات المالية 

2009 

2010 

أصول مالية 

نقد وأرصدة لدى البنوك 



20,386 

- 

67,319 

129 

14,679 

7,015 

114,735 

8 




49,498 

29,188 

72,332 

91,792 

120,665 

2,840 

95,651 

64,137 

التزامات مالية 

ذمم تجارية دائنة وأخرى 

مستحق إلى الشركة الأم 

توزيعات أرباح دائنة 

قرض طويل الأجل 

أهداف إدارة المخاطر المالية 

تقوم إدارة المجموعة بمراقبة وإدارة المخاطر المالية المتعلقة بعمليات المجموعة من خلال تقارير المخاطر الداخلية التي ت ُعنى بتحليل 

الانكشاف للمخاطر من حيث درجة وحجم المخاطر.‏ تشمل هذه المخاطر مخاطر السوق ‏(وتشمل مخاطر أسعار السلع،‏ ومخاطر أسعار 

الفائدة ومخاطر العملات الأجنبية)،‏ ومخاطر الائتمان ومخاطر السيولة.‏ 

25 

54





21. التزام الضريبة المؤجلة 

2009 

2010 

المخصص في 



21,336 

2,691 

(3,464) 

(1,952) 

18,611 

18,611 

3,999 

(1,212) 

2,510 

23,908 

1 يناير 

الضريبة المؤجلة المحملة خلال السنة – ضرائب دخل 

الضريبة المؤجلة المحملة خلال السنة – ضريبة إيجار موارد بترولية 

أثر ترجمة عملات أجنبية 

المخصص في 

31 ديسمبر 

تتراوح معدلات الضريبة المطبقة على الأرباح الناتجة عن العمليات الأجنبية الخارجية بين %25 و‎%56‎‏.‏ 

تنتج الضريبة المؤجلة أساسا ً من الفروقات المؤقتة في الاستهلاك المطبق على الأصول الثابتة متضمنا ً أصول الإزالة بين البيانات المالية 

المجمعة والإقرارات الضريبية 

بلغ متوسط 

للعمليات الأجنبية المختلفة.‏ 

معدل الضريبة الفعلية المحمل على المجموعة نسبة %52 لعام (%46 2010 لعام 2009). 

22. قرض طويل الأجل 

متداول 

غير متداول 

2009 

2010 

2009 

2010 





68,844 

38,482 

22,948 

قرض طويل الأجل 25,655 

تم الحصول على القرض طويل الأجل بقيمة 

مليون دولار أمريكي ما يعادل 

ويحمل فائدة بمعدل الليبور زائدا ً 

320 

مليون دولار أمريكي ما يعادل 

90 

مليون دينار كويتي 

ديسمبر (31 

320 :2009 

91 

مليون دينار كويتي)‏ المقوم بالدولار الأمريكي في عام 

2009 

%0.475 

سنويا ً.‏ خلال عام 

،2010 

بلغ متوسط معدل سعر الفائدة على القرض 

من مجموعة بنوك محلية وعالمية 

:2009) %0.74 

%1.767) سنويا ً.‏ 

إن هذا القرض غير مضمون ويسدد على ثمانية أقساط نصف سنوية متساوية تبدأ في 

.2010 مايو 11 

إيرادات أخرى 

تتضمن الإيرادات الأخرى مبلغ 

2,721 


2,226 :2009) 

أنبوب نفط ونشوب حريق بأحد مراكز تجهيز ونقل الغاز التابعة للمجموعة في عام 

ألف دينار كويتي)‏ تتعل ّق بمطالبة تأمين مستلمة جراء انفجار 

.2008 

.23 

الأدوات المالية 

إدارة مخاطر رأس المال 

تدير المجموعة رأسمالها لضمان مقدرتها على مواصلة عملياتها على أساس المنشأة المستمرة وتعظيم العائد للمساهم.‏ لم تتغير السياسة 

المحاسبية العامة للمجموعة منذ عام 2009. 

يتكون هيكل 

رأسمال المجموعة من حقوق الملكية التي تشتمل على رأس المال المصدر،‏ والاحتياطي القانوني والاحتياطي الاختياري كما 

هو مبين في إيضاحات 13 و‎14‎ و‎15‎ على التوالي واحتياطي ترجمة عملات أجنبية والأرباح المحتفظ بها.‏ 

.24 

24 

53





16. الإيرادات 

2009 

2010 

مبيعات النفط 



120,496 

114,665 

240 

235,401 

138,256 

173,314 

270 

311,840 

مبيعات الغاز 

تعرفة الأنابيب 

17. تكلفة المبيعات 

2009 

2010 

تكلفة التشغيل 



48,511 

70,201 

8,312 

4,132 

131,156 

53,972 

83,822 

13,733 

2,466 

153,993 

استنفاذ ممتلكات نفط وغاز 

حقوق امتياز 

استهلاك أصول الإزالة 

صافي خسائر انخفاض القيمة 

خلال السنة،‏ تكبدت المجموعة خسائر انخفاض قيمة بعض ممتلكات النفط والغاز بقيمة 

34,475 ألف دينار كويتي (31 ديسمبر 2009: 

16,609 ألف دينار كويتي).‏ يرجع سبب تكبد خسارة انخفاض القيمة إلى نقص احتياطيات النفط والغاز في الحقول المعنية.‏ 

خلال السنة،‏ قامت المجموعة بعكس خسائر انخفاض القيمة المتحققة سابقا ً بمبلغ 

1,326 ألف دينار كويتي (2009: 14,624 ألف دينار 

كويتي).‏ يرجع سبب العكس لزيادة التدفقات النقدية المستقبلية المتوق ّعة من ممتلكات النفط والغاز والتي تم تحديدها استنادا ً إلى العوامل 

الاقتصادية الحالية.‏ 

.18 

مصروف ضريبة الدخل 

تتضمن الضرائب المحملة للسنة ما يلي:‏ 

.19 

2009 

2010 

الضريبة الأجنبية 

الحالي:‏ 



29,325 

(3,439) 

2,691 

(3,464) 

25,113 

45,474 

- 

3,999 

(1,212) 

48,261 

- 

- 

الضريبة على الأرباح 

عكس فائض مخصص ضريبة الدخل 

المؤجل:‏ 

- 

- 

المحمل خلال السنة – ضرائب دخل 

المسترد خلال السنة – ضريبة إيجار موارد بترولية 

تكاليف موظفين 

يدرج ربح السنة بعد تحميل تكاليف الموظفين والتكاليف المتعلقة بها بمبلغ 

8.1 مليون دينار كويتي (2009: 7.3 مليون دينار كويتي).‏ 

.20 

23 

52





ذمم 

10. تجارية دائنة وأخرى 

2009 

2010 

دائنو مشاريع مشتركة ومصاريف مستحقة 



47,697 

- 

1,801 

49,498 

39,796 

78,637 

2,232 

120,665 

مبلغ الشراء المستحق ‏(انظر إيضاح 26) 

رواتب وإجازات مستحقة 

11. مخصص الإزالة 

2009 

2010 

الرصيد في بداية السنة 

تخفيض الخصم 

التغير في التقديرات 


الرصيد في نهاية السنة 



24,289 

1,703 

1,944 

5,784 

33,720 

33,720 

1,909 

6,916 

1,704 

44,249 

يتعلق مخصص الإزالة بكافة حصص المجموعة الجاري الإنتاج منها أو تلك التي هي قيد التطوير.‏ 

12. مكافأة نهاية خدمة الموظفين 

2009 

2010 


المحمل للسنة 

المدفوع خلال السنة 




2,164 

551 

(43) 

2,672 

2,672 

606 

(18) 

3,260 

رأس المال 

يتكون رأس المال المصرح به والمصدر والمدفوع بالكامل من 200,000,000 سهم قيمة كل سهم 1 دينار كويتي (2009: 

200,000,000 سهم قيمة كل سهم 1 دينار كويتي).‏ 

.13 

احتياطي قانوني 

وفقا ً 

لأحكام قانون الشركات التجارية والنظام الأساسي للشركة،‏ يتم تحويل %10 من ربح السنة إلى الاحتياطي القانوني حتى يصل 

رصيد الاحتياطي إلى نسبة 

%50 

قانون الشركات التجارية والنظام الأساسي للشركة.‏ 

كحد أدنى من رأس المال المدفوع.‏ إن هذا الاحتياطي غير قابل للتوزيع إلا في الحالات التي حددها 

.14 

احتياطي اختياري 

وفقا ً لمتطلبات النظام الأساسي للشركة،‏ يتم تحويل %10 من ربح السنة إلى الاحتياطي الاختياري.‏ يجوز وقف هذا التحويل بقرار يتم 

اتخاذه في الجمعية العمومية.‏ 

.15 

22 

51





9. أصول ثابتة 

ممتلكات 

أصول خاصة 

أصول 

النفط والغاز 

بالإزالة 

ثابتة أخرى 






التكلفة 

825,654 

8,669 

22,153 

794,832 

2009 يناير 1 في 

150,308 

775 

- 

149,533 

إضافات 

1,944 

- 

1,944 

- 

مراجعة التقديرات 

(34,903) 

- 

- 

شطب تكاليف استكشافات غير ناجحة (34,903) 

(6) 

(6) 

- 

- 

مستبعدات 

79,733 

62 

4,461 

75,210 


1,022,730 

9,500 

28,558 

984,672 


128,762 

916 

- 

127,846 

إضافات 

6,916 

- 

8,421 

(1,505) 

مراجعة التقديرات 

80,777 

- 

- 

80,777 

حيازة شركة تابعة ‏(انظر إيضاح 26) 

(26,115) 

- 

- 

شطب تكاليف استكشافات غير ناجحة (26,115) 

(20,634) 

(45) 

865 

(21,454) 


1,192,436 

10,371 

37,844 

1,144,221 

في 


استهلاك واستنفاذ وإطفاء وخسائر 

انخفاض القيمة 

392,885 

3,381 

12,129 

377,375 


75,012 

679 

4,132 

70,201 


(6) 

(6) 

- 

- 

مستبعدات 

صافي خسائر انخفاض القيمة ‏(إيضاح 

1,985 

- 

- 

1,985 

(18 

46,186 

49 

(1,074) 

47,211 


516,062 

4,103 

15,187 

496,772 


87,166 

878 

2,466 

83,822 

المحمّل للسنة 

صافي خسائر انخفاض القيمة ‏(إيضاح 

33,149 

- 

- 

33,149 

(18 

(9,818) 

(34) 

10,040 

(10,824) 


626,559 

4,947 

18,693 

602,919 

في 



565,877 

5,424 

19,151 

541,302 

في 


506,668 

5,397 

13,371 

487,900 

في 


%20 

معدل الاستهلاك السنوي 

أسلوب الوحدات 

أسلوب الوحدات 

المنتجة 

المنتجة 

21 

50





ذمم 

7. تجارية مدينة وأخرى ‏(تتمة)‏ 

إن متوسط فترة منح الائتمان على المبيعات هو 

60 

يوما ً.‏ لا تستحق أي فوائد على الذمم التجارية المدينة التي انقضى تاريخ استحقاقها.‏ 

قامت المجموعة باحتساب مخصص كامل لجميع الذمم التجارية المدينة غير القابلة للاسترداد والتي تحدد بالرجوع إلى التجارب السابقة 

بشأن عدم الوفاء بالدفعات.‏ 

ديسمبر 31 في 

بشكل كامل.‏ 

،2010 

كانت الذمم التجارية المدينة البالغة 

58,567 


:2009) 

34,376 ألف دينار كويتي)‏ منتظمة 

يتضمن رصيد الذمم التجارية المدينة للمجموعة مدينين بقيمة مدرجة تبلغ 3,500 ألف دينار كويتي (2009: 2,384 ألف دينار كويتي)‏ 

والتي انقضى تاريخ استحقاقها بتاريخ التقرير ولم تقم المجموعة باحتساب مخصص لها حيث لم تتغير الجدارة الائتمانية لها بشكل ملموس 

ولا تزال إمكانية استرداد المبالغ قائمة.‏ 

التحليل العمري للمديونيات التي انقضى تاريخ استحقاقها ولكن لم تنخفض قيمتها 

2009 

2010 

– 90 يوما ً 

61 


2,460 


1,238 

120 – 91 


يوما ً 

1,146 

2,384 

1,040 

3,500 

الحركة في مخصص ديون مشكوك في تحصيلها هي كما يلي:‏ 

2009 

2010 



1,692 

28 

- 

1,720 

1,720 

- 

(44) 

1,676 



عكس مخصص ديون مشكوك في تحصيلها 


لتحديد إمكانية استرداد أي مبالغ تجارية مدينة،‏ تأخذ الشركة في الاعتبار أي تغير في الجدارة الائتمانية للذمم المدينة من تاريخ المنح 

المبدئي للائتمان حتى تاريخ التقرير.‏ إن تركز مخاطر الائتمان محدود نظرا ً لأن قاعدة العملاء كبيرة ولا تتضمن أطراف ذات علاقة.‏ 

وعليه،‏ ترى الإدارة أنه لا توجد ضرورة لاحتساب مزيد من مخصصات الائتمان أكثر من مخصص الديون المشكوك في تحصيلها.‏ 

إن الحد الأقصى للانكشاف لمخاطر الائتمان بتاريخ التقرير يمثل القيمة المسجلة لكل فئة من فئات الذمم التجارية المدينة المذكورة أعلاه.‏ 

تستحق كافة الذمم التجارية المدينة التي انخفضت قيمتها بعد أكثر من 360 يوما ً (2009: 360 يوما ً).‏ 

2009 

2010 

البضاعة 

النفط الخام 

قطع غيار ومواد ومستلزمات 



4,740 

16,583 

21,323 

(164) 

21,159 

5,381 

18,972 

24,353 

(159) 

24,194 

ناقصا ً:‏ مخصص بنود بضاعة متقادمة وبطيئة الحركة 

.8 

يتم استخدام قطع الغيار والمواد والمستلزمات في أنشطة العمليات ولا يحتفظ بها لغرض البيع.‏ 

20 

49





5. نقد وأرصدة لدى البنوك 

2009 

2010 



1 

2 

نقد بالصندوق 

20,385 

14,677 

نقد لدى البنوك 

20,386 

14,679 

يمثل النقد لدى البنوك أرصدة جارية لدى البنوك مقومة بالدينار الكويتي والدولار الأمريكي والدولار الأسترالي والروبية الباكستانية.‏ 

الأرصدة والمعاملات مع الأطراف ذات العلاقة 

تشتمل الأطراف ذات العلاقة على أعضاء مجلس الإدارة والمدراء التنفيذيين بالمجموعة والشركة الأم وعائلاتهم والشركات التابعة 

الأخرى والشركات الشقيقة للشركة الأم.‏ تتم كافة المعاملات مع الأطراف ذات العلاقة على أساس تبادل تجاري بحت ويتم الموافقة عليها 

من قبل إدارة المجموعة.‏ 

إن الأرصدة والمعاملات مع الأطراف ذات العلاقة المتضمنة في هذه البيانات المالية المجمعة هي كما يلي:‏ 

.6 

2009 

2010 

دينار كويتي 

دينار كويتي 

- 

7,015 

أ)‏ 


تمثل المبالغ المحتفظ بها من قبل الشركة الأم فائض أموال ناتجة عن عمليات وتدفع مقدما ً إلى الشركة الأم.‏ لا توجد قيود على 

هذه الأموال وبلغ متوسط معدل الفائدة تقريبا ً 

لا شيء).‏ 

%0.5 

سنويا ً.‏ تعادل الفائدة المكتسبة خلال السنة تقريبا ً 

2 


:2009) 

129 

8 

ب)‏ 


29,188 

2,840 

ج)‏ 

مستحق إلى الشركة الأم 

إن المبالغ المستحقة إلى الشركة الأم غير مضمونة ولا تحمل فائدة وليس لها أجل محدد لسدادها.‏ 

د)‏ 

مدفوعات موظفي الإدارة الرئيسيين 

1,016 

1,046 

رواتب ومزايا أخرى قصيرة الأجل 

186 

151 

مكافآت إنهاء الخدمة 

1,202 

1,197 

ذمم 

7. تجارية مدينة وأخرى 

2009 

2010 



38,480 

63,743 

ذمم تجارية مدينة 

(1,720) 

(1,676) 

ناقصا ً:‏ 

مخصص ديون مشكوك في تحصيلها 

36,760 

62,067 

20,849 

14,653 

مستحق من مشاركين في مشاريع مشتركة 

960 

984 

مصاريف مدفوعة مقدما ً 

9,710 

38,015 

ذمم مدينة أخرى 

68,279 

115,719 

19 

48





4. الأحكام والأسباب الرئيسية لعدم التأكد من التقديرات ‏(تتمة)‏ 

أحكام هامة لتطبيق سياسات الشركة المحاسبية ‏(تتمة)‏ 

مخصص ديون مشكوك في تحصيلها 

يتم تحديد مخصص الديون المشكوك في تحصيلها استنادا ً إلى مجموعة من العناصر للتأكد من أن الذمم التجارية المدينة ليست مبالغ فيها 

بسبب عدم تحصليها.‏ يستند مخصص الديون المشكوك في تحصليها بالنسبة لجميع العملاء إلى عدة عناصر تشمل الجودة العامة والتبويب 

التاريخي للذمم المدينة،‏ تقييم الجدارة الائتمانية للمركز المالي للعملاء بشكل مستمر ومتطلبات الضمان من العملاء في ظروف معينة.‏ 

كذلك،‏ يتم عمل مخصصات معينة لبعض الحسابات الفردية حينما تعلم المجموعة بعدم قدرة العميل على الوفاء بالتزاماته المالية مثلما 

يحدث في حالة تدهور وتراجع النتائج التشغيلية والمركز المالي للعميل.‏ 

الأسباب الرئيسية لعدم التأكد من التقديرات 

فيما يلي الإفتراضات الرئيسية التي تتعلق بالأسباب المستقبلية والرئيسية الأخرى لعدم التأكد من التقديرات بتاريخ بيان المركز المالي 

المجمع والتي لها خطر كبير يؤدي إلى تعديل مادي على القيمة الدفترية للأصول والالتزامات خلال السنة المالية اللاحقة.‏ 

استنفاذ ممتلكات النفط والغاز 

يستند تحديد مدى استنفاذ تكلفة ممتلكات النفط والغاز والمعلومات المفصح عنها بشأن الكميات المقدرة لاحتياطيات النفط والغاز المؤكدة 

إلى تقدير مهندسي البترول المؤهلين والأكفاء حول احتياطيات النفط والغاز المحتملة.‏ 

ترى الإدارة أن هذه الاحتياطيات منتجة وستدر 

عائدات كافية للمجموعة تسمح باستعادة ما تبقى من صافي ممتلكات النفط والغاز المرسملة غير المستهلكة وغير المستنفذة كما في 

ديسمبر 

31 

.2010 

التزام ناتج عن الإزالة 

قامت المجموعة بعمل مخصص لتكاليف الإزالة المرتبطة بالتنازل عن حقول في المستقبل على أساس القيمة الحالية للمصروفات المتوق ّعة 

واللازمة لسداد الالتزام.‏ 

2010 

لقد تم مراجعة وتعديل التقديرات المستخدمة لتحديد الالتزام الناتج عن الإزالة خلال السنة المنتهية في 31 ديسمبر 

من قبل مهندسي بترول مؤهلين وأكفاء.‏ 

انخفاض قيمة ممتلكات النفط والغاز 

إن تحديد ما إذا كانت ممتلكات النفط والغاز قد انخفضت قيمتها يتطلب من الإدارة أن تقوم بتقدير صافي الإيرادات المستقبلية من 

احتياطيات النفط والغاز المتعلقة بحصة الشركة في هذه الحقول.‏ تم إدراج خسارة انخفاض القيمة بمبلغ 34,475 ألف دينار كويتي 

:2009) 

16,609 ألف دينار كويتي)‏ خلال عام 2010. 

انخفاض قيمة الأصول الثابتة الأخرى والأعمار الإنتاجية 

تقوم إدارة المجموعة سنويا ً باختبار انخفاض قيمة الأصول الملموسة طبقا ً للسياسات المحاسبية المبينة في إيضاح 

.3 

يتم تحديد القيمة 

المستردة لأصل ما على أساس طريقة القيمة المستخدمة.‏ تستخدم هذه الطريقة توقعات حول التدفقات النقدية المقدرة على مدى العمر 

الإنتاجي المقدر للأصل المخصوم وفقا ً لمعدلات السوق.‏ تقوم إدارة المجموعة بتحديد الأعمار الإنتاجية للأصول الثابتة الأخرى ومبلغ 

الاستهلاك المتعلق بها.‏ إن مبلغ الاستهلاك المحمل للسنة سيتغير بشكل كبير إذا كان العمر الإنتاجي الفعلي يختلف عن العمر الإنتاجي 

المتوق ّع للأصل.‏ 

اندماج الأعمال 

يتم الاعتراف بأصول الشركة المشتراة والالتزامات والالتزامات المحتملة المحددة،‏ التي تتوافق مع شروط الاعتراف وفقا ً للمعيار الدولي 

لإعداد التقارير المالية 

3 

– ‏"اندماج الأعمال"،‏ وفقا ً لقيمها العادلة بتاريخ الحيازة باستثناء الأصول غير المتداولة ‏(أو مجموعات التصرف)‏ 

المصنفة كمحتفظ بها بغرض البيع وفقا ً للمعيار الدولي لإعداد التقارير المالية 

لأا"‏ – 5 

صول غير المتداولة المحتفظ بها برسم البيع 

والعمليات المتوق ّفة"،‏ والتي تدرج وتقاس وفقا ً للقيمة العادلة ناقصا ً تكاليف البيع.‏ تقوم إدارة المجموعة بتحديد القيم العادلة لأصول والتزامات 

الشركة المشتراة القابلة للتحديد والالتزامات المحتملة والأصول غير المتداولة المصنفة كمحتفظ بها لغرض البيع.‏ 

18 

47





السياسات المحاسبية 

تكاليف اقتراض 

الهامة ‏(تتمة)‏ 

يتم احتساب تكاليف الاقتراض على أساس مبدأ الاستحقاق وتدرج في بيان الدخل المجمع في الفترة التي تتكبد فيها.‏ 

.3 

مخصصات 

يتم الاعتراف بالمخصصات عندما يكون على المجموعة التزام حالي ‏(قانوني أو استدلالي)‏ نتيجة لحدث سابق يكون من المرجح معه أن 

يتطلب ذلك من المجموعة سداد هذا الالتزام،‏ مع إمكانية إجراء تقدير موثوق فيه لمبلغ الالتزام.‏ 

إن المبلغ المعترف به كمخصص يمثل أفضل تقدير للمبلغ اللازم لسداد الالتزام الحالي بتاريخ 

بيان المركز المالي المجمع مع الأخذ في 

الاعتبار المخاطر والشكوك الملازمة لهذا الالتزام.‏ حينما يتم قياس مخصص باستخدام التدفقات النقدية المقدرة لسداد الالتزام الحالي،‏ فإن 

القيمة الدفترية له تمثل القيمة الحالية لتلك التدفقات النقدية.‏ 

حينما يكون من المتوق ّع استرداد بعض أو كافة المنافع الاقتصادية اللازمة لسداد مخصص من طرف ثالث،‏ يتم الاعتراف بمبلغ الدين 

المستحق كأصل وذلك في حال التأكد التام من استرداد المبلغ وتحديد قيمته بموثوقية.‏ 

انخفاض قيمة 

الأصول الملموسة 

تقوم المجموعة بتاريخ كل بيان مركز مالي مجمع بمراجعة المبالغ المسجلة لأصولها الملموسة لتحدد ما إذا كان هناك أي مؤشر على 

وجود انخفاض قيمة هذه الأصول.‏ فإذا ما ظهر مثل ذلك المؤشر،‏ يتم تحديد المبلغ المقدر الممكن استرداده لهذا الأصل حتى يمكن تحديد 

مقدار خسارة انخفاض القيمة ‏(إن وجدت).‏ في الحالة التي لا يحقق فيها الأصل تدفقات نقدية بشكل مستقل عن باقي الأصول،‏ تقوم 

المجموعة بتقدير القيمة المستردة لوحدة توليد النقد التي يندرج ضمنها هذا الأصل.‏ إن القيمة المستردة هي القيمة العادلة ناقصا ً التكاليف 

اللازمة للبيع أو القيمة المستخدمة،‏ أيهما أعلى.‏ عند تحديد القيمة المستخدمة،‏ يتم خصم التدفقات النقدية المستقبلية المقدرة إلى قيمتها الحالية 

باستخدام معدل الخصم الذي يعكس تقييم السوق الحالي للقيمة الزمنية للأموال والمخاطر المتعلقة بالأصل والذي لم يتم تعديل تقديرات 

التدفقات النقدية المستقبلية المرتبطة به.‏ 

في حالة تقدير القيمة المستردة للأصل ‏(أو وحدة توليد النقد)‏ بأقل من القيمة المسجلة له،‏ يتم تخفيض القيمة المسجلة للأصل ‏(وحدة توليد 

النقد)‏ إلى مقدار القيمة المستردة له.‏ يتم الاعتراف بخسارة انخفاض القيمة مباشرة كمصروف.‏ 

في حالة تم عكس خسارة انخفاض القيمة لاحقا ً،‏ يتم زيادة القيمة المسجلة للأصل ‏(وحدة توليد النقد)‏ إلى مقدار التقدير المعدل لقيمته 

المستردة بحيث ألا تتجاوز القيمة المسجلة الزائدة تلك القيمة المسجلة التي كان سيتم تحديدها في حال عدم الاعتراف بأي خسارة نتيجة 

انخفاض قيمة الأصل ‏(وحدة توليد النقد)‏ في السنوات السابقة.‏ يتم الاعتراف بعكس خسارة انخفاض القيمة مباشرة كإيراد.‏ 

الأحكام والأسباب الرئيسية لعدم التأكد من التقديرات 

خلال عملية تطبيق السياسات المحاسبية للمجموعة والمبينة في إيضاح يجب أن تتخذ الإدارة أحكام وتقديرات وافتراضات بشأن القيم 

المسجلة للأصول والالتزامات والتي لا تتضح بسهولة من خلال مصادر أخرى.‏ تلك التقديرات والافتراضات المصاحبة لها تستند إلى 

عامل الخبرة السابقة وعوامل أخرى ذات علاقة،‏ وقد تختلف النتائج الفعلية عن تلك التقديرات.‏ 

يتم مراجعة التقديرات والافتراضات المصاحبة بشكل مستمر.‏ تدرج التعديلات على التقديرات المحاسبية في الفترة التي يتم فيها مراجعة 

التقدير وذلك في حال أثر هذا التعديل على تلك الفترة فقط،‏ بينما تدرج في فترة المراجعة وفترات مستقبلية في حال أثر هذا التعديل على 

كل من الفترة الحالية والفترات المستقبلية.‏ 

،3 

.4 

أحكام هامة لتطبيق سياسات الشركة المحاسبية 

قامت الإدارة بوضع الأحكام التالية،‏ بعيدا ً عن تلك التي تتعل ّق بالتقديرات ‏(انظر أدناه)،‏ في إطار تطبيق السياسات المحاسبية للشركة،‏ 

والتي كان لها أثر كبير على المبالغ المسجلة في هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

17 

46






ضرائب ‏(تتمة)‏ 

الضريبة المؤجلة 


يتم الاعتراف بمبلغ الضريبة المؤجلة على أنه الفرق بين المبالغ المسجلة 

للأصول والالتزامات في البيانات المالية المجمعة ووعاء 

الضريبة المقابلة المستخدم في احتساب الربح الخاضع للضريبة ويتم المحاسبة عنه باستخدام طريقة التزام بيان المركز المالي المجمع.‏ يتم 

الاعتراف بالتزامات الضريبة المؤجلة لكافة الفروقات المؤقتة الخاضعة للضريبة ويتم الاعتراف بأصول الضريبة المؤجلة لكافة الفروقات 

المؤقتة القابلة للاستقطاع إلى الحد الذي يحتمل معه توافر أرباح خاضعة للضريبة والتي يمكن مقابلها استخدام تلك الفروقات المؤقتة 

القابلة للاستقطاع.‏ لا يتم الاعتراف بتلك الأصول والالتزامات إذا نتج الفرق المؤقت عن شهرة أو نتيجة للاعتراف الأولي ‏(بخلاف 

اندماج الأعمال)‏ لأصول 

والتزامات أخرى في صفقة لا تؤثر على الربح الخاضع للضريبة أو الربح المحاسبي.‏ 

يتم مراجعة المبلغ المدرج لأصول الضريبة المؤجلة بتاريخ كل بيان مركز مالي مجمع ويتم تخفيضه إلى الحد الذي لا يحتمل معه تحقيق 

أرباح تخضع للضريبة بما يتيح استرداد قيمة الأصل أو جزء منه.‏ 

يتم قياس أصول والتزامات الضريبة المؤجلة وفقا ً لمعدلات الضرائب المتوق ّع تطبيقها في الفترة التي يتم فيها سداد الالتزام أو الاعتراف 

بالأصل على أساس معدلات الضريبة ‏(وقوانين الضريبة)‏ المطبقة أو التي ستطبق على الأرجح بتاريخ بيان المركز المالي 

قياس التزامات 

المجمع.‏ إن 

وأصول الضريبة المؤجلة يعكس نتائج الضريبة التي ستنشأ من جراء الطريقة التي تتوقع المجموعة من خلالها،‏ بتاريخ 

التقرير،‏ استرداد أو سداد المبلغ المدرج لأصولها والتزاماتها.‏ 

يتم شطب أصول والتزامات الضريبة المؤجلة حينما يكون هناك حق ملزم قانونا ً لتعويض أصول الضريبة الحالية مقابل التزامات 

الضريبة الحالية وحينما تتعلق بضرائب الدخل المفروضة من قبل نفس السلطات الضريبية وتنوي المجموعة تسوية التزاماتها وأصولها 

مقابل الضريبة الحالية على أساس الصافي.‏ 

.3 

الضريبة الحالية والمؤجلة للفترة 

يتم الاعتراف بالضريبة الحالية والمؤجلة كمصروف أو إيراد في بيان الدخل المجمع إلا إذا كانت تتعلق ببنود قيدت بالجانب الدائن أو 

المدين مباشرة في حقوق الملكية وفي هذه الحالة يتم الاعتراف بالضريبة أيضا ً في حقوق الملكية مباشرة،‏ أو حينما تنشأ نتيجة للمحاسبة 

الأولية لاندماج الأعمال.‏ في حال اندماج الأعمال،‏ يؤخذ في الاعتبار أثر الضريبة عند احتساب مبلغ الشهرة أو عند تحديد مقدار فائض 

حصة المشتري في صافي القيمة العادلة للأصول والالتزامات المحددة للشركة المشتراة والالتزامات المحتملة على التكلفة.‏ 

المشتقات 

وفقا ً لمعيار المحاسبة الدولي رقم 

39 

‏"الأدوات المالية:‏ الاعتراف والقياس"،‏ تدرج مشتقات الأدوات المالية في بيان المركز المالي المجمع 

بالقيمة العادلة،‏ ما لم يتم معالجتها كتحوط،‏ وتدرج التغيرات في القيمة العادلة ضمن بيان الدخل المجمع.‏ 

تقوم المجموعة بعمليات على المستوى الدولي مما ينتج عنه تعرض كبير لمخاطر السوق الناتجة عن التغير في أسعار السلع،‏ الفائدة 

ومعدلات أسعار الصرف.‏ وتقوم المجموعة،‏ ضمن المسار الطبيعي للنشاط،‏ بالدخول في عقود بيع طويلة الأجل والتي تتضمن مشتقات 

ضمنية وفقا ً لمعيار المحاسبة الدولي رقم 

.39 

إن المشتقات الضمنية هي عنصر من عناصر العقد ينتج عنه اختلاف التدفقات النقدية الناتجة عن هذا العقد،‏ أو جزء منها،‏ أو بشكل 

مشابه لمشتقات مالية منفصلة.‏ يتطلب معيار المحاسبة الدولي رقم 39 أن يتم فصل هذه المشتقات الضمنية عن العقود ويتم المحاسبة عنها 

كمشتقات مصنفة كمحتفظ بها للمتاجرة وتسجل 

بالقيمة العادلة وتدرج التغيرات في القيمة العادلة ضمن بيان الدخل المجمع.‏ 

الأحداث المحتملة 

لا يتم إدراج الأصول المحتملة ضمن البيانات المالية المجمعة 

بل يتم الإفصاح عنها عندما يكون تحقيق منافع اقتصادية مرجحا ً.‏ 

لا يتم إدراج الالتزامات المحتملة في البيانات المالية المجمعة إلا إذا كان احتمال التدفق للمصادر التي تشمل المنافع الاقتصادية مرجحا ً 

ويمكن قياس مبلغ الالتزام بموثوقية.‏ ويتم الإفصاح عن هذه الالتزامات كالتزامات محتملة ما لم يكن احتمال التدفق للمصادر التي تشمل 

المنافع الاقتصادية مستبعدا ً.‏ 

16 

45






حقوق الامتياز 


يتم إدراج حقوق الامتياز في بيان الدخل المجمع ضمن مصاريف التشغيل في نفس الفترة التي ينتج عنها الإيراد المتعلق بها.‏ وتسجل 

ترتيبات حقوق الامتياز التي تستند إلى الإنتاج والمبيعات وقياسات أخرى بالرجوع إلى الترتيب الأساسي.‏ 

.3 

البضاعة 

خلال السنة،‏ قامت المجموعة بتغيير السياسة المحاسبية المتعل ّقة بتقييم مخزون النفط الخام من الاستناد إلى احتساب التكلفة أو صافي القيمة 

الممكن تحقيقها أيهما أقل،‏ إلى احتساب صافي القيمة الممكن تحقيقها.‏ إن أثر هذا التغير في السياسة المحاسبية على البيانات المالية 

المجمعة للسنة السابقة والسنة الحالية غير جوهري.‏ ويتم تقييم عناصر البضاعة الأخرى والمكونة أساسا ً من قطع الغيار والمواد 

والمستلزمات على أساس التكلفة المحتسبة بطريقة المتوسط المرجح،‏ ناقصا ً المخصص لقاء بنود متقادمة أو بطيئة الحركة.‏ وتشمل التكلفة 

الشرائية سعر الشراء ورسوم الاستيراد والنقل والمناولة والتكاليف المباشرة الأخرى.‏ 

مخصص مكافأة نهاية خدمة الموظفين 

يتم احتساب مخصص لمكافأة نهاية خدمة الموظفين طبقا ً لقانون العمل الكويتي وقانون التأمينات الاجتماعية وشروط التوظيف 

بالمجموعة.‏ إن هذا الالتزام غير الممول يمثل المبالغ المستحقة لكل موظف،‏ فيما لو تم إنهاء خدماته في تاريخ بيان المركز المالي 

المجمع،‏ 

العملات الأجنبية 

وهو يقارب القيمة الحالية للإلتزام النهائي.‏ 

يتم عرض البيانات المالية الأحادية لكل من شركات المجموعة بالعملة السائدة بالبيئة الاقتصادية الأساسية التي تعمل فيها الشركة ‏(العملة 

الوظيفية 

لها).‏ لغرض إعداد البيانات المالية المجمعة،‏ تعرض النتائج والمركز المالي لكل شركة بالدولار الأمريكي وهو العملة الوظيفية 

للشركة.‏ إن عملة العرض لهذه البيانات المالية المجمعة هي الدينار الكويتي.‏ 

عند إعداد البيانات المالية للشركات الأحادية،‏ تقيد المعاملات بالعملات غير العملة الوظيفية للشركة ‏(العملات الأجنبية)‏ حسب أسعار 

الصرف التقريبية السائدة بتاريخ المعاملات.‏ ويتم بتاريخ كل بيان مركز مالي مجمع إعادة ترجمة البنود النقدية المسجلة بالعملات الأجنبية 

حسب أسعار الصرف التقريبية السائدة بتاريخ بيان المركز المالي المجمع.‏ يتم إعادة ترجمة البنود غير النقدية بالقيمة العادلة والمسجلة 

بعملات أجنبية حسب أسعار الصرف السائدة بتاريخ تحديد القيمة العادلة.‏ بينما لا يتم إعادة ترجمة البنود غير النقدية التي تقاس وفقا ً 

للتكلفة التاريخية بعملة أجنبية.‏ 

تدرج فروقات الترجمة في 

بيان الدخل المجمع في الفترة التي تنشأ فيها فيما عدا الفروقات الناتجة عن ترجمة بنود نقدية مستحقة من أو 

إلى عملية أجنبية لم يتم التخطيط لتسويتها ولا يحتمل حدوث ذلك،‏ والتي تشكل جزء من صافي الاستثمار في عملية أجنبية وتدرج ضمن 

احتياطي ترجمة عملات أجنبية وتسجل في الربح أو الخسارة المجمعة من بيع صافي الاستثمار.‏ 

لغرض عرض البيانات المالية المجمعة،‏ يتم عرض أصول والتزامات العمليات الأجنبية للمجموعة بالدينار الكويتي باستخدام أسعار 

الصرف السائدة بتاريخ بيان المركز المالي المجمع.‏ يتم تحويل بنود الإيرادات والمصروفات وفقا ً لمتوسط أسعار الصرف للفترة،‏ إلا إذا 

تقلبت أسعار الصرف بشكل كبير خلال هذه الفترة وفي هذه الحالة يتم استخدام أسعار الصرف التقريبية السائدة بتاريخ المعاملات.‏ يتم 

تصنيف فروقات الترجمة الناتجة،‏ إن وجدت،‏ كحقوق ملكية وتؤخذ إلى تعديلات ترجمة عملات أجنبية للمجموعة.‏ تدرج فروقات 

الترجمة في بيان الدخل المجمع في الفترة التي يتم فيها بيع العمليات الأجنبية.‏ 

ضرائب 

تخضع بعض الشركات التابعة لضريبة الدخل في الدول الأجنبية المختلفة.‏ يمثل مصروف ضريبة الدخل مجموع الضريبة الحالية 

المستحقة والضريبة المؤجلة.‏ 

الضريبة الحالية 

يستند تحديد مبلغ الضريبة المستحقة في الوقت الحالي إلى مبلغ 

الربح الخاضع للضريبة للسنة.‏ يختلف مبلغ الربح الخاضع للضريبة عن 

الربح المفصح عنه في بيان الدخل المجمع حيث أنه لا يتضمن بنود الإيرادات والمصاريف الخاضعة للضريبة أو القابلة للاستقطاع في 

سنوات أخرى كما أنه لا يتضمن البنود غير الخاضعة للضريبة أو غير القابلة للاستقطاع.‏ يتم احتساب مبلغ التزام الضريبة الحالية على 

الشركات التابعة باستخدام معدلات الضريبة المطبقة أو التي ستطبق على الأرجح بتاريخ 

بيان المركز المالي المجمع.‏ 

15 

44






أصول ثابتة أخرى 


تظهر الأصول الثابتة الأخرى بالتكلفة ناقصا ً الاستهلاك المتراكم وخسائر الهبوط في القيمة.‏ وتشتمل التكلفة على سعر الشراء والتكاليف 

المباشرة الأخرى المرتبطة بوضع الأصول في حالة تشغيل من أجل الاستخدام المزمع.‏ يتم احتساب الاستهلاك على مدى الأعمار 

الإنتاجية المقدرة لكل من هذه الأصول باستخدام طريقة القسط الثابت.‏ يتم بنهاية كل عام مراجعة الأعمار الإنتاجية المقدرة والقيم المتبقية 

وطرق الاستهلاك مع الأخذ في الاعتبار أثر أي تغيرات في التقدير المحاسب عنه على أساس مستقبلي.‏ يتم تحميل مبالغ الصيانة 

والتصليح والاستبدالات والتحسينات البسيطة كمصاريف عند تكبدها،‏ أما الاستبدالات والتحسينات الأساسية للأصول فيتم رسملتها.‏ 

إن الأرباح أو الخسائر الناتجة عن بيع أو استبعاد الأصول الثابتة الأخرى يتم تحديدها على أنها الفرق بين متحصلات المبيعات والمبلغ 

المدرج للأصل ويتم إدراجها في بيان الدخل المجمع.‏ 

تدرج الأصول الثابتة الأخرى بالتكلفة ناقصا ً الاستهلاك المتراكم 

وأي 

المصاريف المتكبدة المرتبطة مباشرة بحيازة الأصل ‏(بما في ذلك تكاليف الاقتراض).‏ 

خسائر متراكمة نتيجة انخفاض القيمة.‏ وتشتمل التكلفة على 

تدرج المصاريف اللاحقة ضمن القيمة المسجلة للأصل أو كأصل منفصل،‏ إن أمكن ذلك،‏ فقط إذا كان من المرجح أن تتدفق المنافع 

الاقتصادية المستقبلية المصاحبة لهذا الأصل للمجموعة ويمكن قياس تكلفته بموثوقية.‏ لا يتم الاعتراف بالقيمة المسجلة للجزء المستبدل.‏ 

يتم تحميل كافة مبالغ الصيانة والتصليح الأخرى في بيان الدخل المجمع خلال السنة المالية التي يتم تكبدها فيها.‏ 

يتم احتساب الاستهلاك بطريقة القسط الثابت على مدى الأعمار الإنتاجية المقدرة لكل من هذه الأصول حينما يتم تجهيز الأصول 

لاستخدامها المزمع.‏ 

يتم بتاريخ كل بيان للمركز المالي مراجعة الأعمار الإنتاجية المقدرة والقيم المتبقية وطرق الاستهلاك مع الأخذ في الاعتبار أثر أي 

تغيرات في التقدير المحاسب عنه على أساس مستقبلي.‏ 

تدرج المباني قيد الإنشاء لأغراض الإنتاج،‏ أو الإيجار أو لأغراض إدارية أو لأغراض لم تحدد بعد بالتكلفة ناقصا ً أي خسائر محققة 

نتيجة انخفاض القيمة.‏ وتشتمل التكلفة على أتعاب مهنية.‏ يبدأ استهلاك هذه الأصول،‏ على نفس أساس احتساب الممتلكات والمعدات 

الأخرى،‏ حينما يتم تجهيز الأصول لاستخدامها المزمع.‏ 

يتم تخفيض القيمة المسجلة للأصل مباشرة إلى قيمته الممكن استردادها إذا تجاوزت القيمة المسجلة للأصل قيمته المقدر استردادها.‏ 

إن الأرباح أو الخسائر الناتجة عن بيع أو استبعاد أي من بنود الأصول الثابتة الأخرى يتم تحديدها على أنها الفرق بين متحصلات 

المبيعات والقيمة المسجلة للأصل ويتم إدراجها في بيان الدخل المجمع.‏ 

.3 

عقود تأجير تشغيلي 

يتم تسجيل دفعات التأجير التشغيلي كمصروف على أساس القسط الثابت على مدى فترة الإيجار،‏ إلا عندما يكون هناك أساس نظامي 

آخر أكثر تمثيلا ً للوقت الذي استهلكت فيه المنافع الاقتصادية من الأصل المستأجر.‏ ويتم تسجيل الإيجارات المحتملة بموجب التأجير 

التشغيلي كمصروف في الفترة التي تتكبد فيها.‏ 

في حال استلام حوافز إيجار للدخول في عقود تأجير تشغيلي،‏ يتم الاعتراف بهذه الحوافز كالتزام.‏ ويتم تسجيل الفائدة الكلية من الحوافز 

كنقص في مصروف الإيجار على أساس القسط الثابت،‏ إلا عندما يكون هناك أساس نظامي آخر أكثر تمثيلا ً للوقت الذي استهلكت فيه 

المنافع الاقتصادية من الأصل المستأجر.‏ 

الاعتراف بالإيرادات 

يتم 

الاعتراف بالإيرادات إلى الحد الذي يحتمل معه أن تتدفق المنافع الاقتصادية للمجموعة وعندما يكون الإيراد قابل للقياس.‏ 

تمثل الإيرادات المبالغ الصادر بها فواتير لقاء بيع حصة المجموعة في إنتاج النفط والغاز ويتم الاعتراف بها على أساس صافي حصة 

العمل للمجموعة ‏(طريقة الاستحقاق).‏ 

تستحق إيرادات الفوائد على أساس مبدأ الاستحقاق وفقا ً لمضمون العقود المبرمة.‏ 

14 

43

مال 

مال 







.3 

الالتزامات المالية 

قروض 

13 

يتم الاعتراف بالقروض مبدئيا ً بالقيمة العادلة،‏ بالصافي بعد تكاليف المعاملة المتكبدة.‏ ويتم تسجيلها لاحقا ً بالتكلفة المطفأة؛ أي فرق بين 

المتحصلات ‏(بالصافي بعد تكاليف المعاملة)‏ والقيمة المستردة يتم الاعتراف به في بيان الدخل المجمع على مدى فترة القروض باستخدام 

طريقة معدل الفائدة الفعلية.‏ 

ذمم تجارية دائنة 

يتم قياس الذمم التجارية الدائنة مبدئيا ً بالقيمة العادلة وتقاس لاحقا ً بالتكلفة المطفأة باستخدام طريقة معدل الفائدة الفعلية.‏ 

عدم الاعتراف بالالتزامات المالية 

لا يتم الاعتراف بالالتزامات المالية من قبل المجموعة فقط عند الإعفاء من الالتزام أو إلغائه أو انتهاء صلاحيته.‏ 

ممتلكات النفط والغاز 

تكاليف الاستكشاف والتقييم 

يتم المحاسبة عن تكاليف الاستكشاف والتقييم 

باستخدام طريقة الجهود الناجحة.‏ ويتم مبدئيا ً رسملة مصاريف الحفر الاستكشافي بانتظار 

إثبات وجود احتياطيات تجارية في البئر.‏ وتبقى تكلفة الآبار التي ثبت وجود احتياطيات تجارية بها مرسملة،‏ بينما يتم تحميل جميع 

مصاريف الآبار الاستكشافية الأخرى بما في ذلك تكاليف التراخيص 

كمصروفات.‏ ترسمل التكاليف المتكبدة لحيازة ممتلكات الاستكشاف 

مبدئيا ً حينما يتم تكبدها إلى أن يتم انخفاض قيمة الممتلكات أو تحويلها إلى حساب ممتلكات الإنتاج عند اكتشاف الاحتياطيات التجارية.‏ 

حقول تحت التطوير وفي طور الإنتاج 

يتم رسملة كافة تكاليف تطوير الحقول والتي تشمل مصاريف الدراسات الجيولوجية والجيوفيزيائية،‏ والآبار والآلات والمعدات وحصتها 

من النفط الخام ومصاريف التمويل المتعلقة بها.‏ 

الاحتياطيات 

تشمل احتياطيات النفط والغاز الاحتياطيات المؤكدة والمحتملة.‏ ويتم احتساب ذلك باستخدام آخر تقديرات موظفي المجموعة الفنيين التي 

تستند إلى تقديرات القائم بالعمل في الحقول.‏ 

استهلاك واستنفاذ وإطفاء 

إن تكاليف الشراء،‏ والاستكشاف،‏ والتقييم والتطوير لكل حقل إنتاجي إلى جانب التكاليف المرسملة المستقبلية المتوق ّعة والمحتسبة وفقا ً 

لمعدل الأسعار السائد بتاريخ بيان المركز المالي المجمع يتم استهلاكها واستنفاذها وإطفائها على أساس أسلوب الوحدات 

نتجة.‏ يتم 

احتساب الاستهلاك بالرجوع إلى نسبة إنتاج الفترة إلى إجمالي الاحتياطيات التجارية المتبقية المتوق ّعة في نهاية الفترة زائد الانتاج خلال 

الفترة . 

انخفاض القيمة 

إن المبالغ القابلة للإسترداد التي تدرج بها حقول الإنتاج أو الحقول قيد التطوير في السجلات،‏ يتم تقديرها لكل حقل على حدة مقابل صافي 

الإيرادات المستقبلية المخصومة التي سيتم تحققها من الاحتياطيات التجارية المتبقية المتوق ّعة.‏ ويتم احتساب صافي الإيرادات المستقبلية 

باستخدام الأسعار والتكاليف وفقا ً لتقدير الإدارة بنهاية السنة.‏ يتم عمل مخصص بذلك حينما يتوافر دليل على انخفاض القيمة المسجلة 

للحصص.‏ 

تكاليف الإزالة 

يتم احتساب مخصص الإزالة على أساس صافي القيمة الحالية لحصة المجموعة من التكاليف المستقبلية المقدرة للإزالة المطلوبة.‏ يتم 

احتساب ذلك باستخدام آخر تقديرات موظفي المجموعة الفنيين التي تستند إلى تقديرات القائمين بالعمل في الحقول.‏ يتم في المقابل 

الاعتراف بأصل يتم إطفاؤه لكل حقل على أساس أسلوب الوحدات 

نتجة وفقا ً لسياسة المجموعة الخاصة باستنفاذ واستهلاك ممتلكات 

النفط والغاز.‏ تدرج المصاريف المحملة خلال الفترة لقاء التغيرات في صافي القيمة الحالية لمخصص الإزالة والناتجة عن تخفيض 

الخصم كمصاريف فوائد.‏ 

42







.3 

الأصول المالية ‏(تتمة)‏ 


يتم قياس الذمم التجارية المدينة عند الاعتراف الأولي بالقيمة العادلة ويتم قياسها لاحقا ً بالتكلفة المطفأة باستخدام طريقة معدل الفائدة 

الفعلية،‏ ناقصا ً أي انخفاض القيمة.‏ تدرج إيرادات الفوائد بتطبيق معدل الفائدة الفعلية باستثناء الذمم المدينة قصيرة الأجل حيث يكون 

الاعتراف بالفائدة غير جوهري.‏ يتم عمل مخصصات ملائمة للمبالغ المقدر عدم استردادها في بيان الدخل المجمع حينما يتوفر دليل 

موضوعي على انخفاض قيمة الأصل.‏ 

طريقة معدل الفائدة الفعلية 

إن طريقة معدل 

الفائدة الفعلية هي طريقة تقتضي احتساب التكلفة المطفأة لأصل مالي وتوزيع إيراد الفائدة على الفترة المرتبطة بها.‏ إن 

معدل الفائدة الفعلية هو المعدل الذي يخصم فعليا ً الدفعات النقدية المستقبلية المقدرة خلال العمر المتوق ّع للأصل المالي أو خلال فترة 

أقصر،‏ إن أمكن ذلك.‏ 

انخفاض قيمة الأصول المالية 

يتم بتاريخ كل 

بيان للمركز المالي المجمع التقدير فيما إذا كان هناك مؤشرات على انخفاض قيمة الأصول المالية.‏ تنخفض قيمة الأصول 

المالية في حال وجود دليل موضوعي على أن التدفقات النقدية المستقبلية المقدرة للأصل قد تأثرت نتيجة لحدث ما أو عدة أحداث وقعت 

بعد الاعتراف الأولي بالأصل المالي.‏ 

أما بالنسبة للذمم التجارية المدينة،‏ فإن الدليل الموضوعي على انخفاض قيمتها قد يشمل:‏ (i) صعوبات مالية كبيرة للمصدر أو الطرف 

المقابل؛ أو 

المالية.‏ 

(ii) 

توقف أو تخلف عن الفائدة أو الدفعات الأساسية؛ أو (iii) أنه من المحتمل أن يعلن المقترض إفلاسه أو يعيد تنظيم أموره 

بالنسبة لبعض شرائح الأصول المالية مثل الذمم المدينة،‏ يتم تقييم مدى انخفاض قيمة الأصول التي ق ُدر عدم انخفاض قيمتها بشكل 

إفرادي لاحقا ً على أساس جمعي.‏ إن الدليل الموضوعي على انخفاض قيمة محفظة ذمم مدينة قد يشمل خبرة المجموعة السابقة في 

تحصيل الدفعات،‏ وزيادة عدد الدفعات المتأخرة في المحفظة عن متوسط فترة الدين البالغة 

في الظروف الاقتصادية القومية أو المحلية المصاحبة لتأخر سداد الذمم المدينة المستحقة.‏ 

60 

يوما ً،‏ بالإضافة إلى التغيرات الملحوظة 

بالنسبة للأصول المالية المسجلة بالتكلفة المطفأة،‏ فإن مقدار انخفاض القيمة يمثل الفرق بين القيمة المسجلة للأصل والقيمة الحالية للتدفقات 

النقدية المستقبلية المقدرة المخصومة بمعدل الفائدة الفعلي الأصلي للأصل المالي.‏ 

تنخفض القيمة المسجلة للأصل المالي مباشرة نتيجة لخسارة انخفاض القيمة لكافة الأصول المالية فيما عدا الذمم التجارية المدينة التي 

تنخفض القيمة المسجلة لها من خلال استخدام حساب مخصص.‏ حينما لا يمكن تحصيل قيمة الذمم التجارية المدينة،‏ يتم حذفها مقابل 

حساب المخصص.‏ تقيد المبالغ المستردة لاحقا ً،‏ والتي تم حذفها مسبقا ً،‏ مقابل حساب مخصص.‏ تدرج التغيرات في القيمة المسجلة 

لحساب المخصص في بيان الدخل المجمع.‏ 

عدم الاعتراف بالأصول المالية 

لا يتم الاعتراف بالأصل المالي من قبل المجموعة فقط عندما تنتهي الحقوق التعاقدية للتدفقات النقدية المعترف بها من الأصل؛ أو عندما 

تقوم المجموعة بتحويل الأصل المالي وكافة مخاطر ومزايا الملكية إلى طرف آخر.‏ إذا لم تقم المجموعة بتحويل أو الاحتفاظ بكافة 

مخاطر ومزايا الملكية ولا تزال تسيطر على الأصول المنقولة،‏ فإنها تعترف بحصتها المحتفظ بها في الأصل وأي التزام مصاحب لمبالغ 

قد يتوجب عليها سدادها.‏ إذا احتفظت المجموعة بكافة مخاطر ومزايا ملكية الأصل المالي المنقول،‏ فإنها تعترف بالأصل المالي كما تقوم 

بتسجيل قرض مضمون مقابل المتحصلات المستلمة.‏ 

12 

41







.3 

أساس التجميع ‏(تتمة)‏ 

الشهرة 

يتم الاعتراف بالشهرة الناتجة عن حيازة شركة تابعة كأصل بتاريخ السيطرة ‏(تاريخ الحيازة).‏ ت ُقاس الشهرة على أنها فائض مجموع 

المبالغ المنقولة وقيمة أي حصة غير مسيطرة في الشركة المشتراة مع القيمة العادلة لحصة الملكية للشركة المشترية والمحتفظ بها سابقا ً 

‏(إن وجدت)‏ من المنشأة على صافي القيمة العادلة لصافي الأصول المعترف بها.‏ 

إذا زادت،‏ بعد إعادة التقييم،‏ حصة المجموعة في صافي القيمة العادلة لصافي الأصول المحددة للشركة المشتراة عن مجموع المبلغ 

المحول،‏ قيمة الحصة غير المسيطرة في الشركة المشتراة والقيمة العادلة لحصة الملكية السابقة للشركة المشترية ‏(إن وجدت)،‏ يتم 

الاعتراف بهذه الزيادة مباشرة في بيان الدخل المجمع كربح ناتج عن الشراء بأسعار مخفضة.‏ 

لا يتم إطفاء الشهرة،‏ بل يتم اختبار انخفاض قيمتها على الأقل سنويا ً.‏ يتم تحديد خسارة انخفاض القيمة عند تقدير القيمة الممكن استردادها 

لوحدة توليد النقد التي تندرج ضمنها الشهرة.‏ إن القيمة الممكن استردادها هي القيمة المستخدمة لوحدة توليد النقد التي تمثل صافي القيمة 

الحالية للتدفقات النقدية المستقبلية المقدرة المتوق ّعة لوحدة توليد النقد تلك.‏ في حال تقدير القيمة الممكن استردادها لوحدة توليد النقد بأقل من 

القيمة المسجلة للوحدة،‏ يتم تخصيص خسارة انخفاض القيمة أولا ً لتخفيض القيمة المسجلة للشهرة المخصصة لهذه الوحدة ثم إلى باقي 

الأصول بالتناسب أو على أساس القيمة المسجلة لكل أصل في الوحدة.‏ لا يتم عكس أي خسارة نتيجة انخفاض قيمة الشهرة في فترة 

لاحقة.‏ في حال بيع شركة تابعة،‏ يتم إدراج مبلغ الشهرة الخاص بذلك في تحديد الربح أو الخسارة الناتجة عن البيع.‏ 

حصص في مشروع مشترك 

إن المشروع المشترك هو ترتيب تعاقدي تقوم بموجبه المجموعة وأطراف أخرى بنشاط اقتصادي يخضع لسيطرة مشتركة بحيث يتطلب 

اتخاذ قرارات استراتيجية تتعلق بالسياسات المالية والتشغيلية المرتبطة بالأنشطة موافقة كافة الأطراف المشاركة في الإدارة.‏ 

حيثما تقوم شركة من شركات المجموعة بأنشطتها بموجب ترتيبات المشروع المشترك مباشرة،‏ تدرج حصة المجموعة في الأصول التي 

تخضع لسيطرة مشتركة وأي التزامات متكبدة بشكل مشترك مع أطراف أخرى في البيانات المالية للشركة المعنية وتصنف حسب 

طبيعتها.‏ يتم المحاسبة عن الالتزامات 

أساس مبدأ الاستحقاق.‏ ويتم 

مصاريف المشروع المشترك 

يكون الإيراد قابل للقياس بموثوقية.‏ 

إن ترتيبات 

والمصاريف المتكبدة مباشرة فيما يتعلق بحصص في الأصول التي تخضع لسيطرة مشتركة على 

الاعتراف بالإيرادات من بيع أو استخدام حصة المجموعة في الناتج من الأصول المشتركة وحصتها في 

إلى الحد الذي يحتمل معه أن تتدفق المنافع الاقتصادية من جراء المعاملات إلى/من المجموعة وعندما 

المشروع المشترك التي تقتضي إنشاء شركة منفصلة يملك فيها كل طرف حصة من الأسهم تعرف على أنها شركات تدار 

بشكل مشترك.‏ تقوم المجموعة بتسجيل حصصها في الشركات المدارة بشكل مشترك باستخدام طريقة التجميع النسبي.‏ يتم تجميع حصة 

المجموعة في الأصول،‏ الالتزامات،‏ إيرادات،‏ ومصروفات هذه الشركات مع البنود المعادلة لها في البيانات المالية المجمعة على أساس 

كل بند على حدة.‏ 

عند دخول المجموعة في معاملات مع شركات تدار بشكل مشترك،‏ يتم تخفيض الأرباح والخسائر 

المجموعة في المشروع المشترك.‏ 

غير المتحققة إلى مقدار قيمة حصة 

الأصول المالية 

يتم الاعتراف بالأصول المالية في 

تصنف الأصول المالية إلى 

من الشركة الأم والشركات الشقيقة".‏ 

النقد والنقد المعادل 

يشتمل بند النقد واللنقد المعادل 

بيان المركز المالي للمجموعة عندما تصبح المجموعة طرفا ً في الشروط التعاقدية للأداة المالية.‏ 

‏"نقد وأرصدة لدى البنوك"‏ و"مبالغ محتفظ بها من قبل الشركة الأم"‏ و"ذمم تجارية مدينة وأخرى"‏ و"مستحق 

على النقد بالصندوق والحسابات الجارية لدى البنوك.‏ 

11 

40







.3 

أساس التجميع 

25). إيضاح 

تتضمن هذه البيانات المالية المجمعة البيانات المالية لكل من الشركة والشركات التي تخضع لسيطرة الشركة ‏(شركاتها التابعة)‏ ‏(انظر 

أنشطتها.‏ 

تتحقق السيطرة عندما يكون للشركة القدرة على التحكم في السياسات المالية والتشغيلية للشركة التابعة بحيث تستفيد من 

إن نتائج الشركات التابعة التي يتم شراءها أو بيعها خلال السنة تدرج ضمن بيان الدخل المجمع اعتبارا ً من تاريخ السيطرة الفعلية أو حتى 

التاريخ الفعلي لبيع الشركة التابعة،‏ متى كان ذلك مناسبا ً.‏ 

يتم عند الضرورة عمل تعديلات على البيانات المالية للشركات التابعة لتوحيد سياساتها المحاسبية مع السياسات المحاسبية المطبقة من قبل 

أعضاء المجموعة الآخرين.‏ 

يتم عند التجميع استبعاد كافة المعاملات والأرصدة والإيرادات والمصروفات بين شركات المجموعة.‏ 

يتم تحديد الحصص غير المسيطرة في صافي أصول الشركات التابعة المجمعة 

‏(فيما عدا الشهرة)‏ بصورة منفصلة عن حقوق ملكية 

المجموعة في هذه الشركات التابعة.‏ وتتكون الحصص غير المسيطرة من قيمة تلك الحصص بالتاريخ الأصلي لاندماج 

ادناه)‏ والحصة غير المسيطرة في التغيرات في حقوق الملكية من تاريخ الاندماج.‏ 

الأعمال ‏(انظر 

يتم تحديد الأرباح والخسائر العائدة لمالكي الشركة الأم والحصص غير المسيطرة بحسب نسبة حصص ملكيتهم حتى لو نتج عن ذلك 

عجز في رصيد الحصص غير المسيطرة.‏ 

إن التغير في حصة ملكية شركة تابعة بدون أن ينتج عن ذلك تغير في السيطرة يتم المحاسبة عنه على أنه معاملة حقوق الملكية.‏ 

اندماج أعمال 

10 

يتم المحاسبة عن حيازة الشركات التابعة والأعمال التي لا تخضع لسيطرة مشتركة باستخدام طريقة الحيازة.‏ تقاس تكلفة الحيازة وفقا ً 

لمجموع المقابل المحول والمقاس بالقيمة العادلة بتاريخ الحيازة وقيمة أي حصص غير مسيطرة في الشركة المشتراة.‏ في كل اندماج 

أعمال،‏ تقوم الشركة المشترية بقياس الحصة غير المسيطرة في الشركة المشتراة إما بالقيمة العادلة أو وفقا ً للحصة التناسبية من صافي 

أصول الشركة المشتراة القابلة للتحديد.‏ تدرج التكاليف المتعل ّقة بالحيازة في بيان الدخل المجمع عند تكبدها.‏ 

حينما يكون ملائما ً،‏ تتضمن تكلفة الحيازة أي أصول أو التزامات ناتجة عن ترتيبات مبالغ محتملة وتقاس بقيمتها العادلة في تاريخ 

الحيازة.‏ يتم تعديل التغيرات اللاحقة في هذه القيم العادلة لاحقا ً مقابل تكلفة الحيازة حينما يعتد بها كتعديلات فترة القياس.‏ أما باقي 

التغيرات اللاحقة في القيمة العادلة للمبالغ المحتملة المصنفة كأصول أو التزامات فيتم المحاسبة عنها وفقا ً للمعايير الدولية لإعداد التقارير 

المالية ذات الصلة.‏ لا يتم الاعتراف بالتغيرات في القيمة العادلة للمبالغ المحتملة المصنفة كحقوق ملكية.‏ 

يتم الاعتراف بأصول والتزامات الشركة المشتراة القابلة للتحديد والتزاماتها المحتملة التي تنطبق عليها شروط الاعتراف وفقا ً للمعيار 

الدولي لإعداد التقارير المالية 

‏(المعدل في 3 

(2008 

التصرف)‏ المصنفة كمحتفظ بها بغرض البيع وفقا ً للمعيار الدولي لإعداد التقارير المالية 

البيع والعمليات المتوق ّفة"،‏ والتي تقاس بالقيمة العادلة ناقصا ً تكاليف البيع والضريبة المؤجلة.‏ 

وفقا ً لقيمها العادلة بتاريخ الحيازة باستثناء الأصول غير المتداولة ‏(أو مجموعات 

– 5 ‏"الأصول غير المتداولة المحتفظ بها برسم 

إذا لم تكتمل المحاسبة المبدئية لاندماج الأعمال مع نهاية فترة التقرير التي يحدث فيها الاندماج،‏ تقوم المجموعة بالإفصاح عن المبالغ 

الانتقالية للبنود التي لم تكتمل محاسبتها.‏ يتم تعديل هذه المبالغ الانتقالية خلال فترة القياس ‏(انظر أدناه)،‏ أو يتم الاعتراف بالأصول أو 

الالتزامات الإضافية لتظهر المعلومات الجديدة التي تم الحصول عليها حول الحقائق والظروف السائدة في تاريخ الحيازة والتي،‏ لو تم 

العلم بها،‏ لأثرت على المبالغ التي تم الاعتراف بها منذ ذلك التاريخ.‏ 

إن فترة القياس هي الفترة من تاريخ الحيازة حتى التاريخ الذي حصلت فيه المجموعة على المعلومات الكاملة حول الحقائق والظروف 

السائدة منذ تاريخ الحيازة وينبغي ألا تتجاوز سنة واحدة.‏ 

حينما تحصل عملية اندماج الأعمال على مراحل،‏ يتم إعادة قياس حصص المجموعة التي كانت تمتلكها في المنشأة المشتراة وفقا ً للقيمة 

العادلة بتاريخ الحيازة ‏(أي عندما تتحقق سيطرة المجموعة)،‏ ويتم الاعتراف بالربح أو الخسارة الناتجة،‏ إن وجدت،‏ في بيان الدخل 

المجمع.‏ أما المبالغ الناتجة عن الحصص في الشركة المشتراة قبل تاريخ الحيازة والتي تم الاعتراف بها ضمن حقوق الملكية فيتم إعادة 

تصنيفها إلى بيان الدخل المجمع،‏ حيث يكون ذلك مناسبا ً لو تم استبعاد تلك الحصص.‏ 

39





2. تطبيق المعايير المعدلة ‏(تتمة)‏ 

• 

معايير صدرت ولم يبدأ سريانها بعد 

بتاريخ التصريح بإصدار هذه البيانات المالية المجمعة،‏ كانت المعايير التالية قد صدرت ولكن لم يبدأ سريانها بعد:‏ 

معيار المحاسبة الدولي 1 ‏(المعدل)‏ عرض البيانات المالية 

1 

يسري على الفترات السنوية اعتبارا ً من أو ما بعد 

2011 يناير 

• 

معيار المحاسبة الدولي 

12 ‏(المعدل)‏ ضريبة الدخل 

1 



• 


الأطراف ذات العلاقة 

24 

‏(المعدل)‏ الإفصاحات عن 

1 



• 


المجمعة والمنفصلة 


العرض 

27 

‏(المعدل)‏ البيانات المالية 

1 


2010 يوليو 

32 

‏(المعدل)‏ الأدوات المالية:‏ 

1 


2010 فبراير 

• 

المعيار الدولي لإعداد التقارير المالية 

الأعمال 

3 

‏(المعدل)‏ اندماج 

1 


2010 يوليو 

• 


المالية:‏ الإفصاحات 

7 

‏(المعدل)‏ الأدوات 

1 



• 


التصنيف والقياس 

9 الأدوات المالية:‏ 

1 



• 

تحسينات على المعايير الدولية لإعداد التقارير المالية 

الصادرة في 

1 

2010 


يوليو 

2010 و‎1‎ يناير 2011، حسب الاقتضاء 

تتوق ّع إدارة المجموعة أن تطبيق هذه المعايير متى كانت قابلة للتطبيق وبدأ سريانها في الفترات المستقبلية لن يؤثر بشكل مادي جوهري 

على البيانات المالية المجمعة للمجموعة في فترة بدء التطبيق.‏ 

السياسات المحاسبية الهامة 

بيان الالتزام 

لقد تم إعداد هذه البيانات المالية المجمعة وفقا ً للمعايير الدولية لإعداد التقارير المالية ومتطلبات القرار الوزاري رقم 18 لعام 1990. 

.3 

أساس الإعداد 

أعدت هذه البيانات المالية المجمعة وفقا ً لمبدأ التكلفة التاريخية.‏ 

إن السياسات المحاسبية الهامة المتبعة مبينة أدناه.‏ 

9 

38

ىعل 





التأسيس والأنشطة الرئيسية 

تم تسجيل الشركة الكويتية للإستكشافات البترولية الخارجية 

البترول الكويتية 

الصفاة،‏ 

- 

13053 

• 

ش.م.ك.‏ 

‏(مقفلة)‏ ‏("الشركة")‏ كشركة تابعة مملوكة بالكامل لمؤسسة 

(“KPC”) ‏("الشركة الأم")‏ في دولة الكويت في سنة 1981. إن عنوان الشركة المسجل هو صندوق بريد 5291 

– دولة الكويت.‏ 

تتمثل الأنشطة الرئيسية للشركة وشركاتها التابعة ‏(يشار إليهم مجتمعين ب ‏"المجموعة")‏ في مجال الاستكشافات وتطوير النفط والغاز 

خارج دولة الكويت.‏ 

تمت الموافقة على إصدار هذه البيانات المالية المجمعة من قبل رئيس 

مجلس الإدارة ونائب العضو المنتدب نيابة عن مجلس الإدارة 

بت اريخ 

20 أبريل 2011. إن الجمعية العمومية لها صلاحية تعديل تلك البيانات المالية المجمعة بعد إصدارها.‏ 

تطبيق المعايير المعدلة 

تنقيحات وتعديلات على المعايير الدولية لإعداد التقارير المالية بدأ سريانها خلال السنة الحالية 

خلال السنة،‏ قامت المجموعة بتطبيق التنقيحات والتعديلات التالية على المعايير الدولية لإعداد التقارير المالية الصادرة عن مجلس معايير 

المحاسبة الدولية والتي تتعلق بعملياتها والمطبقة على البيانات المالية المجمعة للمجموعة التي تبدأ في أو ما بعد 1 يناير 2010. 

المعايير 


3 ‏(المعدل)‏ 

• 


1 

• 


‏(المعدل)‏ 


• 



• 



• 



• 



• 



اندماج الأعمال 

عرض البيانات المالية 

بيانات التدفقات النقدية 

عقود الإيجار 

البيانات المالية المجمعة والمنفصلة 

الحصص في المشاريع المشتركة 

انخفاض قيمة الأصول 

الأدوات المالية:‏ الاعتراف والقياس 

.1 

.2 

8 

لم ينتج عن تطبيق تلك المعايير والتفسيرات أي تعديل على السياسات المحاسبية للمجموعة،‏ باستثناء المعيار الدولي للتقارير المالية 

‏(المعدل)‏ اندماج الأعمال ومعيار المحاسبة الدولي 27 ‏(المعدل)‏ البيانات المالية المجمعة والمنفصلة كما هو مبين أدناه:‏ 

المعيار الدولي للتقارير المالية 

3 ‏(المعدل)‏ ‏"اندماج الأعمال"‏ 

تم خلال السنة الحالية تطبيق المعيار الدولي للتقارير المالية 

الحيازة في أو بعد 

3 

(2008) 3 

2010 يناير 1 

بأثر مستقبلي على عمليات اندماج الأعمال حيث يكون تاريخ 

وفقا ً للأحكام الانتقالية ذات الصلة.‏ ويتطلب المعيار المعدل أن يتم المحاسبة عن التكاليف المتعلقة 

بالحيازة بشكل منفصل عن اندماج الأعمال،‏ مما يؤدي عامة ً إلى تحقق تلك التكاليف كمصروف في بيان الدخل المجمع عند تكبدها،‏ والتي 

كان يتم المحاسبة عنها من قبل كجزء من تكلفة الحيازة.‏ ويسمح المعيار المعدل بخيار قياس الحصص غير المسيطرة ‏(سابقا ً:‏ ‏"حصص 

الأقلية")‏ لكل معاملة على حدة بتاريخ الحيازة وفقا ً إما للقيمة العادلة أو نصيب الحصص غير المسيطرة من صافي الأصول المحققة 

والمحددة في الشركة المشتراة.‏ وإذا تم اندماج الأعمال على مراحل،‏ يعاد قياس حصة ملكية الشركة المشترية المحتفظ بها قبل الحصول 

السيطرة وفقا ً للقيمة العادلة بتاريخ الحصول على السيطرة ويسجل أي ربح أو خسارة في بيان الدخل المجمع.‏ ت َمث َلَ‏ أثر تطبيق 

المعيار المعدل في استبعاد تكاليف الحيازة البالغة 

‏(انظر إيضاح 

71 

(26 


والتي كان سيتم إضافتها وفقا ً للمعيار السابق إلى تكلفة اندماج الأعمال.‏ 

27 ‏(المعدل)‏ ‏"البيانات المالية المجمعة والمنفصلة"‏ 

ألف دينار كويتي والتي تتعل ّق بحيازة شركة شيل أبستريم جاز هولدينجز بي.‏ يف 

أثر المعيار المعدل بصفة خاصة على السياسات المحاسبية للمجموعة بالنسبة للتغيرات في حصص الملكية في شركاتها التابعة ولم يؤدي 

إلى خسارة السيطرة.‏ وفي السنوات السابقة وفي ظل غياب متطلبات محددة للمعايير الدولية لإعداد التقارير المالية،‏ كان يتم معاملة الزيادة 

في الحصص في الشركات التابعة الحالية بنفس الطريقة كما لو كانت حيازة شركات تابعة مع تسجيل الشهرة أو ربح الشراء بأسعار 

منخفضة،‏ إن كان ذلك ملائما ً،‏ بالنقص في الحصص في الشركات التابعة الحالية والتي لا تتضمن فقدان السيطرة،‏ ويتم تسجيل الفرق بين 

المقابل المقبوض والتعديل على الحصص غير المسيطرة في بيان الدخل المجمع.‏ ووفقا ً لمعيار المحاسبة الدولي 

زيادة أو نقص يتم معاملتها ضمن حقوق الملكية دون أي أثر على الشهرة،‏ أو بيان الدخل المجمع.‏ 

27 

(2008)، فإن أي 

37


بيان التدفقات النقدية المجمع 



2009 

2010 

أنشطة تشغيلية 

ربح السنة قبل الضرائب ومكافأة أعضاء مجلس الإدارة 

إيضاح 



54,339 

75,012 

34,903 

1,985 

1,703 

(192) 

1,796 

92,840 

87,166 

26,115 

33,149 

1,909 

(357) 

626 

9 

9 

18 

تعديلات ل:‏ 

استهلاك واستنفاذ وإطفاء 

شطب مصاريف استكشافات 


تخفيض الخصم على مخصص الإزالة 

إيرادات فوائد 

تكاليف تمويل 

28 

28 

551 

(44) 

(5) 

606 

‏(عكس مخصص)/مخصص ديون مشكوك في تحصيلها 

‏(عكس مخصص)/مخصص بنود بضاعة متقادمة وبطيئة الحركة 

مخصص مكافأة نهاية خدمة الموظفين 

170,153 

23,303 

(4,202) 

(3,002) 

29,270 

242,005 

(19,952) 

(1,618) 

(16,386) 

(26,227) 

‏(الزيادة)/النقص في ذمم تجارية مدينة وأخرى 

الزيادة في البضاعة 

النقص في ذمم تجارية دائنة وأخرى 

التغير في المستحق من/إلى الشركة الأم وشركات شقيقة 

بالصافي - 

215,522 

(52,389) 

(43) 

(47) 

177,822 

(12,723) 

(18) 

(52) 

النقد الناتج من العمليات 

المدفوع لضريبة الدخل 

المدفوع لمكافأة نهاية خدمة الموظفين 

المدفوع لمكافأة أعضاء مجلس الإدارة 

163,043 

165,029 

صافي النقد الناتج من الأنشطة التشغيلية 

أنشطة استثمارية 

- 

(775) 

- 

(149,533) 

192 

(7,015) 

(916) 

(19,288) 

(127,846) 

357 

26 

الزيادة في أموال محتفظ بها من قبل الشركة الام 

شراء أصول ثابتة أخرى 

حيازة شركة تابعة 

صافي إضافات لممتلكات النفط والغاز 

فوائد مستلمة 

(150,116) 

(154,708) 

صافي النقد 

المستخدم في الأنشطة الاستثمارية 

أنشطة تمويلية 

- 

(1,796) 

(27,655) 

(622) 

النقص في قرض طويل الأجل 

تكاليف تمويل مدفوعة 

(1,796) 

(28,277) 

صافي النقد 

المستخدم في الأنشطة التمويلية 

1,135 

12,249 


12,266 

8,120 

(5,707) 

20,386 

صافي ‏(النقص)/الزيادة في النقد والنقد المعادل 

النقد والنقد المعادل في بداية السنة 

20,386 

14,679 

5 

النقد والنقد المعادل في نهاية السنة 

36 

8 

المجمعة.‏ المجمعة . 

المالية المالية 

البيانات البيانات 

هذه من هذه 

يتجزأ من يتجزأ 

جزءاً‏ ال جزءا ً لا 

تشكل تشكل 

إلى 65 إلى 

الصفحات من 37 الصفحات من 

على المبينة على 

المبيّنة المرفقة 

المرفقة الإيضاحات 

إن اإليضاحات إن 

7 

36


بيان التغيرات في حقوق الملكية المجمع 



احتياطي 

احتياطي ترجمة 

أرباح 

رأس المال 

احتياطي قانوني 

اختياري 

عملات أجنبية 

محتفظ بها 








كويتي 

كويتي 

كويتي 

كويتي 

كويتي 

277,085 

24,174 

(17,889) 

35,400 

35,400 

200,000 

الرصيد في 

1 يناير 2009 

29,165 

29,165 

- 

- 

- 

- 

ربح السنة 

27,904 

- 

27,904 

- 

- 

الدخل الشامل الآخر للسنة - 

57,069 

29,165 

27,904 

- 

- 

إجمالي الدخل الشامل للسنة - 

(24,174) 

(24,174) 

- 

- 

- 

- 

توزيعات أرباح 

- 

(5,846) 

- 

2,923 

2,923 

المحول إلى الاحتياطيات - 

309,980 

23,319 

10,015 

38,323 

38,323 

200,000 



44,529 

44,529 

- 

- 

- 

- 


(2,812) 

- 

(2,812) 

- 

- 

الدخل الشامل الآخر للسنة - 

41,717 

44,529 

(2,812) 

- 

- 

إجمالي الدخل الشامل للسنة - 

(23,319) 

(23,319) 

- 

- 

- 

- 

توزيعات أرباح 

- 

(8,906) 

- 

4,453 

4,453 

المحول إلى الاحتياطيات - 

328,378 

35,623 

7,203 

42,776 

42,776 

200,000 



إن اإليضاحات المرفقة المبيّنة على الصفحات من 37 إلى 65 تشكل جزءاً‏ ال يتجزأ من هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

إن الإيضاحات المرفقة المبينة على الصفحات من 8 إلى 36 تشكل جزءا ً لا يتجزأ من هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

35

5 


بيان الدخل الشامل المجمع 



2009 

2010 

إيضاح 



29,165 

44,529 


الدخل الشامل الآخر 

27,904 

(2,812) 

فروقات ترجمة عملات أجنبية 

27,904 

(2,812) 

‏(الخسارة)/الدخل الشامل الآخر للسنة 

57,069 

41,717 

32 

إجمالي الدخل الشامل للسنة 

8 

إن إن اإليضاحات الإيضاحات المرفقة المرفقة المبيّنة المبينة على على الصفحات الصفحات من من 37 إلى إلى 65 تشكل تشكل جزءا ً جزءاً‏ لا ال يتجزأ يتجزأ من من هذه هذه البيانات البيانات المالية المالية المجمعة.‏ المجمعة.‏ 

36 

34

الشركة الكويتية للاستكشافات البترولية 

بيان الدخل المجمع 



الخارجية ش.م.ك.‏ ‏(مقفلة)‏ وشركاتها التابعة 

2009 

2010 

إيضاح 



235,401 

311,840 

16 

الإيرادات 

(131,156) 

(153,993) 

17 

تكلفة المبيعات 

104,245 

157,847 

مجمل الربح 

(34,903) 

(26,115) 

شطب مصاريف استكشافات 

(1,985) 

(33,149) 

18 


(7,744) 

(9,777) 

مصاريف عمومية وإدارية 

(44,632) 

(69,041) 

59,613 

88,806 

ربح العمليات 

(1,703) 

(1,909) 

11 

تخفيض الخصم على مخصص الإزالة 

192 

357 

إيرادات فوائد 

2,191 

3,899 

23 

إيرادات أخرى 

(4,158) 

2,313 

ربح/(خسارة)‏ ترجمة عملات أجنبية 

(1,796) 

(626) 

تكاليف تمويل 

54,339 

92,840 

ربح السنة قبل الضرائب ومكافأة أعضاء مجلس الإدارة 

(25,113) 

(48,261) 

19 

مصروف ضريبة الدخل 

29,226 

44,579 

الربح قبل مكافأة أعضاء مجلس الإدارة 

(61) 

(50) 

مكافأة أعضاء مجلس الإدارة 

29,165 

44,529 


إن الإيضاحات المرفقة المبينة على الصفحات من 8 إلى 36 تشكل جزءا ً لا يتجزأ من هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

4 

إن اإليضاحات المرفقة المبيّنة على الصفحات من 37 إلى 65 تشكل جزءاً‏ ال يتجزأ من هذه البيانات المالية المجمعة.‏ 

33

الشركة الكويتية لالستكشافات البترولية الخارجية ش.م.ك.‏ ‏)مقفلة(‏ 

وشركاتها التابعة 

البيانات المالية المجمعة وتقرير مراقب الحسابات المستقل 

للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 2010 

الفهرس الصفحة 

31 

تقرير مراقب الحسابات المستقل 32 بيان المركز المالي المجمع في 31 ديسمبر 2010 

33 بيان الدخل المجمع للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 2010 

34 بيان الدخل الشامل المجمع للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 2010 

35 بيان التغيرات في حقوق الملكية المجمع للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 2010 

36 بيان التدفقات النقدية المجمع للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 2010 

إيضاحات حول البيانات المالية المجمعة للسنة المنتهية في 31 ديسمبر 65-37 2010 

30



القطاع البحري التاسع 

قطاع مارين 9 البحري الواقع في إقليم غني بالنفط 

بالقرب من حقول نفطية تم تطويرها ويغطي 

القطاع مساحة تصل إلى 1044 كيلومتر مربع 

يتراوح عمقها بين 400 الي 1500 مترا.‏ واصبح 

اول بئر استكشافي تم حفره بواسطة المشروع 

المشترك Frida-1 متوقفاً،‏ حيث انسحبت شركة 

برمير المشغلة من المنطقة وتم توزيع فائدتها التي 

بلغت 35% بين شركة كوفبك وشركة اوفير.‏ ووافق 

مجلس ادارة كوفبك في اكتوبر 2010 علي زيادة 

فائدة حصص كوفبك علي ان تحل شركة اوفير محل 

بريمير كمشغل.‏ وما زالت المناقشات حول انجاز 

اإلعمال وتقاسم الحصص جارية مع السلطات 

القانونية بالكونغو حتي نهاية 2010. 

ووافقت السلطات القانونية علي فترة تمديد 

لمدة 12 شهر للمرحلة االستكشافية االولي ‏)من 

5 اكتوبر 2010 الي 4 اكتوبر 2011(. وطالب 

الشركاء التمديد إلعطاء المزيد من الوقت من اجل 

التفاوض مع السلطات القانونية لتعديل الشروط 

المالية للتاكد من الفائدة التجارية المتحققة . 

‏)كوفبك 27%( 


القطاع 28/3 بحقل إيلكي 

حصلت شركة كوفبك من شركة بتروفاك على حصة 

قدرها 30% في القطاع 3/28 قبالة شواطئ البحر 

الشمالي والتي تشمل حقل ايلكي قبل التطوير.‏ 

يتكون حقل إيلكي النفط من الثقيل باحتياطي 

يقدر ب 4.5 مليون برميل وإمكانات إضافية أخرى.‏ 

‏)كوفبك 30% ) 

29


وادان - موريتانيا 

PSC‏)كوفبك A )13.084% 

PSC‏)كوفبك B 11.630%( و 

شنقيط EEA‏)كوفبك 10.234%( 

يشمل عقد استكشاف شينجويتي الحصري حقل 

شينجويتي النفطي الذي بلغ متوسط اإلنتاج 

للنفط فيه 678 برميل نفط يومياً‏ في عام 2010. 

و يشمل العقد كذلك استكشاف النفط .Tevet تم 

السيطرة جزئياً‏ علي انخفاض متوسط إنتاج النفط 

بحقل شينجويتي في عام 2009 وذلك عن طريق 

تحسين أنشطة اإلنتاج الفاعلة.‏ واستمرت المشاريع 

المشتركة في بذل الجهود في عام 2010 لزيادة 

إنتاج الحقل مما يطيل عمره ألعوام عدة.‏ والتي 

تكللت بالنجاح.‏ وحاليا يتم دراسة خيار إيقاف العمل 

في هذا الحقل مستقبال.‏ 

يغطي عقد PSC A منطقة المياه الضحلة بالقطاعات 

التي تشمل ‎3‎و‎4‎و‎5‎ وتضم حقل باندا الغازي 

‏)المحاط بطوق نفطي(.‏ ويغطي عقد BCB منطقة 

المياه العميقة للقطاعين 4,5 ويضم استكشافات 

تيوف و/‏ لبيدنا النفطية.وتم اكمال وتسليم 

دراسات تطوير استكشاف باندا للغاز الي الحكومة 

في االول من يوليو 2010. في الوقت الذي يجري 

العمل فيه للتغلب علي التحديات المالية والتجارية 

قبل اإلعالن عن اآلفاق التجارية.‏ 

لقد انتهت عقود PSC A,PSC B في 31 يوليو 

2009 و‎20‎ يوليو 2009. وتحاول األطراف المشاركة 

اآلن التفاوض لتمديد فترة االستكشافات الحالية 

لكال PSC S لتكملة حقوقهم في االستكشافات 

الحالية واإلمكانيات االستكشافية المتبقية.‏ ولقد 

وافقت الحكومة الموريتانية علي منح تمديد 

مشروط في تقاسم اإلنتاج الحالية حتى الوصول 

إلى نتائج نهائية من المفاوضات الحالية.‏ 

28

تونس 

تعود بدايات نشاط كوفبك في تونس ألكثر من 

عقدين من الزمن.‏ 

امتياز شمال القيروان وسيدي الكيالني - تونس 

شمال القيروان 

تم منح امتياز شمال القيروان في عام 1984. وقد 

تم تجديد مدة االستكشاف األولية عدة مرات من 

قبل السلطات التونسية.‏ وتعتبر الفترة االستكشافية 

الحالية أول تمديد للتجديد الرابع )11 يوليو 2008 

الي 10 يوليو 2011(. حيث تم إنجاز حفر البئر 

اإللزامي)‏well )the BBJ-1 وإجراء عمليتي مسح 

زلزالي ثنائي األبعاد لمساحة 450 كيلومتر في عام 

2010. ومما يؤسف له هو ان البئر )BBJ-1( تعطل 

في أكتوبر 2010 نتيجة تعرضه لتراكمات ملحية 

غير متوقعة . وتقوم األطراف المشاركة بتقييم 

اإلمكانيات الكامنة في القطاع و اتخاذ قرار بشأن 

طلب تجديد يتم تنفيذه في النصف االول من 

.2011 

‏)كوفبك:‏ 50%( 

سيدي الكيالني 

ينتج حقل سيدي الكيالني نفطا خاما يتميز بجودة 

عالية ومعدل ثقله اليومي البالغ .API 39 واستمر 

الحقل في اإلنتاج المستقر خالل عام 2010 بمتوسط 

إنتاج للنفط بلغ 234 برميل نفط يومياً.‏ وتم إجراء 

دراسة تقنية تقييميه في عام 2010 والتي حددت 

مواقع حفر جديدة ممكنة التي تستهدف كال من 

المواقع الضحلة ‏)ليتم تطويرها(‏ والمواقع العميقة 

‏)ليتم استكشافها(‏ وسيتم اختبارها خالل عام 

.2011 

‏)كوفبك:‏ 22.5%( 


القطاع CI‏)كوفبك:‏ 24 )33.75% – القطاع CI 102 ‏)كوفبك:‏ )27% 

هذا القطاعان عبارة عن امتيازين استكشافيين،‏ في 

حين بلغ القطاع CI 24 في مرحلته االستكشافية 

للنهائية.‏ حيث تم بدء حفر البئر االستكشافي Vir- 

P&A’d في 24 يوليو 2010. كما بدأ الحفر في go-1 

في السابع عشر من سبتمبر 2010. كما تم اإلعالن 

عن بئر Virgo-1 بأنه استكشاف غازي في 15 أكتوبر 

2010 ونتيجة لذلك تم منح تمديد لمدة 6 شهور 

بناء على طلب لتقييم اإلمكانات االستكشافية في 

المنطقة.‏ ولو تقدمت األطراف المشاركة بطلب 

إلجراء عمليات تقييم للمنطقة وتم منح ذلك من 

قبل السلطات القانونية فأن المشروع المشترك 

سيحصل على مدة 4 سنوات لتقييم االستكشاف 

واإلعالن عن جدواه االقتصادية.‏ 

انتهت فترة التمديد األولى البالغة 12 شهر في 

المرحلة االستكشافية األولى للقطاع CI 102 في 

العاشر من ديسمبر 2010. وقد طلبت األطراف 

المشاركة فترة تمديد ثانية لمدة 12 شهر للتقييم 

الجيولوجي والجيوفيزيائي للقطاع وذلك بسبب 

استكشافات الغاز بالبئر .Virgo-1 والشركة 

تنتظر حاليا الرد الحكومي الذي تأخر نتيجة لعدم 

االستقرار السياسي في ساحل العاج.‏ 

27

غرب المتوسط قطاع -1 

‏)كوفبك:‏ 10%( 

تركزت جهود الشركاء في عام 2010 حول تطوير 

اإلمكانيات في استكشاف ‏“إلكين”‏ بالتعاون مع 

الشركاء الذين يعملون جنبا إلى جنب على تطوير 

استراتيجية مستمرة قابلة للتطبيق في القطاع.‏ 

خليج السويس - المشاريع البحرية 

جيسوم و غرب طويلة 

‏)كوفبك:‏ 40%( 

قيمت الشركة المشغلة بتروغلف مصر في 

عام 2008/2009 عمليات الحفر وأجرت دراسات 

لمكامن متعددة خالل 2010 من اجل تعزيز عمليات 

االستكشاف االستغالل المستمرة في القطاع.‏ كما 

تواصلت عملية الصيانة بالبئر لتالفي أي تحديات في 

االنتاج والتي تشمل انخفاض معدل انتاج الغاز من 

المكامن الموجودة والتحكم في الماء المنتج.‏ وتم 

االتفاق علي برنامج تطوير وحفر كبير في عام 

2010، والمخطط البدء بتنفيذه في العام 2011. 

بلغ متوسط االنتاج من النفط في هذا القطاع 

خالل عام )1,689( 2010 برميل نفط مكافئ.‏ 



قطاع - B 

‏)كوفبك:‏ 27.5%( 

تمتد تجربة كوفبك في السودان في قطاع B ‏)الذي 

يقوم بتشغيله شركة توتال(.‏ لفترة تربو على 

عقدين . حيث ركزت جهود الشركات المشاركة عام 

2010 على إنجاز القطاع ‏“ب”‏ واستكملت عملية 

تخصيص حصة مشاركة بنسبة 10% لصالح شركة 

نايل بت ‏)التي تمثل مصالح جنوب السودان(‏ . حدث 

تأخر واضح في العمل نتيجة لالستفتاء على انفصال 

الجنوب عن الشمال المقرر في يناير 2011. 

26

الصحراء الغربية - المشاريع البرية 

غرب سيترا 

‏)كوفبك:‏ 25% ) 

تواصلت عمليات اإلنتاج خالل عام 2010 من 

امتياز التطوير لقطاع غرب سيترا الذي تقوم 

على تشغيله شركة شل بمتوسط إنتاج قدره 34 

برميل نفط مكافئ في اليوم.‏ وقد وافق مجلس 

إدارة كوفبك على الدخول في الفترة االستكشافية 

الثالثة من )10 مايو 2010 وحتى 9 مايو 2012( مع 

االلتزام بحفر بئر استكشافي ‏)ومن المقرر حاليا 

حفر هذا البئر في الربع الثاني من العام 2011(، 

فيما يتوقف البرنامج الخاص بالعام 2012 على 

نتائج البئر الذي سيتم حفره في العام 2011. 

راس كنايس 

استمر اإلنتاج من راس كنايس في الصحراء 

الغربية ‏)الذي تقوم بتشغيله شركة أباتشي(‏ 

خالل عام 2010 بمتوسط إنتاج قدره 127 برميل 

نفط مكافئ في اليوم.‏ سيتم إضافة البئر برنس 

‏)بئر )Prince-1 لإلنتاج خالل النصف األول من 

عام 2011. تم اختبار إنتاج هذا البئر في 2009 

بمعدل يفوق 40 مليون قدم مكعب في اليوم 

من الغاز الطبيعي و 1,600 برميل مكثفات في 

اليوم من مكمنين مختلفين.‏ و تم بدء الحفر في 

البئر االستكشافي RK-8 في 29 نوفمبر 2010. 

وسيتم بدء الحفر في بئر RK-9 التقيمي وبئر 

RK-2 المنتج في فبراير 2011. وتخطط األطراف 

المشاركة في هذا المشروع المشترك لتقديم 

خطة عمل طموحة للسلطات القانونية كجزء من 

طلبها الخاص بتمديد الرخصة في سبتمبر 2011. 

‏)كوفبك:‏ 36.36%( 

دلتا النيل - المشاريع البحرية 

شمال البردويل 

‏)كوفبك:‏ 36%( 

لقد أنجزت شركة البترول المصرية العالمية 

المشغلة المرحلة األولى من التطوير وذلك من 

خالل وضع استكشافي أسد وزراف قيد اإلنتاج 

خالل شهر أغسطس 2009. وقد بلغ متوسط 

اإلنتاج من هذين الحقلين 3,259 برميل نفط 

مكافئ في اليوم خالل عام 2010. ومع االنتهاء 

من عملية التطوير األولية للمنطقة،‏ فليس من 

المزمع التخطيط ألية أنشطة رئيسية في هذا 

الحقل خالل عام 2011. وسيتم تقييم احتماالت 

التخطيط ألية أعمال تطويرية تعويضية خالل 

عامي 2011/2012. 

تينة 

‏)كوفبك:‏ 36%( 

يعتبر قطاع تينة الذي تنفذه شركة البترول 

المصرية العالمية في المرحلة االستكشافية الثالثة 

)8 يونيو 2010 الي 7 يونيو 2012( والتي تشتمل 

على حفر بئرين استكشافيين إلزاميين.‏ وقد تم 

اتخاذ القرار بالدخول في المرحلة االستكشافية 

الثالثة والنهائية من أجل تأكيد إمكانياته وآفاقه 

التجارية،‏ حيث أسفر الحفر حتى اليوم عن اكتشاف 

حقلين هامشيين للغاز الطبيعي هما 

.)the Nardine-1 well and the Seridia-1 well( 

وكال الحقلين يحتاج إلى المزيد من التقييم لتحديد 

اآلفاق التجارية.‏ 

25

أفريقيا منطقة 

لقد ركزت المنطقة اإلفريقية خالل عام 2010 

على تمكين وتنفيذ برنامجها االستكشافي طويل 

األمد.تم حفر آبار رئيسة في قطاعات تينة وشمال 

القيروان وساحل العاج التي أدت إلى استكشاف 

حقلي غاز لكن األمر يتطلب إجراء عملية التقييم 

من أجل تحديد اآلفاق التجارية.‏ قامت كوفبك 

بتمديد العقود)‏ الفترات االستكشافية التالية(‏ 

في قطاعات التينة وسترة الغربية.ومؤخرا تم 

بذل جهود كبيرة لتأمين وتمديد مصالح الشركة 

في قطاع الكونغو البحري‎9‎ وقطاع السودان B 

وقطاعي ساحل العاج CI-24 و CI-102‎‏.لقد 

أتمت المنطقة األفريقية حفر أول بئر كمشغل 

بعد غياب سنوات عديدة وهو بئر شمال القيروان 

BBJ-1 كما استكملت اإلجراءات النهائية الختبار 

اإلمكانات الكامنة في حقل SLK خالل 2011 

عن طريق حفر بئر SLK-13‎العميق التابع 

لشركة كوفبك.‏ كان متوسط اإلنتاج في المنطقة 

اإلفريقية خالل )6,020( 2010 برميل نفط 

مكافئ في اليوم مقارنة بمتوسط اإلنتاج لعام 

2009 الذي بلغ 4,375 برميل نفط مكافئ في 

اليوم.‏ وتجري اإلجراءات من أجل جعل اكتشاف 

‏“برنس”‏ في قطاع راس كنايس قيد اإلنتاج في 

النصف األول من 2011. 

مصر 

تشارك كوفبك في مصر في عدد من المشاريع 

التي تتراوح ما بين االستكشاف و التطوير واإلنتاج 

وتندرج ما بين مشاريع برية في الصحراء الغربية،‏ 

وبحرية في دلتا النيل وخليج السويس.‏ 

قلعة قايتباي - االسكندرية - مصر 

24

للغاز الطبيعي وقد تم تحقيق الكثير من االهداف 

الرئيسية للمشروع في عام 2010 وذلك تمهيدا 

للوصول للقرار االستثماري النهائي ضمن مشروع 

ويتستون للغاز الطبيعي المسال الذي سيتم تنفيذه 

بواسطة شيفرون.‏ 

كما تم توقيع مجموعة من االتفاقيات في احتفالية 

في التاسع من ديسمبر في بيرث.‏ 

بدأ العديد من المستوردين خالل عام 2010 باجراء 

مناقشات ودراسات حول مبيعات الغاز المسال وشراء 

قطاع WA-191-P 

‏)كوفبك:‏ 33.4%( 

من المقرر حفر البئر االستكشافي Finucane 

South-1 في منتصف عام 2011. وهذا البئر 

سوف يحدد مدى إمكانية تعزيز االحتياطي ومن ثم 

حصص من حقل WA-356P مع الشركاء.‏ ونتيجة 

لذلك تم انجاز عدد من العقود الرئيسة وتوقيعها.‏ 

وسوف تستمر االجتماعات المتعلقة بمبيعات الغاز 

الطبيعي المسال مع المستوردين وشراء الحصص 

من الشركاء في عام 2011. 

وتماشيا مع قوانين الدولة,‏ تم إصدار دراسة التأثير 

البيئي للمشروع إلفساح المجال أمام العامة للتعليق 

على تأسيس المشروع.‏ 

وضع خطة التطوير المشتركة لحقل Fietcher 

االستكشافي.‏ وفي حال نجاح المشروع سيتم 

ربطه بحقل موتينير اكستر.‏ 


‏)كوفبك:‏ 24.5%( 

تم منح امتياز لشركة BHP في عام 2009. وحسب 

االتفاقية فان الشركة وافقت على مسح زلزالي 


SC-60 

‏)كوفبك:‏ 30%( 

بالرغم من حفر البئر االستكشافي Silangan-1ST 

في الربع الثالث من عام 2010، لم يتم العثور على 

مواد هيدروكربونية.‏ و حصلت شركة شل الفلبين 

الصين 

حقل ياشينغ 

‏)كوفبك:‏ 14.7%( 

بلغ معدل صافي إنتاج كوفبك من حقل ياشينغ 

7,179 برميل نفط مكافئ في اليوم خالل عام 

2010 مقارنة ب 6,369 برميل نفط مكافئ في 

اليوم خالل عام 2009. وقد تحققت هذه الزيادة 

في اإلنتاج نتيجة لطلبات المستوردين.‏ 

وتم حفر أربع آبار إضافية في عام 2010 للمحافظة 

ثالثي األبعاد في عام 2010، في حين تقوم باتخاذ 

قرار حول إمكانية حفر بئر.‏ 

المشغلة على دراسة المسح الكهرومغناطيسي 

)CSEM( في أواخر 2010 لتقييم اإلمكانيات 

المتبقية في القطاع.‏ 

علي مستوى اإلنتاج،‏ واستكمال المناقشات مع 

CNOOC بخصوص ربط حقول Y13-4 و 

Y13-6 مع منشآت حقل ياتشينغ المشترك.‏ 

مما يتيح زيادة معدل االنتاج ل CNOOC 

واستفادة الشركاء بتعريفات مالية من جراء 

استخدام هذه المرافق والمنشآت.‏ 

23

أستراليا 

مشروع هاريت المشترك 

‏)كوفبك:‏ 19.28%( 

بلغ متوسط صافي اإلنتاج في مشروع هاريت 

المشترك 3,591 برميل نفط مكافئ في اليوم خالل 

العام 2010 مقارنة ب 3,479 لعام 2009. تم تحقيق 

هذا اإلجمالي من اإلنتاج بالرغم من الغياب التام 

لألنشطة الحفر خالل العام 2010. كما تم رصد 

ميزانية لحفر ثالث آبار جديدة وإجراء عمليات 

مسح زلزالي ثالثي األبعاد للعام 2011. 

حقل موتينير - استراليا 

حقل موتينير اكستير 

‏)كوفبك:‏ 33.4%( 

تراجع إجمالي صافي اإلنتاج في حقل موتينير 

اكستير من معدله الوسطي البالغ 2,736 برميل 

نفط مكافئ في اليوم لعام 2009 إلى 1,724 برميل 

نفط في اليوم خالل عام 2010. وهذا التقلص 

في اإلنتاج كان بسبب المشاكل التي تعرضت لها 

المضخات المغمورة في أسفل اآلبار المركبة في 


‏)كوفبك:‏ 35%( 

تواصلت عمليات الحفر االستكشافي والتقييم 

في منطقتي جوليمار وبرينولو خالل عام 2010. 

واشتملت اآلبار الناجحة التي تم حفرها خالل عام 

2010 على / SW-2 Julimar SW-1/ Julimar 

Balnaves-4 .Balnaves-3 / وسيتم تقييم النفط 

المكتشف في حقول Balnaves كمشروع منفصل،‏ 

في حين سيتم حفر بئر تطويري Deep- Balnaves 

1 في بداية 2011 ومن المقرر البدء في الدراسات 

التمهيدية التطورية للنفط المكتشف في Balnaves 

B20 Standstone خالل .2011 

الحقل والتي أدت إلى تعطل اإلنتاج بيد أن تدفق 

اإلنتاج استؤنف بعد فترة ولو بنسب منخفضة.‏ 

باإلضافة إلى ذلك،‏ تم تأجيل عمليتي إصالح 

لآلبار والتي كان مقررا لها في عام 2010 إلى عام 

2011 عندما يتوفر منصة الحفر.‏ 

وقد قام الشركاء بتحديد موقع القطاعات الخمسة 

الخاصة بتطبيق خطة التطوير ورخصة اإلنتاج في 

.WA-356-P وتمت الموافقة على القطاعات من 

الحكومة . في الوقت ذاته،‏ تم إكمال وتسليم خطة 

التنمية التمهيدية لتطوير الغاز وتسليمه لمشروع 

ويتستون للغاز المسال إلى الحكومة وتشمل هذه 

الخطه الفئات الرئيسية 2،5 لتقديرات تكلفة 

المشروع.‏ 

تسعي كوفبك لتطوير احتياطياتها من الغاز في 

قطاع WA-356-P من خالل مشروع ويتستون 

22

منطقة الشرق األقصى و أستراليا 

ما تزال منطقة الشرق األقصى وأ ستراليا تشكل 

أحد أهم مصادر توليد وتعزيز العائدات واألرباح 

بالنسبة لكوفبك.‏ وكان من أبرز اإلنجازات التي 

حفل بها سجل عملياتنا في هذه المنطقة خالل 

عام 2010 نجاح الحفر الذي تحقق في قطاع WA- 

P-356 في استراليا الغربية،‏ والذي أدى إلى تعزيز 

موارد حقلي جوليمار وبرينيلو،‏ وآبار تقيمية في 

حقل ياشينج.‏ وقد تم توقيع مجموعة اتفاقيات 

مشروع شراكة تطوير قطاع WA-356-P ضمن 

مشروع ويتستون Wheatstone للغاز الطبيعي 

المسال إلى جانب العقود الخاصة ضمن مشروع 

ويتستون لبيع وشراء الغاز الطبيعي المسال.‏ 

وعموما،‏ فقد بلغ متوسط صافي إنتاج هذه 

المنطقة 12,494 برميل نفط مكافئ في اليوم 

خالل العام 2010 والذي يعتبر اقل من إنتاج 

2009 البالغ 12,584 برميل نفط مكافئ في 

اليوم.‏ ويرجع ذلك إلى المشاكل الميكانيكية في 

حقول موتينير اكستر .Mutineer-Exeter 

بيرث - أستراليا 

21

البركة قطاع -7 

‏)كوفبك : 20.25% ) 

قام مجلس النواب اليمني بالمصادقة على هذا 

االمتياز االستكشافي البري الذي يغطي مساحة 

4,939 كم مربع بتاريخ 8 مارس 2008 لفترة 

استكشافية محددة بثالث سنوات.‏ وأسفرت عمليات 

معالجة المسح الزلزالي ثالثي األبعاد عن اختيار 

موقع بئرين.‏ تم حفر حقل المعشار 1 وتقييم 

انتاجه من - 200 900 برميل نفط مكافئ في 

اليوم ومن ثم تم إغالق البئر.‏ 

كما تم حفر بئر جبل ملح - 1 في الجزء الشمالي 

من القطاع وتم إغالقه بعد الحصول على ثوابت 

نفطية غير تجارية أما البئر االستكشافي الثالث 

المعشار - 2 فقد تم حفره للتأكد من جدوى 

انتاجية المعشار - 1 لكن ثبت فشله بالنهاية..‏ 

وسوف ينتهي العقد في مارس 2011 فيما قرر 

الشركاء تقديم طلب بالتمديد لمدة 12 شهرا في 

الفترة االستكشافية األولى.‏ 

قزح قطاع - 74 

‏)كوفبك:‏ 21.25%( 

تم منح القطاع 74 بصورة مؤقتة في يوليو عام 

2005، وقد تمت المصادقة عليه من قبل البرلمان 

عام 2008. ويغطي هذا االمتياز االستكشافي 

البري مساحة تصل إلى 1,309 كم مربع.‏ وفي 

عام 2010، تم المسح الزلزالي ثنائي األبعاد 

والذي غطى 276 كم،‏ ويتوقع أن تكتمل المعالجة 

مع نهاية يناير 2011. وسوف ينتهي العقد في 

مارس 2011 فيما قرر الشركاء تقديم طلب 

بالتمديد لمدة 9 أشهر في الفترة االستكشافية 

األولى للوفاء بما تبقى من االلتزام.‏ 

مكال قطاع - 15 

‏)كوفبك:‏ 45%( 

حصلت كوفبك على تمديد إضافي مدته 18 شهرا ابتداء من 14 نوفمبر 2009. وتتواصل الدراسات 

الجيولوجية لتقييم إمكانيات هذا القطاع.‏ 

سوريا 

قطاع -17 

‏)كوفبك:‏ 33.33%( 

تم حفر البئر االستكشافي الطير‎1‎‏-‏ لكن تم التخلي عنه في 2010 بعدما تبين أنه بئر غير منتج.‏ 

20

جنة - اليمن 

اليمن 

شرق شبوة قطاع -10 

‏)كوفبك:‏ 14.2857%( 

بلغ متوسط إنتاج النفط من شرق شبوة 3,927 

برميل نفط في اليوم.‏ وسجلت معدالت االنتاج 

االجمالية زيادة بنسبة 18% خالل عام 2010 

مقارنة بما كانت عليه في عام 2009، وذلك 

لعمليات الحفر االضافية واستكمال توسيع بناء 

المنشآت النفطية 

وقد وافق الشركاء على مشروع محطة خرير 

للطاقة الذي يتوقع أن يؤدي إلى خفض تكلفة 

استهالك الوقود بشكل كبير وتوفير المزيد من 

الطاقة الكهربائية للمواطنين.‏ 

كما تم إطالق مشروع ‏)آلية التنمية النظيفة(‏ في 

عام 2010 بهدف الحد من حرق الغاز وانبعاث ثاني 

اكسيد الكربون.‏ ويقوم شركاء المشروع حاليا 

باستعراض الخيارات المتاحة لطلب تمديد رخصة 

التطوير.‏ 

جنة قطاع - 5 

‏)كوفبك:‏ 20%( 

بلغ متوسط إنتاج النفط من قطاع جنة 2,557 

برميل نفط في اليوم خالل عام 2010. وتأجلت 

عمليات الحفر لستة أشهر نظرا لعدم توفر 

منصة الحفر.‏ وقد وصلت منصة الحفر للبالد و 

من المتوقع بدء الحفر في اول بئر بنهاية يناير 

2011 باإلضافة إلى حفر بئرين آخرين في طبقة 

األساس السفلية.‏ 

19

مرافق حقل غاز كادنواري - باكستان 

حقل زمزمة 

بلغ متوسط إنتاج الغاز من حقل زمزمة 5,747 

برميل نفط مكافئ في اليوم.‏ وتراجع اإلنتاج 

مقارنة بعام 2009 نظرا لمشاكل تشغيلية ذات 

صلة بالمرحلة الثانية من المشروع التطويري 

بينما توقف العمل باآلبار نتيجة للفيضانات في 

المنطقة،‏ كما أغلق حقل زمزمة 3 بسبب المياه 

المتراكمة.‏ والتزال المرحلة الثانية من المشروع 

في طور التدشين وهي تعالج 90 مليون قدم 

مكعب في اليوم.‏ كما يمضي مشروع التصميم 

الهندسي الرئيسي قدما وفق الجدول الزمني 

المحدد.‏ هذا ومن المقرر أن يشهد شهر يوليو 

باكورة إنتاج الغاز.‏ 

‏)كوفبك:‏ 9.375%( 

جنوب زارجون 

‏)كوفبك:‏ 3.75%( 

ما تزال عملية توريد الغاز معلقة حاليا بانتظار 

تنفيذ عقد شراء الغاز من قبل المديرية العامة 

للغاز.‏ وقد أثبت المشروع عدم جدواه االقتصادية 

نظرا الرتفاع تكاليف التطوير.‏ وقد قدم المشغل 

طلبا بشأن تعديل معادلة سعر الغاز و ما زال في 

مباحثاته مع الحكومة.‏ 

18


حقال بيت و بادرا 

يقع هذان الحقالن في حزام كرثار أدنى 

نهرإندوس.‏ وفي أواخر عام 2010، استحوذت 

كوفبك على 28% من حصة شل في حقول بيت 

وبادرا.‏ وقد أنتج الحقالن أعلى مما كان متوقعا 

نتيجة الرتفاع الطلب فيما حوفظ علي اإلنتاج 

بفضل الضغط على رأس البئر.‏ وتواصل العمل 

بنجاح في مشروع الضغط لحقل ‏“بيت”‏ الذي 

تم تدشينه في أواخر العام 2007 بنجاح وفقا 

للجدول الزمني المحدد.‏ وقد كان من المقرر 

تشغيل النظام بكامله بحلول 15 ديسمبر 2010 

لكنه تأجل بسبب الفيضانات الغزيرة في المنطقة 

بيد أنه تم تحديد 1 مارس 2011 كموعد جديد 

إلكمال المشروع.‏ 

وتجدر االشارة إلى أن عقد التطوير واالنتاج في 

حقل بدرا ‏)منطقة أ(‏ تم اعتماده بينما سينتهي 

العمل في ‏)منطقة ب(‏ في يناير 2011. 

فيما تقدمت األطراف المشاركة بطلب تمديدا 

جديدا مدته 12 شهرا إلجراء تقييم كامل للمنطقة.‏ 

‏)كوفبك:‏ 34%( 

كادانواري 

‏)كوفبك:‏ 15.789%( 

بلغ صافي متوسط االنتاج من حقل كادانواري 

للغاز 1,659 برميل نفط مكافئ في اليوم.‏ 

وقد زاد اإلنتاج نتيجة للحفر التطويري اإلضافي 

في الجزء الغربي للحقل.‏ ومع استكمال البئر 

التجريبي لحقل لطيف في القطاع المجاور،‏ وافقت 

األطراف المشاركة على معالجة 50 مليون قدم 

مكعب في اليوم لحقل غاز لطيف من خالل مرافق 

كادانواري.‏ وسينتج عن هذا زيادة في العائدات 

لمشروع كادانواري المشترك.‏ وقد تم ربط االنتاج 

المطول الختبار بئر لطيف بالمنشآت التشغيلية و 

معالجة الغاز في يناير 2009. ومن المقرر حفر 

آبار إضافية في الجزء الجنوبي الشرقي للحقل.‏ 

حقل قادربور 

‏)كوفبك:‏ 13.25%( 

بلغ متوسط إنتاج الغاز من حقل قادربور 9,946 

برميل نفط مكافئ يوميا وقد بلغ إجمالي اإلنتاج 

10% وهو أقل مقارنة بالسنوات الماضية،‏ ويرجع 

ذلك أساسا إلى التأخير في مشروع الضغط.‏ فيما 

بدأ مشروع ضغط رأس البئر في عام 2008 

للحفاظ على نسبة االنتاج حتى عام 2017 لكنه 

تأجل بسبب عدم توافر الضواغط.‏ في عام 

2010، تم تركيب وتدشين 13 وحدة ضغط،‏ 

ويقوم الحقل بمعالجة ما قدره 600 مليون قدم 

مكعب يومياً.‏ كما تم تزويد الغاز االقل معالجة 

لوحدتي أنجرو وليبيرتي للطاقة،‏ ومن المقرر 

تركيب وحدتي ضغط إضافيتين بحلول نهاية 

فبراير 2011. 

تم اعتماد الخطة التطويرية المعدلة وتمديد عقد 

التطوير واالنتاج لمدة خمس سنوات ‏)في االتفاق 

المبدئي(‏ حتى عام 2017 وهناك فرصة للحصول 

على خمس سنوات إضافية.‏ 

يقع الجزء الشمالي من الحقل ضمن السهول التي 

تتعرض لفيضانات نهر السند،‏ وبالتالي يجري 

حاليا بناء منصة لحفر ثالث آبار بحسب تقنية 

الحفر األفقي المديد.‏ هذا ومن المتوقع بدء الحفر 

بحلول 15 مارس 2011. 

17

الشرق األوسط منطقة 

حققت منطقة الشرق األوسط تقدما ملحوظا 

على صعيد العمليات التشغيلية خالل عام 2010. 

فقد سجلت المنطقة إجمالي اإلنتاج الصافي 

ارتفاعا بنسبة 33% مقارنة بما كان عليه في عام 

2009. واستحوذت كوفبك على 28% من حصة 

شل باكستان في حقول بيت وبدرا للغاز و 25% 

من حصة رخصة االستكشاف الممنوحةلسخفور 

في حوض نهر إندوس األدنى في باكستان،‏ في 

حين تتولى شركة ENI تشغيل المشروعين.‏ 

وفي اليمن زاد معدل االنتاج من قطاع شبوه 

الشرقية بمعدالت ملحوظة ويعود ذلك الستكمال 

المشاريع التنفيذية.‏ 

وفي باكستان،‏ وافقت الحكومة على تمديد امتياز 

اإلنتاج والتطوير لحقلي كادنواري وقادربور لمدة 

خمس سنوات،‏ في الوقت الذي أسفر فيه مشروع 

الضغط الرئيسي في حقل زمزمة للغاز ‏)المتوقع 

تدشينه في يوليو عام 2011( عن زيادة القدرة 

اإلنتاجية.‏ وقد استكمل مشروع ضغط رأس البئر 

لحقل قادربور للغاز في الربع الثالث من العام 

2010 ويقوم حاليا بمعالجة 600-610 مليون قدم 

مكعب من الغاز في اليوم.‏ وقد أدت اآلبار اإلضافية 

في كادانواري إلى زيادة في اإلنتاج تقدر ب 

‎100‎مليون قدم مكعب في اليوم خالل عام 2010. 

ومن المتوقع أن تزيد ايرادات الحقل نظرا لتشغيل 

مشروع غاز لطيف من خالل مرافق كادانواري.‏ 

مسجد فيصل - اسالم اباد - باكستان 

16

فييتنام 

مدينة هوشى منه - فيتنام 

القطاعين ‎19‎و 20 

‏)كوفبك:‏ 40% لكل منهما(‏ 

في عام 2009 نجحت كوفبك وشركاؤها في 

الحصول علي امتيازين بحريين في إطار عقدين 

لتقاسم اإلنتاج في فيتنام واللذان يقعان في 

بحر الصين الجنوبي،‏ ويغطيان مساحة 200‚9 

كيلومترا مربعا.‏ ويشمل البرنامج المبدئي الذي 

تبلغ مدته 3 سنوات عمليلت المسح الزلزالي 

والحفر.‏ وتم الحصول على البيانات الخاصة 

بالمسح الزلزالي في 2009. وفي عام 2010 تمت 

معالجة هذه المعلومات بهدف تحديد المكامن 

المأمل حفرها في 2012. 

قطاع 51 

‏)كوفبك:‏ 35%( 

تم الحصول علي القطاع 51 في 12 مايو 2010. 

وهو يقع في حوض ماالي البحري في فيتنام،‏ 

ويغطي مساحة 3.566 كيلومتر مربع.‏ ويشمل 

التزام االستكشافي لمدة بثالث سنوات على مسح 

زلزالي ثالثي األبعاد )300 كليلو متر(‏ وحفر بئر 

استكشافي واحد.‏ 

15


PM-304 ‏)شيندور(‏ - ماليزيا 

قطاع SB-312 

‏)كوفبك:‏ 40%( 

يقع قطاع SB-312 في أقليم صباح البحري.‏ 

وقد تم بدء حفر أول بئر استكشافي إلزامي في 

يناير 1- 2010 Gaya Sukau ضمن ثالثة آبار 

استكشافية ولكن تم التخلي عنه في الثالث من 

قطاع SB-302 منطقة التطوير 

‏)كوفبك:‏ 40%( 

يقع هذا القطاع في اقليم صباح البحري.‏ في 

نهاية عام 2009 تم تقديم طلب لتمديد اتفاقية 

جنوب بلود القابضة للغاز لتشمل االستكشاف 

في شرق بلود والتي تمت في عام 2009. وفي 

قطاع PM-304 

‏)كوفبك:‏ 25%( 

يقع قطاع PM-304 البحري شرق شبة الجزيرة 

الماليزية ويشمل حقل شيندور النفطي.‏ وقد بلغ 

صافي حصة كوفبك من إنتاج النفط 2.550 

برميل نفط يومي مكافئ في عام 2010. 

وتمت الموافقة علي المرحلة الثانية من الخطة 

التطويرية للحقل في عام 2010. ومن المتوقع 

فبراير 2010 إثر تعثر وجود دالئل هيدروكربونية 

‏.واستمر العمل خالل 2010 في مناطق حفر 

تقييم للبئرين اإللزاميين المتبقيين ليبدأ الحفر 

فيهما في فبراير 2011. 

عام 2010 امتد العمل ليشمل اإلعداد لخطة تطوير 

حقول الغاز الموجودة في جنوب وشرق بلود.‏ ومن 

المقرر أن تستمر خطة التنمية التمهيدية في عام 

.2011 

أن تؤدي خطة الحقن المائي وحفر االبار وإنشاء 

ثالث منصات إضافية و FPSO إلى زيادة القدرة 

اإلنتاجية في بداية عام 2013. وسوف يتم حفر 

ثالث آبار تطويرية خالل عام 2011 مما يمهد 

الطريق للدخول في المرحلة الثالثة من التطوير.‏ 

14

قطاع - A بحر ناتونا 

يقع هذا القطاع في بحر ناتونا ويقوم حاليا 

بتزويد الغاز من حقل أنوا إلى سنغافورة.‏ في 

عام 2010 تم تركيب منصة رأس بئر كاجاة بارو 

فيما بدأ برنامج لتطوير الحفر في خمسة آبار.‏ 

واستمر تصنيع منصة المعالجة المركزية لكاجاة 

بارو،‏ ويتوقع بدء اإلنتاج في أواخر العام 2011. 

إندونيسيا،‏ بحر ناتونا:‏ 

عمليات الحفر في حقل كاجاة بارو للغاز 

‏)كوفبك:‏ 33.33%( 

هذا وقد بلغت حصة كوفبك من اإلنتاج 6,759 

برميل نفط مكافئ يومي خالل عام 2010. 

قطاع بانجكاه 

‏)كوفبك:‏ 25%( 

يقع قطاع بانجكاه البحري شرقي جاوا،‏ ويضم 

حقل أوجونج بانجكاه للنفط والغاز والمكثفات.‏ 

في عام 2010 تم تركيب منصة رأس البئر 

)WHP-B( وبدأت عملية الحفر فعليا،‏ في حين 

استمر تصنيع منصات الضغط والمعالجة وإقامة 

طواقم العمل البحرية خالل عام 2010 تمهيدا 

لمرحلة التركيب في عام . 2011 

في عام 2010 بلغت حصة كوفبك من اإلنتاج 

2,378 برميل نفط يومي مكافئ.‏ 

إندونيسيا،‏ بانجكاه:‏ 

تركيب مرافق في أوجونغ بانجكاه 

قطاع سيرام ( نون بوال ) 

يقع قطاع سيرام في الطرف الشرقي من جزيرة 

سيرام بالقرب من بابواه الغربية حيث يتم إنتاج 

النفط من حقول اوسيل و نييف اوتارا . وقد بلغت 

حصة كوفبك 597 برميل نفط مكافئ يومي في 

عام 2010. وخالل العام تم الحفر الجانبي النصف 

قطري القصير جداً‏ في حقول / 3-A Nief Utara 

OS-( وتم حفر بئرين تطويريين هما .East Nief-1 

Nief Utara/ بينما تم تدشين آبار ،)12 & OS-18 

Oseil-18 /3-A/ Osiel-12 لمرحلة اإلنتاج.‏ ويخضع 

حقل Nief-1 East لمزيد من التقييم.‏ وسوف تستمر 

برامج الحفر االستكشافي والتطويري في عام 2011 

الكتشاف وتطوير إمكانيات القطاع.‏ 

‏)كوفبك:‏ 30%( 

13

تقرير مجلس اإلدارة ‎2010‎حول األنشطة 

جنوب شرق آسيا منطقة 

تحافظ جنوب شرق آسيا على مكانتها بأنها من 

مناطق الشركة الكويتية لالستكشافات البترولية 

الخارجية التي تشهد نموا مضطردا.‏ ففي عام 

2010 تم تعزيز االحتياطي مرة أخرى وذلك 

بسبب الحصول علي موافقة التطوير للمرحلة 

الثانية من مشروع تطوير حقل شندور النفطي 

في ماليزيا.‏ 

بالي - اندونيسيا 

وفي اندونيسيا تم تركيب منصات جديدة لرؤوس 

اآلبار في حقول كاجاة بارو وبانجكاه حيث يجري 

حاليا الحفر التطويري في الوقت الذي يتوقع فيه زيادة 

االحتياطي واإلنتاج خالل األعوام الخمسة القادمة 

حيث تقوم كوفبك بمتابعة 11 مشروعا تطويريا 

في المنطقة.‏ وفي فييتنام تم الحصول علي حق 

االستكشاف في القطاع 51 في حوض ماالي البحري 

في فييتنام.‏ 


قطاع بوتون 

يغطي عقد بوتون لتقاسم اإلنتاج مساحة 3047 

كيلومتر مربع تمتد في البر والبحر إلى الجنوب 

الشرقي من سواالويسي.‏ وقد تم منح هذا القطاع 

في عام 2007. عالوة على ذلك،‏ تم الحصول على 

إجراءات المسح الزلزالي والمغناطيسي والجوي 

في 2008/2009. ومن المقرر حفر بئر إلزامي 

في 2011. 

‏)كوفبك:‏ 30%( 

12

خارطة عمليات كوفبك 

في الوقت الذي نتطلع فيه نحو عام 2011 وما يليه من سنوات،‏ تبقى استراتيجيتنا المحكمة التوازن 

والقائمة على تحقيق النمو المضطرد والمستدام هي البوصلة التي تقود مسيرتنا لتطوير الشركة 

وارتقائها،‏ غير أن المزيد من اهتمامنا سيتمحور حول مراجعة وتعديل دور كوفبك استعداداً‏ لمرحلة جديدة 

من عمر الشركة بحيث يجري توطيد دورها المحوري في عملية نقل التكنولوجيا من خالل تعزيز دورها 

كمشغل رئيسي في عمليات االستكشاف واإلنتاج في المستقبل.‏ 

الدول التي تتركز فيها األنشطة 

تنتشر عمليات كوفبك حالياً‏ في 16 بلداً‏ تدار من قبل 4 إدارت في المكتب الرئيسي باالضافة إلى وجود 

خمسة مكاتب إقليمية منتشرة على اتساع 3 قارات.‏ 

منطقة جنوب شرق آسيا 

اندونيسيا - ماليزيا - فيتنام 

منطقة الشرق األقصى وأستراليا 

استراليا - الصين - الفلبين 

منطقة الشرق األوسط 

باكستان - اليمن - سوريا 

منطقة أفريقيا 

مصر - السودان - تونس - ساحل العاج - موريتانيا 

الكونغو - المملكة المتحدة 

11

مؤشرات مالية وتشغيلية 

إجمالي العائدات 

‏)مليون دوالر أمريكي(‏ 

إجمالي صافي األرباح 

‏)مليون دوالر أمريكي(‏ 

821 

108 

متوسط اإلنتاج اليومي في ديسمبر 

‏)برميل نفط يومي مكافئ(‏ 

إجمالي االحتياطيات 

‏)مليون برميل نفط مكافئ(‏ 

58,300 

10

كلمة رئيس مجلس اإلدارة 

والعضو المنتدب 

مرة أخرى،‏ تحقق الشركة الكويتية لالستكشافات 

البترولية الخارجية ‏“كوفبك”‏ خطوات كبيرة من حيث 

التوسع واالستكشافات تماشيا مع إستراتيجية 2030 

الطموحة.‏ وإنه لمن دواعي اعتزازي أن أقدم التقرير 

السنوي التاسع والعشرين،‏ وذلك عن السنة المالية 

المنتهية في 31 ديسمبر 2010. 

خالل العام الماضي،‏ تم إنجاز معظم مؤشرات األداء 

بل وأحيانا تجاوزنا المستويات المستهدفة،‏ إذ حققنا 

أهداف إستراتيجية 2030 المتمثلة في الوصول إلى إنتاج 

يتجاوز 80,000 برميل نفط مكافئ في اليوم وذلك في 

ديسمبر من عام 2010، فيما يقدر صافي أرباح الشركة 

بعد الضرائب بحوالي 143 مليون دوالر أمريكي بحلول 

ديسمبر 2010 وهو أعلى ب 32٪ من صافي ربح سنة 

2009 البالغ 108 مليون دوالر أمريكي.‏ 

وشاركنا في حفر 16 بئرا استكشافيا أسفر عن 6 آبار 

ناجحة منها بئران استكشافيان في سيرام بإندونيسيا 

وأربعة آبار أخرى في القطاع االستكشافي WA356P 

بأستراليا باالضافة الي 3 ابار استكشافية تحت التقييم.‏ 

كما شاركنا في 30 بئرا تطويريا خالل 2010. 

على مدار العام الماضي،‏ حققت شركتنا إنجازات مهمة 

على صعيد األنشطة التوسعية،‏ حيث توصلت الشركة 

الكويتية لالستكشافات البترولية الخارجية في ديسمبر 

2010 إلى صفقة لالستحواذ على 28% من حصة شل في 

حقول بيت وبدرا والتي تمتلك كوفبك فيها حصة مسبقة.‏ 

هذا باالضافة الي 25٪ من حصة شل في امتياز سوكبور 

االستكشافي وقد منحت هذه الصفقة المجال أمام 

الشركة إلضافة 16,250 برميل نفط مكافئ في اليوم إلى 

القاعدة اإلنتاجية واحتياطات مؤكدة 36.4 مليون برميل نفط 

مكافيء.‏ 

عالوة على ذلك،‏ حصلت الشركة في مايو 2010 على 

مشروع استكشافي جديد ‏)إيلكي(‏ في بحر الشمال بالمملكة 

المتحدة بحصة عاملة نسبتها 30%. ويشمل المشروع على 

برنامج استكشاف غير مطور للنفط الثقيل وباحتياطات 

تقدر بحوالي 4.5 مليون برميل نفط مكافئ.‏ ومن المؤمل 

أن يكون المشروع نافذة لنقل تكنولوجيا النفط الثقيل إلى 

القطاع النفطي المحلي في الكويت.‏ 

في نوفمبر 2010، وافقت الحكومة الماليزية على المرحلة 

الثانية من خطة التطوير لحقل شندور.‏ وهذا من شأنه أن 

يضيف ثالث منصات إضافية وسفينة لإلنتاج والتخزين 

والتفريغ مما سيؤدي إلى زيادة اإلنتاج في عام 2013. 

وخالل عام 2010، أحرزت كوفبك تقدما الفتا في مباحثاتها 

مع شركة شيفرون وأباشي للتوصل إلى شراكة بشأن 

مشروع ويتسون للغاز المسال )LNG( وقد تم تحقيق مرحلة 

رئيسية في المشروع في ديسمبر 2010 من خالل التوقيع 

على عدة اتفاقيات.‏ وتجري حاليا عملية التقييم لمشروع 

الغاز المسال،‏ فيما يتوقع التوصل إلى قرار االستثمار 

النهائي في أغسطس 2011. وتبلغ حصة كوفبك 35٪ في 

حقل WA-356-P الحتياطيات الغاز التي تديرها اباتشي.‏ 

ومن المتوقع أن تبلغ تكلفة مشروع ويتستون لتطوير الغاز 

الطبيعي المسال نحو 20 مليار دوالر أمريكي والتي ستملك 

فيها كوفبك نحو 7٪ من المشروع إذا ما تمت الموافقة 

عليه.‏ وثمة دراسة تطويرية منفصلة لحقول النفط قيد 

التقييم من قبل اباتشي وكوفبك ضمن .WA-356-P 

8

اإلدارة 

السيد/‏ فهد العجمي 

رئيس مجلس اإلدارة والعضو المنتدب 

السيد/‏ خالد القعود 

نائب العضو المنتدب 

للشؤون المالية واالدارية 

السيد/‏ عبدالناصر الفليج 


لعمليات الغرب 

السيد/‏ علي الشمري 


لعمليات الشرق 

السيد/‏ مزيد المطيري 

مديرالموارد البشرية 

السيد/‏ عبدالرحمن البديوي 

مدير العالقات العامة و الخدمات 

السيد/‏ أحمد العوضي 

مدير مساندة اإلدارة العليا 

السيد/‏ طارق إبراهيم 

مدير إقليم الشرق األقصى وأستراليا 

السيد/‏ حمود البالول 

مدير اإلدارة التجارية 

السيد/‏ عبداهلل ملك 

مدير اإلدارة المالية 

السيدة/‏ غادة العامر 

مدير التخطيط الشامل 

السيد/‏ جافن دانيل 

مدير الشؤون القانونية 

السيد/‏ رويال ماك بيث 

مدير إقليم إفريقيا 

السيد/‏ جراهم وايتهد 

مدير إقليم جنوب شرق آسيا 

د / كوروش أميري 

مدير إقليم الشرق األوسط 

7

ماذا تعرف عنا:‏ 

الرسالة والرؤية والقيم المتبعة في كوفبك هي ذاتها التي ينتهجها قطاع االستكشاف واإلنتاج في مؤسسة 

البترول الكويتية وتتماشى مع التوجه االستراتيجي للمؤسسة،‏ مما يعكس طموحاتنا في الصناعة النفطية.‏ 

رسالة قطاع االستكشاف واالنتاج في مؤسسة البترول الكويتية:‏ 

استكشاف وتطوير وإنتاج الموارد الهيدروكربونية في داخل وخارج دولة الكويت والمنطقة المقسومة وأن 

نكون مصدراً‏ آمناً‏ ومضموناً‏ لدى عمالئنا،‏ والعمل على تطوير ورعاية العاملين في القطاع،‏ وتأدية التزاماتنا 

للجهات المعنية.‏ وفقاً‏ للقوانين وبشكل مربح وآمن ومراع للبيئة.‏ 

رؤية قطاع االستكشاف واالنتاج في مؤسسة البترول الكويتية:‏ 

تحقيق موقع عالمي متقدم في استكشاف وإنتاج النفط والغاز في إطار مشروع شامل وقيم عن طريق:‏ 

رفع القيمة االستراتيجية من النفط الخام 

إدراك القيمة الكامنة في الغاز 

إنماء االحتياطيات النفطية لتأمين استمرارية اإلنتاج مستقبالً.‏ 

االختيار األمثل للعاملين 

إدراك فوائد استخدام التقنيات الحديثة 

تعزيز االلتزام بقواعد الصحة،‏ السالمة،‏ األمن والبيئة 

السعي نحو األداء الفائق ( التفوق في األداء المهني والعملي ) 

المساهمة االيجابية تجاه الدولة والمؤسسة 

القيم:‏ 

التميز،‏ المرونة ، الشراكة ، التحفيز ، االلتزام بالصحة والسالمة والبيئة واألمن والمجتمع،‏ التفكير المؤسسي،‏ 

االستقامة . 

- 

- 

- 

- 

- 

- 

- 

األهداف االستراتيجية لكوفبك 

الوصول إلى معدالت اإلنتاج واالحتياطيات التالية:‏ 

تحقيق 80 ألف برميل نفط مكافئ يومياً‏ بمعدالت اإلنتاج في 2010 معززا باحتياطيات قدرها 350 

مليون برميل نفط مكافئ 

تحقيق 130 ألف برميل نفط مكافئ يومياً‏ بمعدالت اإلنتاج في 2015 معززا باحتياطيات قدرها 

430 مليون برميل نفط مكافئ 

تحقيق 200 ألف برميل نفط مكافئ يومياً‏ بمعدالت اإلنتاج في 2020 معززا باحتياطيات قدرها 

650 مليون برميل نفط مكافئ،‏ ومن ثم المحافظة على هذه المعدالت حتى 2030 

إعطاء األفضلية للفرص االستثمارية التي تضمن نقل التكنولوجيا والخبرات بين عمليات االستكشاف 

واإلنتاج داخل دولة الكويت وخارجها 

الوصول والمحافظة على نسبة خليط مثلى للنفط والغاز ضمن محفظة استثمارات نشاط االستكشاف 

واإلنتاج خارج الكويت 

السعي للعمل كمشغل لبعض استثمارات نشاط االستكشاف واإلنتاج خارج الكويت وفقا للنسب التالية:‏ 

5% من اإلنتاج في 2015 




6

مجلس اإلدارة أعضاء 

من اليمين إلى اليسار 

السيد/‏ فهد العجمي 

السيد/‏ مساعد السعيد 

السيد/‏ عبداهلل بارون 

السيد/‏ مازن السردي 

السيد/‏ عبداهلل الرومي 

السيد/‏ محمد عبدالوهاب 

السيد/‏ محمد الحساوي 

5

االلتزام بالصحة 

والسالمة 

والبيئة 

نحن 

نرتدي خوذ متعددة 

كوفبك إيمان راسخ بضرورة تطوير الموظفين الذين لدى 

أهم ما تملكه الشركة من أصول.‏ يقوم موظفونا يعتبرون 

األهداف المرجوة منهم بمهنية عالية،‏ ووضع بتحقيق 

قريبة وبعيدة المدى ذات الصلة باستكشاف االستراتيجيات 

وتطوير وإنتاج النفط والغاز بطريقة صديقة للبيئة.‏ 

تطوير 

الموظفين 

زيادة الكفاءة 

االنتاجية و 

التشغيلية 

التعاون في مجال 

االستكشاف واإلنتاج 

أدراك قيمة 

التقنيات الحديثة 

4

حضرة صاحب السمو 

الشيخ صباح األحمد الجابر الصباح 

أمير دولة الكويت 

سمو الشيخ نواف األحمد الجابر الصباح 

ولي العهد 

3

مدينة الكويت 

2

نحن 

نرتدي 

االلتزام بالصحة 

والسالمة 

والبيئة 

خوذ 

خوذمتعددة 

السنوي 29 

التقرير 

تطوير 

الموظفين 

زيادة الكفاءة 

االنتاجية و 

التشغيلية 

التعاون في مجال 

االستكشاف واإلنتاج 

إدراك قيمة 

التقنيات الحديثة 

136

psc - Kufpec

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?