Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute einen Ertrag von
11,18 Milliarden US-Dollar für das zweite Quartal 2012 bekannt
gegeben, eine Steigerung gegenüber 10,57 Milliarden US-Dollar
im ersten Quartal 2013 und 10,34 Milliarden US-Dollar im
zweiten Quartal 2012.
Die auf Schlumberger entfallenden Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit beliefen sich unter Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften auf 1,54 Milliarden US-Dollar – eine
Steigerung um 19 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um
14 Prozent gegenüber dem gleichen Zeitraum des Vorjahrs. Der
verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit betrug
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
1,15 US-Dollar gegenüber 0,97 US-Dollar im Vorquartal und
1,01 US-Dollar im zweiten Quartal 2012.
Schlumberger schloss die Abwicklung ihrer Geschäftstätigkeit im
Iran im zweiten Quartal 2013 ab. Die in der Vergangenheit erzielten
Ergebnisse dieser Geschäftstätigkeit wurden als „Eingestellte
Tätigkeit“ neu erfasst, und alle vorhergehenden Berichtszeiträume
wurden entsprechend umgebucht.
Schlumberger verzeichnete im zweiten Quartal 2013
Nettogutschriften in H�he von 0,51 US-Dollar je Aktie
gegenüber Nettogutschriften in H�he von 0,07 US-Dollar je
Aktie im Vorquartal und 0,02 US-Dollar je Aktie im zweiten
Quartal 2012.
Der Umsatz im Segment Oilfield Services war mit
11,18 Milliarden US-Dollar 6 Prozent h�her als im
Vorquartal und 8 Prozent h�her als im Vorjahr. Die
Betriebserträge vor Steuern für das Segment Oilfield Services
stiegen mit 2,28 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal
um 16 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um
12 Prozent.
Dazu sagte der CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard: „Die
soliden Ergebnisse von Schlumberger zeichnen sich im zweiten
Quartal durch eine erhebliche Ausweitung der internationalen
Geschäftstätigkeit offshore und in wichtigen Märkten an Land aus.
In Nordamerika profitierte das Unternehmen von seiner fundierten
Durchführung auf dem Festland und auch von seiner Stärke im
Tiefseebereich, und konnte so trotz wettbewerbsfähiger Preise an
Land und den Auswirkungen der Tauphase in Westkanada
(Frühlingsbeginn) solide allgemeine Fortschritte erzielen. Die
Reservoir Characterization Group erzielte in den Regionen
Naher/Mittlerer Osten und Asien sowie in Europa/GUS/Afrika
zweistellige Gewinne gegenüber dem Vorquartal. In allen Regionen
war Schlumberger in der Ausführung und in der Integration
erfolgreich; dank dieser Tatsache und des Umsatzes neuer
Technologie lagen die operativen Margen in allen Regionen
mindestens bei 20 Prozent.
Die Erfolge im internationalen Geschäft verdankten sich vor
allem der Region Naher/Mittlerer Osten und Asien, wobei die
Exploration und Bohrtätigkeit sich in China und Australien erholte
und das Wachstum in den Schlüsselmärkten Saudi-Arabien und dem Irak
weiter anstieg. Die erforschenden seismischen Aktivitäten auf dem
Festland und im Offshore-Bereich nahmen ebenfalls weiter zu. Im
Bereich Europa/GUS/Afrika erholte sich die Tätigkeit in Russland,
und die Zunahme der Exploration in der Region südlich der Sahara
steigerte das Wachstum zusätzlich. In Lateinamerika erh�hte sich
der Anteil an integriertem Projektmanagement, wenn auch dessen
Wirkung durch saisonalen Durchfahrtsverkehr der Seismikschiffe
ausgeglichen wurde.
Solide verhielt sich der Bereich ‚Einsatz neuer Technologien‘,
wobei die Kunden wachsendes Interesse an Bewertungen neuer
Gesteinsformationen, Bohrspitzen sowie Produkten und Leistungen für
Bohrloch-Eingriffe zeigten. Mit Cameron gründete Schlumberger das
Gemeinschaftsunternehmen OneSubsea™, und das Unternehmen freut sich
auf Gelegenheiten für den Einsatz der in ihrem Bereich besten
Meeresbodentechnologien und -l�sungen, die das neue Unternehmen
voraussichtlich liefert. An anderer Stelle führten die zunehmenden
Fähigkeiten von Schlumberger zur Integration zu Änderungen in der
Organisation, sodass seine führenden Projekt- und
Produktmanagementbereiche dank ihres beiderseitigen Know-hows und
ihrer Portfolioausrichtung gemeinsam auf Wachstum hinarbeiten.
Die makro�konomischen Daten der Weltwirtschaft haben sich seit
dem ersten Quartal nicht wesentlich verändert. Die
Zwangssparmaßnahmen („financial sequester“) hatten praktisch keinen
Einfluss auf die Entwicklung in den USA, die Eurozone bleibt in der
Rezession und die Daten aus China sind weiterhin gemischt. Vor dem
Hintergrund dieser unveränderten internationalen Großwetterlage
änderten sich auch Angebot und Nachfrage beim Öl und Erdgas nicht,
sodass die Öl- und Erdgaspreise stabil blieben. Die Ausgaben für
Exploration und F�rderung wurden nach oben korrigiert, sodass die
Ausgaben im vierten Jahr in Folge zweistellig gestiegen sind, ein
Hinweis auf die Langfristigkeit der Öl- und Gaserschließung.
Aufgrund dessen erzielt das Unternehmen kontinuierliches
Wachstum, da das Ausgabenbudget durch die Prognosen zur Anzahl der
Bohranlagen und durch die Tätigkeit von Kunden gerechtfertigt
erscheint. Schlumberger setzt Vertrauen in die Entwicklung der
Branche, in seine strategische Positionierung in seinen Märkten, in
die Stärke seines technologischen Portfolios und in seine Fähigkeit
zu weiterer Verbesserung der Gesamtleistung.“
Sonstige Ereignisse
- In diesem Quartal hat Schlumberger den
Rückkauf von 6,8 Millionen Stammaktien für insgesamt
500 Millionen US-Dollar getätigt (Durchschnittspreis je Aktie:
73,07 US-Dollar). Dieser Rückkauf schloss im Wesentlichen das
vom Board of Directors im April 2008 genehmigte
Aktienrückkaufprogramm in H�he von 8 Milliarden US-Dollar ab.
Mit Stand vom 30. Juni 2013 hatte Schlumberger gemäß diesem
Programm 105 Millionen Stammaktien für insgesamt
7,8 Milliarden US-Dollar zurückgekauft. Der verbleibende Saldo
von 187 Millionen US-Dollar wird im dritten Quartal 2013
ausgegeben. Am 18. Juli 2013 hat das Board of Directors ein neues
Aktienrückkaufprogramm in H�he von 10 Milliarden US-Dollar
genehmigt, das spätestens am 30. Juni 2018 abgeschlossen sein
wird.
- Cameron und Schlumberger haben am 24.
Juni 2013 bekannt gegeben, dass ihrem Gemeinschaftsunternehmen
OneSubsea™ zur Entwicklung und Herstellung von Produkten, Systemen
und Dienstleistungen im Markt für unterseeische Öl- und
Gasexplorationen und -bohrungen alle aufsichtsrechtlich
vorgeschriebenen Genehmigungen erteilt worden sind. Die
Vertragsparteien haben das Geschäft am 30. Juni 2013
abgeschlossen. Schlumberger hat aufgrund dieses Geschäfts einen
Gewinn von 1,03 Milliarden US-Dollar verbucht.
Oilfield Services
Der Ertrag des zweiten Quartals von 11,18 Milliarden
US-Dollar bedeutet einen Anstieg um 6 Prozent gegenüber dem
Vorquartal und um 8 Prozent gegenüber dem Vorjahr, wobei der
Ertrag von 7,70 Milliarden US-Dollar im internationalen
Bereich um 543 Millionen US-Dollar bzw. 8 Prozent
gegenüber dem Vorquartal zulegte, während der Ertrag in der Region
Nordamerika mit 3,36 Milliarden US-Dollar im Vergleich
zum Vorquartal um 67 Millionen US-Dollar beziehungsweise
2 Prozent anstieg.
Nach Segmenten betrachtet stieg der Ertrag gegenüber dem
Vorquartal bei der Reservoir Characterization Group um
10 Prozent auf 3,01 Milliarden US-Dollar und bei der
Drilling Group um 4 Prozent auf 4,29 Milliarden
US-Dollar. Diese Zunahmen lassen sich auf saisonale Erholungen,
Gewinne bei den Marktanteilen und eine verstärkte
Explorationstätigkeit in Offshore- und wichtigen Festlandmärkten
zurückführen, besonders auf die Wireline-Technologien. Auch andere
Technologien erzielten im Quartal erhebliche Zuwächse, darunter
insbesondere WesternGeco, Schlumberger Information Solutions (SIS),
Drilling & Measurements und M-I SWACO. Trotz des saisonalen
Rückgangs in Kanada aufgrund des Frühlingsbeginns mit Tauphase
konnte die Production Group einen Anstieg gegenüber dem
Vorquartal um 4 Prozent verbuchen. Die Ausnutzung der
Druckf�rderungskapazitäten auf dem US-Festland wurde verbessert,
sodass der Einsatz von Coiled-Tubing bei Bohrloch-Eingriffen
zunahm; der solide internationale Produktumsatz im Bereich
Completions trug zum Anstieg bei.
Geografisch ist der Anstieg gegenüber dem Vorquartal vor allem
auf die Region Naher/Mittlerer Osten und Asien
zurückzuführen, die mit einem Ertrag von 2,7 Milliarden
US-Dollar um 11 Prozent zulegte, hauptsächlich aufgrund der
saisonalen Erholung der Explorations- und Bohrtätigkeit in China
und Japan, h�here Produktivität in der Seismik von WesternGeco
UniQ* auf dem Festland in der gesamten Region und weiteres Wachstum
von Projekten und Tätigkeiten in vielen verschiedenen Bereichen in
Saudi-Arabien und im Irak. Die verbesserte Ausnutzung der
Seeschiffe von WesternGeco und die robuste Bohrtätigkeit im
australasiatischen Geomarkt haben ebenfalls zum Wachstum
beigetragen. Der Europa/GUS/Afrika-Ertrag von
3,1 Milliarden US-Dollar stieg aufgrund h�herer
WesternGeco-Umsätze in Bezug auf Mandantenfähigkeit vor der
Lizenzvergabe in Norwegen sowie aufgrund der saisonalen Verstärkung
der Explorations- und Bohrtätigkeit in Russland und in der Nordsee
um 10 Prozent an. Der Ertrag der Teilregion Afrika südlich der
Sahara wuchs dank hoher Explorationsaktivität im Golf von Guinea,
während die Aktivitäten in Angola aufgrund von Projektverz�gerungen
nachließen. Der Lateinamerika-Ertrag von 1,9 Milliarden
US-Dollar bedeutet ein leichtes Wachstum, wobei die Erträge aus der
Tätigkeit des integrierten Projektmanagement (IPM) in Argentinien
großteils nach der geplanten Verbringung der Schiffe aus Brasilien
vom Rückgang der Meeresnutzung seitens WesternGeco ausgeglichen
wurden. Der Nordamerika -Ertrag von
3,36 Milliarden US-Dollar bedeutet einen Anstieg um
2 Prozent, wobei der Ertrag aus der US-Offshore-Tätigkeit
aufgrund der erfolgreichen Tiefseeaktivität von Wireline und
WesternGeco anstieg. Der Teilbereich US-Festland verzeichnete ein
zweistelliges Wachstum, dem jedoch der saisonale Rückgang in
Westkanada nach der Tauphase des Frühlingsbeginns gegenüberstand.
Während die Anzahl der Bohranlagen auf dem US-Festland nur
geringfügig anstieg, stieg die Anzahl der Bohrl�cher und im Bau
befindlichen Anlagen aufgrund der Bohreffizienz an, die sich in
einer verbesserten Nutzung der Druckf�rderungskapazitäten der
Branche niederschlug.
Das operative Ergebnis vor Steuern des zweiten Quartals in H�he
von 2,28 Milliarden US-Dollar stieg gegenüber dem Vorquartal
um 16 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um 12 Prozent an.
International erh�hte sich das operative Ergebnis vor
Steuern von 1,69 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Vorquartal
um 18 Prozent, während das operative Ergebnis vor Steuern in
Nordamerika mit 662 Millionen US-Dollar gegenüber dem
Vorquartal um 6 Prozent anstieg.
Die entsprechende operative Marge von 20,4 Prozent erh�hte
sich gegenüber dem Vorquartal um 178 Basispunkte (bps), während die
operative Marge im Bereich International um 202 Basispunkte
auf 22,0 Prozent anstieg, die Region Naher/Mittlerer Osten
und Asien einen Margenanstieg gegenüber dem Vorquartal um 178
Basispunkte auf 24,6 Prozent verzeichnete, die Region
Europa/GUS/Afrika um 275 Basispunkte auf 20,6 Prozent
anstieg und Lateinamerika sich um 107 Basispunkte auf
20,6 Prozent verbesserte. Der Anstieg der Margen im Bereich
International ist insbesondere saisonaler Tätigkeit sowie
soliden Ergebnissen in der Region Afrika südlich der Sahara und der
Region Naher/Mittlerer Osten und Asien zu verdanken. Der Anstieg
bei margenintensiver Exploration sowie bei Seismik- und
Tiefseeaktivitäten trug ebenfalls zur Erh�hung der internationalen
Margen bei. In der Region Nordamerika stieg die operative
Marge vor Steuern trotz der Auswirkungen der Tauphase des
westkanadischen Frühlingsbeginns um 65 Basispunkte gegenüber dem
Vorquartal auf 19,7 Prozent. Die Marge für das
US-Festlandgeschäft erh�hte sich aufgrund verbesserter Effizienz,
besserer Auslastung und niedrigerer Rohstoffkosten bei der
Druckf�rderung, während die Offshore-Marge in der Region
Nordamerika aufgrund der kräftigen Tiefseeaktivität von Wireline
und WesternGeco anstieg.
Gegenüber dem Vorquartal verbesserte sich die operative Marge
vor Steuern bei der Reservoir Characterization Group
aufgrund der guten Ergebnisse von WesternGeco und Wireline um
380 Basispunkte auf 30,1 Prozent. Die operative Marge vor
Steuern stieg bei der Drilling Group aufgrund der
verbesserten Bohr- und Messleistung und erh�hter Ertragsfähigkeit
der IPM-Projekte im Nahen/Mittleren Osten und Lateinamerika um 97
Basispunkte auf 18,7 Prozent an. Bei der Production
Group erh�hte sich die operative Marge vor Steuern aufgrund der
verbesserten Ertragsfähigkeit des Bereichs Well Services im
Hinblick auf die gestiegene Nutzung der Druckf�rderung und der
Druckf�rderungseffizienz um 116 Basispunkte auf
15,9 Prozent.
Eine Reihe von H�hepunkten technologischer und integrativer Art
trug zu den Ergebnissen im zweiten Quartal bei.
Shell erteilte Schlumberger einen fünfjährigen, für mehrere
Länder geltenden Auftrag über integrierte Leistungen im Hinblick
auf Ölf�rderungs- und Erdgasexplorationsbohrungen auf einer vor
Kurzem in Betrieb genommenen Tiefseebohrinsel. Das Konzept der
Nutzung einer hochmobilen Bohranlage für die Exploration in
entlegenen Tiefsee-F�rdergebieten wird verstärkt durch die
Integration der Leistungen, was einen verringerten Aufwand
ausmacht, sodass sich insgesamt die Effizienz verbessert. Zudem
stellt die Kontinuität von Mitarbeitern und Prozessen zusammen mit
der Anwendung des Gelernten einen wichtigen Faktor für die
Verringerung operativer Risiken sowie unproduktiver Zeit dar.
Im norwegischen Sektor der Nordsee wurden insgesamt elf Aufträge
von Schlumberger über Ölfeld-Leistungen für BG Norge für weitere
fünf Jahre verlängert, wodurch sowohl das Knarr-Ölfeld als auch
andere Tätigkeiten auf dem Kontinentalschelf abgedeckt sind. Die
Aufträge umfassen die Leistungen Richtbohren, Messungen und
Aufzeichnung während des Bohrens, Mud Logging (Schlammmessung),
Wireline Logging (drahtgesteuerte Messung),
Bohrflüssigkeitsmanagement, Coiled-Tubing-Einsatz, Bohrlochprüfung,
Perforierung, Abschluss und Einzementierung.
In den VAE wurde der in einzelnen Bohranlagen vor Ort
einsetzbare Wireline MicroPilot* als verbesserte
EOR-Bewertungstechnik seitens der Abu Dhabi Company for Onshore
Operations (ADCO) in einer Bohranlage zur Entfernung von Wasser im
Schacht und zum Einspritzen von Formations�l eingesetzt. Die
MicroPilot-Technologie brachte wertvolle Informationen über die
Gesteinseigenschaften, die die Öl- und Wasserbewegung im Reservoir
bestimmen. Dank dieser Informationen konnte auch die Lücke zwischen
Kern- und Reservoirvorkommen geschlossen werden, sodass die
Modellierung des Reservoirs verbessert werden konnte.
Vor der Küste des Kongo wurden Technologien von Schlumberger für
ENI bei der Bohrung und dem Abschluss einer hochkomplexen
Bohranlage im Mwafi-Feld eingesetzt. Drilling and Measurements
setzte das hochleistungsfähige Drehsteuersystem PowerDrive Archer*
mit maßgefertigten Smith-Bohrk�pfen zur Bohrung eines
3D-Bohrlochprofils durch den Abraum ein. Die Platzierung des
Bohrlochs im Reservoir wurde in Echtzeit durchgeführt, wofür das
Bed-Boundary-Mapping-Instrument PeriScope*, die Dienstleistung
adnVISION* zur Azimutdichte-Neutron-Bestimmung und die
Sonar-Multipol-Technologie SonicScope* eingesetzt wurden. Das
Bohrloch erreichte über 20 Tage vor dem Termin seine geplante Tiefe
und wurde unter Anwendung der faserbasierten Stützmittelbehandlung
zur Rücklaufkontrolle der PropGUARD*-Technologie und des
Stimulationsschiffs des Unternehmens Bourbon Herald Well Services
mit einem Drei-Phasen-Formationsbrechen fertiggestellt.
In Kolumbien kam auf dem Festland bei der Stilllegung einer
Bohranlage für Chevron die digitale Slickline-Technologie von Well
Intervention LIVE* zum Einsatz. Der LIVE-Service erbringt
mechanische und Echtzeit-Dienstleistungen im verrohrten Bohrloch
als eine Einheit zum Herausziehen eines das Bohrloch isolierenden
Pfropfens, setzt mit den tief eindringenden geformten Ladungen des
Wireline PowerJet Omega* mehrere Rohre und verwendet einen sauberen
chemischen Rohrschneider (die in Echtzeit korrelierte elektronische
Zündkopftechnologie eFire*). Die operative Effizienz dieser
Kombination der von Schlumberger eingesetzten Technologien sparte
Chevron erhebliche Logistikkosten und verringerte die
Gesamtbetriebszeit von 27 Tagen nach Plan auf 21 Tage.
Mitte 2012 gründeten Liquid Robotics und Schlumberger das
Gemeinschaftsunternehmen Liquid Robotics Oil & Gas zur
Entwicklung von Diensten für die Öl- und Gasindustrie mit Wave
Glider®, dem ersten autonomen Seeschiff mit Wellenkraftantrieb.
Kürzlich wurden für Chevron im Wheatstone-Ölfeld in
Nordwestaustralien mit auf die Trübung erfassenden Messsensoren
ausgestattete Wave Gliders eingesetzt, die vor Beginn der Upstream-
und Downstream-Baggerarbeiten zuverlässige grundlegende
Vermessungen vornahmen. Insgesamt wurde innerhalb von 60 Tagen ein
Gebiet von 1.424 Seemeilen erfasst. Weitere Zeitspannenstudien
finden während und nach den Arbeiten zur Prüfung der Einhaltung der
Umweltauflagen statt. Mit dem sich stetig vermehrenden Einsatz der
Wave Glider-Technologie bauen die Offshore-Öl- und
Gasf�rdergesellschaften weiter Vertrauen auf, dass sie einige der
Schwierigkeiten der Branche bei der Exploration und
Umweltüberwachung tatsächlich l�sen k�nnen.
In Nordamerika war Schlumberger das erste Unternehmen, das vor
über zwei Jahren in Kanada die Zweistoff-Technologie („Dual Fuel“)
für bei der hydraulischen Frakturierung genutzten Dieselmotoren
einführte. Der Zweistoffbetrieb erm�glicht es einem Dieselmotor mit
einer Mischung aus Diesel�l und Erdgas wie etwa Druckgas,
Flüssiggas oder Propangas zu laufen. Auf dem US-Festland setzt
Schlumberger im ganzen Land mehrere Teams mit Zweistofftechnik ein,
da die Entwicklung der Technologie inzwischen den Punkt erreicht
hat, an dem Kraftwerkszulieferer optimierte L�sungen für den
US-Markt umsetzen. Schlumberger stellte im Juni 2013 seinen 600.
Auftrag unter Einsatz von Zweistofftechnologie fertig, und seine
Zweistofftechnologie trug dazu bei, die Gesamtbrennstoffkosten und
die Umwelteinwirkungen um 25 Prozent bis 40 Prozent zu
senken, ohne dass die Sicherheit oder die Motorleistung
abnahmen.
Reservoir Characterization Group
Der Ertrag belief sich im zweiten Quartal auf
3,01 Milliarden US-Dollar und war damit um 10 Prozent
h�her als im Vorquartal und um 11 Prozent h�her als im
Vorjahr. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 908 Millionen
US-Dollar um 25 Prozent h�her als im Vorquartal und um
21 Prozent h�her als im Vorjahr. Der Anstieg beim Ertrag
gegenüber dem Vorquartal ist hauptsächlich auf die Zunahme des
Einsatzes der Dienste von Wireline aufgrund der starken
Explorationstätigkeit im US-Teil des Golfs von Mexiko, in
Brasilien, in Afrika südlich der Sahara und dem Nahen/Mittleren
Osten zurückzuführen. Der Ertrag in Russland und China nahm
gegenüber dem Vorquartal nach der Erholung der saisonalen
Tätigkeiten ebenfalls zu. Der Ertrag von WesternGeco stieg aufgrund
des h�heren Umsatzes aus mandantenfähigen Geschäften vor der
Vergabe der Lizenzen in Norwegen, der saisonal bedingten
Wiederaufnahme des Seeschiffbetriebs in der Nordsee und h�herer
UniQ*-Seismik-Produktivität auf dem Festland in Saudi-Arabien und
Kuwait an. Der SIS-Ertrag erh�hte sich aufgrund eines h�heren
Produktumsatzes und einer h�heren Zahl an Softwarepflege-Aufträgen
in Lateinamerika und Europa/GUS/Afrika.
Die operative Marge vor Steuern stieg mit 30,1 Prozent
gegenüber dem Vorquartal um 380 Basispunkte an, wofür der solide
margenintensive Umsatz von WesternGeco in Bezug auf
Mandantenfähigkeit und die kräftige Tiefseeaktivität von Wireline
verantwortlich sind.
Eine Reihe von technologischen H�hepunkten bei der Reservoir
Characterization Group trug zum Ergebnis des zweiten Quartals
bei.
In der Nordsee hat WesternGeco mit der Akquisition der beiden
komplexen Breitband-4D-Vermessungen für BP begonnen und nutzt dafür
die Deep Interpolated Streamer-Technologie von DISCover*, die
erstmals in der Nordsee eingesetzt wird. Bei den Vermessungen, die
etwa 740 km2 der Ölfelder Magnus, Foinaven, Schiehallion und
Loyal umfassen, werden Hindernisse umgangen und wird in erheblichem
Umfang simultan gearbeitet.
WesternGeco hat mit der Akquisition der neuen mandantenfähigen
Vierpunkte-3D-Breitband-Vermessung in den Feldern DeSoto Canyon,
Mississippi Canyon und Lloyd Ridge im Osten des Golfs von Mexiko
begonnen. Die Narrow-Azimuth-Vermessung erfasst etwa 400 Bl�cke und
9.600 km2 des äußeren Festlandsockels und verwendet die
ObliQ*-Gleitkerben-Breitband-Technologie, um die aufgezeichnete
Bandbreite des seismischen Signals zu optimieren. Die
Datenverarbeitung umfasst vollständige Wellenforminversion und
geneigte transversale, isotrop ausgerichtete Bildgebung.
WesternGeco erhielt einen Auftrag von RWE Dea Norge AS über die
Akquisition von etwa 1.250 km2 seismischer Breitbanddaten
hinsichtlich ihrer neuen Lizenz APA 2012 für den norwegischen Teil
des Meeres. Es handelt sich um die erste unabhängige firmeneigene
Vermessung des norwegischen Offshore-Gebiets mit Hilfe der
ObliQ-Gleitkerben-Breitband-Akquisitions- und Bildgebungstechnik.
Q-Marine Solid*-Streamer und kalibrierte, breitbandige
Delta*-Meeresquellen werden ebenfalls verwendet, und zwar mit dem
Ziel der Erh�hung der Aufl�sung und Verbesserung der Definition von
Verwerfungen in den Gesteinszonen Tertiär, Kreidezeit und Jura, wo
die vorhandene Datenqualität schlecht ist.
WesternGeco erhielt von Shell Canada Limited einen mehrjährigen
Auftrag über die Akquisition und Verarbeitung einer
3D-Wide-Azimuth-Vermessung von 12.000 km2 offshore in Nova
Scotia, die erste vor der kanadischen Küste akquirierte
Wide-Azimuth-Vermessung und das gr�ßte Seismik-Programm in der
Geschichte von Nova Scotia. Die Vermessung betrifft die neuen
Explorationszulassungen, die Shell im Shelburne-Becken etwa
275 km südlich von Halifax erhalten hat und wird von WG
Magellan und WG Cook unter Anwendung von Q-Marine
Solid-Streamer-Technologie durchgeführt und von zwei für die
Aufgabe abgestellten Quellschiffen, der Geco Tau und der Ocean
Odyssey, unterstützt. Die Vermessung begann im Juni 2013 und wird
mit der Akquisition weiterer Daten bis 2014 dauern.
Im britischen Sektor der Nordsee wurde die Wireline Saturn* 3D
Radial Probe-Technologie für EnQuest eingesetzt, um in flachen
lockeren Bodenformationen qualitativ hochwertige viskose Ölproben
zu erhalten. Der gr�ßere Fließbereich des Saturn-Prüfgeräts
aufgrund des elliptischen Konstruktionsdesigns führte auch zu
Verbesserungen der operativen Effizienz, sodass der Betreiber
verglichen mit konventionellen Probennahmemethoden bis zu
75 Prozent der Flüssigprobennahmezeit einspart.
Im US-Teil des Golfs von Mexiko setzte Wireline die neueste
Generation der Reservoir-Flüssigprobennahme-Technologie im Auftrag
von Shell ein, um die Unsicherheit bezüglich eines kürzlich
erzielten Tiefsee-Explorationserfolgs zu mindern. Mithilfe des
modularen, dynamischen MDT*-Prüfgeräts, das mit den Messwerten der
InSitu Density*-Reservoir-Flüssigkeitsdichte, der InSitu
Viscosity*-Reservoir-Viskosität und des InSitu
Color*-Reservoir-Flüssigkeitsfarbensensors programmiert war,
konnten mehr als 64 Liter (17 Gallonen) unkontaminierte
Reservoir-Flüssigkeit aufgesogen werden. Die relativ große,
qualitativ hochwertige Flüssigprobe gewährte dem Kunden eine der
vielfachen Gewährleistungen, die zur Fortführung des Projekts von
der Explorations- zur Entwicklungsphase notwendig sind. Zudem
reduzierte die Vielfalt der während der Probennahme an der
Flüssigkeit vorgenommenen Messungen die für die Laboranalyse
ben�tigte Zeit um etwa zwei Wochen.
In Australien wurde die dielektrische
Mehrfrequenz-Dispersionstechnologie des Wireline Dielectric
Scanner* erstmals für ConocoPhillips eingesetzt, um zuverlässige
Messwerte für die Wassersättigung in einem Reservoir mit komplexen
mineralogischen Verhältnissen zu erlangen. Die Berechnung der
Wassersättigungswerte in diesem Reservoir war aufgrund der
Auswirkungen der mineralogischen Verhältnisse auf konventionelle
Widerstandsmessungen schwierig. Die dielektrische
Scanner-Technologie konnte, unabhängig von Widerstandsmessungen,
Kernanalysedaten und Salinitätsanalysen des Wassers im �lbasierten
Schlamm nicht reduzierbare Wassersättigungswerte erreichen und
dadurch die Unsicherheit des Kunden in Bezug auf kritische
Parameter des Reservoirs verringern.
In Katar wurde der Wireline Sonic Scanner* mit einer akustischen
Scanning-Plattform-Technologie unter Einsatz eines Borehole
Acoustic Reflection Survey (BARS) für Total E&P Qatar
eingesetzt, um Formationen durch die Verrohrung vom Bohrloch aus zu
beurteilen. Die mit dieser Technologie akquirierten Daten lieferten
noch bis zu 30 Meter vom Bohrloch weg zuverlässige Bilder, die
mit den Bildern der seismischen 3D-Oberflächenvermessung integriert
werden konnten. Die Fähigkeit der BARS-Technik, Formationsmerkmale
zu beurteilen und Reflektoren hinter den Rohren verbesserte die
Bohrlochplatzierung und optimierte den Abschluss der Bohranlage in
reifen Ölfeldern durch Sidetracking oder die Neukonstruktion
vorhandener Bohrl�cher.
In Südtexas wurden die Bohrlochmessungs- und Entsorgungsdienste
von Wireline ThruBit* eingesetzt, um ein horizontales Bohrloch nach
exzessiver Wasserproduktion zu versorgen. Ein ThruBit-Werkzeug zur
Speicherung von Dichte-, Por�sitäts-, sonischen und
Widerstandssensormessungen wurde durch die Versorgungsrohre in den
unverrohrten Abschluss gepumpt. Die sich ergebenden Daten zeigten,
dass das Wasser aus einer einzigen Bruchzone kam, die daraufhin
verschlossen wurde.
Im US-Bundesstaat North Dakota wurde die
Zementbewertungstechnologie Wireline Isolation Scanner* für Zenergy
im Schiefergebiet Bakken eingesetzt. Aufgrund seiner besonderen
Biegedämpfungswerte konnten die Leistungen des Isolation Scanner
den leichtgewichtigen Zement hinter der Verrohrung klar abbilden
und damit die Schwierigkeiten konventioneller Technologien
überwinden. Zudem misst der Isolation Scanner 72 radiale
Ultraschalldicken und kann so den Verschleiß am Bohrkopf
quantifizieren, wodurch der Betreiber in Bezug auf teure
Bruchstellen und nachträgliche Betonabdichtungen erhebliche
Einsparungen hat.
In Russland kaufte Surgutneftegas zusammen mit einem
dreijährigen Wartungsvertrag Lizenzen für die SIS Petrel*-
E&P-, GeoFrame*-Reservoircharakterisierungs-,
ECLIPSE*-Reservoirsimulations- und
Techlog*-Wellbore-Softwareplattformen. Surgutneftegas nutzt die
SIS-Software seit 1995 und entschied sich für eine weitere
Übernahme der SIS-Softwareplattformen in ihren neu geschaffenen
Abteilungen Geology and Geophysics und Reservoir Engineering, um
die Effizienz der Entscheidungsfindung bei Exploration und
Produktion zu erh�hen, das Management von Reservegewinnungen zu
verbessern und Bohrloch-Eingriffe zu optimieren.
Drilling Group
Der Ertrag belief sich im zweiten Quartal auf
4,29 Milliarden US-Dollar und war damit um 4 Prozent
h�her als im Vorquartal und um 8 Prozent h�her als im Vorjahr.
Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 804 Millionen US-Dollar
um 10 Prozent h�her als im Vorquartal und um 11 Prozent
h�her als im Vorjahr.
Der Anstieg des Ertrags gegenüber dem Vorquartal ist primär auf
die kräftige internationale und Offshore-Tätigkeit von Drilling
& Measurements und M-I SWACO Technologies, vor allem in den
Regionen Russland sowie Naher/Mittlerer Osten und Asien
zurückzuführen. Zudem verzeichneten sowohl Drilling &
Measurements als auch M-I SWACO kräftige Ergebnisse auf dem
US-Festland mit h�herer Aktivität, wobei dies großteils durch die
Auswirkungen der Tauphase des westkanadischen Frühlingsbeginns
aufgewogen wurden.
Die operative Marge vor Steuern stieg aufgrund der verstärkten
Festlandsaktivitäten von Drilling & Measurements in den USA,
Russland und dem Nahen/Mittleren Osten und der gestiegenen
Ertragsfähigkeit der IPM-Projekte Nahen/Mittleren Osten und in
Lateinamerika um 97 Basispunkte auf 18,7 Prozent an.
Eine Reihe von Technologien der Drilling Group trug zu den
Ergebnissen des zweiten Quartals bei.
In China wurden Technologien von Drilling & Measurements im
Auftrag der PetroChina Tarim Oilfield Company eingesetzt, um 20
Bohrungen in bisher nicht erkundeten Reservoirs im Hade-Ölfeld im
Westen des Landes abzusetzen, einer Region, die für ihre komplexe
Geologie und ihr schwieriges Bohrumfeld bekannt ist. Eine
Kombination der hochleistungsfähigen Drehsteuertechnik des
PowerDrive Archer, des Instruments zur quellenfreien
Formationsbewertung während des Bohrvorgangs NeoScope*†, des
Bed-Boundary-Mapping Instruments PeriScope und des während des
Bohrvorgangs bildgebenden Instruments geoVISION* erm�glichten die
genaue Platzierung des Bohrlochs entlang dünner Zielschichten und
konnten das Anbohren von daneben liegenden wasserführenden
Schichten vermeiden. Trotz der harten Formation erreichten die
Bohrtechnologien die erforderliche Leistungsfähigkeit, erzeugten
mehr Vorschub pro Durchlauf und erh�hten die Penetrationsrate.
Aufgrund dessen konnte die Gesamtbohrzeit bis zum Erreichen der
Gesamttiefe von 67 auf 42 Tage verringert werden. Zudem erwies
sich, dass die durchschnittliche F�rderung aus den ersten fünf
Bohrl�chern bereits zu Anfang um 50 Prozent über der Zielmenge
des Betreibers lag.
In Zentralchina wurden die Technologien der Schlumberger
Drilling Group in einer Partnerschaft mit der CNPC Chuanqing
Drilling Engineering Company Limited, einer Tochtergesellschaft der
China National Petroleum Corporation (CNPC), im Shell China Sichuan
Project eingesetzt, um Test- und horizontale Bohrl�cher im
Fushun-Schiefergasfeld zu bohren. Die Drehsteuertechnologien von
Drilling & Measurements, PowerDrive X6*, PowerDrive vorteX* und
PowerDrive Archer wurden zusammen mit dem Gerät für
Widerstandsmessung und Bildgebung während des Bohrvorgangs
MicroScope* und dem Bed-Boundary-Mapping-Instrument PeriScope bei
der Bohrung der Kurve und der horizontalen Abschnitte eingesetzt.
Erm�glicht wurden diese integrierten Bohrdienstleistungen von der
ROPO*-Penetrationsratenoptimierung; dazu trugen auch für Schiefer
optimierte, stählerne Bohrk�pfe vom Typ Smith Spear* mit einer
polykristallinen Diamantkompaktspitze (PDC) und die
Druckausgleichs-Kreislauftechnologie WELL COMMANDER* von M-I SWACO
bei. Insgesamt wurden drei horizontale Bohrungen zur
Schiefergasf�rderung abgesetzt und abgeschlossen, die alle nach dem
Ranking von Shell Best-in-Class sind und Bohrleistungen im obersten
Quartil erreicht haben. Die seitlichen Abschnitte wurden
vollständig und ohne Sidetracking in den Sweetspots des Reservoirs
platziert, sodass der Betreiber mehr als 54 Tage Zeit gespart
hat.
In Russland erzielten die Smith-Bohrk�pfe neue Rekorde, während
sie die vertikalen Abschnitte der Explorationsbohrungen von
Wolgademinoil im Feld Avilovskoe bohrten. In dem mit einem
11 5/8-Zoll-Bohrkopf gebohrten Abschnitt eines Bohrlochs
erh�hten die stählernen Smith-PDC-Bohrk�pfe mit
Premium-Schneideflächen im Vergleich zu den besten
Offset-Bohrl�chern die Penetrationsrate um das Fünffache und den
Vorschub um 350 Prozent. Im mit einem 15 1/2-Zoll-Bohrkopf
gebohrten Abschnitt des gleichen Bohrlochs wurde die
Penetrationsrate verdoppelt und der Abschnitt in einem Durchlauf
abgeschlossen, und der gebohrte Vorschub erh�hte sich um
130 Prozent.
Im Kaspischen Meer führte der Schlumberger-Geschäftsbereich
Drilling & Measurements im Auftrag von LUKOIL-Nizhnevolzhskneft
bei einem Extended-Reach-Offshore-Bohrprojekt im Korchagina-Ölfeld
das Drehsteuersystem PowerDrive Xceed* ein. Die PowerDrive
Xceed-Technologie erm�glichte die effiziente Bohrung des längsten
jemals mit einem 9 1/2-Zoll-Bohrkopf gebohrten Abschnitts und
eine entsprechende Einsparung von zwei Tagen gegenüber dem Bauplan
der Bohranlage.
In Angola wurden die Drilling & Measurements-Technologien im
Auftrag der Cabinda Gulf Oil Company zur Bewertung eines
Entwicklungsbohrlochs in einem kanalisierten
Tiefsee-Reservoirsystem eingesetzt. Die Technologien StethoScope*
für Formationsdruck während des Bohrvorgangs und EcoScope*† für
multifunktionelles Aufzeichnen während des Bohrvorgangs wurden für
die Bewertung der petrophysischen Daten und zur Beurteilung des
Ersch�pfungsumfangs des Reservoirs und seiner Konnektivität
verwendet. Die Kombination petrophysischer Daten,
Azimutdichte-Bildern und Spülschlammdaten führte zur Identifikation
weiterer 9 Meter niedrigen Widerstands, sodass der Betreiber
den gesamten Abschluss noch vertiefen und den Perforierungsabstand
erh�hen konnte. Neben der Erh�hung der Reserven sorgten die
Technologien von Drilling & Measurements durch h�here
Datenakquisitionsraten für operative Effizienz und dadurch für eine
erhebliche Verringerung der nicht produktiven Zeiten und sparten
dem Betreiber Kosten im Umfang von etwa 60 Stunden Betriebszeit auf
der Bohrinsel.
In Südmexiko führten die Schlumberger-Geschäftsbereiche IPM und
Drilling Group Technologies die Anwendung TURBODRILLING im Auftrag
von Pemex in Gesteinsformationen mit hoher Zusammendrückwilligkeit
ein. Dank der Kombination der Drilling Tools & Remedial
Neyfor*-Turbodrilling-Systeme und der speziell angefertigten,
imprägnierten Smith-Hybrid-Bohrk�pfe konnte die Bohrung in einem
hauptsächlich aus zusammendrückwilligem Tonstein mit bis zu
40 Prozent abrasivem Kugelhornstein bestehenden
Bohrlochabschnitt effektiv und im entsprechenden Winkel erfolgen.
Der Bohrlochabschnitt wurde in unter 211 Stunden mit einer
Durchschnittspenetrationsrate von 2,1 m/h gebohrt, sodass
Pemex im Vergleich zur Leistung konventioneller Bohrsysteme etwa 96
Stunden einsparte.
In Kolumbien erbrachte das Petrotechnical Engineering Center der
Schlumberger Drilling Group Bohrlochplatzierungsleistungen und
firmeneigene Workflows für ein horizontales Bohrloch mit komplexer
Lithologie im Apiay-Ölfeld für Ecopetrol. Die integrierte L�sung
umfasste die Nutzung der Echtzeit-Bohrvisualisierung von
PERFORMView*, Zusammenarbeits- und Analysesoftware. Das Bohrloch
wurde wie geplant gebohrt und platziert, ohne dass es zu
Sidetracking oder sogenannten „Lost-in-Hole“-Ereignissen kam.
In der kanadischen Provinz Alberta nutzte Shell die
Dienstleistungen von Schlumberger Managed Pressure Drilling (MPD)
zur Reduzierung von Bohrzeiten im unkonventionellen Gasfeld. Die
horizontalen Abschnitte dieser Bohrl�cher haben enge Druckfenster
und erreichen eine Länge von über 2.133 Metern. Zur
Überwindung dieser Herausforderungen trug die Anwendung des
konstruierten MPD als Teil eines gr�ßeren Pakets von Verbesserungen
des Konstruktionsdesigns der Bohranlage bei. Shell konnte so seine
Bohrraten um 124 Prozent steigern.
In Brasilien wurde im Auftrag von HRT Oil & Gas
das M-I SWACO DRILPLEX*-System mit einer aus Metalloxiden und
Wasser gemischten Bohrflüssigkeit verwendet, um den schweren
Flüssigkeitsverlust zu verringern, der beim Bohren der ersten
Offshore-Bohrl�cher im Solimões-Becken auftrat. Das DRILPLEX-System
erwies seine Wirksamkeit bei der Minimierung von Auswaschungen und
Flüssigkeitsverlusten an die Formation, wodurch die
Bohrlochsäuberung optimiert werden konnte. Aufgrund dessen wurde
die Bohrzeit für den schwierigen Abschnitt im Vergleich mit zuvor
mit traditionellen Flüssigkeiten gebohrten Offset-Bohrl�chern von
sechs bis acht Tagen auf 1,8 Tage verringert und die Kosten um
45 Prozent reduziert.
In Brasilien nutzte die Firma Diamond Offshore Brasdril die M-I
SWACO MD-3-Shaker-Technologie auf der halbtauchfähigen
Tiefsee-Plattform Ocean Star. Das
MD-3-Verbundscreen-Konstruktionsdesign und das optimierte Screening
erm�glichte durch die Entfernung von Feststoffen und niedrigere
Verwässerungsraten eine erheblich h�here Durchflussrate, eine
Steigerung der Penetrationsrate und geringere Kosten für die
Bohrflüssigkeit. Insgesamt wurden an diesem einen Bohrloch
Einsparungen von 13 Millionen US-Dollar erzielt.
Production Group
Der Ertrag belief sich im zweiten Quartal auf
3,93 Milliarden US-Dollar und war damit um 4 Prozent
h�her als im Vorquartal und um 6 Prozent h�her als im Vorjahr.
Das Betriebsergebnis vor Steuern stieg mit 625 Millionen
US-Dollar um 13 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um
4 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Trotz des saisonal bedingten
Rückgangs wegen der Tauphase des Frühlingsbeginns in Westkanada
verbuchte der Geschäftsbereich „Production Group“ insgesamt einen
Anstieg gegenüber dem Vorquartal, und zwar aufgrund der sich
verbessernden Auslastung der Druckf�rderungskapazitäten auf dem
US-Festland, des gestiegenen Einsatzes von Coiled-Tubing bei
Bohrloch-Eingriffen und des starken internationalen Umsatzes von
Produkten der Abteilung Completions. Während die Anzahl der
Bohranlagen auf dem US-Festland nur geringfügig anstieg, stieg die
Anzahl der Bohrl�cher und im Bau befindlichen Anlagen aufgrund der
Bohreffizienz an, die sich in einer verbesserten Nutzung der
Druckf�rderungskapazitäten der Branche niederschlug. Obwohl die
Preise weiter unter Druck stehen, ist der Preisverfall gegenüber
dem Vorquartal zurückgegangen.
Die operative Marge vor Steuern von 15,9 Prozent bedeutete
einen Anstieg gegenüber dem Vorquartal um 116 Basispunkte, ging
jedoch gegenüber dem Vorjahr um 23 Basispunkte zurück. Die Marge
erh�hte sich trotz Preisdrucks in erster Linie aufgrund
verbesserter Ertragsfähigkeit, besserer Auslastung und niedrigerer
Rohstoffkosten der Well Services-Technologien bei der
Druckf�rderung auf dem US-Festland. Zudem bewiesen die Abteilungen
Completions und Well Intervention Technologies eine verbesserte
internationale Ertragsfähigkeit.
Zu den H�hepunkten im Bereich Production Group Technologies
während des Quartals geh�rte eine Reihe von Erfolgen.
Die saudi-arabische Ölgesellschaft Aramco erteilte Schlumberger
Completions erstmals einen Vertrag von fünf-plus-zwei Jahren für
die Lieferung von mit Bohrlochabschlusstätigkeiten in Saudi-Arabien
verbundenen Produkten und Leistungen. Dabei handelt es sich um den
ersten Vertrag der gemäß einem kürzlich von beiden Unternehmen
unterzeichneten, auf zehn Jahre angelegten
Konzern-Beschaffungsvertrag, der den Rahmen für weitere Verträge
gemäß diesem Rahmenvertrag schafft. Die Auftragserteilung gründete
auf der bewährten Schlumberger-Bilanz bei der Qualität von
Produkten und Leistungen, Termineinhaltung und inländischer
Beschaffung von Materialien.
In Saudi-Arabien wurde die digitale Well Intervention
LIVE-Slickline-Technologie für Saudi Aramco zu Reparaturen an
Bohrl�chern im Hyra-Ölfeld eingesetzt, die zur Erm�glichung der
Telemetrie eine Schlumberger-eigene Beschichtung auf einem
konventionellen Slickline-Drahtkern verwendet. Das LIVE-Kabel kann
aufgrund seines Slickline-Kerns freigeschüttelt werden, falls es
bei einem Ausweitungsdurchlauf im Schrottkorb stecken bleibt.
Danach wurde ein elektrohydraulisches Einsetzgerät verwendet, um
die Pfropfen, ohne Sprengstoff anwenden zu müssen, mit
Echtzeit-Gammastrahlenkorrelation von den Bohrkragen zu trennen.
Der Einsatz von Aufzeichnungsprogrammen zusätzlich zu den
mechanischen Werkzeugen erm�glichte die Ausweitung des Bohrlochs
und die gleichzeitige Korrelierung der Markierungen auf dem
Gestänge bei einer Perforierung. Die Gesamteffizienz des LIVE-LKWs
und seines Teams erm�glichte die Verringerung der Anzahl von
Arbeitern vor Ort und vereinfachte die Logistik.
In Mexiko kam an einer Bohranlage im
Offshore-Ku-Maloob-Zaap-Ölfeld im Auftrag von Pemex die digitale
Slickline-Technologie von Well Intervention LIVE zum Einsatz. Die
LIVE-Technologie erbrachte Echtzeit-Verrohrungsleistungen und
Kapazitäten für mechanische Dienstleistungen mit einer einzigen
mobilen Einheit, bei der nur ein Aufbau erforderlich ist, um die
Bohranlage zu warten, Druck- und Temperaturmessgeräte laufen zu
lassen und mithilfe des in Echtzeit korrelierten elektronischen
eFire-Zündkopfsystems einen Bohrrohrzirkulationsperforator
einzusetzen. Dank der Effizienz des LIVE-Systems in einer räumlich
sehr begrenzten Offshore-Produktionsplattform konnte Pemex die
Ölf�rderung erh�hen, ohne dass eine teure Überholung der Bohranlage
erforderlich gewesen wäre.
In Russland führte PetroStim, ein
Schlumberger-Gemeinschaftsunternehmen, im Auftrag von
Slavneft-Megionneftegas im reifen Vatinskoe-Ölfeld versuchsweise
ein Wiederaufbrechen mit der Flusskanaltechnologie von Well
Services HiWAY* durch. Der Großteil der Bohrl�cher dieses Feldes
wurde mindestens einmal zuvor hydraulisch aufgebrochen und
konventionelle Neustimulierungstechniken haben sich in diesem Feld
als ineffektiv erwiesen. Jedoch betrug die F�rdermenge nach den
ersten HiWAY-Behandlungen in den Jura-Sandstein-Reservoirs das
Doppelte des Erwarteten und erweiterte so die
Anwendungsm�glichkeiten der Technologie in reifen Feldern als
bewährte L�sung für die Steigerung der Ölf�rderung.
In Russland wurde das multilaterale Abschlussssystem von
Schlumberger, Completions RapidX* Level 5, in einer Bohranlage für
Exxon Neftegas Limited vor der Küste der Insel Sachalin
installiert. Es handelte sich um das erste in Sachalin
abgeschlossene multilaterale Bohrloch und die erste
Offshore-Installierung der Verbindungs-Technology Advancement for
Multilaterals (TAML) Level 5 in Russland. Das RapidX-System
erm�glicht dem Betreiber neue Abschnitte des Reservoirs zu
erschließen, indem er vorhandene Bohrl�cher nutzt und zusätzliche
Lateralbohrungen absetzt, um die Gesamtf�rderung zu erh�hen.
In Kuwait führte Schlumberger Well Intervention einen Eingriff
zur Beendigung des Wasserzuflusses für Joint Operations Wafra in
einem nicht verrohrten horizontalen Bohrloch durch. Mithilfe von
CoilFLATE*-Coiled-Tubing und einem durch die bestehenden Rohre
geführten aufblasbaren Packer sowie der im Bohrloch eingesetzten
Live-Technologie ACTive* wurden die Bedingungen im Bohrloch genau
definiert, die für die kontrollierte Packer-Einsetzung und
Aufblasung ben�tigt wurden. Die Nutzung dieser Technologien führte
zu erheblich weniger Wasserzufluss.
Vor der Küste Ägyptens setzte Well Intervention ACTive mittels
Coiled-Tubing-Technologie im Bohrloch ein, um eine unterseeische
Erdgasbohrung im Sapphire-Feld zu stimulieren, die unter
Feinschmutz litt, der sich in der Nähe des Bohrlochs abgesetzt
hatte und die F�rderung verringerte. Die ACTive-Technologie
erm�glichte die kontrollierte Platzierung der organischen
Tonflüssigkeit von Well Services OCA* im unterseeischen Bohrloch,
indem der Flüssigkeitslevel überwacht und die Menge des durch das
Coiled-Tubing gepumpten Stickstoffs optimiert wurde. ACTive
verteilte die während der laufenden F�rderung im Bohrloch
akquirierten Temperaturmessungen und lieferte ein quantitatives
F�rderprotokoll der F�rderzonen. Aufgrund des Ergebnisses des
Eingriffs verdreifachte sich die Gasf�rderung.
In Brunei setzte Schlumberger Sand Management Services die
Systeme des OptiPac* Alternate Path‡ mit mehreren Maßanfertigungen
für Shell Petroleum (BSP) ein, um vom Land aus in Flachwasser
offshore gebohrte, ansteigend verlaufende Bohrl�cher (sogenannte
Angelhaken-Bohrungen) zur F�rderung zu nutzen. Um die mit
traditionellen Gravel-Pack-Abschlüssen verbundenen Einschränkungen
zu überwinden, wurde die OptiPac-Technologie, wozu
Shunt-Swell-Packer, Quasi-Blanks und Umleitungsventile geh�ren, in
sieben steil angewinkelten Bohrl�chern ausgebracht und erzielten
bisher gute Ergebnisse. Im Februar 2013 erzielte die Abteilung
Schlumberger Sand Management Services einen Weltrekord, indem sie
unter Einsatz der OptiPac-Technologie mit 578 Metern Filter
das längste Gravel-Pack in einem Angelhaken-Bohrloch
komplettierte.
Schlumberger Completions erhielt bereits mehrere Aufträge von
Petrobras für den Einbau geladener TRC-II*-Sicherheitsventile, die
mit dem F�rdergestänge zurückgezogen werden. Laut diesen Verträgen
sollen für die außerordentlich schwierige brasilianische Tiefsee
und Ultratiefsee 108 Sicherheitsventile unterirdisch installiert
werden, eine noch nie erreichte Zahl.
In Oman wurde der Abteilung Schlumberger Artificial Lift von der
Daleel Petroleum Company ein leistungsbasierter Auftrag im Wert von
etwa 40 Millionen US-Dollar über die Lieferung, Installation,
Inbetriebnahme und das Management von etwa 200 elektrischen
Pumpsystemen erteilt. Der Fünfjahresvertrag, der eine Option auf
eine zweijährige Verlängerung enthält, schließt die Lieferung der
elektrischen Tauchpumpentechnologie REDA Maximus* sowie die
Lieferung von XT150-Messgeräten und insgesamt 18
Gleichrichtersystemen ein.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte Gewinn-
und Verlustrechnung
(Angaben in Millionen, außer Angaben je Aktie)
Zweites Quartal Sechs Monate Zeiträume bis zum 30. Juni
2013 2012
2013 2012
Umsatz
$ 11.182 $ 10.341
$ 21.752 $
20.150 Zinsen und sonstige Erträge, netto (1)
30 45
63 92 Gewinn aus der Gründung von OneSubsea(2)
1.028
-
1.028 - Ausgaben Umsatzkosten
8.712 8.119
17.118 15.884 Forschung und Engineering
293 287
585 558 Vertriebsgemeinkosten
100 101
196 199
Fusion und Integration(2)
- 22
- 37 Wertminderungen
und Sonstiges(2)
364 -
456 - Zinsen
98 78
197
158 Ertrag vor Steuern
2.673 1.779
4.291 3.406 Ertragsteuer(2)
449
439
855 833
Erträge aus fortgeführten Geschäftsbereichen
2.224 1.340
3.436 2.573 Gewinne (Verluste) aus eingestellten
Geschäftsbereichen
(124 )
75
(69 ) 147 Nettogewinn
2.100 1.415
3.367 2.720 Nettogewinn aus
Minderheitsbeteiligungen
5
12
13 17 Auf
Schlumberger entfallender Nettogewinn
$ 2.095
$ 1.403
$ 3.354 $
2.703 Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt
zuzuordnen: Erträge aus fortgesetzten Geschäftsbereichen(2)
$ 2.219 $ 1.328
$ 3.423 $ 2.556 Gewinne
(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen
(124 ) 75
(69
) 147 Nettogewinn
$ 2.095
$ 1.403
$ 3.354 $
2.703 Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger Erträge
aus fortgesetzten Geschäftsbereichen(2)
$ 1,66 $ 0,99
$ 2,56 $ 1,91 Gewinne (Verluste) aus eingestellten
Geschäftsbereichen
(0,09 )
0,06
(0,05 ) 0,11
Nettogewinn
$ 1,57 $ 1,05
$ 2,51 $ 2,02 Mittelwert der im
Umlauf befindlichen Aktien
1.327 1.331
1.329 1.333
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.336 1.339
1.339 1.341 In
Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen(3)
$ 910 $ 854
$
1.806 $ 1.706
1)
Enthält folgende Zinserträge:
Zweites Quartal 2013 – 6 Mio. US-Dollar (2012 –
6 Millionen US-Dollar) Sechs Monate 2013 – 11 Millionen
US-Dollar (2012 – 16 Millionen US-Dollar)
2)
Eine Einzelaufstellung der Belastungen und
Gutschriften findet sich auf Seite 13-14.
3)
Einschließlich Aufwendungen für seismische
Multiclient-Daten.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
(Angaben in Millionen)
30. Juni 31. Dez.
Gesamtverm�gen
2013 2012 Umlaufverm�gen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
$ 5.925 $
6.274 Forderungen
11.277 11.351 Sonstiges Umlaufverm�gen
6.597 6.531
23.799 24.156
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
417 245 Anlageverm�gen
14.742 14.780 Seismische
Multiclient-Daten
634 518 Firmenwert (Goodwill)
14.407 14.585 Sonstige immaterielle Verm�genswerte
4.673 4.802 Sonstige Verm�genswerte
4.579 2.461
$
63.251 $ 61.547 Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende Verbindlichkeiten
und Rückstellungen
$ 7.815 $ 8.453 Geschätzte
Verbindlichkeiten für Ertragsteuer
1.361 1.426
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger
Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
2.858 2.121 Auszuschüttende Dividenden
420 368
12.454 12.368 Langfristige
Schulden
9.098 9.509 Pensionsnebenleistungen
2.031
2.169 Latente Steuern
1.450 1.493 Sonstige Verbindlichkeiten
1.170 1.150
26.203 26.689
Eigenkapital
37.048 34.858
$ 63.251 $ 61.547
Nettoverbindlichkeiten
„Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich
Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit
gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist
der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche
Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind,
weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur
Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden k�nnten.
Einzelheiten zu Veränderungen bei Nettoverbindlichkeiten seit
Jahresbeginn folgen:
(Angaben in Millionen) Sechs Monate
2013 Nettoverbindlichkeiten zum
1. Januar 2013
$ (5.111 ) Erträge aus
fortgeführten Geschäftsbereichen
3.436 Wertminderungen und
Abschreibungen
1.806 Gewinn aus der Gründung von OneSubsea
(1.028 ) Pensionsleistungen und andere Aufwendungen
für Pensionsnebenleistungen
255 Aufwendungen für
aktienbasierte Vergütungen
168 Pensionsleistungen und andere
Mittel für Pensionsnebenleistungen
(231 )
Betriebskapitalerh�hung
(1.140 ) Kapitalaufwendungen
(1.800 ) Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten
(222 ) Ausgeschüttete Dividenden
(781 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen
189
Aktienrückkaufprogramm
(692 ) Zahlung für das
OneSubsea-Geschäft
(600 ) Firmenübernahmen, abzüglich
übernommener liquider Mittel und Verbindlichkeiten
(117
) Sonstige
190 Währungseffekte auf
Nettoverbindlichkeiten
64
Nettoverbindlichkeiten zum 30. Juni 2013
$
(5.614 ) Bestandteile der
Nettoverbindlichkeiten
30. Juni2013
31. Dez.2012
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
$ 5.925 $
6.274 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
417 245 Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an
langfristigen Verbindlichkeiten
(2.858 ) (2.121 )
Langfristige Schulden
(9.098 ) (9.509 )
$ (5.614 ) $ (5.111 )
Belastungen und Gutschriften
Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit
den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der
Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese
Pressemitteilung zum zweiten Quartal auch nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der
US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die
Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den
vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:
(Angaben in Millionen,
außer Angaben je Aktie)
Zweites Quartal 2013 Vor
Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen
$ 2.673 $ 449 $ 5 $ 2.219 $ 1,66 Gewinn aus der Gründung des
Gemeinschaftsunternehmens OneSubsea (1.028 ) - - (1.028 ) (0,77 )
Gewinn aus der Gründung von OneSubsea Wertminderung von Anlagen
nach der Equity-Methode (1) 364 19
- 345 0,26
Wertminderungen und Sonstiges Erträge aus fortgesetzter
Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 2.009 $ 468 $ 5 $ 1.536
$ 1,15
Erstes Quartal 2013 Vor Steuern
Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen
$ 1.618 $ 406 $ 9 $ 1.203 $ 0,90 Verlust durch Währungsabwertung in
Venezuela 92 - -
92 0,07 Wertminderungen und
Sonstiges Erträge aus fortgesetzter Geschäftstätigkeit von
Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 1.710 $ 406 $ 9 $ 1.295
$ 0,97
Zweites Quartal 2012 Vor Steuern
Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen
$ 1.779 $ 439 $ 12 $ 1.328 $ 0,99 Fusions- und Integrationskosten
22 1 - 21
0,02 Fusion und Integration Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 1.801 $ 440 $ 12 $ 1.349
$ 1,01
Erstes Quartal 2012 Vor
Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen
$ 1.628 $ 394 $ 5 $ 1.229 $ 0,91 Fusions- und Integrationskosten
15 2 - 13
0,01 Fusion und Integration Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 1.643 $ 396 $ 5 $ 1.242
$ 0,92
Sechs Monate 2013 Vor Steuern
Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung der Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen
$ 4.291 $ 855 $ 13 $ 3.423 $ 2,56 Verlust durch Währungsabwertung
in Venezuela 92 - - 92 0,07 Wertminderungen und Sonstiges Gewinn
aus der Gründung des Gemeinschaftsunternehmens OneSubsea (1.028 ) -
- (1.028 ) (0,77 ) Gewinn aus der Gründung von OneSubsea
Wertminderung von Anlagen nach der Equity-Methode (1) 364
19 - 345
0,26 Wertminderungen und Sonstiges Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 3.719 $ 874 $ 13 $ 2.832
$ 2,12
Sechs Monate 2012 Vor
Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässerterGewinn je Aktie(2)
Aufschlüsselung der Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
wie ausgewiesen
$ 3.406 $ 833 $ 17 $ 2.556 $ 1,91 Fusions- und Integrationskosten
37 3 - 34
0,03 Fusion und Integration Erträge aus
fortgesetzter Geschäftstätigkeit von Schlumberger,
unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 3.443 $ 836 $ 17 $ 2.590
$ 1,93
(1) Bezieht sich auf die Wertminderung zweier bohrbezogener
Anlagen nach der Equity-Methode.
(2) Keine Zunahme aufgrund der Auf-/Abrundung.
Produktgruppen (Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis 30. Juni 2013 31.
Mär. 2013 30. Jun. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services – Dienstleistungen für die Betreiber von
Ölfeldern Reservoir Characterization – Reservoircharakterisierung
$ 3.014 $ 908 $ 2.750 $ 724 $ 2.714 $
749 Drilling – Bohren
4.292 804 4.113 730 3.977 727
Produktion
3.926 625 3.759 555 3.718 601
Konsolidierungen und Sonstiges
(50 )
(59 ) (52 ) (44 ) (68 )
(38 )
11.182 2.278 10.570 1.965 10.341 2.039 Konzern
und Sonstiges
- (181 ) - (168 ) - (169 )
Zinserträge(1)
- 4 - 6 - 7 Zinsaufwendungen(1)
- (92 ) - (93 ) - (76 ) Belastungen und
Gutschriften
- 664
- (92 ) - (22 )
$
11.182 $ 2.673 $ 10.570 $
1.618 $ 10.341 $ 1.779
Geografische
Regionen (Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis
30. Juni 2013 31. Mär. 2013 30. Jun. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Nordamerika
$ 3.357 $
662 $ 3.290 $ 627 $ 3.376 $ 693 Lateinamerika
1.913
394 1.904 371 1.857 354 Europa/GUS/Afrika
3.125
643 2.851 508 2.924 592 Naher/Mittlerer Osten und Asien
2.667 655 2.406 548 2.091 445 Konsolidierungen und
Sonstiges
120 (76 )
119 (89 ) 93 (45 )
11.182 2.278 10.570 1.965 10.341 2.039 Konzern und
Sonstiges
- (181 ) - (168 ) - (169 )
Zinserträge(1)
- 4 - 6 - 7 Zinsaufwendungen(1)
- (92 ) - (93 ) - (76 ) Belastungen und
Gutschriften
- 664
- (92 ) - (22 )
$
11.182 $ 2.673 $ 10.570 $
1.618 $ 10.341 $ 1.779
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und
geografischen Regionen enthalten sind.
Produktgruppen (Angaben in Millionen)
Sechsmonatszeitraum
bis 30. Juni 2013 30. Jun. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services – Dienstleistungen für die Betreiber von
Ölfeldern Reservoir Characterization – Reservoircharakterisierung
$ 5.764 $ 1.633 $ 5.231 $ 1.384
Drilling – Bohren
8.405 1.534 7.737 1.374 Produktion
7.684 1.181 7.241 1.209 Konsolidierungen und
Sonstiges
(101 ) (105 )
(59 ) (45 )
21.752 4.243 20.150 3.922
Konzern und Sonstiges
- (348 ) - (339 )
Zinserträge(1)
- 9 - 16 Zinsaufwendungen(1)
-
(185 ) - (156 ) Belastungen und Gutschriften
- 572 - (37
)
$ 21.752 $ 4.291 $
20.150 $ 3.406
Geografische Regionen
(Angaben in Millionen)
Sechsmonatszeitraum bis
30. Juni 2013 30. Jun. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Nordamerika
$ 6.647 $
1.289 $ 6.809 $ 1.470 Lateinamerika
3.817 765
3.623 676 Europa/GUS/Afrika
5.976 1.151 5.501 1.020
Naher und Mittlerer Osten und Asien
5.073 1.203 4.046
861 Ausbuchungen und Sonstiges
239
(165 ) 171 (105 )
21.752
4.243 20,150 3.922 Konzern und Sonstiges
-
(348 ) - (339 ) Zinserträge(1)
- 9 - 16
Zinsaufwendungen(1)
- (185 ) - (156 )
Belastungen und Gutschriften
-
572 - (37 )
$
21.752 $ 4.291 $ 20,150 $
3.406
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und
geografischen Regionen enthalten sind.
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von L�sungen in
den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und
Informationsl�sungen für Kunden aus der Erd�l- und Erdgasindustrie
auf der ganzen Welt. Mit etwa 120.000 Mitarbeitern mit über 140
verschiedenen Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig
sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt-
und Dienstleistungspalette von der Exploration bis hin zur
F�rderung.
Schlumberger Limited hat seine Hauptniederlassungen in Paris,
Houston und Den Haag und wies 2012 einen Umsatz aus laufender
Geschäftstätigkeit in H�he von 41,73 Milliarden US-Dollar aus.
Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.
*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger
arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der
LWD-Technologie zusammen. Bei den Dienstleistungen EcoScope und
NeoScope wird Technologie verwendet, die ein Ergebnis dieser
Zusammenarbeit ist.
‡Alternate Path ist eine Marke der ExxonMobil Corporation; die
Technologie wurde exklusiv an Schlumberger lizenziert.
Anmerkungen
Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 19. Juli 2013,
eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und
Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr US
Central Time (CT) , das heißt um 15:00 Uhr MESZ. Um an dieser
�ffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte
ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder
unter +1-800-230-1085 für Anrufe aus Nordamerika oder unter
+1-612-288-0340 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie
nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der
Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 19. August 2013 eine
Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte +1-800-475-6701
für Anrufe aus Nordamerika oder +1-320-365-3844 für Anrufe von
außerhalb Nordamerikas und geben Sie den Zugangscode 291800
ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz steht Ihnen unter
www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mith�ren zur Verfügung. Bitte
loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu
testen und sich für die Konferenz anzumelden. Eine Wiederholung des
Webcasts wird auf derselben Seite ebenfalls zur Verfügung
stehen.
Zusätzliche Informationen in Form eines Frage-Antwort-Dokuments
zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzaufstellungen sind unter
www.slb.com/ir erhältlich.
Die Ausgangssprache, in der der Originaltext ver�ffentlicht
wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen
werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur
die Sprachversion, die im Original ver�ffentlicht wurde, ist
rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der
originalen Sprachversion der Ver�ffentlichung ab.
Schlumberger (NYSE:SLB)
Gráfico Histórico do Ativo
De Jun 2024 até Jul 2024
Schlumberger (NYSE:SLB)
Gráfico Histórico do Ativo
De Jul 2023 até Jul 2024