Schlumberger Limited
Gesamtjahresergebnis
Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute einen Umsatz von
45,27 Mrd. USD für das Jahr 2013 aus laufender
Geschäftstätigkeit bekannt gegeben, verglichen mit
41,73 Mrd. USD für das Jahr 2012.
Die Gesamterträge für 2013 aus laufender Geschäftstätigkeit von
Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
betrugen 6,33 Mrd. USD, was einem verwässerten Gewinn je
Aktie von 4,75 USD entspricht (im Vergleich zu 4,01 USD
im Jahr 2012).
Ergebnisse des vierten Quartals
Der Umsatz im vierten Quartal 2013 betrug
11,91 Mrd. USD, dies gegenüber 11,61 Mrd. USD
im dritten Quartal 2013 und 11,08 Mrd. USD im vierten
Quartal 2012.
Die auf Schlumberger entfallenden Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit beliefen sich unter Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften auf 1,79 Mrd. USD – eine Steigerung um 4
Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 28 Prozent gegenüber dem
gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der verwässerte Gewinn je Aktie
aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften betrug 1,35 USD gegenüber 1,29 USD im
Vorquartal und 1,04 USD im vierten Quartal 2012.
Schlumberger verzeichnete im vierten Quartal 2013 Belastungen in
H�he von 0,09 USD pro Aktie gegenüber 0,06 USD pro Aktie
im vierten Quartal 2012. Schlumberger erfasste weder Belastungen
noch Gutschriften im dritten Quartal 2013.
Der Umsatz im Segment Oilfield Services war mit
11,91 Mrd. USD 3 Prozent h�her als im Vorquartal und 7
Prozent h�her als im Vorjahr. Die Betriebserträge vor Steuern für
das Segment Oilfield Services stiegen mit 2,60 Mrd. USD
gegenüber dem Vorquartal um 4 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um
23 Prozent.
Der CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, sagte diesbezüglich:
„Wir haben das Jahr 2013 mit einem Ertrag von mehr als
45 Mrd. USD abgeschlossen, einem Plus von 8 Prozent, und
wir sind im vierten Jahr infolge gewachsen. Im internationalen
Bereich haben wir ein Wachstum von 3,2 Mrd. USD
beziehungsweise 11 Prozent aufgrund kräftiger Explorations- und
Erschließungsaktivitäten erzielt – sowohl im Offshore-Bereich als
auch in wichtigen Festlandmärkten. In Nordamerika haben wir unsere
Widerstandsfähigkeit gegenüber den Herausforderungen auf den
Festlandmärkten bewiesen, denn unser Geschäft verzeichnete ein
Wachstum von knapp 400 Mio. USD beziehungsweise 3
Prozent, angetrieben durch unsere starke Position im
Offshore-Markt, insbesondere im US-amerikanischen Teil des Golfs
von Mexiko. Die Betriebseinnahmen vor Steuern stiegen um 15
Prozent, wobei der internationale Bereich eine 24-prozentige
Steigerung beitrug und die internationale Marge um mehr als
200 Basispunkte im zweiten Jahr in Folge auf nun 22,2 Prozent
wuchs, während die Marge in Nordamerika bei immerhin 19,7 Prozent
liegt.
Unsere Ergebnisse im vierten Quartal wurden von soliden
Aktivitäten auf den international wichtigen Märkten und einem
starken Absatz bei Produkten, Software und seismischen
Multiclient-Daten in fast sämtlichen Bereichen angetrieben.
International war das Wachstum am gr�ßten, wo der Ertrag ein neues
Allzeithoch erreichte, jedoch verzeichneten sämtliche Bereiche ein
Wachstum im Vergleich zum Vorjahr, unterstützt von der Qualität und
der Effizienz unserer Arbeiten. Die Ergebnisse wurden insgesamt
jedoch durch die zeitweilige Einstellung der Tätigkeiten im
südlichen Irak und die saisonale Abschwächung in Nordamerika, in
der Nordsee, in Russland und in China belastet.
Die geografischen Ergebnisse wurden von den Regionen Mittlerer
Osten und Asien angeführt, die in den Schlüsselmärkten in
Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen Emiraten weiterhin
sehr stark sind, sowie bei Explorationstätigkeiten in Malaysia und
Australien. Tiefsee-Explorationstätigkeiten und starke Tätigkeiten
beim Projektmanagement in Argentinien und Ecuador sorgten für
bessere Ergebnisse in Lateinamerika, während Europa/GUS/Afrika dank
signifikanter Tätigkeiten in Angola, Aserbaidschan und Turkmenistan
Fortschritte machten. In Nordamerika waren die Tiefsee-Tätigkeiten
im Golf von Mexiko weiterhin stark, während die Serviceintensität,
eine verbesserte Effizienz, Zuwächse bei den Marktanteilen und die
Einführung neuer Technologien durch einen weiteren Preiseinbruch
bei den meisten Produktlinien wieder aufgezehrt wurden.
Im Technologiebereich profitierten die Gruppen Production und
Reservoir Characterization am meisten vom starken Umsatz zum
Jahresende. Der Umsatz bei der Software und den
Multiclient-Lizenzen war mehr als ausreichend, um die saisonalen
Effekte bei den Tätigkeiten von WesternGeco und Wireline
auszugleichen, nachdem die Projekte zu seismischen Untersuchungen
und Bohrprojekten in den n�rdlichen Regionen abgeschlossen worden
waren. Die zugrunde liegenden Aktivitäten für die Drilling Group
waren aufgrund der internationalen Nachfrage auf den
Schlüsselmärkten robust und der Bereich wuchs in Ländern wie
Mexiko, Saudi-Arabien und dem Irak bei der integrierten
Projektmanagementarbeit. Der Umsatz bei den neuen Technologien
blieb ebenfalls in sämtlichen Geschäftsgruppen stark, in denen sich
M�glichkeiten einer selektiven Preiserh�hung auf einem
konkurrenzstarken, internationalen Markt ergaben.
Die wirtschaftlichen Prognosen insgesamt bleiben gr�ßtenteils
weiterhin unverändert, wobei sich die Basis in den USA zu
verbessern und Europa auf dem Weg zu einem stärkeren Wachstum
scheint. Diese positiven Effekte sollten ein langsameres Wachstum
in einigen Schwellenländern wieder ausgleichen und ein
Wiedererstarken der Weltwirtschaft unterstützen. Die wichtigste
Erkenntnis daraus ist, dass die prognostizierten Zahlen in Bezug
auf die Nachfrage nach Öl im Jahr 2014 leicht nach oben korrigiert
werden mussten und nun auf dem h�chsten Nachfragewert in den
letzten Jahren liegen. Es wird erwartet, dass das Angebot mit der
Nachfrage Schritt halten kann, sodass der Markt aus diesem Grund
gut ausgeglichen bleiben wird. Die internationalen Preise für
Erdgas dürften durch die Nachfrage in Asien und Europa gestützt
werden. In den USA erwarten wir keine grundsätzlichen
Veränderungen, wir gehen jedoch davon aus, dass sich die
Bohraktivitäten für Trockengas in naher Zukunft wieder verbessern
werden.
Die Qualität unseres Ergebnisses im Jahr 2013 wurde durch einen
starken Umsatz bei neuen Technologien und dem ständigen Fokus auf
dem Ausführungs- und Ressourcenmanagement angetrieben. Wir
erwarten, dass die Ausgaben im E&P-Bereich im Jahr 2014 weiter
wachsen werden, angeführt von den internationalen Aktivitäten und
einer fortwährenden Stärke bei Tiefseebohrungen im
US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko. Zudem blicken wir
weiterhin positiv auf das Jahr vor dem Hintergrund eines gut
ausgeglichenen Geschäftsportfolios, einer breiten geografischen
Präsenz sowie starken Betriebs-, Organisations- und
Ausführungsfähigkeiten.“
Sonstige Ereignisse
- In diesem Quartal kaufte Schlumberger
11,9 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von
89,67 USD für insgesamt 1,07 Mrd. USD zurück.
- Am 16. Januar 2014 genehmigte der
Verwaltungsrat (Board of Directors) eine Erh�hung der
Quartalsdividende um 28 Prozent. Die nächste Quartalsdividende,
erh�ht auf 0,40 USD je Stammaktie im Umlauf, wird am
11. April 2014 an diejenigen Aktionäre ausgeschüttet, die am
19. Februar 2014 eingetragen sind.
Oilfield Services
Gesamtjahresergebnis
Die Erträge für das Gesamtjahr 2013 stiegen mit
45,27 Mrd. USD um 8 Prozent gegenüber 2012, wobei die
internationalen Bereiche um 11 Prozent und der Bereich
Nordamerika um 3 Prozent zulegten. Die Erträge wuchsen im
vierten Jahr in Folge und erreichten ein neues Allzeithoch für das
Unternehmen.
Auf Basis der Geschäftsgruppen erh�hten sich die Erträge der
Reservoir Characterization und Drilling Groups
um 10 Prozent bzw. 9 Prozent. Das Wachstum bei den Erträgen von
Reservoir Characterization lässt sich auf Gewinne bei den
Marktanteilen und eine verstärkte Explorationstätigkeit in
Offshore- und wichtigen Festlandmärkten zurückführen, von denen die
Gruppen Testing Services, WesternGeco, Wireline und Schlumberger
Information Solutions (SIS) profitierten. Die Erträge der Drilling
Group wuchsen dank einer robusten Nachfrage nach Bohr- und
Messdienstleistungen, während sich auch die
Offshore-Bohrtätigkeiten im US-amerikanischen Golf von Mexiko, im
subsaharischen Afrika, in Russland, im Mittleren Osten und in Asien
verbesserten. Aufgrund h�herer Bohraktivitäten verbesserten sich
auch die Erträge auf wichtigen internationalen Festlandmärkten wie
Saudi-Arabien, China oder Australien. Die Erträge der
Production Group stiegen um 8 Prozent, zum gr�ßten Teil
aufgrund der Tätigkeiten von Well Intervention, Completions,
Artificial Lift, Schlumberger Production Management (SPM) und Well
Services auf deren internationalen Geo-Märkten.
Aufgeschlüsselt nach Regionen wuchsen die Erträge von
International in H�he von 30,93 Mrd. USD um
3,15 Mrd. USD aufgrund von verstärkten Explorations- und
Erschließungstätigkeiten in einer Vielzahl von Geo-Märkten – sowohl
auf Offshore- als auch auf wichtigen Festlandmärkten. Die
Umsatzsteigerung war auf die Regionen Mittlerer Osten und
Asien zurückzuführen, in denen das Wachstum dank einer
Ausweitung des Projekts- und Tätigkeitsportfolios in Saudi-Arabien,
im Irak und in den Vereinigten Arabischen Emiraten 23 Prozent
Betrug. Zu der Ausweitung geh�ren verstärkte seismische
Untersuchungen in Kombination mit Explorations- und
Erschließungsarbeiten in ganz Asien sowie nachhaltige Offshore- und
Festlandbohrtätigkeiten auf den Geo-Märkten Australasien und China.
Das Wachstum in der Region Europa/GUS/Afrika betrug 8
Prozent, angeführt von den Regionen Russland und Zentralasien
aufgrund von starken Tätigkeiten auf dem Festland in Westsibirien
und robusten Offshore-Projekten vor der Insel Sachalin. Die Region
subsaharisches Afrika trug dank starker Explorations- und
Erschließungstätigkeiten ebenfalls zum Wachstum bei. In der
Region Lateinamerika wurde ein Wachstum in H�he von 3 Prozent
verzeichnet, in der Hauptsache aufgrund von soliden Fortschritten
bei SPM-Projekten in Ekuador und verstärkten Tätigkeiten beim
integrierten Projektmanagement (IPM) in Argentinien. In der
Region Nordamerika wuchsen die Erträge in H�he von
13,90 Mrd. USD um 3 Prozent, angetrieben durch die
Offshore-Tätigkeiten, deren Wachstum bei 18 Prozent lag. Die
Erträge bei den Festlandaktivitäten hingegen gingen um 2 Prozent
zurück. Das Wachstum bei den Offshore-Erträgen ließ sich auf
verstärkte Bohrungs- und Explorationstätigkeiten zurückführen.
Insgesamt erh�hte sich die Anzahl der Bohrungen um 12 Prozent. Die
Festlandgeschäfte waren weiterhin von Preisschwächen in den
Bereichen Bohrungen, Stimulation und Wireline Services
gekennzeichnet, obwohl dieser Effekt in Teilen durch eine erh�hte
Serviceintensität, eine verbesserte Effizienz, Zugewinne bei den
Marktanteilen und die Einführung neuer Technologien ausgeglichen
werden konnte.
Der Betriebsgewinn vor Steuern für das Gesamtjahr 2013
stieg um 1,23 Mrd. USD bzw. 15 Prozent auf
9,34 Mrd. USD, wobei der Betriebsgewinn vor Steuern im
internationalen Bereich mit 6,88 Mrd. USD um 24
Prozent anstieg. Im Gegensatz dazu gab es beim Betriebsgewinn vor
Steuern in Nordamerika mit 2,7 Mrd. USD im
Jahresvergleich keine Veränderung.
Die Umsatzrendite vor Steuern in H�he von 20,6 Prozent erh�hte
sich im Vergleich zum Vorjahr um 119 Basispunkte, während die
internationale Umsatzrendite vor Steuern um
225 Basispunkte auf 22,2 Prozent stieg und im Gegensatz dazu
die Umsatzrendite vor Steuern in Nordamerika um
55 Basispunkte auf 19,7 Prozent sank. Die Steigerung der
internationalen Umsatzrendite war auf erh�hte Explorationen
im Hochtechnologiebereich, Seismik- und Tiefseetätigkeiten
zurückzuführen. Die Bereiche Mittlerer Osten und Asien
verzeichneten eine Verbesserung der Marge um 309 Basispunkte
auf 25,0 Prozent, in Europa/GUS/Afrika stieg die Marge um
132 Basispunkte auf 20,9 Prozent und in Lateinamerika um
214 Basispunkte auf 20,5 Prozent. Die Schrumpfung der Marge
in Nordamerika ließ sich auf eine Preisschwäche auf dem
Festland zurückführen, obwohl diese in Teilen durch eine dauerhafte
Steigerung der Offshore-Marge ausgeglichen werden konnte, die auf
ein Fünfjahreshoch kletterte. Aufgeschlüsselt nach Geschäftsbereich
stieg die Umsatzrendite vor Steuern für die Reservoir
Characterization Group um 228 Basispunkte auf 29,8
Prozent, die der Drilling Group erh�hte sich um
156 Basispunkte auf 19,1 Prozent und die der Production
Group verbesserte sich um 72 Basispunkte auf 16,4 Prozent.
Das Wachstum der Umsatzrendite vor Steuern in den Bereichen
Reservoir Characterization und Drilling Groups war das Ergebnis
verstärkter Hochtechnologieexplorationen vor der Küste Nordamerikas
und auf den internationalen Märkten. Die Marge der Production Group
konnte durch Verbesserungen der Rentabilität in den Bereichen SPM,
Completions und Artificial Lift verbessert werden, allerdings wurde
diese Steigerung durch eine niedrigere Marge von Well Services als
ein Ergebnis des Preisdrucks in Teilen wieder aufgezehrt –
insbesondere in Nordamerika.
Ergebnisse des vierten Quartals
Die Erträge im vierten Quartal waren mit
11,91 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahresquartal um
298 Mio. USD bzw. um 3 Prozent h�her und wuchsen auf
Jahressicht um 7 Prozent. Ca. 75 Prozent des Anstiegs bei den
Erträgen im Vergleich zum Vorjahr waren auf den normalen Anstieg
beim Produkt- und Softwareumsatz zum Jahresende zurückzuführen, und
25 Prozent entstammten dem gesteigerten Umsatz im Bereich der
seismischen Multiclients. Aufgeschlüsselt nach geografischen
Kriterien stieg der Umsatz international mit
8,15 Mrd. USD im Vergleich zum Vorjahr um
235 Mio. USD bzw. 3 Prozent an, während der Umsatz in
Nordamerika mit 3,65 Mrd. USD im Vergleich zum
Vorjahr um 47 Mio. USD bzw. 1 Prozent anstieg. Der Umsatz
im vierten Quartal erreichte einen neuen Rekordstand sowohl in
Nordamerika als auch auf internationaler Ebene.
Gegenüber dem Vorquartal stieg der Umsatz der Reservoir
Characterization Group um 1 Prozent auf
3,25 Mrd. USD, während der Umsatz der Drilling
Group mit 4,50 Mrd. USD rund 2 Prozent h�her ausfiel.
Die Production Group verzeichnete im Vergleich zum
Vorquartal eine Umsatzsteigerung um 5 Prozent auf
4,22 Mrd. USD. Das Wachstum beim Umsatz der Reservoir
Characterization Group war zu einem großen Teil auf den
robusten Umsatz auf internationaler Ebene bei der SIS-Software zum
Jahresende und auf einen Anstieg beim Umsatz der Multiclients von
WesternGeco zurückzuführen. Allerdings wurde der Anstieg in großem
Maße wieder von einem starken, saisonalen Rückgang bei WesternGeco
Marine aufgezehrt, denn die Erträge aus dem Einsatz der Schiffe
gingen nach dem Ende der Untersuchungen in Norwegen und Kanada
deutlich zurück. Wireline schnitt im Vergleich zum Vorquartal
aufgrund der Beendigung der Explorationsprojekte in Ostkanada und
in Ostafrika gepaart mit einer saisonalen Verlangsamung in Russland
ebenfalls schwächer ab. Die Erträge der Drilling Group
erh�hten sich aufgrund der internationalen Nachfrage nach Bohr-,
Mess- und M-I SWACO-Technologien in Mexiko, Russland und
Zentralasien sowie im Mittleren Osten und in Asien. Erh�hte
IPM-Projekttätigkeiten in Mexiko, Saudi-Arabien und im Irak hatten
an dem Anstieg ebenfalls einen Anteil. Der Anstieg der Erträge bei
der Production Group ergab sich überwiegend aus
stärkeren Umsätzen zum Jahresende bei Produkten aus den Bereichen
Completions und Artificial Lift. Der Bereich Well Intervention
Services schrumpfte überwiegend auf dem nordamerikanischen
Festland, während die Erträge von Well Services zu einem großen
Teil aufgrund verstärkter Tätigkeiten auf den internationalen
Märkten wuchsen. Auch die Zahl der Bauabschnitte von Well Services
in Nordamerika steigerte sich, jedoch ging der Umsatz aufgrund der
anhaltenden Preisschwäche infolge des Überangebots an hydraulischen
Anlagen zurück.
Aus dem Vergleich der Regionen mit dem Vorquartal ergibt sich,
dass der Mittlere Osten und Asien den gr�ßten Zuwachs in
H�he von 2,94 Mrd. USD verzeichneten, was einem Wachstum
von 5 Prozent entspricht. Das Wachstum ergab sich überwiegend aus
Bohrtätigkeiten und dem Beginn eines neuen IPM-Projektes in
Saudi-Arabien, einem guten Umsatz bei den Produkten und erh�hten
seismischen Tätigkeiten in den Vereinigten Arabischen Emiraten,
starken Produkt- und Software-Umsätzen zum Jahresende in Kuwait,
starken Explorationstätigkeiten an Land und vor der Küste in den
Geo-Märkten Australasien, Thailand und Myanmar, und erh�hten
Schiffstätigkeiten bei WesternGeco in den Geo-Märkten Brunei,
Malaysia und den Philippinen. Dieses Wachstum wurde in Teilen
jedoch wieder durch einen Rückgang bei den Umsätzen im Irak
aufgrund der zeitweiligen Einstellung der Tätigkeiten im
Zusammenhang mit einem Sicherheitsvorfall aufgezehrt. In
Lateinamerika wuchsen die Erträge um 3 Prozent auf
2,00 Mrd. USD, angeführt von Mexiko und Zentralamerika
dank eines robusten Geschäfts mit Tiefsee-Bohrungen zusätzlich zu
verstärkten Projektaktivitäten auf dem Festland. Starke
IPM-Tätigkeiten in den Bereichen Fracturing und Bohrungen in
Argentinien und ein solider Fortschritt bei SPM-Projekten in
Ekuador hatten ebenfalls einen Anteil an dem Wachstum. Die
Umsätze für Europa/GUS/Afrika in H�he von
3,21 Mrd. USD stiegen um 1 Prozent dank eines robusten
Geschäfts mit Produkten und Software in der gesamten Region –
insbesondere auf dem europäischen Kontinent – dank eines
signifikanten Anstiegs bei Untersuchungs- und Seismik-Tätigkeiten
in Angola und eines Anstiegs bei den Seismik-Tätigkeiten auf dem
Meer und Bohrtätigkeiten in Aserbaidschan und Turkmenistan. Der
Anstieg wurde in Teilen jedoch wieder durch die saisonal bedingt
niedrigeren Tätigkeiten in Russland und einen Rückgang beim Einsatz
der WesternGeco-Schiffe wegen der Überfahrt der Schiffe aus der
Nordsee aufgezehrt. Die Umsätze in Nordamerika erh�hten sich
im Vergleich zum Vorquartal um 1 Prozent auf
3,65 Mrd. USD. Die Festlandgeschäfte waren weiterhin von
Preisschwächen bei den Bereichen Bohrungen, Stimulation und
Wireline Services gekennzeichnet, obwohl dieser Effekt durch eine
erh�hte Serviceintensität, eine verbesserte Effizienz, Zugewinne
bei den Marktanteilen und die Einführung neuer Technologien
ausgeglichen wurde. Die Offshore-Erträge gingen infolge der
saisonalen Fertigstellung der Seismik- und Explorationstätigkeiten
in Ostkanada zurück, während die Erträge im US-amerikanischen Golf
von Mexiko dank verstärkter Bohr- und Untersuchungstätigkeiten
stiegen.
Die Betriebseinnahmen vor Steuern in H�he von
2,60 Mrd. USD im vierten Quartal lagen um 4 Prozent h�her
als im Vorquartal und um 23 Prozent h�her als im Vorjahreszeitraum.
International erh�hte sich das operative Ergebnis vor
Steuern mit 1,92 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 4
Prozent, während das operative Ergebnis vor Steuern in
Nordamerika mit 716 Mio. USD gegenüber dem
Vorquartal um 2 Prozent fiel. Im vierten Quartal wurde beim
operativen Ergebnis vor Steuern ebenfalls ein neuer Rekord
aufgestellt, angetrieben durch den internationalen Bereich.
Gegenüber dem Vorquartal stieg die operative Marge vor Steuern
mit 21,9 Prozent um 37 Basispunkte, während die operative
Marge vor Steuern auf internationaler Ebene um
23 Basispunkte auf 23,5 Prozent zulegte. Die Margen im
Mittleren Osten, in Asien und in der Region
Europa/GUS/Afrika hielten mit 26,1 Prozent und 22,6 Prozent
ihr Niveau, während die Marge in Lateinamerika um
59 Basispunkte auf 21,2 Prozent zulegte. Dies war
Projekttätigkeiten im Bereich Exploration und Bohrungen zu
verdanken, bei denen eine h�here Marge erzielt werden kann. Die
operative Marge vor Steuern in Nordamerika sank um
67 Basispunkte auf 19,6 Prozent. Grund dafür war eine
Verlangsamung der Geschäfte während der saisonalen Ferien und eine
fortwährende Preisschwäche bei Geschäften auf dem Festland.
Aufgeschlüsselt nach Segmenten stieg der Ertrag gegenüber dem
Vorquartal bei der Reservoir Characterization Group um
132 Basispunkte auf 31,7 Prozent dank eines starken Umsatzes
gegen Jahresende im Bereich der SIS-Software und Lizenzen für
WesternGeco-Multiclients. Im Gegensatz dazu lagen die operativen
Margen vor Steuern bei der Drilling und der
Production Group bei 19,6 Prozent bzw. 17,3 Prozent.
Reservoir Characterization Group
Die Erträge im vierten Quartal waren mit 3,25 Mrd. USD
im Vergleich zum Vorjahresquartal um 1 Prozent h�her und wuchsen
auf Jahressicht um 5 Prozent. Das Betriebsergebnis vor Steuern
stieg mit 1,03 Mrd. USD um 5 Prozent gegenüber dem
Vorquartal und um 16 Prozent gegenüber dem Vorjahr.
Im Vergleich zum Vorquartal wurde das Wachstum zu einem großen
Teil von robusten, internationalen Geschäften gegen Jahresende mit
SIS-Software und einem Wachstum beim Umsatz mit
WesternGeco-Multiclients angetrieben. Allerdings wurden diese
Anstiege in großem Umfang wieder vom starken saisonalen Rückgang
bei WesternGeco Marine aufgezehrt, denn die Erträge aus dem Einsatz
der Schiffe gingen nach dem Ende der Untersuchungen in Norwegen und
Kanada deutlich zurück. Wireline schnitt im Vergleich zum
Vorquartal aufgrund der Beendigung der Explorationsprojekte in
Ostkanada und in Ostafrika zusammen mit der saisonalen
Verlangsamung in Russland ebenfalls schwächer ab.
Die operative Marge vor Steuern in H�he von 31,7 Prozent stieg
im Vergleich zum Vorquartal um 132 Basispunkte und im
Jahresvergleich um 309 Basispunkte. Der Anstieg im Vergleich
zum Vorquartal dank starker Umsätze bei der SIS-Software und den
WesternGeco-Multiclient-Lizenzen gegen Jahresende wurde in Teilen
wieder durch einen niedrigeren Einsatz der WesternGeco
Marine-Schiffe und einen Rückgang bei den
Wireline-Hochtechnologie-Tätigkeiten infolge der Fertigstellung von
Explorationsprojekten aufgezehrt.
Eine Reihe von technologischen H�hepunkten bei der Reservoir
Characterization Group trug zu den Ergebnissen im vierten Quartal
bei.
Vor der Küste Indiens wurden für die Oil and Natural Gas
Corporation (ONGC) die MDT*-Technologie von Wireline für modulare
Formationsdynamiktests und die Saturn* 3D Radial Probe-Technologie
in Kombination mit dem InSitu Fluid Analyzer*-System genutzt, um
Messungen am Reservoir im Mumbai High South-Feld durchzuführen. Der
gr�ßere Fließbereich des Saturn-Prüfgerätes aufgrund des
elliptischen Konstruktionsdesigns machte Proben von der
Flüssigkeitsformation bei einer Mobilität von weniger als
0,1 mD/cP m�glich, wodurch ein umfassender Formationstest,
eine Bohrlochflüssigkeitsanalyse und ein Programm zur
Flüssigkeitsprobennahme in den Bereichen des Vorkommens mit einer
niedrigeren Durchlässigkeit abgeschlossen werden konnten. Das
Design des Saturn-Prüfgerätes bietet ebenfalls Verbesserungen bei
der Betriebseffizienz, wodurch es der ONGC m�glich ist, bis zu 75
Prozent an Zeit für die Probennahme von Flüssigkeiten im Vergleich
zu herk�mmlichen Formationstestmethoden einzusparen.
In Indonesien wurde die modulare Packer-Technik Wireline MDT für
Formationsdynamiktests für KrisEnergy genutzt, um Testdaten zu
Zwischendruckschwankungen und Flüssigkeitsproben in einem
Explorationsbohrloch zu erhalten. Die duale Packer-Technik liefert
hervorragende Druckschwankungsdaten bei einem minimalen
Druckverlust in den Phasen des Ausgießens. Die Kombination aus der
MDT-Technologie und dem InSitu Fluid-Analyzer*-System half dabei,
eine gastragende Zone zu entdecken und Gasproben in PVT-Qualität
für weitere Analysen zu nehmen. Die Fähigkeiten zur
Echtzeitüberwachung der Wireline-Technologie machten schnelle
Entscheidungen m�glich, um die besten Vorkommensqualitätsdaten zu
erhalten, und dies gelang alles innerhalb von einem Zeitraum von
gerade einmal vier Stunden.
Bei Arbeiten im Atlantik vor der Küste Kanadas setzte Wireline
eine Reihe von Bewertungstechniken bei drei Explorationsbohrl�chern
ein, die von Statoil im Jahr 2013 angelegt worden waren. Das
Werkzeug für eine hochaufl�sende Spektroskopie des Litho-Scanners*
wurde zum ersten Mal für Statoil eingesetzt und verwendet, um die
mineralogischen Verhältnisse und die Gesamtmenge des natürlich
vorkommenden Kohlenstoffs zu bestimmen. Das MDT-Gerät für modulare
Formationsdynamiktests, ausgestattet mit der Quicksilver
Probe*-Technologie, das InSitu-Flüssigkeitsanalysegerät und die
dualen Packer-Systeme erm�glichten es, dass Tests zu
Zwischendruckschwankungen und die Entnahme von Flüssigkeitsproben
zur gleichen Zeit vorgenommen werden konnten. Diese Techniken
wurden genutzt, um die Eigenschaften des Vorkommens und das
Druckprofil innerhalb des Vorkommens zu bestimmen. Zusätzlich
wurden Walkaway-Seismikprofile in Kombination mit der
VSI*-Technologie für vielfältige seismische Bildgebung genutzt, um
die Bohrl�cher seismisch besser kalibrieren zu k�nnen. Dank der
Wireline-Technologiekombination erhielt Statoil die notwendigen
Informationen, um deren Harpoon- und Bay du Nord-Erschließungen zu
bewerten.
Vor der Küste von Tansania nutzte die BG Group eine Kombination
bestehend aus Rt-Scanner*- und MR-Scanner*-Technologien mit dem
Ziel, das Risiko von „bypassed pay“ inVorkommen in
Tiefsee-Vorkommen in Ostafrika zu senken. Dieser Ansatz wurde durch
qualitativ hochwertige PVT-Proben durch den Einsatz der Quicksilver
Probe-Technologie für Proben mit einer geringen Kontamination
gestärkt und führte zu einer weiteren Bewertung der Struktur. In
dem herausgestellten Bereich wurde ein Wert von 60 mmscfd
(Million Standard Cubic Feet per Day) gemessen.
In Venezuela wurde die Wireline PowerJet Nova*-Technologie für
tief eindringende Bohrungen mit einer bestimmten Last für PDVSA
eingesetzt, um die Produktion von Bohrl�chern in der Monagas-Region
zu erh�hen. Die Reperforationstätigkeiten wurden erfolgreich
abgeschlossen und führten zu einem Anstieg der Ölproduktion von
mehr als 350 Prozent bzw. 17.500 Barrel pro Tag. Diese Erh�hung der
Produktion übertraf sämtliche Erwartungen.
Im Schiefergebiet Bakken in North Dakota wurde extra eine
Kombination aus Schlumberger-Technologien entwickelt, welche
anschließend von Continental Resources genutzt wurde, um die gr�ßte
seismische Bohrlochüberprüfung vorzunehmen, die in der Geschichte
dieser Branche jemals durchgeführt worden war. Eine Ausweitung der
Hydraulic-Fracturing-Arbeiten und die optimale Positionierung von
Bohrl�chern wurden in der Bakken- und der Three Forks-Formation
getestet, wobei die Wireline VSI*-Technologie für eine vielseitige
seismische Bildgebung mit drei Empfänger-Arrays genutzt wurde.
Diese Technologie wurde in drei Bohrl�chern gleichzeitig durch den
Einsatz der Traktortechnologie TuffTRAC* für Arbeiten an
eingefassten Bohrl�chern angebracht. Dank der VSI-Technologie
konnten qualitativ hochwertige Daten aus einer Entfernung von
3.000 Fuß (ca. 915 m) vom Ort der mikroseismischen
Vorgänge gewonnen werden. Die Arbeiten wurden innerhalb von 63
Tagen erfolgreich abgeschlossen. Sie umfassten 293
Frakturierungsabschnitte, in denen die Wireline-Überwachungsdienste
effektiv mehr als 300.000 Fuß (ca. 9.150 m) lateral
schafften.
In Deutschland wurde der WesternGeco Amazon Warrior in der Werft
in Flensburg vom Stapel gelassen, und das Projekt entwickelt sich
weiter im zeitlichen und finanziellen Rahmen. Schiffe der
Amazon-Klasse bieten zum ersten Mal auf der Welt einen
maßgeschneiderten Rumpf und ein Antriebssystem, welche
ausschließlich für seismische Tätigkeiten entwickelt wurden und auf
einem unternehmenseigenen WesternGeco-Design basieren. Es wird
erwartet, dass das Schiff im ersten Quartal 2014 fertiggestellt und
im zweiten Quartal in Betrieb genommen wird.
In Russland kaufte IG Seismic Services Ltd (IGSS) sein drittes
integriertes UniQ*-System für seismische Landerfassungen mit
Punktempfängern von WesternGeco und wird in diesem Winter mehr als
70.000 UniQ-Breitband-Aufnahmekanäle mit Punktempfängern bei
Projekten bei den Kunden in Russland einsetzen.
ConocoPhillips hat mit Schlumberger einen weltweiten
Lizenzvertrag abgeschlossen, um die Techlog*-Softwareplattform für
Bohrlochisolisierungen in sämtlichen Geschäftseinheiten auf der
ganzen Welt einzusetzen. Die Techlog-Plattform erm�glicht eine
Vereinheitlichung der petrophysikalischen und geologischen
Bohrlochdatenanalysen in sämtlichen Geschäftsbereichen des Kunden.
Der Vertrag umfasst zudem ein umfassendes Schulungs- und
Entsendungsprogramm, welches dazu entwickelt wurde, eine Umsetzung
auf globaler Ebene effektiv zu unterstützen.
In den Vereinigten Arabischen Emiraten halfen die Technologien
und das petrotechnische Expertenwissen von Schlumberger Dragon Oil
bei einer schwierigen Untersuchung von Vorkommen im Lam Main-Asset
im Cheleken-Block in Turkmenistan. Die SIS MEPO*-Software zur
Optimierung der mehrschichtigen Darstellung erm�glichte es dem
Kunden mithilfe eines experimentellen Designs und Techniken zur
Optimierung des Arbeitsablaufes, eine ganze Reihe an Optionen für
die Entwicklung des Assets und Produktionsherausforderungen zu
bewerten, das Risiko zu minimieren und Entscheidungen in Bezug auf
die Verwaltung des Vorkommens zu verbessern. Die MEPO-Technologie
und die damit zusammenhängenden Arbeitsabläufe machten es Dragon
Oil m�glich, innerhalb von zwei Monaten Modelle zu erstellen, für
die man zuvor mit herk�mmlichen Methoden noch sechs bis acht Monate
ben�tigte, sodass der Kunde ein gr�ßeres Vertrauen in seinen
Entwicklungsplan gewonnen hat.
Drilling Group
Der Ertrag belief sich im vierten Quartal auf
4,50 Mrd. USD und war damit 2 Prozent h�her als im
Vorquartal und 9 Prozent h�her als im Vorjahr. Die
Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 880 Mio. US im
Vergleich zum Vorquartal um 2 Prozent niedriger, legten im
Jahresvergleich jedoch um 28 Prozent zu.
Im Vergleich zum Vorquartal erh�hten sich die Erträge aufgrund
der internationalen Nachfrage nach Bohr-, Mess- und M-I
SWACO-Technologien in Mexiko, Russland und Zentralasien sowie im
Mittleren Osten und in Asien. Erh�hte IPM-Projekttätigkeiten in
Mexiko, Saudi-Arabien und im Irak hatten an dem Anstieg ebenfalls
einen Anteil.
Die operative Marge vor Steuern sank gegenüber dem Vorquartal um
69 Basispunkte auf 19,6 Prozent, im Jahresvergleich erh�hte
sie sich jedoch um 288 Basispunkte. Der Rückgang im Vergleich
zum Vorjahresquartal ließ sich auf anfängliche Verz�gerungen beim
Betrieb und die geografische Mischung bei den Tätigkeiten
zurückführen.
Eine ganze Reihe an Technologien der Drilling Group trug zu den
Ergebnissen im vierten Quartal bei.
In China wurden die Technologien der Schlumberger Drilling Group
von CNOOC (Abteilung Tianjin) eingesetzt, um drei Infill-Bohrl�cher
im Offshore-Feld SZ36-1 zu bohren, welches für seine komplexe
Geologie und die schwierigen, unkonsolidierten Formationen bekannt
ist. Die Kombination aus der PowerDrive
Archer*-Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit und
der multifunktionalen Dienstleistung EcoScope*† für Aufzeichnungen
während des Bohrvorganges mit einem maßgeschneiderten PDC-Bohrkopf
aus polykristallinen Diamanten und dem von i-DRILL* entwickelten
Bohrsystemdesign machte es m�glich, den Bohrer genau im Ölvorkommen
zu positionieren. Diese Kombination aus Technologien sorgte für
eine Steigerung der Bohrgeschwindigkeit (ROP – Rate of Penetration)
um durchschnittlich 130 Prozent im Vergleich zu herk�mmlichen
Bohrsystemen.
Ebenfalls in China setzte die Gruppe Drilling und Measurements
die StethoScope*-Technologie zum Druckaufbau während des
Bohrvorganges bei einem Offshore-Bohrfeld im Shengli-Ölfeld für
Energy Development Corporation (China) Inc. (EDC) ein, ein Joint
Venture zwischen Sinopec und Noble Energy. Bei insgesamt
61 Drucktests wurden 12 Flüssigkeitsgradienten
identifiziert. Die Informationen über die Flüssigkeitsgradienten
bei diesem Auftrag halfen EDC dabei, bis zu 55 m an neuen
potenziellen F�rderzonen mit geringem Widerstand zu identifizieren,
welche in der Vergangenheit ignoriert wurden, weil für die
Bewertung lediglich petrophysikalische Bohrdaten genutzt
wurden.
In Malaysia wurden die Technologien der Gruppen Drilling und
Measurements bei Petronas Carigali Sdn. Bhd. eingesetzt, um eine
horizontale Einpressbohrung in einer Formation mit einer dünnen,
praktisch leergef�rderten Sandschicht vorzunehmen. Dank einer
Kombination aus dem PowerDrive*-Drehsteuersystem, dem
PeriScope*-System zur Markierung von Schichtgrenzen, dem
EcoScope-System zum Multifunktionslogging während des Bohrvorganges
und dem StethoScope-System zum Aufbau von Druck während des
Bohrvorganges war Petronas Carigali in der Lage, den Bohrer in
einem engen Zielbereich genau auszurichten, während wertvolle
Echtzeitmessungen zum Druckaufbau in den praktisch leergef�rderten
Sandschichten aufgezeichnet werden konnten. Mit der
PeriScope-Technologie konnten dauerhaft die oberste und die
unterste Grenze dargestellt werden, sodass der Bohrer erfolgreich
in einem eng gesteckten Zielbereich von 1 m gesteuert werden
konnte und zu einer 100-prozentigen Sandschicht führte.
Vor der Küste von Gabun wurden die Technologien der Schlumberger
Drilling Group bei Total eingesetzt, um ein
Ultra-Tiefsee-Explorationsbohrloch in einer Pre-Salt-Schicht zu
bohren. Um die Vertikalität des Bohrloches zu gewährleisten, wurde
die PowerV*-Technologie zur vertikalen Bohrrotationssteuerung von
Drilling und Measurements eingesetzt. Im Bereich der Vorkommen
wurde mit einer Kombination aus der mit PowerDrive vorteX*
angetriebenen Drehsteuertechnologie und der maßgeschneiderten
Smith-Bits-Technologie effektiv ein Loch gebohrt, und dies 30
Prozent vor dem eigentlichen Zeitplan. Insgesamt führte die
Kombination aus all diesen Technologien, gemeinsam mit einer
fehlerlosen Ausführung, dazu, dass es selbst unter schwierigen
Pre-Salt-Bedingungen zu keinem Ausfall bei der Produktionszeit
kam.
In Namibia wurde die seismicVISION*-Technologie von Drilling und
Measurements für seismische Untersuchungen während des
Bohrvorganges von HRT Africa Petroleo S.A. (HRT) im Rahmen von drei
Tiefsee-Explorationen im Orange- und im Walvis-Becken eingesetzt.
Die seismicVISION-Technologie lieferte Echtzeitdaten für den
weltweiten Konnektivitätsdienst von PetroTechnical Services
InterACT*, welche anschließend genutzt wurden, um dauerhaft ein
Update der Bohrer-Bit-Position im seismischen Bereich für die
Petrel* E&P-Software-Plattform bereitzustellen. Die
Echtzeitdaten mit einer Voransicht des seismischen Profils
erm�glichte es HRT, die wichtigen Spitzen in der Formation vor dem
Bohrkopf darzustellen, was dabei half, dass zuverlässige
Bohrentscheidungen getroffen werden konnten, indem Unsicherheiten
in Bezug auf die Tiefe ausgeräumt werden konnten. An manchen
Stellen kann es Unterschiede von mehr als 100 m im Profil
geben.
In dem Bereich der Nordsee, der zum Vereinigten K�nigreich
geh�rt, half das Expertenwissen der Schlumberger Drilling Group
Technologies und des Petrotechnical Engineering Center EnQuest
dabei, einen 8,5 Zoll großen Lochabschnitt mit einer reduzierten
Offshore-Crew von vier Mann zu bohren, unterstützt von
2 Ingenieuren aus dem Schlumberger Operations Support Center
in Aberdeen. Die Drehsteuertechnologie PowerDrive Xceed*, die
multifunktionale Dienstleistung EcoScope für Aufzeichnungen während
des Bohrvorgangs, das StethoScope-System zum Aufbau von Druck
während des Bohrvorgangs und die sonicVISION*-Technologie für
Ultraschalluntersuchungen während des Bohrvorgangs von Drilling und
Measurements lieferten die notwendige Effizienz beim Bohren, um
einen erfolgreichen Fernbetrieb zu erm�glichen. Das Ergebnis dieser
Technologie ist es, dass die Anzahl an Personen auf der räumlich
beschränkten Offshore-Plattform gesenkt werden konnte.
In Russland wurde dank der Technologien der Schlumberger
Drilling Group ein neuer Feldrekord für Eriell aufgestellt, während
das Unternehmen einen 8 5/8 Zoll großen Bohrabschnitt im
Samburgskoe-Feld in der Region Novy Urengoy bohrte. Die mit
PowerDrive vortex* von Drilling und Measurements angetriebene
Drehsteuertechnologie gemeinsam mit einem maßgeschneiderten
PCD-Bohrkopf von Smith erreichten eine Bohrgeschwindigkeit von
41,4 m/h und legte eine Strecke von 1.968 m zurück, was
das beste Ergebnis in diesem Feld darstellt.
In Kasachstan wurde mithilfe der Technologien der Schlumberger
Drilling Group eine neuer Rekord für Zhaikmunai LLP aufgestellt,
als ein 11 5/8 Zoll großer Bohrabschnitt eines Tunnels im
Chinarevskoe-Feld gebohrt wurde. Eine Kombination der Technologien
von Drilling und Measurements, der Drehsteuertechnologie PowerDrive
X6* und ein maßgeschneiderter PDC-Bohrer von Smith mit einer
ONYX*-Schneidertechnologie machten es m�glich, dass der gesamte
Abschnitt in einem einzigen Durchgang mit einer durchschnittlichen
Bohrgeschwindigkeit von 21,9 m/h gebohrt werden konnte. Ein
besseres Ergebnis wurde bis heute nicht erzielt.
In Russland verwendete Schlumberger die Stinger*-Technologie mit
einem konischen Diamantenelement auf einem maßgeschneiderten
Smith-Bohrkopf bei einem Auftrag für VCNG, einem Unternehmen des
Rosneft-Konzerns, um einen 12,25 Zoll großen Abschnitt im
Verchnechonskoe-Feld in Ostsibirien zu bohren. Dank des Bohrkopfes
konnte die Bohrgeschwindigkeit um über 63 Prozent im Vergleich zu
den besten Offset-Bohrl�chern in demselben Feld verbessert werden,
wobei es nur zu sehr geringen Abnutzungen kam. Zusätzlich dazu
wurde der gesamte Abschnitt mit einer Länge von 12,25 Zoll in einem
einzigen Durchgang mit einer durchschnittlichen Bohrgeschwindigkeit
gebohrt, die um 140 Prozent h�her lag als bei herk�mmlichen
PDC-Bohrk�pfen.
Im Kaspischen Meer führte Drilling Group Technologies für BP
Azerbaijan erfolgreich einen Auftrag zum Unterfräsen während des
Bohrvorganges in einem komplexen, erweiterten Bohrloch außerhalb
von Baku durch. Die Kombination aus einem nach Bedarf hydraulisch
betriebenen Rhino XC*-Räumer von Drilling Tools und Remedial und
einem maßgeschneiderten PDC-Bohrkopf von Smith gemeinsam mit der
ONYX II*-Schneidertechnologie machten eine schnellere
Räumeraktivierung und -deaktivierung von der Oberfläche aus
m�glich. Dabei konnten unterschiedliche technische
Herausforderungen gemeistert werden, einschließlich einer
äquivalenten, zirkulierenden Dichtheitskontrolle. Eine Nachanalyse
ließ darauf schließen, dass die Rhino XC- und die
ONYX-Schneidertechnologie sämtliche operativen Ziele erfüllt hat,
und zeigte bei einer Inspektion lediglich geringe Anzeichen für
Abnutzung. Dieser Auftrag war der erste Unterfräsdurchgang mit
Multiaktivierung/Deaktivierung ohne Kugelkopf im Kaspischen
Meer.
Production Group
Die Erträge im vierten Quartal waren mit 4,22 Mrd. USD
im Vergleich zum Vorjahresquartal um 5 Prozent h�her und wuchsen
auf Jahressicht um 8 Prozent. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag
mit 730 Mio. USD um 3 Prozent h�her als im Vorquartal und
um 26 Prozent h�her als im Vorjahr.
Der Anstieg bei den Erträgen ergab sich überwiegend aus
stärkeren Produktumsätzen in den Bereichen Completions und
Artificial Lift, gemeinsam mit der Einführung einer neuen
Technologie und der Ausweitung des Geschäfts. Der Bereich Well
Intervention Services schrumpfte überwiegend auf dem
nordamerikanischen Festland, während die Erträge von Well Services
zu einem großen Teil aufgrund verstärkter Tätigkeiten auf den
internationalen Märkten wuchsen. Auch die Zahl der Bauabschnitte
von Well Services in Nordamerika steigerte sich, jedoch ging der
Umsatz aufgrund der anhaltenden Preisschwäche infolge des
Überangebots an hydraulischen Anlagen zurück.
Die operative Marge vor Steuern von 17,3 Prozent blieb,
verglichen mit dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert, stieg
aber im Vergleich zum Vorjahr um 244 Basispunkte. Das Ergebnis
im Vergleich zum Vorquartal konnte einem positiven Einfluss durch
den Produktumsatz von Completions und Artificial Lift gegen
Jahresende und einer verbesserten SPM-Rentabilität gutgeschrieben
werden, das jedoch von der andauernden Preisschwäche bei Well
Services und einem Rückgang der Tätigkeiten von Well Intervention
Services aufgezehrt wurde.
Zu den H�hepunkten im Bereich Production Group während des
vierten Quartals geh�rte eine Reihe von Technologieerfolgen.
In Russland führte PetroStim, ein Joint-Venture von
Schlumberger, die erste Stimulationsbehandlung in mehreren
Schichten für Gazpromneft Orenburg im �stlichen Teil des
Orenburg-Öl- und Gaskondensatfelds durch. Die
Stimulationsbehandlung wurde in fünf Stufen entlang eines
600 m langen, horizontalen Abschnitts eines Loches
durchgeführt, welches in einer sehr dichten Karbonatformation
gebohrt worden war. Als Ergebnis lag die anfängliche,
durchschnittliche Produktion der Bohrung bei ca. 500 Barrel
pro Tag und damit zwei Mal h�her als erwartet.
Nachdem Schlumberger gemeinem mit der Kuwait Oil Company (KOC)
einige m�gliche Bohrl�cher untersucht hatte, wurde in Kuwait das
obere Burgan-Vorkommen im Sabriyah-Feld durch den Einsatz der
HiWAY*-Technologie von Well Services zur Flow-Channel-Frakturierung
stimuliert. Nach der Analyse der Frakturierungsdaten durch den
Bewertungsdienst DataFRAC* wurde der Pumpzeitplan fertiggestellt
und die Behandlung im Hinblick auf das Design erfolgreich
durchgeführt. Nach der Behandlung wurde ein Flussprofil von ca.
1.000 BFPD (Barrels of Fluid per Day – Barrels Flüssigkeit pro
Tag) bei einem Wasseranteil von 20 Prozent gemessen. Dabei wurden
400 Barrel pro Tag mehr Öl gewonnen, als ursprünglich erwartet
worden war. Dies war das erste Mal, dass die HiWAY-Technik in
Kuwait angewendet wurde. Aufgrund dieser Ergebnisse wird ein
zweiter Einsatz im nahegelegenen Raudhatain-Feld geplant.
In Kuwait wurden die Dienste des Well Intervention Blaster* von
der Kuwait Oil Company für die Stimulationsbehandlung einer neuen
Bohrung in der festen Ratawi-Kalksteinformation genutzt. Die
Blaster-Dienste stellten ein effektives Mittel zur Beseitigung des
Filterkuchens dar, die es, gemeinsam mit einer
Kaltschlauch-Stimulationsbehandlung, erm�glichten, dass der
Betreiber die Produktion des Bohrlochs mehr als verdoppeln
konnte.
In Russland führte Well Intervention einen komplizierten
Eingriff zur Beendigung des Wasserzuflusses für Lukoil an einem
horizontalen Bohrloch in Westsibirien durch. Dieses Bohrloch sollte
aufgegeben werden, weil daraus lediglich Wasser gewonnen werden
konnte. Das Vantage*-System mit einem modularen,
rohrstranggeführten Bohrkopf wurde für die Vermessung der Bohrk�pfe
vor und nach der Behandlung genutzt, um die Bereiche zu
identifizieren, in denen Wasser eingebrochen ist, und um die
Wirksamkeit der Arbeiten zur Beendigung des Wasserzuflusses zu
bewerten. Nachdem die Wasserzuflussbereiche herausgestellt worden
waren, wurden die Arbeiten zur Beendigung des Wasserzuflusses
durchgeführt. Dabei wurde eine Zementschlamml�sung genutzt, welche
durch den Einsatz von zwei aufblasbaren, rohrstranggeführten
CoilFLATE*-Packern genau ausgerichtet werden konnte. Durch ein
Eingriff konnte der Wasserzufluss um 30 Prozent gesenkt werden,
wodurch es dem Kunden erm�glicht wurde, das Bohrloch wieder
produktiv zu machen.
Vor der Küste Nigerias setzte Well Services das OneSTEP*-System
zur vereinfachten Behandlung von Sandstein für das Unternehmen Star
Deep Water Petroleum Limited ein, um das Problem einer wachsende
Haut und einer sinkenden Produktion bei zwei Bohrl�chern in der
17D-Formation des Agbami-Tiefsee-Felds zu meistern. Vor der
Matrix-Stimulationsbehandlung wurden Proben vom Kern der Formation
genommen und analysiert und die Schadenmechanismen als
Feinmigration identifiziert. Die OneSTEP-Stimulationsflüssigkeit
wurde anschließend effektiv als Einphasenflüssigkeit abgepumpt,
verglichen mit herk�mmlichen Matrixstimulationssystemen, für die
mehrere Phasen ben�tigt werden. Die OneSTEP-Stimulationsbehandlung
glich die Minderung effektiv aus und führte zu einer Verbesserung
der Produktion in beiden Bohrl�chern um 90 Prozent bzw. 150
Prozent, verglichen mit den Produktionswerten vor der Stimulation.
Dieser Auftrag wurde sicher abgeschlossen und übertraf die
Erwartungen des Kunden.
In Franz�sisch-Guyana setzte Well Services erfolgreich
11 Zementstopfen mit einer Länge ein, die auf über 350 m
ausgeweitet worden war. Durchgeführt wurden diese Aufgaben für
Shell bei Explorationsbohrl�chern in den Ultratiefsee-Feldern
Zaedyus und Priondontes. Die Durchführung lief ohne Probleme ab und
dank der Ergebnisse sparte Shell mehr als 24 Stunden
Betriebszeit, was einer Einsparung von ca. 1,2 Mio. USD
pro Tag für das Bohrschiff entspricht.
In Arkansas wurden die Mehrphasen-Stimulationstechnologien der
nächsten Generation der Completions Group von Schlumberger im
Rahmen eines Projektes von BHP Billiton eingesetzt, um die
Fertigstellungszeit im Schiefergebiet Fayetteville zu reduzieren.
Die Kombination aus den Technologien der
KickStart*-Bruchscheibenventile und der abbaubaren Materialien
sorgte dafür, dass ein mechanischer Eingriff während der ersten
hydraulischen Frakturierungsphase eines jeden Bohrlochs nicht mehr
notwendig war, gemeinsam mit den zeitaufwändigen Fräsarbeiten an
den Stopfen.
In Kolumbien führte Schlumberger die erste mehrschichtige
Kiesaufschüttung bei einem einzelselektiven, horizontalen Bohrloch
für Hocol, einem Tochterunternehmen von Ecopetrol, durch, um die
Sandproduktion und einen hohen Wasserzufluss in einem Bohrloch im
Los Llanos-Vorderlandbecken unter Kontrolle zu bekommen. Das
Fertigstellungsdesign basierte auf den Sand Management Solutions
OptiPAC* Alternate Path‡-Systemen, bestehend aus Öl-Swell-Packern
und einer hybriden, innenselektiven Produktionskette. Dank der
Wireline Flow Scanner*-Technologie zur Datenerfassung bei
horizontalen Bohrl�chern war es m�glich, das Verhalten des
Vorkommens besser zu verstehen, und sie lieferte die
Produktionsdaten für sämtliche Sandgesteine, um eine erfolgreiche
Zonenisolierung zu validieren. Die Kombination aus Technologien von
Schlumberger, die bei diesem schwierigen horizontalen Bohrloch
eingesetzt wurden, hat dabei geholfen, dass das Asset-Team des
Kunden das Vorkommen mit robusteren Daten charakterisieren konnte.
Dies wiederum führte zu einem besseren Management des Vorkommens
und die Aufnahme neuer Reserven.
Murphy Sabah Oil Co. Ltd. hat einen Vier-Jahres-Vertrag für die
Lieferung von Produkten und Dienstleistungen im Zusammenhang mit
den Tätigkeiten der Kiesauffüllung an der Offshore-Plattform Sabah
in Malaysia an Schlumberger vergeben. In diesem Vertrag enthalten
sind die Sand Management Solutions OptiPac Alternate Path-Systeme,
das ClearPAC*-Flüssigkeitssystem für die Kiesaufschüttung von Well
Services und der Einsatz des DeepSTIM* II-Stimulationsschiffes,
welches exakt für diesen Zweck entwickelt wurde.
CNR International SARL (CNRI) aus der Elfenbeinküste erteilte
Schlumberger den Auftrag, die Arbeiten zur Fertigstellung der
Bohrungen, die im Rahmen des Baobab Phase 3-Projekts in den
Gewässern vor der Küste der Elfenbeinküste geplant waren,
durchzuführen. Der Auftrag umfasst die Installation und
Fertigstellung von sechs Unterwasserbohrungen. Der Zuschlag deckt
die h�her und tiefer gehenden Abschlüsse, einschließlich der
Sanduntersuchungen und der Kiesaufschüttung. Zusätzlich wird das
OptiPAC Alternate Path-System für die Kiesaufschüttung genutzt, um
zu gewährleisten, dass die Aufschüttung der langen, horizontalen
Abschnitte auch in einer schwierigen Umgebung vollständig ist.
Vor den Küsten Katars erhielt Schlumberger Completions einen
Auftrag mit einer Laufzeit von drei Jahren von Maersk Oil Qatar AS,
Produkte und Dienstleistungen für das Block-5-Feld zu liefern. Der
Auftrag umfasst die Geräte für die permanente Anzeige für die
Bohrl�cher, einzelne und mehrschichtige Flatpacks,
Steuerungsleitungsklemmen und von der Oberfläche aus hydraulisch
steuerbare Schiebehülsen. Die ersten Geräte zur permanenten Anzeige
für die Bohrl�cher für Maersk Oil Qatar AS wurden von Schlumberger
im Jahr 1995 installiert, und die Geräte liefern auch heute noch
zuverlässige Echtzeitdaten zu Druck und Temperatur. Insgesamt
wurden für den Kunden 188 Geräte zur permanenten Anzeige für die
Bohrl�cher und Sensoren mit Oberflächendaten-Kommunikationssystem
in diesem Feld vor der Küste installiert, wodurch diesem eine
Fernüberwachung der Bohrl�cher in Echtzeit für ein verbessertes
Management des Vorkommens erm�glicht wurde.
In Indien erhielt Schlumberger den Zuschlag für einen Vertrag
für mehrfache Dienstleistungen von Oil India Ltd. für die
Detailkonstruktion, die Bohrungen und die Fertigstellung von sechs
horizontalen Bohrungen in den Feldern Makum, Deohal und North
Hapjan auf dem Festland. Traditionell wurden die horizontalen
Bohrungen in diesen Feldern mit konventionellen Schlitzrohrfahrten
abgeschlossen. Der wichtigste Faktor, der zum Zuschlag für diesen
Auftrag beigetragen hat, war die Einführung der FluxRITE*-Systeme
von Schlumberger Completions für Geräte zur Steuerung von
Einstr�mungen. Damit ist eine zuverlässige Kontrolle von
mitgef�rdertem Wasser und ein besseres Management des Sandgesteins
m�glich, sodass es dem Kunden m�glich ist, die Ölf�rderung zu
maximieren. Der Vertrag mit einer Laufzeit von 18 Monaten umfasst
Dienstleistungen von Drilling und Measurements, M-I SWACO, Drilling
Tools und Remedial, Completions und Well Services.
Bilanz
Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie) Viertes Quartal
Zw�lfmonatszeitraum bis 31. Dezember
2013
2012
2013 2012
Umsatz
$ 11.906 $ 11.083
$
45.266 $ 41.731 Zinsen und sonstige Erträge, netto(1)
59 35
165 172 Gewinn aus der Gründung von
OneSubsea(2)
- -
1.028 - Ausgaben Umsatzkosten (2)
9.283 8.762
35.331 32.885 Forschung und Engineering
304 304
1.174 1.153 Vertriebsgemeinkosten
111
111
416 405 Fusion und Integration(2)
- 60
-
128 Wertminderungen und Sonstiges(2)
- 33
456 33
Zinsen
97
93
391 340
Ertrag vor Steuern
2.170 1.755
8.691 6.959
Ertragsteuer(2)
487
432
1.848
1.700 Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
1.683
1.323
6.843 5.259 Gewinne/(Verluste) aus eingestellten
Geschäftsbereichen
-
48
(69 )
260 Nettoertrag
1.683 1.371
6.774 5.519
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen
19 9
42
29 Auf Schlumberger entfallender
Nettogewinn
$ 1.664 $
1.362
$ 6.732 $
5.490 Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt
zuzuordnen: Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2)
$
1.664 $ 1.314
$ 6.801 $ 5.230
Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen
- 48
(69 ) 260 Nettoertrag
$ 1.664 $ 1.362
$ 6.732 $ 5.490
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit(2)
$ 1,26 $ 0,98
$
5,10 $ 3,91 Gewinne/(Verluste) aus eingestellten
Geschäftsbereichen
-
0,04
(0,05 )
0,19 Nettoertrag
$
1,26 $ 1,02
$ 5,05
$ 4,10 Mittelwert der im Umlauf
befindlichen Aktien
1.312 1.328
1.323 1.330
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.326
1.336
1.333
1.339 In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und
Abschreibungen(3)
$ 930 $
930
$ 3.666 $
3.500
1) Enthält folgende Zinserträge:
Viertes Quartal 2013 –
11 Mio. USD (2012 – 6 Mio. USD)
Zw�lfmonatszeitraum 2013 –
31 Mio. USD (2012: 29 Mio. USD)
2) Eine Einzelaufstellung der Belastungen
und Gutschriften findet sich auf Seite 14.
3) Einschließlich Aufwendungen für
seismische Multiclient-Daten.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
(Angaben in Mio.)
31. Dez. 31. Dez. Gesamtverm�gen
2013 2012 Umlaufverm�gen Barmittel und
kurzfristige Kapitalanlagen
$ 8.370 $ 6.274
Forderungen
11.497 11.351 Sonstiges Umlaufverm�gen
6.358 6.531
26.225 24.156 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche
Kapitalanlagen
363 245 Anlageverm�gen
15.096 14.780
Seismische Multiclient-Daten
667 518 Firmenwert (Goodwill)
14.706 14.585 Sonstige immaterielle Verm�genswerte
4.709 4.802 Sonstige Verm�genswerte
5.334 2.461
$ 67.100 $ 61.547 Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen
$ 8.837
$ 8.453 Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer
1.490
1.426
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger
Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
2.783 2.121 Auszuschüttende Dividenden
415 368
13.525 12.368
Langfristige Schulden
10.393 9.509 Pensionsnebenleistungen
670 2.169 Latente Steuern
1.708 1.493 Sonstige
Verbindlichkeiten
1.169
1.150
27.465 26.689 Eigenkapital
39.635 34.858
$ 67.100 $ 61.547
Nettoverbindlichkeiten
„Nettoverbindlichkeiten“, keine Pflichtangabe gemäß den
US-amerikanischen Rechnungslegungsprinzipien (nicht GAAP), 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. Details der Änderungen bei
Nettoverbindlichkeiten für das Gesamtjahr folgen:
(Angaben in Mio.)
Zw�lfmonatszeitraum
2013
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2013
$
(5.111 ) Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
6.801 Wertminderungen und Abschreibungen
3.666 Gewinn
aus der Gründung von OneSubsea
(1.028 ) Kosten
608 Pensionsleistungen und andere Aufwendungen für
Pensionsnebenleistungen
518 Aufwendungen für aktienbasierte
Vergütungen
344 Pensionsleistungen und andere Mittel für
Pensionsnebenleistungen
(527 )
Betriebskapitalerh�hung
(27 ) Kapitalaufwendungen
(3.943 ) Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten
(394 ) Ausgeschüttete Dividenden
(1.608
) Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen
537
Aktienrückkaufprogramm
(2.596 ) Zahlung für
OneSubsea-Transaktion
(600 ) Firmenübernahmen,
abzüglich übernommener Barmittel und Verbindlichkeiten
(610
) Sonstiges
(358 ) Währungseffekte auf
Nettoverbindlichkeiten
(115 )
Nettoverbindlichkeiten zum 31. Dezember 2013
$
(4.443 ) Bestandteile der
Nettoverbindlichkeiten
31. Dez.2013
31. Dez.2012
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
$ 8.370 $
6.274 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
363 245 Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an
langfristigen Verbindlichkeiten
(2.783 ) (2.121 )
Langfristige Schulden
(10.393 ) (9.509
)
$ (4.443 ) $ (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 vierten Quartal auch nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der
US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die
Abstimmung nicht GAAP-konformer Kennzahlen mit den vergleichbaren
GAAP-Kennzahlen:
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie)
Viertes Quartal 2013 Vor Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger, wie ausgewiesen
$ 2.170 $ 487 $ 19 $ 1.664 $ 1,26 Rückstellungen für Forderungen(1)
152 30 -
122 0,09
Umsatzkosten
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 2.322 $ 517 $ 19
$ 1.786 $ 1,35
Viertes
Quartal 2012 Vor Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger, wie ausgewiesen
$ 1.755 $ 432 $ 9 $ 1.314 $ 0,98 Fusions- und Integrationskosten 60
10 - 50 0,04 Fusion und Integration Belegschaftsverkleinerung
33 6 -
27 0,02
Umsatzkosten
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 1.848 $ 448 $ 9
$ 1.391 $ 1,04
Zw�lfmonatszeitraum 2013 Vor Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger, wie ausgewiesen
$ 8.691 $ 1.848 $ 42 $ 6.801 $ 5,10 Gewinn aus der Gründung des
Joint Ventures OneSubsea (1.028 ) - - (1.028 ) (0,77 )
Gewinn aus der Gründung von OneSubsea
Wertminderung von Anlagen nach der Equity-Methode 364 19 - 345 0,26
Wertminderungen und Sonstiges
Rückstellungen für Forderungen(1) 152 30 - 122 0,09
Umsatzkosten
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela 92
- -
92 0,07
Wertminderungen und Sonstiges
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 8.271 $ 1.897 $ 42
$ 6.332 $ 4,75
Zw�lfmonatszeitraum 2012 Vor Steuern Steuer
Minderheits-beteiligung
Netto
VerwässertesErgebnis je Aktie
Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger, wie ausgewiesen
$ 6.959 $ 1.700 $ 29 $ 5.230 $ 3,91 Fusions- und Integrationskosten
128 16 - 112 0,08 Fusion und Integration Belegschaftsverkleinerung
33 6 -
27 0,02
Umsatzkosten
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
von Schlumberger unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften
$ 7.120 $ 1.722 $ 29
$ 5.369 $ 4,01 Im
dritten Quartal 2013 sind weder Belastungen noch Gutschriften
auszuweisen. (1) Bezieht sich auf einen Kunden in Brasilien,
gegen den ein Insolvenzverfahren eingeleitet wurde.
Produktgruppen (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis 31. Dez. 2013
30. Sept. 2013 31. Dez. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Reservoir Characterization –
Reservoircharakterisierung
$ 3.249 $
1.031 $ 3.232 $ 983 $ 3.093 $ 886 Drilling – Bohren
4.497 880 4.415 894 4.120 688 Production – F�rderung
4.219 730 4.024 707 3.906 581 Ausbuchungen und
Sonstiges
(59 ) (37 )
(63 ) (88 ) (36 ) (43 )
11.906
2.604 11.608 2.496 11.083 2.112 Konzern und Sonstiges
- (197 ) - (179 ) - (180 ) Zinserträge(1)
- 7 - 6 - 6 Zinsaufwendungen(1)
- (92
) - (92 ) - (90 ) Belastungen und Gutschriften
- (152 ) -
- - (93 )
$ 11.906
$ 2.170 $ 11.608 $ 2.231 $
11.083 $ 1.755
Geografische Regionen
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis 31. Dez.
2013 30. Sept. 2013 31. Dez. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Nordamerika
$ 3.649 $
716 $ 3.602 $ 730 $ 3.422 $ 656 Lateinamerika
2.000
425 1.934 399 2.071 377 Europa/GUS/Afrika
3.211
725 3.178 714 2.958 579 Naher/Mittlerer Osten und Asien
2.936 767 2.801 730 2.485 549 Ausbuchungen und
Sonstiges
110 (29 )
93 (77 ) 147 (49 )
11.906 2.604 11.608 2.496 11.083 2.112 Konzern und
Sonstiges
- (197 ) - (179 ) - (180 )
Zinserträge(1)
- 7 - 6 - 6 Zinsaufwendungen(1)
- (92 ) - (92 ) - (90 ) Belastungen und
Gutschriften
- (152 )
- - - (93 )
$ 11.906 $ 2.170 $ 11.608
$ 2.231 $ 11.083 $ 1.755
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen
der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.
Produktgruppen (Angaben in Mio.)
Zw�lfmonatszeitraum bis 31. Dez. 2013
31. Dez. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Reservoir Characterization –
Reservoircharakterisierung
$ 12.246 $
3.647 $ 11.159 $ 3.069 Drilling – Bohren
17.317
3.309 15.892 2.789 Production – F�rderung
15.927
2.619 14.802 2.327 Ausbuchungen und Sonstiges
(224 ) (231 ) (122 )
(68 )
45.266 9.344 41.731 8.117 Konzern und
Sonstiges
- (726 ) - (696 ) Zinserträge(1)
- 22 - 30 Zinsaufwendungen(1)
- (369
) - (331 ) Belastungen und Gutschriften
-
420 - (161 )
$ 45.266 $ 8.691 $ 41.731
$ 6.959
Geografische Regionen (Angaben
in Mio.)
Zw�lfmonatszeitraum bis 31. Dez. 2013
31. Dez. 2012
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Nordamerika
$ 13.897 $
2.735 $ 13.535 $ 2.737 Lateinamerika
7.751
1.589 7.554 1.387 Europa/GUS/Afrika
12.366
2.589 11.444 2.245 Naher/Mittlerer Osten und Asien
10.810 2.700 8.775 1.921 Ausbuchungen und Sonstiges
442 (269 ) 423
(173 )
45.266 9.344 41.731 8.117
Konzern und Sonstiges
- (726 ) - (696 )
Zinserträge(1)
- 22 - 30 Zinsaufwendungen(1)
-
(369 ) - (331 ) Belastungen und Gutschriften
- 420 -
(161 )
$ 45.266 $ 8.691 $
41.731 $ 6.959
(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
Informationen für Kunden aus der Erd�l- und Erdgasindustrie auf der
ganzen Welt. Mit 123.000 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 2013 einen Umsatz aus laufender
Geschäftstätigkeit in H�he von 45,27 Mrd. USD 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, dem 17. Januar 2014,
eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und
Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr
US Central Time (CT) , das heißt um 15:00 Uhr MEZ. Um an
dieser �ffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie
bitte ungefähr 10 Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an,
entweder unter +1-800-230-1766 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 17. November 2014
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
306544 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 LimitedMalcolm Theobald – Schlumberger Limited,
Vice President Investor RelationsJoy V. Domingo – Schlumberger
Limited, Manager Investor RelationsBüro
+1 (713) 375-3535investor-relations@slb.com
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