- Umsätze in H�he von 8,5 Milliarden
US-Dollar nahmen gegenüber dem Vorquartal um sechs Prozent ab
- Gewinn pro Aktie (EPS) von 0,78
US-Dollar ging gegenüber dem Vorquartal um elf Prozent zurück
- Barmittelzufluss von 1,7 Milliarden
US-Dollar bildete 170 Prozent des Gewinns
- Rückgang der operativen Marge gegenüber
dem Vorquartal bzw. dem Vorjahr lag bei 35 bzw. 31 Prozent.
- 6,9 Millionen Aktien für 545 Millionen
US-Dollar zurückgekauft
Schlumberger Limited (NYSE:SLB) hat heute die Ergebnisse für das
dritte Quartal 2015 ausgewiesen.
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis
Veränderung 30. Sept. 2015
30. Juni 2015 30. Sept. 2014
gegenüber
Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$
8.472 $ 9.010
$ 12.646
-6 Prozent -33 Prozent Betriebsergebnis vor Steuern
1.521 1.708 2.806
-11 Prozent -46 Prozent
Erträge von SLB aus laufender Geschäftstätigkeit*
989 1.124
1.949
-12 Prozent -49 Prozent Verwässerte EPS aus
laufender Geschäftstätigkeit*
$ 0,78 $ 0,88 $ 1,49
-11
Prozent -48 Prozent Operative Marge vor Steuern
18,0
Prozent 19,0 Prozent 22,2 Prozent
-101 bps -424
bps Umsätze in Nordamerika
$ 2.273 $ 2.361
$ 4.255
–4 Prozent -47 Prozent Betriebsergebnis vor Steuern
in Nordamerika
202 242 825
- 17 Prozent -76
Prozent Operative Marge vor Steuern in Nordamerika
8,9
Prozent 10,2 Prozent 19,4 Prozent
-136 bps -1.051
bps Internationale Umsätze
$ 6.068 $ 6.525
$ 8.309
-7 Prozent –27 Prozent Internationales
Betriebsergebnis vor Steuern
1.440 1.595 2.041
- 10
Prozent - 29 Prozent Internationale operative Marge vor
Steuern
23,7 Prozent 24,5 Prozent 24,6 Prozent
-72
bps -83 bps *Im zweiten und dritten Quartal 2015
sowie im dritten Quartal 2014 waren weder Belastungen noch
Gutschriften auszuweisen.
Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, sagte dazu:
„Die Umsätze von Schlumberger im dritten Quartal nahmen gegenüber
dem Vorquartal aufgrund eines kontinuierlichen Rückgangs der
Bohraktivität und anhaltenden Preisdrucks bei allen unseren
internationalen Aktivitäten um sechs Prozent ab. Die Umsätze in
Nordamerika sanken gegenüber dem Vorquartal um vier Prozent, da wir
uns auf den Ausgleich von Margen und Marktanteil konzentrierten,
während die Umsätze des Bereichs International um sieben Prozent
aufgrund von Budgetkürzungen der Kunden, Unterbrechungen von
Aktivitäten und einer Preiserosion bei den Services fielen.
Das Geschäftsumfeld verschlechterte sich im dritten Quartal
weiter. Die Maßnahmen, die wir in früheren Quartalen zur
Kostensenkung ergriffen haben sowie die Beschleunigung unseres
Transformationsprogramms erm�glichten es uns jedoch, unser
finanzielles Abschneiden zu schützen, während sich in der Branche
der schwerste Geschäftsrückgang seit Jahrzehnten abzeichnet.
Infolge unserer Maßnahmen waren wir in der Lage, operative Margen
vor Steuern zu liefern, die deutlich über den während früherer
Geschäftsrückgänge beobachteten lagen, und konnten im dritten
Quartal weiterhin signifikante Liquidität mit freiem Cashflow von
1,7 Milliarden US-Dollar generieren, was 170 Prozent der Erträge
repräsentierte.
In den ersten neun Monaten des Jahres 2015 fielen unsere Umsätze
gegenüber dem Vorjahr in Nordamerika um 34 Prozent und
international um 18 Prozent. Trotz der Gr�ße dieser Rückgänge
blieben die Rückgänge unserer operativen Margen im gleichen
Zeitraum in Nordamerika auf 34 Prozent und international auf 23
Prozent beschränkt. Diese Zahlen sind weiterhin erheblich besser
als die, die wir während des Geschäftsrückgangs 2009 liefern
konnten.
Bei den Geschäftssegmenten fielen die Umsätze der Drilling Group
gegenüber dem Vorquartal während des dritten Quartals aufgrund
geschwächter Bohraktivität und kontinuierlichen Preisdrucks sowohl
in Nordamerika als auch den internationalen Bereichen um sieben
Prozent. Die Umsätze von Production Group und Reservoir
Characterization Group gingen jeweils um fünf Prozent zurück, da
die Aktivitäten und Preise für F�rderservices auf dem
nordamerikanischen Festland weiterhin fielen und die Nachfrage nach
Explorationsprodukten und -services international weiterhin
abnahm.
Beim Eintritt in das letzte Quartal des Jahres ist der Ölmarkt
noch immer von Befürchtungen reduzierten Wachstums der Nachfrage in
China und den Erwartungen hinsichtlich der zeitlichen Abstimmung
und Gr�ße zusätzlicher Lieferungen aus dem Iran belastet. Das
grundsätzliche Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage wird
jedoch sowohl aufgrund des soliden globalen makro�konomischen
Wachstums als auch eines geschwächten Angebots knapper, während die
drastischen Kürzungen bei den Upstream-Investitionen allmählich zum
Tragen kommen. Wir gehen davon aus, dass sich dieser Trend
fortsetzen wird, wenn der Ölmarkt zunehmend das Ausmaß der
Schwierigkeiten erkennt, die mit dem jährlich aufzubringenden
Ersatz in der F�rderbranche verbunden sind.
Für Ölfeld-Dienstleistungen sieht die Marktprognose für die
kommenden Quartale immer anspruchsvoller aus, wobei davon
ausgegangen wird, dass die Aktivitäten weiter zurückgehen werden,
da die Investitionen für eine Reihe von Kunden durch einen Mangel
verfügbarer Cash-Flows ersch�pft werden. Die Kunden vertreten daher
für die Upstream-Ausgaben im Jahr 2016 trotz schrittweiser
Verbesserungen der Ölpreise einen konservativen Standpunkt.
Außerdem wird die Wintersaison die normalen Auswirkungen auf die
Aktivitäten im vierten Quartal haben, die in diesem Jahr
wahrscheinlich nicht durch die üblichen Verkäufe von Software,
Produkten und Multiclient-Lizenzen ausgeglichen werden.
Angesichts der konservativen Kundenbudgets für das nächste Jahr
treten wir daher in einen weiteren Zeitraum ein, während dessen wir
die Ressourcen entsprechend den Aktivitäten kontinuierlich anpassen
werden, da es bei der Erholung des Marktes jetzt Verz�gerungen zu
geben scheint. Wir konzentrieren uns weiterhin auf unsere
Kostenbasis und beschleunigen unser Transformationsprogramm weiter,
um zum Ausgleich der Auswirkungen niedrigerer Servicepreise
beizutragen. Beim Bewegen durch die aktuelle Handelslandschaft
versuchen wir weiterhin ein Gleichgewicht zwischen Marktanteil und
operativen Margen zu schaffen. Gleichzeitig suchen wir weiterhin
nach M�glichkeiten, unser Portfolio über gezielte Fusionen und
Übernahmen zu erweitern, so etwa durch unsere Transaktion mit
Cameron, bei der die Integrationsplanung bereits weit
fortgeschritten ist.
Bei Schlumberger bleiben wir zuversichtlich, dass wir in der
Lage sind, diesen Geschäftsrückgang deutlich besser zu überstehen
als unser Umfeld. Durch unsere internationale Präsenz, die Stärke
unseres technologischen Angebots und unser Transformationsprogramm
schaffen wir genügend Leverage, um den Marktanteil zu erh�hen,
hervorragende Erträge zu verbuchen und weiterhin beispiellos hohe
freie Cash-Flows zu liefern, während wir unseren Kunden
gleichzeitig durch die Verbesserung der Produktion, die Verstärkung
der Erholung des Marktes und die Senkung des Preises pro Barrel
Qualität liefern k�nnen.”
Sonstige Ereignisse
Im dritten Quartal kaufte Schlumberger 6,9 Millionen Stammaktien
zu einem Durchschnittspreis von je 78,76 US-Dollar für insgesamt
545 Millionen US-Dollar zurück. Mit Stand zum 30. September 2015
hatte Schlumberger 8,2 Milliarden Aktien im Rahmen des vom Vorstand
(Board of Directors) am 18. Juli 2013 genehmigten
Aktienrückkaufprogramms im Wert von zehn Milliarden US-Dollar
zurückgekauft.
Am 26. August 2015 gaben Schlumberger und Cameron gemeinsam
bekannt, dass sie einen definitiven Fusionsvertrag abgeschlossen
haben, nach dem Cameron in einer Aktien- und Bargeldtransaktion mit
einer mittelbaren hundertprozentigen Tochtergesellschaft von
Schlumberger verschmelzen wird. Der Transaktion wurde von den
Vorständen beider Unternehmen einhellig zugestimmt. Gemäß den
Bedingungen der Vereinbarung werden die Aktionäre von Cameron 0,716
Stammaktien von Schlumberger sowie eine Barzahlung von 14,44
US-Dollar für jede Cameron-Aktie erhalten. Bei Abschluss werden die
Aktionäre von Cameron etwa zehn Prozent der ausstehenden
Stammaktien von Schlumberger besitzen.
Am 31. August 2015 unterzeichneten Schlumberger und IBM einen
Vertrag für die Bereitstellung integrierter Services für
Upstream-Öl- und -Gaskunden, mit dem der Business-Impact von
Projekten im F�rderungsbetrieb verbessert werden wird.
Am 2. September 2015 hat Schlumberger die Übernahme von Novatek
Inc. und Novatek IP, LLC bekannt gegeben. Beide Unternehmen sind in
den USA ansässig und auf synthetische Diamanttechnologie vor allem
für die Öl- und Gasindustrie spezialisiert.
Am 9. September 2015 hat Schlumberger eine nicht bindende
Absichtserklärung zusammen mit einer Tochtergesellschaft der Bauer
Group unterzeichnet, einem deutschen Anlagenlieferanten, um ein
Joint Venture zu gründen, bei dem es vor allem um die technische
Planung und Herstellung einer neuen Generation von Bohrplattformen
auf dem Festland gehen wird.
Am 30. September 2015 hat Schlumberger T&T Engineering
Services, Inc. übernommen, ein Unternehmen mit Sitz in den USA, das
auf die Planung von Plattformen auf dem Festland spezialisiert
ist. Die Übernahme ist relevant für die Umsetzung von
Schlumbergers Vision einer Verbindung seiner integrierten
Untertage-Bohrtechnologie mit einer neuen Generation
hocheffizienter Bohrplattformen auf dem Festland.
Nordamerika
Die Umsätze in Nordamerika in H�he von 2,3 Milliarden US-Dollar
nahmen im dritten Quartal gegenüber dem Vorquartal um vier Prozent
ab und übertrafen gleichzeitig den Rückgang der Anzahl horizontaler
Plattformen auf dem US-amerikanischen Festland von sieben Prozent.
Aufgrund anhaltenden Preisdrucks gingen die Umsätze auf dem
Festland zurück, während die Umsätze in Alaska zurückgingen, da
Explorationsprojekte abgeschlossen wurden. Im US-amerikanischen
Golf von Mexiko gingen die Umsätze aufgrund geringerer seismischer
Multiclient-Verkäufe zurück, während h�here Technologieumsätze die
Auswirkungen von Preisreduzierungen einschränkten. Der Trend, dass
Explorationsplattformen für Bohr- und Fertigstellungsaktivitäten
(Drilling and Completion) umfunktioniert wurden, setzte sich jedoch
fort.
Die operative Marge vor Steuern in Nordamerika ging gegenüber
dem Vorquartal um 136 Basispunkte (bps) auf neun Prozent zurück,
vor allem aufgrund niedrigerer Preise in den Basins, was dazu
führte, das mehr Druckpumpenanlagen eingelagert und Crews neu
zugewiesen wurden. In bestimmten Basins wurde die
Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin eingesetzt, um Marktanteile
zu sichern und neue technische M�glichkeiten auszuloten. Der
ausgewogene Ansatz bei Marktanteil und Margen wird beibehalten,
damit wird unsere Führungsrolle bei den Niveaus der
Gesamtrentabilität in Nordamerika beibehalten. Die Offshore-Marge
nahm ebenfalls ab, da die Arbeiten von der Tiefsee-Exploration auf
Fertigstellungen und Bohrlochinterventionen verlagert wurden.
Während der ersten neun Monate des Jahres 2015 sind die Umsätze
in Nordamerika gegenüber dem Vorjahr um 34 Prozent zurückgegangen.
Dennoch lag der Rückgang der operativen Marge bei nur 34 Prozent.
Dies stellt gegenüber den für den gleichen Zeitraum während des
letzten Rückgangs verbuchten 58 Prozent eine deutliche Verbesserung
dar. Die operative Marge vor Steuern in den ersten neun Monaten des
Jahres 2015 ging gegenüber dem Vorjahr um 772 Basispunkte (bps)
zurück. Das ist weniger als die Hälfte der für den gleichen
Zeitraum 2009 berichteten Abnahme um 1589 Basispunkte. Die Stärke
dieser Leistung wurde durch zeitnahes Kosten- und
Ressourcenmanagement, die zunehmenden positiven Auswirkungen
unseres Transformationsprogrammes, starke neue Technologieverkäufe
und effizientes Lieferkettenmanagement unterstützt.
Im dritten Quartal erm�glichte das Transformationsprogramm einen
Anstieg der Produktivität der Mitarbeiter durch die Verbindung von
Multiskilling, Fernoperationen und dem Einsatz innovativer
Technologien. In Alaska reduzierte Drilling & Measurements
seine Plattformcrew von fünf auf drei. Dies war m�glich durch die
Schulung von für Logging während des Bohrens zuständigen
Ingenieuren und durch die Zuweisung zentraler Zuständigkeiten für
die verschiedenen Phasen der Aktivitäten, die umfassten, dass ein
Experte für Fernoperationen in einem Drilling Technology
Integration Center arbeitete. Durch diese Reduzierung am Bohrloch
konnte der Kunde jährliche Kosten in H�he von 180.000 US-Dollar
einsparen.
Im dritten Quartal trugen neue Technologien von Schlumberger zur
Steigerung der F�rderung und der betrieblichen Effizienz in
Nordamerika bei.
Die Umsätze durch unkonventionelle
Reservoir-Fertigstellungstechnologie von Well Services BroadBand*
übertraf seit ihrer Markteinführung die
Eine-Milliarde-Dollar-Marke. So konnte sie als als am schnellsten
wachsende neue Technologie in der Geschichte von Schlumberger
etabliert werden. Bei den Fracturing-Aktivitäten in Nordamerika
während des Quartals wurden 29 Prozent mit BroadBand-Technologie
durchgeführt.
In Westkanada erm�glichte die Technologie StingBlade* von
Schlumberger mit konischen Diamantelementen Progress Energy die
Verbesserung sowohl der Länge als auch des Bohrfortschritts (Rate
of Penetration, ROP) im Julienne-Feld des Montney Play. Heterogene
lithologische Eigenschaften im Untergrund resultieren
typischerweise in exzessiver Abnutzung und Schäden durch
Vibrationen am Bohrkopf, weshalb das Bohren teuer und eine
Kostenprognose schwierig wird. Dank der StingBlade-Technologie
konnte der Kunde im Vergleich zu Ausgleichsbohrungen auf 181
Prozent mehr Länge bohren und der Bohrfortschritt (ROP) um 95
Prozent verbessern. Dies resultierte zu Einsparungen der Bohrzeit
und Einsparungen bei den Bohrk�pfen (Bits) in H�he von 178.500
US-Dollar im Rahmen der Bohrung.
Auf dem US-amerikanischen Festland nutzte Wireline ein
polymerummanteltes Wireline-Monokabel des Typs StreamLINE* für
Encana Oil and Gas (USA) bei der Perforation von Bohrungen im
DJ-Basin in Colorado, die sich nahe bei Stadtgrenzen befanden. Die
Verpflichtung von Encana zu �kologischer und sozialer Verantwortung
erforderte eine Perforationsl�sung, mit der die strengen
Geräuschbegrenzungen eingehalten wurden. Die L�sung war eine
elektrische Wireline-Einheit mit einem StreamLINE-Kabel, einem
elektrischen Kran und einem strombetriebenen
Perforations-Auflieger. Bei der StreamLINE-Monokabeltechnologie
wird eine fettfreie Drucksteuerung verwendet, um den Fußabdruck zu
reduzieren und die Effizienz zu erh�hen.
Ebenfalls auf dem US-amerikanischen Festland wurde ein
polykrystalliner Diamant-Bit (Polycrystalline Diamond Compact, PDC)
mit der rollenden PDC-Cutter-Technologie ONYX 360* für die
Chesapeake Energy Corporation genutzt, um die Bohrleistung in den
Plays Haynesville Shale und Colony Granite Wash zu
verbessern. Mit der Technologie ONYX 360 wurde die Haltbarkeit
der Bohrk�pfe und die Länge der Bohrung erh�ht, da die gesamte
Diamantkante verwendet wurde, um die Formationen zu bohren, während
sie sich um 360° drehte. Infolgedessen konnte der Kunde den
Verschleiß der Bohrk�pfe im Haynesville Shale um 40 bis 50 Prozent
reduzieren und die Länge der Bohrungen im Vergleich zu
konventionellen Bohrk�pfen mit festem Cutter im Colony Wash
verdoppeln.
In Alaska setzte Drilling & Measurements mehrere
Technologien für ENI ein, um die Platzierung abgelenkter Bohrungen
an den Standorten Spy Island und Oliktok Point zu optimieren. Das
widerstandsfähigere steuerbare Rotary-System PowerDrive Xceed*
erm�glichte eine präzise Steuerung in rauer Umgebung, während die
Services für Logging während des Bohrens mit mehrschichtiger
Abgrenzung PeriScope HD* und die multifunktionalen
EcoScope*-Services für Logging während des Bohrens eine
fortschrittliche Bohrplatzierung erm�glichten. Außerdem konnte mit
der quellenfreien Formationsauswertung beim Bohren NeoScope* und
den Azimuth-Dichte-Neutronservices adnVISION* die Por�sität und
Lithologie von Formationen beschrieben werden, um potentielle
F�rderzonen zu ermitteln und zu quantifizieren. Infolgedessen
konnte der Kunde jetzt bei diesem Projekt die Marke von einer
Million gebohrten Fuß überschreiten, wobei dank Schlumberger in den
letzten 18 Monaten keine außerplanmäßigen Abweichungen bei der
Bohrung auftraten.
Internationale Gebiete
Die Umsätze für die internationalen Gebiete in H�he von 6,1
Milliarden US-Dollar nahmen aufgrund von Budgetkürzungen der Kunden
und von anhaltenden Preisreduzierungen gegenüber dem Vorquartal um
sieben Prozent ab.
Die Umsätze des Bereichs Naher und Mittlerer Osten und
Asien in H�he von 2,4 Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem
Vorquartal um acht Prozent zurück, vor allem aufgrund geringerer
Aktivitäten in Australien und im Raum Asien/Pazifik aufgrund von
Kürzungen der Budgets durch die Kunden und Rückgängen der Anzahl
der Bohrplattformen. Die Umsätze von den GeoMarkets im Nahen und
Mittleren Osten, vor allem in Saudi-Arabien und Katar, waren
aufgrund der Auswirkungen von Service-Preisreduzierungen eines
weniger günstigen Umsatzmixes und Projektfertigstellungen ebenfalls
niedriger.
Die Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika in H�he von
2,3 Milliarden US-Dollar nahmen gegenüber dem Vorquartal um sechs
Prozent ab. In Subsahara-Afrika nahm die Exploration ab, Projekte
gingen zu Ende, und Bohrinseln wurden abgebaut – vor allem auf dem
GeoMarket Angola. Auf die Ergebnisse wirkte sich auch die
Fertigstellung von Explorationsprojekten im Tschad, in
Äquatorialguinea und Süd- und Ostafrika aus. Die Umsätze in der
Nordsee gingen aufgrund der geringeren Anzahl von Bohrinseln,
Verz�gerungen bei Projekten sowie Preis-Discounts und
Währungsabwertungen zurück. Diese Auswirkungen wurden jedoch durch
erh�hte Aktivitäten in Russland, Kasachstan und Usbekistan
teilweise aufgewogen, da die Bohraktivität im Sommer einen
saisonalen Gipfel erreichte.
Die Umsätze im Gebiet Lateinamerika in H�he von 1,4
Milliarden US-Dollar fielen hauptsächlich wegen deutlich geringerer
Aktivitäten in Mexiko sowie anhaltender Schwäche in Brasilien
aufgrund anhaltender Kürzungen der Kundenbudgets, die zu
Reduzierungen der Anzahl der Plattformen führten, um sieben Prozent
ab. Die reduzierte Aktivität in Kolumbien trug ebenfalls zu dem
Rückgang bei. Diese Rückgänge wurden jedoch teilweise durch stabile
Aktivitäten in Venezuela und Ecuador aufgewogen.
Die operative Marge vor Steuern der internationalen Gebiete in
H�he von 23,7 Prozent nahm gegenüber dem Vorquartal aufgrund der
Auswirkungen von Preisreduzierungen sowie durch die Verlagerung der
Exploration mit hoher Gewinnmarge auf Erschließungs- und
Fertigstellungsarbeiten um 72 Basispunkte (bps) ab. Die operative
Marge vor Steuern im Nahen und Mittleren Osten und in Asien nahm um
171 Basispunkte auf 27,0 Prozent ab, in Lateinamerika fiel sie um
159 Basispunkte auf 20,7 Prozent, und in Europa/GUS/Afrika stieg
sie aufgrund der Rekorde bei den Bohraktivitäten im Sommer in
Russland um 92 Basispunkte auf 22,2 Prozent.
Für die ersten neun Monate des Jahres 2015 fielen die Umsätze
gegenüber dem Vorjahr in den internationalen Gebieten um 18
Prozent. Dies ist schwerwiegender als der Rückgang um neun Prozent
während des Geschäftsrückgangs im gleichen Zeitraum im Jahr 2009.
Dennoch lag der Rückgang der operativen Marge bei nur 23 Prozent.
Das ist eine deutliche Verbesserung gegenüber den 61 Prozent, die
für den entsprechenden Zeitraum während des letzten Rückgangs
verbucht wurden. Die operative Marge vor Steuern für die ersten
neun Monate des Jahres 2015 expandierte um 29 Basispunkte (bps). Im
Vergleich dazu wurde im gleichen Zeitraum im Jahr 2009 ein Rückgang
der Marge um 358 Basispunkte verzeichnet. Die Stärke dieser
Leistungen war das Ergebnis proaktiven Kosten- und
Ressourcenmanagements, stabiler Umsätze mit neuen Technologien und
der Beschleunigung des Transformationsprogramms mit Schwerpunkt auf
der Mitarbeiterproduktivität, Ressourcennutzung und Reduzierungen
der Unit-Supportkosten.
Im dritten Quartal erm�glichte das Transformationsprogramm durch
die Verbindung von Multiskilling, Fernoperationen und dem Einsatz
innovativer Technologien eine Steigerung der
Mitarbeiterproduktivität. Zum Beispiel:
- In Oman konnte der Bereich Completions
die hohe Anzahl der Stunden reduzieren, die Fachexperten am
Bohrloch verbrachten, da Wireline-Betreiber in der Nutzung der
bohrbaren Überbrückung Copperhead Extreme* und in
Fracturing-Plug-Aktivitäten geschult wurden. Infolge dieses
Multiskilling-Ansatzes konnte die operative Kapazität um 15 Prozent
gesteigert werden. So konnten Fachexperten anderen Operationen
zugewiesen werden.
- Im Norden Mexikos wurden die Bohrcrews
von Drilling & Measurements für die Nutzung der kompletten
Suite direktionaler Bohrwerkzeuge geschult. So konnten die
direktionalen Bohrer von der Plattform in das Kommandozentrum in
der Stadt verlagert werden. Durch die Verbindung von Multiskilling
und Fernoperationen konnte Drilling & Measurements seine
Plattformcrew um 35 Prozent verkleinern und so die Personal- und
Unterkunftskosten reduzieren.
- Vor der Küste der Philippinen konnte
durch moderne Technologien von Drilling & Measurements eine
anspruchsvolle Tiefseebohrung optimal durchgeführt werden. Um die
Produktivität der Mitarbeiter bei der Operation zu erh�hen, wurde
ein Ingenieur sowohl für für die Services Mudlogging als auch
Messen während des Bohrens (Measurement-while-drilling) geschult,
um die Flexibilität der Mitarbeiter zu erh�hen und die
Betriebskosten zu senken. Diese Verbindung der Technologien von
Drilling & Measurements und Multiskilling erm�glichte die
Einsparung von drei Tagen Bohrzeit oder etwa 1,8 Millionen
US-Dollar, während die Gesundheits- und Sicherheitsrisiken gesenkt
werden konnten.
Während des dritten Quartals erhielten die internationalen
Bereiche eine Reihe von Verträgen.
In Saudi-Arabien erhielt WesternGeco zwei mehrjährige Verträge
für die seismische Landtechnologie UniQ*; in einem davon werden
50.000, im anderen 30.000 Channels genutzt. Die Sondierungen werden
im zweiten Quartal 2016 beginnen, und die Crews k�nnen in jedem
Terrain arbeiten: Sanddünen, Sabchas, Küste oder Stadtgebiete.
WesternGeco nutzt die UniQ-Technologie im Nahen und Mittleren Osten
seit 2009 mit beispielloser Effizienz.
In Kuwait vergab die Kuwait Oil Company (KOC) einen
Dreijahresvertrag für die Lieferung integrierter
Bohrloch-Konstruktionsservices in den Feldern Sabriyah und
Raudhatain im Norden Kuwaits an Schlumberger. Der Vertrag umfasst
die Durchführung mehrerer horizontaler Bohrungen, inklusive der
Bereitstellung sämtlicher dafür erforderlicher Services. Die
Vergabe eines Vertrags für vollständig integrierte Bohrservices ist
der erste seiner Art in dem Land und wird dem Kunden direkten
Zugriff zu Schlumbergers Expertise, Services und Technologien für
den Bau von Bohrl�chern verschaffen, verbunden durch
multidisziplinäre Arbeitsprozesse.
In Oman verlieh Petroleum Development Oman Schlumberger einen
leistungsbasierten Dreijahresvertrag mit optionaler Verlängerung um
sieben Jahre für Lieferung, Installation, Kommissionierung und
Management elektrischer Tauchpumpen und der dazugeh�rigen Geräte
für die Arbeit an der Oberfläche für seine Felder sowohl im Norden
als auch im Süden Omans. Es wird davon ausgegangen, dass die
Geschäftstätigkeiten im Rahmen dieses Vertrags im zweiten Quartal
2016 beginnen werden.
In den Vereinigten Arabischen Emiraten beauftragte ADMA-OPCO
Schlumberger mit der Lieferung von 49 Vx Spectra*
Oberflächen-Multiphase-Flowmetern im Rahmen der nächsten
Entwicklungsphase der beiden Hauptfelder. Das Vx Spectra Flowmeter
misst bei hohen Frequenzen und nutzt dazu vollständige
Gamma-Spektroskopieanalyse, um die Flussraten für Öl, Gas und
Wasser ohne Phasentrennung präzise zu quantifizieren. So wird die
Notwendigkeit der Trennung von Plattformen reduziert, und die
Kapital- und Betriebsaufwendungen des Kunden werden gesenkt.
Der Bereich Software Integrated Solutions (SIS) unterzeichnete
ein globales Abkommen mit ENI über die Bereitstellung eines
hochaufl�senden INTERSECT*-Reservoirsimulators und der
Bohrloch-Softwareplattformen Petrel* E&P und Techlog*. Der
mehrere Millionen Dollar schwere Sechsjahresvertrag umfasst die
Option einer Verlängerung um drei Jahre. Gemäß diesem Vertrag ist
ENI bestrebt, die modernsten Technologien zu nutzen, um eine hohe
Erfolgsrate bei der Exploration zu erreichen und gleichzeitig die
Zykluszeit von der Exploration bis zu den Phasen der
wirtschaftlichen Produktion zu verkürzen.
AAG Energy Holdings Limited, der führende unabhängige Produzent
von Coal Bed Methane (CBM) in China, vergab einen Vertrag für
Software und dazugeh�rige Services an Schlumberger. Im Rahmen des
Dreijahresvertrages erhält der Kunde Zugriff zu den SIS-Plattform-
und Grundlagentechnologien. Dazu zählen die Software Petrel*
E&P und Avocet* für den Produktionsbetrieb, Reservoirsimulation
mit ECLIPSE* und wirtschaftliche Analysen mit Merak PEEP* sowie die
Flow-Simulatoren PIPESIM* für Steady-State-Multiphasen-Simulationen
und OLGA* für dynamische Multiphasen-Simulationen. Durch die
Übernahme eines innovativen, technologiebasierten Modells werden
die Assets des Kunden von effizienter Entwicklung, modernen
Betriebsprozessen und Verbesserungen der Produktion profitieren,
die ihren disziplinierten, wachstumsorientierten Strategien für
finanzielle F�rderungen entsprechen.
In Madagaskar vergab OMV einen Vertrag für eine 3D-Erhebung über
3007 Quadratkilometer (km2) an WesternGeco. Dabei soll die
Sliding-Notch-Breitbanderfassungs- und Bildgebungstechnologie
ObliQ* mit schneller Poststack-Zeitmigrations-Bordverarbeitung
eingesetzt werden. Die Erhebung wird beide Riff- und Tiefseegebiete
des Grand-Prix-Blocks vor der Küste des westlichen Madagaskar
abdecken und stellt einen entscheidenden Meilenstein in der
Explorationsphase der Kampagnen von OMV in dem Land dar.
Reservoir Characterization
Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 30. Sept.
2015 30. Juni 2015 30. Sept. 2014
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$
2.301 $ 2.425 $ 3.322
-5 Prozent -31 Prozent
Betriebsergebnis vor Steuern
606 642 967
-6 Prozent
–37 Prozent Operative Marge vor Steuern
26,3 Prozent
26,5 Prozent 29,1 Prozent
-18 bps -278 bps Rückgang
der operativen Marge
30 Prozent 35 Prozent
Die Umsätze der Reservoir Characterization Group in H�he von 2,3
Milliarden US-Dollar gingen gegenüber dem Vorquartal um fünf
Prozent zurück, vor allem aufgrund anhaltender Kürzungen bei den
Explorationsausgaben, die sich auf die Aktivitäten von Wireline and
Testing Services in Lateinamerika, Europa/GUS und Afrika sowie dem
Nahen und Mittleren Osten auswirkten, und aufgrund geringerer
seismischer Multiclient-Verkäufe im US-amerikanischen Golf von
Mexiko. Dieser Rückgang wurde teilweise durch h�here
Sommeraktivitäten bei den seismischen Arbeiten im Meer in Ostkanada
und Wireline-Projekten in Russland aufgewogen.
Die operative Marge vor Steuern war mit 26,3 Prozent gegenüber
dem Vorquartal im Wesentlichen unverändert. Trotz der Verlagerung
des Umsatzmixes von Explorationsaktivitäten mit hoher Marge trugen
die erh�hten seismischen Aktivitäten im Meer und das schnelle
Handeln beim Kostenmanagement dazu bei, den Rückgang der operativen
Marge auf 30 Prozent zu begrenzen.
Neue Technologien der Gruppe Reservoir Characterization waren
hilfreich bei der Charakterisierung komplexer Reservoirs, der
Optimierung der Bohrf�rderung und der Reservoirgewinnung sowie bei
der Verbesserung der betrieblichen Effizienz.
In Kuwait nutzte Wireline den Service PressureXpress* für die
Ermittlung des Reservoirdrucks beim Messen und den
Wireline-Geländetraktor UltraTRAC* im horizontalen Seitenabschnitt
eines Bohrlochs in der Karbonatformation Mauddud. Mit der
PressureXpress-Technologie konnte eine verlässliche Erhebung des
Reservoirdrucks vorgenommen werden, während mit dem
UltraTRAC-Traktor der Transport einer großen Last unter
anspruchsvollen Bohrbedingungen m�glich war. Dadurch wurden die
Zeit im Bohrloch und letztlich die Kosten reduziert. Infolgedessen
konnte der Kunde im Vergleich zu den alternativen konventionellen
Methoden über 24 Stunden Bohrzeit einsparen.
In Westaustralien setzte Wireline die
Zementbeurteilungstechnologie Isolation Scanner* ein, um die
Integrität einer doppelt verschalten Bohrung für Chevron im Rahmen
des Erschließungsprojekts Wheatstone für Flüssigerdgas zu
überprüfen. Der Service Isolation Scanner stellt eine Verbindung
klassischer Puls-Echo-Technologie mit
Biegewellen-Bildgebungstechnologie dar, mit der eine Überprüfung
des Zustands der Verschalung in Echtzeit m�glich ist. Durch die
Nutzung der Technologie Isolation Scanner konnten zudem zw�lf
Stunden Zeit bei der Datenerfassung eingespart werden.
In Westaustralien stellte Schlumberger Wireline die
3D-Radialsondentechnologie Saturn* für AWE Limited im Perth-Basin
ein. Mit der 3D-Technologie Saturn wird die Zeit für die Gewinnung
von Formationsfluiden verkürzt und die Entnahme von Proben in
anspruchsvollen Umgebungen erm�glicht. Der Erfolg von Schlumberger
beim Transport von Gasproben an die Oberfläche mit der
3D-Radialsonde Saturn* war für AWE ein Novum. Die Probe wurde aus
einem Abschnitt entnommen, bei dem – blickt man auf benachbarte
Bohrungen – die Nutzung konventioneller Methoden zur Entnahme von
Proben nicht erfolgreich gewesen wäre.
In Kasachstan setzte Wireline die 3D-Radialsondentechnologie
Saturn* für Karachaganak Petroleum Operating B.V., ein Konsortium
aus ENI, BG, Chevron, Lukoil und KazMunaiGaz, ein, um Messungen des
Formationsdrucks in Zonen mit geringer Permeabilität im
Karachaganak-Feld vorzunehmen. Aufgrund des gr�ßeren Flow-Bereichs
und der 3D-Abdeckung mit der Radialtechnologie, die das elliptische
Zufluss-Konstruktiondesign von Saturn erm�glicht, waren
Verbesserungen der betrieblichen Effizienz bei der Erfassung
kritischer Informationen zum Formationsdruck m�glich, die für die
Fortsetzung der Erschließung, die F�rderplanung und das
Reservoirmanagement in dem Feld genutzt wurden.
WesternGeco führt im n�rdlichen Teil der Öl- und Gasf�rderregion
Halten Terrace in der norwegischen See eine Multiclient-Erhebung
über 1085 Quadratkilometer (km2) mit der isometrischen seismischen
Meerestechnologie IsoMetrix* durch. Zum Fokusbereich zählt der
Nordland Ridge, ein n�rdlicher Ausläufer, die aufgrund des Mangels
bisher gesammelter seismischer Daten nicht erschlossen wurde. Es
wird davon ausgegangen, dass die Datenqualität mit der
IsoMetrix-Technologie verbessert wird, so dass das Gebiet besser
erschlossen werden kann. Das Projekt wird von der Explorations- und
F�rderindustrie (engl. E&P) gut unterstützt; mehrere
Unternehmen beteiligen sich zusammen an der Erhebung.
In Australien nutzte Wireline die hochaufl�sende
Spektroskopietechnologie Litho Scanner* für Santos, um die
Reservoir- und Fertigstellungsqualität für eine zukünftige
Fracture-Stimulierung auszuwerten. Mit der Technologie Litho
Scanner waren äußerst präzise Messungen entscheidender Elemente für
die Kalibrierung des petrophysischen Modells innerhalb eines
Grenzbasins m�glich. Dies war für Santos während der
Pilotbohrungsphase äußerst hilfreich.
Vor der Küste Malaysias nutzte Wireline eine Kombination von
Technologien für PETRONAS, um Spitzenriff-Karbonatformationen in
einer Appraisal-Bohrung auszuwerten, inklusive der kompletten
Verluste der Bohrspülungsflüssigkeit und des aktiven
Mud-Cap-Druckbohrens. Die Technologien umfassten das Testwerkzeug
MDT* für die Dynamik modularer Formationen mit dem System InSitu
Fluid Analyzer* sowie großvolumige Rotary-Seitenwandbohrungen mit
XL-Rock*, den hochaufl�senden Formations-Microimager FMI-HD*,
akustisches Scanning mit Sonic Scanner* und die vielseitigen
Services VSI* für seismische Bildgebung, mit denen die
Reservoir-Formationen in Echtzeit überprüft sowie Fels- und
Fluidproben entnommen wurden. Infolgedessen war der Kunde in der
Lage, das geologische Modell zu verbessern und präzisere
Auswertungen der Reserven vorzunehmen.
Drilling Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 30. Sept.
2015 30. Juni 2015 30. Sept. 2014
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$
3.256 $ 3.511 $ 4.821
-7 Prozent –32 Prozent
Betriebsergebnis vor Steuern
604 685 1.045
-12
Prozent –42 Prozent Operative Marge vor Steuern
18,6
Prozent 19,5 Prozent 21,7 Prozent
-94 bps -312
bps Rückgang der operativen Marge
32 Prozent 28
Prozent
Die Umsätze der Drilling Group nahmen gegenüber dem Vorquartal
um 3,3 Milliarden US-Dollar ab, vor allem aufgrund des anhaltenden
internationalen Preisdrucks und Rückgängen der Aktivitäten, die
sich auf die Umsätze von Drilling & Measurements und M-I SWACO
auswirkten, hauptsächlich in der Nordsee, den GeoMarkets in
Subsahara-Afrika und den Gebieten Naher und Mittlerer Osten sowie
Asien und Lateinamerika. Diese Auswirkungen wurden jedoch teilweise
durch Rekorde bei den Bohraktivitäten im Sommer in Russland
aufgewogen.
Die operative Marge vor Steuern betrug 18,6 Prozent, sank also
gegenüber dem Vorquartal um 94 Basispunkte (bps). Trotz des
Umsatzrückgangs konnte der Rückgang der operativen Marge durch
schnelles Handeln im Bereich des Kostenmanagements auf 32 Prozent
begrenzt werden.
Neue Technologien der Drilling Group steigerten die Leistung
durch eine Verbesserung der Bohreffizienz, Optimierung der
Bohrlochplatzierung und die Sicherung der Integrität der
Bohrl�cher.
Vor der Küste Brasiliens erm�glichten Technologien der Drilling
Group die Durchführung einer Erschließungsbohrung im Santos Basin
in 28,8 Tagen – so konnte mit einem einzigen Derrick-F�rderschiff
ein neuer Rekord bei Tiefsee-Presalt-Bohrungen aufgestellt werden.
Die Kombination aus dem steuerbaren Rotary-System PowerDrive Orbit*
von Drilling & Measurements und einem G2-Bohrmotor mit einem
Dyna-Drill-Leistungsteil trug dazu bei, dass die
Ausrichtungskontrolle und kontinuierliche Steuerbarkeit unter
harten Bohrbedingungen beibehalten werden konnten. Infolge der
technischen Zusammenarbeit zwischen Schlumberger und dem Petrobras
Research & Development Center (CENPES) erm�glichte ein
individuell angepasster PDC-Bohrkopf von Smith mit der
Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen
einen verbesserten Bohrfortschritt (ROP). Insgesamt konnte der
Kunde gegenüber dem geplanten Zeitablauf 8,2 Bohrtage
kostenaufwendiger Bohrzeit einsparen.
Vor der Küste Norwegens setzte die Drilling Group für Statoil
Technologien zur Durchführung einer anspruchsvollen Bohrung in
Block 15 auf Gesamttiefe in einem einzigen Durchgang ein. Um
sämtliche vertikalen Bohrabschnitte ohne Abweichung und mit gutem
Bohrfortschritt (ROP) zu bohren, rieten Fachexperten zur Nutzung
einer optimierten Bohrgarnitur für jeden Abschnitt in Verbindung
mit der Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen
Diamantelementen. Durch Aufsetzen einer h�heren konzentrierten
Einzellast auf den Fels konnten mit der StingBlade-Technologie für
das Feld neue Bohrfortschritts-(ROP)-Rekorde aufgestellt werden.
Außerdem trug diese Ausführung dazu bei, dass Statoil sein Szenario
der „perfekten Bohrung” übertreffen konnte, das das Unternehmen aus
seinen besten Operationen berechnet. Die entscheidenden
Erkenntnisse aus der Bohrung werden vom Kunden für die weitere
Verbesserung der Bohreffizienz genutzt.
In Kasachstan nutzte Bits & Advanced Technologies die
Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen für
VNISO LLP, um Bohrungen in harten Dolomitenformationen im
Zhanazhol-Feld vorzunehmen. Durch die gr�ßere Konzentration der
Einzellast beim StingBlade-Element auf den Felsen und die
verbesserte Verschleißbeständigkeit konnten die Länge und der
Bohrfortschritt (ROP) verbessert werden, um das Ziel erfolgreich
mit einem einzigen Bohrkopf zu erreichen. Infolgedessen konnte der
Kunde im Vergleich zu den besten Ausgleichsbohrungen aufgrund einer
dreifachen Verbesserung des Bohrfortschritts (ROP) 28 Tage Bohrzeit
einsparen.
Ebenfalls in Kasachstan setzte Schlumberger Technologien der
Drilling Group für die Emir Oil Company ein, um einen
Sidetrack-Abschnitt im Kariman-Feld zu bohren. Dank der
Bohrkopftechnologie StingBlade* mit konischen Diamantelementen mit
ihrer Stoßfestigkeit und Verschleißbeständigkeit wurde der
Bohrfortschritt (ROP) maximiert und die Durchführung einer
Sidetrack-Bohrung auf Gesamttiefe in einem einzigen Durchgang
erm�glicht. Dies war m�glich durch eine Kombination aus
verschiedener Software: den Systemen DBOS* zur Bohrkopf-Optimierung
und für die DRS*-Bohraufzeichnung, dem
Bohrhydraulik-SimulationsprogrammsYieldPoint RT und der
integrierten Bohrkopf-Konstruktionsdesignplattform IDEAS*.
Infolgedessen konnte der Kunde durch die Fertigstellung der Bohrung
in 15 statt der ursprünglich eingeplanten 35 Tage 360.000 US-Dollar
einsparen.
In Angola setzte M-I SWACO eine Kombination aus
Fertigstellungssystemen, Flüssigkeiten (Fluiden) und Werkzeugen für
ENI ein, um zwei Tiefsee-Bohrungen unter Wasser durchzuführen.
Durch die Verwendung der Reservoir-Drill-in-Flüssigkeit FAZEPRO*
auf Ölbasis war ein niedriger Flüssigkeitsverlust, ein hoher
Bohrfortschritt (ROP) und eine einfache Reinigung m�glich, während
die Verschiebungstechnik SMART 3D* ein individuell angepasstes
Paket aus chemischen, mechanischen und hydraulischen Technologien
für diese beiden Bohrungen lieferte. Mit dem Umlaufwerkzeug WELL
COMMANDER* konnte außerdem der Umlauf erh�ht werden, um
Verkürzungen an entscheidenden Stellen im Bohrstrang zu entfernen.
Danach wurde das Auswertungswerkzeug WELL PATROLLER* eingesetzt, um
alle entfernten Rückstände auszuwerten. Dank der Kombination aus
diesen Technologien konnten die Bohrungen nach der Kiesfüllung zehn
Monate lang ohne Rückfluss eingeschlossen werden. Nach diesem
Verfahren konnte in einem Bohrloch eine F�rderquote von 25.000
Barrel/Tag (bbl/d) erzielt werden – gegenüber der geplanten
Produktion von 15.000 bbl/d.
Vor der Küste Myanmars setzte MI SWACO die
Bohrspülungstechnologie auf synthetischer Basis RHELIANT PLUS* ein,
um Chinnery Assets Limited bei der Meisterung technischer und
logistischer Hrausforderungen bei ihrer Explorations-Bohrkampagne
an der Westküste Myanmars zu unterstützen. Trotz Herausforderungen
durch die dezentrale Logistik konnten durch Schlumbergers Netzwerk
innerhalb des Landes große Mengen der Bohrspülung mit niedriger
Rheologie RHELIANT PLUS vorbereitet und zur Bohrplattform
tranportiert werden. Dank der Verfügbarkeit von RHELIANT PLUS mit
seinen Eigenschaften wie Wärmebeständigkeit, stabiler Rheologie und
Baryt-Absackschutz konnte der Kunde die Gesamttiefe der
Tiefseebohrung wie geplant durchführen.
In China wurde die mehrschichtige Technologie zur Ermittlung von
Zonengrenzen PeriScope HD* für die PetroChina Tarim Oil Company
eingesetzt, um eine horizontale Bohrung in einem reifen Feld
durchzuführen, die durch geringe Abfälle der Amplitude, ein äußerst
schmales Ziel von etwa einem Meter und instabiler Brekzie
gekennzeichnet war, die auskeilen und in direkten Kontakt mit den
Grundwasser kommen k�nnte. Die Platzierung des horizontalen
Abschnitts der Bohrung in der Nähe des oberen Teils des Reservoirs
war entscheidend für das Erreichen der Ziele des
Erschließungsplans. Dank der Technologie PeriScope HD konnten die
Herausforderungen der Bohrung gemeistert und durch die Realisierung
eines Reservoirkontakts von 100 Prozent eine hervorragende
Bohrplatzierung erm�glicht werden.
Vor der Küste Australiens setzte die Drilling Group eine eigens
entwickelte Bohrkonstruktion ein, um im Rahmen des von Chevron
betriebenen Wheatstone-Projektes eine Bohrung vorzunehmen. Die
kombinierten Technologien waren die Rathole Elimination mit
Dual-Bohrlochräumer Drilling Tools & Remedial Rhino RHE*, der
hydraulisch betätigte On-Demand-Bohrlochräumer Rhino XC*, der
hydraulisch erweiterbare Bohrlochräumer Rhino XS* sowie die
Technologie für Logging während des Bohren von Drilling &
Measurements für die Erfassung von Daten zur Auswertung von
Formationen. Dieser Einsatz bedeutet die Ersteinführung der
Technologie Rhino RHE in Australien.
Production Group
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Margen-Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 30. Sept.
2015 30. Juni 2015 30. Sept. 2014
gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr Umsatz
$
2.957 $ 3.103 $ 4.558
-5 Prozent - 35 Prozent
Betriebsergebnis vor Steuern
327 397 844
-18 Prozent
-61 Prozent Operative Marge vor Steuern
11,1 Prozent
12,8 Prozent 18,5 Prozent
-173 bps -744 bps Rückgang
der operativen Marge
48 % 32 %
Die Umsätze der Production Group in H�he von 3,0 Milliarden
nahmen gegenüber dem Vorquartal um fünf Prozent ab, wobei zwei
Drittel des Rückgangs auf Einschränkungen der Kundenbudgets auf den
internationalen Märkten vor allem in den Gebieten Naher und
Mittlerer Osten und Asien sowie Lateinamerika, der Nordsee und den
GeoMarkets in Subsahara-Afrika zurückzuführen waren, die zu
geringerer Aktivität und Preisreduzierungen führten. Der
F�rderdruck fiel weiterhin ab, und der Preisdruck stieg, da die
Anzahl der Bohrplattformen auf dem nordamerikanischen Festland
weiterhin zurückging.
Die operative Marge vor Steuern von 11,1 Prozent ging gegenüber
dem Vorquartal um 173 bps zurück, da im Quartal die Aktivitäten
weiterhin geringer und der Preisdruck h�her war, wobei die
Preisrückgänge in einigen Basins dazu führten, dass mehr
Druckpumpen eingelagert und Crews neu zugewiesen wurden. In anderen
Basins wurde die Hydraulic-Fracturing-Flotte weiterhin
eingesetzt.
Techniken der New Production Group halfen Kunden, technische
Herausforderungen zu meistern, da sie die F�rderung beschleunigten,
die Wiedergewinnung vergr�ßerten und die betriebliche Effizienz
verbesserten.
Vor der Küste Katars setzte Schlumberger Completions das F�rder-
und Reservoirmanagementsystem Manara* und die dazugeh�rige
induktive Verbindungstechnologie für Maersk Oil Katar bei einer
horizontalen, abgelenkten Bohrung im Al-Shaheen-Feld ein. Dies war
weltweit die erste Bohrung, bei der ein an der Oberfläche
kontrolliertes und permanentes Steuer- und Überwachungssystem für
den Untertage-Fluss für eine niedrigere Fertigstellung verwendet
wurde. Dank der Verwendung der induktiven Verbindungstechnologie
Manara war drahtlose Energieversorgung und Übermittlung von Daten
für die Installation zweier Manara-Stationen am Boden der Bohrung
m�glich. Diese Stationen erm�glichten unbegrenzte Messungen von
Flusskontrolle, Wasserabsperrung, Druck, Temperatur und Durchfluss
an jeder Station sowie in Tiefen, die bei herk�mmlichen
intelligenten Fertigstellungen nicht m�glich sind. Die Operation
wurde erfolgreich durchgeführt, und infolgedessen hatte der Kunde
verbesserte M�glichkeiten zur Überwachung und Steuerung der
Bohrung.
Im norwegischen Abschnitt der Nordsee, einem Teil von
Schlumbergers Projekt für den integrierten Bau von Bohrl�chern,
führte der Bereich Completions die Liner-Hanger-Systeme COLOSSUS*
für Det Norske Oljeselskap ASA in einer komplexen Bohrung mit einem
S-f�rmigen Abschnitt mit erheblichen Doglegs im Ivar-Aasen-Feld
ein. Angesichts der Anpassbarkeit des COLOSSUS-Systems an
anspruchsvolle Bohrlochbedingungen inklusive längerer Zeiträume mit
drehmomentstarker Rotation konnte der Vorgang wie geplant
durchgeführt werden. Infolgedessen konnte der Kunde sieben Tage
Bohrzeit einsparen.
In Kuwait nutzte der Bereich Well Intervention das organische,
quervernetzte Gel OrganoSEAL* mit einem Einfluss-Steuergerät, um
das Wasser bei einer horizontalen Bohrung erfolgreich abzusperren.
Das wasserbasierte, aus einer einzigen Phase bestehende Verfahren
OrganoSEAL wurde mittels der Produktgruppe ACTive* aus
Live-Downhole-Coiled-Tubing-Services für Schrägbohrl�cher
eingesetzt. Es konnte die Porenräume der Matrix optimal ausfüllen
und machte zusätzliche Perforationen überflüssig. Außerdem
erm�glichte die aufpumpbare Packertechnologie CoilFLATE* für Coiled
Tubing durch Leitungen eine zuverlässige Verankerung und eine
Hochdruckabdichtung für harte Schrägbohrloch-Bedingungen. Dank
dieser Kombination aus Technologien konnte der Kunde zwei Tage
Bohrzeit einsparen. Sie trug zur Erh�hung der Ölf�rderung im
Bohrloch um 250 Prozent bei.
In Ecuador führte Schlumberger Completions die selbstl�sende
Pistolen-Ankertechnologie MAXR* in Verbindung mit der
Hohlladetechnologie PowerJet Nova* von Testing Services für
extratiefe Penetration für ENAP Sipetrol in zwei Bohrl�chern im
Paraiso-Feld ein. Mit der MAXR-Technologie konnten die
Bohrrohrkanonen verankert und im Augenblick der Detonation
losgelassen werden, während mit PowerJet Nova verstärkte
Penetration in den beanspruchten Felsformationen m�glich war. Die
tatsächliche F�rderungsmenge bei dieser Bohrung kam insgesamt auf
etwa 1.700 Barrel/Tag (bbl/d), womit die anfänglichen Erwartungen
von 400 bbl/d übertroffen wurden.
In Ägypten nutzte Well Intervention die emulgierte
Stimulationsflüssigkeit SXE* in Verbindung mit dem technisierten
Hochdruck-Jetting-Service Jet Blaster* für Scimitar Production
Egypt Ltd., um eine Bohrung mit Nullfluss im Rahmi-Feld zu
stimulieren. Mit dem Werkzeug Jet Blaster war eine Säuberung des
Bohrloches in einem Durchgang mittels konzentrierter,
hochenergetischer Flüssigkeitsstr�me m�glich, die die Effizienz der
Matrix-Stimulation verbesserten. Infolge der Intervention stieg die
F�rdermenge des Bohrloches von null auf 1.500 bbl/d.
Ebenfalls in Ägypten führte Well Intervention die erste
Live-Coiled-Tubing-Stimulation vor der Küste samt
Konformitätsservice mit ACTive Matrix* ein, um eine Bohrung für die
General Petroleum Company in einer Dolomitenformation mit der
niedrigen Temperatur von 120 Grad Fahrenheit (49 Grad Celsius) zu
stimulieren. Dank der Technologie ACTive Matrix wurde ein
optimiertes Stimulationsverfahren durch die Live-Überwachung von
Einspeisungsraten, Untertagedruck und Temperatur m�glich.
Infolgedessen bestätigte der Bohrtest nach dem
Stimulationsverfahren eine negative Randschicht und eine Steigerung
der F�rderung von null auf 1.000 bbl/d.
Vor der Elfenbeinküste nutzte Schlumberger Completions die
Ersatzpfad-Openhole-Kiesbelagfilter OptiPac* für Canadian Natural
Resources Limited in einem langen horizontalen Bohrabschnitt im
Untersee-Erschließungsprojekt der Phase III Baobab. Dies war das
erste Mal, dass bei Operationen auf die konventionelle Verwendung
eines Waschrohrs verzichtet wurde, um Bohrzeit zu sparen. Die
insgesamt vom Kunden eingesparte Bohrzeit, inklusive der
Einsparungen durch die Offline-Verschraubung der OptiPac-Filter,
entsprach etwa 1,3 Millionen US-Dollar.
Vor der Küste Malaysias nutzte Well Intervention das System
ACTive OptiFIRE* CT für selektive Echtzeitperforation und
-aktivierung für REPSOL S.A., um mehrere Zonen einer Bohrung in
einer Halbinsel vor der Küste Malaysias zu perforieren. Die
Technologie ACTive OptiFIRE erm�glichte entscheidende Messungen in
Echtzeit sowie zuverlässige Detonationskontrollen, ohne die
Fluiddynamik im Bohrloch zu st�ren. Infolgedessen konnte der Kunde
einen Tag Bohrzeit vor der Küste einsparen.
In Pakistan führte Well Intervention die viskoelastische
Ableitflüssigkeit VDA* für Ocean Pakistan Limited ein, um eine
Matrix-Stimulation eines 14 Fuß langen Abschnittes in einer
anspruchsvollen Formation im Ratana-Feld durchzuführen. Mit der
VDA-Technologie konnte die verbleibende Flüssigkeit aus dem
Stimulationsverfahren erfolgreich in Zonen mit geringerer
Injektivität abgeleitet werden. Der Kunde erzielte eine Steigerung
der F�rdermenge von 1,5 MMscf/d auf 13 MMscf/d (million standard
cubic feet per day) sowie 400 bbl/d aus der
Kondensatnachbehandlung.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte Gewinnrechnung
(Angaben in Millionen US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Drittes Quartal
Neunmonatszeitraum Zeiträume zum 30. September,
2015 2014
2015 2014
Umsatz
$ 8.472 $ 12.646
$ 27.731 $
35.939 Zinsen und sonstige Erträge
60 79
155 220
Ausgaben Umsatzkosten
6.798 9.689
22.028 27.708
Forschung und technische Entwicklung
273 301
819 893
Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten
122 125
362
353 Restrukturierung und Sonstiges (1)
-
-
439
-
Zinsen
86 90
254 282 Ertrag vor Steuern
$ 1.253 $ 2.520
$ 3.984 $ 6.923
Ertragssteuern (1)
250
556
859 1.530 Erträge aus
laufender Geschäftstätigkeit
1.003 1.964
3.125 5.393
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit
-
-
-
(205 ) Nettogewinn
1.003 1.964
3.125
5.188 Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen
14 15
37 52
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn
$ 989 $ 1.949
$ 3.088
$ 5.136 Auf Schlumberger entfallende Beträge
sind wie folgt zuzuordnen: Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
(1)
$ 989 $ 1.949
$ 3.088 $ 5.341
Verluste aus ausgelaufener Geschäftstätigkeit
-
-
-
(205 ) Nettogewinn
$ 989
$ 1.949
$ 3.088 $ 5.136
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger Erträge aus
laufender Geschäftstätigkeit (1)
$ 0,78 $ 1,49
$ 2,42 $ 4,07 Verluste aus ausgelaufener
Geschäftstätigkeit
-
-
-
(0,16 ) Nettogewinn
$
0,78 $ 1,49
$ 2,42 $ 3,91
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien
1.265 1.294
1.270 1.300 Mittelwert der im Umlauf
befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung
1.272 1.310
1.278
1.314 In Ausgaben enthaltene
Wertminderungen und Abschreibungen (2)
$
1.026 $ 1.032
$ 3.115 $
3.029
(1) Weitere Einzelheiten finden sich
im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften”.
(2) Enthält Wertminderung von
Anlageverm�gen und Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller
Verm�genswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und
SPM-Anlagen.
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
(Angaben in Millionen)
30. Sept. 31. Dez. Aktiva
2015
2014 Umlaufverm�gen Barmittel und
kurzfristige Kapitalanlagen
$ 6.605 $ 7.501
Forderungen
9.372 11.171 Sonstiges aktuelles Umlaufverm�gen
5.555
6.022
21.532 24.694 Bis zur Fälligkeit
gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
439 442
Anlageverm�gen
14.554 15.396 Seismische Multiclient-Daten
966 793 Firmenwert (Goodwill)
15.610 15.487 Sonstige
immaterielle Verm�genswerte
4.524 4.654 Sonstige
Verm�genswerte
5.717
5.438
$ 63.342 $ 66.904
Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende Verbindlichkeiten
und Rückstellungen
$ 7.186 $ 9.246 Geschätzte
Verbindlichkeiten aus Ertragssteuer
1.425 1.647 Kurzfristige
Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
4.761 2.765 Auszuschüttende Dividenden
638 518
14.010 14.176 Langfristige Verbindlichkeiten
7.487
10.565 Pensionsnebenleistungen
1.282 1.501 Latente Steuern
1.276 1.296 Sonstige Verbindlichkeiten
1.108 1.317
25.163 28.855 Eigenkapital
38.179 38.049
$ 63.342
$ 66.904
Nettoverbindlichkeiten
„Nettoverbindlichkeiten” sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich
Barmitteln, kurzfristiger Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit
gehaltener festverzinslicher 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 Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen
hier:
(Angaben in Millionen)
Zeiträume zum 30. September,
Neun
Monate
2015
Drittes
Quartal
2015
Neun
Monate
2014
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen $ 3.125 $ 1.003 $ 5.393 Restrukturierungs-
und sonstiger Aufwand, zuzüglich Steuern 383
-
-
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen, unter Ausschluss von Belastungen
und Gutschriften 3.508 1.003 5.393
Wertminderungen und Abschreibungen (1) 3.115 1.026 3.029
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 326 109
266 Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 250 83 246
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (292)
(78) (318) (Rückgang) Erh�hung von Betriebskapital (2) (509) 328
(991) Sonstige 229 72 (343)
Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit 6.627 2.543 7.282
Kapitalaufwendungen (1.783) (590) (2.766) SPM-Investitionen
(350) (128) (569) Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten (336)
(115) (212)
Freier Cashflow (3)
4.158 1.710
3.735 Aktienrückkaufprogramm (1.784) (545) (3.582)
Ausgeschüttete Dividenden (1.786) (635) (1.451) Erträge aus
Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen 423 167 795
1.011
697 (503) Firmenakquisitionen und
Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener
Verbindlichkeiten (324) (118) (1.049) Ausgelaufene
Geschäftstätigkeit – Vereinbarung mir dem US-Justizministerium
(233)
-
-
Sonstige (271) (185) 150 Rückgang (Erh�hung) der
Nettoverbindlichkeiten 183 394 (1.402) Nettoverbindlichkeiten zu
Beginn des Zeitraums (5.387) (5.598) (4.443) Nettoverbindlichkeiten
$ (5.204) $ (5.204) $ (5.845) Bestandteile der
Nettoverbindlichkeiten
30. Sept.2015
30. Juni2015
31. Dez.2014
30. Sept.2014
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 6.605 $ 7.274 $ 7.501 $
6.759 Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
439 469 442 473 Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an
langfristigen Verbindlichkeiten (4.761) (4.231) (2.765) (1.451)
Langfristige Verbindlichkeiten (7.487) (9.110) (10.565) (11.626) $
(5.204) $ (5.598) $ (5.387) $ (5.845)
(1)
Enthält Wertminderung des Anlageverm�gens und von
Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte,
Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und
SPM-Investitionen.
(2)
Enthält Abfindungszahlungen in H�he von etwa 605 Millionen
US-Dollar im zum 30. September 2015 zu Ende gegangenen
Neunmonatszeitraum und 150 Millionen US-Dollar im dritten Quartal
2015.
(3)
Der „freie Cashflow” bezieht sich auf den
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich
Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und kapitalisierter
seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der
Ansicht, dass es sich hierbei um eine wichtige Maßnahme handelt, da
sie sich auf Gelder bezieht, die zur Reduzierung von
Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten zur Verfügung
stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und
Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden
steigern.
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 dritten 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 US-Dollar, außer Angaben je Aktie)
Erste neun Monate 2015 Vor Steuern
Steuer
Minderheits-Zinsen
Netto Verwässert
Gewinn je Aktie
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $ 4.423 $ 915 $ 37 $
3.471 $ 2,72 Belegschaftsverkleinerung (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26
) Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (49 )
- - (49 ) (0,04 )
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie
ausgewiesen $ 3.984 $ 859
$ 37 $ 3.088 $ 2,42
Im zweiten und dritten Quartal 2015 und in den ersten neun
Monaten 2014 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
Produktgruppen (Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum
bis 30. Sept. 2015 30. Juni 2015 30. Sept. 2014
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoircharakterisierung
$ 2.301 $
606 $ 2.425 $ 642 $ 3.322 $ 967 Bohrungen
3.256
604 3.511 685 4.821 1.045 F�rderung
2.957 327
3.103 397 4.558 844 Ausbuchungen und Sonstiges
(42 )
(16 ) (29 ) (16 ) (55 ) (50 )
Betriebsergebnis vor Steuern
1.521 1.708 2.806 Konzern und
Sonstiges
- (198 ) - (199 ) - (210 )
Zinserträge(1)
- 8 - 6 - 8 Zinsaufwendungen(1)
- (78 ) -
(79 ) - (84 )
$ 8.472
$ 1.253 $ 9.010 $ 1.436 $ 12.646
$ 2.520
Geographische Gebiete
(Angaben in Millionen)
Dreimonatszeitraum bis 30. Sept.
2015 30. Juni 2015 30. Sept. 2014
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Nordamerika
$ 2.273 $ 202 $ 2.361 $ 242
$ 4.255 $ 825 Lateinamerika
1.422 295 1.537 343 2.036
446 Europa/GUS/Afrika
2.274 505 2.413 513 3.303 774
Naher und Mittlerer Osten und Asien
2.372 641 2.575
740 2.970 820 Ausbuchungen und Sonstiges
131
(122 ) 124 (130 ) 82 (59 )
Betriebsergebnis vor Steuern
1.521 1.708 2.806 Konzern und
Sonstiges
- (198 ) - (199 ) - (210 )
Zinserträge(1)
- 8 - 6 - 8 Zinsaufwendungen(1)
- (78 ) -
(79 ) - (84 )
$ 8.472
$ 1.253 $ 9.010 $ 1.436 $ 12.646
$ 2.520
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen
der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.
Produktgruppen (Angaben in
Millionen)
Neunmonatszeitraum zum 30. Sept. 2015 30.
Sept. 2014
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Reservoircharakterisierung
$ 7.278 $
1.903 $ 9.536 $ 2.693 Bohrungen
10.729 2.080
13.804 2.907 F�rderung
9.827 1.274 12.752 2.276
Ausbuchungen und Sonstiges
(103 ) (35
) (153 ) (81 ) Betriebsergebnis vor Steuern
5.222 7.795 Konzern und Sonstiges
- (587
) - (628 ) Zinserträge(1)
- 22 - 23
Zinsaufwendungen(1)
- (234 ) - (267 )
Belastungen und Gutschriften
-
(439 ) - -
$
27.731 $ 3.984 $ 35.939 $
6.923
Geographische Gebiete (Angaben in
Millionen)
Neunmonatszeitraum zum 30. Sept. 2015 30.
Sept. 2014
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Nordamerika
$ 7.856 $ 860 $ 11.827 $
2.208 Lateinamerika
4.606 992 5.646 1.210
Europa/GUS/Afrika
7.225 1.550 9.452 2.082 Naher und
Mittlerer Osten und Asien
7.650 2.154 8.781 2.396
Ausbuchungen und Sonstiges
394 (334 )
233 (101 ) Betriebsergebnis vor Steuern
5.222 7.795
Konzern und Sonstiges
- (587 ) - (628 )
Zinserträge(1)
- 22 - 23 Zinsaufwendungen(1)
-
(234 ) - (267 ) Belastungen und Gutschriften
- (439 ) -
-
$ 27.731 $ 3.984
$ 35.939 $ 6.923
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen
der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.
Ergänzende Informationen
1)
Wie ist ein Rückgang der operativen
Marge definiert?
Der Rückgang der operativen Marge entspricht dem Verhältnis der
Änderung des Betriebsergebnisses vor Steuern zur Änderung des
Umsatzes.
2)
Wie hoch war die operative Marge vor
Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge im
dritten Quartal 2015?
Die operative Marge vor Steuern betrug 18,0 Prozent. Die Abnahme
der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent, und
die Abnahme der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 35
Prozent.
3)
Wie hoch war die Umsatzrendite vor
Steuern, und wie hoch war die Abnahme der operativen Marge in den
ersten neun Monaten 2015?
Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 18,8 Prozent, und die Abnahme
der operativen Marge gegenüber dem Vorjahr betrug 31 Prozent.
4)
Wie hoch war der freie Cashflow als
Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im dritten Quartal 2015?
Der freie Cashflow von 1,7 Milliarden US-Dollar, inklusive
Abfindungszahlungen in H�he von etwa 150 Millionen US-Dollar,
betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften im dritten Quartal 2015 170 Prozent.
5)
Wie hoch war der freie Cashflow als
Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor
Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften in den ersten neun Monaten 2015?
Der freie Cashflow von 4,2 Milliarden
US-Dollar, inklusive Abfindungszahlungen in H�he von etwa 605
Millionen US-Dollar, betrug als Prozentsatz der Erträge aus
laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften in den ersten neun
Monaten 2015 etwa 119 Prozent.
6)
Was sind die Erwartungen für
Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2015?
Schlumberger erwartet für 2015 Investitionskosten (mit Ausnahme von
Multiclient- und SPM-Anlagen) in H�he von 2,5 Milliarden US-Dollar.
7)
Was war in „Zinsen und sonstige
Erträge, netto” für das dritte Quartal 2015 enthalten?
Die „Zinsen und sonstige Erträge” für das dritte Quartal 2015 lagen
bei 60 Millionen US-Dollar. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen
von Eigenkapitalbeteiligungen in H�he von 47 Millionen US-Dollar
und Zinserträgen in H�he von 13 Millionen US-Dollar zusammen.
8)
Welche Änderungen der Zinserträge und
Zinsaufwendungen sind für das dritte Quartal 2015
auszuweisen?
Zinserträge in H�he von 13 Millionen
US-Dollar stiegen gegenüber dem Vorquartal um eine Million. Die
Zinsausgaben in H�he von 86 Millionen US-Dollar blieben gegenüber
dem Vorquartal unverändert.
9)
Was ist der Unterschied zwischen dem
„Betriebsergebnis vor Steuern” und den konsolidierten Erträgen von
Schlumberger vor Steuern?
Der Unterschied besteht grundsätzlich in Posten, die sich auf den
Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften),
Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten
Segmenten zugeordnet sind, Aufwendungen für aktienbasierte
Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten
immateriellen Verm�genswerten sowie gewissen zentral verwalteten
Initiativen und sonstigen betriebsfremden Posten.
10)
Wie hoch war der effektive Steuersatz
(Effective Tax Rate, ETR) unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften für das dritte Quartal 2015?
Der ETR für das dritte Quartal 2015 lag
bei 20,0 Prozent, im Vergleich zu 21,1 Prozent im zweiten Quartal
2015.
11)
Wie viele Stammaktien waren zum 30.
September 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber
dem letzten Quartal?
Mit Stand vom 30. September 2015 gab es 1,261 Milliarden im Umlauf
befindliche Stammaktien. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung
der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 30. September 2015 bis
zum 30. September 2015.
(Angaben in Millionen)
Zum 30. Juni 2015 im Umlauf befindliche Aktien 1.265 An Begünstigte
verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien - Übertragung von
Belegschaftsaktien - Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene
Aktien 2 Aktienrückkaufprogramm (7 ) Zum 30. September 2015
ausgegebene Aktien 1.261
12)
Wie hoch war das gewichtete Mittel der
ausstehenden Aktien während des dritten Quartals 2015 und im
zweiten Quartal 2015, und wie wird dies mit der durchschnittlichen
Anzahl ausstehender Aktien bei voller Verwässerung
abgeglichen?
Das gewichtete Mittel ausstehender Aktien während des dritten
Quartals 2015 und des zweiten Quartals 2015 betrug 1,272 bzw. 1,280
Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels
ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien
bei voller Verwässerung. (Angaben in
Millionen)
Drittes Quartal 2015
Zweites Quartal2015
Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.265
1.269 Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 3
7 Gesperrte Belegschaftsaktien 4
4 Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung 1.272
1.280
13)
Wie hoch waren die Multiclient-Verkäufe
im dritten Quartal 2015?
Die Multiclient-Verkäufe einschließlich Übertragungsgebühren
betrugen im dritten Quartal 2015 60 Millionen US-Dollar und im
zweiten Quartal 2015 84 Millionen US-Dollar.
14)
Wie hoch war der Auftragsbestand von
WesternGeco am Ende des dritten Quartals 2015?
Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit
Kunden am Ende des dritten Quartals 2015 betrug 910 Millionen
US-Dollar. Zum Ende des zweiten Quartals 2015 betrug er 514
Millionen US-Dollar.
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
weltweit. Mit etwa 105.000 Mitarbeitern aus über 140 verschiedenen
Nationen, 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 Hauptgeschäftsstellen in Paris,
Houston, London und Den Haag, und hat im Jahr 2014 einen Umsatz in
H�he von 48,58 Milliarden US-Dollar ausgewiesen. Weitere
Informationen finden Sie unter www.slb.com.
* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
Fußnoten
Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 16. Oktober 2015 eine
Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Mitteilung und der
Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr (US
Central Time), das heißt um 9:00 Uhr (Eastern Time) und 14.00 Uhr
MEZ. Um an dieser �ffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen,
rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die
Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 230-1085 für Anrufe
aus Nordamerika oder unter +1 (612) 234-9960 für Anrufe von
außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings
Conference Call”. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen
bis zum 16. November 2015 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 365406 ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter
www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mith�ren angeboten. Bitte
loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu
testen und sich für die Konferenz anzumelden. Ebenfalls steht Ihnen
auf derselben Website bis zum 31. Dezember 2015 eine Wiederholung
des Webcasts zur Verfügung.
Dieser Ergebnisbericht für das dritte Quartal 2015 und die
Ergänzenden Informationen (Supplemental Information), sowie unsere
anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne
des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen,
die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: Prognosen oder
Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erh�hte Aktivitäten von
Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte
Produkte oder in bestimmten geografischen Regionen in den einzelnen
Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und die Steigerung der
F�rderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von
Betriebsverfahren und Technologien; Kapitalaufwendungen durch
Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie; Geschäftsstrategien
der Schlumberger-Kunden; Integration von Cameron in unser
Unternehmen; erwartete Vorteile der Cameron-Transaktion; Erfolg der
Joint Ventures und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die
zukünftige globale Wirtschaftslage; sowie zukünftige Ergebnisse des
operativen Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und
Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage;
Veränderungen der Ausgaben für die Exploration und F�rderung bei
den Kunden von Schlumberger; Veränderungen der Intensität der
Exploration und Erschließung von Erd�l- und Erdgas; allgemeine
wirtschaftliche, politische und geschäftliche Gegebenheiten in
entscheidenden Regionen der Welt, unter anderem in Russland und in
der Ukraine; Preiserosionen; Wetter und sonstige jahreszeitlich
bedingte Faktoren; betriebliche Verz�gerungen; F�rderungsrückgänge;
Änderungen von beh�rdlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften,
einschließlich der Vorschriften zur Öl- und -Gas-Exploration
offshore, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien,
Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum
Klimaschutz; die M�glichkeit, dass Technologien neuen
Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden;
Erfüllung der Abschlussbedingungen der Cameron-Fusion; das Risiko,
dass die vorgesehene Cameron-Fusion nicht erfolgt; negative
Auswirkungen der Anhängigkeit der erwogenen Cameron-Fusion; die
M�glichkeit, dass die fusionierten Unternehmen nach dem Abschluss
der Cameron-Fusion nicht erfolgreich integriert und die erwarteten
Synergien nicht realisiert werden; die M�glichkeit, dass
entscheidende Mitarbeiter nicht beim Unternehmen bleiben;
Aufwendungen für die Fusion; sowie sonstige Risiken und
Unsicherheiten, die in diesem Ergebnisbericht für das dritte
Quartal 2015 und den Ergänzenden Informationen, unseren aktuellen
Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K und anderen Einreichungen bei der
Wertpapierbeh�rde der USA (Securities und Exchange Commission)
aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser Risiken und
Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von
Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen
als unzutreffend erweisen sollten, k�nnen die tatsächlichen
Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in
zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint
jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder
�ffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer
Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger
Gegebenheiten ab.
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.
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ansehen: http://www.businesswire.com/news/home/20151023005503/de/
SchlumbergerSimon Farrant – Schlumberger Limited, Vice President
of Investor RelationsJoy V. Domingo – Schlumberger Limited, Leiter
Investor Relations (Anlegerbeziehungen)Büro + 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