- Umsätze in H�he von 7,8 Milliarden
US-Dollar nahmen gegenüber dem Vorquartal um 4 % ab
- Das Betriebsergebnis vor Steuern in
H�he von 974 Millionen US-Dollar nahm gegenüber dem Vorquartal
um 16 % ab
- Der Ertrag pro Aktie betrug 0,38 $
- Der Cashflow aus betrieblichen
Tätigkeiten betrug 568 Millionen USD
Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse
für das erste Quartal 2018 ausgewiesen.
(In Millionen, außer
Beträge pro Aktie)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 31. März
2018 31. Dez. 2017
31. März 2017
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
7.829 USD 8.179 USD
6.894 USD
-4 % 14 % Betriebsgewinn vor
Steuern
974 USD 1.155 USD 757 USD
-16 %
29 % Betriebsmarge vor Steuern
12,4 %
14,1 % 11,0 %
-169 bps 145 bps
Nettogewinn/(-verlust) – GAAP-Grundlage
525 USD
(2.255) USD 279 USD
n. a. 88 % Nettogewinn,
ohne Belastungen und Gutschriften*
525 USD 668 USD
347 USD
-21 % 51 % Verwässerter
Gewinn/(Verlust) je Aktie – GAAP-Grundlage
0,38 USD
(1,63) USD 0,20 USD
n. a. 90 % Verwässerter
Gewinn je Aktie, ohne Belastungen und Gutschriften*
0,38 USD
0,48 USD 0,25 USD
-21 % 52 %
*Es handelt sich hier um nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen.
Weitere Einzelheiten finden Sie im Abschnitt „Belastungen und
Gutschriften“. n. a. = nicht aussagekräftig
Paal Kibsgaard, Chairman und CEO von Schlumberger, kommentierte:
„Wie prognostiziert reflektierten unsere Ergebnisse im ersten
Quartal 2018 gr�ßtenteils vorübergehende Faktoren, mit saisonalen
Aktivitätsrückgängen in der n�rdlichen Hemisphäre und geplanten
Projektstartupkosten, einschließlich der Ausrüstungsmobilisierung,
-reaktivierung und -neuverwendung im Zusammenhang mit den letzten
Auftragseingängen.
„Die zugrundeliegenden internationalen Geschäfte begannen das
Jahr gut, da die Geschäftseinheiten im Mittleren Osten, in der
Nordsee und in Russland alle im Rahmen unserer
Aktivitätserwartungen für das erste Quartal geblieben sind, während
die Aktivitätsergebnisse in Asien durch fortlaufende Schwäche in
Lateinamerika und Afrika ausgeglichen wurden.
„Auf dem Land in Nordamerika wuchs unser
Bohrdienstleistungsgeschäft weiterhin, vorangetrieben durch eine
starke Nachfrage für horizontale Bohrtechnologien. Auch der Umsatz
stieg, dank der Steigerung der Aktivität in Kanada. Jedoch wurde
das Druckpumpgeschäft auf dem Festland in den USA durch eine
schwächer als erwartet ausfallende Aktivität sowie durch niedrigere
Preisgestaltung, Ineffizienz, steigende Lieferkettenkosten und
Herausforderungen in der Bahnlogistik beeinträchtigt. Dessen
ungeachtet setzten wir weiterhin Frackingverm�genswerte ein,
einschließlich Ausrüstung aus unserer neu erworbenen Kapazität. Wir
gehen davon aus, dass der US-Markt für Fracking auf dem Festland
sich im zweiten Quartal verbessert, sowohl in Hinsicht auf die
Preisgestaltung als auch die Betriebseffizienz, und daher führen
wir unser aggressives Flottenreaktivierungs- und
Wiederinbetriebnahmeprogramm fort.
„Unter den Geschäftssegmenten wurde der Umsatzrückgang im ersten
Quartal durch die Cameron Group getrieben. Die Erträge sanken
aufgrund saisonal geringerer Projektvolumina und reduzierter
Produktverkäufe im Vergleich zum Vorquartal um 7 %. Der Umsatz
der Reservoir Characterization Group sank um 5 % im Vergleich zum
Vorquartal wegen des saisonalen Rückgangs des Umsatzes bei SIS
Software und seismischen WesternGeco-Lizenzen für mehrere Kunden.
Die Umsätze der Bohrgruppe und der Produktionsgruppe waren im
Vergleich zum Vorquartal 2 % bzw. 4 % niedriger, auch als Ergebnis
des saisonalen Rückgangs der Aktivität in der n�rdlichen
Hemisphäre.
„Angesichts des weltweiten Ölmarktes bestätigt das Fehlen von
weltweiten Bestandszuwächsen im ersten Quartal, unterstützt durch
die von der OPEC und von Russland geführten Produktionssenkungen,
dass der Ölmarkt ausgeglichen ist. Wichtiger noch: nach drei Jahren
ununterbrochenen dramatischen Unterinvestments bei E&P-Ausgaben
zeigte die weltweite Produktionsbasis erstmals die erwarteten
Schwächezeichen mit erkennbaren Produktionsrückgängen im
Jahresvergleich in Ländern wie Angola, Norwegen, Mexiko, Malaysia,
China und Indonesien. Während die Produktion von Libyen und Nigeria
an der Kapazitätsgrenze ist, sich die venezolanische Produktion im
freien Fall befindet, neue Sanktionen gegen den Iran denkbar sind
und die geopolitischen Risiken zunehmen, sind die einzigen
Hauptquellen des kurzfristigen Angebotswachstums zum Ausgleich des
weltweiten Produktionsrückgangs und der starken weltweiten
Nachfrage Saudi-Arabien, Kuwait, die VAE, Russland und die
US-amerikanische Schiefer�lindustrie. Jedoch kommt es zu
Herausforderungen bei US-amerikanischem Schiefer�l in Verbindung
mit Infill-Bohrungs-Well-to-Well-Interferenz, der potenziell
geringeren Produktion von Step-Out-Bohrungen aus Stufe-1-Flächen
und erheblichen Infrastrukturbeschränkungen. Es wird daher
zunehmend wahrscheinlich, dass die Branche mit wachsenden
Angebotsherausforderungen im Verlauf des kommenden Jahres
konfrontiert wird und dass eine bedeutende Steigerung des
weltweiten E&P-Investments erforderlich sein wird, um das
drohende Defizit zu minimieren.
„Wir sind weiterhin optimistisch betreffend die Aussichten auf
nachhaltiges Aktivitätswachstum in unserem weltweiten Geschäft im
Verlauf des Jahres 2018 und bis ins Jahr 2019. Dies wird durch
h�here Kundenaktivität und unsere Fähigkeit angetrieben, einen
großen Anteil der entstehenden Gelegenheiten zu verwirklichen,
während leistungsbasierte Verträge und integrierte Projekte immer
mehr zu den bevorzugten Geschäftsmodellen für viele unserer Kunden
werden. Auftragsvergaben der letzten Zeit, zu denen die großen
schlüsselfertigen Verträge zum Festpreis – lump-sum turnkey (LSTK)
– in Saudi-Arabien geh�ren, weitere Zuschläge anderswo im Mittleren
Osten und in Lateinamerika und neue Projekte im US-amerikanischen
Delaware-Basin sind Beispiele für diesen Markttrend. Unser in den
letzten Jahren gr�ßer gewichteter F&E-Schwerpunkt auf
Systeminnovation und -design befähigt uns nun dazu, zusätzlichen
Wert bei diesen Projekten für sowohl unsere Kunden als auch
Schlumberger zu schaffen. Dies wird dadurch erreicht, dass eine
neue Generation von spezialangefertiger Hardware und Software mit
unserer großen Fachkenntnis und den neuesten Fortschritten bei
digitalen Technologien verbunden wird.
„Daher sind wir begeistert über die Aussichten von Schlumberger.
Wir sind bereit und gerüstet, in den kommenden Jahren überlegenes
Wachstum, finanzielle Renditen und freien Cashflow zu erbringen,
indem wir auf dem breitesten Angebot und Fachwissen in der Branche,
unserer unvergleichlichen Gr�ße und Betriebseffizienz, starker
Kapitaldisziplin und einem eindeutigen Wunsch, branchenführende
Barrenditen für unsere Aktionäre bereitzustellen, aufbauen.“
Sonstige Ereignisse
In diesem Quartal kaufte Schlumberger 1,4 Millionen Stammaktien
zu einem Durchschnittspreis von je 69,79 US-Dollar für insgesamt 97
Millionen US-Dollar zurück.
Am 23. Februar 2018 gaben Schlumberger und Subsea 7 S.A.
bekannt, dass sie in exklusive Verhandlungen zur Bildung eines
Joint Ventures eingetreten sind, das auf dem Erfolg der Subsea
Integration Alliance aufbaut, die 2015 gegründet wurde. Das Joint
Venture wird zu 50 % im Eigentum von Subsea 7 und zu 50 % im
Eigentum von Schlumberger stehen.
Am 18. April 2018 stimmte der Verwaltungsrat (Board of
Directors) des Unternehmens einer vierteljährlichen Dividende von
0,50 USD je in Umlauf befindlicher Stammaktie zu, zahlbar am
13. Juli 2018 an zum 6. Juni 2018 eingetragene
Aktieninhaber.
Konsolidierter Umsatz nach Region
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 31. März
2018 31. Dez. 2017
31. März 2017
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Nordamerika
2.835 USD
2.811 USD 1.871 USD
1 % 52 % Lateinamerika
870 1.034 952
-16 % -9 %
Europa/GUS/Afrika
1.704 1.808 1.652
-6 %
3 % Nahost und Asien
2.309 2.396
2.318
-4 % 0% Sonstiges
111 130
101
n. a. n. a. 7.829 USD 8.179 USD
6.894 USD
-4 % 14 % Umsätze in Nordamerika
2.835 USD 2.811 USD 1.871 USD
1 % 52
% Internationale Umsätze
4,883 USD 5.237 USD
4.922 USD
-7 % -1 % n. a. = nicht
aussagekräftig
Der Umsatz von 7,8 Milliarden USD im ersten Quartal sank im
Vergleich zum Vorquartal um 4 %, wobei der Umsatz in Nordamerika um
1 % stieg, während der internationale Umsatz um 7 % in der Folge
von saisonalen Einflüssen sank.
Nordamerika
Der Umsatz im Gebiet Nordamerika stieg um 1 % im Vergleich zum
Vorjahr, da die gestiegene Landaktivität teilweise durch geringeren
Offshore-Umsatz wegen reduzierten WesternGeco-Lizenzverkäufen an
mehrere Kunden ausgeglichen wurde nach den üblichen, aber
verhaltenen, Verkäufen zum Jahresende. Mit der Ausnahme von Cameron
stieg der Umsatz auf dem Festland in Nordamerika um 4 % im
Vergleich zum Vorquartal im Einklang mit dem Gesamtwachstum der
Bohrturmanzahl auf dem Festland in den USA. Das Wachstum wurde
durch die Aktivitätssteigerung in Kanada und die h�here Aktivität
der Drilling Group auf dem Festland in Nordamerika wegen
fortlaufender hoher Nachfrage nach drehbaren steuerbaren Systemen
bei der Bohrung von längeren seitlichen Abschnitten von
Schiefer�lquellen in den USA vorangetrieben. Bei OneStimSM fügten
wir weiterhin Frackingflotten hinzu, aber weniger als geplant wegen
der Überkapazität im Markt, die zu geringerer Auslastung,
Ineffizienzen und niedrigerer Preisgestaltung führte. Die Aktivität
wurde ferner durch weit verbreitete Unterbrechung bei
Bahnlieferungen von Sand beeinträchtigt. Der Umsatz der Cameron
Group war saisonal bedingt niedriger im Vergleich zum Vorquartal
nach den Produktverkäufen von Surface Systems und Valves &
Measurement.
International
Der Umsatz im Gebiet Lateinamerika sank um 16 % im
Vergleich zum Vorquartal durch geringeren SPM-Projektumsatz in
Ecuador wegen Projektverz�gerungen und gesunkener Aktivität der
Production Group in Argentinien wegen einer niedrigeren Anzahl von
Frackingplattformen. Die Aktivität ging in Brasilien trotz dem
Start neuer Offshore-Projekte zurück und die Aktivität in Venezuela
war weiterhin rückläufig. Der Umsatz im GeoMarket Mexiko und
Zentralamerika war etwas h�her wegen der erh�hten
Onshore-Workover-Aktivität, obwohl der Start von neuen integrierten
Bohrdienstleistungen – Integrated Drilling Services (IDS) –
verz�gert erfolgte. Ein saisonal niedrigerer Umsatz der Cameron
Group trug ebenfalls zum Rückgang bei.
Der Umsatz im Gebiet Europa/GUS/Afrika sank um 6 %, in
der Hauptsache wegen des Rückgangs der saisonalen Aktivität in
Russland und in der Region Kaspisches Meer, der alle Produktlinien
beeinträchtigte. Auch der GeoMarket Vereinigtes K�nigreich und
Kontinentaleuropa war geprägt durch niedrigere Aktivität, die durch
Verz�gerungen bei sowohl den Wetter- als auch den Kundenbohrplänen
sowie durch reduzierte Verkäufe von Software-integrierte-L�sungen –
Software Integrated Solutions (SIS) – Software gekennzeichnet war.
Der Umsatz im GeoMarket Subsahara war leicht niedriger im Vergleich
zum Vormonat betreffend integrierte Projektstartups am Ende des
Quartals in Gabun, Nigeria und Ghana, da sich die Aktivitäten
gr�ßtenteils auf Projektplanung und Ausrüstungsmobilisierung
konzentrierten. Auch der GeoMarket Nordafrika war leicht geringer
im Vergleich zum Vorquartal wegen schwächerer Produktumsätze,
obwohl dieser Effekt teilweise durch neue Onshore-Projekt-Startups
in Libyen und im Tschad ausgeglichen wurde. Der Umsatzrückgang in
dem Gebiet wurde teilweise durch h�heren Umsatz der Cameron Group
im GeoMarket Russland und Zentralasien ausgeglichen.
Der Umsatz im Gebiet Mittlerer Osten sowie Asien nahm im
Vergleich zum Vorquartal um 4 % ab, in erster Linie aufgrund
von Preisdruck und geringeren Bohr- und Fracking-Aktivitäten auf
dem Festland im Mittleren Osten. Der Umsatz im GeoMarket Ferner
Osten und Australien war niedriger wegen reduzierter
SIS-Software-Verkäufe bei gleichzeitigem Rückgang der
Projektaktivität bei dem Bau von Ölbrunnen. Der Umsatz im GeoMarket
Südostasien ging zurück wegen weniger seismischen Lizenzumsätzen
von WesternGeco mit mehreren Kunden. Der Umsatz der Cameron Group
ging in Asien im Vergleich zum Vorquartal leicht zurück, wobei das
Wachstum in Asien durch einen saisonal niedrigeren Umsatz im
Mittleren Osten ausgeglichen wurde. Diese Rückgänge wurden
teilweise durch h�heren Umsatz bei einem langfristigen Projekt
einer Oberflächeneinrichtung im Mittleren Osten ausgeglichen.
Reservoir Characterization Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 31. März
2018 31. Dez. 2017
31. März 2017
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
1.556 USD 1.638 USD
1.618 USD
-5 % -4 % Betriebsgewinn vor
Steuern
307 USD 360 USD 281 USD
-15 % 9
% Betriebsmarge vor Steuern
19,7 % 22,0 %
17,3 %
-224 bps 240 bps
Der Umsatz der Reservoir Characterization Group in H�he von 1,6
Milliarden USD, wovon 77 % von den internationalen Märkten
stammten, nahm gegenüber dem Vorquartal um 5 % ab. Dies
beruhte auf den Effekten eines saisonalen Rückgangs bei
Wireline-Aktivität in Russland und reduzierten Lizenzverkäufen von
WesternGeco an mehrere Kunden im US-amerikanischen Golf von Mexiko,
in Asien und Australien. Auch niedrigere SIS-Software-Umsätze
trugen zu dem Umsatzrückgang bei. Dieser Rückgang wurde teilweise
ausgeglichen durch gr�ßere Testdienstleistungsaktivität in
Brasilien, Katar und Ägypten und h�heren Umsatz bei einem
langfristigen Projekt einer Oberflächeneinrichtung im Mittleren
Osten.
Der Betriebsgewinn der Gruppe vor Steuern von 20 % war 224
bps niedriger im Vergleich zum Vorquartal wegen saisonal geringerer
Wireline-Aktivität mit h�heren Margen in Russland und
zurückgegangenen Verkäufen von SIS-Software.
Die Reservoir Characterization Group profitierte vom Betrieb
unter dem integrierten Dienstleistungsmanagement – Integrated
Services Management (ISM) –, Auftragsvergaben und der Anwendung von
integriertem Software- und Bereichswissen zur Stärkung der
betrieblichen Leistung.
Vor der Küste von Neufundland stellte ISM Dienstleistungen im
Zusammenhang mit der Bohrung und den Abschlüssen auf der
Hebron-Plattform zur Verfügung, die im November in Betrieb gesetzt
wurde.
In Westafrika vergab Petro Kouilou – eine Tochtergesellschaft
von Anglo African Oil & Gas PLC in der Republik Kongo – an
Schlumberger einen ISM-Auftrag zur Bereitstellung von
Bohrunterstützungsdienstleistungen für ein Bohrloch im Tilapia-Feld
im unteren Kongo-Basin. Petro Kouilou besitzt einen Anteil von 56 %
am Tilapia-Feld und erwartet, dass der Bohrbetrieb im Juni 2018
beginnen wird. Die Dienstleistungen von Schlumberger umfassen Mud
Logging, Wireline, Zementierung, Bohren, Drillstem-Tests und
leitungsvermittelte Perforation.
Die kognitive E&P DELFI* Umgebung erlaubt die Zusammenarbeit
zwischen E&P-Teams und nutzt das volle Potenzial aller
verfügbaren Daten und der Wissenschaft, um die
E&P-Verm�genswerte zu optimieren. Die digitale
Bohrlochbauplanungsl�sung DrillPlan* ist der erste Schritt in der
DELFI-Umgebung und kann ein Bohrlochplanungsprogramm in Tage
anstatt von Wochen erstellen. Zu den neuesten Vergaben für die
DELFI-Umgebung und die Betriebsergebnisse unter Verwendung der
DrillPlan-L�sung geh�rt:
• Cantium LLC vergab an Schlumberger einen
Fünfjahres-SIS-Vertrag für die Felder Bay Marchand und Main Pass im
US-amerikanischen Golf von Mexiko. Der Software-as-a-service (SaaS)
Vertrag gilt für die Bereitstellung der kognitiven
DELFI-E&P-Umgebung.
• Petro-Hunt führte mit der DrillPlan-L�sung einen Versuch im
Williston-Basin durch und reduzierte die Entwicklungszeit für die
Bohrlochplanung um über 50 %.
• PRI Operating LLC verwendete die DrillPlan-L�sung in West
Texas, um die Bohrplanungszeit für sieben horizontale Bohrl�cher im
Delaware-Basin zu reduzieren. Die DrillPlan-L�sung half dabei, das
erste Bohrloch in vier Tagen zu planen, und sechs spätere
Bohrl�cher wurden jeweils in kaum länger als einem Tag geplant, was
dem Kunden 18 Tage Planungszeit sparte.
In Ägypten verwendete Well Services die reservoir-zentrische
Stimulation-zu-Produktion-Software Kinetix Shale* für die Kuwait
Petroleum Corporation, um bei der Steigerung der Produktion um 500
% in einem horizontalen Bohrloch im Apollonia JD Gasfeld im
Vergleich mit ausgeglichenen vertikalen Bohrl�chern zu helfen.
Dieses Karbonatreservoir besteht hauptsächlich aus hochpor�ser
weicher Kreide und wenig durchlässigem Kalkstein und erfordert
mehrere Frackingplattformen. Die Kinetix Shale-Software erlaubte
einen nahtlosen und umfassenden
Seismisch-zu-Simulation-Arbeitsfluss zur Multiebenenoptimierung
dieses unkonventionellen Reservoirs.
Schlumberger und TGS-NOPEC Geophysical Company gaben in Ägypten
auch ein neues Projekt im ägyptischen Roten Meer bekannt, dass die
Akquisition einer seismischen
2D-long-offset-Breitband-Multikundenstudie über 10.000 km unter
Verwendung des Schiffs einer Drittpartei umfasst. Dieses Projekt
ist Bestandteil einer Vereinbarung mit der South Valley Egyptian
Petroleum Holding Company (GANOPE), an der Schlumberger und TGS
exklusive Multikundenrechte einer Dauer von mindestens 15 Jahren an
einem offenen Gebiet von etwa 70.000 qkm im Offshorebereich des
ägyptischen Roten Meers haben.
Karachaganak Petroleum Operating BV – ein Konsortium von ENI,
Shell, Chevron, LUKOIL und KazMunaiGaz – vergab einen
Dreijahresvertrag mit zwei optionalen Verlängerungen von einem Jahr
an SLS Oil LLP, ein Joint Venture zwischen Schlumberger und Smart
Oil LLP (ein kasachisches Öldienstleistungsunternehmen) für die
Bereitstellung von fortschrittlichen Slickline-Dienstleistungen in
Kasachstan. Es wird damit gerechnet, dass der Betrieb im zweiten
Quartal 2018 beginnt.
Drilling Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 31. März
2018 31. Dez. 2017
31. März 2017
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
2.126 USD 2.180 USD
1.985 USD
-2 % 7 % Betriebsgewinn vor Steuern
293 USD 319 USD 229 USD
-8 %
28 % Betriebsmarge vor Steuern
13,8 % 14,6
% 11,5 %
-85 bps 222 bps
Der Umsatz der Drilling Group in H�he von
2,1 Milliarden USD, von denen 71 % aus den
internationalen Märkten stammten, nahm gegenüber dem Vorquartal um
2 % ab, da die starken Aktivitäten beim Richtbohren auf dem
nordamerikanischen Festland durch saisonal geringere
Bohraktivitäten und Preisdruck in den internationalen Gebieten
aufgewogen wurden, die hauptsächlich den M-I SWACO-Betrieb
beeinträchtigten. Der verbesserte Umsatz in Nordamerika resultierte
aus dem Aufnahmeverm�gen der Produkte und Dienstleistungen von
Drilling & Measurements sowohl offshore und insbesondere auf
dem Festland. Dies resultiert aus der weiterhin hohen Nachfrage für
die drehbaren steuerbaren Systeme, die erforderlich sind, um durch
längere Seiten in Schiefer�lbohrl�chern zu bohren, und aus der
Steigerung der Bohraktivität im Winter in Westkanada. Der gesunkene
Umsatz in den internationalen Bereichen beruhte auf einem
saisonbedingten Abfall der Bohrturm-bezogenen Aktivität in der
n�rdlichen Hemisphäre, auf wetterbedingten Projektverz�gerungen in
der Nordsee, dem Abschluss von IDS-Projekten in den GeoMarkets
Vereinigtes K�nigreich und Kontinentaleuropa und Ferner Osten und
Australien und auf einem fortlaufenden Rückgang der Bohraktivität
in Venezuela. Die schwächere internationale Aktivität wurde jedoch
teilweise durch eine stärkere IDS-Aktivität in Kuwait und dem Irak
ausgeglichen.
Die Betriebsmarge der Gruppe von 14 % ging im Vergleich zum
Vorquartal um 85 bps zurück, während die fortlaufende Preistendenz
aus dem gesteigerten Aufnahmeverm�gen der Technologien von Drilling
& Measurements und Bits & Drilling in die USA durch den
Preisdruck und die saisonal bedingt geringere Aktivität in den
internationalen Märkten mehr als ausgeglichen wurde.
Die Leistung der Drilling Group im ersten Quartal stand im
Zusammenhang mit Vergaben von Verträgen für integrierte
Dienstleistungen, IDS-Betriebsineffizienzen und einem breiten
Spektrum von Bohrertechnologien, die dabei halfen, die Kosten pro
Barrel zu senken.
In Russland war Schlumberger einer der maßgebenden
Diensteanbieter, die mit dem Sakhalin-1-Konsortium
zusammenarbeiteten, um das längste Bohrloch der Welt von
ausgedehnter Reichweite im Ausmaß von 15.000 m von der
Orlan-Plattform am Chayvo-Feld im Meer von Okhotsk zu bohren. Die
technisch herausfordernde Umgebung erfordert zwei Jahre
kollaborativen Planens zwischen dem Sakhalin-1-Konsortium und dem
integrierten Schlumberger-Team zur Optimierung des Bohrplans und
zur Integration sonstiger wichtiger Dienstleistungen und
Produktlinien durch das Extended-Reach Drilling Center of
Excellence mit Sitz in Sakhalin.
Saudi Aramco hat an Schlumberger einen
Dreijahres-LSTK-Bohrvertrag vergeben, um Bohrtürme und
Bohrlochkonstruktionsdienstleistungen für 70 Onshore-Ölbohrl�cher
in verschiedenen Feldern bereitzustellen. Der Vertrag hat einen
optionalen Verlängerungszeitraum von zwei Jahren, wobei davon
ausgegangen wird, dass der Betrieb im zweiten Quartal 2018
beginnt.
In Dänemark vergab Mærsk Olie og Gas, ein Total-Unternehmen, an
Schlumberger einen Siebenjahresvertrag mit drei
Verlängerungsoptionen für ein Jahr im Wert von 140 Millionen USD
für die Bereitstellung von Produktionschemikalien, chemischen
Managementdienstleistungen und Tankmanagement. Der
Gegenstandsbereich der Arbeit umfasst Standardchemie und die
Gestaltung von individuellen L�sungen für die Nordsee,
einschließlich Laboranalyse, Produkttests, Qualifizierung und
Implementation. Diese Vergabe folgt auf einen ähnlichen Vertrag,
der die Jahre 2012 bis 2018 umfasst.
In Nordamerika vergab Shell an Schlumberger einen
Dreijahresvertrag für die Bereitstellung von Bohrflüssigkeiten,
Spezialwerkzeugen und Filterdienstleistungen. Zu den Technologien
geh�ren die hoch verdichtete divalente
Reservoir-Drill-in-Flüssigkeit M-I SWACO DIPRO*, das BREAKDOWN HD*
hoch verdichtete Filtercake-Breaker-System und die Filtereinheit
mit hohem Durchfluss Torrential*.
Im norwegischen Sektor der Nordsee half IDS Aker BP dabei, 12
Millionen ISD im Vergleich zur Ausgabengenehmigung – authorization
for expenditure (AFE) – für einen herausfordernden
Bohrlochabschnitt im Tambar-Feld zu sparen. Das IDS-Team arbeitete
eng mit dem Kunden zusammen, um die Bohrzeit um 14 Tage im
Vergleich zu AFE zu reduzieren. Das Bohrloch wurde bis zu einer
Gesamttiefe von 4.360 m in etwa sieben Tagen in einem einzigen
Bohrerlauf im Vergleich zu 37 Tagen für neun Bohrerläufe in
benachbarten Bohrl�chern. Die eingesetzten Technologien umfassten
die Bohrlochkonstruktionsleistungsdienstleistung OptiWell*, das
drehbare steuerbare System PowerDrive Orbit*, den Bohrer mit
gerändelten Diamantelementen AxeBlade* und das energiesparende
Wasser-in-Öl-Spülsystem RheGuard*.
In Kuwait fügte die Kuwait Oil Company einem bestehenden
IDS-Vertrag, der bis 2019 läuft, für die Bereitstellung von
integrierten Dienstleistungen zur Bohrlochkonstruktion in den
Sabriyah- und Raudhatain-Feldern einen dritten Bohrturm hinzu. Bis
heute hat das Projekt 24 Bohrl�cher gebohrt. IDS führte mehrere
Technologien ein, darunter die Familie drehbarer steuerbarer
Systeme PowerDrive* sowie Bohrer-Technologien, wie etwa die Bohrer
StingBlade* mit konischen Diamantenelementen und AxeBlade mit
gerändelten Diamantelementen.
In Norwegen steigerten IDS und Wintershall Norge die pro Tag
gebohrte Meterleistung um 225 % über eine Kampagne betreffend fünf
Bohrl�cher in dem Brage-Feld und erbrachten ihre Leistung jeweils
deutlich vor dem geplanten Termin und günstiger als im Budget
vorgesehen. Vor der neuen Bohrkampagne führten betriebliche
Herausforderungen der Bohrlochkonstruktion, die üblicherweise in
diesem Feld in einer späten Lebensphase entstehen, zu einem
einjährigen Stopp des Bohrbetriebs. Während des Bohrstopps
arbeitete IDS mit Wintershall Norge zusammen, um den Ansatz eines
schlanken Bohrlochs gemäß einem anreizbasierten Vertrag zu
entwickeln. Durch diesen Erfolg ist die Lebenszeit des Feldes
verlängert worden.
BW Offshore vergab an Schlumberger mehrere
Bohrlochkonstruktionsverträge zusammen mit einer Vergabe an Borr
Drilling eines Bohrturmvertrages für ein Projekt in Gabun. Die
Schlumberger-Verträge umfassen Measurement- und
Logging-while-Drilling, Bohrspülungen und die Feststoffkontrolle,
Zementierung, Wireline-Messungen, Schlammmessungen, Drillbits und
Räumer sowie Contingency-Angelausrüstung und -Services,
Bohrlochabschlüsse und Sandmanagementdienstleistungen. Die
Bohrungen starten Ende Januar 2018 und das erste Bohrloch ist
abgeschlossen worden. Ein Schlumberger-Manager für integrierte
Projekte koordiniert verschiedene Schlumberger-Produktlinien unter
der Aufsicht des BW-Offshore-Bohr- und Betriebsteams. Die
Verbindung der Schlumberger-Dienstleistungen mit dem
Borr-Bohrturmangebot ist der nächste Schritt hin zur Erbringung
eines sicheren, zuverlässigen und effizienten Bohrbetriebs.
Im Offshore-Bereich von Brasilien setzten Bits & Drilling
Tools Stinger* Technologie mit konischen Diamantenelementen ein, um
Petrobras dabei zu helfen, die Bohrzeit um mehr als fünf Tage im
Búzios-Feld zu reduzieren. Dieses Presalt-Play in tiefen
Santos-Basin umfasst harte Carbonate und Schichten von schwach
por�sen Sedimenten, die Herausforderungen an eine Bohrung stellen.
Technologie mit Stinger-Elementen erlaubte es Petrobras, den
längsten Bohrlochabschnitt zu erreichen, der in einer einzigen
Bohrung gebohrt wurde, 634 m, und zu den geringsten Kosten pro
Meter im Búzios-Feld.
Production Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 31. März
2018 31. Dez. 2017
31. März 2017
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
2.959 USD 3.079 USD
2.187 USD
-4 % 35 % Betriebsgewinn vor
Steuern
216 USD 315 USD 110 USD
-31 %
96 % Betriebsmarge vor Steuern
7,3 Prozent
10,2 % 5,0 %
-291 bps 227 bps
Der Umsatz der Production Group von
3,0 Milliarden USD, von denen 49 % aus
internationalen Märkten kamen, nahm gegenüber dem Vorquartal um
4 % ab. Der gr�ßte Teil des Rückgangs betraf die
internationalen Märkte wegen des saisonalen Abfalls der Aktivität
in Russland und der niedrigeren Anzahl von Frackingplattformen in
Argentinien und Saudi-Arabien. Im Vergleich zum Vorquartal war der
Umsatz der Production Group in Nordamerika marginal h�her. Die
OneStim-Leistung wurde durch vorübergehenden Gegenwind im
Frackingmarkt beeinträchtigt, wozu bescheidene Steigerungen der
Kundenabschlussaktivitäten geh�rten, was zu einem zurückhaltenden
Wachstum der Anzahl an Plattformen im Vergleich zum Vorquartal
führte. Die branchenweiten Frackingkapazitätserweiterungen führten
in Verbindung mit den Unterbrechungen der Bahnlieferungen von Sand
in der Branche zu geringerer Auslastung und Ineffizienz sowie zu
niedrigeren Preisen. Insgesamt war der SPM-Umsatz im Vergleich zum
Vorquartal leicht h�her.
Die Betriebsmarge der Gruppe vor Steuern von 7 % ging um 291 bps
im Vergleich zum Vorquartal zurück wegen des zuvor erwähnten
vorübergehenden Gegenwinds, der den Frackingmarkt in Nordamerika
beeinträchtigte. Trotz branchenweiter Bahnlieferungsunterbrechungen
von Sand haben wir erfolgreich eine hinreichende Versorgung mit
Sand, eine starke Servicequalität und eine durchgehende
geschäftliche Kontinuität überall in unserer Kundenbasis
gewährleistet, obwohl dies zu zusätzlichen Kosten führte, die die
Betriebsmarge der Gruppe beeinträchtigten.
Die Production Group profitierte von Auftragsvergaben im Bereich
integrierte Produktionsdienstleistungen – Integrated Production
Services (IPS) – sowie von dem Einsatz von Stimulations- und
künstlichen Hebetechnologien.
In Indien vergab Vedanta Resources – deren Öl- und Gasressourcen
in Indien durch Cairn Oil & Gas gemanagt werden – an
Schlumberger einen IPS-Auftrag im Wert von 214 Millionen USD für
ihre Felder im Onshore RJ-ON-90/1 Block. Die Auftragsvergabe
umfasst die integrierte Entwicklung von 42 Brunnen im tiefen
Gasfeld von Raageshwari und 39 Brunnen im Aishwariya-Ölfeld mit
Technologien aus mehreren Produktlinien.
In Russland verwendete Well Services die BroadBand Sequence*
Frackingdienstleistung für Slavneft-Megionneftegaz zum erneuten
Fracking einer horizontalen Multiplattformbohrung in einem
konventionellen Sandstein�lreservoir im Tailakovskoye-Feld, wodurch
sie die Produktion um 180 % erh�hte. Die Dienstleistung BroadBand
Sequence isolierte in der Folge den Openhole-Abschnitt des
Bohrlochs um zu gewährleisten, dass jeder Cluster in jeder Zone
gefrackt wurde und zum Produktionspotenzial des Bohrlochs
beitrug.
Auf dem Festland in Nordamerika setzte Schlumberger das Fracking
von BroadBand Sequence und die
Stimulationsaufsichtsdienstleistungen von WellWatcher Stim* in
einem unter hohem Druck und hoher Temperatur stehenden Bohrloch für
BP ein, um den Kontakt mit dem Reservoir zu verbessern. Die
Dienstleistung BroadBand Sequence überwand die Herausforderung
eines Gehäuse-Patches, der Plug- und Perforationsmethoden
beschränkte. Diese Dienstleistungen erm�glichten die Stimulation
eines weiteren seitlichen Bohrlochabschnitts von 3.000 Fuß
unterhalb des Gehäuse-Patches und die Dienstleistung WellWatcher
Stim bestätigte, dass die entsprechenden Perforationscluster
effizient behandelt wurden.
Im russischen Abschnitt des Kaspischen Meeres verwendet Well
Services die Dienstleistung zur Stimulation von gr�ßerem Kontakt
OpenPath Reach* für LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, um den
Injektivitätsindex in zwei horizontalen Bohrl�chern im
Korchagina-Feld um durchschnittlich 300 % im Vergleich mit früheren
Produktionsniveaus zu steigern. Die horizontalen Abschnitte der
Bohrl�cher verlaufen durch konventionelle Sandstein- und
Carbonatformationen, was Herausforderungen in Hinsicht auf
Stimulation und Durchlässigkeit darstellt. Die VDA* viscoelastische
ablenkende Flüssigkeit lenkte die Behandlungsflüssigkeit in
Carbonatzonen geringerer Injektivität ab und maximierte den
Reservoirkontakt und optimierte die Stimulation beider
Bohrl�cher.
Im Permischen Basin führte ein integriertes Team von
petrotechnischen Experten eine Abschlussoptimierungsstudie in der
San Andres Formation für die Mack Energy Corporation durch. Eine
Kombination von Technologien wurde dazu verwendet, einen Abschluss
in einem Bohrloch zu optimieren, die zu einer Steigerung der
Referenzproduktion von 412 % im Vergleich zum ersten Jahr führte
sowie zu einer Steigerung von 250 % gemessen an der
Durchschnittsproduktion im Basin. Vom kombinierbaren
Magnetresonanztool CMR-Plus*, einer akustischen Scan-Plattform
Sonic Scanner* und einem Fullbore-Formations-Microimager FMI*
übernommene Daten wurden zur Erstellung eines 3D-Basin-Modells
einbezogen. Die
Schiefer�l-Reservoir-zentrische-Stimulation-zu-Produktion-Software
Kinetix und der Reservoir-Simulator INTERSECT* wurden verwendet, um
die Gestaltung der Frackingbehandlung und die Produktionssteigerung
zu optimieren. ThruBit*-Messungen von durch den Bohrer erfolgenden
Dienstleistungen an der Seite wurden zur optimalen Platzierung von
Perforationen einbezogen, um die Cluster-Effizienz zu
gewährleisten.
In North Dakota verwendete Artificial Lift Solutions eine
Kombination von Technologien in einem Bakken-Schiefer�lbohrloch, um
Kosten für Ausrüstungsaustausch und -überarbeitung zu sparen. Die
anfängliche hohe Produktionsrate des Bohrlochs war gesunken und
befand sich in einer harschen Umgebung wegen Abriebs aus
Stützmittelrückfluss. Der Kunde musste das Bohrloch mit einer
einzelnen elektrischen submersiblen Pumpe (ESP) absenken, bevor er
zu einer künstlichen Anhebung mit geringem Durchfluss wechseln
konnte. Die Installation des ESP-Systems REDA Maximus*, das mit
unkonventioneller ESP-Plattform-Continuum*-Technologie verlängerter
Lebensdauer ausgestattet ist, verlängerte die Lebensdauer der Pumpe
auf mehr als das Doppelte des Durchschnittswert für das Feld und
vermied es, die Ölproduktion hinauszuschieben.
In Kuwait verwendete Well Services die Wasser- und
Gaskonformitätsdienstleistung AllSeal* für die Kuwait Oil Company,
um die Ölproduktion in einem Bohrloch um 900 bbl/d im Khashman-Feld
zu steigern. Dieses Bohrloch produzierte ursprünglich bei einer
Wasserreduzierung von 96 % und die erste L�sung bestand darin, die
Pumpe zu entfernen, die Wasserzone zu isolieren und ein neues
Intervall zu perforieren, was einen Überarbeitungsbohrturm am
Standort erfordern würde. Stattdessen injizierte die
AllSeal-Dienstleistung ein bestimmtes Gel in die Wasserzone, um es
zu isolieren, und sparte so Betriebskosten durch die Eliminierung
des Bedarfs für einen Bohrturm. Als das neue Intervall perforiert
worden war, sank die Wasserreduzierung um 90 % und stieg die
Ölproduktion um 300 %.
Cameron Group
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis Veränderung 31. März
2018 31. Dez. 2017
31. März 2017
gegenüber Vorquartal
gegenüber Vorjahr Umsatz
1.310 USD 1.414 USD
1.229 USD
-7 % 7 % Betriebsgewinn vor
Steuern
$ 166 203 USD 162 USD
-18 % 2
% Betriebsmarge vor Steuern
12,7 % 14,4 %
13,2 %
-169 bps -50 bps
Der Umsatz der Cameron Group von 1,3 Milliarden USD, vom dem 56
% aus internationalen Märkten kamen, fiel im Vergleich mit dem
Vorquartal um 7 %, hauptsächlich durch saisonal bedingte niedrigere
Projektgr�ßen und reduzierte Produktverkäufe. Der Umsatz von
OneSubsea war bei einem abnehmenden Projektstau niedriger. Die
sonstigen Produktlinien von Cameron – Drilling Systems,
Surface Systems, und Valves & Measurement – gaben
Umsatzrückgänge im Vergleich mit dem Vorquartal wegen saisonaler
Einflüsse an. Nach Geographie stieg der Umsatz in Russland und
Asien im Vergleich mit dem Vorquartal, aber dies wurde mehr als
ausgeglichen durch saisonal niedrigeren Umsatz in Nordamerika, im
Mittleren Osten und in Lateinamerika.
Die Betriebsmarge der Gruppe von 13 % sank im Vergleich mit dem
Vorquartal um 169 bps, vor allem wegen des abnehmende Projektstaus
in OneSubsea.
Die Leistung der Cameron Group im ersten Quartal profitierte von
Vertragsvergaben für integrierte kapitaleffiziente L�sungen von
OneSubsea und Systeme für Bohren mit gemanagtem Druck – managed
pressure drilling (MPD) –.
Noble Energy vergab an Schlumberger einen Ingenieur- und
Liefervertrag für ein 2.000 Tonnen schweres
Single-Lift-Verfahrensmodul, das auf der Leviathan-Plattform im
�stlichen Mittelmeer zu installieren ist. Der Vertragsgegenstand
umfasst Vorbehandlung, Salzentfernung und Regeneration von
Monoethylenglykol. Das Reklamierungs- und Regenerationssystem
PUREMEG* ist Bestandteil des integrierten kapitaleffizienten
L�sungsangebots von OneSubsea. Dies folgt auf die Vertragsvergabe
an OneSubsea durch Noble Energy im Jahr 2017 für die Bereitstellung
von horizontalen Produktionsbäumen von 10.000 psi, baumgestützten
Kontrollen und Topside-Kontrollen für dasselbe Projekt.
Die Cameron Group erhielt einen Kaufauftrag im Wert von 6,7
Millionen USD von Seadrill Limited für einen integrierten Riser
Joint für ihr von Schlumberger geliefertes MPD-System. Ein
integrierter Riser Joint erlaubt effektive Handhabung von
Riser-Gasen und MPD-Betrieb in einem modularen, flexiblen Design,
was für betriebliche Anpassungsfähigkeit in Echtzeit sorgt.
Im US-Golf von Mexiko haben OneSubsea und sein Subsea Services
Alliance-Mitglied, Helix Energy Solutions, den ersten Betrieb des
gemeinsam entwickelten 15.000 psi-Intervention Riser System für ein
großes internationales E&P-Unternehmen abgeschlossen. Dies
verwendet ein einzigartiges Geschäftsmodell, das erste seiner Art,
das auf Mietbasis verfügbar ist, was dem Kunden vorzuschießende
Investitionskosten sowie Wartung während der gesamten Lebensdauer
und Lagerbetriebskosten spart. Das System, dessen Konstruktion
Mitte 2015 begonnen wurde, berücksichtigt die zunehmenden
Interventionsbedürfnisse von unter hohem Druck stehenden
Unterwasserbohrl�cher.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte
Gewinnrechnung
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je
Aktie)
Dreimonatszeitraum Zeiträume bis zum 31. März
2018 2017 Umsatz
7.829
USD 6.894 USD Zinsen und sonstige Erträge
42 46
Ausgaben Umsatzkosten
6.802 6.076 Forschung und technische
Entwicklung
172 211 Gemeinkosten
111 98 Fusion und
Integration (1)
- 82 Beteiligung
143 139 Ertrag vor Steuern
643 USD
334 USD Einkommensteuer (1)
113 50 Nettogewinn
530 USD 284 USD
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen
5 5 Auf Schlumberger entfallender
Nettogewinn(1)
525 USD
279 USD Verwässerter Gewinn je Aktie von
Schlumberger(1)
0,38 USD
0,20 USD Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien
1.385 1.393 Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit
angenommener Verwässerung
1.394
1.402 In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und
Abschreibungen (2)
874 USD
989 USD (1) Weitere Einzelheiten finden
sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“. (2) Enthält
Wertminderungen des Anlageverm�gens und der Sachanlagen,
Abschreibungen immaterieller Verm�genswerte, Aufwendungen für
seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
Zusammengefasste konsolidierte
Bilanz
(Angaben in
Mio.)
31. März 31. Dez. Aktiva
2018 2017
Umlaufverm�gen Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
4.165
USD 5.089 USD Forderungen
8.472 8.084 Sonstiges
Umlaufverm�gen
5.419
5.324
18.056 18.497 Anlageverm�gen
11.556 11.576 Seismische Multiclient-Daten
707 727
Firmenwert (Goodwill)
25.120 25.118 Immaterielle
Verm�genswerte
9.217 9.354 Sonstige Aktiva
6.822 6.715
71.478 USD
71.987 USD Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende
Verbindlichkeiten und Rückstellungen
9.598 USD 10.036
USD Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer
1.311
1.223 Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an
langfristigen Verbindlichkeiten
4.586 3.324 Auszuschüttende
Dividenden
700
699
16.195 15.282 Langfristige Verbindlichkeiten
13.526 14.875 Latente Steuern
1.579 1.650
Pensionsnebenleistungen
1.027 1.082 Sonstige
Verbindlichkeiten
1.825
1.837
34.152 34.726 Eigenkapital
37.326 37.261
71.478 USD
71.987 USD
Liquidität
(Angaben in Mio.)
Komponenten der Liquidität
31. März
2018
31. Dez.
2017
31. März
2017
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen
4.165 USD 5.089 USD
7.353 USD Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche
Kapitalanlagen
- - 238 Kurzfristige Kredite und
kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
(4.586 ) (3.324 ) (2.449 ) Langfristige
Verbindlichkeiten
(13.526 ) (14.875 ) (16.538 )
Nettoverbindlichkeiten (1)
(13.947 USD )
(13.110 USD ) (11.396 USD ) Details zu
Veränderungen der Liquidität folgen:
Drei Drei
Monate Monate Zeiträume bis zum 31. März
2018
2017 Nettogewinn vor Minderheitsanteilen
530 USD
284 USD Wertminderung und sonstige Aufwendungen, abzüglich
Steuern vor Minderheitsbeteiligungen
- 68
530 USD 352 USD Wertminderungen und Abschreibungen (2)
874 989 Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen
90 88 Aufwendungen für Renten und andere
Pensionsnebenleistungen
18 37 Finanzierung von Renten und
anderen Pensionsnebenleistungen
(39 ) (29 ) Änderung
beim Betriebskapital
(836 ) (791 ) Sonstiges
(69 ) 10
Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit (3)
568 USD 656 USD
Kapitalaufwendungen
(454 ) (381 )
SPM-Investitionen
(240 ) (144 ) Kapitalisierte
seismische Multiclient-Daten
(26 ) (116 )
Freier
Cashflow (4)
(152 ) 15 Ausgeschüttete
Dividenden
(692 ) (696 ) Aktienrückkaufprogramm
(97 ) (372 ) Erträge aus
Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen
127 135
(814 ) (918 ) Firmenakquisitionen und
Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener
Verbindlichkeiten
(13 ) (273 ) Sonstiges
(10
) (84 ) Anstieg der Nettoverbindlichkeiten
(837
) (1.275 ) Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums
(13.110 ) (10.121 ) Nettoverbindlichkeiten zum Ende
des Zeitraums
(13.947 USD ) (11.396 USD )
(1) „Nettoverbindlichkeiten“ sind
Bruttoverbindlichkeiten abzüglich von Barmitteln, kurzfristigen
Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltenen festverzinslichen
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. Nettoverbindlichkeiten bilden eine nicht
GAAP-konforme Finanzkennzahl, die zusätzlich zu den Gesamtschulden,
nicht jedoch als Alternative oder als überlegene Kennzahl
betrachtet werden sollte. (2) Enthält Wertminderungen des
Anlageverm�gens und der Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller
Verm�genswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und
SPM-Investitionen. (3) Einschließlich Abfindungszahlungen in H�he
von etwa 76 bzw. 140 Millionen USD in den zum
31. März 2018 und 2017 zu Ende gegangenen
Dreimonatszeiträumen. (4) Der „freie Cashflow“ bezieht sich auf den
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich
Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und kapitalisierter Kosten
für seismische Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der
Meinung, dass der freie Cashflow eine wichtige Kennzahl zur
Bemessung der Liquidität des Unternehmens darstellt und für Anleger
und die Geschäftsführung ein nützlicher Messwert für die Fähigkeit
von Schlumberger, Liquidität zu generieren, ist. Sobald die
geschäftlichen Notwendigkeiten und Verpflichtungen erfüllt sind,
k�nnen diese Barmittel zur Reinvestition in das Unternehmen für
zukünftiges Wachstum oder zur Auszahlung an unsere Aktionäre durch
Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe verwendet werden. Der
freie Cashflow stellt nicht den residualen Cashflow für beliebige
Ausgaben dar. Der freie Cashflow bildet eine nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahl, die zusätzlich, nicht jedoch als Alternative für
den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit oder diesem gegenüber
als überlegen angesehen werden sollte.
Belastungen und Gutschriften
Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit
den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der
Rechnungslegung (Generally Accepted Accounting Principles, GAAP)
ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum ersten Quartal
2018 auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition
nach Verordnung G der US-B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC). Der
Nettogewinn ohne Belastungen und Gutschriften sowie davon
abgeleitete Messwerte (einschließlich verwässerter Gewinn je Aktie
ohne Belastungen und Gutschriften, Nettogewinn von Schlumberger
ohne Belastungen und Gutschriften sowie effektiver Steuersatz ohne
Belastungen und Gutschriften) sind nicht GAAP-konforme
Finanzkennzahlen. Die Geschäftsführung ist Ansicht, dass der
Ausschluss von Belastungen und Gutschriften von diesen
Finanzkennzahlen die M�glichkeit bietet, die Geschäftstätigkeit von
Schlumberger im Vergleich zwischen den einzelnen Perioden
effektiver zu bewerten und geschäftliche Trends zu identifizieren,
die andernfalls durch die ausgeschlossenen Posten überdeckt würden.
Diese Kennzahlen werden von der Unternehmensleitung auch als
Leistungsindikatoren zur Festlegung bestimmter Leistungsvergütungen
genutzt. Die vorstehenden nicht GAAP-konformen Kennzahlen sollten
als Ergänzung zu anderen Finanzkennzahlen oder Leistungsindikatoren
angesehen werden, die in Übereinstimmung mit GAAP erstellt werden,
und dürfen keinesfalls als Ersatz dafür oder als jenen überlegen
erachtet werden. Nachfolgend dargestellt ist eine Abstimmung dieser
nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren
GAAP-Kennzahlen.
(Angaben in Mio., außer bei Angaben je Aktie)
Erstes Quartal 2017 Vor Steuern
Steuer
Minderheits-
Beteiligungen
Netto Verwässert
Ertrag pro Aktie
Nettoeinnahmen von Schlumberger (GAAP-Grundlage) 334 USD
50 USD 5 USD
279 USD 0,20 USD Fusion und Integration 82
14 -
68 0,05 Nettoeinnahmen von Schlumberger
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 416 USD
64 USD 5 USD
347 USD
0,25 USD
Viertes Quartal 2017 Vor Steuern
Steuer
Minderheits-
Beteiligungen
Netto Verwässert
Ertrag pro Aktie*
Nettoverlust von Schlumberger (GAAP-Grundlage) (2.210 USD )
62 USD (17 USD ) (2.255 USD ) (1,63 USD )
Wertminderungen und Sonstiges: Seismik-Umstrukturierung von
WesternGeco 1.114 20 - 1.094 0,79 Abschreibung der Investitionen in
Venezuela 938 - - 938 0,67 Belegschaftsverkleinerungen 247 13 - 234
0,17 Wertminderung seismischer Multiclient-Daten 246 81 - 165 0,12
Weitere Umstrukturierungsausgaben 156 10 22 124 0,09 Fusion und
Integration 95 26 - 69 0,05 Rückstellungen für Verlust durch
Langzeit-Konstruktionsprojekt 245 22 - 223 0,16 US-Steuerreform -
(76 ) - 76
0,05 Nettoeinnahmen von Schlumberger
unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften 831 USD
158 USD 5 USD
668 USD
0,48 USD
*Rundungsfehler m�glich.
Im ersten Quartal 2018 waren weder
Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
Produktgruppen
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis 31. März 2018
31. Dez. 2017 31. März 2017
Umsatz
Einnahmen
vor
Steuern
Umsatz
Einnahmen
vor
Steuern
Umsatz
Einnahmen
vor
Steuern
Reservoir Characterization
1.556 USD 307 USD
1.638 USD 360 USD 1.618 USD 281 USD Drilling
2.126 293 2.180 319 1.985 229 Production
2.959
216 3.079 315 2.187 110 Cameron
1.310 166
1.414 203 1.229 162 Ausbuchungen und Sonstiges
(122 )
(8 ) (132 ) (42 ) (125 ) (25 ) Betriebsgewinn vor
Steuern
974 1.155 757 Konzern und Sonstiges
(225
) (219 ) (239 ) Zinserträge(1)
25 25 24
Zinsaufwendungen(1)
(131 ) (130 ) (126 ) Belastungen
und Gutschriften
- (3.041 ) (82
)
7.829 USD 643 USD 8.179 USD
(2.210 USD ) 6.894 USD 334 USD
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen
der Produktgruppen enthalten sind.
Ergänzende Informationen
1)
Was sind die Erwartungen bezüglich
Investitionsausgaben für das Geschäftsjahr 2018?
Die Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen)
für das Gesamtjahr 2018 betragen voraussichtlich rund 2 Milliarden
USD, was in etwa dem Niveau von 2017 und 2016 entspricht.
2)
Wie hoch war der Cashflow aus der
Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2018?
Der Cashflow aus der Geschäftstätigkeit für das erste Quartal 2018
betrug 568 Millionen USD trotz des Verbrauchs von
Betriebskapital, der üblicherweise im ersten Quartal zu beobachten
ist. Die Nutzung von Betriebskapital wurde durch jährliche
Zahlungen im Zusammenhang mit der Kompensation von Mitarbeitern
erm�glicht. Das Betriebskapital widerspiegelte außerdem
Abfindungszahlungen in H�he von 76 Millionen USD während
des ersten Quartals 2018.
3)
Was war in „Zinsen und sonstige
Erträge“ für das erste Quartal 2018 enthalten?
Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das erste Quartal 2018
beliefen sich auf 42 Millionen USD. Dieser Betrag setzte
sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in H�he von 14
Millionen USD und Zinserträgen in H�he von 28 Millionen USD
zusammen.
4)
Welche Änderungen der Zinserträge und
Zinsaufwendungen sind für das erste Quartal 2018
auszuweisen?
Die Zinserträge in H�he von 28 Millionen US-Dollar sanken gegenüber
dem Vorquartal um 3 Millionen US-Dollar. Die Zinsausgaben in H�he
von 143 Millionen USD blieben gegenüber dem Vorquartal im
Wesentlichen unverändert.
5)
Was ist der Unterschied zwischen dem
Betriebsergebnis vor Steuern und den konsolidierten Erträgen von
Schlumberger vor Steuern?
Der Unterschied besteht hauptsächlich in Posten, die sich auf den
Konzern beziehen, 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.
6)
Was war der effektive Steuersatz
(Effective Tax Rate, ETR) für das erste Quartal 2018?
Der ETR für das erste Quartal 2018 betrug bei einer Kalkulation in
Übereinstimmung mit GAAP 17,6 %, was im Vergleich zu
-2,8 % für das vierte Quartal 2017 steht. Die ETR für das
vierte Quartal 2017 unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften betrug 19,0 %. Im ersten Quartal 2018 waren weder
Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
7)
Wie wirkt sich die Steuerreform in den
USA auf Schlumberger aus?
Die US-Steuerreform bewirkt signifikante Änderungen der
US-K�rperschaftssteuergesetzgebung, unter anderem durch die
Verringerung des Einkommensteuersatzes auf 21 % ab 2018 und den
Aufbau eines territorialen Steuersystems mit einer obligatorischen
einmaligen Steuer auf zuvor erfasste Gewinne von
US-Tochtergesellschaften im Ausland. Nach Erwägung der
Auswirkungen der ausländischen Steuerguthaben und -aufwendungen
wird die nach der einmaligen obligatorischen Steuer auf zuvor
erfasste Gewinne der US-Tochtergesellschaft von Schlumberger im
Ausland zu zahlende Steuersumme nicht erheblich sein. Als
Nicht-US-Gesellschaft führt die Unternehmensstruktur von
Schlumberger dazu, dass es vor allem dort steuerpflichtig sind, wo
es tätig ist und Gewinne erzielt, ohne dass weitere Steuerpflichten
hinzukommen. Angesichts dieser Struktur ist der Haupteffekt der
Steuerreform in den USA auf Schlumberger, dass ein niedrigerer
Bundessteuersatz auf die von der US-Gesellschaft erzielten Gewinne
angewendet wird. Ohne die Effekte der US-Steuerreform würde der
effektive Steuersatz (ETR) des Unternehmens im Jahr 2018 im
Vergleich zum effektiven Steuersatz des vierten Quartals 2017
wahrscheinlich um rund 2 bis 3 Prozentpunkte steigen. Allerdings
sorgt der Einfluss der US-Steuerreform für 2018 dafür, dass diese
Steigerung zum gr�ßten Teil aufgefangen wird. Daher erwartet
Schlumberger, dass der ETR des Gesamtjahres 2018 etwa dem ETR des
4. Quartals 2017 vor Belastungen und Gutschriften entspricht.
8)
Wie viele Stammaktien waren zum
31. März 2018 im Umlauf und wie veränderte sich diese Zahl
gegenüber dem Ende des letzten Quartals?
Zum 31. März 2018 waren 1.385 Milliarden Stammaktien im
Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im
Umlauf befindlicher Aktien vom 31. Dezember 2017 bis zum
31. März 2018.
(Angaben in Mio.)
Zum 31. Dezember 2017 im Umlauf befindliche Aktien 1.384 An
Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien -
Übertragung von Belegschaftsaktien - Gemäß
Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien 2
Aktienrückkaufprogramm
(1
)
Zum 31. März 2018 im Umlauf befindliche Aktien 1.385
9)
Wie hoch war das gewichtete Mittel der
ausstehenden Aktien im ersten Quartal 2018 und im vierten Quartal
2017 und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl
ausstehender Aktien abgeglichen, wobei die Verwässerung
berücksichtigt wird, die bei der Berechnung der verwässerten
Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
verwendet wird?
Das gewichtete Mittel der im Umlauf befindlichen Aktien belief sich
während des ersten Quartals 2018 auf 1,385 Milliarden und
während des vierten Quartals 2017 auf 1,385 Milliarden.
Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels im Umlauf
befindlicher Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien
bei voller Verwässerung, der zur Berechnung der verwässerten
Erträge je Aktie unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften
verwendet wird.
(Angaben in Mio.)
Erstes Quartal
2018
Viertes Quartal
2017
Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien
1.385 1.385
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen
2 1 Gesperrte
Belegschaftsaktien
7 5 Mittelwert der
im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung
1.394 1.391
10)
Was sind Projekte von Schlumberger
Production Management (SPM), und wie weist Schlumberger die Erträge
aus diesen Projekten aus?
SPM-Projekte konzentrieren sich auf die Erschließung und gemeinsame
Verwaltung von F�rderanlagen im Namen der Kunden von Schlumberger
im Rahmen von langfristigen Vereinbarungen. Schlumberger investiert
eigene Dienstleistungen, Produkte und in manchen Fällen auch
Barmittel in Aktivitäten und Betriebe zur Erschließung von
Lagerstätten. Auch wenn Schlumberger bei gewissen Vereinbarungen
Erträge ausweist und für einen Teil der bereitgestellten
Dienstleistungen oder Produkte bezahlt wird, erhält Schlumberger in
der Regel zum Zeitpunkt der Bereitstellung dieser Dienstleistungen
oder Produkte keine Zahlungen. Stattdessen weist Schlumberger
Erträge auf Basis der generierten Barmittel oder als Gebühr pro
Barrel aus. Dies kann gewisse Vereinbarungen umfassen, in deren
Rahmen Schlumberger lediglich auf Basis der erreichten
Mehrproduktion über einem gemeinsam festgelegten Grenzwert
entschädigt wird.
11)
Wie werden die Produkte und
Dienstleistungen von Schlumberger, die in SPM-Projekten angelegt
sind, verbucht?
Umsätze und dabei anfallende Kosten für Dienstleistungen und
Produkte werden in der jeweiligen Schlumberger-Gruppe erfasst, die
zu den SPM-Projekten von Schlumberger beigetragen hat. Diese
Umsätze (die auf Fremdvergleichspreisen beruhen) und die
entsprechenden Gewinne werden danach über einen konzerninternen
Abgleich ausgebucht, der im Posten „Ausbuchungen und Sonstiges“
enthalten ist. (Es ist zu beachten, dass unter „Ausbuchungen und
Sonstiges“ zusätzlich zu den SPM-Ausbuchungen auch andere Posten
enthalten sind.) Die Einzelkosten im Zusammenhang mit der
Bereitstellung von Schlumberger-Dienstleistungen oder -Produkten
für SPM-Projekte werden dann in der Bilanz aktiviert. Diese
aktivierten Investitionen, welche die Form von Barmitteln sowie von
bereits erwähnten Einzelkosten annehmen k�nnen, werden in der
Gewinn- und Verlustrechnung abgebucht, wenn die damit
zusammenhängende F�rderung erreicht und der entsprechende Umsatz
ausgewiesen wird. Dieser Abschreibungsaufwand beruht auf der
Methode nach Leistungseinheiten, wobei jeder Einheit eine anteilige
Menge der nicht abgeschriebenen Kosten auf Grundlage der
geschätzten Gesamtf�rdermenge zugewiesen wird. Die
SPM-Umsätze werden zusammen mit den Abschreibungen der aktivierten
Investitionen und weiteren Betriebskosten, die im jeweiligen
Berichtszeitraum angefallen sind, in der Production Group
ausgewiesen.
12)
Wie hoch war der nicht abgeschriebene
Saldo der Investitionen von Schlumberger in SPM-Projekte zum
31. März 2018 und wie hat sich dieser in Bezug auf
Investitionen und Abschreibungen im Vergleich zum 31. Dezember
2017 verändert?
Das nicht-abgeschriebene Saldo der Investitionen von Schlumberger
in SPM-Projekte betrug rund 4,1 Milliarden US-Dollar
sowohl zum 31. März 2018 als auch zum 31. Dezember 2017.
Diese Beträge werden in Sonstige Aktiva in der zusammengefassten
konsolidierten Bilanz von Schlumberger ausgewiesen. Die Veränderung
des nicht abgeschriebenen Saldos der Investitionen von Schlumberger
in SPM-Projekte setzte sich wie folgt zusammen:
(Angaben in Mio.)
Stand 31. Dezember 2017 4.065 USD SPM-Investitionen 240
Abschreibung von SPM-Investitionen
(140
)
Übersetzung und Sonstiges
(53
)
Saldo am 31. März 2018 4.112 USD
13)
Wie hoch war der Betrag der
Multiclient-Umsätze von WesternGeco im ersten Quartal 2018?
Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren
beliefen sich im ersten Quartal 2018 auf
119 Millionen USD und im vierten Quartal 2017 auf
166 Millionen USD.
14)
Wie hoch war der Auftragsbestand von
WesternGeco am Ende des ersten Quartals 2018?
Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund unterzeichneter
Verträge mit Kunden am Ende des ersten Quartals 2018 betrug
358 Millionen USD. Zum Ende des vierten Quartals 2017 lag
er bei 399 Millionen USD.
15)
Wie hoch war der Bestell- und
Auftragsbestand für die Segmente OneSubsea und Drilling Systems der
Cameron Group?
Der Bestell- und Auftragsbestand für OneSubsea und Drilling Systems
war wie folgt:
(Angaben in Mio.)
Bestellungen
Erstes Quartal
2018
Viertes Quartal
2017
OneSubsea
329 USD 282 USD Drilling Systems
218 USD
150 USD
Auftragsbestand (zum Ende des Zeitraums)
OneSubsea
2.002 USD 2.060 USD Drilling Systems
377
USD
408 USD
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Technologien
zur Charakterisierung von Lagerstätten sowie für Bohr-, F�rderungs-
und Verarbeitungsvorgänge in der Erd�l- und Erdgasindustrie.
Schlumberger ist in über 85 Ländern tätig, beschäftigt rund
100.000 Mitarbeiter aus über 140 Staaten und liefert das
in der Branche umfassendste Sortiment an Produkten und
Dienstleistungen von der Exploration bis zur F�rderung sowie
L�sungen von der Pore bis zur Pipeline, mit denen die
Kohlenwasserstoffgewinnung optimiert und die Leistungsfähigkeit von
Lagerstätten gewährleistet werden kann.
Schlumberger Limited hat seine Hauptgeschäftsstellen in Paris,
Houston, London und Den Haag und wies 2017 einen Umsatz in H�he von
30,44 Milliarden USD aus. Weitere Informationen finden
Sie unter www.slb.com.
*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
Anmerkungen
Schlumberger veranstaltet am Freitag, 20. April 2018, eine
Telefonkonferenz zur Besprechung der Medienmitteilung zum
Quartalsbericht und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz
beginnt um 8:30 Uhr Eastern Time bzw. 14.30 Uhr MEZ. Um
an dieser �ffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie
bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an,
entweder unter +1 (800) 288 8967 für Anrufe aus
Nordamerika oder unter +1 (612) 333 4911 für Anrufe
von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger
Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht
Ihnen bis zum 20. Mai 2018 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 444396
ein.
Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter
www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mith�ren angeboten. Ebenfalls
steht Ihnen auf derselben Website bis zum 31. Mai 2018 eine
Wiederholung des Webcasts zur Verfügung.
Dieser Ergebnisbericht für das erste Quartal 2018 sowie unsere
anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen“ im Sinne
der US-Bundeswertpapiergesetze, die jegliche Aussagen umfassen, die
keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel: unsere Prognosen
oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten; erh�hte Aktivitäten
von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für
bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Regionen in
den einzelnen Segmenten); Öl- und Erdgasnachfrage und Steigerung
der F�rderung; Preise von Öl und Erdgas; Verbesserungen von
Betriebsverfahren und Technologien, inklusive unseres
Transformationsprogramms; Kapitalaufwendungen durch Schlumberger
und in der Öl- und Gasindustrie; die Geschäftsstrategien der Kunden
von Schlumberger; die Auswirkungen der US-Steuerreform; unseren
effektiven Steuersatz; der Erfolg der SPM-Projekte, Joint Ventures
und Zusammenschlüsse von Schlumberger; die zukünftige globale
Wirtschaftslage sowie zukünftige Ergebnisse des operativen
Geschäfts. Diese Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten.
Dazu geh�ren u. a. die Weltwirtschaftslage, Veränderungen bei
Ausgaben für Exploration und F�rderung aufseiten der Kunden von
Schlumberger sowie Veränderungen der Intensität der Exploration und
Erschließung von Erd�l und Erdgas, allgemeine wirtschaftliche,
politische und geschäftliche Situationen in Schlüsselregionen der
Welt, Währungsrisiken, Preisdruck, Wetter und sonstige
jahreszeitlich bedingte Faktoren, betriebliche Änderungen,
Verz�gerungen oder Stornierungen, Rückgänge bei F�rderungen,
Änderungen von beh�rdlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften,
einschließlich der Vorschriften zur Erd�l- und Erdgasexploration in
Offshore-Gebieten, zu radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln,
Chemikalien, Fracking-Dienstleistungen und Initiativen zum
Klimaschutz, aber auch die M�glichkeit, dass Technologien neuen
Herausforderungen bei der Exploration nicht gerecht werden, dass
wichtige Mitarbeiter nicht im Unternehmen gehalten werden k�nnen,
sowie sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in diesem
Ergebnisbericht für das erste Quartal 2018 und auf unseren
aktuellen Formblättern 10-K, 10-Q und 8-K aufgeführt sind, die bei
der US-amerikanischen B�rsenaufsichtsbeh�rde SEC eingereicht
wurden. Falls eines oder mehrere dieser und anderer Risiken und
Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Entwicklungen) 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 zur Überarbeitung oder
�ffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer
Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger
Gegebenheiten und lehnt jegliche derartige Verpflichtung ab.
Die Ausgangssprache, in der der Originaltext ver�ffentlicht
wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen
werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die
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rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen
Sprachversion der Ver�ffentlichung ab.
Originalversion auf businesswire.com
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Schlumberger LimitedSimon Farrant – Vorstand Anlegerpflege,
Schlumberger LimitedJoy V. Domingo – Managerin Anlegerpflege,
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