Schlumberger Limited
Schlumberger Limited (NYSE:SLB) gab heute einen Umsatz von
11,24 Mrd. USD für das erste Quartal 2014 bekannt. Zum
Vergleich betrug der Umsatz 11,91 Mrd. USD im vierten Quartal
2013 und 10,57 Mrd. USD im ersten Quartal 2013.
Die auf Schlumberger entfallenden Einnahmen aus laufender
Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften betrugen 1,59 Mrd. USD – ein Rückgang um 11
Prozent gegenüber dem Vorquartal, aber eine Steigerung um 23
Prozent im Jahresvergleich. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus
laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und
Gutschriften betrug 1,21 USD gegenüber 1,35 USD im
Vorquartal und 0,97 USD im ersten Quartal 2013.
Schlumberger verzeichnete im vierten Quartal 2013 Belastungen in
H�he von 0,09 USD pro Aktie und von 0,07 USD pro Aktie im
vierten Quartal 2013. Schlumberger erfasste im ersten Quartal 2014
weder Belastungen noch Gutschriften.
Der Umsatz im Segment Oilfield Services sank mit 11,24 Mrd.
USD gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stieg im Jahresvergleich
jedoch um 6 Prozent. Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das
Segment Oilfield Services sanken mit 2,37 Mrd. USD gegenüber
dem Vorquartal um 9 Prozent, stiegen im Vergleich zum Vorjahr
jedoch um 21 Prozent.
Der CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, sagte dazu: „Ein
wachsender Absatz bei neuen Technologien und die Erweiterung der
Integrationstätigkeit waren trotz des harten Winterklimas, das sich
auf die Tätigkeiten in Russland, China und Nordamerika auswirkte,
f�rderlich für unsere Ergebnisse im ersten Quartal. Während bei den
sequentiellen Ergebnissen nach starken Zahlen zum Jahresende die
übliche Abnahme bei den Produkt-, Software- und
Multiclient-Lizenzverkäufen zu beobachten war, wurde unser solides
Wachstum zum Jahresende von den Gebieten Naher und Mittlerer Osten
und Asien sowie Nordamerika angeführt, obwohl alle geographischen
Räume von einem stärker werdenden Fokus auf betriebliche Exzellenz
und Effizienz profitierten.
International wurden die Ergebnisse von weiterem Wachstum bei
zentralen Märkten in Saudi-Arabien, den Vereinigten Arabischen
Emiraten und der australischen Tiefsee angeführt, sowie durch
starke Leistungen in Subsahara-Afrika, Projektarbeit in Ecuador und
aktienbezogene Aktivität in Argentinien. Die Landaktivität in
Nordamerika war angesichts gestiegener Serviceintensität, von
Zugewinnen bei den Marktanteilen sowie aufgrund der Übernahme neuer
Technologien trotz Gegenwind durch das Winterklima und Kampfpreisen
bei Druckpumpen stabil. Der Bereich Offshore Nordamerika ging bei
Betriebsverz�gerungen und erweiterten Workover-Aktivitäten leicht
zurück.
Hinsichtlich der Preisgebung konnten wir wenige Änderungen bei
den allgemeinen Trends beobachten, aber neue Technologien zu
Spitzenpreisen durchdrangen weiterhin den Markt und trugen,
insbesondere in Verbindung mit der erstklassigen Servicequalität,
zu den Ergebnissen der Umsatzrendite bei. Unsere Gesamtleistung in
diesem Bereich wurde weiter von unserem Firmenbereich für
Technologie, Fertigung und Wartung unterstützt, die weiterhin neue
und innovative Produkte für die von uns ausgeführten Tätigkeiten
mit starker unmittelbar umsetzbarer Leistung liefert.
Die Grundlagen der Erholung der globalen Wirtschaftslage bleiben
trotz des ungew�hnlich harten Winterklimas in Teilen der n�rdlichen
Hemisphäre, einiger Anzeichen von Verlangsamung beim Wachstum in
China und der ungeklärten Situation in der Ukraine intakt. Diese
Faktoren sind jedoch wahrscheinlich von vorübergehender Art, und
die Lage auf den Ölmärkten ist weiterhin angespannter als einmal
angenommen. Gründe für diese Anspannung sind starke Trends bei der
Nachfrage, niedrigere Zahlen bei ungenutzten Kapazitäten und ein
Rückgang der OECD-Aktien. Das Angebot steigt in Nordamerika
weiterhin, während andere Gebiete sich schwer tun, ihre
F�rderungsziele zu erreichen. In den USA wurden die Trends beim
Erdgas durch die Temperaturen angekurbelt, aber es wird davon
ausgegangen, dass sich Angebot und Nachfrage in den kommenden
Monaten normalisieren werden.
Infolgedessen denken wir weiterhin, dass sich die Ausgaben
unserer Kunden im Zusammenhang mit Bohrungen 2014 um 6 Prozent
erh�hen k�nnen, und dass die Wachstumsraten bei den Ausgaben
relativ gleichmäßig zwischen dem internationalen und dem
nordamerikanischen Markt, angetrieben vom unabhängigen und
nationalen Ölunternehmen, aufgeteilt werden. Wir bleiben daher
positiv bezüglich des kommenden Jahres, da wir über eine breite
geographische Präsenz, ein ausgewogenes Technologieportfolio und
eine flexible Organisation verfügen, die uns sowohl vor
potenziellen St�rungen des Marktes schützt als auch die M�glichkeit
gibt, Kapital aus Marktchancen zu schlagen.“
Sonstige Ereignisse
- In diesem Quartal kaufte Schlumberger
9,96 Mio. Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von
90,31 USD für insgesamt 899 Mio. USD zurück.
- Am 13. März 2014 gab Schlumberger
bekannt, dass das Unternehmen eine Vereinbarung eingegangen ist,
die verbleibenden Aktien von SES Holdings Limited („Saxon“), eines
Anbieters internationaler Bohrdienstleistungen zu Land mit Sitz in
Calgary, von First Reserve und bestimmten Mitgliedern der
Unternehmensleitung von Saxon zu erwerben. Saxon betreibt momentan
eine Flotte von 87 Plattformen (70 Bohr- und 17
Workover-Plattformen) in zehn Ländern und bietet Supportleistungen
für weitere 35 Plattformen weltweit. Die Übernahme ist
vorbehaltlich der üblichen Abschlussbedingungen, darunter der
Erteilung der entsprechenden beh�rdlichen Genehmigungen.
Oilfield Services
Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 11,24 Mrd. USD
gegenüber dem Vorquartal um 6 Prozent, stieg im Jahresvergleich
jedoch um 6 Prozent. Aufgeschlüsselt nach geographischen Kriterien
stieg der Umsatz international mit 7,48 Mrd. USD im
Vergleich zum Vorjahr um 322 Mio. USD bzw. 5 Prozent an,
während der Umsatz in Nordamerika mit 3,68 Mrd. USD im
Vergleich um 394 Mio. USD bzw. 12 Prozent anstieg. Die
saisonal starken Produkt-, Software- und Multiclient-Umsätze, die
im vierten Quartal 2013 verzeichnet wurden, waren für fast die
Hälfte des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal verantwortlich.
Der Rest des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal erfolgte
aufgrund jahreszeitlich bedingter Geschäftsabschwünge wegen des
Wetters in Russland und China, aufgrund der Durchführung
seismischer Untersuchungen im Meer in Brasilien, Norwegen, Malaysia
und dem Kaspischen Meer sowie aufgrund von Vertrags- und
Betriebsverz�gerungen in Brasilien und Mexiko. Diese sequentiellen
Auswirkungen wurden jedoch teilweise durch starke Aktivitäten mit
Druckpumpen im US-amerikanischen und kanadischen Inland, die
teilweise durch hartes Winterklima gebremst wurden, aufgewogen.
Angesichts der erheblichen Auswirkungen am Jahresende und der
Jahreszeiten auf die sequenziellen Ergebnisse wird der Schwerpunkt
in den folgenden Abschnitten, sofern nicht anders angegeben, auf
den Jahresvergleich gelegt.
Die Umsätze im Gebiet Nordamerika in H�he von
3,68 Mrd. USD stiegen um 12 Prozent. Obwohl die Aktivitäten im
Inland zeitweise durch das harte Winterklima unterbrochen wurden,
wurden die insgesamt stabilen Ergebnisse durch erh�hte
Serviceintensität, Zugewinne bei den Marktanteilen und die
Übernahme neuer Technologien auf dem Druckpumpenmarkt angetrieben,
auf dem weiterhin Kampfpreise herrschten. Die Umsätze im Inland
stiegen ebenfalls aufgrund des expandierenden Geschäfts mit
F�rdersystemen. Im Bereich Offshore in Nordamerika gab es einen
marginalen Rückgang aufgrund von Betriebsverz�gerungen und
gestiegenen Workover-Aktivitäten.
Die internationalen Umsätze stiegen um 5 Prozent,
angeführt vom Gebiet Naher und Mittlerer Osten und Asien mit
Umsätzen von 2,84 Mrd. USD, die um 19 Prozent angestiegen
sind. Dieser Anstieg resultiert hauptsächlich aus starken
Aktivitäten in Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen
Emiraten, stabiler Bohraktivitäten und der Integration neuer
Technologien in Südostasien und der australischen Tiefsee. Die
Umsätze im Gebiet Europa/GUS/Afrika von 2,88 Mrd. USD
stiegen um 1 Prozent, angeführt vom GeoMarket im zentralen
Westafrika mit einer starken Erschließungs- und
Explorationsaktivität sowie von Norwegen aufgrund von Zugewinnen
bei den Marktanteilen bei den Bohrdienstleistungen. Die Umsätze der
Regionen Russland und Zentralasien stiegen nur leicht, da die
wachsende Aktivität in der Arktis und dem Kaspischen Meer durch
St�rungen aufgrund des harten Winters und der Auswirkungen eines
schwächeren Rubels aufgewogen wurde. Der Umsatz der Region im
vierten Quartal spiegelt das Fehlen der Ergebnisse des
Framo-Unterwassergeschäfts wider, das am Ende des zweiten Quartals
2013 dem Joint Venture OneSubsea™ übertragen wurde. Unter
Ausschluss des Effekts dieses Geschäftstransfers stieg der Umsatz
in der Region Europa/GUS/Afrika um 3 Prozent. Die Umsätze im Gebiet
Lateinamerika von 1,76 Mrd. USD sanken um 8 Prozent,
hauptsächlich aufgrund deutlich geringerer Aktivität und
niedrigerer Preise in Brasilien in Verbindung mit einer geringeren
Anzahl von Plattformen in Mexiko aufgrund der Budgetausgaben. Diese
Auswirkungen wurden jedoch teilweise durch vermehrte Arbeiten beim
Shushufindi-Projekt des Schlumberger Project Management (SPM) in
Ecuador sowie durch starke Aktivität im Schiefergebiet Vaca Muerta
in Argentinien aufgewogen.
Nach Segment stieg der Umsatz der Reservoir Characterization
Group (Reservoircharakterisierungsgruppe) mit 2,85 Mrd. USD um
51 Mio. USD bzw. 2 Prozent, angeführt durch Wireline und
Testing Services aufgrund verbesserter
Offshore-Explorationsaktivitäten und durch Schlumberger Information
Solutions (SIS) aufgrund h�herer Softwareumsätze in sämtlichen
internationalen Bereichen. WesternGeco ging aufgrund geringerer
Nutzung der Schiffsflotte und gesunkener Multiclient-Absätze
zurück. Die Umsätze der Drilling Group von 4,33 Mrd.
USD stiegen um 269 Mio. USD oder 7 Prozent, angeführt von
einer stabilen Nachfrage nach Bohrungen sowie Messungen und
M-I-SWACO-Technologien in Saudi-Arabien, Australien und der Region
Südostasien. Die Umsätze der F�rderungsgruppe von
4,12 Mrd. USD stiegen um 357 Mio. USD oder 10 Prozent,
wobei Druckpumpentechnologien von Well Services in Nordamerika und
erh�hte SPM-Aktivität ein zweistelliges Wachstum verbuchen
konnten.
Die Betriebseinnahmen vor Steuern für das erste Quartal sanken
mit 2,37 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 9 Prozent,
stiegen jedoch im Jahresvergleich um 21 Prozent.
International stiegen die Betriebseinnahmen vor Steuern mit
1,71 Mrd. USD im Jahresvergleich um 278 Mio. USD bzw. 20
Prozent, während die Betriebseinnahmen vor Steuern in
Nordamerika mit 683 Mio. USD im Jahresvergleich um
56 Mio. USD bzw. 9 Prozent stiegen.
Im Vergleich zum Vorjahresquartal sank die Umsatzrendite vor
Steuern aufgrund von Effekten der Faktoren Jahresende und
Jahreszeit um 80 Basispunkte (bps) auf 21,1 Prozent ab. Die
Margenverwässerung des ersten Quartals aufgrund typischer Effekte
der Faktoren Jahresende und Winter betrug 127 bps. Der
internationale Gewinn ging um 73 bps auf 22,8 Prozent
zurück, während der Gewinn für Nordamerika um 107 bps
zurückging, um sich bei 18,5 Prozent einzupendeln.
Die Umsatzrendite vor Steuern erh�hte sich im Vergleich zum
Vorjahr um 248 bps, während die internationale Umsatzrendite
vor Steuern um 286 bps stieg und im Gegensatz dazu die
Umsatzrendite vor Steuern in Nordamerika um 53 bps sank. Der
Nahe Osten und Asien verzeichneten im Jahresvergleich eine
Verbesserung der Marge um 349 bps auf 26,3 Prozent, in
Europa/GUS/Afrika stieg sie um 253 bps auf 20,3
Prozent, und Lateinamerika verbesserte sich um 160 bps
auf 21,1 Prozent. Der leichte Rückgang bei der Marge in
Nordamerika lässt sich vor allem auf eine Preisschwäche auf
dem Land bei Druckpumpentechnologien von Well Services und
Verz�gerungen bei Offshore-Bohrungen im US-amerikanischen Teil des
Golfs von Mexiko zurückführen. Die stabile Ausdehnung der
internationalen Marge erfolgte aufgrund der Übernahme neuer
Technologie, der starken Konzentration auf Kosten- und
Ressourcenmanagement und des stetigen Beitrags
integrationsbezogener Aktivitäten zur Zunahme der Marge.
Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Umsatzrendite vor Steuern der
Reservoir Characterization Group nach Segment aufgrund
verbesserter Profitabilität von Wireline und Testing Services und
verbesserter SIS-Softwareumsätze um 129 bps auf 27,3 Prozent,
während die Umsatzrendite vor Steuern der Drilling Group
durch erh�hte Integration von Technologien, h�here vom Bereich
Bohrungen und Messungen verbuchte Margen sowie verbesserte
Profitabilität der Projektaktivität beim Integrierten
Projektmanagement (IPM) um 249 bps auf 20,3 Prozent stieg. Die
Umsatzrendite vor Steuern der F�rderungsgruppe stieg
hauptsächlich aufgrund verbesserter Kosteneffizienzen sowie der
Umsätze durch neue Technologien bei Well Services und
Durchführungen um 313 bps auf 17,9 Prozent, obwohl dieser Effekt
teilweise durch Preise von Vertragsverlängerungen aufgewogen
wurde.
Die Gesamtergebnisse von Schlumberger während des ersten
Quartals waren von einer Reihe technischer H�hepunkte geprägt, die
durch Effizienz, Zuverlässigkeit und Serviceintegration m�glich
wurden.
In China wurden Technologien der Drilling Group für
ConocoPhillips China eingesetzt, um die Bohreffizienz zu verbessern
und zuverlässige Messungen des Reservoirdrucks in einem
Offshore-Bohrloch im Ölfeld Peng Lai 19-3 in der Bohai Bay zu
erhalten. Die Kombination der steuerbaren Rotationstechnologien
Drilling & Measurements PowerDrive Xceed* und PowerDrive
vorteX* mit dem Kommunikationssystem C-Link IMAG erm�glichte eine
präzise Kontrolle der Anlagenverlaufskontrolle, eine erh�hte
Durchdringungsrate (ROP) und eine verbesserte Bohrlochreinigung.
Außerdem wurde das wasserbasierte Hochleistungs-Flüssigkeitssystem
M-I SWACO ULTRADRIL* eingesetzt, um die Schieferstabilität und ROP
zu verbessern. Dadurch konnte die Gesamtbohreffizienz weiter erh�ht
werden. Infolgedessen konnten sowohl für 12 1/4-Zoll- als auch
8 1/2-Zoll-Abschnitte Rekord-ROPs erzielt werden, durch die
eine Gesamtverbesserung um 22 Prozent gegenüber dem letzten Rekord
erreicht werden konnte. Ebenfalls im 8 1/2-Zoll-Abschnitt
sicherte die Technologie für Formationsdruck mit gleichzeitigem
Bohren StethoScope* Druckmessungen in Echtzeit, um Tendenzen beim
Porendruck im Reservoir vorherzusagen. Insgesamt bot diese
Kombination von Schlumberger-Technologien dem Kunden eine
verbesserte Formationsbewertung, eine qualitativ hochwertige
Abwicklung ohne Ausfallzeiten und AFE-Gesamteinsparungen von vier
Tagen.
In Mexiko konnte Schlumberger mit Pemex drei integrierte
Projektverträge über mehrere Jahre mit einem Gesamtvolumen von über
1,9 Mrd. USD abschließen, und so beim kürzlich durchgeführten
Mega Tender das gr�ßte kombinierte Auftragsvolumen für sich
gewinnen. Schlumberger ist der einzige Serviceanbieter, der sich
für jedes Projekt einen Vertrag gesichert hat. Dabei handelt es
sich etwa um die laufende integrierte Projektaktivität in der
Region Süd, und der fortgesetzte Aktivität in der Region Pemex
Nord. Der Preis basierte auf Handelsbedingungen, QHSE und der
dokumentierten Erfolgsgeschichte von Schlumberger in Mexiko in den
tiefgelegenen, komplexen Anlagen im Süden sowie auf effizienten
Bohrverfahren und dazugeh�rigen Dienstleistungen bei früheren
Projekten. Außerdem hat Schlumberger mit der Umsetzung eines
Vertrags für integrierte Dienstleistungen in der Tiefsee vor der
mexikanischen Küste im Wert von 240 Mio. USD begonnen. Das
erste Tiefseebohrloch nach diesem Vertrag wurde im März 2014 in
Betrieb genommen.
In Norwegen hat Schlumberger einen Vertrag für integrierte
Dienstleistungen im Anlagenbau von Det norske oljeselskap ASA für
Erkundungsbohrungen und Erschließung des Ivar-Aasen-Ölfeldes im
n�rdlichen Teil der Nordsee westlich des Johan-Sverdrup-Ölfeldes
erhalten. Der Fünfjahresvertrag mit zwei optionalen Zeiträumen von
jeweils einem Jahr umfasst die Bereitstellung des vollständigen
Angebots von Baudienstleistungen für Bohrl�cher von der Erkundung
bis zur Erschließung. Diese Verleihung basierte auf der vollständig
integrierten technischen L�sung, die Schlumberger hinsichtlich
technischer und finanzieller Ergebnisse angeboten hat, mit dem
Ziel, einen sicheren und effizienten Betrieb zu erm�glichen.
Schlumberger wird auch integral beim Anlagenbau und
Dienstleistungen beim Vertrag wirken, die potenziellen Zugewinne
durch technische Innovationen, Zuverlässigkeit und effiziente
Verfahren maximieren.
Vor der thailändischen Küste führte Schlumberger eine in der
Branche erstmalige seismische Untersuchung mit gleichzeitigem
Bohren für Salamander Energy durch. Die Technologie Drilling &
Measurements seismicVISION* für seismische Untersuchungen mit
gleichzeitigem Bohren wurde bei einer seismischen
Walkabove-Untersuchung verwendet, um Geschwindigkeitsinformationen
und seismische Abbildungen in Echtzeit zu erhalten. Eine
Kombination von Wireline-Q-Borehole*-integrierter
Bohrloch-Seismiktechnologie, der seismischen Navigations- und
Positionierungstechnologie SWINGS* und der
Schallquellentechnologien WesternGeco TRISOR* wurde mit
ferngesteuerten Schüssen von der Bohrplattform aus eingesetzt.
Dabei wurde Radiotechnologie genutzt, um die Schüsse auszul�sen und
Daten von der Quelle auf dem Boot zu übertragen. Insgesamt wurden
53 seismische Grade in Echtzeit hintereinander verwendet, um die
Umwandlung Zeit-Tiefe zu aktualisieren, sodass die Bohrspitze auf
der seismischen Karte platziert werden konnte. Außerdem erbrachten
gespeicherte Daten über 100 seismische Grade hintereinander für die
endgültigen seismischen Abbildungen. Die Schlumberger-Technologien
boten operative Effizienz und halfen dem Betreiber bei der
Reduzierung von Unsicherheiten beim Bohren, was ein erfolgreiches
Bohren des Loches bis zur geplanten Gesamttiefe erm�glichte.
In Russland führte PetroStim, ein Schlumberger-Unternehmen, eine
Kartierung für Fracking mit Microseismic Services StimMAP* für eine
große russische Ölgesellschaft in Westsibirien durch. Vier Stufen
des Fracking wurden in einem Bohrloch für horizontale Bearbeitung
durchgeführt und von einer nahegelegenen Beobachtungsplattform
überwacht, wobei die vielseitige Technologie für seismische
Abbildungen Wireline VSI* mit Dreikomponenten-Untertagesensoren zum
Einsatz kam. Die Richtungen für das Risswachstum wurden trotz
geringer Formationsdurchlässigkeit und reduzierter Pumpfrequenzen
für alle Stufen klar festgestellt. Insgesamt konnten über 400
mikroseismische Ereignisse mit der für eine gute mikroseismische
Interpretation erforderlichen statistischen Sicherheit festgestellt
werden, sodass der Kunde Unsicherheiten bei der Planung von
Bohrungen und der Erschließung des Ölfeldes reduzieren und
potenziell deutlich Kosten einsparen konnte.
Reservoir Characterization Group
Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 2,85 Mrd. USD
gegenüber dem Vorquartal um 14 Prozent, stieg im Jahresvergleich
jedoch um 2 Prozent. Der Rückgang gegenüber dem Vorquartal ist
hauptsächlich auf geringere Multiclient-Umsätze bei WesternGeco und
Software-Umsätze bei SIS im Anschluss an die Spitzenwerte zum
Jahresende zurückzuführen. Der Umsatzwachstum gegenüber dem Vorjahr
konnte durch Wireline und Testing Services mit einem starken
Geschäft bei Offshore-Erkundungen und von SIS durch h�here
Softwareumsätze in sämtlichen internationalen Gebieten erreicht
werden. WesternGeco musste jedoch aufgrund einer geringeren Nutzung
der Schiffsflotte und reduzierter Multiclient-Umsätze Rückgänge
verbuchen.
Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 779 Mio. USD im
Vergleich zum Vorquartal um 24 Prozent niedriger, im
Jahresvergleich aber 7 Prozent h�her. Der sequenzielle Rückgang der
Umsatzrendite vor Steuern von 27,3 Prozent um 384 bps lässt
sich auf die jahreszeitlich bedingt schwächeren Umsätze mit
Multiclient-Daten von WesternGeco und SIS-Software zurückführen. Im
Jahresvergleich stieg die Umsatzrendite vor Steuern aufgrund
verbesserter Profitabilität bei Wireline und h�heren Umsätzen bei
SIS-Software um 129 bps.
Eine Reihe entscheidender technischer Erfolge und neu gewonnene
Verträge trugen zu den Ergebnissen der Reservoir Characterization
Group im ersten Quartal bei.
In Norwegen hat die Statoil Petroleum AS als Betreiber im Namen
einer Partnergruppe von 33 Öl- und Gasunternehmen ein großes
gemeinsames Projekt zu Seismik und Datenverarbeitung an WesternGeco
vergeben, das aus drei 3D-Erhebungen besteht, die insgesamt etwa
8.000 km² in der süd�stlichen Barentssee auf dem norwegischen
Festlandsockel (NCS) abdecken. Dies ist das erste neue Gebiet, das
seit 1994 auf dem NCS er�ffnet wird. Bei dem Projekt mit mehreren
Schiffen wird die Sliding-Notch-Broadband-Erfassungs- und
-Bildgebungstechnologie ObliQ* genutzt werden, wobei Daten auch an
Bord der Schiffe verarbeitet werden sollen.
In der Nordsee hat BP in der Nordseesaison 2014-2015 einen
Vertrag über mehrere Projekte für die Streamer-Übernahme an
WesternGeco vergeben. Diese Projekte umfassen u. a. eine
4D-Monitorerhebung über 220 km² mit Undershooting im
Tambar-Feld in Norwegen geh�rt, gefolgt von einer 3D-Erhebung über
1.000 km² westlich der Shetland-Inseln. Mit dem Undershooting
k�nnen Daten unterhalb von Hindernissen wie F�rderungsanlagen
erfasst werden. Diese Vergabe folgt auf einen früheren Vertrag, der
2013 abgeschlossen wurde und eine Option einer Verlängerung bis
2016 enthält.
Die Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) und die saudi-arabische
Chevron Inc. haben an WesternGeco einen Vertrag für eine seismische
3D-Erhebung über 4.612 km² vergeben, mit der das gesamte
Gebiet der Partitioned Zone (PZ) auf dem Festland, eines Gebietes
zwischen dem K�nigreich Saudi-Arabien und Kuwait, das von Wafra
Joint Operations betrieben wird, abgedeckt wird. Ein
UniQ*-integriertes Landseismiksystem mit Empfängerantenne und über
150.000 Kanälen wird für das Projekt genutzt werden, womit es die
zweitgr�ßte Landseismikerhebung ist, die hinsichtlich der Anzahl
der Kanäle je durchgeführt wurde.
Im britischen Teil der Nordsee hat Chevron eine
„Q-on-Q“-4D-Kontrollerhebung des Alba-Feldes an WesternGeco
vergeben, ein komplexes Datenerfassungsprojekt, das vom Amazon
Warrior mit den dynamischen Spread-Kontrolltechnologien Q-Marine*
Seismic und DSC* übernommen werden wird, um die Wiederholbarkeit
der Erhebung zu gewährleisten. Zu der Vergabe zählen auch drei
umfassende Datenverarbeitungsprojekte, bei denen eine
4D-Verarbeitung von vier Datenerhebungen sowie eine vollständige
3D-Prestack-Tiefenmigration der Daten von 2014 durchgeführt werden
wird. WesternGeco kann auf eine lange Zusammenarbeit mit Chevron im
Alba-Feld zurückblicken.
In Libyen wurden Wireline-Technologien für die WAHA OIL COMPANY
eingeführt, um die Darstellung des Hauptreservoirs im nubischen
Sandstein zu unterstützen. Das Logging-Tool CMR-Plus* trug zur
Behebung niedriger Resistivitäts-Ergebnisse oberhalb des
Hauptreservoirs bei, während die CMR-MRF*-Fluid-Beschreibung
anzeigte, dass das Reservoir �lfeucht war, was sich auf
Erschließungspläne für die Zukunft auswirkt. Die
ECS*-Spektroskopiesonde für die elementare Erfassung quantifizierte
die Mineralogie- und Porositätsschätzung der Tonerde- und
Calcitmengen. Die Kombination der Ölbasis-Mikroimagertechnologie
OBMI* und der Ultraschall-Bohrloch-Bildgebungstechnologie UBI*
erm�glichten es WAHA, eine vollständige geologische Interpretation
mit einer Einsparung von über zehn Stunden Rüstzeit durchzuführen.
Eine hochaufl�sende Shear-Anisotropie von der akustischen
Messplattform Sonic Scanner* in Kombination mit hochaufl�senden
UBI- und OBMI-Bildern bot eine Beschreibung der Bruchspannung des
dicht aufgebrochenen Reservoirs.
In Kurdistan wurde die Radialsondentechnologie Wireline Saturn*
3D für OMV eingesetzt, um qualitativ hochwertige Ölproben in einer
vertikalen Erkundungsbohrung im BinaBawi-Feld zu erhalten. Das
gr�ßere Flow-Gebiet, das die elliptische Gestaltung der
Saturn-Sonde bietet, führte zu Verbesserungen der Betriebseffizienz
mit der Erfassung von vier Fluidproben in zwei verschiedenen
Abschnitten, darunter ein Fluiderkennungsprofil, und erm�glichte es
dem Kunden, im Vergleich zu konventionellen Methoden der
Probenentnahme bis zu 50 Prozent der Zeit für die Entnahme von
Fluidproben einzusparen.
In Trinidad und Tobago wurde Wireline MDT*, die modulare
Technologie zum Testen von Formationsdynamiken mit
Doppel-Packerelementen, in einem Bohrloch für Centrica Energy
eingesetzt, um zuverlässige Daten zur Durchlässigkeit zu erhalten.
Der „Mini-Drillsteifigkeitstest“ deckte vier Abschnitte ab und
wurde in einem einzigen Aufzeichnungsdurchgang durchgeführt, durch
den es dem Kunden erm�glicht wurde, im Vergleich mit einem
konventionellen Bohrlochtest etwa sieben Tage Rüstzeit einzusparen.
Außerdem wurde die Kombination der dreiaxialen
Induktionstechnologie Rt Scanner*, der akustischen Messplattform
Sonic Scanner, der Multifrequenz-Technologie für dielektrische
Dispersion Dielectric Scanner* und der Ölbasis-
Mikroimagertechnologie OBMI genutzt, um das Reservoir zu
beschreiben.
In Kasachstan wurde das integrierte Wireline-Tool Wireline
Platform Express* für Altius Petroleum International B.V. genutzt,
um Aufzeichnungen bei flachen Bohrungen im auf dem Festland
gelegenen Akzhar-Feld zu erhalten. Die Entscheidung für
Schlumberger als einzigen Anbieter für Aufzeichnungs- und
Interpretationsdienstleistungen an offenen Bohrl�chern erm�glichte
es der Altius Petroleum International, im Rahmen eines Budgets für
38 Bohrungen zu bleiben und den Zeitaufwand für die Bereitstellung
von Informationen um 50 Prozent zu verkürzen. Durch diese zeitnahen
Informationen konnte der Kunde unn�tige Kosten im Zusammenhang mit
der Zementierung von Bohrl�chern und Vorbereitung von Einschalungen
vermeiden.
Die National Oil Corporation of Kenya (National Oil) hat einen
Kooperationsvertrag mit Schlumberger für eine seismische
2D-Multiclient-Erhebung über einen 9.500 km lange Ausläufer
unterzeichnet, die ein umfassendes Tiefseegebiet vor der
kenianischen Küste abdeckt. Gemäß dem Vertrag werden Technologien
der Schlumberger Reservoir Characterization Group eingesetzt, um
die Daten in Zusammenarbeit mit National Oil zu erfassen, zu
verarbeiten und zu interpretieren, einen Wissenstransfer zu
erm�glichen und zur Ausbildung technischen Personals beizutragen.
Die Erhebung wird mit der Streamer-Technologie Q-Marine Solid* und
der Sliding-Notch-Broadband-Technologie ObliQ durchgeführt.
Schlumberger PetroTechnical Services wird für Bildgebung und
Verarbeitung die Software Omega* für die Verarbeitung seismischer
Daten sowie die Software-Plattform SIS Petrel* E&P für
Interpretation und geologische Modellbildung einsetzen. Der Vertrag
umfasst auch Unterstützungsdienstleistungen, um das integrierte
Datenmanagement und die Informationssystem-Infrastruktur von
National Oil zu verbessern.
In Indien wurden die Systeme Wireline Flow Scanner* für die
Aufzeichnung der Bohrf�rderung, und MaxTRAC* für
Untertage-Wireline-Traktoren für die Oil and Natural Gas
Corporation Limited (ONGC) genutzt, um Informationen zum
F�rderungs-Profiling bei einer anspruchsvollen horizontalen Bohrung
bei hoher Temperatur im Offshore-Feld Mumbai High South zu
gewinnen. Der MaxTRAC-Traktor transportierte den Flow Scanner
erfolgreich innerhalb eines F�rderungsabschnitts, der eine
intelligente Durchführung umfasste, bis zur Gesamttiefe. Die
gewonnenen zuverlässigen Messungen der Untertage-F�rderungsrate
erm�glichten es dem Kunden, wichtige Entscheidungen zur
Felderschließung zu treffen.
Drilling Group
Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 4,33 Mrd. USD
gegenüber dem Vorquartal um 2 Prozent, stieg im Jahresvergleich
jedoch um 7 Prozent. Die Umsätze sanken aufgrund eines Rückgangs
der M-I-SWACO-Produktverkäufe nach einem starken Jahresende 2013
gegenüber dem Vorquartal. Im Jahresvergleich stiegen die Umsätze um
269 Mio. USD, angeführt von stabilem Wachstum bei Bohr- und
Messtechnologien, da die Bohraktivität in Saudi-Arabien, Irak,
Norwegen, China, Australien und Südostasien gestärkt wurden.
Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 881 Mio. USD
niedriger als im Vorquartal, legten im Jahresvergleich jedoch um 22
Prozent zu. Die Umsatzrendite von 20,3 Prozent stieg infolge
besserer Preise aus einem Mix h�herer Technologien für Bohr- und
Messdienstleistungen gegenüber dem Vorquartal um 51 bps.
Dieser Anstieg war hauptsächlich durch das Geschäft im Nahen Osten
und Asien sowie einer verbesserten Profitabilität bei IPM-Projekten
m�glich. Im Jahresvergleich stieg die Umsatzrendite vor Steuern
aufgrund verstärkter Technologieintegration, besserer Gewinne bei
Bohrungen und Messungen sowie verbesserter Profitabilität bei der
IPM-Projektaktivität um 249 bps.
Die Ergebnisse des ersten Quartals waren durch
Technologieintegration und Serviceeffizienz in allen Produktlinien
der Drilling Group geprägt.
In China konnten durch Bohr- und Messtechnologien Bohrrekorde
für Shell im Schiefergasprojekt in der Provinz Sichuan erzielt
werden. Die Drehsteuertechnologie mit hoher Absetzgeschwindigkeit
PowerDrive Archer* bewies ihre Zuverlässigkeit mit einer Rekordzeit
von 309 Stunden Dauerbetrieb und trug zur Bewältigung hoher
Formationsgefälle während der Platzierung einer anspruchsvollen
horizontalen Bohrung bei. Außerdem lieferte der Service MicroScope*
für Resistivität und Bildgebung mit gleichzeitigem Bohren
qualitativ hochwertige Bildinformationen innerhalb eines
Reservoirabschnitts der Rekordgr�ße von 2.043 m. Bei einer
weiteren Bohrung konnte das steuerbare Rotationssystem PowerDrive
den Rekord für Filmaufnahmen einer Bohrung für das Ölfeld brechen
und bot im Vergleich mit Ausläufer-Bohrungen eine Verbesserung der
Bohrleistung von 92 Prozent. Infolgedessen haben Bohr- und
Messtechnologien auf der Grundlage von Serviceleistung und
Kosteneinsparungen beim Kunden bisher eine Bohrung im oberen
Viertel und vier erstklassige Bohrungen erm�glicht.
Ebenfalls in China wurden Bohr- und Messtechnologien für die
CNOOC Panyu Operating Company eingesetzt, um horizontale Bohrungen
im ausgereiften Panyu-Ölfeld vorzunehmen, das einen
durchschnittlichen Wasseranteil innerhalb des Feldes von 91 Prozent
besitzt. Ein Kombination der Drehsteuertechnologie mit hoher
Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer und PowerDrive Xceed, der
Technologie PeriScope* zur Abbildung von Flächengrenzen, der
Multifunktionstechnologie EcoScope†* für Aufzeichnungen mit
gleichzeitigem Bohren und dem Neutronenwerkzeug für azimutale
Dichte adnVISION* bot eine erh�hte Bohreffizienz und erm�glichte,
dass die Bohrungen in der optimalen Position platziert werden
konnten, um den übrigen Kohlenwasserstoff ablaufen zu lassen. Mit
dieser Kombination von Technologien konnten erfolgreich insgesamt
25 horizontale Bohrungen vorgenommen werden, und sie trug zur
Aufhebung des Trends zum F�rderungsrückgang in dem Feld bei, was zu
einer im Vergleich zum ursprünglichen Plan um 68 Prozent h�heren
Ölf�rderung und einem Gesamtzuwachs von 45 Prozent mehr Öl
gegenüber der Prognose führte.
In Russland wurden Bohr- und Messtechnologien für die
VSNK-Rosneft Oil Company genutzt, um eine anspruchsvolle
horizontale Bohrung im unkonventionellen Feld Yurubcheno-Tohomskoe
in Ostsibirien vorzunehmen. Die Kombination der Technologie
ImPulse* für integrierte Messungen mit gleichzeitigem Bohren, dem
Neutronenwerkzeug für azimutale Dichte adnVISION und der
akustischen Mehrpoltechnologie SonicScope* für gleichzeitiges
Bohren boten die für die Beschreibung des Formations-Fracturing
n�tigen Qualitätsmessungen. Außerdem boten die Technologien von
Schlumberger für Aufzeichnungen mit gleichzeitigem Bohren
Verbesserungen der Effizienz, sodass der Kunde drei Tage Rüstzeit
und die damit verbundenen Kosten einsparen konnte.
In Ägypten trug die Technologie mit konischen Diamantelementen
Schlumberger Stinger* dazu bei, dass BAPETCO, ein Joint Venture
zwischen Shell und der Egyptian General Petroleum Cooperation,
fortlaufende Top-Bohrleistungen für das Quartal bei Bohrungen im
Obayed-Feld erzielen konnte. Im 8 1/2-Zoll-Abschnitt der
ersten Bohrung konnten von Smith angepasste polykristalline
Diamantbohrspitzen (PDC) mit Stinger-Technologie die ROP im
Vergleich zu den besten Aufrechnungen des Feldes über 30 Prozent
erh�hen. Im 8 1/2-Zoll-Abschnitt der zweiten Bohrung erreichte
die ROP mit Stinger-Technologie zu dem der besten Ölfeld-Leistung,
und der Abschnitt wurde bis zur Gesamttiefe gebohrt, wobei zwei
konventionelle Bohrspitzen ersetzt und die Gesamtlänge der Bohrung
um 45 Prozent erh�ht wurden. Die Kombination von
Stinger-Technologie und Berechnung der Fluiddynamik validierten
Hydraulik erm�glichte ebenfalls neue Bohrrekorde für die längsten
und schnellsten Bohrungen im Obayed-Feld.
Auf US-amerikanischem Boden erm�glichten es Schlumberger
Drilling Group Technologies der Cimarex Energy Co.,
Rekordbohrzeiten bei Bohrl�chern im Delaware-Becken zu erzielen.
Die steuerbare Drehsteuertechnologie mit hoher
Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer* mit speziell angepasster,
abnutzungsresistenter PDC-Bohrspitze von Smith und der
Viskosifizierungstechnologie M-I SWACO DUO-VIS* konnte innerhalb
von nur acht Tagen eine Rekordbohrung im Sandabschnitt Second Bone
Spring vornehmen, d. h. innerhalb von zweieinhalb Tagen
weniger als bei der letztbesten Bohrung und vier Tage weniger als
beim Durchschnittswert für dieses Gebiet. Diese
Technologiekombination resultierte in einer Einsparung von
170.000 USD gegenüber der letztbesten Bohrung und
260.000 USD gegenüber dem Mittelwert für dieses Gebiet.
Ebenfalls auf US-amerikanischem Boden erm�glichte es, die
Bohrspitzentechnologie von Smith der LINN Energy LLC, die
durchschnittliche Anzahl von Bohrspitzen zu senken, die für das
Bohren der seitlichen Abschnitte der Bohrl�cher im Anadarko-Becken
verwendet werden. Eine speziell angepasste PDC-Bohrspitze mit der
Schneidetechnologie ONYX 360* von Smith konnte einen gesamten
8 3/4-Zoll-Abschnitt bohren, ohne in dieser Formation eine
Bohrspitze irreparabel zu beschädigen. Als Ergebnis der
Schneidetechnologie ONYX 360 wurden die Seiten effizient gebohrt,
mit ähnlichen Rüstzeit und Kosteneinsparungen für Bohrspitzen von
über 85.000 USD pro Bohrung.
Anderswo auf US-amerikanischem Boden trugen
SHARC*-PDC-Bohrspitzen mit hoher Abnutzungsresistenz von
Schlumberger dazu bei, dass die Murex Petroleum Corporation bei
einer Bohrung im Williston-Becken eine Rekord-Bohrleistung erzielen
konnte. Die Bohrspitzen-Technologie SHARC konnte in Kombination mit
einer weiteren speziell angepassten PDC-Bohrspitze von Smith eine
Bohrung von der Oberflächeneinschalung bis zu einer Gesamttiefe von
ca. 5.740 m vornehmen. Diese Tiefe konnte mit nur drei Bohrspitzen,
davon eine im vertikalen, eine im Kurven- und eine im seitlichen
Abschnitt, umgesetzt werden. Außerdem war die durchschnittliche
Durchdringungsrate zu 15 Prozent schneller als beim besten
Ausläufer-Feld, was zu einer Kosteneinsparung für die Bohrung von
100.000 USD führte.
Auf US-amerikanischem Boden setzte M-I SWACO mit RHE-USE*
chemisch verbesserte Technologie für Noble Energy ein, um
Feststoffe mit geringem Gewicht aus nichtwässrigen Bohrfluiden zu
entfernen, die bei Bohrungen im Nordost-Becken verwendet werden.
Infolge der Nutzung der RHE-USE-Technologie konnte der Kunde die
Nutzung von Grund�l und Baryt senken, Vorrichtungen für den
Transfer von Feststoffen bei der Bohrung unn�tig machen, und
Schlamm- und Transportkosten senken. Dies resultiert in
Gesamteinsparungen von 200.000 USD im Vergleich zu
konventionellen Fluid-Pads zur Feststoffkontrolle.
Im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko führte Well
Services das Schlammentfernungssystem auf stabiler
Mikroemulsions-Ölbasis MudSCRUB-SX* bei einer Tiefseebohrung für
einen großen Kunden vor der Küste Louisianas ein. Zu den
Anwendungen des MudSCRUB-SX-Systems zählten die Platzierung eines
Pfropfens in der 20-Zoll-Verschalung des Bohrloches und eines
Pfropfens während einer 16-Zoll-Shoe-Squeeze-Aktion zur Isolierung
einer schwachen Ausbohrformation. Die Kombination der proprietären
Formulierung des MudSCRUB-SX-Systems und der Software von Well
Services zur Pfropfenplatzierung resultierte in einer
ausgezeichneten Bohrlochreinigung sowie reduzierter
Fluidkontamination. Diese optimalen Schlammergebnisse erlaubten es
dem Kunden, die Kosten und Zeit einzusparen, die mit den
Extra-Zusatzstoffen und mehreren Pumpphasen verbunden sind, wie sie
üblicherweise bei traditionellen Schlammentfernung verwendet
werden, sowie die potenzielle Reparaturzeit im Zusammenhang mit
nachfolgenden Zementierungsaktivitäten zu verkürzen.
In Polen wurde die steuerbare Drehsteuertechnologie mit hoher
Absetzgeschwindigkeit PowerDrive Archer für Bohren und Messungen
für BNK Petroleum bei der horizontalen Bohrung Gapowo B-1
verwendet, um in den Schiefergebieten des Untersilur und Ordovizium
mit Überdruck zu bohren. Die Technologie PowerDrive Archer machte
es m�glich, dass die Bohrung nach Plan durchgeführt werden konnte,
sodass Herausforderungen bewältigt werden konnten, die sich beim
Erreichen der notwendigen Absetzgeschwindigkeit mit konventionellen
Bohrmethoden stellen. Bei derselben Bohrung wurde das steuerbare
Rotationssystem PowerDrive X6* eingesetzt, um den bisher längsten
seitlichen Abschnitt in einem einzigen Durchgang bei einer
Schiefergasbohrung in Polen zu bohren. Außerdem bestätigten
Echtzeit-Gammastrahlenbilder des Service geoVISION* für Bildgebung
mit gleichzeitigem Bohren die Formationsstruktur beim seitlichen
Abschnitt, sodass das Bohrloch innerhalb der angestrebten Zonen
gesteuert und gewartet werden konnte, um den Kontakt mit dem
Schieferreservoir zu maximieren.
Production Group
Der Umsatz im ersten Quartal sank mit 4,12 Mrd. USD
gegenüber dem Vorquartal um 2 Prozent, stieg im Jahresvergleich
jedoch um 10 Prozent. Der sequenzielle Rückgang ist hauptsächlich
auf geringere Produktumsätze bei Completions und Artificial Lift im
Anschluss an die Spitzenwerte zum Jahresende zurückzuführen. Die
Druckpumpentechnologien von Well Services lagen aufgrund
gestiegener Serviceintensität auf US-amerikanischem Boden trotz
schwerer St�rungen durch das Winterklima und der Preise der
Vertragsübernahme h�her. Die Umsätze bei Well Services legten
außerdem aufgrund der Aktivitätsspitze im Winter im Westen Kanadas
zu.
Im Jahresvergleich stiegen die Umsätze um 357 Mio. USD.
Angeführt wurden sie durch ein zweistelliges Wachstum bei
Druckpumpentechnologien von Well Services in Nordamerika. Die
SPM-Umsätze stiegen um mehr als 50 Prozent, da Projekte in
Lateinamerika weiterhin den Arbeitsplänen vorauseilten.
Die Betriebseinnahmen vor Steuern waren mit 737 Mio. USD
rund 1 Prozent h�her als im Vorquartal und lagen 33 Prozent über
dem Vorjahr. Die Umsatzrendite vor Steuern von 17,9 Prozent stieg
gegenüber dem Vorquartal um 60 bps, aufgrund verbesserter
Profitabilität für Well Services und Well Intervention
Technologies, sowohl auf nordamerikanischem Boden als auch in den
internationalen Gebieten. Diese Verbesserung erfolgte aufgrund von
Spitzenaktivitäten im Westen Kanadas sowie von Betriebseffizienzen
auf US-amerikanischem Boden, obwohl diese durch fortwährende
Preisschwäche auf US-amerikanischem Boden gebremst wurden.
Im Jahresvergleich stieg die Umsatzrendite vor Steuern um
313 bps hauptsächlich durch verbesserte Kosteneffizienz und
Umsätze mit neuen Technologien bei Well Services und Completions,
obwohl die Auswirkungen hiervon teilweise durch die Preise der
Vertragsübernahme aufgewogen wurden.
Das erste Quartal wurde von zahlreichen H�hepunkten bei
technischen Innovationen, Integrationen, Verfahrenseffizienz und
Zuverlässigkeit in der gesamten Production Group geprägt.
Im Westen von Texas wurde eine Kombination von
Schlumberger-Technologien für Clayton Williams verwendet, um die
Stimulation von Bohrungen in deren Schiefergebiet Upper Wolfcamp zu
optimieren. Die Software für reservoirzentriertes
Stimulationsdesign Mangrove* von Well Services mit den
Aufzeichnungsservices Wireline ThruBit* mit spektraler
Gammastrahlung machte es m�glich, dass die 30-tägigen
Spitzen-F�rderungsraten bei den neuen Bohrl�chern im Vergleich zu
vorher hier abgeschlossenen Bohrungen um mehr als 100 Prozent
gesteigert werden konnten. Clayton Williams schreibt die
F�rderungsverbesserung dem Mangrove-Workflow sowie den qualitativ
hochwertigen aufgezeichneten Daten von offenen Bohrl�chern zu, die
in den seitlichen Abschnitten gewonnen wurden.
In China wurde die Flow-Kanal-Fracturing-Technologie Well
Services HiWAY* für die PetroChina Changqing Oil Company bei zwei
vertikalen Pilotbohrungen im Sulige-Gasfeld im Ordos-Becken
genutzt. Früher haben im engen und von Unterdruck geprägten
Reservoirs des Ölfelds getätigte Bohrungen nur eine marginale
F�rderung erbracht. Infolge des HiWAY-Einsatzes überschritt die
Anfangsf�rderung jeder Bohrung die Durchschnittsf�rderung
vertikaler Ausläufer-Bohrungen um einen Faktor von dreieinhalb. Sie
entsprach der Durchschnittsf�rderung horizontaler
Ausläufer-Bohrungen. Die Anwendung der Technologie HiWAY
erm�glichte dem Kunden die mit einer reduzierten Nutzung von Wasser
und Stützmitteln verbundenen Einsparungen sowie eine erh�hte
Machbarkeit bei marginalen Zielen, die mit konventionellen
Fracturing-Bearbeitungen nicht m�glich sind.
In China wurde die Fasertechnologie zur Fluidableitung Well
Services StimMORE* für die CNPC Tarim Oilfield Company beim
Fracking bei Bohrl�chern mit extrem hohem Druck und hohen
Temperaturen im Kuche-Feld im Tarim-Becken genutzt. Ein
integrierter Ansatz, der aus Reservoir-Verständnis in Verbindung
mit der Nutzung der Umleitungstechnologie StimMORE bestand, trug
zur Maximierung des Kontakts mit der Fracking-Oberfläche mit
Reservoir und Bohrloch bei. Insgesamt wurden acht Bohrl�cher
erfolgreich mit der StimMORE-Technologie bearbeitet, und die
durchschnittlichen Bohrf�rderungsraten nach dem Verfahren waren um
60 Prozent h�her als die durchschnittlichen mit konventionellen
Methoden im selben Feld stimulierten Ausläufer-Bohrl�cher.
In Kasachstan schloss Well Services die erste zehnphasige
Stimulationskampagne bei einer horizontalen Bohrung im
Karachaganak-Feld für die Karachaganak Petroleum Operating B.V. ab.
Teil der Aktivität waren fünf Säure-Fracking- und fünf
Matrixsäuerungs-Behandlungen in einem natürlicherweise
frakturierten Karbonat. Dies wurde innerhalb von 28 Tagen
durchgeführt, was mehr als doppelt so schnell ist als frühere
Kampagnen bei ähnlichen Bohrungen im gleichen Feld. Außerdem
ergaben die erste Reinigung nach der Stimulation und der
Bohrloch-Flowback, dass diese unter insgesamt 90 produzierenden
Bohrl�chern im oberen Viertel lagen.
Im US-amerikanischen Golf von Mexiko setzte Well Intervention
die digitalen LIVE*-Slickline-Services bei einem Zonenisolierungs-
und Fertigstellungsprozess für Walter Oil & Gas ohne
Bohrvorrichtung ein. Die LIVE-Services kombinierten
Echtzeit-Korrelations- und Perforationskapazitäten mit einer
effizienten, leichten, kleineren L�sung, um eine erfolgreiche
Intervention innerhalb der Beschränkungen des Kran- und Deckraumes
der Plattform durchzuführen.
Ebenfalls im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko wurde
die Technologie für verlorenes Kreislaufmaterial Well Services
PressureNET* zum ersten Mal in eine gewichtete Distanzflüssigkeit
integriert und pumpte vor einem Zementsystems mit der modernen
CemNET*-Fasertechnologie, um Verluste zu kontrollieren und
gleichzeitig das F�rderungsrohr in einem Bohrloch einzustellen.
Diese Kombination von Technologien von Well Services bot
zuverlässige Zementabdeckung in allen entscheidenden Zonen, und ein
potenzieller Betrag von 2,7 Mrd. USD für Reparaturarbeiten für
den Tiefseekunden konnte umgangen werden.
In Australien wurde ein Vertrag in H�he von 40 Mio. USD von
INPEX an Schlumberger Completions vergeben. Der Vertrag beinhaltet
den oberen und mittleren Abschluss der ersten 20 Bohrungen in Phase
I der kommenden Ichthys-Erschließung. Zum Projektbereich geh�ren
Gasbohrungen für hohe F�rderraten, die topmoderne Durchführungen
mit hochlegierten Rohren für große Bohrl�cher erfordern.
In Brasilien wurde Schlumberger Artificial Lift von Petrobras
ein leistungsbasierter Vertrag im Wert von etwa 50 Mio. USD
verliehen, um elektrische Tauchmotorpumpen in sechs
Unterseebohrl�chern im Offshore-Ölfeld Parque Das Baleias zu
liefern, zu installieren und zu kontrollieren. Der
Fünfjahresvertrag basierte auf der Erfolgsgeschichte von
Schlumberger bei der Bereitstellung der äußerst zuverlässigen
elektrischen Tauchmotorpumpentechnologie REDA Maximus* in den
äußerst anspruchsvollen Tiefsee- und Ultratiefseegebieten
Brasiliens.
Finanzübersicht
Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie) Dreimonatszeitraum
Zeiträume bis zum 31. März
2014
2013 Umsatz
$ 11.239 $
10.570 Zinsen und sonstiges Einkommen, netto
76 33 Ausgaben
Umsatzkosten
8.745 8.409 Forschung und Engineering
284 292 Vertriebsgemeinkosten
106 95 Wertminderungen
und Sonstiges(1)
- 92 Zinsen
103 98 Ertrag vor Steuern
2.077 1.617 Ertragsteuer(1)
469 406 Erträge aus
laufender Geschäftstätigkeit
1.608 1.211 Erträge aus nicht
fortgeführter Geschäftstätigkeit
- 56 Nettoertrag
1.608
1.267 Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen
16 8 Auf
Schlumberger entfallender Nettogewinn
$ 1.592 $ 1.259 Auf
Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen: Erträge
aus laufender Geschäftstätigkeit(1)
$ 1.592 $ 1.203
Erträge aus nicht fortgeführter Geschäftstätigkeit
- 56
Nettoertrag
$ 1.592
$ 1.259 Verwässerter Gewinn je Aktie
von Schlumberger Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(1)
$ 1,21 $ 0,90 Erträge aus nicht fortgeführter
Geschäftstätigkeit
-
0,04 Nettoertrag
$ 1,21 $ 0,94
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien
1.306 1.330
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener
Verwässerung
1.318
1.340 In Ausgaben enthaltene
Wertminderungen und Abschreibungen(2)
$ 932 $ 896
(1) Eine Einzelaufstellung der Belastungen
und Gutschriften finden Sie auf Seite 13.
(2) Einschließlich Aufwendungen für
seismische Multiclient-Daten
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
(Angaben in Mio.)
31. März 31. Dez. Gesamtverm�gen
2014 2013 Umlaufverm�gen Barmittel und
kurzfristige Kapitalanlagen
$ 7.078 $ 8.370
Forderungen
11.680 11.497 Sonstiges Umlaufverm�gen
6.595
6.358
25.353 26.225 Bis zur Fälligkeit gehaltene
festverzinsliche Kapitalanlagen
358 363 Anlageverm�gen
15.114 15.096 Seismische Multiclient-Daten
696 667
Firmenwert (Goodwill)
14.832 14.706 Sonstige immaterielle
Verm�genswerte
4.713 4.709 Sonstige Verm�genswerte
5.651
5.334
$
66.717 $ 67.100 Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten Laufende Verbindlichkeiten und
Rückstellungen
$ 8.272 $ 8.837 Geschätzte
Verbindlichkeiten für Ertragsteuer
1.731 1.490 Kurzfristige
Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten
1.369 2.783 Auszuschüttende Dividenden
527 415
11.899 13.525 Langfristige Schulden
11.120 10.393
Pensionsnebenleistungen
663 670 Latente Steuern
1.708
1.708 Sonstige Verbindlichkeiten
1.147 1.169
26.537 27.465
Eigenkapital
40.180
39.635
$ 66.717 $ 67.100
Nettoverbindlichkeiten
„Nettoverbindlichkeiten“ sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich
Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit
gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist
der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche
Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind,
weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur
Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden k�nnten. Details
der Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten für das erste
Quartal:
(Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum
2014 Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2014
$
(4.443
)
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit
1.592
Wertminderungen und Abschreibungen
932 Pensionsleistungen
und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen
86
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen
77
Pensionsleistungen und andere Mittel für Pensionsnebenleistungen
(72 ) Betriebskapitalerh�hung
(870 )
Kapitalaufwendungen
(864 ) Kapitalisierte seismische
Multiclient-Daten
(82 ) Ausgeschüttete Dividenden
(410 ) Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen
280 Aktienrückkaufprogramm
(899 )
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener
Barmittel und Verbindlichkeiten
(239 ) Sonstige
(121 ) Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten
(20 ) Nettoverbindlichkeiten zum 31. März 2014
$
(5.053
)
31. März 31. Dez. Bestandteile der
Nettoverbindlichkeiten
2014 2013 Barmittel und kurzfristige
Kapitalanlagen
$ 7.078 $ 8.370 Bis zur Fälligkeit
gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen
358 363
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen
Verbindlichkeiten
(1.369 ) (2.783 ) Langfristige
Schulden
(11.120 ) (10.393 )
$
(5.053
)
$ (4.443 )
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 ersten 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 Mio., außer Angaben je Aktie)
Viertes Quartal 2013 Minderheits- Verwässert
Vor Steuern Steuer
Zinsen Netto
Gewinn je Aktie Aufschlüsselung in Gewinn- und
Verlustrechnung Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von
Schlumberger, wie ausgewiesen $ 2.170 $ 487 $ 19 $ 1.664 $ 1,26
Rückstellungen für Forderungen 152
30 -
122 0,09
Umsatzkosten Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von
Schlumberger, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften $
2.322 $ 517
$ 19 $ 1.786
$ 1,35
Erstes Quartal 2013 Minderheits-
Verwässert Vor Steuern Steuer
Zinsen Netto
Gewinn je Aktie Aufschlüsselung in
Gewinn- und Verlustrechnung Erträge aus laufender
Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen $ 1.618 $ 406
$ 9 $ 1.203 $ 0,90 Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela
92 -
- 92
0,07 Wertminderungen und Sonstiges Erträge aus
laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, unter Ausschluss von
Belastungen und Gutschriften $ 1.710 $
406 $ 9 $
1.295 $ 0,97
Im ersten Quartal 2014 sind weder Belastungen noch Gutschriften
auszuweisen.
Produktgruppen (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis 31. März 2014 31. Dez. 2013
31. Mär. 2013
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Reservoir Characterization –
Reservoircharakterisierung
$ 2.852 $
779 $ 3.306 $ 1.031 $ 2.801 $ 729 Drilling – Bohren
4.331 881 4.440 880 4.062 725 Production – F�rderung
4.116 737 4.219 730 3.759 555 Ausbuchungen und
Sonstiges
(60 ) (29 )
(59 ) (37 ) (52 ) (44 )
11.239
2.368 11.906 2.604 10.570 1.965 Konzern und Sonstiges
- (201 ) - (197 ) - (169 ) Zinserträge(1)
- 7 - 7 - 6 Zinsaufwendungen(1)
- (97
) - (92 ) - (93 ) Belastungen und Gutschriften
- - - (152
) - (92 )
$ 11.239
$ 2.077 $ 11.906 $ 2.170 $
10.570 $ 1.617
Geographische
Regionen (Angaben in Mio.)
Dreimonatszeitraum bis 31.
März 2014 31. Dez. 2013 31. Mär. 2013
Umsatz
Gewinn vor
Steuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Umsatz
GewinnvorSteuern
Oilfield Services Nordamerika
$ 3.684 $
683 $ 3.649 $ 716 $ 3.290 $ 627 Lateinamerika
1.758
371 2.003 425 1.904 371 Europa/GUS/Afrika
2.881
585 3.225 726 2.863 509 Mittlerer Osten und Asien
2.845 749 2.923 766 2.394 547 Ausbuchungen und
Sonstiges
71 (20 )
106 (29 ) 119 (89 )
11.239 2.368 11.906 2.604 10.570 1.965 Konzern und
Sonstiges
- (201 ) - (197 ) - (169 )
Zinserträge(1)
- 7 - 7 - 6 Zinsaufwendungen(1)
- (97 ) - (92 ) - (93 ) Belastungen und
Gutschriften
- - -
(152 ) - (92 )
$
11.239 $ 2.077 $ 11.906 $
2.170 $ 10.570 $ 1.617
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen
der Produktgruppen und geographischen Regionen enthalten sind.
Über Schlumberger
Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von L�sungen in
den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und
Informationen für Kunden aus der Erd�l- und Erdgasindustrie auf der
ganzen Welt. Mit 123.000 Mitarbeitern mit über 140 verschiedenen
Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet
Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und
Dienstleistungspalette von der Erkundung bis hin zur F�rderung.
Schlumberger Limited hat seine Hauptniederlassungen in Paris,
Houston und Den Haag und wies 2013 einen Umsatz aus laufender
Geschäftstätigkeit in H�he von 45,27 Mrd. USD aus. Weitere
Informationen finden Sie auf www.slb.com.
*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.
†Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC),
ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger
arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der
LWD-Technologie zusammen. Bei den Dienstleistungen EcoScope und
NeoScope kommt eine Technologie zum Einsatz, die ein Ergebnis
dieser Zusammenarbeit ist.
Anmerkungen
Schlumberger veranstaltet am Donnerstag, den 17. April 2014 eine
Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der
Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 7.00 Uhr
US Central Time (CT), d. h. um 8.00 Uhr Eastern Time (ET)
oder 14.00 Uhr (MEZ). Um an dieser �ffentlich zugänglichen
Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor
Beginn die Konferenzzentrale an. Diese erreichen Sie entweder unter
+1-866-269-9609 für Anrufe aus Nordamerika oder +1-612-332-0923 für
Anrufer außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger
Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht
Ihnen bis zum 17. Mai 2014 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen
Sie dazu bitte +1-800-475-6701 für Anrufe aus Nordamerika oder
+1-320-365-3844 für Anrufer außerhalb Nordamerikas, und geben Sie
den Zugangscode 316978 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 eine Wiederholung des Webcasts zur
Verfügung.
Zusätzliche Informationen in Form eines Frage-Antwort-Dokuments
zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzaufstellungen sind auf
www.slb.com/ir erhältlich.
Die Ausgangssprache, in der der Originaltext ver�ffentlicht
wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen
werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur
die Sprachversion, die im Original ver�ffentlicht wurde, ist
rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der
originalen Sprachversion der Ver�ffentlichung ab.
Schlumberger LimitedSimon Farrant – Vice President
AnlegerpflegeJoy V. Domingo – Leiterin AnlegerpflegeBüro
+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