Schlumberger Limited. : Schlumberger gibt Ergebnisse des dritten Quartals 2013 bekannt

Schlumberger Limited

Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute für das dritte Quartal 2013 einen Umsatz von 11,61 Milliarden US-Dollar (im Folgenden USD) 2013 nach 11,18 Mrd. USD im zweiten Quartal 2013 und 10,50 Mrd. USD im dritten Quartal 2012 berichtet.

Die auf Schlumberger entfallenden Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit beliefen sich unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften auf 1,71 Mrd. USD - eine Steigerung um 12 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 24 Prozent gegenüber dem gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der verwässerte Gewinn je Aktie aus laufender Geschäftstätigkeit unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften betrug 1,29 USD gegenüber 1,15 USD im Vorquartal und 1,04 USD im dritten Quartal 2012.

Schlumberger erfasste Nettogutschriften von 0,51 USD je Aktie im zweiten Quartal 2013 und Belastungen von 0,02 USD je Aktie im dritten Quartal 2012. Schlumberger erfasste weder Belastungen noch Gutschriften im dritten Quartal 2013.

Der Umsatz im Segment Oilfield Services war mit 11,61 Mrd. USD 4 Prozent höher als im Vorquartal und 11 Prozent höher als im Vorjahr. Die Betriebserträge vor Steuern für das Segment Oilfield Services stiegen mit 2,50 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 10 Prozent und gegenüber dem Vorjahr um 20 Prozent.

Der CEO von Schlumberger, Paal Kibsgaard, äußerte sich wie folgt: ?Die Ergebnisse des dritten Quartals von Schlumberger erreichten sowohl beim Umsatz als auch beim Betriebsertrag vor Steuern einen neuen Höchststand dank der konstanten Leistung in allen geografischen Regionen, die auf der konsequenten Umsetzung von Integration, Qualität und Effizienz basiert. Das internationale Geschäft ist weiter gewachsen, während sich wichtige Margen trotz betrieblicher Verzögerungen ausgeweitet haben. In Nordamerika war die Leistung besonders stark - trotz anhaltender Preisschwächen im Festlandmarkt. Die operativen Margen übertrafen in allen Regionen 20 Prozent und expandierten in allen Produktgruppen.

Die Ergebnisse wurden durch Nordamerika mit einem neuen Rekord beim Gesamtumsatz angeführt, untermauert durch solide Offshore-Aktivität und die saisonale Erholung in Westkanada. Der Festlandbetrieb in den USA zeigte sich beeindruckend widerstandsfähig dank verbesserter Effizienz, neuer Technologiepenetration und Marktanteilsgewinnen in einem wettbewerbsintensiven Markt mit einer weitgehend konstanten Anzahl an genutzten Bohranlagen. International wurden die Ergebnisse durch den Nahen und Mittleren Osten und Asien dank des Wachstums in den Schlüsselmärkten Saudi-Arabien und Irak angeführt, während sich die Offshore-Aktivität in Asien und die Aktivität bei Festlandbohrungen und Stimulationen in China verbesserten. Der Bereich Europa/GUS/Afrika verzeichnete starke Sommeraktivitäten in Russland und Zentralasien und eine saisonale Zunahme der Aktivitäten auf See von WesternGeco. Das Geschäft in Lateinamerika wurde durch die Bereiche Integrated Project Management und Schlumberger Production Management angetrieben.

Die Aussichten für die globale Wirtschaft sind im Großen und Ganzen unverändert, da relativ ermutigende Nachrichten aus den OECD-Ländern und China die niedrigeren Wachstumsperspektiven in einigen der wichtigen aufstrebenden Wirtschaftsnationen aufwiegen. In den USA sind die grundlegenden Trends positiv, und die Ungewissheit in makroökonomischer Hinsicht wurde nach der vorübergehenden Lösung des Haushaltsstreits auf kurze Sicht reduziert. Die Nachfrage nach ?-l im Jahr 2013 wurde erneut nach oben korrigiert, und derzeitige Schätzungen für 2014 deuten sogar auf eine noch stärkere Zunahme der Nachfrage hin. Insgesamt können sich die Brent-Preise am Markt auf dem derzeitigen Niveau halten, während internationale Erdgaspreise konstant bleiben. Die im Juni nach oben korrigierten Ausgaben für E&P werden weiterhin durch eine bessere Auslastung der Bohranlagen und gesteigerte Kundenaktivität bestätigt. Angesichts dieses Umfelds bleiben wir in Bezug auf die Aussichten für die Branche zuversichtlich.

Letzten Monat habe ich die von uns verfolgten internen Transformationsinitiativen im Hinblick auf das mit ihnen verbundene Potenzial für ein besseres Finanzergebnis erläutert. Wir glauben, dass der Umfang unseres operativen Geschäfts und die Breite unseres Angebots bedeutende Wettbewerbsvorteile darstellen. Dabei konzentriert sich das gesamte Unternehmen darauf, diese Initiativen umzusetzen, während sich unser Fokus gleichzeitig auf die operative Umsetzung durch Integration, Qualität und Effizienz richtet."

Sonstige Ereignisse

• In diesem Quartal kaufte Schlumberger 10,1 Millionen Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 82,61 USD für insgesamt 833,3 Mio. USD zurück.

Oilfield Services

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 11,61 Mrd. USD war 4 Prozent höher als im Vorquartal und 11 Prozent höher als im Vorjahr. Nach geografischen Kriterien stieg der Umsatz international mit 7,91 Mrd. USD sequenziell um 209 Mio. USD bzw. 3 Prozent an, während der Umsatz in Nordamerika mit 3,6 Mrd. USD sequenziell um 245 Mio. USD bzw. 7 Prozent anstieg. Der Umsatz im dritten Quartal erreichte einen neuen Rekordstand sowohl für Nordamerika als auch auf internationaler Ebene.

Nach Segmenten betrachtet stieg der Ertrag gegenüber dem Vorquartal bei der Reservoir Characterization Group um 7 Prozent auf 3,23 Mrd. USD und bei der Drilling Group um 3 Prozent auf 4,41 Mrd. USD. Diese Steigerungen sind durch die starke Explorations- und Bohraktivität sowohl auf See als auch an wichtigen internationalen Festlandmärkten bedingt, von der die Bereiche Wireline, Testing Services, Drilling & Measurements und M-I SWACO profitierten. Auch WesternGeco steigerte seinen Umsatz aufgrund der verbesserten globalen Aktivitäten auf See, was sich in einer besseren Anlagennutzung während des Quartals niederschlug. Der Umsatz der Production Group stieg um 3 Prozent auf 4,02 Mrd. USD trotz des Transfers des Schlumberger-Unterwasserbetriebs zum Ende des zweiten Quartals an OneSubsea TM, ein Joint Venture zwischen Cameron und Schlumberger. Unter Ausschluss dieses Effekts wuchs die Production Group um 6 Prozent gegenüber dem Vorquartal, hauptsächlich aufgrund von soliden Ergebnissen in den Bereichen Well Services, Completions und Artificial Lift Technologies sowie Projekten von Schlumberger Production Management (SPM). Die saisonale Belebung des Geschäfts in Westkanada nach dem Frühlingstief war der Hauptgrund für die gesteigerte Aktivität im Bereich Well Services gegenüber dem Vorquartal. Die verbesserte Effizienz bei Dienstleistungen für hydraulisches Aufbrechen auf dem US-Festland war ein weiterer wesentlicher Faktor, der den Einsatz von vier zusätzlichen Flotten aus vorhandenen Anlagen trotz anhaltender Preisschwäche ermöglichte.

Nach geografischen Regionen betrachtet stieg der Umsatz gegenüber dem Vorquartal in Nordamerika um 7 Prozent auf 3,6 Mrd. USD. Die Leistung in Nordamerika wurde durch einen neuen Rekord beim Quartalsumsatz im Offshore-Geschäft sowie durch die Belebung des Festlandgeschäfts nach dem Frühlingstief im vorherigen Quartal in Westkanada und das Wachstum im US-Festlandgeschäft dank verbesserter Effizienz, zunehmender Technologiepenetration und Marktanteilsgewinnen angetrieben. Der Umsatz im Nahen und Mittleren Osten sowie in Asien stieg um 5 Prozent auf 2,80 Mrd. USD, hauptsächlich aufgrund des anhaltenden Wachstums in einem vielschichtigen Portfolio von Projekten und Aktivitäten in Saudi-Arabien und im Irak, während hohe Wachstumsraten in den Vereinigten Arabischen Emiraten und Katar verzeichnet wurden. Die starken Aktivitäten von WesternGeco auf See in den GeoMarkets Brunei, Malaysia und Philippinen sowie Indonesien und die Zunahme bei Festlandbohrungen und Stimulationen in China trugen ebenfalls zu den soliden Ergebnissen bei. Der Umsatz von 3,18 Mrd. USD in der Region Europa/GUS/Afrika ist 2 Prozent höher dank hoher Aktivität von WesternGeco in der Nordsee und in Äquatorialguinea sowie sommerlicher Spitzenaktivitäten bei Bohrungen und Explorationen in Russland und Zentralasien, während die Aktivitäten in Angola und Nordafrika durch Projektverzögerungen weiterhin schwach waren. Der Umsatz der Region im dritten Quartal widerspiegelt das Fehlen der Ergebnisse des Unterwassergeschäfts, das im zweiten Quartal 2013 dem Joint Venture OneSubsea übertragen wurde. Unter Ausschluss des Effekts dieses Transfers stieg der Umsatz in der Region um 5 Prozent gegenüber dem Vorquartal. Der Umsatz in Lateinamerika stieg um 1 Prozent auf 1,93 Mrd. USD mit einem starken Wachstum gegenüber dem Vorquartal in Venezuela und Argentinien. Höhere inkrementelle Förderergebnisse bei SPM-Projekten in Ecuador trugen außerdem zum Wachstum bei. Diese Steigerungen wurden jedoch zum Teil durch den Rückgang in Brasilien aufgewogen, und zwar aufgrund der niedrigeren Nutzung von Bohranlangen sowohl auf dem Festland als auch in der Tiefsee.

Die Betriebseinnahmen vor Steuern in Höhe von 2,50 Mrd. USD im dritten Quartal waren 10 Prozent höher als im Vorquartal und 20 Prozent höher als im Vorjahreszeitraum. International erhöhte sich das operative Ergebnis vor Steuern mit 1,84 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 9 Prozent, während das operative Ergebnis vor Steuern in Nordamerika mit 730 Mio. USD gegenüber dem Vorquartal um 10 Prozent anstieg. Der internationale Bereich erzielte im dritten Quartal beim operativen Ergebnis vor Steuern einen neuen Rekord.

Gegenüber dem Vorquartal stieg die operative Marge vor Steuern mit 21,5 Prozent um 114 Basispunkte (bps), während sie international gar um 134 bps auf 23,3 Prozent zulegte. Der Nahe und Mittlere Osten und Asien verzeichneten im Quartalsvergleich eine Verbesserung der Marge um 151 bps auf 26,1 Prozent, in Europa/GUS/Afrika stieg sie um 189 bps auf 22,5 Prozent, und Lateinamerika war mit 20,6 Prozent unverändert. Die Expansion der Margen im internationalen Bereich war durch solide Ergebnisse in Russland und Zentralasien bedingt, und zwar dank dem Einsatz von Technologien mit höherer Rendite während der intensiven Bohr- und Explorationskampagnen im Sommer. Verstärkte Wireline- und Seismikaktivitäten mit hoher Rendite trugen im Nahen Osten und in Asien zusätzlich zur Verbesserung der internationalen Margen im Zuge von gesteigerten Explorationsarbeiten bei. Die operative Marge vor Steuern für Nordamerika verbesserte sich gegenüber dem Vorquartal um 57 bps auf 20,3 Prozent, da sich das Geschäft in Westkanada nach der frühlingsbedingten Verlangsamung im vorherigen Quartal erholte. Die Margen im US-Festlandgeschäft nahmen dank verbesserter Effizienz, besserer Kapazitätsauslastung und niedrigerer Rohmaterialkosten bei den Verfahren zur Stimulation unter hohem Druck weiterhin zu. Die operative Marge im Offshore-Geschäft in Nordamerika verbesserte sich weiterhin dank der gesteigerten Aktivität und dem vermehrten Einsatz von Technologien, jedoch verringerte sich das Gesamtergebnis gegenüber dem Vorquartal aufgrund niedrigerer Multiclient-Umsatzzahlen während des Quartals.

Nach Segmenten betrachtet stieg die operative Marge vor Steuern gegenüber dem Vorquartal bei der Reservoir Characterization Group um 27 bps auf 30,4 Prozent aufgrund starker Explorationsaktivitäten, von der Wireline und Testing Services Technologies profitierten. Die operative Marge vor Steuern stieg bei der Drilling Group aufgrund der verbesserten Leistung bei Drilling & Measurements und der höheren Ertragsfähigkeit der IPM-Projekte im Nahen und Mittleren Osten sowie in Asien und Lateinamerika um 154 bps auf 20,3 Prozent an. Die operative Marge vor Steuern bei der Production Group stieg um 165 bps auf 17,6 Prozent dank verbesserter Rentabilität im Bereich Well Services im Zuge der Belebung des Geschäfts in Westkanada nach dem Frühlingsbeginn im vorherigen Quartal. Gleichzeitig stieg die Marge im US-Festlandgeschäft aufgrund von Verbesserungen bei Effizienz und Kapazitätsauslastung und niedrigeren Rohmaterialkosten. SPM-Projekte in Lateinamerika und Asien trugen zudem zu den expandierenden Margen der Gruppe bei.

Eine Reihe von Höhepunkten technologischer und integrativer Art trug zu den Ergebnissen im dritten Quartal bei.

In Turkmenistan bekam Schlumberger einen Vertrag von der Turkmengeology State Corporation für Technologien der Drilling Group und für Zementierungsarbeiten von Well Services, um die Erschließung eines der größten Gasfelder des Landes, nämlich Galkynysh, zu beschleunigen. Der Vertrag umfasst Bohrmotoren von Schlumberger, Bohrteile von Smith, Bohrflüssigkeiten von M-I SWACO und Zementierungsarbeiten von Well Services für die Erschließung eines Bohrlochs mit dem Ziel, die operative Effizienz zu verbessern und ehrgeizige Gasfördervorgaben zu erfüllen.

Im Süden von Texas wurden Technologien von Schlumberger vom Eagle Ford Completions Optimization Consortium, bestehend aus BHP Billiton, Lewis Energy, Marathon Oil und Swift Energy, eingesetzt, und zwar in mehreren horizontalen Bohrungen in der unkonventionellen Eagle-Ford-Formation. Openhole-Daten wurden mithilfe der dreifachen Vermessungs-Suite SureLog* Thrubit und der akustischen Scanplattform Sonic Scanner* von Wireline eingeholt und mit TuffTRAC*-Technologie übermittelt. Die Daten wurden genutzt, um optimierte Abschlusskonzepte mittels der Stimulations-Designsoftware Mangrove* von Well Services zu erstellen. Die Förderung jedes Bohrlochs wurde anhand der Daten bewertet, die mit dem Aufzeichnungssystem Flow Scanner* von Wireline gewonnen und vom Bohrlochtraktorsystem MaxTRAC* übermittelt wurden. Die Analyse wurde mithilfe der E&P-Software Petrel* von Schlumberger Information Solutions (SIS) sowie der Softwareplattform Techlog* durchgeführt, um die Qualität des Reservoirs und die Ausgestaltung des Abschlusses zu beurteilen. Damit ermöglichten die Technologien und Verfahren von Schlumberger einen optimierten Abschluss, der mehr Perforations-Cluster und dadurch eine um 28 Prozent gesteigerte Förderung mit sich brachte. Die Leistung sämtlicher Bohrlöcher des Konsortiums erreichte deshalb gemessen am Wettbewerb das erste Quartil.

Statoil teilte Schlumberger drei mehrjährige Verträge für die Bereitstellung von Bohr- und Abschlussflüssigkeiten, für das Offshore-Abfallmanagement und für Zementierungsarbeiten auf dem norwegischen Festlandsockel zu. Die Dreijahresverträge mit der Option von dreimal zwei zusätzlichen Jahren umfassen Bohr- und Abschlussflüssigkeiten für mehrere Bohrinseln und Zementierungsarbeiten auf bis zu neun Plattformen und sechs Tiefseebohrinseln. Die Zuteilung basierte auf kommerziellen Bedingungen, QHSE-Faktoren (Qualität, Arbeitssicherheit und Umwelt) und der Erfolgsbilanz von Schlumberger in Bezug auf Produkt- und Servicequalität, zuverlässige Umsetzung und Technologieeinsatz.

Reservoir Characterization Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 3,23 Mrd. USD war 7 Prozent höher als im Vorquartal und 14 Prozent höher als im Vorjahr. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 983 Mio. USD um 8 Prozent höher als im Vorquartal und um 23 Prozent höher als im Vorjahr.

Die Umsatzsteigerung gegenüber dem Vorquartal war primär durch die höhere Nutzung der Technologien von Wireline und Testing Services im Zuge von starker Explorationsaktivität im Nahen und Mittleren Osten und Asien sowie in der Region Europa/GUS/Afrika bedingt. Dies war insbesondere in Russland und Zentralasien der Fall, wo die Bohr- und Explorationsaktivitäten während des Sommers zunahmen. Auch der Umsatz von WesternGeco stieg gegenüber dem Vorjahr dank verbesserter globaler Aktivitäten auf See, die während des Quartals zu einer hohen Nutzungsrate von Anlagen führte. Jedoch wurde dieser Effekt zum Teil durch niedrigere Multiclient-Umsatzzahlen aufgewogen.

Die operative Marge vor Steuern von 30,4 Prozent stieg um 27 bps gegenüber dem Vorquartal aufgrund von robusten Explorationsaktivitäten mit hoher Rendite für Wireline in Russland sowie im Nahen und Mittleren Osten und in Asien, während Testing Services über alle Regionen hinweg ebenfalls zu der expandierenden Marge der Gruppe beitrug.

Eine Reihe technologischer Höhepunkte bei der Reservoir Characterization Group trug zu den Ergebnissen im dritten Quartal bei.

In Kasachstan wurde für Zhaikmunai LLP eine Kombination von Technologien von Wireline eingesetzt, um Förderdaten in zwei horizontalen Bohrlöchern, einem extrem geneigten Bohrloch und einem horizontalen Injektionsbohrloch auf dem Chinarevskoe-Feld zu erfassen. Für die Datenerfassung in den Förder- und Injektionsbohrlöchern wurde die Flow-Scanner-Technologie von Wireline für horizontale und geneigte Bohrlöcher beziehungsweise die Förderdiensttechnologie PS Platform* eingesetzt. Die Tool-Strings wurden effizient mithilfe des Bohrlochtraktorsystems MaxTRAC übermittelt, das eine Datenerfassung in der Abwärtsbewegung ermöglicht. Das Flussprofil der produzierenden Bohrlöcher wurde erfolgreich quantifiziert. Die Analyseergebnisse der aufgezeichneten Förderdaten wurden für die Förderüberwachung im Zeitablauf, für die Aktualisierung des Reservoir-Modells und für die Ortung der Wasserförderung in einigen Bohrlöchern verwendet.

In Libyen wurden für Akakus Oil Operations das modulare Formationsdynamik-Testsystem MDT* von Wireline und die Quicksilver-Probe*-Technologie in Kombination mit dem Analysesystem InSitu Fluid Analyzer* eingeführt, um hochwertige Wasserproben von einem Bohrloch zu erhalten, das mit wasserbasiertem Schlamm gebohrt wurde. Um den Widerstand und die Ionenkonzentration des Formationswassers präzise abschätzen zu können, musste eine Wasserprobe gewonnen werden, die frei von Verunreinigungen durch wasserbasierte Schlammfiltrate war. Die Quicksilver-Probe-Technologie ermöglichte eine effektive Trennung von Filtrat und Formationswasser, während die InSitu-Fluid-Analyzer-Bohrlochsensoren eine Echtzeitmessung des Verunreinigungsgrads vor der Entnahme von Proben ermöglichten. Infolgedessen wurden zwei Probekammern mit reinem Formationswasser gefüllt, frei von jeglicher Filtratverunreinigung, sodass der Betreiber die für die Optimierung des Wassereinspritzungsprozesses auf dem Feld erforderliche Analyse durchführen konnte.

In Westtexas entwickelten Schlumberger PetroTechnical Services für ExL Petroleum LP ein mechanisches Erdmodell, um in einem Feld, das für seine schwierigen Bohrbedingungen bekannt ist, das Risiko und die Kosten in Verbindung mit dem Bau eines horizontalen Bohrlochs zu reduzieren. Die Formationsbewertung basierte auf der Elementar-Spektroskopiesonde ECS* und der akustischen Scanplattform Sonic Scanner von Wireline, die mittels des Bohrlochtraktorsystems TuffTRAC in den horizontalen Abschnitt eingeführt wurden. Die Kombination dieser Technologien und der daraus resultierende Arbeitsfluss befähigten den Betreiber, die lateralen Abschnitte des Bohrlochs neu zu positionieren und ein Futterrohr zu eliminieren, was sich pro Bohrloch in einer 10-prozentigen Kosteneinsparung von 200.000 USD für den Abschluss niederschlug.

Woodside beauftragte WesternGeco mit der 4000 Quadratkilometer umfassenden seismischen 3D-Erfassung des Offshore-Bereichs Fortuna im Nordwestsockel von Australien unter Verwendung der isometrischen seismischen Meerestechnologie IsoMetrix*. Die für Dezember 2013 geplante Erhebung ist die erste in Australien, bei der die IsoMetrix-Technologie zum Einsatz kommt. Sie wird für Woodside die Grundlage für zukünftige Explorations- und Bewertungsprogramme in der Region bilden. Mit diesem Vertrag wird die IsoMetrix-Technologie 2013 über vier Kontinente hinweg für Offshore-Projekte eingesetzt.

WesternGeco erhielt von der Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) einen wichtigen Vertrag für eine 800 Quadratkilometer umfassende Erhebung mit Tiefseekabel im Umm-Shaif-Feld vor der Küste von Abu Dhabi. Dabei kommen die Q-Seabed*-Technologie und die SimSource*-Technik für simultane seismische Quellen zum Einsatz. Für die Erhebung werden zwei Quellschiffe mit dem Ziel eingesetzt, den Kunden mit einem aktuellen, fortschrittlichen Datensatz zu versorgen und ihm damit die Entscheidung hinsichtlich der Erschließung des Feldes und der sekundären Gewinnung zu ermöglichen.

WesternGeco erhielt auf dem Festland von Brasilien einen Vertrag von der Agencia Nacional de Petroleo (ANP) für die Verarbeitung und Interpretation einer elektromagnetischen 2D-Erhebung im Parecis-Becken. Hierbei handelt es sich um eines der von ANP untersuchten Grenzbecken zur Bestimmung von zukünftigen Ausschreibungen für die Exploration und Förderung. Das Projekt wird vom Integrated Electromagnetics Center of Excellence von WesternGeco geleitet und umfasst die Konzeption, die Datenerfassung, die Verarbeitung auf dem Feld und die erweiterte Interpretation.

In Mexiko erhielt WesternGeco GeoSolutions von Pemex einen mehrjährigen Vertrag für das spezielle Verarbeitungszentrum in Poza Rica, in dessen Rahmen die führenden Technologien von WesternGeco genutzt werden, darunter vollständige Wellenforminversion, Migration in umgekehrter Zeitfolge, seismikorientierte Bohrungen und physikalisch orientierte Felsmigration. Diese bahnbrechenden Technologien werden Pemex mit unvergleichlichen integrierten Lösungen für die erweiterte Bildgebung, Reservoircharakterisierung und Bohrhilfen unterstützen.

In Angola hat Testing Services für Maersk Oil im Tiefseeblock 16 das Bohrloch-Reservoir-Testsystem Quartet* in Verbindung mit der drahtlosen Bohrlochtelemetrie Muzic* eingesetzt. Die zum Quartet-System gehörenden Dienstleistungen umfassen das hochwertige Reservoir-Testisolationssystem CERTIS*, die intelligente ferngesteuerte Zweiventiltechnologie IRDV*, die Reservoirflüssigkeitstests SCAR* und die hochauflösenden Quarzmessgeräte Signature*. Das flexible Konstruktionsdesign des Quartet-Systems machte mehrfache Durchläufe unnötig, während die drahtlose Übermittlung und Überwachung des Bohrlochdrucks eine laufende Echtzeitanalyse ermöglichte, wodurch die Entscheidungsfindung optimiert wurde und der Betreiber vier Tage an kostenintensivem Bohrbetrieb einsparen konnte.

Die Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) hat bei SIS eine mehrjährige Software-Lizenzvereinbarung für ihre ?-l- und Gasexplorationsaktivitäten eingeholt. Die Vereinbarung umfasst die E&P-Softwareplattform Petrel, die ein besseres Verständnis des Potenzials des unerforschten Untergrunds des Landes sowie eine präzise Ortung für erfolgreiche Exploration und Minimierung der operativen Risiken und Ungewissheiten ermöglicht. Zudem schließt die Vereinbarung die Bohrloch-Software Techlog ein, mit der sichergestellt wird, dass die geplanten Bohrlöcher die angepeilten ?Sweet Spots" treffen und sämtliche Bohrlochdaten erfassen, die zur Quantifizierung des Reservoirpotenzials nötig sind. Die strategische Entscheidung, die Technologieplattformen von Schlumberger einzusetzen, untermauert das Engagement von TPDC, sich wieder auf Kernaktivitäten bei Erdöl und Erdgas zu konzentrieren und die Entwicklung hin zu einem unabhängigen Betreiber zu beschleunigen.

In Brasilien hat Schlumberger PetroTechnical Services von Perenco eine integrierte Explorationsstudie für die Tiefseeblöcke 39, 40 und 41 im Espirito-Santo-Becken in Auftrag genommen. Die umfangreiche Studie erstreckt sich auf die seismische Verarbeitung, seismische Inversion, Multiclient-Daten, ein mechanisches Erdmodell und 3D-Porendruck-Prognosen. Die Ergebnisse der Studie werden die Pläne von Perenco für die Explorationsbohrungskampagne 2013 unterstützen, die Tiefseebohrlöcher in Post-Salz-Reservoiren vorsieht, wo Bohrungen durch Sedimentsequenzen durchgeführt werden, die mit Ungewissheiten und Komplexitäten aufgrund der schwierigen Beschaffenheit der Untersalz- und Salztektonik behaftet sind.

Drilling Group

Der Ertrag belief sich im dritten Quartal auf 4,41 Mrd. USD und war damit 3 Prozent höher als im Vorquartal und 9 Prozent höher als im Vorjahr. Der Betriebsgewinn vor Steuern lag mit 894 Mio. USD um 11 Prozent höher als im Vorquartal und um 23 Prozent höher als im Vorjahr.

Gegenüber dem Vorquartal stieg der Ertrag primär aufgrund der starken Leistung von M-I SWACO dank der Belebung der Festlandaktivität in Westkanada, vermehrten Tiefseearbeiten in Nordamerika und gesteigerten Aktivitäten in Mexiko und Russland. Die starke Aktivität von Drilling & Measurements im Nahen und Mittleren Osten sowie in Asien, in Russland und vor der Küste Nordamerikas trug ebenfalls zum Wachstum bei.

Die operative Marge vor Steuern verbesserte sich gegenüber dem Vorquartal um 154 bps auf 20,3 Prozent aufgrund der verbesserten Rendite bei Drilling & Measurements infolge von vermehrter Aktivität und einer günstigeren geografischen und technologischen Zusammensetzung. Die verbesserte Rendite bei IPM-Projekten im Nahen und Mittleren Osten und in Asien sowie in Lateinamerika trug weiterhin zu den expandierenden Margen der Gruppe bei.

Eine Reihe von Technologien der Drilling Group trug zu den Ergebnissen des dritten Quartals bei.

In Kurdistan hat Drilling & Measurements für HKN Inc. erstmals das Drehsteuersystem PowerDrive Xceed* für eine geneigte Bohrung im Mangesh-Feld eingesetzt. Dank der PowerDrive-Xceed-Technologie konnte die Bohrleistung im abgeneigten 17,5-Zoll-Abschnitt um 65 Prozent verbessert und die Bohrung des Abschnitts fünf Tage früher als geplant abgeschlossen werden. Das Bohrloch wurde erfolgreich von einer vertikalen Ausrichtung bis zu einer 55-Grad-Neigung in geringer Tiefe in Betrieb genommen, womit alle Planziele erfüllt wurden.

In China hat Drilling & Measurements für CNOOC mit acht direktionalen Bohrungen im Qikou-Feld einen neuen Bohrrekord in der Bohai-Bucht aufgestellt. In den 8-Zoll-Bohrabschnitten ermöglichte das Drehsteuersystem PowerDrive vorteX* eine Steigerung der Penetrationsrate um 114 Prozent im Vergleich zu herkömmlichen Bohrsystemen. Dank der Technologien von Drilling & Measurements verringerte sich die Bauzeit für Bohrlöcher mit einer Gesamttiefe zwischen 3500 und 4000 m erheblich, sodass der Betreiber etwa 26 Tage an Bohrzeit im Vergleich zum Bohrlochkonstruktionsplan sparen konnte.

In Algerien wurde für Sonatrach die Druckausgleichs-Kreislauftechnologie WELL COMMANDER* von M-I-SWACO in einer integrierten Bohrlochausrüstung von Schlumberger eingesetzt, um einen 6-Zoll-Reservoirabschnitt mit erwarteten Flüssigkeitsverlusten zu bohren. Die WELL-COMMANDER-Technologie ermöglichte das kontrollierte Abpumpen von verlorenem Zirkulationsmaterial im Bohrstrang, während das Verstopfungsrisiko der direktionalen und der Mess/Bohr-Instrumente eingedämmt wurde. Infolgedessen wurde die Gesamttiefe planmäßig ohne Ausfallzeit erreicht.

Vor der Elfenbeinküste setzte Drilling & Measurements für Foxtrot International eine Technologie zur Formationsbewertung ein, die eine Reihe von hochwertigen nuklearen Messungen ohne chemische Quellen umfasste. Die weltweit erste Kombination der während des Bohrvorgangs eingesetzten Technologien NeoScope*^? zur quellenlosen Formationsbewertung, proVision* für nukleare Magnetresonanz, StethoScope* für Formationsdruck und SonicVISION* für Schall befähigte den Kunden, in einem komplexen Reservoir Flüssigkeitsinhalte zu identifizieren und eine horizontale Ableitung zu konzipieren.

In Russland konnte ERIELL dank des Know-hows des Technologies and Petrotechnical Engineering Center der Schlumberger Drilling Group die erste horizontale Bohrung durch die komplexe Achimov-Formation im Urengoyskoe-Feld im Nordwesten Sibiriens erfolgreich durchführen. Um die Hauptschwierigkeiten in Verbindung mit der Bohrung durch die Achimov-Formation mit ihrem hohen Überdruck, engen Zirkulationsfenstern und instabilen Formationen zwischen den produktiven Schichten zu meistern, wurde ein geomechanisches Modell entwickelt. Um kostspielige Stabilitätsprobleme im Bohrloch zu verhindern, wurde die während des Bohrvorgangs eingesetzte akustische Technologie SonicScope* von Drilling & Measurements für die Echtzeit-Aktualisierung des geomechanischen Modells verwendet. Darüber hinaus ermöglichte die Kombination des Drehsteuersystems PowerDrive X6* mit einem speziellen kompakten PDC-Bohrkopf von Smith (mit polykristallinen Diamanten) und dem Bohrflüssigkeitssystem Megadril* von M-I SWACO den Abschluss der Bohrung 15 Tage früher als geplant, was zu erheblichen Kosteneinsparungen für den Betreiber führte.

Vor der Küste von Mexiko konnte Pemex dank der Integration der Technologien von Drilling & Measurement mit Schlumberger PetroTechnical Services einen äußerst schwierigen Abschnitt in einem Explorationsbohrloch im Chac-Feld bohren. Die Verwendung der mehrpoligen akustischen Technologie SonicScope während des Bohrvorgangs und von Echtzeit-Geomechanik ermöglichte die präzise Prognose des Formationsporendrucks, sodass das Schlammgewicht unter dem vorhergesagten Wert gehalten werden konnte. Pemex hat bei diesem Vorgang erstmalig Aufzeichnungs- und Schalltechnologien während des Bohrvorgangs für Explorationsbohrungen in Flachwasser eingesetzt. Der Kunde konnte daraufhin beim Einbau eines Futterrohrs sparen, weil 300 Meter tiefer als ursprünglich geplant gebohrt werden konnte.

In Russland erhielt Schlumberger zu Anfang des Jahres einen Vertrag von GazpromNeft Orenburg, einem der größten Betreiber des Landes, für die Bereitstellung und Wartung von Smith-Bohrköpfen auf den Feldern Kapitonovskoe, Tsarichanskoe und Orenburgskoe in der Region Orenburg. Diese Auftragsvergabe gründete auf dem Erfahrungsschatz und der Erfolgsbilanz von Smith-Bohrköpfen bei einigen der großen Betreibern in der Region.

In Kanada gelang es Sinopec Daylight Energy dank der Bohrkopftechnologie von Smith, ein horizontales Bohrloch in der äußerst rauen Rock-Creek-Formation in Zentral-Alberta zu bohren. Ein speziell gestalteter 6,25-Zoll-PDC-Bohrkopf von Smith in Verbindung mit der Schneidtechnologie ONYX 360* befähigte den Betreiber, die Effizienz zu verbessern, indem er längere Bohrabschnitte bohrte und die Zahl der Bohrkopfläufe reduzierte. In einer Anwendung ermöglichten vollständig rotierende ONYX-360-Cutter die Bohrung eines kontinuierlichen Bohrabschnitts, der 80 Prozent länger war als der Durchschnitt von drei vorhergehenden Bohrungen mit herkömmlichen PDC-Bohrköpfen in einer gleichartigen Formation. Im horizontalen Abschnitt des Bohrlochs ermöglichte die ONYX-360-Schneidtechnologie außerdem einen um 18 Prozent schnelleren einmaligen Durchgang als bei nachfolgenden Durchgängen mit herkömmlichen Bohrköpfen im selben horizontalen Abschnitt.

Auf dem US-Festland setzte Schlumberger für die Apache Corporation die Stinger*-Technologie mit konischen Diamantelementen bei mehr als zehn Bohrlöchern im Anadarko-Becken ein. Im vertikalen 8,75-Zoll-Abschnitt dieser Bohrlöcher führten speziell gestaltete PDC-Bohrköpfe von Smith mit Stinger-Technologie zu einer Steigerung der Penetrationsrate um über 59 Prozent und einer um 36 Prozent schnelleren Bohrung im Vergleich zu abgesetzten Bohrlöchern. Diese Leistung erbrachte für den Kunden bedeutend niedrigere Bohrkosten.

Im US-amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko wurde für Noble Energy ein duales Rhino-RHE*-Räumersystem von Drilling Tools & Remedial Services für eine Tiefsee-Explorationsbohrung in der Troubadour-Region verwendet. Dank der Rhino-RHE-Technologie musste keine spezielle Reinigungsaktion durchgeführt werden, wodurch sich die Bohrzeit um 30 Stunden und die Kosten für den Kunden um etwa 1,3 Mio. USD verringerten.

Production Group

Der Umsatz im dritten Quartal in Höhe von 4,02 Mrd. USD war 3 Prozent höher als im Vorquartal und um 10 Prozent höher als im Vorjahr. Das Betriebsergebnis vor Steuern stieg mit 707 Mio. USD um 13 Prozent gegenüber dem Vorquartal und um 32 Prozent gegenüber dem Vorjahr.

Der Umsatz der Gruppe stieg um 3 Prozent trotz des Transfers des Subsea-Geschäfts an das Joint Venture OneSubsea. Schließt man den Effekt des Transfers dieser Geschäftseinheit aus, wuchs die Gruppe um 6 Prozent, dies aufgrund der soliden Ergebnisse in den Bereichen Well Services, Completions, Artificial Lift und SPM. Die Steigerung im Bereich Well Services gegenüber dem Vorquartal war hauptsächlich durch die Belebung des Geschäfts in Westkanada nach dem Frühlingsbeginn bedingt. Ein signifikanter Anteil kam auch von der verbesserten Effizienz im US-Festlandmarkt für hydraulisches Aufbrechen in Verbindung mit dem Einsatz zusätzlicher Flotten und Crews aus bestehenden Anlagen trotz der anhaltenden Preisschwäche. Zudem trugen starke Verkaufszahlen in den Produktbereichen Completions und Artificial Lift in Lateinamerika sowie im Nahen und Mittleren Osten und in Asien zum Wachstum bei.

Die operative Marge vor Steuern stieg im Vergleich zum Vorquartal um 165 bps auf 17,6 Prozent dank der verbesserten Rendite bei Well Services im Zuge der Belebung des Geschäfts in Westkanada nach dem Frühlingsbeginn im vorherigen Quartal und der Expansion der Marge für das US-Festland aufgrund von verbesserter Effizienz, besserer Kapazitätsauslastung und niedrigeren Rohmaterialkosten. SPM-Projekte in Lateinamerika und Asien trugen zudem zu den expandierenden Margen der Gruppe bei.

Zu den Höhepunkten im Bereich Production Group während des Quartals gehörte eine Reihe von Technologieerfolgen.

In Russland führte das Schlumberger-Joint-Venture PetroStim seine erste Fracturing-Anwendung in der Domanic-Schieferformation, genauer im Kashaev-Block von DirectNeft, in der Region Orenburg durch. Das Explorationsbohrloch wurde mit konventioneller quervernetzter Flüssigkeit mit reduziertem Polymergehalt und mittelstarkem Stützmittel stimuliert. Die Arbeiten wurden planmäßig ausgeführt, und der erste Fördertest zeigte bedeutendes Potenzial.

In Norddakota wurde für Whiting Petroleum eine Kombination von Schlumberger-Technologien genutzt, um das Abschlusskonzept für Bohrungen in der Bakken-Schieferformation zu optimieren. In einem angrenzenden Bohrloch wurden umfangreiche Messungen durchgeführt, wobei Technologien wie die akustische Scanplattform Sonic Scanner von Wireline, die Elementar-Spektroskopiesonde ECS, Magnetresonanz CMR-Plus* und Rt Scanner* für dreiachsige Aufzeichnungen zum Einsatz kamen. Die gewonnenen Datensätze wurden in ein Modell übertragen, mithilfe dessen Ingenieure von Well Services Verbesserungen für das Fracturing-Flüssigkeitssystem, das Pumpverfahren, die Zahl der Abschnitte und die Art des Stützmittels empfehlen konnten. Bohrlöcher, die diesem optimierten Abschlussdesign unterzogen wurden, erzielen derzeit Leistungen im obersten Quartil der von Whiting Petroleum untersuchten Gebiete.

Die HiWAY*-Technologie für hydraulisches Aufbrechen gewinnt weiterhin an Dynamik und liefert Kunden weltweit einen Mehrwert. Schlumberger Well Services hat die HiWAY-Technik seit ihrer Markteinführung in über 20.000 Fracturing-Anwendungen in 19 Ländern eingesetzt. Am Ende des dritten Quartals hatte die Zahl der HiWAY-Fracturing-Anwendungen weltweit bereits die Gesamtzahl des Jahres 2012 um über 21 Prozent übertroffen. Die Vorteile, die zur Expansion der HiWAY-Technologie geführt haben, umfassen bedeutende Fördergewinne sowohl bei ?-l- als auch bei Gasreservoiren, Kosteneinsparungen aufgrund von reduziertem Wasser- und Stützmittelverbrauch, Eliminierung einer vorzeitigen Beendigung der Anwendung und neue Entwicklungsfähigkeit von grenzwertigen oder ausgereiften Zielen, die mit herkömmlichen Fracturing-Anwendungen nicht möglich waren.

In Argentinien konnte Panamerican Energy mithilfe der reservoirzentrischen Stimulationsdesignsoftware Mangrove von Well Services mehrstufige Abschlüsse bei zwei Explorationsbohrungen optimieren, die sich im Lindero-Atravesado-Feld im Neuquén-Becken befinden. Indem ein integrierter Arbeitsablauf eingesetzt wurde, der die Auswahl von Förderzonen, die Anwendung von spezifischer Petrophysik für enge Gasformationen und eine Methode für den effizienten Abschluss der Zonen auf der Grundlage eines anisotropen Modells und des Mangrove-Fracturing-Simulators umfasste, wurde der beste Ansatz für einen Abschluss gewählt. Nach dem erfolgreichen Abschluss der zwei Bohrungen konnte Panamerican Energy aufgrund der Ergebnisse das nötige Budget für den Beginn einer Entwicklungsphase in dem Gebiet sichern.

In Ägypten führte Schlumberger Well Intervention ein Überarbeitungsprojekt für PHPC-BP durch, um die Produktivität im untermeerischen Gasbohrloch Ha'py 10 wiederherzustellen. Die Coiled-Tubing-Bohrlochtechnologie ACTive* ermöglichte die kontrollierte Platzierung von Anwendungsflüssigkeit in die obere Zone des Bohrlochs, die aus zwei produzierenden Intervallen bestand. ACTive verteilte die während der laufenden Förderung im Bohrloch erfassten Temperaturmessungen, lieferte ein quantitatives Förderprotokoll der Förderzonen und bestätigte den Beitrag von beiden Intervallen. Die Kombination der Schlumberger-Technologien lieferte die Echtzeitdaten, die den Betreiber befähigten, zeitgemäße Entscheidungen zu treffen und operative Risiken zu minimieren. Dank dieser Intervention stieg der Produktivitätsindex der oberen Förderzone um mehr als das Dreifache, während die allgemeine Förderleistung des Bohrlochs wiederhergestellt wurde.

In Kasachstan führten Schlumberger Well Intervention und AMS Co., eine Serviceeinheit von CNPC, ihr erstes gemeinsames Projekt durch, das eine komplizierte Karbonat-Stimulationsanwendung für CNPC in einem edrölproduzierenden Bohrloch im Kenkiyak-Feld umfasste. Schlumberger stellte das technische Design, Stimulationsflüssigkeiten sowie die Arbeitsüberwachung am Bohrloch bereit. Die Stimulationsanwendung wurde planmäßig abgeschlossen, und das Bohrloch wurde auf ein Förderniveau zurückgebracht, das die Erwartungen des Kunden übertraf.

Vor der Küste Mexikos setzte Well Intervention erstmals eine Kombination der Live-Technologie ACTive zur Profilerstellung und der Jet-Blaster*-Technologie zur Kalkentfernung ein, um eine Matrix-Stimulation einer Bohrung bei hohen Temperaturen für Pemex im Taratunich-Feld durchzuführen. Die Dateninterpretation der DTS-Messungen (DTS: Distributed Temperature Sensing) durch ACTive befähigte Pemex, die Stimulationsbehandlung in einer Karbonformation mit einem äußerst gegensätzlichen Durchdringbarkeitsprofil zu optimieren.

In Oman erhielt Schlumberger Completions von PDO einen Auftrag im Wert von 30 Mio. USD für die Bereitstellung von Gaslift- und Abschlussprodukten sowie verbundenen Dienstleistungen. Der Fünfjahresvertrag mit der Option auf eine zweijährige Verlängerung wurde dank der überzeugenden technischen Einreichung und dem wettbewerbsfähigen Angebot zugeteilt. Gleichzeitig wird eine größtmögliche Miteinbeziehung von Oman erzielt, und zwar durch die Einrichtung der Infrastruktur, die Entwicklung von landeseigenen Ressourcen und die Schaffung von Arbeitsplätzen vor Ort.

In Norwegen hat Schlumberger Completions einen Vierjahresvertrag von Marathon Oil für die tiefer gelegenen Abschlüsse der anstehenden Erschließungsvorhaben auf dem Festlandsockel erhalten. Der Schlüssel für die Auftragszuteilung war die Kombination der ResCheck*-Technologie mit den Strömungssteuerungsgeräten ResFlow* und der Single-Wire-Wrap-Sandscreening-Technologie LineSlot*, die eine effiziente eigenständige Screen-Installation in langen, stark geneigten Bohrlöchern ermöglichte und dadurch zu wesentlich niedrigeren Bohrkosten führte.

Schlumberger Artificial Lift hat für das indische Festland einen Auftrag von Cairn India Limited für eine elektrische Tauchmotorpumpe im Wert von 15 Mio. USD erhalten. Der Kauf- und Wartungsvertrag hat eine Laufzeit von drei Jahren und bezieht sich auf die Bereitstellung von Pumpen für die Beförderung von ?-l und Einspritzwasser bei 63 Bohrlöchern in den Mangala-, Aishwarya- und Thumbli-Feldern. Dies ist der erste Vertrag für Tauchmotorpumpen von diesem Kunden für Schlumberger in Indien und umfasst Technologien wie neue Pumpdesigns und harmonische, drehzahlvariable Low-Line-Antriebsmotoren.

In Malaysia hat Schlumberger einen Fünfjahresvertrag für die Bereitstellung von Zementierungsdiensten für alle sechs gemeinsamen Betreiber erhalten, die am panmalaysischen Ausschreibungsverfahren teilnahmen, einschließlich Petronas Carigali Sdn. Bhd. (PCSB), Murphy Sarawak Oil Co., Ltd., und Murphy Sabah Oil Co., Ltd. Der Vertrag umfasst die Bereitstellung der Tiefsee-Zementierungslösung DeepCRETE* von Well Services, des selbstheilenden Zementsystems FUTUR*, des CO2-resistenten Zementsystems EverCRETE*, des verstärkten Verbundsystems Losseal* und der fortschrittlichen flexiblen Zementtechnologie FlexSTONE*. Im Rahmen des Vertrags werden sowohl konventionelle als auch Tiefsee-Bohrungen bedient.

Finanzübersicht

Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung
(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie)
		Drittes Quartal						Neunmonatszeitraum
Zeiträume endeten am 30. September		2013			2012			2013				2012
Umsatz		$	11.608		$	10.498		$	33.360			$	30.648
Zinsen und sonstige Erträge, netto(1)			43			44			105				137
Gewinn aus der Gründung von OneSubsea(2)			-			-			1.028				-
Ausgaben
Umsatzkosten			8.926			8.237			26.047				24.124
Forschung und Engineering			286			291			870				849
Vertriebsgemeinkosten			110			95			305				294
Fusion und Integration(2)			-			32			-				68
Wertminderungen und Sonstiges(2)			-			-			456				-
Zinsen			98			89			294				246
Ertrag vor Steuern			2.231			1.798			6.521				5.204
Ertragsteuer(2)			506			436			1.361				1.268
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit			1.725			1.362			5.160				3.936
Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen			-			65			(69	)			211
Nettoertrag			1.725			1.427			5.091				4.147
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen			10			3			23				20
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn		$	1.715		$	1.424		$	5.068			$	4.127
Auf Schlumberger entfallende Beträge sind wie folgt zuzuordnen:
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2)		$	1.715		$	1.359		$	5.137			$	3.916
Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen			-			65			(69	)			211
Nettoertrag		$	1.715		$	1.424		$	5.068			$	4.127
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit(2)		$	1,29		$	1,02		$	3,84			$	2,92
Gewinne/(Verluste) aus eingestellten Geschäftsbereichen			-			0,05			(0,05	)			0,16
Nettoertrag		$	1,29		$	1,07		$	3,79			$	3,08
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien			1.322			1.328			1.326				1.331
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung			1.333			1.336			1.336				1.340
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen(3)		$	931		$	864		$	2.737			$	2.570
1) Enthält folgende Zinserträge:
Drittes Quartal 2013 - 9 Mio. USD (2012: 8 Mio. USD)
Erste neun Monate 2013 - 20 Mio. USD (2012: 23 Milo. USD)
2) Eine Einzelaufstellung der Belastungen und Gutschriften findet sich auf Seite 13.
3) Einschließlich Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten.

Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
(Angaben in Mio.)
		30. Sept.				31. Dez.
Gesamtvermögen		2013				2012
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen		$	6.435			$	6.274
Forderungen			12.057				11.351
Sonstiges Umlaufvermögen			6.601				6.531
			25.093				24.156
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen			363				245
Anlagevermögen			14.828				14.780
Seismische Multiclient-Daten			650				518
Firmenwert (Goodwill)			14.623				14.585
Sonstige immaterielle Vermögenswerte			4.732				4.802
Sonstige Vermögenswerte			4.834				2.461
		$	65.123			$	61.547
Passiva
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen		$	8.366			$	8.453
Geschätzte Verbindlichkeiten für Ertragsteuer			1.471				1.426
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten			2.498				2.121
Auszuschüttende Dividenden			418				368
			12.753				12.368
Langfristige Schulden			9.916				9.509
Pensionsnebenleistungen			1.833				2.169
Latente Steuern			1.479				1.493
Sonstige Verbindlichkeiten			1.111				1.150
			27.092				26.689
Eigenkapital			38.031				34.858
		$	65.123			$	61.547

Nettoverbindlichkeiten

?Nettoverbindlichkeiten" sind Bruttoverbindlichkeiten abzüglich Barmittel, kurzfristige Kapitalanlagen und bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass die Nettoverbindlichkeiten eine nützliche Kennzahl in Bezug auf den Verschuldungsgrad von Schlumberger sind, weil sie die Barmittel und Kapitalanlagen enthalten, die zur Rückzahlung von Verbindlichkeiten verwendet werden könnten. Einzelheiten zu Veränderungen bei Nettoverbindlichkeiten seit Jahresbeginn folgen:

(Angaben in Mio.)
Neunmonatszeitraum							2013
Nettoverbindlichkeiten zum 1. Januar 2013							$	(5.111	)
	Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit							5.137
	Wertminderungen und Abschreibungen							2.737
	Gewinn aus der Gründung von OneSubsea							(1.028	)
	Pensionsleistungen und andere Aufwendungen für Pensionsnebenleistungen							388
	Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen							255
	Pensionsleistungen und andere Mittel für Pensionsnebenleistungen							(468	)
	Betriebskapitalerhöhung							(1.182	)
	Kapitalaufwendungen							(2.753	)
	Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten							(300	)
	Ausgeschüttete Dividenden							(1.196	)
	Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen							415
	Aktienrückkaufprogramm							(1.526	)
	Zahlung für OneSubsea-Transaktion							(600	)
	Firmenübernahmen, abzüglich übernommener Barmittel und Verbindlichkeiten							(544	)
	Sonstiges							203
	Währungseffekte auf Nettoverbindlichkeiten							(43	)
Nettoverbindlichkeiten zum 30. September 2013							$	(5.616	)
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten							30. Sept. 2013					31. Dez. 2012
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen							$	6.435				$	6.274
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen								363					245
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten								(2.498	)				(2.121	)
Langfristige Schulden								(9.916	)				(9.509	)
							$	(5.616	)			$	(5.111	)

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum dritten Quartal auch nicht GAAP-konforme Finanzkennzahlen (gemäß Definition nach Verordnung G der US-Börsenaufsichtsbehörde SEC). Nachfolgend dargestellt ist die Abstimmung dieser nicht GAAP-konformen Kennzahlen mit den vergleichbaren GAAP-Kennzahlen:

		(Angaben in Mio., außer Angaben je Aktie)
		Drittes Quartal 2012
		Vor Steuern				Steuer			Minderheits- beteiligung			Netto				Verwässertes Ergebnis je Aktie				Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen		$	1.798			$	436		$	3		$	1.359			$	1,02
Fusions- und Integrationskosten			32				4			-			28				0,02			Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften		$	1.830			$	440		$	3		$	1.387			$	1,04
		Erste neun Monate 2013
		Vor Steuern				Steuer			Minderheits- beteiligung			Netto				Verwässertes Ergebnis je Aktie				Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen		$	6.521			$	1.361		$	23		$	5.137			$	3,84
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela			92				-			-			92				0,07			Wertminderungen und Sonstiges
Gewinn aus der Gründung des Joint Ventures OneSubsea			(1.028	)			-			-			(1.028	)			(0,77	)		Gewinn aus der Gründung von OneSubsea
Wertminderung von Anlagen nach der Equity-Methode			364				19			-			345				0,26			Wertminderungen und Sonstiges
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften		$	5.949			$	1.380		$	23		$	4.546			$	3,40
		Erste neun Monate 2012
		Vor Steuern				Steuer			Minderheits- beteiligung			Netto				Verwässertes Ergebnis je Aktie				Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen		$	5.204			$	1.268		$	20		$	3.916			$	2,92
Fusions- und Integrationskosten			68				6			-			62				0,05			Fusion und Integration
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften		$	5.272			$	1.274		$	20		$	3.978			$	2,97
		Zweites Quartal 2013
		Vor Steuern				Steuer			Minderheits- beteiligung			Netto				Verwässertes Ergebnis je Aktie				Aufschlüsselung in Gewinn- und Verlustrechnung
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, wie ausgewiesen		$	2.673			$	449		$	5		$	2.219			$	1,66
Gewinn aus der Gründung des Joint Ventures OneSubsea			(1.028	)			-			-			(1.028	)			(0,77	)		Gewinn aus der Gründung von OneSubsea
Wertminderung von Anlagen nach der Equity-Methode			364				19			-			345				0,26			Wertminderungen und Sonstiges
Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit von Schlumberger, unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften		$	2.009			$	468		$	5		$	1.536			$	1,15
Im dritten Quartal 2013 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.

Produktgruppen
(Angaben in Mio.)
		Dreimonatszeitraum bis
		30. Sept. 2013								30. Juni 2013								30. Sept. 2012
		Umsatz				Gewinn vor Steuern				Umsatz				Gewinn vor Steuern				Umsatz				Gewinn vor Steuern
Oilfield Services
Reservoir Characterization - Reservoircharakterisierung		$	3.232			$	983			$	3.014			$	908			$	2.835			$	799
Drilling - Bohren			4.415				894				4.292				804				4.035				727
Production - Förderung			4.024				707				3.926				625				3.655				537
Ausbuchungen und Sonstiges			(63	)			(88	)			(50	)			(59	)			(27	)			21
			11.608				2.496				11.182				2.278				10.498				2.084
Konzern und Sonstiges			-				(179	)			-				(181	)			-				(177	)
Zinserträge(1)			-				6				-				4				-				8
Zinsaufwendungen(1)			-				(92	)			-				(92	)			-				(85	)
Belastungen und Gutschriften			-				-				-				664				-				(32	)
		$	11.608			$	2.231			$	11.182			$	2.673			$	10.498			$	1.798
Geografische Regionen
(Angaben in Mio.)
		Dreimonatszeitraum bis
		30. Sept. 2013								30. Juni 2013								30. Sept. 2012
		Umsatz				Gewinn vor Steuern				Umsatz				Gewinn vor Steuern				Umsatz				Gewinn vor Steuern
Oilfield Services
Nordamerika		$	3.602			$	730			$	3.357			$	662			$	3.303			$	612
Lateinamerika			1.934				399				1.913				394				1.860				333
Europa/GUS/Afrika			3.178				714				3.125				643				2.984				645
Naher/Mittlerer Osten und Asien			2.801				730				2.667				655				2.244				511
Ausbuchungen und Sonstiges			93				(77	)			120				(76	)			107				(17	)
			11.608				2.496				11.182				2.278				10.498				2.084
Konzern und Sonstiges			-				(179	)			-				(181	)			-				(177	)
Zinserträge(1)			-				6				-				4				-				8
Zinsaufwendungen(1)			-				(92	)			-				(92	)			-				(85	)
Belastungen und Gutschriften			-				-				-				664				-				(32	)
		$	11.608			$	2.231			$	11.182			$	2.673			$	10.498			$	1.798
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.

Produktgruppen
(Angaben in Mio.)
		Neunmonatszeitraum bis
		30. Sept. 2013				30. Sept. 2012
		Umsatz		Gewinn vor Steuern		Umsatz		Gewinn vor Steuern
Oilfield Services
Reservoir Characterization - Reservoircharakterisierung		8.996		2.616		8.066		2.183
Drilling - Bohren		12.820		2.429		11.772		2.102
Production - Förderung		11.708		1.888		10.896		1.746
Ausbuchungen und Sonstiges		(164)		(193)		(86)		(26)
		33.360		6.740		30.648		6.005
Konzern und Sonstiges		-		(529)		-		(516)
Zinserträge(1)		-		15		-		24
Zinsaufwendungen(1)		-		(277)		-		(241)
Belastungen und Gutschriften		-		572		-		(68)
		33.360		6.521		30.648		5.204
Geografische Regionen
(Angaben in Mio.)
		Neunmonatszeitraum bis
		30. Sept. 2013				30. Sept. 2012
		Umsatz		Gewinn vor Steuern		Umsatz		Gewinn vor Steuern
Oilfield Services
Nordamerika		10.249		2.019		10.112		2.082
Lateinamerika		5.751		1.164		5.483		1.010
Europa/GUS/Afrika		9.154		1.865		8.485		1.666
Naher/Mittlerer Osten und Asien		7.874		1.933		6.290		1.372
Ausbuchungen und Sonstiges		332		(241)		278		(125)
		33.360		6.740		30.648		6.005
Konzern und Sonstiges		-		(529)		-		(516)
Zinserträge(1)		-		15		-		24
Zinsaufwendungen(1)		-		(277)		-		(241)
Belastungen und Gutschriften		-		572		-		(68)
		33.360		6.521		30.648		5.204
(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationslösungen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit etwa 120.000 Mitarbeitern mit über 140 verschiedenen Nationalitäten, die in mehr als 85 Ländern tätig sind, bietet Schlumberger die branchenweit umfassendste Produkt- und Dienstleistungspalette von der Exploration bis hin zur Förderung.

Schlumberger Limited hat seine Hauptniederlassungen in Paris, Houston und Den Haag und wies 2012 einen Umsatz aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von 41,73 Mrd. USD aus. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

*Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

^?Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), ehemals Japan National Corporation (JNOC), und Schlumberger arbeiteten an einem Forschungsprojekt zur Entwicklung der LWD-Technologie zusammen. Bei den Dienstleistungen EcoScope und NeoScope wird Technologie verwendet, die ein Ergebnis dieser Zusammenarbeit ist.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, den 18. Oktober 2013, eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Mitteilung und Geschäftsprognose. Die Telefonkonferenz beginnt um 8:00 Uhr US Central Time (CT) , das heißt um 15:00 Uhr MESZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter [phone] für Anrufe aus Nordamerika oder unter [phone] für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem ?Schlumberger Earnings Conference Call". Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 18. November 2013 eine Wiederholung zur Verfügung. Wählen Sie dazu bitte [phone] für Anrufe aus Nordamerika oder [phone] für Anrufe von außerhalb Nordamerikas und geben Sie den Zugangscode 298703 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz steht Ihnen unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören zur Verfügung. Bitte loggen Sie sich 15 Minuten vor Beginn ein, um Ihren Browser zu testen und sich für die Konferenz anzumelden. Eine Wiederholung des Webcasts wird auf derselben Seite ebenfalls zur Verfügung stehen.

Zusätzliche Informationen in Form eines Frage-Antwort-Dokuments zu dieser Pressemitteilung sowie Finanzaufstellungen sind unter www.slb.com/ir erhältlich.

Die Ausgangssprache, in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle und autorisierte Version. Übersetzungen werden zur besseren Verständigung mitgeliefert. Nur die Sprachversion, die im Original veröffentlicht wurde, ist rechtsgültig. Gleichen Sie deshalb Übersetzungen mit der originalen Sprachversion der Veröffentlichung ab.

Schlumberger Limited
Malcolm Theobald ? Schlumberger Limited, Vice President Investor Relations
Joy V. Domingo ? Schlumberger Limited, Manager Investor Relations
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