Schlumberger Limited (NYSE: SLB) hat heute die Ergebnisse für das erste Quartal 2015 ausgewiesen.

         
(Angaben in Mio. USD, außer Angaben je Aktie)
Dreimonatszeitraum bis zum Veränderung
31. März 2015 31. Dez. 2014 31. Mär. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz 10.248 $ 12.641 $ 11.239 -19 % -9 %
Betriebsergebnis vor Steuern 1.993 2.781 2.368 -28 % -16 %
Schlumberger-Nettogewinn, ohne Ab- und Zuschreibungen* 1.358 1.941 1.592 -30 % -15 %
Verwässerter Gewinn je Aktie, ohne Ab- und Zuschreibungen* $ 1,06 $ 1,50 $ 1,21 -29 % -12 %
Umsatzrendite vor Steuern 19,4 % 22,0 % 21,1 % –255bps –162 bps
 
Umsätze in Nordamerika $ 3.222 $ 4.324 $ 3.684 -25 % -13 %
Betriebsergebnis vor Steuern in Nordamerika 416 849 683 -51 % -39 %
Umsatzrendite vor Steuern in Nordamerika 12,9 % 19,6 % 18,5 %

–670 bps

–561 bps

 
Internationale Umsätze $ 6.889 $ 8.210 $ 7.484 -16 % –8 %
Internationales Betriebsergebnis vor Steuern 1.661 1.990 1.706 -17 % –3 %
Internationale Umsatzrendite vor Steuern 24,1 % 24,2 % 22,8 %

–13 bps

+131 bps

 

*Der Nettoertrag von Schlumberger einschließlich Ab- und Zuschreibungen, betrug im ersten Quartal 2015 $975 Mio. USD, im vierten Quartal 2014 302 Mio. USD und 1.592 Mio USD im ersten Quartal 2014. Der verwässerte Gewinn aus laufender Geschäftstätigkeit einschließlich Belastungen und Gutschriften belief sich im ersten Quartal 2015 auf 0,76 USD, im vierten Quartal 2014 auf 0,23 USD und im ersten Quartal 2014 auf 1,21 USD. Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.

 

Dazu Schlumberger Chairman and CEO Paal Kibsgaard commented, "Der Ertrag von Schlumberger im ersten Quartal sank um 19% gegenüber dem Vorquartal wegen stark rückläufiger Tätigkeit auf dem nordamerikanischen Festland und damit einhergehendem Preisdruck. Das internationale Geschäft war geprägt von verringerten Kundenausgaben, die zu jahreszeitlichen Effekten und dem Wertverlust des Rubel und des venezolanischen Bolivar hinzukamen. Drei Viertel des gesamten Rückgangs gegenüber dem Vorquartal gingen auf geringere Tätigkeit und die Preisentwicklung zurück, während der Rest das Ergebnis von Währungseffekten und nichtwiederkehrender Verkäufe zum Jahresende war.

"Bei den Technikbereichen sank der Umsatz in der Produktion wegen niedrigerer Drücke bei den Pumpdiensten in Nordamerika gegenüber dem Vorquartal um 22%, während die Umsätze der Bereiche Reservoircharakterisierung und Bohrungen wegen eines erheblichen Rückgangs der explorationsbezogenen Dienste und der Bohrtätigkeit in der Entwicklung um jeweils 21% beziehungsweise 15% abnahmen. Die Produkt-, Software- und Multiclientumsätze sanken ebenfalls, da Kunden die Exploration und die beeinflussbaren Ausgaben zurücknahmen.

"Trotz der Schärfe des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal konnten wir seine Auswirkungen auf unsere Margen gering halten, indem wir rasches und vorausschauendes Kostenmanagement betrieben und unser Umbauprogramm in allen Produktlinien und GeoMärkten beschleunigten. Diese Maßnahmen haben unsere wirtschaftliche Leistung im Vergleich zu früheren Branchenkonjunkturzyklen erfolgreich verbessert. Der Margenzuwachs im Quartal betrug 33%. Nordamerika berichtete 39% und die internationalen Gebiete 25%.

"Zwar hatten wir uns im vierten Quartal detailliert vorbereitet, doch hat uns die Plötzlichkeit des Rückgangs in der Aktivität, besonders in Nordamerika, gezwungen, während dieses Quartals weitere Maßnahmen zu treffen. Dazu gehörte die schwere Entscheidung, unsere Belegschaft noch einmal um 11.000 Mitarbeiter abzubauen, so dass sich gegenüber dem Spitzenwert vom dritten Quartal 2014 ein Gesamtabbau um etwa 15% ergibt.

"Wenn wir die Entwicklung insgesamt ansehen, dann setzt die Weltwirtschaft ihre stetige Erholung fort, und so wird weiterhin erwartet, dass die Nachfrage nach Öl 2015 um eine Million bbl/Tag zunimmt. Allerdings beginnen die erheblichen Kürzungen bei den E&P-Ausgaben, sich sowohl in Nordamerika als auch international auf das Angebot auszuwirken, und so erwarten wir, dass das Angebot sich in der zweiten Hälfte des Jahres weiter verknappt.

"Den stärksten Rückgang bei den E&P-Investitionen erlebt Nordamerika, wo die Ausgaben 2015 voraussichtlich um mehr als 30 Prozent abnehmen werden. Wir glauben, dass eine Erholung der Bohrtätigkeit auf dem US-Festland erst später einsetzen wird, da im Augenblick der Bestand an unvollendeten Bohrlöchern wächst und der Markt für Refrakturieren zunimmt. Wir sehen außerdem ab, dass eine Erholung die früheren Niveaus bei weitem verfehlen und so den Zeitraum der Preisschwäche verlängern wird.

International erwarten wir, dass die E&P-Ausgaben 2015 um etwa 15 Prozent zurückgehen werden, was Herausforderungen sowohl bei den als auch den Preisniveaus schaffen wird, doch werden diese Herausforderung erheblich geringer sein als der Gegenwind, den wir in Nordamerika spüren. Geographisch erwarten wir Wachstum in unseren wichtigen Märkten im Nahen Osten, da die Kernerzeuger in der OPEC weiterhin Marktanteile erstreben, während der Nicht-OPEC-Teil der internationalen Angebotsbasis weiterhin schwächer wird. Anderswo erwarten wir, dass die Gesamttätigkeit in Lateinamerika, Europa, Afrika südlich der Sahara und in Asien zurückgehen wird, während in Russland die konventionelle Tätigkeit in Westsibirien sich weiter erholen wird, allerdings wird der Umsatzbeitrag der Region gedämpft bleiben, bis sich die Währungseffekte normalisiert haben.

Angesichts des raschen Verfalls der Aktivität bleiben wir auf das konzentriert, was wir kontrollieren können, darunter unsere Kosten- und Ressourcebasis, den Einsatz unserer Technologie und Expertise sowie die Qualität und Integrität der Produkte und Dienstleistungen, die wir liefern. Wir arbeiten weiterhin eng mit unseren Kunden dabei zusammen, ihre Ziele niedrigerer Kosten je Barrel zu erreichen. Dies geschieht durch den Einsatz neuer Techniken und ständiger Verbesserungen sowohl bei Zuverlässigkeit als auch bei der betrieblichen Effizienz, außerdem durch mehr integrierte Workflows uns Verträge auf Leistungsbasis.

Unter diesen Bedingungen bleiben wir zuversichtlich, was unsere Fähigkeit angeht, unseren Marktanteil zu erhöhen, eine überlegene Leistung beim Gewinn je Aktie im Vergleich zu unseren Mitbewerbern zu erbringen und das eingesetzte Kapital und die Investitionsintensität zu verringern. Unsere günstige internationale Marktmacht, unsere technologische Differenzierung in Nordamerika, die Beschleunigung unseres Umbauprogramms und unsere unerreichten Fähigkeiten bei der Durchführung bilden auch weiterhin die Grundlagen für unsere überdurchschnittliche finanzielle und technische Leistung."

Sonstige Ereignisse

In diesem Quartal kaufte Schlumberger 8,7 Mio. Stammaktien zu einem Durchschnittspreis von 82,98 USD für insgesamt 719 Mio. USD zurück.

Am 20. Januar 2015 vereinbarte Schlumberger den Erwerb einer Minderheitsbeteiligung von etwa 46% an Eurasia Drilling Company Limited (“EDC”). Die Gesamtkosten des Erwerbs dieser Minderheitsbeteiligung einschließlich einer Option die es Schlumberger im eigenen Ermessen ermöglichen wird, die verbliebenen Aktien innerhalb eines Zeitraumes von zwei Jahren beginnen mit dem dritten Jahrestag des Abschlusses der Transaktion zu erwerben, betragen etwa 1,7 Mrd. USD. Diese Transaktion wird derzeit vom Russischen Bundesantimonopoldienst und der Kommission zu ausländischen Investitionen geprüft.

Nordamerika

Der Umsatz in Nordamerika betrug im ersten Quartal 3,2 Mrd. USD, ein Quartalsrückgang von 25% . In den USA und Westkanada ging der Umsatz zurück, weil der Förderdruck sank und der Preisdruck zunahm, was auf den erheblichen Rückgang in der Zahl der Bohrplattformen auf dem Festland und dem frühen Einsatz des Frühlingsaufbruchs in Kanada zurückzuführen war. Im amerikanischen Teil des Golfs von Mexiko war die Tätigkeit gegenüber dem Vorquartal unverändert, doch sank der Umsatz, hauptsächlich wegen geringeren Absatzes von Multiclient-Seismiklizenzen.

Die Umsatzmarge vor STeuern nahm wegen verringerten Förderdrucks und Preisschwäche auf dem nordamerikanischen Festland im Quartalsvergleich um 670 Basispunkte (bps) auf 12,9% ab. Die Umsatzmarge im nordamerikanischen Offshore-Geschäft nahm ab, weil die Verlagerung von der Exploration zur Entwicklung und ein Rückgang der hochprofitablen Multiclient-Lizenzvergaben die Zusammensetzung des Umsatzes ungünstig beeinflussten. Trotz der Heftigkeit des Umsatzrückgang erlaubte die Konzentration auf die Ausführung und schnelles Handeln beim Kostenmanagment ein Auffangen des Margenzuwachses bei 39%.

Während des ersten Quartals halfen neue Techniken und strukturierte Workflows, die Effizienz in Produktion und Betrieb in der Entwicklung von unkonventionellen Ressourcen in Nordamerika zu erhöhen.

In Südtexas haben wir den Frakturierungsdienst, Well Services BroadBand Sequence* für Pioneer Natural Resources eingesetzt, um die Produktion aus einer bereits frakturierten horizontalen Schieferquelle in der Eagle-Ford-Formation zu erhöhen. Die BroadBand-Sequence-Technik erlaubt wirkungsvolle Refrakturierungsbehandlung mit einer Ingenieursanwendung unter Einsatz einer selbstentwickelten, vollständig abbaubaren Kompositflüssigkeit aus einer Mischung von Teilchen und Fasern. Im Ergebnis stieg die Öl- und Gasproduktion der Quelle innerhalb der ersten 45 Tage nach dem Refrakturieren um etwa 120% beziehungswese 89%.

In Louisiana haben wir den BroadBand-Sequence-Frakturierungsdienst für Comstock im Haynesville-Schiefer zur Refrakturierung einer Quelle eingesetzt. Vor der Behandlung lieferte die Quelle 0,5 MMscf/d. Nach der Refrakturierungsbehandlung nahm die Produktion auf 4 MMscf/d zu, der Flussdruck verdreifachte sich.

Ebenfalls in Louisiana setzten Well Services die BroadBand-Sequence-Frakturierungstechnik ein, um eine von Sabine Oil and Gas im Haynesville-Schiefergebiet hydraulisch zu refrakturieren. Vorher förderte die Quelle 0,1 MMscf/d bei 1,000 psi Gehäusedruck. Nach der Refrakturierungsbehandlung stieg die Förderung auf 2,75 MMscf/d bei 5,500 psi Gehäusedruck.

In Westtexas haben wir Technologien des Bereichs Bohrungen für Cimarex Energy eingesetzt, um die Bohreffizienz in einer in Entwicklung befindlichen Quelle im Avalon-Schiefergelände zu verbessern. Die Kombination aus den G2-Bohrmotortechnik des Bereichs Bohrung und Messungen und der StingBlade*-Diamantkegelelement-Bohrspitzentechnik erlaubte ausgezeichnete Richtungsbeherrschung und bohrte den gekrümmten Abschnitt der Quelle in einem einzigen Durchgang mit einer durchschnittlichen Eindringungsrate die 23% schneller war als der beste gebohrte Versatz aus dem Jahre 2014, bei dem Hybridwalzenkegelbohrspitzen eingesetzt wurden.

Internationale Bereiche

Die Umsätze der internationalen Bereiche sanken mit 8,2 Mrd. USD gegenüber dem Vorquartal um 1 Prozent.

Der Umsatz im Gebiet Naher Osten und Asien betrug 2,7 Mrd. USD, eine Abnahme im Quartal um 13% hauptsächlich wegen zweistelliger Rückgänge in China, Asien-Pacifik und Australien. Die GeoMärkte im Nahen Osten blieben dank neuer Vorhaben und vermehrter Tätigkeit widerstandsfähig, doch sank der Umsatz wegen verringerter Produkt- und Softwareverkäufen nach dem Jahresendhoch im vorangegangenen Quartal Der Umsatz im GeoMarkt Indien wuchs ebenfalls im Quartalsvergleich, während die Tätigkeit im Irak weiterhin gedämpft blieb.

Die Umsätze in der Region Europa/GUS/Afrika sanken im Quartalsvergleich um 17% auf 2,5 Mrd. USD hauptsächlich wegem der andauernde Schwäche des Rubels und des jahreszeitlich bedingten Rückgangs der Aktivität in Russland. Parallel zu sinkenden Kundenausgaben fiel die Exploration in der britischen Nordsee auf ihren tiefsten Stand, während die Zahl der Bohrplattformen im norwegischen Sektor im Quartalsvergleich unverändert blieb. Die Tätigkeit in Subsahara war durchwachsen, da Offshore- und Explorationsarbeit in den GeoMärkten Ostafrika, Tschad und Nigeria abnahmen. Nordafrika zeigte erste aber schwache Anzeichen einer zunehmenden Tätigkeit, während sich die Arbeit in Libyen auf den Offshorebetrieb beschränkte.

Umsatz im Gebiet Lateinamerika fiel um 20% auf 1.6 Mrd. USD wegen des Währungseffekts in Venezuela und verringerter Tätigkeit in Mexiko, Brasilien und Kolumbien wegen Haushaltskürzungen. Allerdings wurden diese Effekte teilweise durch geringfügige, jedoch stetige Zunahmen der Tätigkeit in Argentinen, Venezuela, Trinidad und der Karibik ausgeglichen.

Die Umsatzmarge vor Steuern war im Internationalen Gebiet mit 24,1% im wesentlichen unverändert. Die Umsatzrendite vor Steuern im Nahen Osten und in Asien stieg hingegen um 30 bps auf 28,6 Prozent, während sie in Lateinamerika um 59 bps auf 21,5 Prozent und in Europa/GUS/Afrika um 133 bps auf 21,0 Prozent zurückging.^ Trotz der Schärfe des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal und der zunehmend ungünstigen Verschiebung der Umsatzzusammensetzung konnten wir seine Auswirkungen auf unsere Margen durch konzentrierte Ausführung, rasches Handeln bei allen Arten von variablen Kosten und der Beschleungigung unseres Umbauprogramm in allen GeoMärkten "Trotz der Schärfe des Umsatzrückgangs gegenüber dem Vorquartal konnten wir seine Auswirkungen auf unsere Margen gering halten, indem wir rasches und vorausschauendes Kostenmanagement betrieben und unser Umbauprogramm in allen Produktlinien und Geomarkets gering halten. Die positiven Auswirkungen hiervon begrenzten den Margenverfall im Quartalsvergleich auf 25%. Verglichen mit dem ersten Quartal 2014 nahmen die internationalen Margen um 131 Basispunkte zu.

Im Laufe des Quartals gab es im internationalen Bereich eine Reihe von Höhepunkten im Zusammenhang mit Integrationen.

In Abu Dhabi vergab die Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) einen Vertrag im Wert von etwa 185 Mio USD zur Lieferung von integrierten Bohrquellenerrichtungsdiensten auf der künstlichen Insel Satah Al Razboot (SARB) North an Schlumberger. Der Fünfjahresvertrag umfasst direktionales Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während des Bohrens, Bohrköpfe, Fishing, Zementieren, Bohrflüssigkeiten, Mud Logging, Coiled Tubing, Bohrlochreinigung, Bohrlocherprobung und Wirelinedienste. Das Modell der integrierten Bohrservices bietet Zugriff auf entscheidende Bohrtechnologien und multidisziplinäre Arbeitsprozesse, womit ein kosteneffizienter Betrieb durch Standardisierung und einen Fokus auf Qualität der Ausführung ermöglicht wird.

In Angola erhielt der Bereich Erprobungsdienste einen Vertrag von Total Exploration & Production Angola im Wert von rund 200 Mio USD für Untersee-Testbäume und zugehörige Dienstleistung im Ultratiefwasserentwicklungsprojekt Block 32 Kaombo. Der Fünfjahresvertrag umfasst die Lieferung eines SenTREE HP*-Unterseetestbaumes und SenTURIAN* elektrohydraulische Betriebssysteme für die Installation der Vervollständigungen bei 59 Unterwasserquellen.

Chevron Energy Technology Company (ETC), ein Bereich von Chevron U.S.A. Inc., und SIS haben eine Softwarevereinbarung zur Versorgung der gesamten Earth-Sciences-Organisation von Chevron mit universellem Zugang zu der Petrel*- E&P-Softwareplattform. Der langfristige Vertrag umfasst Software in den Bereichen Geologie, Geophysik und Reservoirbewertung einschließlich der Techlog*-Bohrungssoftwareplattform, OFM*-Quellen- und Reservoiranalysesoftware sowie das ProSource'-E&P-Datenmanagement und -lieferungssystem. Der Vergabe ging mehr als ein Jahrzehnt Innovation und Kollaboration zwischen ETC und SIS voraus. Der Vertrag stützt das geschäftliche Ziel des Kunden, die ständige Verbesserung im Sinne der Kapitaleffizienz zu fördern.

Nexen, eine hundertprozentige Tochter von CNOOC Limited, hat mit SIS einen globalen Fünfjahresvertrag über die Software Petrel Shale für geowissenschaftliche Workflows geschlossen. Die Entscheidung, die Lösung Petrel Shale einzuführen, um einen Fortschrittsschub bei der Effizienz, Kollaboration und Entwicklung der technischen Belegschaft zu erreichen, entspricht dem Ziel von Nexen, die Kosten und Komplexität im Zusammenhang mit dem Einsatz mehrfacher Softwarewerkzeuge zu verringern.

In Gabun hat ENI Gabon S.A. einen integrierten Dienstvertrag für die Bohrung einer Explorationsquelle im Offshore-Block D3 zu bohren. Anvisiert werden dabei die Presaltformationen Gamba und Coniquet. Der Vertrag umfasst direktionales Bohren, Messen während des Bohrens, Logging während des Bohrens, Mud Logging, Bohrflüssigkeiten, Feststoffbeherrschung, Zementierung, Bohrköpfe, Wirelinelogging, Bohrlochseismik, Bohrlocherprobung, untere Fertigstellung, Fishing und Coiled-Tubing-Dienste. Außerdem wird Schlumberger die integrierte Dienstkoordination wie auch die logistische und betriebliche Koordination von bis zu 14 Drittanbieterunternehmen übernehmen. Das Modell der integrierten Bohrservices bietet Zugriff auf entscheidende Bohrtechnologien und multidisziplinäre Arbeitsprozesse, womit ein kosteneffizienter Betrieb durch Standardisierung und einen Fokus auf Qualität der Ausführung ermöglicht wird.

WesternGeco hat den Auftrag zu einer 1.000-km2-Erkundung in den Ländern des Golfkooperationsrates (Gulf Cooperation Council, GCC) mithilfe von 170.000 kanaliger UniQ*-Punktempfängertechnik. Somit ist dies eine der größten Punktempfängererkundungen, die jemals im Nahen Osten durchgeführt wurde. Seit ihrer Einführung 2011 ist UniQ-Technologie in der Region vielfach im Einsatz, weil sie komplexe Reservoirs effizient abbilden kann.

Petrobras Tanzania hat an WesternGeco einen Vertrag für Mamba 3D vergeben, eine 3.000-km2-Erkundung im Meer vor Tansania, bei der die Amazon Warriorzum ersten Mal in einer 14-Streamer-Erkundung eingesetzt wird. Die Erkundung wurde im ersten Quartal abgeschlosse und verwendete ObliQ*-Gleitkerben-Breitband-Gewinnungs- und Bildgebungstechnik und umfasste Schnellverarbeitung an Bord. Der Bereich PetroTechnical Services übernahm die Datenverarbeitung.

Reservoir Characterization Group

         
(Angaben in Mio. USD, außer Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis zum Veränderung
31. März 2015 31. Dez. 2014 31. Mär. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 2.550 $ 3.231 $ 2.979 -21 % -14 %
Betriebsergebnis vor Steuern 655 974 792 -33 % -17 %
Umsatzrendite vor Steuern 25,7 % 30,2 % 26,6 % 447 bps –89 bps
 

Im Quartalsvergleich ging der Umsatz des Bereichs Reservoircharakterisierung um 21% auf 2,6 Mrd. USD zurück. Dies war vor allem eine Folge der allgemeinen Kürzung in beeinflussbarem und Explorationsaufwand und geringeren Multiclient- und SIS-Software-Absatz nach den Jahresendhochs des vorangegangenen Quartals. Der Umsatz mit Wireline fiel wegen niedrigerer Explorationstätigkeit auf den internationalen Märkten und Währungsrückgängen in Europa, Norwegen und Russland.

Die Umsatzmarge vor Steuern lag mit 26% im Quartalsvergleich um 447 Basispunkten niedriger wegen eines 47%-igen Rückgangs aus saisonal niedrigerem Multiclient- und SIS-Software-Geschäft und einer ungünstigen Zusammensetzung des Umsatzes insgesamt wegen des Verfalls der hochprofitablen Explorationstätigkeit.

Zusätzlich zu den Auftragsvergaben im vierten Quartal unterstützten neue Technologien der Reservoir-Characterization-Gruppe Kunden bei der Senkung unterirdischer Risiken, der Charakterisierung komplexer Reservoirs, der Verbesserung der Bohrlochförderung und der Reservoirgewinnung.

Vor der Küste von Brasilien wurde die Technologie Wireline Saturn* 3D Radial Probe für Repsol Sinopec zur Charakterisierung einer Kohlenwasserstoffsäule in einer Explorationsbohrung im Seat-Tiefwasserfeld im Campos-Becken eingesetzt. Das größere Flow-Gebiet, das die dreidimensionale Abdeckung der Saturn-Sonde bietet, führte zu Verbesserungen der Betriebseffizienz mit der Erfassung von Flüssigkeitsproben in acht verschiedenen Abschnitten und ermöglichte es dem Kunden, im Vergleich zu konventionellen Methoden mehr als 50 Prozent der Zeit für die Entnahme von Flüssigkeitsproben einzusparen.

In India wurde erstmals die Radialsondentechnologie Wireline Saturn 3D für die Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC) eingesetzt, um hochwertige Flüssigkeitsproben aus dem Reservoir in einer Bohrung in Schichten mit niedriger Durchlässigkeit unter einer basalklastischen Zone im Kutch-Saurashtra-Becken zu gewinnen. Das größere Flow-Gebiet und die verbesserte Versiegelungsfähigkeit das die elliptische Inletkonstruktion der Saturn-Sonde bietet, half, einen umlaufenden Fluss durch mehrere Zonen und ein breites Band an Flüssigkeitsbewegung in Gang zu bringen. Im Ergebnis wurde in drei Zonen Wasser erkannt und zwei Wasserproben mit verbesserte Betriebseffizienz entnommen, was die Optimierung des Programms zur Bohrlocherprobung und der Abschlusskonstruktion ermöglichte

Vor der indischen Küste, wurden Wirelinetechnologien zur Gewinnung von Bewertungsdaten zu Formationen in einen Tiefseeexplorationsbohrung für ONGC in einem Reservoir mit laminierten klastischen Schichten im KG-Becken eingesetzt. Die Kombination aus dem modularen Formationsdynamiktester MDT* mit dem InSitu Fluid Analyzer* und zweifachen Packungssystem erlaubte die Vornahme von Intervallerprobung bei wechselndem Druck und die Entnahme von Flüssigkeitsproben im selben Arbeitsgang und lieferte Information, die ein besseres Verständnis der Gasentdeckung durch den Kunden erlaubte. Es wurden nicht nur erschließbare Gasvorkommen in dicken klastischen Reservoirs bestätigt, sondern auch andere dünne Lagerstätten als mögliche gasführende Zonen identifiziert. Mithilfe von Information, die mit Wireline-Technik erhoben wurde, kann der Kunde die Wirtschaftlichkeit der Entdeckung neu bewerten und seinen Vervollständigungsplan optimieren.

Im britischen Abschnitt der Nordsee wurde eine Kombination von Wireline-Technik für Nexen Petroleum UK Ltd zur Wiederaufnahme der Produktion aus einer Quelle im Scott-Feld eingesetzt. Das Schuttbeseitigungswerkzeug ReSOLVE* wurde zunächst zur Entfernung von Sand und Schutt auf der Oberseite des Abfallfängers bei Echtzeitbeobachtung des gesammelten Volumens eingesetzt. Das Linearaktuatorwerkzeug von ReSOLVE*, das sich durch Echtzeitbeobachtung auszeichnet, wurde dann zur erfolgreichen Einholung des Stopfens unter fordernden Bohrungsbeschränkungen eingesetzt, bei der 52 Betätigungen nötig waren, bis der Stopfen sicher eingeholt war. So verlief der Eingriff im Bohrloch wie geplant und half, den Ausstoß der Quelle von 285 auf 13.000 bbl/Tag zu steigern.

In Kasachstan wurde Wireline-Technik für die Karachaganak Petroleum Operating B.V. (ein Konsortium zwicshen ENI, BG, Chevron, Lukoil und KazMunaiGaz) zur Charakterisierung eines Karbonatreservoirs in einem Gaskondensatfeld eingesetzt. Hochauflösende Litho-Scanner*-Technik diente der Identifizierung von Lithologien und Matrixeigenschaften, während FMI-HD*-Formations-Microimager-Technik zur Identifizierung von geologischen Schlüsselmerkmalen für die Optimierung der Auswahl von Druck- und Flüssigkeitsentnahmepunkten verwendet wurde. Die Kombination aus dem modularen Formationsdynamiktester MDT* mit zweifachen Packungselementen und das System InSitu Fluid Analyzer* identifizierten Reservoirflüssigkeiten und entnahmen vielfache Proben aus dem Bohrloch zur besseren Bestimmung der Reserven und zur Planung eines künftigen Zweigbohrlochs. Insgesamt wurde die MDT-Technik über mehr als eine Woche eingesetzt und mit ihr verlässlich mehr als 2.300 Liter Flüssigkeit in einer hochkonzentrierten H2S-Umgebung abgepumpt.

Ebenfalls in Kasakhstan, hat SIS ein Kollaborations und Visualisierungszentrum an das Scientific Research Institute of Production and Drilling Technologies von KazMunaiGaz LLP zur Unterstützung der Charakterisierung der komplexen Öl- und Gasvorkommen des Landes geliefert. Die Einrichtung auf dem neuesten Stand der Technik verfügt über den hochauflösenden Reservoirsimulator INTERSECT*, PetroMod*-Modellierungssoftware für Erdölsysteme, Techlog-Bohrsoftware und die Studio*-E&P-Wissensumgebung. Dieser Einsatz von SIS-Technologie wird es der nationalen Ölgesellschaft ermöglichen, hochmoderne Reservoirmodelle effizient zu erstellen, um komplexe Herausforderungen bei der Exploration zu meistern.

In India, hat WesternGeco von ONGC einen Vertrag über eine 3.680-km2-Erkundung unter Einsatz vonQ-Marine*-Punktempfänger-Seismiktechnik im Abschnitt Heera-Panna-Bassein (HPB) vor der westlichen Küste Indiens erhalten. Ziel der Erkundung ist es, das Potential der Formationen Bassein und Panna in der östlichen und westlichen Umgebung des Zentralgrabenbereiches auszuloten, die wegen der wechselnden Wassertiefen zwischen 20 und 70 Metern und mehrfachen Produktionsinstallationen betriebliche Herausforderungen bereithält. Zwei Schiffe von WesternGeco werden beim Unterschießen der Offshore-Plattformen eingesetzt. Sie sollen sicherstellen, dass das Projekt während der Feldsaison 2014-15 fertiggestellt wird.

Drilling Group

         
(Angaben in Mio. USD, außer Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis zum Veränderung
31. März 2015 31. Dez. 2014 31. Mär. 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 3.963 $ 4.658 $ 4.331 -15 % –8 %
Betriebsergebnis vor Steuern 790 966 881 -18 % -10 %
Umsatzrendite vor Steuern 19,9 % 20,7 % 20,4 % –80 bps –51 bps
 

Im Quartalsvergleich sank der Umsatz des Bereiches Bohrung um 15% auf 4,0 Mrd. USD. Dies lag hauptsächlich am erheblichen Rückgang der Zahl der Bohrplattformen in Nordamerika und den widrigen Währungseinflüssen in Russland und Venezuela sowie den jahreszeitlichen Rückgängen in Russland, die hauptsächlich den Bereich Bohrung und Messungen und M-I SWACO Technologies betraf. Mehr als 30% des Quartalsrückgangs ergab sich aus Nordamerika wegen der geringeren Tätigkeit und der Preisentwicklung. Geringeres Geschäft im integrierten Projektmanagement (IPM) in Australien, Mexiko und im Irak trug ebenfalls zum Rückgang bei.

Die operative Marge vor Steuern betrug 20 Prozent, sank also gegenüber dem Vorquartal um 80 bps . Trotz des Umsatzrückgangs begrenzten sofortige Maßnahmen im Kostenmanagement sowie der Nutzen unserer örtlichen Kostenstruktur, die die Auswirkungen der ungünstigen Währungseffekte auf das Betriebsergebnis vor Steuern verringerten, den Rückgang beim Quartalsgewinn auf 25%.

Im ersten Quartal steigerten neue Technologien der Drilling Group die Leistung durch eine Verbesserung der Bohreffizienz, Optimierung der Bohrlochplatzierung und die Sicherung der Integrität der Bohrlöcher.

In Mexico wurde das umlaufend steuerbare Hochtemperatursystem PowerDrive ICE* des Bereichs Bohren und Messungen für Pemex zur Korrektur eines Bohrungsverlaufs einer Packed-Bottom-Lochkonstruktion eingesetzt, die in einer hochabrasiven Formation vom beabsichtigten Verlauf abgewichen war. PowerDrive ICE technology erstellte die Bohrung gemäß Bohrplan und erhöhte die Eindrinungsrate gegenüber dem vorherigen Feldrekord um 16%, was dem Kunden eine Einsparung von neun Betriebstagen und 1,35 Mio. USD erlaubte.

Im Golf von Thailand wurde der Dienst TeleScope ICE* des Bereichs Bohrung und Messungen für die Messung von ultrahohen Temperaturen während des Bohrens für PTT Exploration and Production Company Limited (PTTEP) zum Bohren einer Quelle auf die volle Tiefe in einem Durchgang und die Gewinnung von Echtzeitmessungen aus dem Bohrungsboden in einem Reservoir mit einem Temperaturmaximum von 204 °C eingesetzt. Der Vorteil für den Kunden bestand im Verzicht auf einen Gang zum Zusammenbau am Lochbodens zum Schutz der Elektronik und einen Einsatz des Kreiselkompasses zur Bestimmung des Lochstandorts mit der Folge einer Einsparung von 12 Stunden Plattformzeit und einer Senkung der Betriebskosten um 300.000 USD.

In China wurde die PeriScope HD* Mehrschichtbett-Begrenzungserkennungstechnik für PetroChina zur Unterstützung von deren Entwicklungsplänen in reifen durch Reservoirs mit geringen Amplitudenfallen und dünnen Zielen gekennzeichneten Feldern eingesetzt. In einer Anwendung für Xin Jiang Oil Company ermöglichte die PeriScope HD-Technik überlegene horizontale Bohrlochplatzierung in schwierigen Reservoirdicken von etwa 1-2 Metern und lieferte 100% Reservoirkontakt. In einer anderen Bohrung, für Tarim Oil Company, meisterte die Technologie instabile Brekzien und erzielte genaue Platzierung des horizontalen Abschnitts der Quelle nahe dem oberen Ende des Reservoirs mit dem Ergebnis eines 100%igen Reservoirkontakts.

Ebenfalls in China, wurde zum ersten Mal die bohrungsbegleitende Seismiktechnik seismicVISION* des Bereichs Bohren und Messungen in einer Walkabove-Seismikerkundung auf dem Festland für PetroChina TOC o, Tarimbecken eingesetzt. Hochqualitative Echtzeitinformation wurde über ein protokolliertes 6.400-m-Intervall mit der Technik Seismic Guided Drilling* erhoben und zur Korrektur der Bahn von zwei schwierigen Bohrungen verwendet, was das Bohrrisiko und die Unsicherheit des letzten Zieles verringerte. Die Operation wurde effizient durchgeführt, indem die Zeit für Speicherdatenverarbeitung und Modellaktualisierung eliminiert wurde, was dem Kunden erlaubte, 36 Stunden Plattformzeit einzusparen.

In Canada wurde das automatisierte System zum Bohren unter gesteuertem Druck (managed pressure drilling, MPD) M-I SWACO mit dynamischer Ringdruckkontrolle (dynamic annular pressure control, DAPC) für Apache Corporation bei vier Explorationsbohrungen im Liardbecken in Britisch-Kolumbien eingesetzt. Schwierige Druckverhältnisse im Becken hatten bisher zu Verlusten an Bohrflüssigkeit und Flüssigkeitseintrag geführt, die die Bohrleistung beeinträchtigten. Die Anwendung von DAPC-automatisierten MPD-Systemen ermöglichte nahezu konstante Temperaturen am Bohrlochboden und somit das Ausbohren bis zur geplanten Tiefe, was die unproduktive Zeit verringerte und somit dem Kunden erhebliche Kosten ersparte.

Im norwegischen Abschnitt der Nordsee wurde die Flüssigkeitstechnik M-I SWACO WARP* für ein internationales Öl- und Gasunternehmen in einem Lochm mit einem engen Betriebsfenster beim Schlammdruck eingesetzt. Die niedrigen rheologischen Eigenschafte der WARP-Technik ermöglichten optimale zonale Isolation des 18 5/8-Zoll-Lochabschnitts, was die Rohrlaufgeschwindigkeit erhöhte und Flüssigkeitsverluste in die Formation hinein verhinderte. Auch bestätigten die Zementbindungsprotokolle zwischen dem Rohr und der Bohrlochwand, dass die zonale Isolation die beste bisher erfasste für diesen Bohrlochabschnitt war, woraus sich eine erhebliche Verbesserung im Hinblick auf die aufsichtsrechtliche Konformität im Vergleich mit versetzten Bohrungen im selben Feld ergab.

Production Group

         
(Angaben in Mio. USD, außer Prozentangaben)
Dreimonatszeitraum bis zum Veränderung
31. März 2015 31. Dez. 2014 31. März 2014 gegenüber Vorquartal gegenüber Vorjahr
Umsatz $ 3.769 $ 4.816 $ 3.989 -22 % –6 %
Betriebsergebnis vor Steuern 549 889 724 -38 % -24 %
Umsatzrendite vor Steuern 14,6 % 18,5 % 18,2 % –389 bps –359 bps
 

Der Umsatz des Bereiches Produktion betrug 3,8 Mrd. USD und somit 22% als im Vorquartal, was auf Pumptätigkeit mit geringerem Druck und zunehmendem Preisdruck zurückzuführen war, seinerseits eine Folge des scharfen Rückgang der Zahl der Bohrplattformen auf dem nordamerikanischen Festland. Mehr als die Hälfte des Rückgangs gegenüber dem Vorquartal war dem nordamerikanischen Festland zuzurechnen. Geringere Produktumsätze in den Bereichen künstliche Förderung und Fertigstellungen sowie ungünstige Währungseffekte trugen ebenfalls zum Rückgang gegenüber dem Vorquartal bei.

Mit einem Wert von 14,6% lag die Umsatzrendite vor Steuern im Quartalsvergleich um 389 bps niedriger, weil sich im Laufe des Quartals geringere Aktivität und erhöhter Preisdruck bemerkbar machten, besonders auf dem nordamerikanischen Festlandsmarkt. Trotz des erheblichen Umsatzverfalls konnten schnelles Handeln beim Kostenmanagement einschließlich der Abstimmung der Ressourcen auf die Tätigkeit den Rückgang der Umsatzrendite im Quartalsvergleich auf 32% begrenzen.

Techniken des Bereichs Neue Produktion half Kunden, ihre technischen Herausforderungen zu bestehen, indem sie die Förderung beschleunigte, die Wiedergewinnung vergrößerte und die betriebliche Effizienz verbesserte.

In North Dakota setzte der Bereich Well Services die Frakturierungstechnik BroadBand Sequence für Statoil zur Simulation der offenen 901-ft- und 2.553-ft- Zehenabschnitte im Bakken-Schiefergebiet ein. Die Zielintervalle wurden in 11 beziehungsweise 24 Stufen simuliert. In beiden Fällen nahm der Frakturierungsdruck konsistent zu. Der gesamte Druckzuwachs betrug 1.376 beziehungsweise 2.140 psi. Beide quellen flossen mit höheren anfänglichen Produktionsraten verglichen mit ihren direkten Versätzen.

In Kuwait führten der Bereich Well Intervention für KOC eine Überarbeitung von drei schwierigen Quellen in den Feldern Managish und Sabryia aus. Vor dem Eingriff hatte Formationsflüssigkeit und Verschuppung die Ausgänge und Schirme der Zuflusssteuerungsgeräte der Quellen verstopft, was zu einem Produktionsabfall führte. ACTive* in-well-live-Leistung mit verteilter Temperaturfühltechnik half, die vertopften Ausgänge auszumachen, und die Echtzeitanalyse der Temperaturerkundung erlaubte die Entscheidung, welche Ausgänge selektiv stimuliert werden sollte. Der aufblasbare ACTive Straddle* Multisetpacker auf Coiled-Tubing-Basis diente dann dazu, die Simulationsbehandlung effizient auf die ausgewählten Ausgänge zu setzen, um den Schaden und die Verschuppung zu entfernen, während der Echtzeitdruck zur Bestätigung der Kommunikation zwischen den Ausgängen und dem Reservoir überwacht wurde. Im Ergebnis hat sich der Ausstoß aus den drei Quellen nach der Stimulierung verdoppelt, auch wurde dank der selektiven Behandlung der verstopften Ausgänge Plattformzeit eingespart.

In Tschad haben Well Services die erste hydraulische Frakturierungsbehandlung abgeschlossen. Dabei wurde überkreuzverbundene wasserbasierte YF100FLEX*-Frakturierungsflüssigkeit eingesetzt. Der Auftrag wurde für Glencore auf einer Quelle im Onshorefeld Mangara ausgeführt. Vor der Frakturierungsbehandlung war der Spitzenausstoß der Quelle wegen Formationsschäden bei Überarbeitungen stark abgefallen, was am Ende zum Selbstabschluss der Quelle führte. Dank dem Einsatz von Well-Services-Technk bestätigte der Test der Quelle nach der Frakturierung eine negative Haut und eine vierfache Erhöhung des Spitzenausstoßes der Quelle.

In Westkanada hat Seven Generations Energy Ltd. einen Stimulationsvertrag an Schlumberger Well Services vergeben, der die Bereitstellung einer hydraulischen Frakturierungsflotte im ständigen 24-Stunden-Betrieb umfasst. Schlumberger wurde wegen seiner starken betrieblichen und technischen Expertise sowie seiner bewiesenen Erfahrung bei der Verbesserung der Quellenleistung bei gleichzeitiger Optimierung der Erstellungskosten als bevorzugter Frakturierungsdienstleister ausgewählt.

     

Finanzübersicht

 
Zusammengefasste konsolidierte Gewinn- und Verlustrechnung
 
(Angaben in Mio. USD, außer Angaben je Aktie)
 
Dreimonatszeitraum
Zeiträume bis zum 31. März   2015     2014
 
Umsatz $ 10.248 $ 11.239
Zinsen und sonstige Erträge 49 76
Ausgaben
Umsatzkosten 8.096 8.745
Forschung und technische Entwicklung 267 284
Vertriebs- und Verwaltungsgemeinkosten 119 106
Restrukturierung und Sonstiges(1) 439 -
Zinsen     82       103
Ertrag vor Steuern $ 1.294 $ 2.077
Ertragsteuern(1)     306       469
Nettogewinn 988 1.608
Nettogewinn aus Minderheitsbeteiligungen     13       16
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn   $ 975     $ 1.592
 
Verwässerter Gewinn je Aktie von Schlumberger(2)   $ 0,76     $ 1,21
 
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien 1.276 1.306
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung     1.285       1.318
 
In Ausgaben enthaltene Wertminderungen und Abschreibungen(3)   $ 1.042     $ 1.001
 

(1)

Weitere Einzelheiten finden sich im Abschnitt „Belastungen und Gutschriften“.

(2)

Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.

     
Zusammengefasste konsolidierte Bilanz
 
(Angaben in Mio. Stk.)
 
31. März 31. Dez.
Gesamtvermögen   2015     2014
Umlaufvermögen
Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 6.803 $ 7.501
Forderungen 10.443 11.171
Sonstiges Umlaufvermögen     6.148       6.022
23.394 24.694
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 436 442
Anlagevermögen 15.135 15,396
Seismische Multiclient-Daten 850 793
Firmenwert (Goodwill) 15.512 15.487
Sonstige immaterielle Vermögenswerte 4.575 4.654
Sonstige Vermögenswerte     5.509       5.438
    $ 65.411     $ 66.904
 
Passiva          
Kurzfristige Verbindlichkeiten
Laufende Verbindlichkeiten und Rückstellungen $ 8.469 $ 9.246
Geschätzte Verbindlichkeiten aus Ertragsteuer 1.631 1.647
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil
an langfristigen Verbindlichkeiten 3.828 2.765
Auszuschüttende Dividenden     644       518
14.572 14.176
Langfristige Verbindlichkeiten 8.898 10.565
Pensionsnebenleistungen 1.419 1.501
Latente Steuern 1.363 1.296
Sonstige Verbindlichkeiten     1.293       1.317
27.545 28,855
Eigenkapital     37.866       38.049
    $ 65.411     $ 66.904

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 Änderungen bei Nettoverbindlichkeiten folgen hier:

  (Angaben in Mio. Stk.)
   
Zeiträume bis zum 31. März       Drei

Monate

2015

  Drei

Monate

2014

 
Nettogewinn vor Minderheitsanteilen $ 988 $ 1.608
Restrukturierungs- und sonstiger Aufwand, zuzüglich Steuern   383     -  

Nettoertrag vor Minderheitsbeteiligungen, ohne Ab- und Zuschreibungen

1.371 1.608
Wertminderungen und Abschreibungen(1) 1.042 1.001
Aufwendungen für Renten und andere Pensionsnebenleistungen 114 86
Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen 80 77
Finanzierung von Renten und anderen Pensionsnebenleistungen (120 ) (72 )
Betriebskapitalerhöhung (2) 770 ) (870 )
Sonstige   53     7  
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit   1.770     1.837  
 
Kapitalaufwendungen 606 ) (864 )
SPM-Investitionen (109 ) (202 )
Kapitalisierte seismische Multiclient-Daten   (101 )   (82 )
Freier Cashflow(3)   954     689  
 
Aktienrückkaufprogramm 719 ) (899 )
Ausgeschüttete Dividenden (512 ) 410 )
Erträge aus Mitarbeiterbeteiligungsprogrammen   182     280  
  95 )   340 )
 
Firmenakquisitionen und Investitionen, abzüglich erworbener Barmittel und übernommener Verbindlichkeiten (79 ) 239 )
Sonstige   74     31 % )
Anstieg der Nettoverbindlichkeiten 100 ) (610 )
Nettoverbindlichkeiten zu Beginn des Zeitraums   (5.387 )   (4.443 )
Nettoverbindlichkeiten $ (5.487 ) $ (5.053 )
 
Bestandteile der Nettoverbindlichkeiten  

31. März
2015

31. Dez.
2014

 

31. März
2014

Barmittel und kurzfristige Kapitalanlagen $ 6.803 $ 7.501 $ 7.078
Bis zur Fälligkeit gehaltene festverzinsliche Kapitalanlagen 436 442 358
Kurzfristige Kredite und kurzfristiger Anteil an langfristigen Verbindlichkeiten (3.828 ) (2.765 ) (1.369 )
Langfristige Verbindlichkeiten   (8.564 )   (10.565 )   (11.120 )
$ (5.487 ) $ (5.387 ) $ (5.053 )
 
(1) Enthält Wertminderung des Anlagevermögens und von Sachanlagen, Abschreibungen immaterieller Vermögenswerte, Aufwendungen für seismische Multiclient-Daten und SPM-Investitionen.
 
(2) Einschließlich Abfindungen von etwa 245 Mio. USD während der drei Monate zum 31. März 2015.
 

(3)

 Der „freie Cashflow“ bezieht sich auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Kapitalaufwendungen, SPM-Investitionen und kapitalisierter seismischer Multiclient-Daten. Die Geschäftsführung ist der Ansicht, dass es sich hierbei um eine wichtige Maßnahme handelt, da sie sich auf Gelder bezieht, die zur Reduzierung von Verbindlichkeiten und Verfolgung von Gelegenheiten zur Verfügung stehen, die den Aktionärswert durch Akquisitionen und Ausschüttungen an Aktionäre durch Aktienrückkäufe und Dividenden steigern.
 

Belastungen und Gutschriften

Zusätzlich zu den Finanzergebnissen, die in Übereinstimmung mit den in den USA allgemein anerkannten Grundsätzen der Rechnungslegung (GAAP) ermittelt wurden, umfasst diese Pressemitteilung zum ersten 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. USD, außer Angaben je Aktie)
       
Erstes Quartal 2015
Vor Steuern   Steuer  

Minderheits-
beteiligung

  Netto  

Verwässertes
Ergebnis je Aktie

Schlumberger zurechenbarer Nettoertrag, ohne Ab- und Zuschreibungen $ 1.733 $ 362 $ 13 $ 1.358 $ 1,06
Stellenabbau(1) (390 ) (56 ) - (334 ) (0,26 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela(2)   (49 )     -       -     (49 )     (0,04 )
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn, wie ausgewiesen $ 1.294     $ 306     $ 13   $ 975     $ 0,76  
 
Viertes Quartal 2014
Vor Steuern   Steuer  

Minderheits-
beteiligung

  Netto  

Verwässerter
Gewinn je Aktie(2)

Schlumberger zurechenbarer Nettoertrag, ohne Ab- und Zuschreibungen $ 2.488 $ 532 $ 15 $ 1.941 $ 1,50
Umstrukturierung von WesternGeco (806 ) (25 ) - (781 ) (0,60 )
Verlust durch Währungsabwertung in Venezuela (472 ) - - (472 ) (0,36 )
Belegschaftsverkleinerung (296 ) (37 ) - (259 ) (0,20 )
Wertminderungen des SPM-Projekt   (199 )     (72 )     -     (127 )     (0,10 )
Auf Schlumberger entfallender Nettogewinn, wie ausgewiesen $ 715     $ 398     $ 15   $ 302     $ 0,23  
 
Im ersten Quartal 2014 sind weder Belastungen noch Gutschriften auszuweisen.
 
(1) Weitere Einzelheiten zu diesen Belastungen finden sich im Abschnitt „Ergänzende Informationen“.
(2) Differenzen durchz Rundungsfehler.
           
Produktgruppen
(Angaben in Mio. Stk.)
Dreimonatszeitraum bis zum
31. März 2015 31. Dez. 2014 31. März 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

 Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Reservoircharakterisierung $ 2.550 $ 655 $ 3.231 $ 974 $ 2.979 $ 792
Bohrungen 3.963 790 4.658 966 4.331 881
Förderung 3,769 549 4.816 889 3.989 724
Ausbuchungen und Sonstiges (34 )   1 ) (64 )   (48 ) (60 )   (29 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.993 2.781 2.368
Konzern und Sonstiges - (192 ) - (221 ) - (201 )
Zinserträge(1) - 8 - 8 - 7
Zinsaufwendungen(1) - (76 ) - (80 ) - (97 )
Belastungen und Gutschriften   -     (439 )   -     (1.773 )   -     -  
$ 10.248   $ 1.294   $ 12.641   $ 715   $ 11.239   $ 2.077  
 
 
Geografische Regionen
(Angaben in Mio. Stk.)
Dreimonatszeitraum bis zum
31. März 2015 31. Dez. 2014 31. März 2014
Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

 Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Umsatz

Gewinn
vor
Steuern

Nordamerika $ 3.222 $ 416 $ 4.324 $ 849 $ 3.684 $ 683
Lateinamerika 1.648 354 2.053 429 1.758 371
Europa/GUS/Afrika 2.538 532 3.063 683 2.881 585
Naher Osten und Asien 2.703 774 3.094 877 2.845 749
Ausbuchungen und Sonstiges 137   83 ) 107   (57 ) 71   (20 )
Betriebsergebnis vor Steuern 1.993 2.781 2.368
Konzern und Sonstiges - (192 ) - (221 ) - (201 )
Zinserträge(1) - 8 - 8 - 7
Zinsaufwendungen(1) - (76 ) - (80 ) - (97 )
Belastungen und Gutschriften   -     (439 )   -     (1.773 )   -     -  
$ 10.248   $ 1.294   $ 12.641   $ 715   $ 11.239   $ 2.077  
 

(1) Ohne Zinsen, die in den Ergebnissen der Produktgruppen und geografischen Regionen enthalten sind.

 

Ergänzende Informationen

 

1)

Wie hoch war die Umsatzrendite vor Steuern, und wie hoch war die Zunahme der operativen Marge im ersten Quartal 2015? Die Umsatzrendite vor Steuern betrug 19,4%. und die Zunahme der operativen Marge im ersteen Quartal betrug 38%. Im Quartalsvergleich betrug die Zunahme der operativen Marge 33%.

 

2)

Wie hoch war der freie Cashflow als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im ersten Quartal 2015?

Der freie Cashflow, ohne 245 Mio. USD Abfindungszahlungen, betrug als Prozentsatz der Erträge aus laufender Geschäftstätigkeit vor Minderheitsbeteiligungen unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften im ersten Quartal 2015 87%.
 

3)

Was sind die Erwartungen für Investitionsausgaben im Geschäftsjahr 2015?

Schlumberger erwartet für 2015 Investitionsausgaben (ohne Multiclient- und SPM-Investitionen) in Höhe von 2,5 Mrd. USD.
 

4)

Was war in „Zinsen und sonstige Erträge“ für das ersten Quartal 2015 enthalten?

Die „Zinsen und sonstigen Erträge“ für das ersten Quartal 2015 beliefen sich auf 49 Mio. USD. Dieser Betrag setzte sich aus Erträgen von Eigenkapitalbeteiligungen in Höhe von 36  Mio. USD und Zinserträgen in Höhe von 13 Mio. USD zusammen.
 

5)

Welche Änderungen der Zinserträge und Zinsaufwendungen sind für das erste Quartal 2015 auszuweisen?

Die Zinserträge in Höhe von 13 Mio. USD waren gegenüber dem Vorquartal unverändert. Die Zinsausgaben waren mit 82 Mio. USD um 5 Mio. USD niedriger als im Vorquartal.
 

6)

Was ist der Unterschied zwischen dem „Betriebsergebnis vor Steuern“ und den konsolidierten Erträgen von Schlumberger vor Steuern?

Der Unterschied besteht in Posten, die sich auf den Konzern beziehen (einschließlich Belastungen und Gutschriften), Posten wie Zinserträge und -aufwendungen, die nicht bestimmten Segmenten zugeordnet sind, sowie Zinsen auf medizinische Pensionsnebenleistungen, Aufwendungen für aktienbasierte Vergütungen und Abschreibungen im Zusammenhang mit bestimmten immateriellen Vermögenswerten.
 

7)

Wie hoch war der effektive Steuersatz unter Ausschluss von Belastungen und Gutschriften für das erste Quartal 2015?

Der effektive Steuersatz für das erste Quartal 2015 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 20,9 Prozent, was im Vergleich zu 21,4 Prozent aus dem dritten Quartal 2014 steht.
 
Der effektive Steuersatz für das erste Quartal 2015 ohne Belastungen und Gutschriften betrug 23,6 Prozent, was im Vergleich zu 55,6 Prozent aus dem vierten Quartal 2014 steht.
 

8)

Wie viele Stammaktien waren zum 31. März 2015 im Umlauf, und wie veränderte sich dies gegenüber dem Ende des letzten Quartals?

Zum 31. März 2015 waren 1,270 Milliarden Stammaktien im Umlauf. Die folgende Tabelle zeigt die Veränderung der Anzahl im Umlauf befindlicher Aktien vom 31. Dezember 2014 bis zum 31. März 2015.
   
(Angaben in Mio. Stk.)
Zum 31. Dezember 2014 im Umlauf befindliche Aktien   1.275
An Begünstigte verkaufte Aktien abzüglich umgetauschter Aktien 1
Übertragung von Belegschaftsaktien 1
Gemäß Mitarbeiteraktienkaufplan ausgegebene Aktien 2
Aktienrückkaufprogramm (9 )
Ausgegebene Aktien zum 31. März 2015 1.270  
 

9)

  

Wie hoch war das gewichtete Mittel der ausstehenden Aktien während des ersten Quartals 2015 und im vierten Quartal 2014, und wie wird dies mit der durchschnittlichen Anzahl ausstehender Aktien bei voller Verwässerung abgeglichen?

Das gewichtete Mittel ausstehender Aktien während des ersten Quartals 2015 und vierten Quartals 2014 betrug 1,285 bzw. 1,293 Milliarden. Es folgt ein Abgleich des gewichteten Mittels ausstehender Aktien mit der durchschnittlichen Anzahl von Aktien bei voller Verwässerung.
     
(Angaben in Mio. Stk.)

Erstes Quartal
2015

    

Viertes Quartal 2014

Gewichtetes Mittel im Umlauf befindlicher Aktien 1.276     1.282
Angenommene Ausübung von Aktienoptionen 5 7
Gesperrte Belegschaftsaktien 4     4
Mittelwert der im Umlauf befindlichen Aktien mit angenommener Verwässerung 1.285     1.293
 

10)

  

Wie hoch waren die Multiclient-Umsätze im ersten Quartal 2015?

Die Multiclient-Umsätze einschließlich Übertragungsgebühren beliefen sich im ersten Quartal 2015 auf 53 Mio. USD und im vierten Quartal 2014 auf 194 Mio. USD.
 

11)

Wie hoch war der Auftragsbestand von WesternGeco am Ende des ersten Quartals 2015?

Der Auftragsbestand von WesternGeco aufgrund gültiger Verträge mit Kunden am Ende des ersten Quartals 2015 betrug 604 Millionen US-Dollar. Zum Ende des vierten Quartals 2014 betrug er 736 Millionen US-Dollar.
 

12)

Worauf beziehen sich die verschiedenen Belastungen, die Schlumberger im ersten Quartal 2015 verzeichnet hat?

 

Stellenabbau:

Infolge des starken Rückkgangs der Tätigkeit in Nordamerika in Verbindung mit der Auswirkung der verringerten internationalen Tätigkeit wegen der Budgetkürzungen bei unseren Kunden, die sich aus niedrigeren Ölpreisen ergaben, hat sich Schlumberger entschlossen, seine Belegschaft weiter um etwa 11.000 Mitarbeiter zu verringern. Schlumberger hat im ersten Quartal eine Abschreibung von 390 Mio USD vor Steuern im Zusammenhang mit diesem Belegschaftsabbau sowie einem beanreizten Urlaubsprogramm vorgenommen.
 

Währungsabschreibung zu Venezuela:

Obwohl das maßgebliche Zahlungsmittel bei den Aktivitäten von Schlumberger in Venezuela der US-Dollar ist, wird ein Teil der Transaktionen in lokaler Währung bezeichnet. An dem 31. Dezember 2014 wendet Schlumberger den SICAD II-Wechselkurs von 50 venezolanischen Bolivar je US-Dollar bei der Neuberechnung von Transaktionen und Guthaben aus örtlicher Währung in US-Dollar an. Während des ersten Quartals 2015 hat die venezolanische Regierung den SICAD-II-Auktionsprozess durch ein SIMADI genanntes Devisenmarktsystem ersetzt. Der SIMADI-Wechselkurs betrug zum 31. März 2015 192 venezolanische Bolivar zum US-Dollar. Infolgedessen hat Schlumberger eine Abwertungsabschreibung von 49 Mio. USD im ersten Quartal 2015 verbucht.
 

Über Schlumberger

Schlumberger ist der weltweit führende Anbieter von Lösungen in den Bereichen Technologie, integriertes Projektmanagement und Informationen für Kunden aus der Erdöl- und Erdgasindustrie auf der ganzen Welt. Mit etwa 115.000 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 Hauptgeschäftsstellen in Paris, Houston, London und Den Haag und hat im Jahr 2014 einen Umsatz in Höhe von 48,58 Mrd. USD ausgewiesen. Weitere Informationen finden Sie unter www.slb.com.

* Marke von Schlumberger oder von Schlumberger-Unternehmen.

Anmerkungen

Schlumberger veranstaltet am Freitag, dem 17. April 2015 eine Telefonkonferenz zur Besprechung der obigen Bekanntgabe und der Geschäftsprognosen. Die Telefonkonferenz beginnt um 7.00 Uhr US Central Time (CT), das heißt um 8.00 Uhr US Eastern Time und 14.00 Uhr MEZ. Um an dieser öffentlich zugänglichen Konferenz teilzunehmen, rufen Sie bitte ungefähr zehn Minuten vor Beginn die Konferenzzentrale an, entweder unter +1 (800) 230-1085 für Anrufe aus Nordamerika oder unter +1 (612) 332-0107 für Anrufe von außerhalb Nordamerikas. Fragen Sie nach dem „Schlumberger Earnings Conference Call“. Nach dem Ende der Telefonkonferenz steht Ihnen bis zum 17. Mai 2016 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 352390 ein.

Gleichzeitig zur Telefonkonferenz wird unter www.slb.com/irwebcast ein Webcast zum Mithören 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.

Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte die folgenden Personen:

Simon Farrant – Schlumberger Limited, Vorstand für Anlegerbeziehungen
Joy V. Domingo – Schlumberger Limited, Leiterin Anlegerbeziehungen

Büro, +1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

Die Ergebnismeldung für das erste Quartal 2015 und unsere anderen Mitteilungen enthalten „zukunftsbezogene Aussagen” im Sinne des US-Bundeswertpapiergesetzes, die jegliche Aussagen umfassen, die keine historischen Tatsachen sind, zum Beispiel Prognosen oder Erwartungen zu den Geschäftsaussichten, erhöhte Aktivitäten von Schlumberger insgesamt und jedem seiner Segmente (und für bestimmte Produkte oder in bestimmten geographischen Gebieten in den einzelnen Segmenten), Öl- und Gasnachfrage und die Steigerung der Förderung, Preise von Öl und Gas, Verbesserung der Betriebsverfahren und Technologie, Kapitalaufwendungen durch Schlumberger und in der Öl- und Gasindustrie, Geschäftsstrategien der Schlumberger-Kunden, Erfolg von Schlumbergers Joint Ventures und Bündnisse, künftige globale wirtschaftliche Bedingungen und künftige Ergebnisse des operativen Geschäfts. Diesen Aussagen unterliegen Risiken und Unsicherheiten, unter anderem: die Weltwirtschaftslage, Veränderungen der Ausgaben für die Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas bei den Kunden von Schlumberger, Veränderungen in der Intensität der Erdöl- und Erdgasförderung während der Exploration und Erschließung, allgemeine wirtschaftliche, politische und geschäftliche Gegebenheiten in den Schlüsselregionen der Welt, vor allem in Russland und der Ukraine, Preiserosionen, Wetter und sonstige jahreszeitbedingte Faktoren, betriebliche Verzögerungen, Abfall der Förderung, Änderungen von behördlichen Bestimmungen und Rechtsvorschriften, einschließlich der Vorschriften zur Offshore-Öl- und -Gas-Exploration, radioaktiven Strahlenquellen, Sprengmitteln, Chemikalien, Hydraulic-Fracturing-Dienstleistungen und Initiativen zum Klimaschutz. Hinzu kommen eine mögliche Nichterfüllung technischer Vorgaben zur Exploration und sonstige Risiken und Unsicherheiten, die in der Ergebnismeldung für das erste Quartal 2015, unserem jüngsten Formblatt 10-K und anderen Einreichungen bei der Wertpapierbehörde der USA (Securities und Exchange Commission) aufgeführt sind. Falls eines oder mehrere dieser Risiken und Unwägbarkeiten (oder die Folgen solcher Veränderungen von Geschehnissen) eintreten oder sich unsere grundlegenden Annahmen als unzutreffend erweisen sollten, können die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von unseren Darstellungen in zukunftsgerichteten Aussagen abweichen. Schlumberger verneint jegliche Absicht und lehnt jegliche Verpflichtung zur Revision oder öffentlichen Aktualisierung solcher Aussagen infolge neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder anderweitiger Gegebenheiten ab.

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.